Объемы капитального ремонта магистральных трубопроводов

Обзор способов капитального ремонта магистральных газопроводов с применением труб, бывших в эксплуатации

В настоящей статье хотелось бы описать все чаще и чаще применяющийся метод капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов (КР ЛЧ МГ) с применением труб, бывших в эксплуатации, а также рассмотреть некоторые практические моменты, возникающие при разработке проектной документации на капремонт с использованием данного метода.

Организационная схема КР ЛЧ МГ с применением труб, бывших в эксплуатации, выглядит следующим образом:

В последнее время в связи с износом газопроводов, находящихся в эксплуатации, объемы капитального ремонта увеличиваются. Увеличиваются, соответственно, и требуемые для этого капиталовложения. Одной из мер, несколько уменьшающих стоимость КР и повышающих эффективность производства работ, является применение методов ремонта ЛЧМГ с использованием труб, бывших в эксплуатации.

В 2005 году вышла «Временная инструкция по повторному применению труб при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов», в 2010 году вступила в силу постоянная инструкция в статусе СТО Газпром 2-2.3-484-2010.

Рассмотрим на конкретном примере применение данного метода ремонта. Магистральный газопровод наружным диаметром 1020 мм находился в эксплуатации с 1963 года. Расчетная продолжительность ремонта 24 км трубопровода составляла 6 месяцев с учетом использования трех комплексных технологических потоков. В проектной документации предлагалась следующая организация ремонтных работ:

1 этап — Демонтажные и диагностические работы на трассе газопровода:

• вскрытие газопровода;
• поднятие газопровода на бровку траншеи;
• удаление старой изоляции;
• диагностирование труб средствами неразрушающего контроля;
• отбраковка труб и демонтаж трубопровода;
• транспортировка труб, прошедших отбраковку, на Мобильную базу ремонта и изоляции труб, расположенную в 160 км от трассы;
• транспортировка труб, не прошедших отбраковку, на место временного складирования на базе ЛПУ;
• засыпка траншеи газопровода.

2 этап — Комплекс работ по переизоляции труб на Мобильной базе ремонта и изоляции труб

3 этап — Монтажные работы:

• разработка траншеи газопровода;
• транспортировка труб с Мобильной базы ремонта и изоляции труб к месту монтажа;
• транспортировка труб в заводской изоляции к месту монтажа (на участки категории В, I, II);
• монтаж газопровода, испытания;
• засыпка траншеи;
• контроль состояния изоляционного покрытия методом катодной поляризации.

При проведении КР с использованием труб, бывших в эксплуатации, проводится комплекс диагностических работ, определяющих дальнейшую «судьбу» трубы и отнесение ее к той или иной категории по степени пригодности к дальнейшему использованию.

Глобально трубы делятся на две категории: «А» — трубы, бывшие в эксплуатации, пригодные для повторного применения, и «Б» — не пригодные к повторному применению на линейной части магистральных газопроводов.

Кроме того, после проведения процедур обследования и оценки качества труб ремонтируемого участка, трубы категории «А» целесообразно дополнительно ранжировать по категориям:

• трубы категории А1, оставляемые в газопроводе для дальнейшей эксплуатации, в том числе ремонтируемые без вырезки из газопровода (в траншее);
• трубы категории А2, извлеченные из траншеи, отремонтированные на бровке и смонтированные в границах ремонтируемого участка (как правило, от кранового до кранового узла);
• трубы категории А3, вырезаемые из ремонтируемых и демонтированных участков газопроводов, которые подлежат комплексному обследованию, восстановлению в заводских условиях, ремонту и повторному применению при ремонте магистральных газопроводов, независимо от того, из какого участка газопровода они демонтированы.

Ввиду того, что трубопровод к моменту ремонта (а он предполагается в 2015 году) будет находится в эксплуатации 52 года, отнесение труб к категории А1 производится не будет.

Обследование участков газопроводов проводят наружными сканерами-дефектоскопами и средствами визуального, измерительного, вихретокового, ультразвукового, магнитопорошкового контроля, после предварительной очистки газопровода (удаления старого изоляционного покрытия) организацией, выполняющей ремонт. Допускается проводить обследование без применения сканеров-дефектоскопов газопроводов диаметром 530 мм и менее, а также участков газопроводов длиной меньше 36 м.

