Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ технического состояния и разработка концепции ремонта газопроводов ОАО «Газпром»
1.1 Анализ отказов магистральных газопроводов 10
1.2 Статистический анализ размеров критических дефектов магистральных газопроводов
1.3 Анализ стресс-коррозионных дефектов и разработка методов их ремонта
1.4 Теоретические основы анализа опасности дефектов на магистральных газопроводах
1.5 Концепция ремонта газопроводов на современном этапе развития ЕСГ ОАО «Газпром
1.6 Технология производства капитального ремонта линейной части магистральных трубопроводов и стратегия ремонта газопроводов ОАО «Газпром»
1.7 Цель и основные задачи исследования 65
Глава 2. Экспериментальные исследования газопроводных труб с различными поверхностными дефектами и отработка методов их ремонта
2.1 Планирование экспериментальных работ 67
2.2 Экспериментальные исследования труб с различным сроком эксплуатации и типоразмерами дефектов
2.3 Исследование возможностей сварочных технологий для ремонта продольно ориентированных дефектов
2.4 Экспериментальные исследования труб с вмятинами и гофрами 2.5 Экспериментальные исследования трубопроводов обвязок компрессорных станций
2.5.1 Гидравлические испытания трубопроводов на циклические нагрузки
2.5.2 Тензометрические обследования трубопроводов 126
2.5.3 Проведение металлографического и фрактографического анализов микроструктуры испытанных образцов
Выводы по второй главе 145
Глава 3. Иссследование возможности применения композиционных материалов при ремонте дефектных участков трубопроводов
3.1 Постановка задачи 148
3.2 Исследование прочностных свойств стеклопластиковых
148 материалов
3.3 Аналитические и экспериментальные исследования эффективности упрочнения дефектных труб композиционными бандажами
3.4 Определение влияния характеристик бандажа на уровень предельного давления в трубопроводе
Выводы по третьей главе 184
Глава 4. Разработка методики обоснования вывода газопроводов в капитальный ремонт
4.1 Критерии вывода линейной части магистральных газопроводов в капитальный ремонт
4.1.1 Критерии технического состояния газопровода 187
4.1.2 Критерии параметров и условий эксплуатации газопроводов 197
4.1.3 Критерии последствий аварии газопровода и вывода его в ремонт
4.2 Определение целесообразности вывода газопровода в ремонт 204
Выводы по четвертой главе 205
Глава 5. Совершенствование методов и средств контроля газопроводов для оптимизации ремонта
5.1 Разработка и создание отечественной системы магнитной дефектоскопии газопроводов
5.2 Разработка бесконтактного метода контроля технического состояния трубопроводов
5.3 Разработка и создание наружного сканера-дефектоскопа для проведения работ по отбраковке труб в процессе проведения капитального ремонта трубопроводов
Выводы по пятой главе 230
Глава 6. Разработка методов и технических средств ликвидации сквозных повреждений газопроводов при ремонте без остановки перекачки газа
6.1 Разработка наружных методов и средств ремонта сквозных повреждений
6.2 Разработка внутренних срезок перекрытия сквозных повреждений
6.3 Расчет движения перекрывающего устройства по трубопроводу
6.4 Разработка внутренних средств ремонта трубопроводов 264
Выводы по шестой главе 269
Глава 7. Разработка способов вскрытия газопроводов без остановки транспорта газа
7.1 Вскрытие газопровода при движении гусеницы над трубопроводом
7.1.1 Вскрытие газопровода роторными экскаваторами 273
7.1.2 Вскрытие газопровода цепными экскаваторами типа ЭТП-311, 275 ЭТН-352, ЭТН-353
7.1.3 Вскрытие газопровода одноковшовым экскаватором типа Э-276
7.2 Вскрытие газопровода без наезда гусениц на грунт над 278 трубопроводом
7.2.1 Вскрытие газопровода роторным вскрышным экскаватором типа ЭТР-1420В
7.2.2. Вскрытие газопровода роторным экскаватором типа ЭТР
7.2.3 Вскрытие газопровода одноковшовым экскаватором типа
7.3 Совмещенный способ вскрытия газопровода двумя типами машин
Выводы по седьмой главе 284
Глава 8. Разработка новых методов и средств очистки и изоляции трубопроводов
8.1 Анализ существующих средств очистки трубопроводов от старых покрытий
8.2 Теоретические основы работы термоабразивных аппаратов 287
8.3 Конструкция термоабразивных аппаратов 295
8.4 Состав очистного комплекса и результаты испытаний 299
8.5 Состав и основные технические характеристики термоабразивного очистного комплекса
