CC BY
92РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
В.М. Рябов, к.т.н, заместитель директора ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург»
СПОСОБЫ РЕМОНТА И ПЕРЕИЗОЛЯЦИИ ГАЗОПРОВОДОВ. ТЕХНИЧЕСКИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ВЫБОРА
В настоящее время необходимо кардинально решить вопрос о снижении роста коррозионных дефектов на магистральных газопроводах (МГ), рост которых отмечается даже после проведения масштабных ремонтных работ. Это связано с недостаточностью используемых ныне мер и технических решений по защите от коррозии, а также с низким качеством выполнения работ подрядными организациями.
Рост коррозионной дефектности на российских МГ обусловлен тем, что до сих пор большая из них часть пока эксплуатируется с неэффективными пленочными покрытиями на основе липких лент, нанесенных более 30 лет назад, причем, как правило, с грубыми нарушениями технологии. Для выработки стратегии, технических способов исправления ситуации, а также для выбора эффективных средств противокоррозионной защиты необходимо учитывать пороки пленочных покрытий,а именно: 1. Плохая совместимость этих покрытий со средствами ЭХЗ. Коррозия под пленочным покрытием (в типичных дефектах - гофрах, отслоениях) развивается вначале эксплуатации из-за проницаемости его для коррозионных сред и ограничения действия защитного тока полимерной пленкой. По этой же
Рис. 1. Покрытие «Поликен» после 26 лет эксплуатации на магистральном газопроводе диаметром 1420 мм
причине малоэффективны и электрометрические методы диагностики состояния этих покрытий. 2. Низкая ремонтопригодность этих покрытий из-за наличия протяженных продольных гофров, значительного по площади отслоения пленок от поверхности трубопровода, плохой совместимости с новыми ремонтными покрытиями.
На ряде наиболее старых газопроводов имеются участки с покрытием из битумно-резиновых мастик. Снижение защитной способности таких покрытий до определенного времени обычно компенсировалась интенсификацией режимов ЭХЗ, увеличением числа катодных станций. В начальный период была возможность выявлять и устранять локальные дефекты изоляции. Однако при достигнутых сегодня сроках эксплуатации 40 и более лет покрытия не
Рис. 2. Состояние изоляционного слоя под оберткой. Диаметр газопровода 1420 мм. 26 лет эксплуатации
имеют адгезионной связи с металлом, значительно охрупчены, пористы и полностью утратили изоляционные свойства, что связано с негативным влиянием катодной поляризации на систему «покрытие - металл» в увлажненных почвенных средах. Катодная защита трубопровода на участках с таким покрытием весьма затратна из-за неприемлемо высоких требуемых значений плотности защитного тока. Ремонт отслоившегося, охрупченного покрытия невозможен из-за его осыпания при вскрытии трубопровода. Следует особо отметить, что применяемые ныне битумные мастичные покрытия на основе мастики «Транскор-Газ» также быстро теряют свои защитные свойства и легко разрушаются при катодной защите МГ, что выявлено нашими исследованиями изменений переходного сопротивления, представленными на рисунках 9 и 10.
Рис. 3. Состояние изоляции на основе полимерных липких лент диаметром газопровода 1020 мм. 20 лет эксплуатации
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 12 \\ декабрь \ 2010
Рис. 5. Внешний вид покрытия на основе полимерных липких лент на газопроводе диаметром 720 мм. 12 лет эксплуатации
Подчеркну, что мастичные материалы и впредь должны и могут успешно использоваться как хорошие адгезивы и прекрасные заполнители неровностей на трубах в многослойных комбинированных покрытиях, в которых должен формироваться полимерный гидроизоляционный слой, например, в нашей трехслойной конструкции как показано на рисунках 12, 14 и 17. Как самостоятельная изоляция мастичные покрытия в системе комплексной защиты объектов подземной прокладки непригодны!