Обследование трубопровода сканером-дефектоскопом в объеме 100% проводят для выявления аномалий, подлежащих идентификации на последующих этапах обследования. Существует документ Газпрома, содержащий требования по организации и проведению технического диагностирования ЛЧ МГ наружными сканерами дефектоскопами (Р Газпром 2-2.3-596-2011), а также временные типовые технические требования к наружным сканерам.

На сегодняшний день в Реестр ОАО «Газпром» внесены 4 типа сканеров:

1. Сканер-дефектоскоп ультразвуковой бесконтактный SoNet производства ОАО «Акустические Контрольные Системы», г. Москва (на диаметры от 720 до 1420, температурный диапазон эксплуатации -40..+50 С);
2. Дефектоскоп наружный сканирующий типа ДНС производства ЗАО «Газприборавтоматика сервис», г. Саратов (на диаметры 1020, 1220, 1420, температурный диапазон эксплуатации -30..+50 С);
3. Комплекс автоматизированного контроля сварных соединений и основного металла газопровода УСД 60-8К-А производства ООО «НПЦ Кропус», г. Ногинск;
4. Дефектоскоп-сканер ультразвуковой АВТОКОН-МГТУ производства ФГУ НУЦСК при МГТУ им. Н.Э. Баумана, г. Москва (для контроля кольцевых сварных соединений).

Сканеры-дефектоскопы в работе: вверху — сканер SoNet; внизу — сканер типа ДНС в составе ремонтной колонны по очистке старой изоляции и обследованию газопровода

Соответственно, существуют две организационно-технологические схемы производства ремонтно-диагностических работ: с вывешиванием трубопровода в траншее и с поднятием труб на берму траншеи. Отметим, что качественная диагностика МГ в траншее в ряде случаев может быть затруднительна (см. рис. ниже), поэтому в проектной документации была принята схема с поднятием трубопровода на берму траншеи.

Сложности диагностики МГ при ремонте в траншее (слева — затруднен доступ к нижней образующей трубы, справа — неудовлетворительное качество очистки поверхности газопровода)

После обследования сканером-дефектоскопом трубопровод демонтируется на отдельные трубы, при этом кольцевые сварные швы вырезаются двумя резами.

Далее на трассе проводят следующий комплекс работ по неразрушающему контролю и отбраковке труб:

1. Визуально-измерительный контроль в объеме 100% тела трубы и СДТ. При этом выявляют коррозионные дефекты, вмятины, гофры, дефекты сборки (смещение кромок) и наружные дефекты сварных швов, а также другие видимые дефекты. Измеряют параметры обнаруженных дефектов, заносят их в ведомости дефектов и в соответствии с принятыми нормами оценки соответствия (Инструкция по оценке дефектов труб и СДТ при ремонте и диагностировании МГ, утверждена 5.09.2013 В.А. Маркеловым) определяют трубы и СДТ, подлежащие замене.
2. Поиск стресс-коррозионных дефектов по результатам обследования сканером-дефектоскопом, и на участках, имеющих признаки коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), которые определяют визуально, по отслоившемуся изоляционному покрытию и наличию продуктов коррозии светлого цвета в анаэробных условиях.
3. Приборное обследование участков газопровода, не подлежащих замене после выполнения ВИК и поиска дефектов КРН, а также вырезанных труб. Сюда входит:

• ультразвуковой контроль локальных участков поверхности металла и заводских швов по результатам предыдущих этапов;
• толщинометрия бездефектных стенок труб и СДТ не менее чем в 4 точках на каждый элемент трубы и СДТ;
• 100% обследование вырезанных труб с дефектами КРН (на бровке траншеи или на спецплощадке) вихретоковым дефектоскопом и 10% магнитопорошковый контроль.

Таким образом происходит разделение вырезанных труб по категориям А2, А3 и Б. В соответствии с этим принимается решение, отправлять ли трубу на базу для обследования, ремонта и переизоляции, или выполнить ремонт в трассовых условиях. Трубы категории А3, в принципе, могут быть использованы на другом участке трубопровода, не включенном в состав проекта, или после ремонта на мобильной базе врезаны в тот же участок трубопровода, из которого ранее были вырезаны.

Когда данный проект попал на экспертизу, то экспертной организацией был сделан ряд конструктивных замечаний, уменьшающих стоимость проекта.

Как известно, существует несколько схем демонтажа газопровода. Для рассматриваемого случая выглядят они следующим образом.