8.6 Анализ проведенных испытаний термоабразивного очистного комплекса
8.7 Разработка технологии и оборудования для изоляции трубопроводов мастичными покрытиями
Выводы по восьмой главе 324
Основные выводы 326
Список использованной литературы
- Анализ стресс-коррозионных дефектов и разработка методов их ремонта
- Экспериментальные исследования труб с различным сроком эксплуатации и типоразмерами дефектов
- Аналитические и экспериментальные исследования эффективности упрочнения дефектных труб композиционными бандажами
- Критерии последствий аварии газопровода и вывода его в ремонт
Введение к работе
Актуальность проблемы. Основой современной концепции ремонта линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» является обеспечение эксплуатационной надежности Единой газотранспортной системы России с гарантированными поставками газа многочисленным потребителям при минимальных затратах. С 1992 г. в системе ОАО «Газпром» начались плановые работы по диагностике газопроводов с применением внутритрубных дефектоскопов, позволяющих выявлять повреждения стенки трубопроводов коррозионного и механического происхождения, это потребовало планирования и организации ремонта на новой эффективной основе. Если в середине 90-х годов выявлялось порядка 22 дефектов на 100 км (0,22/км), требующих ремонта или вырезки, то с 2000 года количество дефектов, подлежащих ремонту, составляет порядка 0,4/км. В настоящее время количество выявленных дефектов составляет более 252 тыс. единиц.
Кроме того, старение системы газопроводов выдвинуло ряд новых требований к разработке методологии оптимизации как сроков вывода газопроводов в ремонт, так и коренному пересмотру методов, средств, технологий и материалов для проведения качественного ремонта и восстановления технических параметров трубопроводов. Поэтому разработка новых методов и технических средств, повышающих эффективность ремонта магистральных газопроводов, является проблемой и актуальной темой исследований.
Цель диссертационной работы. Разработать новые методы и технические средства диагностики и ремонта газопроводов для создания системы поддержания длительной работоспособности восстановленных объектов.
Основные задачи исследования:
- разработка концепции ремонта газопроводов ОАО «Газпром» на среднесрочную и долгосрочную перспективу;
- разработка методики оптимизации вывода газопроводов в капитальный ремонт на основе критериальных оценок влияния различных факторов на трубопровод;
- создание очистного комплекса нового поколения для снятия любых типов изоляционных покрытий с трубопроводов в процессе производства ремонтных работ;
- разработка технологии и оборудования для нанесения мастичных покрытий на трубопроводы при отрицательных температурах;
- анализ влияния концентраторов напряжений на уровень допустимого давления в трубопроводе;
- обоснование и разработка способа упрочнения дефектных участков газопроводов с использованием бандажей из композиционных материалов;
- создание технических средств ликвидации сквозных повреждений на газопроводах под давлением газа;
- разработка способов вскрытия газопроводов, находящихся под давлением газа;
- подготовка общей стратегии ремонта газопроводов, позволяющей
осуществлять долгосрочное планирование инвестиций для обеспечения их работоспособности.
Научная новизна работы заключается в комплексном решении проблемы повышения эффективности ремонта газопроводов за счет своевременного выявления и устранения дефектов с минимальными затратами, определения оптимального срока вывода протяженных участков в ремонт и проведения комплекса организационно-технологических мероприятий по восстановлению работоспособности газопроводов.
Разработана концепция проведения широкомасштабной переизоляции газопроводов, обеспечивающая принципиально новый качественный уровень системы противокоррозионной защиты, позволяющий существенно снизить скорость протекания коррозионных и стресс-коррозионных процессов за счет использования новых покрытий, ремонтных технологий, комплекса диагностических приборов и ремонтной техники.
На основе проведенных комплексных исследований определены критерии и разработана методика оптимизации вывода участков газопроводов в капитальный ремонт, учитывающая конструктивные, эксплуатационные и технико-экономические параметры объекта.
