Меню

Капитальный ремонт газопровода с заменой трубы

Текущий и капитальный ремонты газопроводов

Текущий и капитальный ремонты газопроводов должны производиться по результатам мониторинга их технического состояния и проведения технического обслуживания.

Виды работ, выполняемых при текущем ремонте газопроводов:

— устранение утечек газа (кроме утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры, устраняемых при проведении регламентных работ по поддержанию ее работоспособности);

— замена прокладок фланцевых соединений технических устройств;

— устранение отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов;

— частичное восстановление кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции газовых колодцев;

— устранение перемещений за пределы опор и деформаций (провеса, прогиба) надземных газопроводов;

— восстановление и замена устройств защиты надземных газопроводов от падения электропроводов;

— замена креплений и окраска надземных газопроводов;

— восстановление уплотнений защитных фуляров газопроводов в местах их входа и выхода из земли;

— замена защитных футляров и изоляционных покрытий газопроводов в местах их входа и выхода из земли;

— устранение закупорок газопроводов;

— замена коверов, контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников подземных газопроводов, восстановление и замена ограждений мест надземной установки запорной арматуры.

Сроки выполнения работ по текущему ремонту газопроводов устанавливаются эксплуатационными организациями самостоятельно, исходя из характера неисправностей и условий обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов.

Устранение утечек газа из газопроводов должно производиться в аварийном порядке.

Ремонт мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов должен производиться в следующие сроки:

— в зонах опасного влияния блуждающих токов – в течение одного месяца;

— при обеспечении средствами электрохимической защиты нормируемой величины защитного потенциала (вне зависимости от коррозионной агрессивности грунта) – в течение года;

— в других случаях – не позднее, чем через 3 мес после их обнаружения.

Ремонт сквозных коррозионных и механических повреждений труб стальных газопроводов, разрывов и трещин сварных соединений, каверн глубиной свыше 30 % толщины стенки трубы должен производиться врезкой катушек длиной не менее 200 мм или установкой усилительных муфт. Сварка усилительных муфт должна проводиться при давлении газа в газопроводе не выше 0,1 МПа.

Применение лепестковых муфт при ремонте газопроводов с давлением газа свыше 0,6 МПа не допускается.

При выявлении в ходе выполнения ремонтных работ смещения стального газопровода относительно проектного положения по вертикали и/или горизонтали должны быть проверены физическим методом контроля два ближайших сварных стыка в обе стороны от места устранения дефекта. При обнаружении в них повреждений в результате смещения газопровода физическим методом контроля должны быть проверены последующие стыки с устранением выявленных дефектов.

Утечки газа из труб и сварных соединений полиэтиленовых газопроводов (в т. ч. протянутых в стальных газопроводах) должны устраняться врезкой катушек длиной не менее 500 мм с применением деталей с закладными электронагревателями.

Ремонт несквозных механических повреждений труб полиэтиленовых газопроводов может производиться приваркой усилительных муфт или седелок с закладными электронагревателями.

Устранение закупорок газопровода должно проводиться при давлении газа в газопроводе не более 0,005 МПа с использованием следующих способов их ликвидации:

— заливка в газопровод органических спиртов-растворителей;

При устранении закупорок полиэтиленовых газопроводов следует применять растворители, к которым полиэтилен химически стоек (этанол, бутанол).

Устранение закупорок газопровода может проводиться также путем отогрева мест закупорки горячим паром, гибкими нагревательными элементами или (через слой песка) инфракрасными горелками. Применение открытого огня для отогрева газопровода запрещается.

Виды работ, выполняемых при капитальном ремонте газопроводов:

— замена участков стальных и полиэтиленовых газопроводов, в т. ч. с изменением местоположения надземных газопроводов относительно поверхности земли;

— наращивание по высоте газовых колодцев;

— замена перекрытий и горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции;

— замена (восстановление) изоляционных покрытий газопроводов;

— замена запорной арматуры и компенсаторов;

— замена опор надземных газопроводов;

— замена, установка дополнительных и ликвидация компенсаторов, конденсатосборников, гидрозатворов и контрольно-измерительных пунктов;

— замена соединений «полиэтилен-сталь» и других соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов;

— восстановление антикоррозионного защитного покрытия стальных надземных газопроводов;

— ремонт уплотнительной конструкции футляров переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами;

— устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках подводных переходов (восстановление пригрузов и футеровки труб, засыпка размытых участков и др.);

— устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках переходов под автомобильными и железными дорогами (устранение контактов труба-футляр).