Остановить процесс нарастания коррозионной дефектности на газопроводах за счет переизоляции, в том числе трассовой, возможно при применении современных эффективных покрытий. Для этого нужно поставить и последовательно решать задачи обеспечения гарантий качества изоляции и сохранения его на срок ее службы, не менее нормативного (на 30-40 лет). Подобная задача уже решена применением заводской изоляции труб, и такие гарантии предусмотрены изготовителями труб. Соответственно, необходимо внедрение системы гарантий от исполнителей - подрядных организаций и поставщиков материалов за качество изоляционных работ при капремонте, за долговечность изоляции,которые
Рис. 4. Состояние металла труб под покрытием на основе липких лент. Газопровод диаметром 1020 мм. 20 лет эксплуатации
Рис. 6. Состояние металла под покрытием на основе полимерных липких лент на газопроводе диаметром 720 мм. 12 лет эксплуатации
могут быть реализованы при правильной эксплуатации вновь изолированных газопроводов газотранспортными предприятиями.
Эффективность затрат, применяемых технологий и фактических результатов капитального ремонта должна производиться с учетом оценок уровня последующих затрат на эксплуатацию МГ и перспектив будущих ремонтов. На
ЦЧ
- ! ^ Си-'.'
Рис. 7. Внешний вид покрытия на основе битумных мастик горячего нанесения на газопроводе диаметром 1220 мм. 28 лет эксплуатации
Рис. 8. Состояние битумной изоляции на газопроводе диаметром 1020 мм. 45 лет эксплуатации
Рис. 9. Прогноз срока службы однослойных мастичных и полимерно-мастичных покрытий (тренды, 20 0С)
* й 9 Ш 1Ь лрч**.«^ ¡4
Рис. 10. Прогноз срока службы двухслойных мастичных и полимерно-мастичных покрытий (тренды, 20 0С)
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ ремонт трубопроводов \\ 67
РЕМОНТ ТРУБОпРОВОдОВ
Рис. 11. Проникновение грунта под неадгезированную однослойную термоусаженную обертку в покрытии на основе мастичных лент. Диаметр газопровода 720 мм. Шесть лет эксплуатации
Структура себестоимости капитального ремонта участка магистрального газопровода ($1020 мм, 1000 м)
Срок службы изоляции
L
£ IL^.IIJU i _гп
||)Ь<
■ кчв innilM
Jt ]•
I'
н
Трянчжи ncpc-i
н hcpitb икщи 11 ы v*uctki
ii^kruiir >>IHIU:>
di L.
ra lí
Hiíi
N IJrtlII KIIWT •♦»риги 11 ha í JMI Г1Ч
сшГ
Hij и ¡1! |ü
l".^ K.'.-í",',' '
л
t (i ' i!
Ü«
11*
Рис. 12. Отсутствие грунта в нахлестах двухслойной термоусаженной обертки (оболочки) с термоплавким слоем. Диаметр газопровода 1020 мм. Пять лет эксплуатации
Рис. 13. Проникновение грунта и влаги под однослойную термоусаженную обертку покрытия к мастичному слою РАМ. Диаметр газопровода 720 мм. Шесть лет эксплуатации
Рис. 14. Состояние мастичного слоя РАМ+ ЛИТКОР-НК-ГАЗ в трехслойном покрытии после 5 лет эксплуатации (двухслойная термоусаженная оболочка при испытаниях удалена)
Рис. 15.
рисунках 15 и 16 в качестве примера показаны оценки срока службы,, затрат на капремонт и эксплуатацию участка газопровода с разными видами покрытий. Видно, что дешевый капремонт в недалекой перспективе может стать сопоставим с переукладкой трубами с заводской изоляцией. В связи с этим при разработке стратегий ремонта для обеспечения надежности и работоспособности ЕС МГ должны одновременно ставиться и решаться задачи эффективности финансовых капвложений при капремонте. Сегодня основным способом поддержания работоспособности ЛЧ МГ в ОАО «Газпром» остается метод выборочного ремонта по результатам ВТД. Идеология этого способа отражена в рекомендациях «Оптимизация диагностического обследования и поддер-
жания работоспособного состояния ЛЧ МГ» (Р ГАЗПРОМ 2-2.3-401-2009) и фактически заключается в поиске и реализации наиболее дешевого варианта, «как бы дожить до следующего ВТД». Про качество выборочного ремонта старой изоляции обычно говорить неприлично. Естественно, что при таком,не учитывающем перспективу подходе вариант сплошной переизоляции рекомендуется рассматривать лишь тогда, когда ожидаемые затраты на неотложный ремонт становятся сопоставимыми с затратами на переизоляцию. Нарастание объемов безотлагательных ремонтов при следовании такой идеологии становится также неизбежным.
