Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода "Лугинецкое-Парабель" методом вырезки "катушки"

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Специальность 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода «Лугинецкое-Парабель» методом вырезки «катушки»

Пояснительная записка

к выпускной квалификационной работе

В.В. Бондарь

Студент гр. з-2Т81

Руководитель доцент кафедры В.Г. Крец

ТХНГ ИГНД

Томск - 2014 г.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

УТВЕРЖДАЮ:

Зав. кафедрой __________________

(Подпись) (Дата) (Ф.И.О.)

ЗАДАНИЕ

на выполнение выпускной квалификационной работы

1. Студенту гр. з-2Т81 Бондарь Василию

Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода «Лугинецкое-Кузбасс» методом вырезки «катушки»

2. Срок сдачи слушателем готовой работы « ____ » __________2014 г.

1. Исходные данные к работе:

Фондовые материалы ООО «Газпром трансгаз Томск»:

Технологическая схема участка МГ «Лугинецкое-Парабель»

Ситуационный план участка.

Технический отчёт дефектоскопического контроля. Научно-техническая литература.

2. Содержание расчётно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):

условия работы; техническая характеристика МГ; внутритрубная диагностика;

анализ существующих технологий; разработка плана производства работ;

гидроиспытание трубы для «катушки»;

алгоритм расчета толщины стенки «катушки»;

мероприятия по безопасному проведению работ; расчет финансовых потерь.

Экология и промышленная безопасность.

3. Перечень графических материалов

Схема проведения работ на участке МГ «Лугинецкое-Парабель»

Схема стравливания газа с участка МГ «Лугинецкое-Парабель» 61-105 км вторая нитка при проведении работ по вырезке «катушки».

Схема расстановки отключающих устройств.

Схема монтажа и сварки врезаемой «катушки».

Схема заполнения участка МГ «Лугинецкое-Парабель» после проведения работ по вырезке «катушки» км. 61-105 вторая нитка.

«_» ________ 2014г. Руководитель__________

Задание принял к исполнению__________

Содержание

Введение

1. Технологическая характеристика МГ

1.1 Данные о топографии района расположения

1.2 Наличие и границы охранных зон

1.3 Данные о природно - климатических условиях

2. Внутритрубная диагностика

2.1 Данные о методе обследования

2.2 Данные по обследованному участку

2.3 Результаты внутритрубной инспекции

2.4 Идентификация аномалий

2.5 Расчёт допускаемого рабочего давления

3. Характеристика условий работы

3.1 Транспортная схема

4. Разработка плана производства работ

5. Земляные работы

6. Вырезка черновой «катушки»

7. Сварочные работы

7.1 Техническое задание на сварку катушки

7.2 Техническое задание на сварку заплаты

7.3 Разметка «катушки»

7.4 Магнитное дутьё при сварке и способы его устранения

8. Гидравлическое испытание трубы для «катушки»

9. Гидравлический расчёт участка магистрального газопровода

9.1 Исходные данные для расчёта

9.2 Гидравлический расчёт участка МГ 110-242км

10. Расчёт подземного газопровода на прочность и устойчивость

11. Сметный расчет

12. Расчет финансовых потерь

13. Производственная и экологическая безопасность

13.1 Производственная безопасность

13.2 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению

13.3 Анализ вредных факторов и мероприятия по их устранению

13.4 Пожарная и взрывная безопасность

13.5 Экологическая безопасность

13.6 Безопасность при чрезвычайных ситуациях

14. Заключение

15. Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Тысячи километров трубопроводов пересекают континенты. Они проектируются, строятся и испытываются в соответствии с жесткими стандартами, строительными нормами и правилами. Для обеспечения безопасности и надежности поставок транспортируемого продукта чрезвычайно важно сохранить в процессе эксплуатации требуемые характеристики и показатели.

Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 218,9 тыс. км, в том числе газопроводов - 151 тыс. км, нефтепроводов - 48,6 тыс. км, нефтепродуктопроводов - 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса в 2000 г. трубопроводным транспортом составляла более 30 % общего объема грузооборота.

Газотранспортная система (ГТС) России - самая крупная в мире по протяженности и производительности. Магистральные газопроводы ОАО «Газпром» имеют протяженность более 150 тыс. км с компрессорными станциями общей мощностью 42 млн. кВт. ГТС обеспечивает транспорт запланированных объемов газа для потребителей России, СНГ и дальнего зарубежья.

Основное развитие газотранспортная система получила в 70-80-ые годы. К настоящему времени износ основных фондов ГТС составляет 56%, что привело к снижению её технической производительности на 59,7 млрд. куб.м.

Срок амортизации истек у 14% газопроводов, 64% эксплуатируются от 10 до 32 лет.

Средний возраст газопроводов составляет 23 года.

Среднее число отказов составляет 0,815 на 1000 км.

Для обеспечения безопасности и надежности трубопроводных систем существует необходимость проведения специальных технических программ по диагностике, ремонту и реконструкции объектов транспортного газа.

Для восстановления технико-экономических показателей, повышения надежности и безотказности работы магистральных газопроводов проводятся комплексы мероприятий по ремонту и модернизации составляющих элементов МГ.

1. Технологическая характеристика МГ «Лугинецкое - Парабель»

История создания производственного объединения «Газпром Трансгаз Томск» берёт своё начало в 1975году. Попутный газ с нефтяных месторождений Западной Сибири, ранее сжигаемый в факелах, был необходим металлургическим и химическим гигантам Кузбасса. Тогда было начато строительство первого магистрального газопровода в Западной Сибири: Нижневартовск - Парабель - Кузбасс протяжённостью 1162километра. Для сооружения газовой магистрали в сложнейших природно-климатических условиях и в сжатые сроки были привлечены девять крупных главков и трестов Миннефтегазстроя СССР. В ходе строительства было преодолено 900 километров непроходимых болот в пойменной части реки Обь, 9 крупных и 137 средних и мелких рек. Дирекцию строящегося газопровода возглавил бывший управляющий трестом Томскнефтестрой Василий Семёнович Клименко.

С этой целью ОАО "Газпром" проводит целенаправленную работу по техническому перевооружению, реконструкции и капитальному ремонту объектов магистральных газопроводов, что обеспечивает экологическую безопасность трубопроводного транспорта, надежное и бесперебойное снабжение всех потребителей газом, способствуя развитию экономики страны.

В соответствии с общей стратегией «Газпрома» ООО «Газпром трансгаз Томск» поставил перед собой задачу полного обновления основных фондов к 2010 году.

2007 год стал важным этапом в развитии «Газпром трансгаз Томск», были закреплены и приумножены успехи компании, что значительно приблизило к решению стратегической задачи - к 2010 году обновить производство и стать современным газотранспортным предприятием.