Схема 1 предполагает вскрытие трубопровода с одной стороны и «выдергивание» трубопровода с разработкой приямков для пропуска полотенец трубоукладчика с расчетным интервалом. Схема 2 предполагает полное вскрытие трубопровода с обеих сторон и постепенное извлечение его из траншеи. Ширина вскрытия определяется размерами режущей кромки экскаватора (в данном случае 1200 мм) и безопасным расстоянием от рабочего органа до стенки трубы (200 мм).

Очевидно, что применение схемы 2 увеличивает объем механической разработки грунта на 65%. Поэтому было сделано замечание, которое проектный институт принял, что в грунтах 2 и 3 категории по трудности разработки следует применить схему 1. В грунтах 4-6 группы по трудности разработки, которые в рассматриваемом проекте представлены глинами твердой консистенции и скальными грунтами гранитов, была оставлена схема 2, поскольку «выдергивание» трубы из подобных грунтов может привести к повреждению тела трубы. В случае, когда демонтированная труба далее нигде не используется, вполне приемлема была бы и первая схема. Но когда труба планируется к дальнейшему использованию, то демонтаж трубопровода должен производится таким образом, который исключал бы любые повреждения тела трубы, т.е. как раз схема 2.

Далее, так как работы по демонтажу данного участка газопровода начинаются в конце января (грунт находится в мерзлом состоянии), была дана рекомендация при вскрытии и засыпке траншеи принимать откосы траншеи 1:0 согласно СНиП 3.02.01-87 п.3.16. Данное решение позволило сократить объем земляных работ на 18%.

Также немаловажный момент, который во многих случаях ускользает из внимания проектировщиков: согласно технической части ГЭСН 01 на земляные работы при засыпке траншей категория грунтов по трудности разработки должна приниматься на единицу меньше той, которая дана в отчетах по инженерным изысканиям.

Данные замечания по земляным работам в общем итоге привели к снижению сметной стоимости на 12%.

Отметим, однако, и некоторые недостатки применяемого метода ремонта:

• необходимость два раза разрабатывать и засыпать траншею;
• вызывает сомнение возможность повторного использования трубы производства начала 60-ых годов. СТО Газпром 2-2.3-484-2010 устанавливает технические требования к трубам, бывшим в эксплуатации, отремонтированным в заводских условиях. Согласно этому СТО, к повторному применению допускаются трубы, изготовленные лишь по определенным стандартам и техусловиям, самое старое из которых датировано 1973 годом;
• даже если газотранспортным обществом принято решение о том, что данные трубы все же будут везти на базу, диагностировать и отбраковывать, то гипотетически возможна следующая ситуация. Доставленную за 160 км трубу исследуют на механические свойства (ударная вязкость, предел прочности, предел текучести и пр.) и обнаруживают, что за 50 с лишним лет эксплуатации отношение предела текучести к пределу прочности стало близким к единице. Само по себе увеличение данного отношения отражает вполне естественный процесс деформационного старения трубной стали, когда под действием эксплуатационных и технологических факторов сталь постепенно теряет способность пластически деформироваться. Оптимальным считается соотношение не более 0,8..0,9. За длительный период эксплуатации вполне вероятно, что соотношение превысит 0,9, что увеличивает риск разрушения трубопровода. В таком случае процент отбраковки труб будет столь велик, что это сводит к нулю и обесценивает все транспортные расходы по перевозке трубы с трассы на завод (мобильную базу) на расстояние 160 км.

Тэги: дефекты труб, кап ремонт, капитальный ремонт, категории труб, ЛЧМГ, методы ремонта труб, обследование трубопроводов, сканеры дефектов, способы капитального ремонта

Источник

РД 153-39.4-044-99 Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных по территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО
ТРАНСПОРТА НЕФТЕПРОДУКТОВ
«ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

ПРАВИЛА
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ,
ПРОЛОЖЕННЫХ ПО ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ,
НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ
И ЗАХОДЯЩИХ НА ТЕРРИТОРИИ НЕФТЕБАЗ
И ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Издательство «Нефть и газ»

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Настоящие Правила предназначены для подразделений ОАО «АК «Транснефтепродукт» и сторонних организаций, занимающихся разработкой проектов и выполнением работ по капитальному ремонту магистральных нефтепродуктопроводов.

Правила разработаны Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) при участии специалистов МНПФ «Санретро».

Разработчики: А.Г. Гумеров, М.Г. Векштейн, Р.С. Гумеров, В.А. Гараева, М. X . Султанов, Г.К. Ермилина, Г.Р. Бадритдинова, Р.Ф. Гайфуллин.