Впервые созданы метод и аппаратура выявления дефектов в металле трубопроводов с дневной поверхности Земли, основанные на использовании эффекта бесконтактной магнитометрии, что позволило выполнять альтернативную диагностику участков трубопроводов, не подготовленных для пропусков внутритрубных снарядов.
Разработана технология струйного термоабразивного воздействия на поверхность трубопровода и очистного комплекса для снятия любых типов изоляционных покрытий в широком диапазоне температур (от -30 до +40 град. С) окружающей среды, что позволило за один проход машины осуществлять снятие старых и подготовку поверхности труб под нанесение новых защитных покрытий.
Впервые разработана комплексная система ликвидации сквозных повреждений действующих газопроводов, позволяющая под давлением осуществлять перекрытие мест истечения газа в атмосферу, как при малых, так и при значительных уровнях его выброса. Создан и внедрен в производство комплект ремонтных устройств по устранению сквозных повреждений различных типоразмеров.
Разработана стратегия повышения эффективности ремонта газопроводов, позволяющая осуществлять долгосрочное планирование инвестиций в обеспечение требуемых объемов поставок газа потребителям.
На защиту выносятся:
1. Концепция ремонта магистральных газопроводов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России;
2. Обоснование критериев и методика оптимизации вывода газопроводов в капитальный ремонт;
3. Комплекс технологий и технических средств дефектоскопии трубопроводов и ликвидации сквозных повреждений газопроводов без остановки транспорта газа;
4. Комплекс методов и технологий ремонта труб с различными дефектами;
5. Методика расчета влияния физико-механических и конструктивных параметров бандажей на уровень упрочнения поврежденных участков трубопроводов и их напряженно-деформированное состояние (НДС);
6. Метод, технология и комплекс технических средств термоабразивной очистки трубопроводов от старых изоляционных покрытий и технология изоляции труб полиуретановыми мастиками при отрицательной температуре окружающей среды.
Практическая значимость результатов диссертационных исследований заключается в том, что на основе многочисленных стендовых испытаний и полигонных экспериментальных работ по изучению прочностных свойств труб с многообразными дефектами, аналитических исследований, трассовых апробаций различных технологий и методов ремонта трубопроводов, разработана действующая в системе ОАО «Газпром» нормативно-техническая документация, охватывающая весь спектр вопросов ремонта газопроводов.
Разработаны научные основы и подготовлена Программа работ по переизоляции газопроводов на период 2004-2010 г.г., утвержденная Председателем Правления ОАО «Газпром».
Результаты диссертационной работы - технология и аппаратура магнитометрического обследования газопроводов, технология и ремонтный материал - гибкий анизотропный рулонированный стеклопластик (ГАРС) для упрочнения дефектных участков газопроводов, выявленных при проведении диагностических работ, методика расчета опасности дефектов магистральных газопроводов, инструкция по повторному применению труб, бывших в эксплуатации, использованы: Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром», ООО «Волгоградтрансгаз», 000 «Волготрансгаз», 000 «Пермтрансгаз», 000 «Сургутгазпром», 000 «Томсктрансгаз», 000 «Югтрансгаз» и в ряде других. Практическая значимость основных результатов диссертации подтверждена соответствующими актами внедрения.
На основе изучения многообразных факторов, влияющих на эксплуатационную надежность системы магистральных газопроводов, разработана методика оптимального вывода газопроводов в ремонт, являющаяся руководством по оптимизации планирования ремонтных работ на газопроводах ОАО «Газпром».
Апробация работы. Основные результаты выполненных исследований докладывались и обсуждались на: отраслевых совещаниях по вопросам эксплуатации, обслуживания и ремонта газопроводов (Москва, 1994 и 1996, Екатеринбург, 2000, Григорчиково, Моск. обл., 2001, Волгоград, 2002, Сургут 2003, Ухта, 2003, Сочи, 2004); совещании главных инженеров газотранспортных Обществ ОАО «Газпром» по вопросам подготовки к масштабному ремонту изоляционных покрытий, (Москва 2003, 2004 г.г.); НТС ОАО «Стройтрансгаз» (Москва, 2004 г.); международных конференциях, симпозиумах и деловых встречах: «Международная деловая встреча «Диагностика 1994-2004» ( Ялта, 1995 - 1997 г.г., Сочи, 1998 - 1999 г.г., Кипр, 2000г., Тунис, 2001 г., Турция, 2002 г., Мальта, 2003 г., Египет, 2004 г.); «Обслуживание и ремонт газопроводов»(Словакия, 2000 г., Дубай (ОАЭ), 2004 г., International Conferance, Exhibition and Workshops for the Oil and Gas Industry «Pipeline Rehabilitetion and Maintenance» (Абу-Даби (ОАЭ), 1997 г., Прага, 2000 г., «Международный газовый конгресс» (Москва, 2005 г.); «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (Москва, 2005 г.).