Актуальностью данной работы является исключение возникновения аварийных ситуаций на магистральном газопроводе, что позволит обеспечить нормальное и бесперебойное функционирование объектов Томского ЛПУ МГ Чажемтовской ПП.

28 июня 1977 года в соответствии с приказом Мингазпрома СССР создано Томское производственное объединение по транспортировке газа - «Томсктрансгаз». В сентябре 1977 года одним из первых было создано Юргинское ЛПУМГ в Кемеровской области. В этом же году вступила в строй первая ГРС, и уже ноябре на Новокемеровской ТЭЦ зажжён в срок первый факел.

Общая протяженность магистральных газопроводов в Сибири и Дальнем Востоке составляет более 6 тыс. км. Линейная часть газопровода включает 37 подводных переходов (15 из них - в Томской области) через крупные реки Обь, Иртыш, Томь, Васюган и другие. Территория, на которой сегодня предприятие занимается поставкой природного газа, сопоставима по своим размерам с Западной Европой. Магистральные газопроводы «Газпром трансгаз Томск» проложены в Тюменской, Новосибирской, Кемеровской, Томской, Омской, Иркутской областях в Алтайском и Хабаровском крае. В 2008 году создан филиал на Камчатке.

Для защиты газопровода и стабильной работы построено и эксплуатируются более 2 000 км ЛЭП, 540 станций катодной и дренажной защиты, 7 компрессорных станций, 29 узлов запуска и приема поршней для очистки и исследования внутренней части трубопровода. «Газпром трансгаз Томск» объединяет более ста газораспределительных станций, семь автоматизированных газонаполнительных компрессорных станций.

В состав компании “Газпром трансгаз Томск” входит 22 филиала (15 линейно-производственных управлений, 2 управления аварийно-ремонтных работ, Управление материально-технического снабжения и комплектации, Управление автомобильного и специального транспорта; Инженерно-технический центр; Управление безопасности и Томскавтогаз).

Среди потребителей ООО «Газпром трансгаз Томск» такие флагманы российской промышленности, как Западно-Сибирский и Новокузнецкий металлургические комбинаты, Кемеровский «АЗОТ», Томский нефтехимический комбинат, Сибирский химический комбинат, новосибирский завод «Искра». «Газпром трансгаз Томск» сегодня поставляет природный газ более чем 400 потребителям областных энергосистем, цветной металлургии, стройиндустрии, химической промышленности и сельского хозяйства. Из них крупнейшими, кроме названных, являются АО «Тюменьэнерго», АО «Томскэнерго», АООТ «Юргинский машиностроительный завод», АО «Топкинский цемент», ОАО «Кузбассэнерго», АООТ «Новосибирскэнерго», ОАО «Новосибирский металлургический завод», АО «Новосибирский оловокомбинат», АООТ «Новосибирский электродный завод», АОЗТ «Коенское», ОАО «Омскэнерго», ОАО «Омскшина», ОАО «Омсктехуглерод», АО «Алтайэнерго», ОАО «Алтайкрайгазсервис», совхоз «Сухореченский».

Предприятие динамично развивается, практически удваивая объемы капиталовложений на ведение капитального ремонта. На производственных объектах линейной части магистральных газопроводов устанавливается современное оборудование, внедряется система телемеханики.

В марте 2004 года на участке подводного перехода по реке Бердь был впервые в истории «Газпром трансгаз Томск» применен метод наклонного бурения. Неоценимая польза метода наклонного бурения заключается в том, что он экологически безвреден. В ходе его применения не используется землеройная техника для вскрытия дна реки, не разрушается его почвенный слой. Метод наклонного бурения гарантирует надежное, глубокое закрепление газопровода под землей, его надежность в эксплуатации и снижение затрат.

В 2006 году создано Хабаровское линейно-производственное управление. Это значит, что и на востоке страны, в Иркутской области, в Хабаровске роль предприятия возрастает в связи со стратегией «Газпрома» на востоке страны.

На Алтае предприятие как дочернее общество «Газпрома» выступает заказчиком строительства магистрального газопровода «Барнаул-Бийск-Горно-Алтайск с отводом на Белокуриху». 30 ноября 2006 года газ подан в город Бийск. В октябре 2007 года природный газ подан в всероссийскую здравницу - город-курорт Белокуриха. В конце декабря 2007 года сдан в эксплуатацию газопровод «Братское газоконденсатное месторождение - Братск» и газораспределительная станция в Братске.

Обеспечение надежности в снабжении природным газом потребителей - это главная задача компании. Именно поэтому все усилия в последние годы жизнедеятельности предприятия направлены на техническое перевооружение и капитальный ремонт трассы. В ходе капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов внедряются системы автоматизации и телемеханизации, безлюдные технологии. В несколько раз за последние 3-4 года выросли объемы и масштабы капитального ремонта.

К примеру, в реализации одного из приоритетных проектов ОАО «Газпром» - строительстве магистрального газопровода «Барнаул-Бийск-Горно-Алтайск с отводом на Белокуриху» «Газпром трансгаз Томск» выступает заказчиком. Полтора километра трассы в день - таковы были темпы строительства магистрального газопровода в 2006 году. Во время работ применяются и уникальные по сложности технологии. К примеру, метод наклонно-горизонтального бурения.

Использование новых, революционных технологий становится привычным делом в повседневной жизни предприятия. Вместе с инженерами немецкой компании Э.ОN -лидера европейского газового бизнеса, специалисты «Газпром трансгаз Томск» реализовали совместный проект - прокладку дюкера вблизи города Колпашево в Томской области.

Все это подтверждает, что к определению старейшее предприятие, можно смело добавлять и другое - «Газпром трансгаз Томск» - это современное, технически оснащенное предприятие. А значит, появляются новые требования, в том числе и к персоналу.

Задачи нового этапа уже обозначены генеральным директором. Ежедневное обновление знаний, максимальное использование компьютерных технологий, знание иностранного языка. Для решения этих задач на предприятии открыт современный учебный центр. Заключен многоуровневый договор с компанией Microsoft. Проводятся разнообразные семинары российского значения по обмену опытом, том числе с участием партнеров из-за рубежа. Сфера ответственности «Газпром Трансгаз Томск» - это Западная Сибирь с нетранзитными, газораспределительными магистральными газопроводами.

магистральный газопровод сварка гидравлический

Годовой объем поставки газа превысил уровень докризисного 1991 года и составляет:

в 2005 году - 14,6 млрд. м3

ожидаемое в 2009 году - более 16,1 млрд. м3.

Рост объемов потребления происходит за счет поэтапного перевода Северской ТЭЦ на природный газ, а также развития газификации в Омской области и в Алтайском крае.

В ООО «Газпром Трансгаз Томск» находится в эксплуатации 5 тыс. км газопроводов.