В конечном итоге такое «латание дыр» неизбежно ведет к необходимости замены труб во все возрастающих масшта-
Рис. 16.
бах и уже ограничивается техническими, организационными и финансовыми возможностями отрасли. Единственной альтернативой такому сценарию является освоение систем планомерной упреждающей сплошной переизоляции всех старых газопроводов, применение эффективных технологий трассового и базового нанесения защитных покрытий, внедрение солидарной ответственности и гарантируемого подрядчиками и поставщиками материалов качества новой изоляции.
Выборочный ремонт изоляции должны рассматриваться только как способ поддержания работоспособности конкретных участков ЛЧ МГ на период до проведения запланированной переизоляции.
Технико-экономические преимущества сплошной переизоляции могут быть достигнуты только в том случае, если реально высокое качество вновь нанесенной изоляции обеспечит защиту труб от коррозии на практически неограниченный срок без промежуточных ремонтов. Это технически достижимо современными средствами, с рациональным использованием освоенных на отечественных производствах материалов и оборудования, но требует усиления контроля за качеством выполнения работ подрядчиками со стороны надзорных служб, служб эксплуатации и защиты от коррозии, активного участия специалистов Инженерно-технических центров газотранспортных предприятий.
За счет применения современных покрытий в комплексе с другими мероприятиями количество необходимых катодных станций на газопроводах может быть снижено на порядок и более, на многих участках реально вообще исключить потребность в них и во вдольтрассовых ВЛ; возможно сокращение видов и объемов коррозионной диагностики и мониторинга.
Эксплуатационные затраты на капитально отремонтированном газопроводе должны быть такими же, как и на вновь уложенном из труб с заводской изоляцией. Если сплошная переизоляция не приводит к такой экономии последующих затрат, то этот способ ремонта не может иметь преимуществ по сравнению с выборочными ремонтами и не имеет смысла. Именно такой плачевный результат получается сегодня при повсеместном применении технологий переизоляции битумными мастиками горячего нанесения. Помимо невысоких защитных свойств этих покрытий при эксплуатации процесс их нанесения из расплава на трубопровод крайне нетехнологичен, что убедительно подтверждено отечественным опытом. Невозможность обеспечения требуемых технологических режимов и как следствие - низкое качества такого покрытия были и остаются основными причинами повсеместного отказа за рубежом от этой распространенной в прошлом технологии.
Попытки повысить надежность мастичного покрытия усложнением его конструкции за счет армирования его стеклосет-кой и применения радиационно-модифицированных оберток (эти материалы, как и мастики «Транскоргаз», «Асмол» и ленты на их основе, сами по себе хороши), казалось, позволили обеспечить высокий уровень механизации, поточный характер процесса нанесения, но фактически привели к массовому неконтролируемому браку на переизолированных газопроводах. Применяемое оборудование громоздко, энергоемко и
WWW.NEFTEGAS.INFO
ремонт трубопроводов
Схема 1. Способы ремонта линейной части магистральных газопроводов
ненадежно в эксплуатации, трудоемко в обслуживании. Эти непреодолимые недостатки в значительной мере не позволили достичь планируемых технико-экономических показателей и объемов переизоляции.
Как показали неоднократные обследования переизолированных таким образом газопроводов, на многие из них придется возвращаться в ближайшие годы, что делает бессмысленной саму идею переизоляции.
Таблица 1. Структура применения видов покрытий при капитальном ремонте МГ
Современные виды защитных покрытий и технологии их нанесения позволяют обеспечивать защиту от коррозии переизолированного газопровода на практически неограниченный срок («отремонтировать и забыть»). Наличие гарантий качества изоляционных покрытий позволяет перейти к возможности страхования рисков коррозионного повреждения отремонтированных участков в пределах нормативного срока службы покрытий, что необходимо и реально.
В зависимости от условий выполнения ремонта и условий эксплуатации могут применяться напыляемые покрытия на основе полиуретановых или эпоксидных материалов, термоусажи-ваемые комбинированные покрытия из рулонных мастично-полимерных материалов либо из термоусаживаю-щихся лент с эпоксидной грунтовкой. Каждый из этих вариантов имеет свою нишу и преимущества. Структура применения видов покрытий приведена в таблице 1.