Публикации. Результаты работы опубликованы в монографии, более чем в 260 научных статьях, в т.ч, в 9 публикациях в изданиях, входящих в «Перечень ...» ВК РФ, в 10 патентах и изобретениях. Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, восьми глав, заключения, списка литературы, приложения. Содержит 384 стр. текста, 150 рис., 69 табл., списка литературы из 150 наименований.
Анализ стресс-коррозионных дефектов и разработка методов их ремонта
За период с 2000 по 2006 год методом внутритрубной дефектоскопии обследовано более 62 тыс. км газопроводов, из которых 45 тыс. км проинспектировано стресс-коррозионными снарядами. На обследованных участках выявлено порядка 1500 тыс. дефектов с глубиной поражения от 15% и более. Порядка двух тысяч дефектов было устранено. Около 30 тыс. км газопроводов больших диаметров пока не продиагностировано и порядка 40 тыс. км не подготовлены для осуществления пропусков. Однако, имеющейся информации достаточно для ранжирования участков по степени их коррозионной опасности для планирования работ по ремонту труб и замене изоляции на ближайшую перспективу. Следует иметь ввиду, что имеется информация еще о 10 тыс. км газопроводов, которая находится в ПО «Спецнефтегаз». По нескольким десяткам тыс. км газопроводов имеется большой массив информации на базе электрометрических обследований и результатов контрольных шурфовок. Таким образом, имеются достаточные предпосылки для обоснованного планирования работ по устранению дефектов труб и замене изношенных изоляционных покрытий.
Следует отметить, что к защитным покрытиям газопроводов, сооруженным в 60 - 80 годы неправомерно подходить с высоты требований, предъявляемых ГОСТ Р 51164. Однако в случае принятия решения о замене изоляции выбор нового антикоррозионного покрытия должен определяться с учетом климатических условий пролегания трассы и уровня коррозионной активности грунтов.
Экономический фактор также подтверждает целесообразность в проведении ремонтных работ методом переизоляции. Так, в соответствии с укрупненными нормами стоимость ремонтных работ по переизоляции даже при 20 % замене труб в 3-4 раза дешевле в сравнении с методом полной замены участка.
Но для осуществления столь маштабных мероприятий необходимо решить ряд непростых организационно-технических проблем.
Одной из проблем при переизоляции в настоящее время является применение действующих нормативных требований к газопроводам, построенным по старым ведомственным нормам, содержащим более «мягкие» требования к качеству сварных соединений. Как и предполагалось, одной из серьезных проблем в процессе производства работ по переизоляции газопроводов стала высокая дефектность кольцевых сварных соединений. На большинстве участков газопроводов Обществ Волгоградтрансгаз, Кавказтрансгаз, Сургутгазпром и ряде других, производится практически 100% браковка сварных соединений. При этом, как правило, на этих участках в процессе эксплуатации не было зафиксировано ни единого случая отказа по сварным стыкам. С целью определения влияния некачественных кольцевых сварных соединений на уровень потока отказов был проведен анализ аварийных ситуаций за период с 1971 г.
Всего по данной причине подобных аварий на линейной части магистральных газопроводов зарегистрировано 129, из них на: - основной нитке - 106; - резервной нитке - 3; - отводах и лупингах -11.
Аварии по сварным стыкам составляют 12,1%, от всех аварий, имевших место на линейной части газопроводов за период 1971 - 2002 гг.