В газопровод «НВГПЗ -Парабель -Кузбасс» производится подача газа пятью поставщиками газа :

- Нижневартовским газоперерабатывающим заводом;

- Белозерским газоперерабатывающим заводом;

- Северо-Васюганским газоконденсатным месторождением;

- Мыльджинским газоконденсатным месторождением;

- Лугинецким нефтегазоконденсатным месторождением.

«Газпром трансгаз Томск» является поставщиком природного газа более чем 400 потребителям, в том числе таким крупным, как Сибирский химический комбинат, Томский нефтехимический комбинат и др.

ООО «Газпром трансгаз Томск» является самым восточным дочерним обществом «Газпрома» и осуществляет транспортировку природного газа по магистральным газопроводам в 6 областях Западной Сибири, это - Тюменская область (г. Нижневартовск), Томская, Омская, Новосибирская, Кемеровская области и Алтайский край. Но в феврале этого года произошло событие, имеющее очень важное значение для нашего Общества - решением Председателя правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллера «Газпром трансгаз Томск» был назначен ответственным за эксплуатацию газотранспортной системы на Востоке России - Восточной Сибири и Дальнего Востока.

В связи с этим в структуре ООО "Газпром трансгаз Томск" произошли изменения - к 9 линейно - производственным управлениям магистральных газопроводов добавилось Хабаровское ЛПУ и появился еще один новый филиал - Томскавтогаз. В составе Администрации Общества создано Управление по эксплуатации газопроводов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а в октябре начинает работу представительство в г. Иркутске. Подробнее о восточных проектах Газпрома мы поговорим чуть позже.

Наша доля рынка - 100% регионального рынка и более 5% российского. Доля российского рынка постепенно увеличивается за счет роста потребления газа сибирскими потребителями.

Чажемтовская промышленная площадка (ЧПП), входит в состав Томского линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ). Основная задача ЧПП - транспортирование газа с заданными параметрами по магистральным газопроводам (МГ) «Парабель- Кузбасс» первая нитка, «Парабель - Кузбасс» вторая нитка и газопроводам - отводам в количестве пяти, в целях бесперебойной поставки газа в соответствии с утверждённым планом. Зона ответственности ЧПП от 61км, находящегося на расстоянии 15км от посёлка Инкино, до 214км, находящегося на расстоянии 2км от посёлка Кривошеино. Общая протяжённость газопроводов, обслуживаемых ЧПП, в однониточном исполнении 400км. Прокладка газопроводов подземная. Глубина заложения газопроводов с условным диаметром 1000мм - 1м до верхней образующей трубы.

1.1 Данные о топографии района расположения

Район расположения сети МГ и газопроводов - отводов ЧПП являются: Колпашевский, Молчановский, Кривошеенский районы Томской области, расположенной в пределах одной из величайших в мире низменных равнин Западно - Сибирской в Среднеобской котловине. (Рис.1). Характер местности- равнинный, высотные отметки на этой территории не превышают 150м. Большую часть территории составляет болотно-лесистая местность. Болота занимают до 40% территории. Леса елово-пихтово-кедровые. Почвы - суглинок переменных консистенций, от твёрдого до тугопластичного, реже мягкопластичного.

Регион характеризуется разветвлённой сетью рек. Магистральные газопроводы пересекают реки: Чая, Суготка, Чемондаевка, Большой Тотош, Малый Тотош, ширина русла которых в межень в местах подводных переходов не превышает 70м.

Из чрезвычайных ситуаций (ЧС) природного характера в регионе возможны лесные и торфяные пожары, высокий уровень паводковых вод, резкое понижение температуры окружающей среды в зимнее время до минус 550С. Сейсмоактивность на территории расположения трасс газопроводов не наблюдается.

1.2 Наличие и границы запретных, охранных и санитарно-защитных зон

Территория зоны ответственности Чажемтовской ПП включает площади земель Колпашевского, Чаинского, Молчановского и Кривошеинского районов Томской области, отведённых под трассы магистральных газопроводов и газопроводов-отводов с ГРС.

Запретных зон на линейной части газопроводов не существует. Территории, по которым проходят трассы газопроводов, не имеют запрета на проход посторонних лиц и соответственно не имеют какого-либо ограждения. Однако для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможных повреждений газопроводов в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов» устанавливаются охранные зоны.

Охранная зона газопроводов представляет собой участок земли, ограниченный условными линиями, проходящими в 25м от оси газопровода с каждой стороны, (см. «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов», далее ПТЭМГ). В охранной зоне существует запрет на проведение каких-либо земляных работ без предварительного согласования с ЛПУМГ, а также других действий, перечисленных в ПТЭМГ, которые могут привести к повреждению газопровода. На трасах газопроводов установлены опознавательные знаки и таблички с указанием ширины охранной зоны и запрещением производства земляных и взрывных работ в ней.

Запретными зонами локальных объектов: площадки КС «Чажемто», узла подключения КС к МГ, ГРС являются их огороженной территорией. Границы запретных зон отождествляются с ограждениями этих территорий, выполненными как сплошной бетонный забор или из металлической сетки на металлических столбах с соответствующими знаками, запрещающими вход посторонним лицам.

Кроме запретных и охранных зон, в соответствии СНиП 2.05.06-85* для газопроводов, КС и ГРС определены минимальные безопасные расстояния RСНИП (МРБ) до населённых пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов, авто- и железных дорог, ЛЭП, аэродромов и других сооружений, лесных массивов. Значения МБР зависят от класса и диаметра газопроводов, а также социальной значимости перечисленных объектов и возможности каскадного развития аварий, возникающих на газопроводах, КС, ГРС или на этих объектах. В ниже приведённой таблице приведены значения RСНИП для газопроводов первого класса различных диаметров и соответствующих им КС, ГРС, определяемые СНиП 2.05.06-85*.

Таблица 1

Минимальные безопасные расстояния от газопроводов, КС, ГРС

(в соответствии со СНиП 2.05.06-85*)

Диаметр газопровода 1 класса, мм	300 и менее	Свыше 300 до 600 вкл.	Свыше 600 до 800 вкл.	Свыше 800 до 1000 вкл.	Свыше 1000 до 1200 вкл.	Свыше 1200 до 1400 вкл.
RСНИП (м) от газопровода 1 класса	100	150	200	250	300	350
RСНИП (м) от КС	500	500	700	700	700	700
RСНИП (м) от ГРС	150	175	200	250	300	350

Таким образом, для МГ «Нижневартовск-Парабель-Кузбасс» первая нитка и «Нижневартовск-Парабель-Кузбасс» вторая нитка значение RСНИП составляет 250м, для отводов с диаметром до 300мм - 100м, для КС «Чажемто» ширина зоны МБР составляет 700м, для ГРС 150м.

