CC BY
37ДИАГНОСТИКА
УДК 620.1:622.691.4
И.В. Щербо1, e-mail: I.Scherbo@samaratransgaz.gazprom.ru; С.А. Холодков1, e-mail: S.Kholodkov@samaratransgaz.gazprom.ru; Д.Н. Бельков1, e-mail: D.Belkov@samaratransgaz.gazprom.ru; Д.В. Комаров1, e-mail: D.Komarov@samaratransgaz.gazprom.ru; Д.В. Жуков1, e-mail: DV.Zhukov@samaratransgaz.gazprom.ru
1 ООО «Газпром трансгаз Самара» (Самара, Россия).
Повышение достоверности данных внутритрубного технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов
В настоящее время наиболее полную картину технического состояния протяженных объектов линейной части магистральных газопроводов обеспечивает внутритрубное техническое диагностирование магнитными снарядами. Соответственно, от повышения качества данного метода контроля напрямую зависит не только надежность и безопасность эксплуатации газотранспортной системы, но и выполнение обязательств компании по снабжению природным газом российских и зарубежных потребителей. Процедура приемки результатов внутритрубного технического диагностирования на объектах ПАО «Газпром» регламентируется стандартом организации СТО Газпром 2-2.3-1050-2016 «Внутритрубное техническое диагностирование. Требования к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования». В статье рассмотрены проблемные вопросы, связанные с использованием данного стандарта в условиях реального производства. Показано, что регламентированные объемы дополнительного дефектоскопического контроля в шурфах для приемки технических отчетов являются необоснованно высокими. Отмечено отсутствие зависимости между количеством контрольных шурфов и протяженностью газопроводов, подвергающихся внутритрубному техническому диагностированию. Кроме того, в существующей модели определения объемов дополнительного дефектоскопического контроля не используются данные других обследований на объектах газотранспортных предприятий. Авторами статьи предложен аналитический метод определения количества контрольных шурфов, необходимых для приемки данных внутритрубного технического диагностирования. Методика создана по результатам более чем десятилетней совместной работы ООО «Газпром трансгаз Самара» и диагностических организаций. Оптимизация процесса планирования количества контрольных шурфов и мест экскавации позволит сократить затраты на проведение дополнительного дефектоскопического контроля в шурфах и обеспечит принятие адекватного, обоснованного решения о достоверности данных внутритрубного технического диагностирования.
Ключевые слова: внутритрубное техническое диагностирование, дефект трубопровода, дополнительный дефектоскопический контроль в шурфах, достоверность данных, приемка работ, планирование, статистическая обработка.
I.V. Scherbo1, e-mail: I.Scherbo@samaratransgaz.gazprom.ru; S.A. Kholodkov1, e-mail: S.Kholodkov@samaratransgaz.gazprom.ru; D.I. Belkov1, e-mail: D.Belkov@samaratransgaz.gazprom.ru; D.V. Komarov1, e-mail: D.Komarov@samaratransgaz.gazprom.ru; D.V. Zhukov1, e-mail: DV.Zhukov@samaratransgaz.gazprom.ru
1 Gazprom transgaz Samara LLC (Samara, Russia).
Increase in Reliability of Data on Intra Pipe Technical Diagnosing of the Linear Part of Main Gas Pipelines
At the moment, the most complete understanding of the technical condition of extended objects in the linear part of main gas pipelines is provided by in-line technical diagnostics with magnetic projectiles. Accordingly, improving the quality of this control method directly affects not only the reliability and safety of operation of the gas transmission system, but also the fulfillment of the company's obligations to supply natural gas to Russian and foreign consumers. The procedure for accepting the results of in-line technical diagnostics at the facilities of Gazprom PJSC is regulated by the standard of the organization STO Gazprom 2-2.3-1050-2016 "In-Line Inspection. Requirements to Carrying Out, Accepting and Use of Results of Diagnosis". The article deals with problematic issues related to the use of this standard in real production. It is shown that the regulated volumes of additional flaw detection in pits for acceptance of technical reports are unreasonably high. There is no correlation between the number of control pits and the length of gas pipelines
60
№ 3-4 апрель 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DIAGNOSIS
undergoing in-line technical diagnostics. In addition, the existing model for determining the volume of additional flaw detection doesn't use data from other surveys conducted at gas transportation facilities. The authors of the article propose an analytical method for determining the number of control pits required for receiving data for in-line technical diagnostics. The method was created based on the results of more than a decade of joint work of Gazprom transgaz Samara LLC and diagnostic organizations. Optimization of the planning process for the number of control pits and excavation sites will reduce the cost of additional flaw detection in the pits and ensure that an adequate informed decision is made on the reliability of data from in-line technical diagnostics.
