Научная статья на тему 'Повышение эффективности капитального ремонта газопроводов ООО «Газпром трансгаз Саратов»'

Повышение эффективности капитального ремонта газопроводов ООО «Газпром трансгаз Саратов» Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

CC BY
35
7
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Аннотация научной статьи по механике и машиностроению, автор научной работы — Кушнир Б. И.

В настоящее время общая протяженность магистральных газопроводов, эксплуатируемых 000 «Газпром трансгаз Саратов», составляет 7415,92 км, в том числе газопроводов-отводов 1934,6 км, распределительных газопроводов - 1438,25 км.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по механике и машиностроению , автор научной работы — Кушнир Б. И.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Повышение эффективности капитального ремонта газопроводов ООО «Газпром трансгаз Саратов»»

РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ

Б.и. кушнир, 000 «Газпром трансгаз Саратов»

повышение эффективности капитального ремонта газопроводов ооо «газпром трансгаз саратов»

В настоящее время общая протяженность магистральных газопроводов, эксплуатируемых 000 «Газпром трансгаз Саратов», составляет 7415,92 км, в том числе газопроводов-отводов -1934,6 км, распределительных газопроводов - 1438,25 км.

Общая характеристика газопроводов 000 «Газпром трансгаз Саратов» представлена на рис. 1.

При этом средний возраст газопроводов составляет около 30 лет. В сложившихся условиях переход к проведению ремонтных работ по «техническому состоянию» был единственно возможным.

Обратиться к активному использованию диагностики и особенно ВТД заставила крайне опасная обстановка, сложившаяся в 2003-2004 гг. на газопроводах Александровогаиского ЛПУ МГ. Особую тревогу вызывало неудовлетворительное техническое состояние МГ системы Средняя Азия-Центр (6-41 км) и Оренбург-Новопсков (502-543 км), которые пролегают в зонах высокой коррозионной опасности.

1-10 лет

41% 34%

Свыше 33 лет 21-33 лет

Рис. 1. Распределение газопроводов по срокам эксплуатации

54 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

В то же время провести требующееся диагностическое обследование на данных участках по стандартной схеме было невозможно из-за наличия неравнопроход-ных дюкеров через рр. Б.Узень и М.Узень, а также из-за отсутствия камер запуска и приема очистных устройств. В связи с этим было принято срочное решение о проведении ВТД с использованием мобильных временных камер (рис. 2). Таким образом, буквально за два месяца были последовательно подготовлены участки 6-41 км МГ САЦ-3, САЦ-4-1 и САЦ-4-2, а затем оперативно проведены комплексы работ по ВТД с использованием коррозионного и стресс-коррозионного снарядов (НПО «Спецнефте-газ»), а также навигационно-топографического снаряда СИТ-1200 (ЗАО «Газприборав-томатикасервис»).

В течение трех месяцев были выполнены выборочный капитальный ремонт (рис. 3) и восстановлено проектное давление на трех участках газопроводов САЦ общей протяженностью 105 км. При этом, суммарная протяженность замененной трубы составила более 11 км.

Одновременно была проведена ВТД двух подводных переходов МГ САЦ-3 (резервная нитка) и САЦ-4-1 через р. Б. Узень методом «протаскивания» снарядов-дефектоскопов (рис. 4), что показало удовлетворительное состояние обследованных дюкеров. В итоге система газопроводов Средняя Азия-Центр на участке Александров Гай-Госграница была готова к увеличению объемов транспорта среднеазиатского газа.

Рис. 2. Мобильная временная камера на МГ САЦ-3

\\ № 10 \\ октябрь \ 2003

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 10 \\ октябрь \ 2009

Рис. 3. Замена дефектных труб МГ САЦ-3

В 2006 г. с целью восстановления проектных давлений и обеспечения заданных объемов транспорта газа через КС «Александров Гай» выполнен последний этап выборочного капитального ремонта по результатам ВТД и восстановлено проектное давление на участке газопровода Оренбург-Новопсков протяженностью 41 км. Кроме того, в период 2004-2008 гг. методом выборочного капитального ремонта по результатам ВТД ликвидированы «опасные» дефекты на участках газопроводов общей протяженностью 235 км. Учитывая тот факт, что готовность к проведению ВТД газопроводов

Рис. 4. ВТД подводного перехода методом «протаскивания» ВИС

ООО «Югтрансгаз» составляла около 30%, в течение 2004-2007 гг. с использованием мобильных временных камер было обследовано в общей сложности 383 км газопроводов на семи участках.