Правила согласованы с Госгортехнадзором России (письмо от 09.08.1999 г. № 10-03/526)

Введены в действие приказом ОАО «АК «Транснефтепродукт» от 13 октября 1999 г. № 56.

ПРИНЯТЫЕ В ПРАВИЛАХ СОКРАЩЕНИЯ

ВОХР — Военизированная охрана

ВПО — Ведомственная пожарная охрана

ГПС — Государственная противопожарная служба

ГСМ — Горюче-смазочные материалы

КИП — Контрольно-измерительный пункт

КР — Капитальный ремонт

ЛПДС — Линейно-производственная диспетчерская станция

ЛЭП — Линия электропередач

МНПП — Магистральный нефтепродуктопровод

МЧС — Министерство по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий

НТД — Нормативно-техническая документация

ОАО — Открытое акционерное общество

ПД — Пожарная дружина

ПДВК — Предельно допустимая взрывобезопасная концентрация

ПО — Производственное отделение

ПОС — Проект организации строительства

ППР — Проект производства работ

ПС — Перекачивающая станция

ПСД — Проектно-сметная документация

РСК — Ремонтно-строительная колонна

РСУ — Ремонтно-строительное управление

ЭХЗ — Электрохимическая защита

1. Общие положения . 3

2. Оценка технического состояния нефтепродуктопровода . 4

3. Виды и способы капитального ремонта нефтепродуктопроводов . 5

4. Организационно-техническая подготовка капитального ремонта . 14

5. Земляные работы .. 19

6. Подъем и укладка трубопроводов . 29

7. Очистка наружной поверхности трубопровода . 33

8. Сварочные работы .. 33

9. Противокоррозионная изоляция . 39

10. Монтаж защитного кожуха . 43

11. Испытание отремонтированного участка нефтепродуктопровода . 44

12. Порядок сдачи и ввод отремонтированного участка в эксплуатацию .. 46

13. Меры безопасности . 47

14. Пожарная безопасность . 50

15. Охрана окружающей среды .. 53

Приложение 1 Перечень рекомендуемых машин и механизмов . 56

Приложение 2 Передача рекультивированных земель землевладельцам .. 59

Приложение 3 Исполнительная документация, представляемая при сдаче отремонтированного участка нефтепродуктопровода в эксплуатацию .. 61

ПРАВИЛА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ,
ПРОЛОЖЕННЫХ ПО ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ,
НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ И ЗАХОДЯЩИХ НА ТЕРРИТОРИИ
НЕФТЕБАЗ И ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Дата введения 1999-11-01

В Правилах изложены основные положения механизированного ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных по территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций по замене изоляционного покрытия, восстановления стенки трубы или полной замене дефектного участка.

Правила разработаны с учетом опыта проведения капитального ремонта нефтепродуктопроводов, а также замечаний и предложений акционерных обществ магистральных нефтепродуктопроводов и Центрального округа Госгортехнадзора России по улучшению содержания указанного документа.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Требования настоящих Правил распространяются на капитальный ремонт магистральных нефтепродуктопроводов (далее МНПП), проложенных по территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций.

Специфическими условиями капитального ремонта являются: близость строений, насаждений и деревьев; ограниченная величина полосы отвода земли; наличие сооружений и сетей, пересекающих МНПП или проходящих в одном техническом коридоре, а также другие факторы.

1.2. Настоящие Правила разработаны в дополнение и развитие «Правил капитального ремонта МНПП диаметром 100 — 720 мм без остановки перекачки» [ 1]. В Правилах устанавливаются основные требования по капитальному ремонту МНПП с заменой труб, а также с заменой изоляционного покрытия с восстановлением или без восстановления стенки трубы, не содержащиеся в [ 1].

Капитальный ремонт МНПП с заменой труб — это комплекс операций по замене дефектного участка трубопровода с целью восстановления его исправности до состояния, определенного проектными технико-экономическими показателями и характеристиками.

Капитальный ремонт МНПП с заменой изоляционного покрытия с восстановлением стенки трубы — это комплекс операций по замене поврежденного (не соответствующего требуемым техническим характеристикам) изоляционного покрытия и проведение, при необходимости, сварочных и других работ по устранению дефектов стенки трубы с целью восстановления его исправности до состояния, определенного проектными технико-экономическими показателями и характеристиками.

1.3. Целью капитального ремонта МНПП с заменой труб является приведение его технического состояния в соответствие требованиям проекта и действующих на момент строительства нормативных документов (ГОСТ, СНиП, ВСН и др.) путем замены дефектных труб и других конструкций на новые.