Keywords: in-line technical diagnostics, pipeline defect, additional flaw detection in pits, data reliability, work acceptance, planning, statistical processing.
Вариант 1 - максимальное количество дефектов всех типов локализовано в одном месте Option 1 - maximum number of defects of the pipeline
___
••••••••••••••••••••••С*»
Шурф 1 Pit 1
Вариант 2 - дефекты равномерно распределены по протяженности газопровода Option 2 - defects are evenly distributed over the length of the pipeline
"II=---FT^ - ■
Шурф 1 Шурф 2 Шурф 3 Шурф 4 Шурф 5 Pit 1 Pit 2 Pit 3 Pit 4 Pit 5
Шурф 150 Pit 150
• Коррозия Corrosion
• Вмятины и гофры Dents and corrugations
• Продольные и поперечные канавки Longitudinal and transverse grooves
• Шлифовка продольных и спиральных швов Grinding of longitudinal and spiral seams
• Заварки технологических отверстий Repair of process holes by welding
• Дефекты проката Defects of metal rolling
Рис. l. Bарианты распределения максимального количества дефектов на диагностируемом
ВВЕДЕНИЕ
На сегодняшний день внутритрубное техническое диагностирование (ВТД) является наиболее совершенным и экономически выгодным способом обследования, позволяющим с высокой степенью достоверности выявлять опасные дефекты линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ), оценивать техническое состояние протяженных участков, а также прогнозировать объемы их капитального ремонта (КР). Стандартом [1] определено три сценария приемки результатов ВТД:
1) без проведения дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК);
2) по результатам ДДК без применения статистической обработки данных ВТД и ДДК;
3) по результатам ДДК с применением статистической обработки данных ВТД и ДДК.
Предложенные по второму и третьему сценариям подходы имеют определенные недостатки, основным из которых является сложность планирования объема ДДК на участках газопроводов, включенных в план ВТД. Такая ситуация возникает из-за того, что стандарт [1] регламентирует не количество мест экскавации для выполнения ДДК (шурфов), а число однотипных дефектов, которые необходимо проконтролировать. Контролю в шурфах подлежат все группы дефектов, размеры которых в соответствии с [2] позволяют обнаруживать и распознавать их с вероятностью не менее 90 %. Согласно п. А. 5.2 [2] с такой вероятностью системы
участке газопровода
Fig. 1. Options of distribution of the maximum ni pipeline
ВТД должны идентифицировать такие типы основных дефектов и особенностей, как:
• коррозия;
• продольные и поперечные канавки;
• вмятины и гофры;
• шлифовки продольных и спиральных швов;
• заварки технологических отверстий;
• дефекты проката.
В зависимости от сценария приемки стандарт [1] устанавливает различные объемы дефектов, которые необходимо
er of defects on the diagnosed section of the gas
обследовать при ДДК. Так, по второму сценарию (без применения статистической обработки) требуется обследовать по 10 дефектов каждого типа, по третьему сценарию (с применением статистической обработки) - 25. Таким образом, количество мест экскавации может варьироваться от 1 до 60 (6 х 10) или от 1 до 150 (6 х 25). На рис. 1 в качестве примера рассмотрены два варианта распределения максимального количества дефектов на газопроводе, которые необходимо обследовать при ДДК
Ссылка для цитирования (for citation):
Щербо И.В., Холодков С.А., Бельков Д.Н., Комаров Д.В., Жуков Д.В. Повышение достоверности данных внутритрубного технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 3-4. С. 60-69.
