CC BY
36
Никонов Г.И.1, Савин Н.Г.2, Мишанина Т.В.3, Лимарь С.Л.4, Тимохин В.А.5 ©
1 2
Главный эксперт ООО «УКХ «Волгопромгаз»; начальник экспертной службы ООО «УКХ «Волгопромгаз»; 3эксперт ООО «УКХ «Волгопромгаз»; 4эксперт ООО «УКХ «Волгопромгаз»; Генеральный директор.
ООО «ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА ПРОМЫШЛЕННЫХ ОБЪЕКТОВ»
ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ, С ЦЕЛЬЮ ПРОВЕРКИ СООТВЕТСТВИЯ ТРЕБОВАНИЯМ НОРМАТИВНОТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ, ВЫПОЛНЕНИЕ РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА, ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПРОДЛЕНИЯ СРОКА И УСТАНОВЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Аннотация
В данной статье авторами рассмотрено техническое диагностирование газопровода среднего давления, с целью проверки соответствия требованиям нормативно-технической документации в области промышленной безопасности, выполнение расчета остаточного ресурса, определение возможности продления срока и установления параметров дальнейшей эксплуатации.
Ключевые слова: техническое диагностирование, техническое устройство, газопровод, остаточный ресурс.
Keywords: technical diagnostics, technical device, gas pipeline, residual life.
Заключение экспертизы по результатам технического диагностирования газопровода составлено в соответствии с требованиями следующих основных нормативных документов:
- Федерального Закона № 116 от 20.06.1997 г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 20.06.1997 г. [1];
- Федеральных нормам и правил в области промышленной безопасности «Правила
проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом
Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14.11. 2013 г. № 538 [2];
Подземный газопровод среднего давления предназначен для транспортирования природного газа.
Начало эксплуатации - 1951г., Ррас." 0,3 МПа (3 кгс/см2) Рраб. = 0,3 МПа (3 кгс/см2), L общ=1800,40 м, материал трубы ДШ00 сталь 10, ДШ50 сталь 10 группа Б.
1. Результаты анализа технической документации
Проектная документация предоставлена, исполнительная документация имеется за исключением - отсутствует акт приемки в эксплуатацию городских газопроводов, журнал изоляционных работ, сертификат на изоляционные материалы, эксплуатационная документация ведется с нарушениями требований действующей нормативно-технической документации:
- в эксплуатационный паспорт газопровода не занесены результаты проверок эффективности работы электрохимической защиты газопровода (сведения о датах измерения и величине защитного потенциала);
- в паспорте газопровода отсутствуют записи о проведении текущего ремонта запорной арматуры в газовых колодцах;
- не разработана карта-схема газопровода в соответствии с п. А.3.2. приложения А РД 12- 411-01 [3].
о
Никонов Г.И., Савин Н.Г., Мишанина Т.В., Лимарь С.Л., Тимохин В.А., 2015 г.
По результатам анализа технической документации разработана «Программа работ по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации подземного газопровода».
Подземный газопровод среднего давления III категории, находится в постоянной эксплуатации с момента его ввода на установленных параметрах, нарушения условий эксплуатации не выявлены, сведения об авариях отсутствуют.
2. Произведен выбор технических средств для диагностирования.
3. Результаты диагностирования технического состояния подземного газопровода без вскрытия грунта.
3.1. Проверка на герметичность. Проверка на герметичность проводилась приборным методом контроля. Утечек газа не обнаружено.
3.2. Проверка состояния изоляции. Обследование проводилось бесконтактным способом при помощи аппаратуры нахождения трассы и мест повреждения изоляции (АНПИ). Мест повреждения изоляции не обнаружено.
3.3. Анализ коррозионной агрессивности грунта. Удельное электрическое
сопротивление грунта измерялось вдоль трассы подземного газопровода. По результатам измерения удельного электрического сопротивления грунта установлено - коррозионная агрессивность грунта по трассе газопровода средняя.
3.4. Оценка эффективности работы электрохимической защиты. Защитный потенциал
на газопроводе замерялся в газовом колодце и на газовом стояке. Защита газопровода осуществляется станцией ПКЗ-АР-Т-З. Защищенность участка газопровода по
протяженности 100%. Защищенность участка газопровода по времени с момента ввода системы ЭХЗ в эксплуатацию с 2000г. по 2015г. - 100%. Суммарный защитный потенциал на газопроводе составляет от-1,04 до -1,05 В. Зафиксировано опасное действие постоянных блуждающих токов с максимальным смещением разности потенциалов 0,10 В. На диагностируемом участке газопровода нет электроизолирующих фланцевых соединений.