Отказы происходят в основном из-за наличия дефектных стыков вследствие неудовлетворительного качества сварочных работ. Часто на кольцевом монтажном стыке отмечается наличие сквозного дефекта ("свища"). Причинами также являлось выпучивание газопровода в арку с образованием гофра из-за отсутствия балластировки и засыпки. Разрушению способствовало также возникновение дополнительных напряжений в стыках от наличия повышенного уровня грунтовых вод или изгибных (нерасчетных) нагрузок. Часто аварии происходили в местах соединения прямошовной трубы со спиральношовной. Имели место также разрушения сварного соединения стыка в месте приварки тройника. Кроме того, аварии имели место вследствие создаваемых нагрузок сельхозмашинами на некачественно выполненный стык при незначительной глубине залегания труб. Следует отметить также и тот факт, что 45% всех аварий сопровождались пожарами, а 70% -взрывами.
В настоящее время ущерб от аварий по данным ООО «Газнадзор» определяется по таким показателям как потери газа; недопоставки газа; длина замененных труб; время ликвидации аварии; число пострадавших.
В связи с тем, что с 1972 по 1980 годы в актах расследования аварий не всегда приводились сведения об упомянутых видах ущербов, поэтому целесообразно ограничить временной интервал с 1980 по 2002 год.
Всего за выбранный период зарегистрировано 93 случая, когда инициирующим фактором аварии являлся дефект в сварном соединении на стыках труб. Несмотря на большую информативность приведенных в таблице данных не представляется возможным провести полный анализ ущербов нанесенных организациям, эксплуатирующим газопроводы.
Причина - отсутствие требования обязательности подсчета ущерба в денежном выражении для каждого случая, а также ежегодное изменение цен на газ и расходные материалы, необходимые для ликвидации аварии.
Денежное выражение ущерба любой аварии складывается из следующих составляющих: - цена стравленного в атмосферу газа (конденсата); - цена недопоставленного потребителям газа; - величина штрафов природоохранным органам за стравленный в атмосферу сверх установленных норм газа; - величина штрафов природоохранным органам за уничтоженный пожаром лес; - величина ущерба, причиненного третьим лицам (собственникам земли в месте - сельхозугодий, имущество других предприятий и т.п.); - цена новых труб, изоляционных и других расходных материалов; - цена горюче-смазочных материалов, затраченных для ликвидации аварии; - оплата аренды привлеченной для ликвидации аварии и выполнения землеройных работ техники; полная оплата труда персонала, занятого в аварийно-восстановительных работах; - другие выплаты (компенсация пострадавшим в результате аварии и т.п.).
Из приведенного перечня показателей в отчетных материалах присутствуют только такие, как: количество стравленного в атмосферу газа (конденсата), количество недопоставленного потребителям газа, количество замененных труб. В денежном исчислении ущерб представленный этими величинами составляет до 80% всех выплат и является вполне достаточным для проведения анализа.
Экспериментальные исследования труб с различным сроком эксплуатации и типоразмерами дефектов
Разрушение в зоне сварного шва, соединяющего две половины усиливающей накладки, произошло из-за низкого качества сварки, приведшего к образованию непровара корня шва на значительном протяжении. Из-за заглубления отвода в проходную часть основной трубы на 70 мм в процессе его эксплуатации могли образовываться мощные завихрения газа, вызывающие генерацию высокочастотных колебаний давления и вызывавших рост усталостной трещины от дефекта сварки. Видимая протяженность исходной трещины составляла 207 мм.
Не случайно, что при таких незначительных размахах уровня давлений коэффициент интенсивности напряжений (КИН), которые имели место при пульсациях давления в процессе испытаний уже через 2350 циклов произошло разрушение трубы по данному сечению. Последнее свидетельствует о реальной опасности инцидентов на объектах с длительной эксплуатацией тройников подобной конструкции.
Заметим, что тензодатчик, расположенный в зоне исходной трещины показал (при тензометрировании, проведенном перед испытанием) очень высокий уровень напряжений, вызванный влиянием трещины. В последующем, в процессе отладки нагружающего устройства трещина в накладке раскрылась и стала хорошо заметной при осмотре невооруженным глазом (осмотр проводили при давлении, составляющем половину максимальной величины давления при испытании). Непосредственно после разрушения тройника в изломе установлена зона длиной около 150 мм (в накладке) с черным цветом поверхности излома. В зоне статического долома отвода поверхность была светлой с металлическим блеском. В последующем эта зона быстро окислилась и различие цвета начальной трещины и свежего излома сгладилось.