Scherbo I.V., Kholodkov S.A., Belkov D.I., Komarov D.V., Zhukov D.V. Increase in Reliability of Data on Intra Pipe Technical Diagnosing of the Linear Part of Main Gas Pipelines. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2020;(3-4):60-69. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3-4 April 2020
61
ДИАГНОСТИКА
Программы с трубами, общее количество которых меньше объема шурфовых обследований при приемке результатов внутритрубного технического диагностирования без применения статистической обработки Programs with pipes, the total number of which is less than the volume of pit surveys when accepting the results of in-line technical diagnostics without statistical processing Программы с трубами, общее количество которых меньше объема шурфовых обследований при приемке результатов внутритрубного технического диагностирования с применением статистической обработки Programs with pipes, the total number of which is less than the volume of pit surveys when accepting the results of in-line technical diagnostics using statistical processing Программы с трубами, общее количество которых превышает объем шурфовых обследований при приемке результатов внутритрубного технического диагностирования по второму и третьему сценариям
Programs with pipes, the total number of which exceeds the volume of pit surveys when accepting the results of in-line technical diagnostics for the second and third scenarios
Примечание: под вторым сценарием понимается прием результатов внутритрубного технического диагностирования по итогам дополнительного дефектоскопического контроля без применения статистической обработки данных этих исследований, под третьим - прием по результатам дополнительного дефектоскопического контроля с применением статистической обработки данных как внутритрубного технического диагностирования, так и дополнительного дефектоскопического контроля. Note: under the second scenario refers to the reception of pigs moving results of technical diagnostics based on the results of flaw detection control without the use of statistical processing of these data; the third scenario involves receiving the results of in-line technical diagnostics based on the results of additional flaw detection using statistical data processing of both diagnostic studies.
Рис. 2. Соотношение количества труб по программам обследования потенциально опасных участков в шурфах с требуемыми объемами шурфовых обследований, % Fig. 2. Ratio of the number of pipes for the programs of inspection of potentially dangerous areas in the pits with the required volumes of pit surveys, %
для принятия результатов ВТД. В первом случае они расположены на одной трубе, во втором - на 150, что влечет за собой разные объемы экскавацион-ных работ при подготовке контрольных шурфов. Такой разрыв в количестве шурфов не позволяет эксплуатирующим организациям (ЭО) эффективно и в короткие сроки провести контрольные диагностические работы, требует значительных финансовых затрат, создает сложности организационного харак-
тера. Использование предложенной методики целесообразно лишь в лабораторных условиях при стендовых испытаниях внутритрубных снарядов, где дефекты искусственного и естественного происхождения сконцентрированы на ограниченном числе труб или катушек и для их обследования не требуется шурфовка газопровода. За последние 11 лет (с 2009 по 2019 г.) на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Самара» ВТД выполнялось 169 раз.
По результатам пропуска внутритрубных снарядов разработаны программы обследования потенциально опасных участков (ПОУ) в шурфах, в которые включались наиболее опасные дефекты в соответствии с требованиями действующей нормативной документации ПАО «Газпром» и с учетом местных условий эксплуатации объектов. Статистический анализ показал, что в программу обследования ПОУ в среднем включаются 49 труб. Плотность распределения опасных дефектов составляет 1,06 на одну включенную в программу трубу, что фактически позволяет принять показатель плотности за 1. В ООО «Газпром трансгаз Самара» ведется подробный учет результатов ВТД и контроль за ходом диагностических и ремонтных работ на трубах, включенных в программы обследования ПОУ, для чего была разработана и внедрена специальная база данных [3]. Качественный пошаговый учет жизненного цикла трубных секций «ВТД - дополнительное обследование в шурфах -ремонт» значительно упрощает определение параметров вывода в ремонт участков газопроводов - проблему, являющуюся общей для газотранспортных обществ и описанную в [4]. Благодаря большому объему накопленной информации система [3] позволяет решать и другие задачи, такие, например, как оценка технического состояния