Рис. 2. Проведение исследований по мониторингу магистральных трубопроводов: а – ультразвуковой контроль; б – магнитометрический контроль; в – измерение геометрических параметров шва

Автор: О.В. Крюков (НГТУ им. Р.Е. Алексеева).

Опубликовано в журнале Химическая техника №10/2018

Единая система газопроводов (ЕСГ) Российской Федерации в настоящее время имеет общую протяженность 172,1 тыс. км [1–3] при использовании 254 компрессорных станций с различными типами газоперекачивающих агрегатов [4–7] общей мощностью 46,7 тыс. МВт [8–11]. В 2017 г. услуги по транспортировке 137,9 млрд. куб. м газа ПАО «Газпром» на территории Российской Федерации с учетом оптимизации энергоэффективности оказаны 24 компаниям [12–16]. Надежность функционирования ЕСГ ПАО «Газпром» обеспечивается благодаря внедрению прогрессивных методов диагностики [17–21], своевременному проведению капитального ремонта и планово-предупредительных работ.

Нормативно-техническая документация по проведению мониторинга

При проектировании объектов по реконструкции, расширению или новому строительству зачастую имеют место взаимные пересечения введенных в эксплуатацию (далее – действующих) трубопроводов с коммуникациями вновь возводимых объектов (рис. 1).

Рис. 1. Технология прокладки трубопровода в осложненных условиях Дальнего Востока
Рис. 1. Технология прокладки трубопровода в осложненных условиях Дальнего Востока

При этом необходимым условием для прохождения действующих коммуникаций являются Технические условия, выдаваемые эксплуатирующими организациями на каждую вновь возводимый объект. Все выдаваемые Технические условия определяют перечень технико-организационных мероприятий, направленных на соблюдение требований действующих нормативно-технических документов при проектировании объектов ПАО «Газпром» в местах пересечений с действующими трубопроводами.

Одним из таких документов, является национальный стандарт СНиП 2.05.06–85* «Магистральные трубопроводы» [22], требования из которого содержатся практически в каждом Техническом условии. В соответствии с этим документом, необходимо определить категорийность действующего трубопровода, которая может оказаться ниже той, которая приведена в таблице 3* [22].

На основании примечания 5* к таблице 3*, в котором указано, что «Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося сооружения, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в поз. 20 и 21, и при параллельной прокладке в соответствии с поз.26*, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории», необходимо выполнить техническое диагностирование участков действующих трубопроводов, ограниченных расстояниями, указанными в поз. 20, 21 таблицы 3*, с целью определения технического состояния данного участка. Данная работа проводится с использованием методов неразрушающего контроля сварных соединений и основного металла трубы.

При этом следует учесть тот факт, что при составлении заключений по неразрушающим методам контроля выявленные дефекты необходимо отбраковывать строго в соответствии с категориями, указанными в таблице 5* (поз. 20, 21). Только при этом условии пересекаемый трубопровод будет соответствовать предъявляемым требованиям [22].

Объем программы диагностического обследования газопроводов

Подрядные организации выполняют диагностическое обследование участков действующих трубопроводов диаметрами от 57 до 1420 мм в местах пересечений со строящимися коммуникациями ПАО «Газпром». К настоящему времени проведено техническое освидетельствование более 160 пересечений на объектах ПАО «Газпром», ОАО «НК «Транснефть», ОАО «Роснефть»(ООО «Газпром трансгаз Ухта», ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород», ОАО «Дальтрансгаз», ОАО «Северо-западные МН», ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»).

Диагностическое обследование проводилось по следующим основным объектам:

  • магистральный газопровод СРТО – Торжок, участок км 2466,6 –2516,5 км (лупинг). Обследование технического состояния и переукладка пересекаемых участков действующих газопроводов» (линейная часть);
  • КС «Мышкинская» МГ СРТО – Торжок. Обследование технического состояния и переукладка участков газопроводов;
  • МГ СРТО – Торжок, участок 2516,5 – 2675,2 км. Обследование технического состояния и переукладка пересекаемых участков действующих газопроводов;
  • газопровод Починки – Грязовец, участок Починки – Ярославль 0,0 – 65,0 км. Обследование действующих газопроводов в местах их пересечения с проектируемым газопроводом «Починики – Грязовец»;
  • диагностическое обследование участков действующего газопровода ОАО «Дальтрансгаз» и участков существующих трубопроводов ООО «РН–Сахалинморнефтегаз» местах пересечений с МГ «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» и с его объектами;
  • реконструкция газопровода «Миннибаево – Казань» на участке 220–285 км. Диагностическое обследование трубопроводов, оценка технического состояния действующих газопроводов в местах пересечений и врезок;
  • обследование участков существующих трубопроводов в местах пересечения их проектируемым МГ «Саратов – Горький» на участке «Починки – Саранск» (I пусковой комплекс);
  • реконструкция МГ «Саратов – Горький» на участке «Починки – Саранск» (II пусковой комплекс) в составе стройки «Реконструкция газопровода «Саратов – Горький» на участке «Починки – Саранск»». Техническое обследование пересекаемых действующих коммуникаций.

Все работы проводятся в рамках разрабатываемых и утвержденных в установленном порядке Программ проведения диагностического обследования участков действующих трубопроводов, а также в строгом соответствии с утверждаемыми Технологическими (операционными) картами по визуальному и измерительному, ультразвуковому, радиографическому, вихретоковому, капиллярному, магнитному методам неразрушающего контроля (рис. 2).

Рис. 2. Проведение исследований по мониторингу магистральных трубопроводов: а – ультразвуковой контроль; б – магнитометрический контроль; в – измерение геометрических параметров шва
Рис. 2. Проведение исследований по мониторингу магистральных трубопроводов:
а – ультразвуковой контроль; б – магнитометрический контроль; в – измерение геометрических параметров шва

Статистические данные по результатам мониторинга

Характерной особенностью выполнения работ является 100%-ный контроль сварных соединений и основного металла на диагностируемом участке. Для этого специализированная организация, имеющая все разрешительные документы для проведения строительно-монтажных работ в охранной зоне действующих трубопроводов, в соответствии с согласованным Проектом производства работ с эксплуатирующей организации выполняет землеройные (вскрытие трубопровода, обратная засыпка с подбивкой, биотехническая рекультивация) и подготовительные работы (очистка трубопровода от изоляционного покрытия, зачистка основного металла и сварных соединений от грязи, продуктов коррозии и брызг металла, восстановление изоляционного покрытия). Эти работы ведутся с постоянным курированием со стороны проектных институтов отрасли, а также в присутствии представителя эксплуатирующей организации.

Рис. 3. Сводный анализ диагностики основного металла трубопроводов
Рис. 3. Сводный анализ диагностики основного металла трубопроводов

В результате исследований проконтролировано более 11 800 м основного металла труб, в том числе рекомендовано к вырезке ~1650 м, рекомендовано к ремонту ~3340 м (рис. 3) и более 1200 кольцевых сварных соединений, в том числе рекомендовано к вырезке ~340 стыков, рекомендовано к ремонту ~470 стыков (рис. 4).

Рис. 4. Сводный анализ диагностики кольцевых сварных соединений трубопроводов
Рис. 4. Сводный анализ диагностики кольцевых сварных соединений трубопроводов

Недопустимые дефекты на газопроводах чаще выявляются на трубах диаметром 720 и более мм. Среднее число недопустимых дефектов основного металла на одно пересечение указано на рис. 5.

Рис. 5. Среднее число недопустимых дефектов основного металла газопроводов на одно пересечение для различных диаметров
Рис. 5. Среднее число недопустимых дефектов основного металла газопроводов на одно пересечение для различных диаметров

По результатам работ выданы рекомендации по дальнейшей эксплуатации действующих объектов в виде Заключений экспертизы промышленной безопасности, которые зарегистрированы в территориальных органах Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор).

Исходя из анализа проведенной работы, при диагностическом обследовании большее внимание следует обращать на диаметр газопроводов 720 мм и более.