Однако несмотря на довольно высокую эффективность данного метода ремонта, после устранения наиболее опасных дефектов и восстановления проектных давлений магистральных газопроводов особое внимание уделяется ремонту, выполняемому методом переизоляции (рис. 5).

На сегодняшний день переизоляция газопроводов - наиболее эффектив-

Рис. 5. Выполнение работ по переизоляции

ное средство восстановления надежности линейной части, что в будущем практически гарантирует отсутствие коррозионных дефектов. Принятая Программа по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на 2004-2010 гг. является неотъемлемой частью концепции ремонта линейной части магистральных газопроводов и обеспечения надежности объектов транспорта газа.

Эффективность ремонта методом переизоляции во многом определяется качеством отбраковки поврежденных труб и дефектов СМР. На основании

УСНТ-1 м

Устройство для обеспечения сеарки намагниченных труб

Устройства УСНТ-1 М предназначено для исключения эффекта «магнитного дутьп» при проведении сеаркн труб магистральных трубопроводов, имеющих средний и высокий уровень намагничивания.

Технические характеристики:

- Вес до 12 кг

* Время подготовки к patois ВО секунд

* Ввгшчниг! компенсируемой полочной намагниченности 20 - 200QIC

* Время размагничивания 10 секунд

* Режим работы - автомагический

* Не пользуется дня проведения рабст не трубах диаметром 325- I42G мм

* Конструкция позволяет проводить сварочные работы при установпенны* анвшннх центраторах

* Питается от аккумулятора ипи любого источника постоянного тока напряжением 30-36 Б

- Потребляемая мощность УСНТ-1М менее 150 Вт

* Не фвбуеЕ специальной подготовки персонала

* Соответствует стандарту IP-67.

- Рабочий диапазон температур от -Л 0 до

UIFMIF ЩШЕМЕ ШИН

Россия. 41 CUES, г. Саратов, а/я 1271, Пвсчано-Уметгкий тракт, 2 км Телефакс: (5452) 45-35-11.45-85-12.45-86-46. газ.телУфаюс (750) 43-173 e-mail: oliice&opas.rir, Mww.gpas.ru

РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ

Рис. 6. Отбраковка с использованием сканера-дефектоскопа ДНС-1400

Инструкции по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов (Р Газпром) при выполнении отбраковки используются различные методы неразрушающего контроля, в том числе сканеры-дефектоскопы, позволяющие производить полноохватный контроль тела трубы (рис. 6). В 2008 г. при проведении переизоляции газопровода Оренбург-Западная граница впервые был использован сканер-дефектоскоп ДНС-1400 производства ЗАО «Газприборавтоматика-сервис». Суть новой технологии диагностики дефектов трубы заключается в использовании магнитно-сканирующего самоходного дефектоскопа, перемещающегося по трубе со скоростью 1 м/мин. с одновременным формированием отчета на портативный компьютер.

Преимуществом диагностики с использованием сканеров-дефектоскопов ДНС различных типоразмеров по отношению к базовой технологии обследо-

вания является возможность работы дефектоскопов через слой изоляции, выявление дефектов по всей площади трубы с необходимой скоростью и одновременным автоматизированным составлением отчета. После прохождения сканера-дефектоскопа выполнялся дополнительный неразрушающий контроль методами ВИК, УЗК, вихретоковым, магнитопорошковым и др. Применение такой технологии отбраковки позволило существенно сократить время проведения работ, повысить достоверность результатов отбраковки и исключить возможность пропуска дефектов, что особенно важно на трубах большого диаметра. Таким образом,стало возможным проведение капитального ремонта МГ Оренбург-Западная граница в предельно сжатые сроки, установленные ЦПДД.

В среднем скорость движения диагностического комплекса составляла 250-300 м, что соизмеримо с суточной нормой переизоляции комплексами для нанесения мастичного покрытия

«Транскоргаз». При этом средняя норма отбракованных труб не превысила 20% от общей протяженности переизолированного участка.

Статистика отбраковки представлена в таблице 1.