локальных участков газопроводов по результатам ВТД и их ранжирование для вывода в КР, механизм которого подробно изложен в [5]. По результатам наработанных статистических данных установлено, что в 93 % случаев количество шурфов, требуемых для диагностирования труб по программе обследования ПОУ, меньше максимального количества шурфов, необходимых для принятия результатов ВТД по второму (меньше 60 шт., или 24 %) и третьему (60-150 шт., или 69 %) сценариям. Таким образом, объемы обследований, регламентированные [1] для приемки отчетов ВТД, в большинстве случаев существенно превышают количество труб с опасными дефектами, требующими проведения ДДК и ремонтных мероприятий в межинспекционный период (рис. 2). Также стандартом [1]
62
№ 3-4 апрель 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Производство кабельно-проводниковой продукции
Нефтесервисный холдинг «ТАГРАС»
СИСТЕМА-СЕРВИС
423450 Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Базовая, д. 2 Телефон:+7(8553) 389-400, л ^ +7(8553) 31-84-94 Ж
■ info@sistemaservis.ru ^^к I ■. www.sistemaservis.ru .¡¿Ш
ДИАГНОСТИКА
Количество труб для проведения дополнительного дефектоскопического контроля в шурфах, шт. The number of pipes for additional flaw detection in the pits, units D ПО -P^ CTl OO О ГО
/-7
/ /
/-7 /-/
/ /
/ /
/ ✓
T-IC\Jmxt-Lni£>I^OOCTiOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO о о о о о о о о о ч" n m in о ^ и' о! о ri n m ^ in «> s и' ot о ч' n m in 1*—1*—1*—1*—1ч-н*-Чч-Чт-н CM CM CM CM CM CM Протяженность диагностируемого участка, км The length of the diagnosed section, km - Минимальное количество труб для дополнительного дефектоскопического контроля в зависимости от значений Кд0 и Ктс The minimum number of pipes for additional flaw detection control depending on the value of Кд0 and K^ Минимальное количество труб для дополнительного дефектоскопического контроля независимо от результатов расчета Minimum number of pipes for additional flaw detection regardless of the calculation results - Максимальное количество труб для дополнительного дефектоскопического контроля в зависимости от значения Кд0 и К^ Maximum number of pipes for additional flaw detection, depending on the value of Кд0 and KTC ---Расчетное количество труб для дополнительного дефектоскопического контроля менее минимального требуемого The estimated number of pipes for additional flaw detection is less than the minimum required
Рис. 3. Номограммы для определения минимального и максимального значений количества труб для обследования:
КдО - коэффициент учета информативности предыдущего внутритрубного технического диагностирования в зависимости от диагностической организации, выполнявшей на участке работы; КТС - коэффициент, предназначенный для учета фактического технического состояния диагностируемого участка по результатам предыдущего внутритрубного технического диагностирования Fig. 3. Nomograms for determining the minimum and maximum number of pipes for examination:
КдО - coefficient of accounting for the information content of the previous in-line technical diagnostics, depending on the diagnostic organization that performed the work on the pipeline section; КТС - coefficient designed to account for the actual technical condition of the diagnosed section based on the results of previous in-line technical diagnostics
не учитывается протяженность газопровода: на участках длиной как до 1 км, так и более 100 км объем обследований должен быть тождественным. Качество данных ВТД определяется квазипостоянными и переменными факторами. К первым относятся конструкция и технические характеристики снарядов ВТД, исправность применяемого оборудования, программное обеспечение и опыт дешифрования результатов, ко вторым - локальная степень очистки газопровода, про-магниченность стенки труб, скорость прохождения снарядов. Количество контрольных шурфов должно быть, с одной стороны, статистически значимым и экономически целесообразным, с другой - необходимо соблюсти принцип репрезентативности за счет
равномерного распределения мест ДДК по трассе газопровода. В связи с появлением внутритрубных снарядов малого диаметра увеличились количество и протяженность участков газопроводов, подвергающихся ВТД. Вместе с тем увеличение времени эксплуатации газопроводов, а также отсутствие гармонизации действующих нормативных документов приводят к существенному повышению объема ДДК по результатам ВТД, вследствие чего увеличиваются объем изолировочных и ремонтных работ, а также затраты на оплату ущерба землепользователям. Поэтому в условиях сокращения лимитов все более актуальным становится сокращение объема ДДК при одновременном обеспечении высокого качества данных ВТД.