В соответствии с СанПиН 2.2.1./2.1.1.984-00 санитарно-защитные зоны (СЗЗ) для магистральных трубопроводов определяются с учётом минимальных расстояний от городов и других населённых пунктов, отдельных объектов, установленных с целью обеспечения их безопасности строительными нормами и правилами. Их величина согласована с Государственным Комитетом по охране окружающей среды Томской области Разрешение №1919 от 31.12.2001года.

Для линейной части газопроводов Чажемтовской ПП размеры СЗЗ совпадают с минимальными безопасными расстояниями, определенными в СНиП 2.05.06-85*.

Для КС «Чажемто» размеры СЗЗ совпадают с минимальными безопасными расстояниями, определёнными в СНиП 2.05.06-85*, поскольку КС расположена в 1км от ближайшего населённого пункта.

1.3 Данные о природно-климатических условиях в район расположения объекта

Объекты Чажемтовской ПП располагаются на территории Томской области, относящиеся к холодному климатическому району (согласно карте районирования территории по воздействию климата на технические изделия и материалы из ГОСТ 350-80). Характеристика климатических условий приведена в таблице 2:

Таблица 2

№ п/п	Наименование характеристики	Единица измерен.	Значение
1.	Среднегодовая температура наружного воздуха	0С	-3
2.	Средняя максимальная температура наружного воздуха наиболее жаркого месяца года	0С	22.8
3.	Абсолютный максимум температуры наружного воздуха	0С	37
4.	Средняя температура наружного воздуха наиболее холодного периода	0С	-25.8
5.	Абсолютный минимум температуры наружного воздуха	0С	-52
6.	Наиболее жаркий месяц года		Июль
7.	Наиболее холодный месяц года		Январь
8.	Продолжительность времени года с положительными суточными температурами	Сут.	108
9.	Продолжительность времени года с отрицательными суточными температурами	Сут.	254
10.	Повторяемость направлений ветра / Средняя скорость ветра по направлениям С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ Штиль	% / м/c	Январь 2/ 3/ 3/ 10/ 32/ 32/ 14/ 4/ 27/	Июль 18/ 12/ 10/ 7/ 10/ 9/ 14/ 20/ 33
11.	Преобладающие ветры в теплое время года		Северо-западные
12.	Средняя скорость ветра в теплое время года	м/сек	1.8
13.	Преобладающие ветры в холодное время года		Юго-западные
14.	Средняя скорость ветра в холодное время года	м/сек	3,8
15.	Среднее давление воздуха в летний период	гПа	1000
16.	Среднее давление воздуха в зимний период	гПа	1019
17.	Среднегодовое количество осадков	мм	540
18.	Месяц, на который приходится наибольшее количество осадков		Август
19.	Средняя месячная интегральная поверхностная плотность потока суммарного солнечного излучения в 12 ч. 30 мин. местного времени в теплое время года (июль) в холодное время года (январь)	мдж/м2	518 371

2. Внутритрубная диагностика

Эксплуатационной надёжностью трубопровода является его свойство выполнять заданные функции в течении требуемого промежутка времени с сохранением в установленных пределах всех характерных параметров. Указанная способность, в свою очередь, раскрывается через систему объективных критериев технического состояния трубопровода, обуславливающих его нормативную работоспособность в режиме активного воздействия эксплуатационных факторов. Таким образом, уровень эксплуатационной надёжности определяется техническим состоянием магистрального трубопровода.

Для выявления дефектов стенки трубопроводов проводится их внутритрубная диагностика специальными внутритрубными инспекционными приборами (ВИП). При этом выявляются следующие дефекты стенки трубы:

1) дефекты, образовавшиеся при изготовлении труб,- расслоения, закаты, включения, дефекты продольных и спиральных сварных стыков;

2) дефекты, образовавшиеся при строительстве трубопровода,- риски, задиры, вмятины, гофры, дефекты кольцевых стыков;

3) дефекты, образовавшиеся при эксплуатации - внешняя и внутренняя коррозия, усталостные трещины тела трубы и сварных стыков по причине воздействия малоцикловых нагрузок.

Для определения скорости коррозии проводится повторная диагностика трубопроводов с интервалом в 3-5 лет. Сравнение результатов повторной диагностики с первичной позволяет рассчитать время утонения стенки трубы до критической величины.

2.1 Данные о методе обследования, применяемом оборудовании и технологии производства работ по внутритрубной дефектоскопии

Магнитный метод дефектоскопии трубопроводов основан на регистрации магнитных полей (топографии тангенциальной составляющей напряженности магнитного поля). В основу работы дефектоскопа заложен принцип обнаружения дефектов в стальных трубах, состоящий в том, что контролируемое изделие намагничивается до индукции порядка 1,4-1,6 Тл и регистрирует значение магнитной индукции поля, рассеиваемого у поверхности трубы.

При наличии в стенке трубы каверн, пустот и других аномалий напряжённость магнитного поля у поверхности в этих местах изменяется. Сравнивая это изменение магнитного поля (?Н) с полем в зоне, где нет дефектов (Н), делается заключение о наличии дефекта и его относительной величине. Магнитные поля в дефектоскопах контролируются датчиками на основе «перехода Холла» и (или) феррозондовыми датчиками. Намагничивание стенки трубы ведётся цилиндрической магнитной системой. Датчики дефектов размещаются между полюсами постоянного магнита по окружности корпуса дефектоскопа.

В основном сегодня применяются две конструкции дефектоскопов, построенных на основе магнитного метода,- с продольным и поперечным намагничиванием. Так дефектоскопы с продольным намагничиванием лучше выявляют узкие поперечные дефекты, а дефектоскопы с поперечным намагничиванием несут основную нагрузку по выявлению узких, продольно ориентированных дефектов, в числе -«стресскоррозионных». Наилучшие результаты обследований трубопроводов могут быть получены при совместной обработке магнитограмм, записанных этими снарядами. Это позволяет в большинстве случаев более объективно оценить причину изменения магнитного сигнала.

Рис.2.1 Схема построения магнитной системы дефектоскопа с продольным намагничиванием.

Рис. 2.2 Схема построения магнитной системы дефектоскопа с поперечным намагничиванием.

Рис. 2.3

Основываясь на методике оценки дефектов института физики металлов Уральского филиала РАН (автор Халилеев П.А.) точечный дефект расположенный на внешней стороне трубопровода обуславливает изменение напряженности магнитного поля с внутренней стороны трубы, которое может фиксироваться измерителем (датчиком Холла) на площади окружности с диаметром около , где t - толщина стенки трубы. Из этого следует, что датчики Холла расположенные с шагом равным t могут уверенно фиксировать изменение напряженности магнитного поля. Более частая установка датчиков дополнительной информации не несёт, разве что увеличивает надёжность записи (частичный выход из строя датчиков) .