Трещина в накладке прошла по границе сплавления металла шва с основным металлом накладки. После вырезки начального участка излома стало отчетливо видно, что имел место глубокий непровар не только корня Y-образного шва, но и на боковых участках, разделанных под сварку кромок накладки. Последнее вызвано тем, что с целью снижения объема наплавляемого металла, между разделанными кромками был заложен металлический пруток диаметром 10 мм по всему периметру шва. Общий вид разрушенной части тройника показан на рис. 2.26.
Кроме того, в процессе проведения I этапа испытаний на циклические нагрузки было обнаружено подрастание двух трещин на сварном тройнике диаметром 1020 мм, соответственно до 70 - 140 мм.
Видимых изменений в концентраторах напряжений, нанесенных на трубы, на I этапе испытаний обнаружено не было.
После проведения 1-го этапа испытаний разрушенный участок был вырезан для изготовления образцов, необходимых для выполнения металлографических исследований.
В целях приближения условий работы стенда к условиям эксплуатации, а также для увеличения наработки усталостных испытаний на II этапе эксперимента было принято решение о снижении величины максимального и минимального давлений при циклической нагрузке, соответственно, до 6,5 и 5,5 МПа. На этом режиме было наработано 2200 циклов (Рис. 2.25). Кроме того, на трубу диаметром 1020 мм был нанесен дополнительный концентратор напряжений в виде надреза. Каких-либо изменений на нем не обнаружено.
На Ш-ем этапе испытаний стенда на циклические нагрузки значения величины Р1шх и Ртт, соответственно, увеличены до значений 7,6 и 6,4 МПа, с размахом 1,2 МПа. Всего на таком режиме было наработано 6735 циклов. Следует отметить, что при достижении 1460 циклов испытаний в процессе осмотра стенда, который проводился при давлении, равном 3,0 МПа на двух концентраторах напряжений нанесенных на трубы 0 1020 мм, были обнаружены трещины длиной порядка 70 - 80 мм, которые при падении давления закрывались и становились невидимыми.
После проведения испытаний карты с указанными концентраторами напряжений были вырезаны для изготовления образцов.
В целях проверки работы труб технологических трубопроводов обвязки КС при малоцикловых нагрузках на IV этапе испытаний величины давлений составили Ртк = 8,1 МПа и Ртт= 6,0 МПа, а скорость испытаний - 2,5 цикла в минуту. На данном режиме было наработано 3230 циклов.
Таким образом, на четырех этапах испытаний, характеризующихся различными режимами работы стенда, было наработано 14515 циклов.
Поскольку в процессе проведения испытаний на циклические нагрузки с целью ускорения эксперимента давление было несколько повышенным необходимо произвести пересчет результатов испытаний к условиям эксплуатации.
Ввиду того, что на разных участках газопровода средние величины давлений и их колебания могут заметно отличаться, такой пересчет целесообразно провести для каждых конкретных условий. Обычно такой пересчет выполняют с использованием соответствующих зависимостей. Для сталей при напряжениях вблизи предела выносливости рекомендуется использовать зависимость И.А. Одинга для вычисления эквивалентных (по повреждаемости) напряжений от нулевого цикла. гДе атах " макс, значение напряжений фактического цикла нагружения; ая-амплитудное значение напряжений фактического цикла нагружения. По величинам эквивалентных напряжений для каждого этапа испытаний определяется число эквивалентов нагружения, после чего определяется общее для всех этапов нагружения. Полученные результаты затем можно пересчитать к любым другим условиям.
Аналитические и экспериментальные исследования эффективности упрочнения дефектных труб композиционными бандажами
Научное руководство по разработке аппаратуры было поручено автору, от ОАО «Газпром» кураторство работами осуществлялось Управлением по транспортировке газа и газового конденсата во главе с В.В. Салюковым.
В кратчайшие сроки было разработано Техническое задание на разработку дефектоскопа. При разработке Технического задания были использованы анализ типоразмеров дефектов, встречающихся при производстве капитального ремонта, допуски на использование сварных соединений с дефектами, технологические аспекты производства работ и скоростной режим выполнения ремонтных работ. На основе этих положений были сформированы жесткие требования по размерам регистрируемых дефектов и по скорости осуществления контроля, которая, как было определено, должна составлять не менее одного погонного метра в минуту для любого диаметра трубопровода.