ПРЕДЛАГАЕМАЯ МЕТОДИКА
Для решения данной задачи предлагаем приемку данных ВТД по результатам ДДК без применения и с применением статистической обработки данных заменить одной общей процедурой, количество труб для ДДК привязать к протяженности обследуемого участка и к техническому состоянию диагностируемого участка по данным предыдущих обследований.
Выполнение предъявляемых [1] требований в части как подготовки большого количества шурфов, так и организации совместного обследования с диагностической организацией является сложной задачей. Кроме того, такая работа на реальном производстве во многих случаях является неэффективной и не позволяет существенно
64
№ 3-4 апрель 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DIAGNOSIS
повысить достоверность данных ВТД. Связано это с тем, что основа корректирующих коэффициентов во многом формируется из априорной информации о сходимости данных по различным группам дефектов, имеющейся у эксплуатирующей и диагностической организаций. Важной составляющей такой информации являются программы обследования ПОУ. Обследование опасных дефектов в шурфах по указанным программам методами нераз-рушающего контроля (НК) позволяет корректировать сходимость данных технического отчета, а также оценивать качество работы диагностической организации на протяжении всего межинспекционного периода. Предыдущий отчет ВТД вместе с информацией о его сходимости с данными ДДК позволяют прогнозировать изменение технического состояния обследуемого участка и использовать статистические данные при приемке новых внутри-трубных пропусков. Также необходимо отметить, что характеристики применяемого оборудования в части точности данных из года в год существенно не меняются.
Поэтому при приемке результатов ВТД наиболее информативным является обследование труб в шурфах (2-3 шт.), расположенных в местах превышения скорости дефектоскопов, а также дефектов, которые сложно обнаружить при диагностике внутри-трубными устройствами, в т. ч. стресс-коррозию.
Из этого следует, что объем контроля однотипных дефектов для ДДК в соответствии с [1] целесообразно назначать только при проведении натурных испытаний внутритрубных комплексов для включения оборудования в Реестр диагностических комплексов ВТД ЛЧ МГ при допуске на объекты ПАО «Газпром». Количество шурфов для приемки результатов ВТД без применения статистической обработки данных необходимо вычислять аналитически с привязкой к протяженности диагностируемого участка. Причем функция между протяженностью участка и количеством шурфов должна быть постоянно возрастающей. Возможными зависимостями между указанными параметрами явля-
ются линейная, показательная и логарифмическая. Авторами статьи [6] было наглядно показано, что в условиях рассматриваемой задачи наиболее предпочтительной является логарифмическая зависимость:
n = Ln(K,-/\
(1)
Кдо = к
'сходимости
день таковыми являются данные испытаний 2017 г., выполненные на базе ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» (табл. 1).
В свою очередь, КТС предлагается определять по формуле:
ктс-——
(3)
где I - протяженность диагностируемого участка, км; К = 1/12 - коэффициент, предназначенный для перевода протяженности диагностируемого участка в общее количество обследуемых труб. Для того чтобы учесть данные предыдущего ВТД, предлагается ввести два дополнительных коэффициента, используемых также во Временной методике [7]:
1) КДО - коэффициент учета информативности предыдущей ВТД в зависимости от диагностической организации, выполнявшей на участке работы;
2) КТС - коэффициент, предназначенный для учета фактического технического состояния диагностируемого участка по результатам предыдущей ВТД. Коэффициент КДО предлагается определять по формуле:
где КТСмеж - коэффициент, характеризующий фактическое техническое состояние межкранового участка на диагностируемом газопроводе; 1 - количество межкрановых участков на диагностируемом газопроводе. Коэффициенты КТСмеж определяются по табл. 2 в зависимости от значения показателей технического состояния межкрановых участков РВТД, рассчитанных в соответствии с методикой, указанной в [8].
Таким образом, итоговая формула для расчета количества труб, которые необходимо обследовать в шурфах для приемки результатов ВТД, примет вид:
п = 1п(К(-К„0-Ктс-/).