В качестве реперных точек для привязки аномалий служат:

1) маркеры - маркерные металлические пластины, либо электронные маркеры. (оптимальное расстояние между реперными точками не более 2000м).

2) краны.

В случаях, когда установленных маркеров недостаточно, или дополнительная установка невозможна, допустимо в качестве реперных точек использовать следующие особенности трубопровода: выход кожуха (патрона) под автомобильной или железной дорогой; прямая врезка; тройник.

Таблица 3. Внутритрубный магнитный дефектоскоп с регулятором скорости "МДР-1000". Основные технические характеристики:

No	Наименование параметра	Значение
1	Диаметр контролируемого трубопровода Ду, мм	1020
2	Диапазон толщины стенки трубы, мм	8-20
3	Диапазон скорости, м/с	0,1-5
4	Диапазон температуры, град	-40..+60
5	Максимальное давление в газопроводе, МПа	15
6	Минимальное давление в газопроводе, МПа	0,5
7	Минимальный радиус поворота, Д	2,5
8	Минимальный внутренний диаметр, Д	0,85
9	Длина снаряда, м / Вес снаряда, кг / Количество секций	2500 /1800/1
10	Перепад давления необходимый для запуска / движения снаряда, МПа	0,15/0,05
11	Максимальная длина трубопровода, обследуемая за один пропуск, км	350
12	Минимальная длина Камеры Запуска, м		3
13	Минимальная дистанция между затвором и конусом Камеры Приема, м	3
14	Тип батарей / максимальное время непрерывной работы, час	NiCd/120
15	Наличие модуля контроля скорости / максимальная скорость потока, мс	Да /10
16	Направление намагничивания	продольное
17	Напряженность магнитного поля, А/м	8000-15000
18	Шаг опроса по продольной оси, мм	4
19	Количество сенсоров первого / второго типа (ID/OD)	384 /128
20	Размер сенсора первого типа по окружности, мм	8
21	Размер сенсора второго типа (ID/OD) по окружности (если есть)	16
22	Точность определения местонахождения дефекта относительно: - кольцевого сварного шва, в мм - маркера, находящегося против потока, при расстоянии между маркерами не более 2 км, в м - ориентация по окружности, в угловых градусах	0. 5%±0.015м 0. 5%±0.015м 3±3
23	Дефекты потери металла, выявляемые в основном теле трубы	Общая Питтинговая Продольная Общая коррозия коррозия канавка коррозия
	Минимальная глубина для POD =90%	0,05 1 0,05 1 - 0,05 1
	Точность измерения глубины	-10% +5% для дефектов 2tx2txO,lt. -10% + 10% для дефектов txtxO,lt
	Точность измерения ширины	t±8 мм
	Точность измерения длины	t±4 мм

|24	Дефекты потери металла приближенные к Общая кольцевому шву или находящиеся в зоне коррозия термического воздействия	Питтинговая Продольная Поперечная коррозия канавка канавка
	Минимальная глубина для POD =90% 0,05 t	0,05 1 - 0,05 1
	Точность измерения глубины - 1 0% +5% для дефектов 2tx2txO, 1 1. -10% + 10% для дефектов txtxO,lt
	Точность измерения ширины t ± 8 мм
	Точность измерения длины t ± 4 мм
25	Трещины и трещиноподобные аномалии Продольные Поперечные трещины трещины	Наклонные трещины
	Минимальная глубина трещины для ее n H 4t обнаружения при длине L > 50 мм	0,ltx3t
	Минимальное раскрытие трещины для ее О 1 St 4t обнаружения, мм	0,15tx3t
	Точность измерения глубины трещины -10% +15% ДляО,151х31	-10% +15% дляО,151хЗ(
	Точность измерения длины трещины - 1 0% + 1 5% дляО,151х31	-10% +15% дляО,151х31
26	Идентификация дефектов:
Признак	Да POI > 90%	Нет POI < 50 %	Может быть 50%< POI < 90%
Разделение на внутренний / наружный	*
Прилегание металла или мусор:
- мусор			*
- касание металла	*
Аномалии:
Коррозия	#
Продольная трещина		*
Поперечная или наклонная трещина	#
Трещина в кольцевом сварном шве	*
Аномалия кольцевого сварного шва	#
Трещина в продольном шве		*
Аномалия в продольном шве		*
Трещина в спиральном шве	#
Аномалия в спиральном шве	#
SCC		*
HIC (водородное растрескивание)			*
Расслоение	*
Задир	#
Зашлифовка	#
Дефект в теле трубы	*
Закат }	#
Кратер от дуговой сварки	*
Искусственный дефект	#
Гофр	*
Вмятина	#
Эксцентрический патрон	*
Изменение толщины стенки	#
Присоединение катодной защиты	#
Пригруз	*
Отвод	*
Магнитный маркер	#
Тройник	#
Кран	*
Ремонт:
- металлическая ремонтная муфта	*
- композитная ремонтная муфта		*

Таблица 4. Внутритрубный магнитный дефектоскоп с регулятором скорости "МДПР-1000". Основные технические характеристики:

No	Наименование параметра	Значение
1	Диаметр контролируемого трубопровода Ду, мм	1020
2	Диапазон толщины стенки трубы, мм	8-20
3	Диапазон скорости, м/с	0,1-5
4	Диапазон температуры, град	-40..+60
5	Максимальное давление в газопроводе, МПа	15
6	Минимальное давление в газопроводе, МПа	0,5
7	Минимальный радиус поворота, Д		2,5
8	Минимальный внутренний диаметр, Д		0,85 1
9	Длина снаряда, м / Вес снаряда, кг / Количество секций	2500 / 2300 / 1
10	Перепад давления необходимый для запуска / движения снаряда, МПа	0,15/0,05
11	Максимальная длина трубопровода, обследуемая за один пропуск, км	350
12	Минимальная длина Камеры Запуска, м	3
13	Минимальная дистанция между затвором и конусом Камеры Приема, м	3
14	Тип батарей / максимальное время непрерывной работы, час	NiCd/120
15	Наличие модуля контроля скорости / максимальная скорость потока, мс 1	Да /10
16	Направление намагничивания	поперчное
17	Напряженность магнитного поля, А/м	8000-15000
18	Шаг опроса по продольной оси, мм	4
19	Количество сенсоров первого / второго типа (ID/OD)	384 /128
20	Размер сенсора первого типа по окружности, мм	8
21	Размер сенсора второго типа (ID/OD) по окружности (если есть)	16
22	Точность определения местонахождения дефекта относительно: - кольцевого сварного шва, в мм - маркера, находящегося против потока, при расстоянии между маркерами не более 2 км, в м - ориентация по окружности, в угловых градусах	0. 5%±0.015м 0. 5%±0.015м 3±3
23	Дефекты потери металла, выявляемые в основном теле трубы	Общая Питтинговая Продольная Общая коррозия коррозия канавка коррозия
	Минимальная глубина для POD =90%	0,05 1 0,05 1 - 0,05 1
	Точность измерения глубины	-10% +5% для дефектов 2tx2txO,lt. -10% + 10% для дефектов txtxO,lt
	Точность измерения ширины	t± 8 мм
	Точность измерения длины	t±4 мм