Работы по устранению нарушений условий прокладки и замене газопроводов на участках подводных переходов через судоходные реки должны производиться специализированными организациями, имеющими соответствующее оборудование и снаряжение.

Документация на капитальный ремонт опасных производственных объектов должна разрабатываться в соответствии с.

При замене стальных подземных газопроводов и футляров, как правило, следует предусматривать применение полиэтиленовых труб.

Читайте также:  Капитальный ремонт стен многоквартирного дома

При выполнении работ по текущему и капитальному ремонту газопроводов должны соблюдаться следующие технологические требования, обеспечивающие качество и безопасное выполнение работ:

— выбор технологий ремонта газопроводов должен проводиться, исходя из возможности выполнения работ без снижения давления газа в газопроводе или его отключения. При необходимости, снижение и регулирование давления газа в газопроводе должно производиться перекрытием запорной арматуры на газопроводе, сбросом газа через продувочные свечи ближайшего пункта редуцирования газа или через продувочные свечи, установленные на действующем газопроводе в месте производства работ. Давление газа в газопроводе должно контролироваться в течение всего времени производства работ по манометру, установленному не далее 100 м от места их выполнения;

— перед установкой запорной арматуры и других технических устройств взамен вышедших из строя в ремонтно-механических мастерских должны быть выполнены работы по их расконсервации и предустановочному контролю в соответствии с документацией изготовителей. Ремонт демонтированной запорной арматуры должен производиться в ремонтно-механических мастерских ГРО (эксплуатационных организаций) или в специализированных организациях изготовителя;

— технические устройства, устанавливаемые на место демонтированных неисправных или изношенных технических устройств, должны иметь идентичные эксплуатационные характеристики;

— газовая резка и сварочные работы в газовых колодцах, а также замена запорной арматуры и компенсаторов должны выполняться при отключенных средствах ЭХЗ после отключения и продувки газопроводов воздухом, установки заглушек, демонтажа перекрытий, проверки загазованности колодца газоанализатором. При концентрации газа свыше 1 % (по показанию прибора) выполнение работ не допускается;

— при замене стальных и полиэтиленовых газопроводов, соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов должны применяться технологии сварки и монтажа вновь строящихся газопроводов;

— качество соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов, выполненных в процессе проведения ремонтных работ (кроме соединений полиэтиленовых газопроводов, выполненных с помощью деталей с закладными нагревательными элементами), должно проверяться физическими методами контроля, обеспечивающими выявление возможных дефектов с учетом физических свойств материала труб газопроводов;

— герметичность резьбовых и фланцевых соединений технических устройств после сборки должна проверяться газоанализаторами или пенообразующими растворами;

— состояние изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов и значения параметров, характеризующих его защитные свойства, наличие коррозии металла трубы должны определяться во всех шурфах, отрываемых для ремонта газопроводов;

— при ремонте и восстановлении изоляционных покрытий газопроводов должны использоваться материалы, соответствующие нормативным требованиям, предъявляемым к основному (заводскому) покрытию газопровода. Контроль качества всех работ по ремонту и восстановлению изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов должен производиться в объеме, предусмотренном.

— инвентарные заглушки, применяемые при отключении газопроводов, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода;

— до начала ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с их разъединением, следует отключать средства ЭХЗ и устанавливать токопроводящие перемычки в целях предотвращения искрообразования.

Сведения о текущем ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах газопроводов.

Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах газопроводов.

Документация на капитальный ремонт газопроводов должна включаться в состав исполнительной документации соответствующих газопроводов.