(4)
, (2) /100% у '
где К - коэффициент сходимо-
" сходимости Т Т ^ гп
сти данных в зависимости от диагностической организации, выполнявшей предыдущее ВТД.
Коэффициент сходимости определяется по актуальному анализу сходимости фактических данных ДДК в шурфах с предыдущими данными ВТД. Встроенные в базу данных [3] аналитические алгоритмы позволяют с высокой степенью вероятности получать фактические значения К на требуемые
сходимости г
участки. В случае если ВТД проводится впервые, вычислять коэффициент сходимости предлагается в разрезе типов дефектов по различным критериям, включая выборку по диагностическим организациям, диаметрам газопроводов и другим параметрам. При отсутствии необходимых статистических данных К предлагается определять
сходимости г п г п
по актуальным результатам натурных испытаний диагностических комплексов в ПАО «Газпром». На сегодняшний
При этом если в межинспекционный период на участке выполнялся КР методом переизоляции с частичной или полной заменой труб, то при определении протяженности диагностируемого участка в формуле (4) рекомендуется не учитывать отремонтированные зоны. Поскольку область значения коэффициентов КДО и КТС известна, можно построить номограммы для минимального и максимального значений п (рис. 3), полученных по формуле (4) (все расчетные значения п округлены до целого в большую сторону). Важно подчеркнуть, что на участках протяженностью до 1 км п может принимать значение менее 3. Однако очевидно, что обследование в 1-2 шурфах не позволит принять обоснованное решение о достоверности данных ВТД. Поэтому независимо от результатов расчета по формуле (4) минимальное количество труб для ДДК должно равняться трем. Результаты измерений, полученные по данным ВТД и ДДК, для приемки технического отчета должны совпадать в 51 % случаев и более.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3-4 April 2020
65
ДИАГНОСТИКА
Рис. 4. Блок-схема для определения количества контрольных шурфов для приемки результатов внутритрубного технического диагностирования: n - количество контрольных шурфов для приемки результатов внутритрубного технического диагностирования; пр - промежуточное количество контрольных шурфов, рассчитанное по формуле (4); nA - количество неотремонтированных труб с дефектами категории А в соответствии с [1] по предыдущему внутритрубному техническому диагностированию
Fig. 4. Flowchart for determining the number of control pits for acceptance of the results of in-line technical diagnostics: n - the number of control pits for acceptance of the results of in-line technical diagnostics; пр - an intermediate number of control pits, calculated according to the formula (4); nA - the number of unrepaired tubes with defects category A in accordance with [1] in the previous in-line technical diagnostics
66
№ 3-4 апрель 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
51Л.2ЕИ
Безопасность, гибкость, экологическая чистота, надежность, экономичность, компактность
Невысокие первоначальные затраты и низкий уровень риска делают мало-и среднетоннажные заводы СПГ выгодным решением для операторов и инвесторов.
Кроме того, упрощается работа с потребителями продукции и появляется возможность организовать газоснабжение удаленных потребителей в случаях,когда строительство газопроводов ограничено технически и/или неэффективно экономически.
Компания Эи1гег предлагает проверенное, выгодное решение
в виде мини-заводов по производству сжиженного природного газа. Мы предлагаем комплексы производительностью 1,5т/ч и более. Уникальная и экономичная технология сжижения позволяет обеспечить высокое производство СПГ при минимальных капиталовложениях.
Преимущества
Эргономичное исполнение: оптимизированный
технологический процессе минимальными затратами
на единицу продукции, обеспечивающий низкие
эксплуатационные расходы.
Надежность и безопасность процесса: высокая
производительность и выходная мощность СПГ при высокой
рентабельности производства.
Гибкость при эксплуатации оборудования.