Учитывая острую потребность в аппаратуре, было принято решение о проведении конкурса на разработку с привлечением ведущих организаций, в том числе иностранных, имеющих положительный опыт создания дефектоскопических систем.
Для проверки подходов и отработки аппаратуры во ВНИИГАЗе был создан уникальный стенд из труб, бывших в эксплуатации и имеющих весь спектр реальных дефектов, встречающихся на газопроводах. Среди прочих на стенде имеются четыре очага со стресс-коррозионными дефектами, зона расслоения и гофр. С целью наработки технологии выявления дефектов в сварных соединениях, в процессе сварочных работ при создании стенда в трех стыках между трубами были заложены различные типы повреждений, включая непровары, трещины, дефект в виде заваренного прутка, смещение кромок и др.
В результате проведенных конкурсных испытаний специальной комиссией было принято решение о финансировании двух организаций -НУЦ «Сварка и контроль» МГТЦ им. Баумана, продемонстрировавшей экспериментальный образец дефектоскопа на основе ультразвуковой системы регистрации повреждений, возглавляемой членом-корреспондентом РАН, лауреатом Государственной премии Н.П.Алешиным, и ООО «Энергодиагностика», которая показала обнадеживающие результаты дефектоскопии на стенде, основанной на использовании так называемого эффекта «магнитной памяти металла». Работы данного направления возглавил А.А.Дубов.
В результате проведенных работ по первому направлению разработана и изготовлена автоматизированная ультразвуковая установка «АВТОКОН-МГТУ», предназначенная для наружного ультразвукового контроля качества сварных кольцевых и продольных швов магистральных трубопроводов диаметром 720-И 420 мм.
Конструкция установки выполнена в виде автономной системы контроля. Установка представляет собой механизм передвижения, с помощью которого происходит перемещение акустической системы и многоканального дефектоскопа с управляющим процессором. Пульт управления, размещенный на дефектоскопе, позволяет устанавливать параметры контроля. Результаты контроля запоминает процессор (до 600 м сварного шва) и отображает на экране дефектоскопа информацию о дефектах, с последующий записью данных на компьютер для дальнейшего анализа информации, определения качества сварного шва и создания базы данных. Установка снабжена системой самонаведения на сварной шов и системой подачи контактной жидкости. Механизм сканирования удерживается на поверхности трубы встроенными в колеса постоянными магнитами. Установка «АВТОКОН-МГТУ» (рис. 5.4) состоит из следующих основных элементов: - сканер на магнитных колесах; - 8-й канальный ультразвуковой дефектоскоп, состоящий из: блок оперативной обработки, представления и хранения информации; - система управления функционированием комплекса; - блок электропитания; - акустический блок с подвеской (АБ); - аккумуляторный блок (АКБ); - датчик слежения за швом (ДСШ); - датчик пути (ДП); - датчик зенита (ДЗ); - система подачи контактной жидкости (СКЖ).
Принцип работы установки следующий. При помощи системы управления задают режимы и параметры ультразвукового контроля. Нажимает кнопка « пуск», предварительно включив систему СКЖ. Сканер начинает движение. ДСШ отслеживает сварной шов. При отклонении от середины шва с ДСШ поступает команда в блок управления двигателями для корректировки движением относительно шва. Ультразвуковой дефектоскоп по заданной программе производит опрос акустических блоков, размещенных симметрично относительно сварного шва. При наличии дефектов отраженные импульсы регистрирует приемный тракт дефектоскопа. Данные опроса поступают в блок
Автоматизированная ультразвуковая установка «АВТОКОН-МГТУ» оперативной обработки и хранения. Опрос акустических блоков происходит через каждый 1,0 мм пути по команде, поступающей с ДП. При прохождении установкой заданного участка пути с блока управления поступает команда «стоп» и «АВТОКОН-МГТУ» останавливается. На дисплее дефектоскопа отображаются результаты только что проведенного контроля. Результаты контроля привязаны к определенной точке. В случае кольцевого шва эта точка «зенит», в случае продольного шва - точка начала контроля. Полученные результаты автоматически сохраняются в блоке представления и хранения информации. Объем памяти дефектоскопа позволяет хранить результаты контроля до 300 метров сварного шва. Для дальнейшего анализа качества сварных швов, протоколирования и создания базы данных полученные результаты переносят на компьютер.