Источник

Обзор способов капитального ремонта магистральных газопроводов с применением труб, бывших в эксплуатации

В настоящей статье хотелось бы описать все чаще и чаще применяющийся метод капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов (КР ЛЧ МГ) с применением труб, бывших в эксплуатации, а также рассмотреть некоторые практические моменты, возникающие при разработке проектной документации на капремонт с использованием данного метода.

Организационная схема КР ЛЧ МГ с применением труб, бывших в эксплуатации, выглядит следующим образом:

В последнее время в связи с износом газопроводов, находящихся в эксплуатации, объемы капитального ремонта увеличиваются. Увеличиваются, соответственно, и требуемые для этого капиталовложения. Одной из мер, несколько уменьшающих стоимость КР и повышающих эффективность производства работ, является применение методов ремонта ЛЧМГ с использованием труб, бывших в эксплуатации.

В 2005 году вышла «Временная инструкция по повторному применению труб при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов», в 2010 году вступила в силу постоянная инструкция в статусе СТО Газпром 2-2.3-484-2010.

Рассмотрим на конкретном примере применение данного метода ремонта. Магистральный газопровод наружным диаметром 1020 мм находился в эксплуатации с 1963 года. Расчетная продолжительность ремонта 24 км трубопровода составляла 6 месяцев с учетом использования трех комплексных технологических потоков. В проектной документации предлагалась следующая организация ремонтных работ:

1 этап — Демонтажные и диагностические работы на трассе газопровода:

  • вскрытие газопровода;
  • поднятие газопровода на бровку траншеи;
  • удаление старой изоляции;
  • диагностирование труб средствами неразрушающего контроля;
  • отбраковка труб и демонтаж трубопровода;
  • транспортировка труб, прошедших отбраковку, на Мобильную базу ремонта и изоляции труб, расположенную в 160 км от трассы;
  • транспортировка труб, не прошедших отбраковку, на место временного складирования на базе ЛПУ;
  • засыпка траншеи газопровода.
Читайте также:  Контрольный орган капитального ремонта

2 этап — Комплекс работ по переизоляции труб на Мобильной базе ремонта и изоляции труб

3 этап — Монтажные работы:

  • разработка траншеи газопровода;
  • транспортировка труб с Мобильной базы ремонта и изоляции труб к месту монтажа;
  • транспортировка труб в заводской изоляции к месту монтажа (на участки категории В, I, II);
  • монтаж газопровода, испытания;
  • засыпка траншеи;
  • контроль состояния изоляционного покрытия методом катодной поляризации.

При проведении КР с использованием труб, бывших в эксплуатации, проводится комплекс диагностических работ, определяющих дальнейшую «судьбу» трубы и отнесение ее к той или иной категории по степени пригодности к дальнейшему использованию.

Глобально трубы делятся на две категории: «А» — трубы, бывшие в эксплуатации, пригодные для повторного применения, и «Б» — не пригодные к повторному применению на линейной части магистральных газопроводов.

Кроме того, после проведения процедур обследования и оценки качества труб ремонтируемого участка, трубы категории «А» целесообразно дополнительно ранжировать по категориям:

  • трубы категории А1, оставляемые в газопроводе для дальнейшей эксплуатации, в том числе ремонтируемые без вырезки из газопровода (в траншее);
  • трубы категории А2, извлеченные из траншеи, отремонтированные на бровке и смонтированные в границах ремонтируемого участка (как правило, от кранового до кранового узла);
  • трубы категории А3, вырезаемые из ремонтируемых и демонтированных участков газопроводов, которые подлежат комплексному обследованию, восстановлению в заводских условиях, ремонту и повторному применению при ремонте магистральных газопроводов, независимо от того, из какого участка газопровода они демонтированы.

Ввиду того, что трубопровод к моменту ремонта (а он предполагается в 2015 году) будет находится в эксплуатации 52 года, отнесение труб к категории А1 производится не будет.

Обследование участков газопроводов проводят наружными сканерами-дефектоскопами и средствами визуального, измерительного, вихретокового, ультразвукового, магнитопорошкового контроля, после предварительной очистки газопровода (удаления старого изоляционного покрытия) организацией, выполняющей ремонт. Допускается проводить обследование без применения сканеров-дефектоскопов газопроводов диаметром 530 мм и менее, а также участков газопроводов длиной меньше 36 м.