Экологическая чистота: высокоэффективные системы
подготовки газа, позволяющие снизить выбросы
в атмосферу до 65 %
Блочно-модульное исполнение: предварительная комплектация оборудования на раме. Быстрый монтаж с минимальными инженерными и строительными затратами.
www.sulzer.com
ДИАГНОСТИКА
Таблица 1. Результаты натурных испытаний диагностических комплексов Table 1. The results of field testing of diagnostic systems
Специализированная организация Specialised organization Выявление коррозионных дефектов, % Detection of corrosion defects, % Выявление трещиноподобных дефектов глубиной 15-20 % толщины стенки трубы, % Detection of crack-like defects with a depth of 15-20 % of the pipe wall thickness, % Коэффициент сходимости данных в зависимости от диагностической организации, выполнявшей предыдущее внутритрубное диагностирование, К сходимости Data convergence coefficient depending on the diagnostic organization that performed the previous in-line diagnostics К r ° сходимости
ООО «НПЦ «ВТД» NPC VTD LLC 100 81,8 90,9
АО «ГазПриборАвтоматикаСервис» Gaspriboravtomatikaservice JSC 100 45,5 72,8
АО «Газпром оргэнергогаз» Gazprom orgenergogaz JSC 82,4 36,4 59,2
АО «Бейкер Хьюз» Baker Hughes JSC 94,1 18,2 56,15
Таблица 2. Зависимость значений коэффициента, характеризующего фактическое техническое состояние межкранового участка на диагностируемом газопроводе, КТСмеж, от показателей технического состояния межкрановых участков, рассчитанных в соответствии с [8], РВТд Table 2. Dependence of the values of the coefficient indicators that characterize the actual technical condition of the interstitial section on the gas pipeline being diagnosed (КТСмеж) on the technical condition of interstitial sections calculated in accordance with [8] (РВТД)
Р ВТД к ТСмеж
РВТД < 0,03 0,1
0,03 < Р„т„ « 0,06 0,2
0,06 < РВТД < 0,3 0,8
Р > 0,3 втд ' 1,0
Если ВТД на участке выполняется впервые, количество шурфов для приемки технического отчета рекомендуется назначать по наиболее консервативному варианту (красная линия на рис. 3). Если же на участке уже выполнялось ВТД и имеются данные о дефектах категории А, то количество шурфов для ДДК предлагается определять по формуле:
п = тах(пА;п Л
(5)
где пА - количество неотремонтиро-ванных труб с дефектами категории А (классифицированных в соответствии со стандартом [1]), зарегистрированных при предыдущем ВТД; п - количество
труб, получаемых аналитическим путем по формуле (4).
Наличие фактических результатов ДДК в шурфах не старше трех лет, выполненных по результатам предыдущей ВТД, позволяет включить их в комплекс аналитической информации,задействованной в приемке результатов текущей ВТД, и обоснованно сократить объем контрольных шурфовых обследований.
Алгоритм определения количества контрольных шурфов для приемки ВТД представлен на рис. 4.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Изменение процедуры приемки результатов ВТД позволит:
1) значительно сократить затраты на проведение ДДК в шурфах с обеспечением достоверности данных за счет комплекса мероприятий, включающих аналитическое использование результатов предыдущих ВТД и ДДК;
2)дифференцированно и обоснованно определять количество требуемых мест обследования в зависимости от протяженности и степени повреждения диагностируемых участков с сохранением максимально возможного режима безопасной эксплуатации;
3) составлять маршрутные карты, планировать объем требуемых материалов для проведения ремонтных и изолировочных работ, прогнозировать объем размера оплаты ущерба землепользователям.
I
Литература:
1. СТО 2-2.3-1050-2016. Внутритрубное техническое диагностирование. Требования к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования. СПб.: Газпром Экспо, 2018. 65 с.
2. ГОСТ Р 55999-2014. Внутритрубное техническое диагностирование газопроводов. Общие требования [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200111795 (дата обращения: 15.04.2020).
3. Система контроля выполнения программ обследования потенциально опасных участков трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики: свидетельство о госрегистрации программы для ЭВМ RU 2017662462 / Жуков Д.В., Колесников А.В.; заявитель и правообладатель ООО «Газпром трансгаз Самара». № 2017614631; заявл. 22.05.2017; опубл 08.11.2017.
4. Велиюлин И.И., Городниченко В.И., Шуваев А.С. и др. К вопросу об оптимизации вывода участков газопроводов в капитальный ремонт // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 12. С. 82-88.
68
№ 3-4 апрель 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
