CC BY
44РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
УДК 622.691.4
Д.И. Ремизов, к.т.н., начальник управления экспертно-аналитических работ;
Д.С. Дзюба, ведущий инженер отдела технологии и организации ремонта газопроводов,
ЭАЦ «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз»
К ВОПРОСУ ОПТИМИЗАЦИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Основной задачей газотранспортной системы (ГТС)ОАО «Газпром» является поставка углеводородов потребителям. Поддержание работоспособного состояни ялинейной части магистральных газопроводов(ЛЧ МГ)осуществляется за счет своевременного проведения диагностики и капитального ремонта.
Современный подход к планированию и организации ремонтных работ на ЛЧ МГ требует разработки всех возможных вариантов ремонта газопровода и выбора из них наиболее эффективного для конкретных условий производства ремонтно-восстановительных работ. Согласно СТО Газпром 2-2.3-231-2008 [1], существует 3 основных метода капитального ремонта ЛЧ МГ:
1. Замена участка ЛЧ МГ на участок из новых труб с демонтажем старого участка газопровода.
2. Переизоляция с частичной заменой труб.
3. Выборочный ремонт участков ЛЧ МГ. При первом методе ремонта параллельно ремонтируемому участку ЛЧ МГ прокладывается новый участок газопровода, как правило, из труб с заводской изоляцией, подключаемый к действующему газопроводу на границах демонтируемого участка. После демонтажа вырезанный участок должен быть отправлен на специализированный завод по восстановлению труб с целью их отбраковки и подготовки к повторному применению. Данный метод ремонта применяется на газопроводах, оказывающих влияние на работу ГТС и отключение которых на период проведения ремонтно-восстановительных работ не представляется возможным. Следовательно, при выборе данного метода ремонта фактор времени отключения ремонтируемого участка ЛЧ МГ является определяющим. При этом возможны две схемы подключения к действующему газопроводу:
а) врезка под давлением при отсутствии возможности отключения действующего газопровода;
б) подключение в действующий газопровод после остановки его работы и освобождения от газа.
При возможности отключения действующего газопровода ремонтновосстановительные работы могут быть проведены по второму методу. При этом возможен ремонт газопровода с его подъемом в траншее и с подъемом на берму траншеи. Также возможен вариант ремонта в траншее с подкопом под ремонтируемый газопровод на 0,7-0,8 м ниже его нижней образующей, что позволяет производить работы без изменения проектного положения ремонтируемого участка газопровода.
При третьем методе ремонта производят ремонт локальных участков ЛЧ МГ, на которых по результатам диагностических обследований (ВТД, электрометрические обследования, контрольное шурфование) были выявлены дефекты. Данный метод ремонта может быть осуществлен как на освобожденном от газа участке газопровода, так и на газопроводе, находящемся под давлением газа. При этом возможны три схемы производства работ [1]:
а) последовательная;
б) параллельная;
в) комбинированная.
При возможности отключения газопровода на период проведения ремонтновосстановительных работ и нецелесообразности использования нескольких ремонтных колонн экономически, ре-
монтные работы могут быть проведены по последовательной схеме производства работ, когда ремонтная колонна перемещается от одного ремонтного места к другому по мере завершения работ. При параллельной схеме производства ремонтных работ количество ремонтных колонн равно количеству ремонтных мест на ремонтируемом участке ЛЧ МГ. Состав и оснащение ремонтных колонн определяются для каждого ремонтного места. Если же количество ремонтных мест значительно превышает количество ремонтных колонн, то ремонтные работы могут быть произведены по комбинированной схеме производства работ, когда ремонтные колонны работают на разных местах и перемещаются с одного ремонтного места на другое по мере завершения выполняемых операций. Эффективность применения схемы организации работ оценивается в соответствии с «Прейскурантом стоимости работ по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов Ду 530-1400 мм в ценах на 01.07.2011 г.». Основным критерием приоритетности вывода ЛЧ МГ в капитальный ремонт является уровень технического состояния участка ЛЧ МГ. При расчете показателя приоритетности вывода участка газопровода по техническому состоянию в капитальный ремонт [2] следует учитывать такие основные показатели технического состояния, как состояние основного металла труб и сварных соединений, состояние изоляционного покрытия (рис. 1). В качестве допол-
72 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 5 \\ май \ 2012
Рис. 1. Структурная схема определения показателя приоритетности вывода участка газопровода по техническому состоянию в капитальный ремонт
нительных показателей учитываются показатели работы ЭХЗ и наличие на участке газопровода зон повышенной и высокой коррозионной опасности(ПКО и ВКО). Показатели технического состояния определяются по результатам внутритрубной дефектоскопии (ВТД), электрометрических обследований, приборного обследования металла стенки трубы и сварных соединений в контрольных шурфах и других обследований.