Обследование трубопровода сканером-дефектоскопом в объеме 100% проводят для выявления аномалий, подлежащих идентификации на последующих этапах обследования. Существует документ Газпрома, содержащий требования по организации и проведению технического диагностирования ЛЧ МГ наружными сканерами дефектоскопами (Р Газпром 2-2.3-596-2011), а также временные типовые технические требования к наружным сканерам.

На сегодняшний день в Реестр ОАО «Газпром» внесены 4 типа сканеров:

  1. Сканер-дефектоскоп ультразвуковой бесконтактный SoNet производства ОАО «Акустические Контрольные Системы», г. Москва (на диаметры от 720 до 1420, температурный диапазон эксплуатации -40..+50 С);
  2. Дефектоскоп наружный сканирующий типа ДНС производства ЗАО «Газприборавтоматика сервис», г. Саратов (на диаметры 1020, 1220, 1420, температурный диапазон эксплуатации -30..+50 С);
  3. Комплекс автоматизированного контроля сварных соединений и основного металла газопровода УСД 60-8К-А производства ООО «НПЦ Кропус», г. Ногинск;
  4. Дефектоскоп-сканер ультразвуковой АВТОКОН-МГТУ производства ФГУ НУЦСК при МГТУ им. Н.Э. Баумана, г. Москва (для контроля кольцевых сварных соединений).

Сканеры-дефектоскопы в работе: вверху — сканер SoNet; внизу — сканер типа ДНС в составе ремонтной колонны по очистке старой изоляции и обследованию газопровода

Соответственно, существуют две организационно-технологические схемы производства ремонтно-диагностических работ: с вывешиванием трубопровода в траншее и с поднятием труб на берму траншеи. Отметим, что качественная диагностика МГ в траншее в ряде случаев может быть затруднительна (см. рис. ниже), поэтому в проектной документации была принята схема с поднятием трубопровода на берму траншеи.

Сложности диагностики МГ при ремонте в траншее (слева — затруднен доступ к нижней образующей трубы, справа — неудовлетворительное качество очистки поверхности газопровода)

После обследования сканером-дефектоскопом трубопровод демонтируется на отдельные трубы, при этом кольцевые сварные швы вырезаются двумя резами.

Далее на трассе проводят следующий комплекс работ по неразрушающему контролю и отбраковке труб:

  1. Визуально-измерительный контроль в объеме 100% тела трубы и СДТ. При этом выявляют коррозионные дефекты, вмятины, гофры, дефекты сборки (смещение кромок) и наружные дефекты сварных швов, а также другие видимые дефекты. Измеряют параметры обнаруженных дефектов, заносят их в ведомости дефектов и в соответствии с принятыми нормами оценки соответствия (Инструкция по оценке дефектов труб и СДТ при ремонте и диагностировании МГ, утверждена 5.09.2013 В.А. Маркеловым) определяют трубы и СДТ, подлежащие замене.
  2. Поиск стресс-коррозионных дефектов по результатам обследования сканером-дефектоскопом, и на участках, имеющих признаки коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), которые определяют визуально, по отслоившемуся изоляционному покрытию и наличию продуктов коррозии светлого цвета в анаэробных условиях.
  3. Приборное обследование участков газопровода, не подлежащих замене после выполнения ВИК и поиска дефектов КРН, а также вырезанных труб. Сюда входит:
  • ультразвуковой контроль локальных участков поверхности металла и заводских швов по результатам предыдущих этапов;
  • толщинометрия бездефектных стенок труб и СДТ не менее чем в 4 точках на каждый элемент трубы и СДТ;
  • 100% обследование вырезанных труб с дефектами КРН (на бровке траншеи или на спецплощадке) вихретоковым дефектоскопом и 10% магнитопорошковый контроль.
Читайте также:  Замена материала при выполнении капитального ремонта

Таким образом происходит разделение вырезанных труб по категориям А2, А3 и Б. В соответствии с этим принимается решение, отправлять ли трубу на базу для обследования, ремонта и переизоляции, или выполнить ремонт в трассовых условиях. Трубы категории А3, в принципе, могут быть использованы на другом участке трубопровода, не включенном в состав проекта, или после ремонта на мобильной базе врезаны в тот же участок трубопровода, из которого ранее были вырезаны.