|24	Дефекты потери металла приближенные к Общая кольцевому шву или находящиеся в зоне коррозия термического воздействия	Питтинговая Продольная Поперечная коррозия канавка канавка
	Минимальная глубина для POD =90% 0,05 t	0,05 1 - 0,05 1
	Точность измерения глубины - 1 0% +5% для дефектов 2tx2txO, 1 1. -10% + 10% для дефектов txtxO,lt
	Точность измерения ширины t ± 8 мм
	Точность измерения длины t ± 4 мм
25	Трещины и трещиноподобные аномалии Продольные Поперечные трещины трещины	Наклонные трещины
	Минимальная глубина трещины для ее n H 4t обнаружения при длине L > 50 мм	0,ltx3t
	Минимальное раскрытие трещины для ее О 1 St 4t обнаружения, мм	0,15tx3t
	Точность измерения глубины трещины -10% +15% ДляО,151х31	-10% +15% дляО,151хЗ(
	Точность измерения длины трещины - 1 0% + 1 5% дляО,151х31	-10% +15% дляО,151х31
26	Идентификация дефектов:
Признак	Да POI > 90%	Нет POI < 50 %	Может быть 50%< POI < 90%
Разделение на внутренний / наружный	*
Прилегание металла или мусор:
- мусор			*
- касание металла	*
Аномалии:
Коррозия	#
Продольная трещина		*
Поперечная или наклонная трещина	#
Трещина в кольцевом сварном шве	*
Аномалия кольцевого сварного шва	#
Трещина в продольном шве		*
Аномалия в продольном шве		*
Трещина в спиральном шве	#
Аномалия в спиральном шве	#
SCC		*
HIC (водородное растрескивание)			*
Расслоение	*
Задир	#
Зашлифовка	#
Дефект в теле трубы	*
Закат	#
Кратер от дуговой сварки	*
Искусственный дефект	#
Гофр	*
Вмятина	#
Эксцентрический патрон	*
Изменение толщины стенки	#
Присоединение катодной защиты	#
Пригруз	*
Отвод	*
Магнитный маркер	#
Тройник	#
Кран	*
Ремонт:
- металлическая ремонтная муфта	*
- композитная ремонтная муфта		*

Технология производства работ по ВТД регламентируется следующими нормативными документами:

- РД-51-2-97 «Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем», ОАО «Газпром», 1997г.

2.2 Данные по обследованному участку

Газопровод: МГ «Парабель-Кузбасс» вторая нитка.

Диаметр: 1020мм.

Участок: 110-214км (участок Чажемтовской ПП).

Газотранспортное предприятие: ООО «Газпром Трансгаз Томск».

Таблица 5

Очистка и подготовка участка газопровода к обследованию проводилась следующими средствами:

Тип снаряда	Дата пропуска	Средняя скорость,	Результаты пропуска	Примечания
		км/ч	м/с
Очистной поршень «ОП-1000»	1-день	8,47	2,35	Возможен пропуск «ОПМ-1000»	42кг загрязнений
Очистной поршень магнитный «ОПМ-1000»	2-день	14,7	4,08	Возможен пропуск снаряда «М ДПР- 1000» с «МКС- 1000»	40кг загрязнений и 8кг мет. мусора
Повторный пропуск Очистного поршня «ОП-1000»	3-день	12	3,33	«МДР-1000»с«МКС-1000» допасован в камеру приема

Таблица 6

Инспекция участка газопровода проводилась следующими средствами:

		Средняя
Тип снаряда	Дата пропуска	скорость.	Результаты пропуска	Примечания
		км/ч	м/с
				Остановка снаряда
				между 1 14 и 242 км.
Снаряд-дефектоскоп «МДР-1000»с «МКС- 1000»	4-день	2,9	0,8	Принято решение о пропуске «ОП-1000»для допасовки «МДР- 1000» в камеру	20 кг загрязнений и Зкг мет. мусора
				приема. Запись
				произведена по всей
				длине участка.
Снаряд-дефектоскоп «М ДПР- 1000»	5-день	14,9	4,14	Участок записан полностью.	25 кг загрязнений и 2 кг мет. мусора

2.3 Результаты внутритрубной инспекции газопровода «Парабель-Кузбасс» 110-214 км вторая нитка

Общее количество реперных точек: 126

маркеры:..........................................................107

краны ..................................................................4

тройники, отводы ..............................................4

патроны .............................................................11

Общее количество труб ..................................13555

прямошовные: ...............................................8877

одношовные: ............................................7915 ..... (58,4%)

двухшовные: ..............................................713 ....... (5,3%)

с неопределённым швом: .........................249 ........(1,8%)

спиралешовные:.............................................4678 ......(34,5%)

цельнотянутые: ...................................................0..........(0,0%)

аномалии трубы

Общее количество:.............................................2696.............1082

Дефекты потери металла: .................................2270...............757

По типам:

продольные канавки:.......................................162...............128

узкие продольные канавки: ...............................4....................4

коррозия: ........................................................1721................682

точечные коррозии: ............................................0 ...................0

питтинговые коррозии: ...................................163 ...............123

поперечные канавки: .......................................217 ...............137

узкие поперечные канавки: ................................3....................3

По глубине:

менее 10% .......................................................1733 ...............659

10-20% ...............................................................510................293

20-30% .................................................................20.................18

30-40% ...................................................................6...................4

40-50% ...................................................................1....................1

более 50%. ............................................................0....................0

Дефекты сварного шва: ......................................33..................33

Дефекты геометрического характера: ....................13..................13

овальности: .............................................................0...................0

гофры: .....................................................................0....................0

вмятины: ...............................................................13..................13

Изгибы: ........................................................................0....................0

Заварки: ....................................................................193................177

Приварки: ...................................................................23..................20

Группы продольных трещин: .....................................0....................0

Аномалии: ...................................................................16.................16

Механические повреждения: ...................................140...............103

Прилегания металлических предметов: .....................8...................8

2.4 Идентификация аномалий

Геометрические параметры аномалий:

L-длина (протяженность аномалии вдоль оси трубопровода);

W-ширина (протяженность аномалии в окружном направлении);

t-толщина стенки трубы;

d-глубина аномалии (может быть представлена как абсолютная и как относительная величина, т.е. иметь размерность в миллиметрах, или в процентах (от номинальной толщины стенки трубы)).