Список литературы

  1. Захаров П.А., Киянов Н.В., Крюков О.В. Системы автоматизации технологических установок для эффективного транспорта газа//Автоматизация в промышленности. 2008. ¹6. С. 6–10.
  2. Хлынин А.С., Крюков О.В. Реализация факторов энергоэффективности электроприводных газоперекачивающих агрегатов в проектах//Электротехника: сетевой электронный научный журнал. 2014. Т. 1. ¹2. С. 32–37.
  3. Крюков О.В. Прикладные задачи теории планирования эксперимента для инвариантных объектов газотранспортных систем//Труды IX Международной конференции «Идентификация систем и задачи управления», SICPRO-12, 2012. С. 222–236.
  4. Babichev S.A., Kryukov O.V., Titov V.G. Automated safety system for electric driving gas pumping units//Russian Electrical Engineering. 2010. Т. 81. ¹12. P. 649–655.
  5. Крюков О.В., Титов В.Г. Анализ пусковых режимов электроприводных ГПА//Изв. вузов. Электромеханика. 2012. ¹3. С. 29–35.
  6. Крюков О.В. Опыт создания энергоэффективных электроприводов газоперекачивающих агрегатов//Труды VIII Международной (XIX Всероссийской) конференции по автоматизированному электроприводу АЭП-2014. Саранск, 2014. Т. 2. С. 157–163.
  7. Крюков О.В. Анализ моноблочных конструкций электрических машин для газоперекачивающих агрегатов//Машиностроение: СЭНЖ. 2015. Т. 3. ¹4. С. 53–58.
  8. Бабичев С.А., Крюков О.В., Титов В.Г. Автоматизированная система безопасности электроприводных ГПА//Электротехника. 2010. ¹12. С. 24–31.
  9. Пужайло А.Ф., Крюков О.В., Рубцова И.Е. Энергосбережение в агрегатах компрессорных станций средствами частотно-регулируемого электропривода//Наука и техника в газовой промышленности. 2012. ¹2 (50). С. 98–106.
  10. Крюков О.В. Регрессионные алгоритмы инвариантного управления электроприводами при стохастических возмущениях//Электричество. 2008. ¹9. С. 45–51.
  11. Крюков О.В., Степанов С.Е., Бычков Е.В. Инвариантные системы технологически связанных электроприводов объектов магистральных газопроводов//Труды VIII Международной (XIX Всероссийской) конференции по автоматизированному электроприводу АЭП-2014. 2014. С. 409–414.
  12. Крюков О.В., Горбатушков А.В., Степанов С.Е. Принципы построения инвариантных электроприводов энергетических объектов//Автоматизированный электропривод и промышленная электроника. Труды IV Всероссийской научно-практической конференции. Новокузнецк, 2010. С. 38–45.
  13. Крюков О.В. Синтез и анализ электроприводных агрегатов КС при стохастических возмущениях//Электротехника. 2013. ¹3. С. 22–27.
  14. Васенин А.Б., Крюков О.В., Серебряков А.В. Алгоритмы управления электромеханическими системами магистрального транспорта газа//Труды VIII Международной конференции АЭП-2014. Саранск, 2014. Т. 2. С. 404–409.
  15. Крюков О.В. Анализ и техническая реализация факторов энергоэффективности инновационных решений в электроприводных турбокомпрессорах//Автоматизация в промышленности. 2010. ¹10. С. 50–53.
  16. Крюков О.В. Стратегии инвариантных газотранспортных систем//Интеллектуальные системы. Труды XI Международного симпозиума. М.: РУДН, 2014. С. 458–463.
  17. Крюков О.В., Серебряков А.В. Методы синтеза встроенных систем прогнозирования состояния высоковольтных двигателей//Состояние и перспективы развития электро- и теплотехнологии. XVIII Бенардосовские чтения. 2015. С. 69–73.
  18. Бабичев С.А., Захаров П.А., Крюков О.В. Автоматизированная система оперативного мониторинга приводных двигателей газоперекачивающих агрегатов//Автоматизация в промышленности. 2009. ¹6. С. 3–6.
  19. Крюков О.В. Виртуальный датчик нагрузки синхронных машин//Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. 2014. ¹3. С. 45–50.
  20. Крюков О.В. Комплексная система мониторинга и управления электроприводными газоперекачивающими агрегатами//Труды МНПК «Передовые информационные технологии, средства и системы автоматизации» AITA-2011. С. 329–350.
  21. Kryukov O.V., Serebryakov A.V. Artificial neural networks of technical state prediction of gas compressor units electric motors//Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия: Энергетика. 2016. Т. 16. ¹1. С. 66–74.
  22. СНиП 2.05.06–85* Магистральные трубопроводы.