CC BY
53Проведение экспертизы промышленной безопасности и диагностирование технического состояния стальных подземных газопроводов в современных условиях
Царьков С. В.
Царьков Сергей Вячеславович / Tsarkov Sergey Vjacheslavovich - эксперт высшей квалификации в области
промышленной безопасности, директор,
ЗАО «Инвесттехноком», г. Люберцы, Московская область
Аннотация: в настоящей статье затрагиваются вопросы проведения экспертизы промышленной безопасности (далее по тексту экспертиза) стальных подземных газопроводов (далее по тексту газопроводы), включая диагностирование технического состояния оборудования, применяемого на объекте экспертизы. Используя многолетний опыт работы в данном направлении, автор статьи рассматривает основные этапы проведения экспертизы, обращая внимание на типовые проблемы, возникающие при реализации договоров на экспертизу стальных подземных газопроводов, приводит возможный алгоритм проведения диагностирования технического состояния стальных подземных газопроводов.
Ключевые слова: экспертиза промышленной безопасности стальных подземных газопроводов,
эксплуатационная документация.
Диагностирование технического состояния стальных подземных газопроводов (далее по тексту диагностирование), РД 12-411-01. Подготовка и заключение договора на экспертизу стальных подземных газопроводов.
Опыт проведения экспертизы промышленной безопасности и диагностирования газопроводов позволяет сделать вывод о том, что чем крупнее организация, тем более качественно организована эксплуатация объектов, хранение проектной и исполнительной документации, ведение эксплуатационной документации. Эти факторы напрямую определяют качество и сроки проведения экспертизы газопроводов.
Основными руководящими документами при проведении экспертизы ГРП являются:
- Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных
производственных объектов» (в ред. от 13.07.2015 № 233-ФЗ) (1);
- Приказ Ростехнадзора от 14.11.2013г. № 538 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (в ред. Приказа Ростехнадзора от 03.07.2015 № 266) (2);
- РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов» (3).
Как показала практика, значимую роль в применении нормативной базы при проведении диагностирования играет территориальное расположение объекта, его ведомственное подчинение. В 2001 году разработана и введена в действие РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов».
Настоящая Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (далее - Инструкция) устанавливает виды и порядок проведения диагностирования, основные критерии оценки технического состояния газопроводов, предусматривает методики расчета остаточного срока службы газопроводов по истечении нормативной срока службы и в других случаях.
Инструкция устанавливает требования по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов, по которым природный газ по ГОСТ 5542 транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 Мпа, и сжиженный углеводородный газ по ГОСТ 20448 с избыточным давлением не более 1,6 МПа.
К газопроводам, на которые распространяются требования настоящей Инструкции, относятся подземные межпоселковые и распределительные газопроводы и подземная часть вводов, построенные из труб, изготовленных из малоуглеродистых марок сталей (1.3).
Как видно из рисунка 1., диагностирование газопроводов производится как на основании анализа документации (без вскрытия шурфов), так и непосредственно в базовых шурфах. Причем «Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять:
- для вновь сооружаемых подземных газопроводов - в соответствии со строительными нормами и правилами;
- при проведении планового или внеочередного диагностирования для действующих газопроводов - в предусмотренном при сооружении месте для шурфа (шурфов), в котором по результатам диагностирования газопровода установлен минимальный срок службы (при нескольких шурфах), - в количестве одного базового шурфа на участок газопровода из одной партии труб, независимо от протяженности участка и назначения;
- при проведении планового или внеочередного диагностирования для действующих газопроводов и при отсутствии предусмотренного при сооружении базового шурфа, - в любом вскрытом при техническом обследовании месте - в количестве одного на диагностируемый участок из одной партии труб, независимо от протяженности участка и назначения.
Для вводов газопроводов протяженностью до 200 м предусматривать базовые шурфы не требуется» (п. 3.6. 3).
Рис. 1. Схема планового диагностирования подземных газопроводов
После проведения диагностирования в базовом шурфе и получения необходимых данных о фактическом состоянии элементов газопровода, проводились расчеты по параметрам, определяющим его техническое состояние:
- Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению Rф в сравнении с критическим (предельным) Rк значением конечного переходного сопротивления труба-грунт. Критическое или предельное переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения:
v 2
In
якф-И)^ D2H- 0,4-10-6
(1)
где рг - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом x м;
D - наружный диаметр трубопровода, м;
H - расстояние от поверхности земли до верхней образующей трубопровода, м;
h - толщина стенки трубы, м. (5.2. 4. 3).