Классификация дефектов потери металла принята в соответствии с диаграммой по международным требованиям, изложенными «Specifications and requirements for intelligent pig inspections» Version 3.2, January 2005

Рис. 2.7 Геометрические параметры дефектов.

Примечание: Если t<10мм, то А=10мм;

Если t?10мм, то А=t

Общая коррозия - дефект потери металла с параметрами длины и ширины более 3А. W?3А и L?3А;

Питтинговая коррозия (питтинг) - одиночные локальные коррозионные поражения с параметрами длины и ширины от А до 6А, а также удовлетворяющая условию при котором отношение длины к ширине находится в пределах от 0,5 до 2, при этом длина и ширина не должна превышать 3А. 1А?W?6A и 1А=L?6A и 0,5<L/W<2 и не W?3А и L?3A.

Продольная канавка - дефект потери металла, ориентированный вдоль оси трубы, имеющий длину более 2А и ширину от А до 3А. 1А?W?3A и L/W?2.

Поперечная канавка - дефект потери металла, ориентированный поперёк оси трубопровода, имеющий длину от А до 3А и ширину более 2А. L/W?6A и 1А/L?3А.

Узкая продольная канавка - дефект, имеющий длину более А, а ширину менее А. 0<W< 1A и L?1A.

Узкая поперечная канавка - дефект, имеющий длину менее А, а ширину более А. W?1A и 0<L<1A.

Точечная коррозия - дефект потери металла с размерами не превышающими АЧА. 0<W<1А и 0<L<1А.

Механические повреждения - дефект потери металла, вызванный механическими воздействиями (задир, царапина).

Вмятина/гофр - деформация стенки трубы, приводящая к изменению внутреннего диаметра, но не обязательно вызывающая местное уменьшение толщины стенки.

Оценка опасности дефектов проводится в соответствии с ВРД 39-1.10-004-99 «Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса» ПО Спецнефтегаз, Р 51-31323949-42-99 «Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов» ООО ВНИИГАЗ. Зависимость степени опасности дефектов от линейных размеров дефектов представлена на рисунке 2.8:

Рис. 2.8 Зависимость степени опасности дефектов от линейных размеров дефектов

При проведении расчётов напряженно-деформированных состояний (НДС) использовались фактические данные о типоразмерах труб, размерах дефектов, справочные данные о механических свойствах, указанные в Р 51-31323949-42-99.

При проведении расчетов принято:

Скорость коррозии определялась исходя из величины изменения глубины дефектов между временем обследования участка и временем ввода его в эксплуатацию с учетом 10 лет - принятым сроком службы изоляции:

Vкорр.=0,47мм/год, где (2.1)

Тввода.- время ввода участка в эксплуатацию, год;

Тобсл.- время обследования, год;

Сдеф.- глубина дефекта, мм.

Еще 2003-2004гг. была проведена внутритрубная диагностика всех магистральных газопроводов. По результатам ВТД была выполнена прогнозная оценка безопасного времени эксплуатации до наступления предельного состояния металла трубы при данном рабочем давлении Рраб. Схема распределения разрешенных давлений по ГТС «Газпром Трансгаз Томск» по состоянию на 01.12.2006года представлена в таблице 8.

Перечень участков магистральных газопроводов с разрешенным рабочим давлением ниже проектного по состоянию на 01.12.2006г.

Таблица 7.

№ пп	Название газопровода	Нитка	Участки	км	2007	2006	2005	проект
					Рраз. МПа	Рраз. МПа	Рраз. МПа	Рпр. МПа
1	НВГПЗ- Парабель	1	НВГПЗ- Александровская	0-91	3,9	3,7	3,7	5,4
2	НВГПЗ- Парабель	1	НВГПЗ- Александровская	91-158	3,9	4,0	3,7	5,4
3	НВГПЗ- Парабель	1	Александровская - Вертик Вертикос	158-305	3,9	3,7	3,7	5,4
4	НВГПЗ- Парабель	1	Вертикос- Парабель	305-449	4,4	4,4	4,4	5,4
5	НВГПЗ- Парабель	2	Вертикос- Парабель	305-374	4,4	4,4	4,4	5,4
6	НВГПЗ- Парабель	2	Вертикос- Парабель	374-383	5,4	5,4	4,4	5,4
7	НВГПЗ- Парабель	2	Вертикос- Парабель	383-449	4,4	4,4	4,4	5,4
8	Парабель- Кузбасс	1	Парабель- Чажемто	0-36	3,8	3,8	4,4	5,4
9	Парабель- Кузбасс	1	Парабель- Чажемто	36-61	4,4	3,8	4,4	5,4
10	Парабель- Кузбасс	1	Парабель- Чажемто	61-104	3,8	3,8	4,4	5,4
11	Парабель- Кузбасс	1	Парабель- Чажемто	104-110	4,4	3,8	4,4	5,4
12	Парабель- Кузбасс	2	Парабель- Чажемто	0-36	4,4	4,4	4,4	5,4
13	Парабель- Кузбасс	2	Парабель- Чажемто	36-61	5,4	5,4	4,4	5,4
14	Парабель- Кузбасс	2	Парабель- Чажемто	61-110	4,4	4,4	4,4	5,4
15	Парабель- Кузбасс	1	Чажемто- Володино	110-141	5,4	5,4	5,4	5,4
16	Парабель- Кузбасс	1	Чажемто- Володино	141-170	5,4	3,6	3,6	5,4
17	Парабель- Кузбасс	1	Чажемто- Володино	170-214	5,4	5,4	5,4	5,4
18	Парабель- Кузбасс	1	Чажемто- Володино	214-242	4,4	4,4	4,4	5,4
19	Парабель- Кузбасс	2	Чажемто- Володино	110-242	5,4	5,4	5,4	5,4

Динамика разрешенных давлений по газопроводу «НГПЗ - Парабель - Кузбасс» на 2007 - 2010г.г. при отсутствии работ по капитальному ремонту (прогноз ООО «ВНИИГАЗ») в таблице 8

Таблица 8

Участки	Разрешенное давление на 2006 г.	2007	2008	2009	2010
НГПЗ - Парабель 1 0-91	3,29	2,86	2,44	2,00	1,58
НГПЗ - Парабель 1 91-158	2,23	1,70
НГПЗ - Парабель 1 158-305	4,32	3,97	3,62	3,27	2,92
НГПЗ - Парабель 1 305-449	3,16	2,73	2,32	1,91	1,14
НГПЗ - Парабель 2 305-449	3,80	3,50	3,20	2,90	2,57
Парабель-Кузбасс 1 0-23	4,47	4,20	3,90	3,63	3,35
Парабель-Кузбасс 1 27-110	3,53	3,11	2,70	2,27	1,85
Парабель-Кузбасс 1 143-317	3,68	3,34	3,00	2,67	2,34
Парабель-Кузбасс 1 572-714	3,80	3,50	3,20	2,85	2,54
Парабель-Кузбасс 2 0-110	3,26	2,88	2,50	2,13	1,75
Парабель-Кузбасс 2 110-242	5,28	5,00	4,75	4,48	4,21
Парабель-Кузбасс 2 243-403	4,60	4,30	4,00	3,72	3,42

Рис.2.9 Схема расположение дефектов по часам

Дистанция до поперечного шва по одометру от КЗ : 93567,89 м.