Экономическая и техническая целесообразность замены, приводящая к изменению технических характеристик ремонтируемого участка трубопровода должна быть обоснована в рабочем проекте на капитальный ремонт (пояснительной записке).

1.4. Целью капитального ремонта МНПП с заменой изоляционного покрытия с восстановлением или без восстановления стенки трубы является приведение его технического состояния в соответствие требованиям проекта и действующих нормативных документов путем замены старого изоляционного покрытия на новое, а при наличии дефектов стенки трубы — ремонт путем шлифовки, заварки (наплавки), приварки накладных элементов (муфт) или другими методами.

1.5. Ответственность за обеспечение безопасных условий производства ремонтных работ при производстве работ хозспособом несет должностное лицо акционерного общества АК «Транснефтепродукт», назначенное соответствующим приказом.

При производстве ремонтных работ подрядным способом такая ответственность возлагается на должностное лицо подрядной организации, оформленное соответствующим приказом.

1.6. Ответственность за соблюдение требований НТД по охране труда, пожарной безопасности и охране окружающей среды при выполнении ремонтных работ несет инженерно-технический работник организации, производящей ремонт (РСУ или подрядной организации), назначенный соответствующим приказом.

1.7. Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, выполнением работ в соответствии с рабочим проектом и проектом производства работ, приемки выполненных работ, приказом по производственному отделению (ПО) акционерного общества АК «Транснефтепродукт» или акционерному обществу АК «Транснефтепродукт» назначается лицо из числа работников, прошедших обучение и аттестацию на право осуществления технадзора с привлечением, при необходимости, представителей специализированных организаций.

2. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА

2.1. Для оценки технического состояния МНПП необходимо провести следующие мероприятия:

— выявить наиболее опасные участки МНПП в отношении:

а) внешней коррозии;

б) внутренней коррозии;

в) напряженного состояния МНПП;

— осуществить ревизию наиболее опасных участков МНПП;

— осуществить ревизию запорной арматуры, установок электрохимзащиты (ЭХЗ), защитных противопожарных средств, линий технологической связи, сооружений линейной производственно-диспетчерской службы;

— провести испытания МНПП на прочность и проверку их на герметичность в соответствии с ВСН 011-88;

— принять решение по отбраковке труб и деталей и ремонту МНПП.

2.2. Критериями опасности в отношении внешней коррозии являются:

— значение разности потенциалов «труба — земля», не удовлетворяющая требованиям ГОСТ 9.602-89;

— высокая коррозионная агрессивность среды (грунт, грунтовые и другие воды) по ГОСТ 9.602-89;

— наличие дефектов изоляционного покрытия по результатам обследования;

— для МНПП, проложенных в зоне действия блуждающих токов, опасное (по ГОСТ 9.602-89) смещение разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения;

— величина замеренного коррозионного износа по данным толщинометрии или определенного с помощью внутритрубной диагностической аппаратуры;

— отказы по причине наружной коррозии.

2.3. Наиболее вероятными местами проявления внутренней коррозии являются:

— пониженные места по рельефу МНПП со скоростью течения рабочей среды ( V ), не обеспечивающей вынос водных скоплений. Скорость течения ( V _кр ), достаточная для выноса водных скоплений, определяется по следующей формуле [ 46]:

где i — геометрический уклон восходящего участка, град.;

l — коэффициент гидравлического сопротивления;

r — плотность перекачиваемой жидкости, кг/м 3 ;

D — разность плотностей воды и перекачиваемой жидкости, кг/м 3 ;

k — коэффициент поправки к теоретической формуле;

g = 9,8 м/с 2 — ускорение свободного падения;

D — внутренний диаметр трубы, м.

Коэффициент поправки определяется по формуле:

k = 0,564 — 0,133 × ln( n) + (2,437 — ( i) 0,272 — 1) × (0,06 × ln( n) — 0,278),

где п — отношение кинематических вязкостей перекачиваемого продукта и воды.

Формула применима при 0,02 n б , в — с рекультивацией земли

Параметры рабочих зон на полосе отвода земли (с рекультивацией)

Глубина траншеи, м

Параметры зон, м

Полоса отвода земли, м

Зона работы грузоподъемных машин

Зона разработки траншеи

Зона работы бульдозера при засыпке траншеи

Зона расположения отвала плодородного слоя почвы

Источник