3.5. Состояние переходов «земля-воздух»
На диагностируемом газопроводе нет переходов «земля-воздух».
Утечек газа при проведении приборного контроля не обнаружено. Мест повреждения изоляции не обнаружено. Коррозионная агрессивность грунта по трассе газопровода -средняя. Суммарный защитный потенциал на газопроводе соответствует п.7.3 ГОСТ 9.6022005 [4].
Обнаружено опасное действие постоянных блуждающих токов.
По результатам диагностирования технического состояния подземного газопровода без вскрытия грунта проведено обследование в двух шурфах в соответствии с Программой работ по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации подземного газопровода.
4. Результаты шурфового обследования при диагностировании технического состояния подземного газопровода
4.1.Состояние изоляционного покрытия
По результатам бесшурфового диагностирования назначено 2 контрольных шурфа.
Шурф №1 (ПКО+37 до ПКО+39) - контрольный:
- изоляция усиленная, мастичная (битум БН-4), обертывающий слой (гидроизоляция) Бри- зол, толщиной 6,0-7,0 мм, не хрупкая, не расслаивается, трещины в изоляции отсутствуют;
- среднее значение адгезии 0,51 МПа - в пределах нормы;
- среднее значение переходного сопротивления изоляционного покрытия 306,59 Ом-м - в пределах нормы.
Шурф №2 (ПК15+95 до ПК15+97) - контрольный:
- изоляция усиленная, мастичная (битум БН-4), обертывающий слой (гидроизоляция) Бри- зол, толщиной 6,0-7,0 мм, не хрупкая, не расслаивается, трещины в изоляции отсутствуют;
- среднее значение адгезии 0,51 МПа - в пределах нормы;
- среднее значение переходного сопротивления изоляционного покрытия 223,08 Ом-м - в пределах нормы.
4.2. Определение коррозийной агрессивности грунтов по отношению к углеродистой и низколегированной стали
По результатам измерения удельного электрического сопротивления грунта установлено - коррозионная агрессивность грунта в зоне шурфов - средняя.
4.3. Оценка эффективности работы электрохимической защиты по замерам в шурфах
Суммарный защитный потенциал на газопроводе, замеренный непосредственно в
шурфах соответствует ГОСТ 9.602-2005 [4].
4.4. Проверка наличия опасного действия блуждающих токов
В шурфах произведены замеры на проверку наличия опасного действия блуждающих токов. Смещение разности потенциалов по замеру в шурфах составляет:
Шурф №1: 0,10 В, что характеризует опасное действие блуждающих токов;
Шурф №2: 0,07 В, что характеризует опасное действие блуждающих токов.
4.5. Коррозионное состояние металла трубы
В шурфах № 1, 2 на теле трубы коррозионные процессы фронтального и язвенного характера отсутствуют.
4.6. Механические свойства металла труб
Механические свойства металла труб газопровода определялись по результатам замера твёрдости в шурфах.
Механические свойства металла труб газопровода - в пределах нормы
4.7. Состояние сварных соединений
Шурф № 1. Монтажный шов - в зону шурфа не попал, заводской шов - труба бесшовная.
Шурф № 2 Монтажный шов - в зону шурфа не попал, заводской шов - труба бесшовная.
4.8. Результаты ультразвукового контроля толщины стенки трубы
Шурф №1 - минимальное фактическое значение толщины стенки трубы 325x9,0 мм -8,6мм, что не менее минимально допустимого значения толщины стенки трубы 3,0 мм для подземного стального газопровода.
Шурф №2 - минимальное фактическое значение толщины стенки трубы 325x9,0 мм -8,6мм, что не менее минимально допустимого значения толщины стенки трубы 3,0 мм для подземного стального газопровода.
Выводы:
При вскрытии шурфа № 1 (ПКО+37 до ПКО+39), № 2 (ПК 15+95 до ПК 15+97) мест повреждения изоляции не обнаружено;
Визуальная оценка состояния изоляции в шурфах № 1 , 2 показала соответствие требованиям НД;
Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали в зоне шурфов - средняя;
Суммарный защитный потенциал, замеренный непосредственно на газопроводе в шурфах, соответствует п.7.3 ГОСТ 9.602-2005 [4].
Обнаружено опасное действие блуждающих токов;
Визуальная оценка состояния металла трубы в шурфах показала отсутствие фронтальных и язвенных коррозионных процессов;
Механические свойства металла труб газопровода - в пределах нормы;
В зону шурфов № 1 , 2 монтажные сварные соединения не попали;
Толщина стенки труб - в пределах нормы.
По окончании шурфового обследования изоляция отремонтирована силами эксплуатационной организации. При повторной приборной проверке (АНПИ) в местах ремонта изоляции участки с пониженным сопротивлением «труба-грунт» не обнаружены.