Критерии последствий аварии газопровода и вывода его в ремонт
Хомут надевается на трубу в непосредственной близости от дефекта. На нем устанавливается при помощи стяжных болтов полностью собранный (с винтовым затвором (3) и отводным шлангом) стакан (1). Перемещением хомута по трубе стакан надвигается на дефект. Правильность установки стакана в зоне, удобной для проведения работ, определяется по началу интенсивного выхода газа из отводного шланга. После фиксации стакана и хомута натяжными шпильками выход газа в приямок должен полностью прекратиться. После прекращения выхода газа из-под зафиксированного стакана, завинчивается до упора затвор (3), при этом полностью прекращается выход газа из отводного шланга.
В случае, если после перекрытия затвора будет иметь место утечка газа из шланга или из-под кромок стакана, затвор и хомуты должны быть ослаблены, положение стакана должно быть уточнено и процесс фиксации стакана и затвора повторен.
После окончания работы поверхность трубы с поврежденной изоляцией восстанавливается, а разработанный приямок засыпается мягким грунтом. Ремонтная муфта Ремонтная муфта предназначена для перекрытия свищевых и коррозионных повреждений, размеры которых не позволяют использовать для их ремонта устройство УЗС-01 и ремонтный хомут ВГ-101.
Ремонтная муфта (рис. 6.3) состоит из двух полумуфт: опорной (1) и герметизирующей (2). Полумуфты одеваются на трубу и соединяются вдоль продольной образующей при помощи болтов (3). Герметизирующая полумуфта снабжена краном (4) для свободного выхода газа во время установки муфты и уплотняющего кольца (5). Кроме того, на обеих полумуфтах вдоль радиальных и продольных образующих в специальном пазе установлен уплотнительный шнур (6), который позволяет исключить возможность повреждения стенки трубопровода при установке муфты и герметизирует поверхность трубы под муфтой.
При монтаже полумуфты располагаются таким образом, чтобы дефектное место оказалось внутри уплотняющего кольца (5) герметизирующей полумуфты (2). При этом кран (4) должен быть полностью открыт.
В случае если после затяжки болтов и перекрытия крана (4) из-под радиальных и продольных образующих полумуфт продолжается утечка газа, затяжные болты (3) должны быть ослаблены, кран открыт и положение уплотняющего кольца (5) муфты уточнено. После чего процесс фиксации повторяется.
Перед использованием для ликвидации свищевых повреждений приведенных выше устройств составляется технологическая карта, в которой отражаются следующие факторы, влияющие на проведение ремонтных работ [47]: - диаметр и рабочее давление; - участок ремонта (км трассы, пикет); - тип повреждения и объем ремонта (свищ, каверна, задир, трещина, длина/диаметр, ширина, глубина); - способ устранения (запорное устройство, хомут, муфта); - давление в газопроводе на время ремонта; - земляные работы (размеры прямика, способ производства земляных работ).
Технологическая карта согласовывается с территориальной инспекцией ООО «Газнадзор» и утверждается руководством ЛПУ.
Все работы по ликвидации свищевых повреждений выполняются в соответствии с "Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов".
Кроме того, для ликвидации свищевых и других повреждений при производстве ремонтных работ на магистральных газопроводах разработано устройство, снабженное магнитами, принцип работы которого основан на удержании герметизирующего узла при помощи захвата под местом повреждения [104]. Захват выполнен на базе высокоэффективных постоянных магнитов и представляет собой механическую конструкцию, работающую в режиме "включен-выключен" без подвода энергии. Герметизация повреждения осуществляется в следующей технологической последовательности (рис. 6.4): после установки устройства на поврежденный участок газопровода закрывают шиберную задвижку. К тройникам ТЗ и Т4 подсоединяют обводную линию, тройники ТІ и Т2 служат для введения в полость трубопровода герметизирующих заглушек и отключения заключенного между ними участка трубы. Рядом с тройниками ТІ и Т2 монтируются выпускные свечи диаметром 50 мм для стравливания газа из подлежащего ремонту трубопровода и заполнения его после завершения ремонтных работ.