Маркер М85

Рис.2.10 Трассовая привязка дефекта

№	Идентификация	Дистанция до дефекта по одометру от КЗ, м	Расстояние до дефекта от (+) до (-) реперной точки, м	Расстояние до дефекта от(+)доН поперечного шва, м	Оценка длины, м	Оценка ширины, м	Измен, толщины стенки трубы» % от t	Глубина мм	Ориентация час:мин	Примечание
7088	Коррозия №532	93568,336	М85+88,64/М86-905,6	+0,45/-6,79	0,08	0,10	15-26	2,8	5:00-5:39

2.5 Расчёт допускаемого рабочего давления

МГ «Парабель - Кузбасс» вторая нитка 110-214км.

Место расположения дефекта: 193км.

Труба № 7088; дефект № 532; длина трубы 7,24м.

Параметры дефекта:

ширина b=10мм; длина l=8мм; глубина с=2,8мм.

Рис. 2.11 Стенка трубы, подверженной коррозии

При общей (сплошной) коррозии, допускаемое рабочее давление необходимо назначать, исходя из остаточной толщины стенки трубы, проводя проверку прочности и устойчивости в соответствии с гл. 8 СНиП 2.05.06-85* «Магистральные газопроводы».

Определяем допускаемое рабочее давление для участка газопровода ІІІ категории, изготовленного из труб 1020Ч10 (сталь 17Г1СУ), имеющего утонение стенки трубы с=2,8мм.

1. По формуле определяем допускаемые кольцевые напряжения:

МПа, где (2.2)

m- коэффициент условий работы трубопровода ІІІ категории;

kн - коэффициент надёжности по назначению трубопровода

(см. СНиП 2.05.06-85*);

- предел текучести стали 17Г1СУ, МПа

2. По формуле рассчитываем допускаемое рабочее давление:

МПа, где (2.3)

д - толщина стенки трубы.

3. По формуле рассчитываем нормальное рабочее давление:

МПа (2.4)

4. Допускаемый коэффициент запаса по давлению:

0,71 (2.5)

В связи с тем, что коэффициент запаса по давлению значительно ниже 1, то такой дефект относится к категории закритических и работа газопровода при давлении, превышающим 4,72 МПа, категорически запрещена. Но учитывая, что давление рабочее проектное равно 5,5 МПа, а скорость коррозии равна 0,47мм/год, очевидно что необходим ремонт для увеличения пропускной способности МГ «Парабель - Кузбасс» 193 км второй нитки методом вырезки «катушки».

3. Характеристика условий работ

Ремонт магистрального газопровода «Парабель - Кузбасс» методом врезки «катушки» производится на участке км 170 - 214 вторая нитка, а именно км 193. Участок в административном отношении проходит по территории Томской области.

Рельеф возвышенности преимущественно ровный и плоский. Значительную часть занимают лес, пашня.

Участок газопровода обслуживается Чажемтовской ПП.

Газопровод км 170 - 214 вторая нитка не находится в одном техническом коридоре со следующими коммуникациями:

а) нефтепровод Ду 1200 «Александровское - Анджеро - Судженск» на расстоянии 525м от оси газопровода;

б) газопровод Ду 1000 первая нитка на расстоянии 500м от оси газопровода.

3.1 Транспортная схема

Для доставки оборудования, материалов, ремонтной бригады используется Федеральная автодорога Томск - Чажемто. Для подъезда к месту работ предусматривается устройство временных переездов через существующий нефтепровод ,,Александровское-Анжеро-Судженск,, и первую нитку газопровода «Парабель - Кузбасс». Транспортная схема изображена на рисунке 3.2:



Рис. 3.1 Технологическая схема км. 110-242 вторая нитка.

3.2 ПРИМЕРЫ КОНСТРУКЦИИ ВРЕМЕННОГО ПЕРЕЕЗДА ЧЕРЕЗ МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРУБОПРОВОД

Один из вариантов устройства переезда через действующий трубопровод представлен на рис. 1 . Высота насыпи из минерального привозного грунта над верхней образующей трубопровода должна быть не менее 1,5 м

Грунт насыпи послойно трамбуют и уплотняют тыльной стороной ковша экскаватора и проходами гусеничной техники. Непосредственно над трубопроводом и на расстоянии менее 2-х метров в обе стороны от него грунт утрамбовывают ручным способом.

Сверху на насыпь переезда укладывают железобетонные дорожные плиты. Поперечный стык между плитами не должен находиться над трубопроводом.

Сооружение переездов над действующими трубопроводами должно производиться в присутствии ответственного представителя организации, эксплуатирующей газопровод.

Вместо железобетонных плит возможно применение бревенчатого настила (рис. 2 ).



Рис. 3.3 Схема конструкции переезда через действующий газопровод с применением железобетонных плит

1 - действующий газопровод; 2 - насыпь из минерального грунта; 3 - железобетонные плиты

Рис. 3.4 Схема конструкции переезда через действующий газопровод с применением бревенчатого настила:

1 - действующий газопровод; 2 - насыпь из минерального грунта; 3 - бревенчатый настил

4. Разработка плана производства работ по устранению дефекта ПОР методом вырезки «катушки» км 193 вторая нитка МГ «Парабель - Кузбасс»

Суть этого вида ремонта заключается в том, что участок трубы с дефектом вырезают и заменяют бездефектной трубой - «катушкой».

Вырезка дефекта применяется в следующих случаях:

- недопустимое сужение проходного сечения газопровода;

- невозможность отремонтировать трубопровод другими, менее радикальными методами (протяжённая трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией, чрезмерная длина дефектного участка).

Пояснительная записка

Обоснования (причина, цель) производства работ:

Устранение дефекта ПОР методом вырезки «катушки» 1020Ч10 длиной 2м (км 193 вторая нитка).

Характеристика устраняемого дефекта:

один закритический (ширина коррозии 10мм, длина коррозии 8мм,

глубина коррозии 2,8мм).

Характеристика отключаемого участка:

для производства работ отключается участок 170 - 214км 2 нитка, длиной 44км МГ «Парабель- Кузбасс».

Затраты времени на производство работ:

остановка газопровода, технологические переключения, закрытие кранов - 1час;

стравливание газа из отключенного участка - 2часа;