В зависимости от значения показателя приоритетности вывода участка газопровода по техническому состоянию в капитальный ремонт(р) рекомендуются следующие методы ремонта (табл. 1). Протяженность газопроводов ОАО «Газпром», технически не приспособленных для проведения ВТД, составляет 63,4 тыс. км, или 39,9 % от протяженности всей газотранспортной системы ОАО «Газпром». Получить информацию о техническом состоянии таких газопроводов позволяют электрометрические обследования и приборные обследования состояния металла стенки трубы и сварных соединений в контрольных шурфах.
При одинаковом техническом состоянии участков ЛЧ МГ предпочтение в выводе в капитальный ремонт должно быть отдано экспортным газопроводам, участкам с большим сроком эксплуатации, а также участкам более высокой производительности и газопроводам с пленочным изоляционным покрытием холодно-
го нанесения, имеющим эффективный срок службы порядка 12-15 лет. Также необходимо учитывать аварийность, функциональное назначение и условия эксплуатации участков ЛЧ МГ.
В соответствии с СТО Газпром 2-2.3361-2009 [3], оценку коррозионного состояния ЛЧ МГ, на котором ВТД не проводилась, следует осуществлять по результатам ВТД, полученным на линейном участке газопровода-аналога, имеющим такое же изоляционное покрытие и срок эксплуатации, не отличающийся от срока эксплуатации рассматриваемого газопровода более чем на 5 лет. В качестве газопровода-аналога рекомендуется принимать:
• ЛЧ МГ рассматриваемого газопровода;
• ЛЧ МГ, расположенного в одном техническом коридоре с рассматриваемым МГ;
• ЛЧ МГ, эксплуатируемого в одинаковых с рассматриваемым газопроводом природно-климатических условиях. Высокая эффективность своевременного и качественного проведения ремонтно-восстановительных работ на трубопроводах может быть достигнута за счет комплексного решения взаимосвязанных и взаимозависимых оптимизационных задач по технике, технологии, организации и управлению ремонтными работами. Оптимальное распределение потока, синхронизация отдельных видов ремонтных работ позволяют существенно сократить сроки проведения ремонта. К примеру, известно [4], что за счет разработки и внедрения новых технических средств и технологий производительность в среднем повышается на 2-5%, а за счет совершенствования организации производства и управления производительность может быть повышена более чем на 10%.
Таблица 1. Рекомендуемые методы ремонта в зависимости от значения показателя приоритетности вывода участка газопровода в ремонт
Значение показателя приоритетности Рекомендуемый метод ремонта
р> 0,5+0,7 замена участка
0,2+0,3<р<0,5+0,7 переизоляция
р< 0,2+0,3 выборочный ремонт
Литература:
1. СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром».
2. Методические рекомендации по определению показателя приоритетности вывода участков ЛЧ МГ в капитальных ремонт (Утверждены Первым заместителем начальника Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» С.В. Алимовым 01.07.2011 г.).
3. СТО Газпром 2-2.3-361-2009. Руководство по оценке и прогнозу коррозионного состояния линейной части магистральных газопроводов.
4. Н.Х. Халлыев, В.В. Салюков, М.Л. Середа, А.Д. Решетников «Технико-экономические аспекты поддержания эксплуатационной надежности и безопасности магистральных газопроводов», Серия: Транспорт и подземное хранение газа, Москва, 2005. Ключевые слова: магистральные газопроводы, капитальный ремонт, оптимизационные задачи.
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ \\ 73