Однако статистика отбракованных аномальных кольцевых швов менее оптимистична. Количество вырезанных кольцевых швов на отдельных участках превысило 50 %. При этом в ПСД СМР по вырезке аномальных швов не учитывались. В то же время при планировании (подготовке ТЭО) капитального ремонта были использованы временные нормы стоимости работ по переизоляции с учетом 20 % отбраковки труб. В настоящий момент стоимость СМР одного сварного кольцевого шва для газопровода Ду 1420 мм составляет около 150 тыс. руб. В результате общая стоимость работ по капитальному ремонту МГ Оренбург-Западная граница значительно превысила запланированные цифры,что потребовало привлечения дополнительного лимита финансирования. На основании вышеизложенного следует сделать вывод о необходимости серьезного пересмотра стоимостных показателей при планировании ремонтных работ с учетом технического состояния, увеличения стоимости МТР и изменения организационной структуры капитального ремонта (ЦЭГ и т.д.).

Рис. 7. УСНТ-1М.

ЗАО "Газприборавтомиимкасервис"

Таблица 1. Статистика отбраковки МГ Оренбург-Западная граница

участок МГ протяженность участка, м/кол-во ТРУБ, шт. протяженность забракованных труб, % примечание

503-506 2 771 1,0

508-523 15 798 18,9 Участок высокой коррозионной опасности (лиманная зона)

523-536 12 965 14,7 Участок высокой коррозионной опасности (лиманная зона)

536-543 6 880 6,6

56 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

\\ № 10 \\ октябрь \ 200Э

Рис. 8. Выполнение сварочных работ с применением УСНТ-1

Следует отметить, что при проведении капитального ремонта данного участка МГ активно использовалась установка локального размагничивания трубопроводов УСНТ-1 (рис. 7), разработанная ЗАО «Газприборавтоматикасервис» совместно со специалистами нашего Общества. Необходимость использования УСНТ-1 была вызвана тем, что из-за неоднократного пропуска магнитонесущих снарядов на данном участке трубы имели остаточное магнитное поле, не позволяющее производить сварку без предварительного размагничивания. Использование в данном процессе известных автоматизированных установок для размагничивания труб не принесло желаемого результата. Опытная эксплуатация установки показала неоспоримое превосходство УСНТ-1 над имеющимися аналогами. Установленные на корпусе прижимные магниты удобно удерживают устройство в любом месте трубы, позволяя сваривать сложные потолочные швы (рис. 8). Будучи локальным, устройство позволяет размагничивать участки труб с неравномерным кольцевым намагничиванием. Кроме того, принцип локальности размагничивания требует минимальных энергозатрат и трудоемкости. Хочется отметить важность и перспективность такого направления, как геодезическое позиционирование. ООО «Газпром трансгаз Саратов» ведет эту работу с 2004 г. Именно с помощью данных о геодезической привязке дефектов, выполненной ЗАО «Газпри-

боравтоматикасервис» с использованием навигационно-топографических снарядов на газопроводах системы САЦ и Оренбург-Новопсков Алек-сандровогайского ЛПУ МГ, в кратчайшие сроки были выполнены разметка дефектных участков, выборочный капитальный ремонт и восстановлено проектное давление. За период 2004-2008 гг. силами ООО «Нефтегазгеодезия» и ЗАО «Газприборавтоматикасервис» проведено геодезическое позиционирование более 1000 км МГ и газопроводов-отводов. Логическим продолжением данной темы следует считать создание полноценной геоинформационной системы (ГИС). В настоящий момент в ООО «Газпром трансгаз Саратов» осуществляются информационное наполнение и внедрение на уровне линейно-эксплуатационных служб филиалов ГИС ГОТС, разработанной специалистами ООО «Нефтегазгеодезия».

В заключение хочется отметить, что большая часть эксплуатируемых Обществом газопроводов находится в работе свыше 33 лет, техническое состояние газотранспортной системы Общества в целом можно оценить как удовлетворительное. Благодаря выполнению комплекса превентивных мероприятий по диагностике, капитальному ремонту и ППР удается сдерживать количество отказов на линейной части магистральных газопроводов и обеспечивать их надежную эксплуатацию.

119421, г. Москва, ул. Новаторов, д. 36, к. 3, офис 42 Тел./факс: +7 (495) 983-31-12, +7 (495) 627-66-43 Е -mail: info@pssert.ru www.pssert.ru

WWW.NEFTEGAS.INFO

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.