5. Оценка соответствия технического устройства требованиям действующей нормативной документации в области промышленной безопасности.
Эксплуатационная организация имеет необходимые нормативные правовые акты, устанавливающие требования промышленной безопасности и правила ведения работ на опасном производственном объекте согласно п. 1 ст. 9 Федерального закона № 116-ФЗ [1].
Проектная схема сетей газораспределения и газопотребления обеспечивает надежную эксплуатацию газопровода.
Газопровод подвергается техническому обслуживанию, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам. На газопровод имеется эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики объекта, а также данные о проведённых капитальных ремонтах, за исключением:
в паспорте газопровода отсутствуют:
- записи о проведении текущего ремонта запорной арматуры газовых колодцах;
- записи результатов проверок эффективности работы электрохимической защиты газопровода (сведения о датах измерения и величине защитного потенциала).
Не разработана карта-схема газопровода в соответствии с РД 12-411-01 [3].
Работники, допущенные к работе на опасном производственном объекте, прошли подготовку и аттестацию в области промышленной безопасности согласно ст. 9. п. 1 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ [1 ].
Способ прокладки газопровода предусмотрен подземный, что соответствует. Материал труб, соединительных деталей, и изделий газопровода соответствует п. 4.10 и п. 4.11 СП-62. 13330.2011 [5].
Суммарный защитный потенциал соответствует п. 7.3 ГОСТ 9.602-2005 по всей протяженности трассы газопровода [4].
Фактическое значение толщины стенки газопровода превышает минимально допустимое значение толщины стенки трубы 3,0 мм для подземного стального газопровода согласно п. 4.6 СП-62. 13330.2011 [5].
6. Расчет остаточного срока службы газопровода по величине НДС при действии фронтальной (общей) и наличии язвенной коррозии.
Расчет производится по формулам согласно РД 12-411-01 [3].
7. Расчет остаточного срока эксплуатации изоляционного покрытия и металла труб газопровода
Расчет срока службы изоляционного покрытия
Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению Яф в сравнении с критическим (предельным) RK значением конечного переходного сопротивления труба-грунт.
8. Расчет остаточного срока службы
В результате расчета остаточного срока службы, который проводился в соответствии с «Инструкцией по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов» РД 12-411 -01[3], были получены следующие результаты:
-ресурс пассивной коррозионной защиты по изоляционному покрытию составляет 5 лет по результатам расчетов для шурфов.
По результатам расчета наименьший срок службы изоляционного покрытия составляет 5 лет.
По истечении 5 лет на исследуемом участке газопровода ожидается снижение переходного сопротивления изоляционного покрытия за допустимые пределы и должно быть принято решение о дальнейших противокоррозионных мероприятиях.
За остаточный срок службы принимается 5 лет. При не соблюдении правил технической эксплуатации остаточный срок службы может значительно сократиться.
Выводы
Подземный газопровод среднего давления III категории, находится в технически исправном состоянии; соответствует требованиям действующей нормативной документации; расчет остаточного ресурса (срока службы) позволяет сделать вывод о возможности продления дальнейшей эксплуатации сроком на 5 лет.
Рекомендации
-рекомендуется работы по продлению срока безопасной эксплуатации подземного газопровода планировать и проводить таким образом, чтобы соответствующее решение было принято до окончания нормативного (расчетного) срока эксплуатации;
- проводить текущий ремонт запорной арматуры в ГК не реже 1 раза в год с отметкой в эксплуатационном паспорте;
-разработать карту-схему газопровода в соответствии с п. А.3.2. приложения А РД 12411-01 [3].
- в эксплуатационный паспорт газопровода ежегодно заносить результаты проверок эффективности работы электрохимической защиты газопровода (сведения о датах измерения и величине защитного потенциала;
Заключение
На основании проведенной экспертизы промышленной безопасности установлено: подземный газопровод среднего давления III категории не в полной мере соответствует требованиям промышленной безопасности и может быть допущен к дальнейшей эксплуатации при условии выполнения ремонтных и профилактических работ на газопроводе и ведения эксплуатационной документации в соответствии с требованиями норм и Правил, после выполнения которых документация и газопровод будет соответствовать требованиям промышленной безопасности. По результатам работ по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации принимается решение о возможном продолжении эксплуатации на установленных параметрах Ррас до 0,3 МПа (3 кгс/см ).
Литература
1. Федеральным Законом № 116 от 20.06.1997 г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 20.06.1997 г.;
2. Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14.11. 2013 г. № 538;
3. РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов
4. ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
5. СП 62.13330.2011 Газораспределительные системы.