Когда данный проект попал на экспертизу, то экспертной организацией был сделан ряд конструктивных замечаний, уменьшающих стоимость проекта.

Как известно, существует несколько схем демонтажа газопровода. Для рассматриваемого случая выглядят они следующим образом.

Схема 1 предполагает вскрытие трубопровода с одной стороны и «выдергивание» трубопровода с разработкой приямков для пропуска полотенец трубоукладчика с расчетным интервалом. Схема 2 предполагает полное вскрытие трубопровода с обеих сторон и постепенное извлечение его из траншеи. Ширина вскрытия определяется размерами режущей кромки экскаватора (в данном случае 1200 мм) и безопасным расстоянием от рабочего органа до стенки трубы (200 мм).

Очевидно, что применение схемы 2 увеличивает объем механической разработки грунта на 65%. Поэтому было сделано замечание, которое проектный институт принял, что в грунтах 2 и 3 категории по трудности разработки следует применить схему 1. В грунтах 4-6 группы по трудности разработки, которые в рассматриваемом проекте представлены глинами твердой консистенции и скальными грунтами гранитов, была оставлена схема 2, поскольку «выдергивание» трубы из подобных грунтов может привести к повреждению тела трубы. В случае, когда демонтированная труба далее нигде не используется, вполне приемлема была бы и первая схема. Но когда труба планируется к дальнейшему использованию, то демонтаж трубопровода должен производится таким образом, который исключал бы любые повреждения тела трубы, т.е. как раз схема 2.

Далее, так как работы по демонтажу данного участка газопровода начинаются в конце января (грунт находится в мерзлом состоянии), была дана рекомендация при вскрытии и засыпке траншеи принимать откосы траншеи 1:0 согласно СНиП 3.02.01-87 п.3.16. Данное решение позволило сократить объем земляных работ на 18%.

Также немаловажный момент, который во многих случаях ускользает из внимания проектировщиков: согласно технической части ГЭСН 01 на земляные работы при засыпке траншей категория грунтов по трудности разработки должна приниматься на единицу меньше той, которая дана в отчетах по инженерным изысканиям.

Данные замечания по земляным работам в общем итоге привели к снижению сметной стоимости на 12%.

Отметим, однако, и некоторые недостатки применяемого метода ремонта:

  • необходимость два раза разрабатывать и засыпать траншею;
  • вызывает сомнение возможность повторного использования трубы производства начала 60-ых годов. СТО Газпром 2-2.3-484-2010 устанавливает технические требования к трубам, бывшим в эксплуатации, отремонтированным в заводских условиях. Согласно этому СТО, к повторному применению допускаются трубы, изготовленные лишь по определенным стандартам и техусловиям, самое старое из которых датировано 1973 годом;
  • даже если газотранспортным обществом принято решение о том, что данные трубы все же будут везти на базу, диагностировать и отбраковывать, то гипотетически возможна следующая ситуация. Доставленную за 160 км трубу исследуют на механические свойства (ударная вязкость, предел прочности, предел текучести и пр.) и обнаруживают, что за 50 с лишним лет эксплуатации отношение предела текучести к пределу прочности стало близким к единице. Само по себе увеличение данного отношения отражает вполне естественный процесс деформационного старения трубной стали, когда под действием эксплуатационных и технологических факторов сталь постепенно теряет способность пластически деформироваться. Оптимальным считается соотношение не более 0,8..0,9. За длительный период эксплуатации вполне вероятно, что соотношение превысит 0,9, что увеличивает риск разрушения трубопровода. В таком случае процент отбраковки труб будет столь велик, что это сводит к нулю и обесценивает все транспортные расходы по перевозке трубы с трассы на завод (мобильную базу) на расстояние 160 км.

Тэги: дефекты труб, кап ремонт, капитальный ремонт, категории труб, ЛЧМГ, методы ремонта труб, обследование трубопроводов, сканеры дефектов, способы капитального ремонта

Источник