- Определение физико-механических свойств металла труб.
- Определение степени коррозионных повреждений металла.
- Определение физико-механических свойств металла труб и другие.
Затем проводились расчеты остаточного срока службы газопровода по основным характеристикам:
- Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по переходному сопротивлению.
- Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла.
- Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла (6.4. 6.5. 6.6. 3).
Данный алгоритм проведения диагностирования газопроводов и расчетов остаточного срока службы
газопроводов существовал достаточно длительное время.
Однако Госгортехнадзор России своим приказом от 2001-07-09 утвердил, по сути, новую методику, но под тем же номером - РД 12-411-01. В новой методике коренным образом пересмотрены положения предыдущей. Так, например, исчезла необходимость обязательного вскрытия базовых шурфов для определения технического состояния газопровода. «Основными критериями необходимости разработки программы шурфового диагностирования являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции (АНПИ, АНТПИ и др.) с показаниями приборов определения аномалий металла (ИДН и др.), результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов» (п. 4.4.1, 3).
В новой методике предусмотрено применение нового метода контроля - бесконтактное магнитометрическое обследование. Целью бесконтактного магнитометрического обследования является определение дефектных участков трубопроводов, мест повышенных напряжений, и совместно с
результатами приборной оценки состояния изоляционного покрытия назначение мест шурфования для выборочного ремонта подземных трубопроводов.
С помощью индикатора дефектов и напряжений (ИДН) или другого прибора, разрешенного для применения в установленном порядке, производится выявление и локализация мест коррозионных и деформационных повреждений, а также мест повышенных напряжений подземных трубопроводов без изменения технологических режимов их работы.
Преимуществом метода бесконтактной магнитометрической диагностики (БМД) является определение и уточнение местоположения прогнозируемых дефектов с поверхности земли. Предварительного намагничивания и (или) подключения наружных генераторов, как правило, не требуется (кроме сложных условий поселковых или городских застроек).
Основное достоинство метода бесконтактной магнитометрической диагностики - возможность обнаружения дефектов без прямого доступа к поверхности металла (без шурфования, без снятия изоляции и без зачисток поверхности труб). Поэтому метод БМД позволяет высокопроизводительно и интегрально оценивать состояние обследуемого трубопровода (приложение В1 3).
Конечно, данная методика значительно упростила диагностирование газопроводов. Практически с поверхности земли один оператор определяет техническое состояние газопровода по целому ряду параметров. Подобный подход вызывает целый ряд вопросов:
1. Человеческий фактор. Оператор может и не уловить значения показывающих приборов. К сожалению, еще не все приборы оснащены системами цифровой записи результатов измерений.
2. Применение метода бесконтактной магнитометрической диагностики (БМД) предусматривает работу с индикатором, а не с прибором. Индикатор не подлежит регулярной поверке, в отличие от приборов. Где гарантия, что его показания соответствуют действительности?
Данная методика получила широкое применение на объектах ОАО «Г азпром Газораспределение». После 2009 года при заключении договоров многие заказчики уточняли - по какой из методик будут проводиться работы. По моему мнению, подобное упрощение и сомнительные новации приводят к снижению качества диагностирования и, как следствие, делает выводы и расчеты экспертизы неточными. Это, безусловно, может повлиять на безопасную эксплуатацию газопроводов и на устойчивое газоснабжение потребителей.
Литература
1. Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных
производственных объектов» (в ред. от 13.07.2015 № 233-ФЗ) (Система нормативов NORMACS, сетевая версия 3.0.27.220, № NRMS10-11875, зарегистрировано на ООО «НТЦ Анклав»).
2. Приказ Ростехнадзора от 14.11.2013г. № 538 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (в ред. Приказа Ростехнадзора от 03.07.2015 № 266) (Система нормативов NORMACS, сетевая версия 3.0.27.220, № NRMS10-11875, зарегистрировано на ООО «НТЦ Анклав»).
3. РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов».