Удельные затраты на исходные материалы для всех этих покрытий выше, чем для покрытий из битумных мастик
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 12 \\ декабрь \ 2010
Рис. 17. Конструкция трехслойного комбинированного покрытия
горячего нанесения. Однако в структуре общих затрат на проведение переизоляции это повышение для самого дорогого варианта (полиуретаны) составляет не более 10%.
Технологический процесс нанесения термоусаживаемых комбинированных покрытий включает в себя следующие операции:
• снятие старой пленочной изоляции;
• контроль состояния поверхности металла, дефектовку и ремонт локальных повреждений стенки трубы;
• пескоструйную очистку поверхности от остатков бутилкаучукового прай-мера;
• обеспыливание и сушку поверхности до температуры выше точки росы;
• нанесение слоя грунтовки «ТРАНСКОР-ГАЗ» или «Асмол»;
• нанесение слоев покрытия методом спиральной намотки с прикаткой, в т.ч.:
- слоя рулонного армированного сте-клосеткой мастичного материала;
- слоя мастично-полимерной ленты «ЛИТКОР-НК-ГАЗ» или «ЛИАМ»;
- оберточного слоя двухслойной тер-моусаживаемой ленты типа «Терма-СТМП»;
• усадку оберточного слоя (формирование оболочки) путем лучистого нагрева его поверхности;
• контроль качества нанесенного покрытия.
Технология защищена патентом РФ № 2340830 «Способ антикоррозионной защиты наружной поверхности трубопровода» и используется в ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» с 2004 г.
Технологический процесс ремонта МГ и нанесения термоусаживаемых полимерных покрытий включает в себя следующие основные операции, последовательно выполняемые механизированным способом:
• снятие старой изоляции;
• контроль состояния поверхности металла, дефектовку и ремонт локальных повреждений стенки труб;
• пескоструйную очистку поверхности;
• индукционный или паровой нагрев металла;
• нанесение слоя эпоксидного прай-мера;
• нанесение с прикаткой слоев покрытия изоляционной машиной, методом спиральной намотки лент в т.ч.:
- слой ленты-заполнителя Терма-РЗ (рулонного армированного сеткой термоплавкого полимерного адгезива);
- слой двухслойной термоусаживаемой ленты Терма-СТМП;
• термическая усадка покрытия лучистым (или паровым) нагревом поверх-нос ти;
• контроль качества нанесенного покрытия.
Технология защищена патентами РФ: № 231720 «Способ нанесения полимерного покрытия на стальные трубопроводы»;
№ 2315899 «Способ нанесения защитного покрытия на трубопроводы». Трубопроводы стермоусаживаемым покрытием «Терма»успешно эксплуатируются в ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» с 1998 г. Практически по всем покрытиям в ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» имеется и проанализирован опыт их применения. Организована и действует система контроля качества поступающих изоляционных материалов и качества ремонтных и изоляционных работ при участии ИТЦ. На основании накопленного опыта разработаны новые технологии, изготовлено, скомплектовано и апробировано специальное оборудование для нанесения этих
видов изоляции. В том числе созданы и испытаны в полевых условиях трассовые изолировочные механизированные комплексы для нанесения однослойных термореактивных покрытий, термоусаживаемых покрытий на основе полимерных и мастично-полимерных лент. В настоящее время завершаются работы по созданию технологии и оборудования для нанесения этих покрытий в условиях полевых ремонтно-изоляционных баз. Доведение этих разработок до промышленного внедрения, как и в целом переход на эффективные виды покрытий и современные способы переизоляции невозможен без активной и реальной поддержки этого направления со стороны ОАО «Газпром».
Таким образом, можно отметить, что решение вопроса о кардинальном снижении роста коррозионных дефектов на объектах газотранспортной системы технически подготовлено. Имеются современные технологии ремонта МГ и их переизоляции, организовано производство соответствующей техники и материалов, накоплен положительный (как, впрочем, и отрицательный) опыт их применения, который пока не до конца проанализирован и нужна работа над ошибками. Необходимо решать вопросы обеспечения качества выполнения работ и формирования соответствующей нормативной базы.
Рис. 18. Конструкция покрытия на основе термоусаживаемых лент
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ ремонт трубопроводов \\ 71
