Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 1.1 Характеристика газопровода и района ведения работ
• 1.2 Обоснование капитального ремонта газопровода
• 1.2.1 Техническое состояние подводного перехода
• 1.2.2 Обследование линейной части
• 1.2.2.1 Внутритрубная диагностика
• 1.2.2.2 Идентификация дефектов в шурфах
• 1.2.3 Выбор вида и способа капитального ремонта
• 2. ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
• 2.1 Мероприятия по подготовке строительного производства
• 2.1.1 Порядок планирования ремонтов подводных переходов
• 2.1.2 Требования к проектной документации
• 2.1.3 Организационная подготовка ремонтных работ
• 2.1.4 Материально-техническое обеспечение
• 2.1.5 Инженерно-техническая подготовка строительства
• 2.2 Ремонт дефектного участка методом установки полимерных композитных спиральных муфт
• 2.2.1 Основные положения
• 2.2.2 Подготовительные внутриплощадочные работы
• 2.2.3 Подводно-технические работы
• 2.2.4 Технология монтажа муфт ПКСМ
• 2.3 Защита газопровода от коррозии
• 2.4 Контроль качества
• 2.4.1 Контроль качества земляных работ
• 2.4.2 Контроль качества работ по установке муфт ПКСМ
• 2.4.3 Контроль качества изоляционных работ
• 2.4.4 Контроль качества балластировки
• 2.5 Приемка отремонтированного газопровода и ввод в эксплуатацию
• 3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
• 3.1 Расчет трубопровода
• 3.1.1 Расчет общей устойчивости трубопровода
• 3.1.2 Расчет колебаний размытого участка
• 3.1.3 Прочностной расчет ПКСМ
• 4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
• 4.1 Общие положения
• 4.2 Виды и уровни воздействия газопровода на окружающую среду
• 4.2.1 Воздействие в период эксплуатации
• 4.2.2 Воздействие в период проведения ремонтных работ
• 4.2.3 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
• 4.3 Воздействие на экологическое состояние водоема
• 4.3.1 Краткая гидробиологическая и ихтиологическая характеристика Камского водохранилища
• 4.3.1.1 Зоопланктон
• 4.3.1.2 Зообентос
• 4.3.1.2 Ихтиофауна
• 4.3.2 Расчет ущерба
• 4.4 Общие требования техники безопасности
• 4.4.1 Требования безопасности при работе на судовом ходу
• 4.4.2 Требования техники безопасности к водолазным спускам и работам
• 4.4.3 Охрана труда при подводно-технических работах
• 4.4.4 Техника безопасности при работе с ПКСМ и клеевыми составами
• 4.4.5 Охрана труда при очистке и противокоррозионной изоляции
• 4.4.6 Требования техники безопасности при работе машин и механизмов
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
• ПРИЛОЖЕНИЯ

Введение

В России эксплуатируются системы магистральных трубопроводов протяженностью более 240 тыс. км, имеющие свыше 5 тыс. надземных технологических объектов обслуживания; компрессорные, насосные, станции, хранилища и резервуарные парки. Протяженность промысловых трубопроводов составляет 350 тыс. км. Эксплуатируется 800 компрессорных и насосных станций, резервуарные парки объемом более 20 млн. м³, подземные хранилища вместимостью 45,6 млрд. м³.

Трудно недооценивать роль трубопроводной системы России, ее народнохозяйственную эффективность в снабжение энергоресурсами и химическим сырьем внутренних потребителей, в обеспечение основных валютных поступлений от поставок природного газа, нефти, нефтепродуктов зарубежным странам. В настоящее время семнадцать европейских государств получают газ из России. От надежной работы трубопроводных систем зависит топливно-энергетическое обеспечение не только потребителей России, но и многих зарубежных стран. На начало века намечается большая программа сооружения новых трубопроводов, в основном, для экспортных целей. Однако основную газонефтетранспортную нагрузку будут выполнять функционирующие ныне системы.

Трубопроводы, несмотря на внешнюю конструктивную простоту, принципиально отличаются от других сооружений сложной схемой воздействия силовых факторов, разнообразием нагрузок, неопределённостью напряженно-деформированного состояния, масштабностью. К тому же, подземное расположение затрудняет их диагностирование и увеличивает вероятность возникновения отказов.

Неотъемлемой частью рациональной системы обслуживания трубопроводов является их своевременный ремонт по результатам диагностирования. Эффективность ремонта зависит как от получения достоверных данных о дефектах и местах их расположения на трубопроводе (это позволяет определять объемы ремонта, сроки и средства на его проведение), так и от используемой технологии работ.

ООО "Пермтрансгаз" эксплуатирует 10370,3 км. магистральных газопроводов, в том числе 1498 км. газопроводов-отводов различных диаметров. При этом в ООО "Пермтрансгаз" насчитывается 87 подводных перехода (или 130 ниток) через судоходные и несудоходные реки, а также 95 переходов через малые реки. Общая длина подводной части составляет 74724 м.

Необычайно широк диапазон различного рода воздействий, оказываемых на подводные трубопроводы в зависимости от вида пересекаемых водных препятствий: течение, волны, переформирование дна водоёмов, наружное давление воды при укладке на больших глубинах и др. Все эти воздействия являются лишь дополнением к основной нагрузке - внутреннему давлению, достигаемому 7,5-10 МПа. Если учесть, что ремонт подводных трубопроводов представляет собой задачу иногда более сложную, чем собственно строительство нового перехода, то становится очевидным, насколько сложны условия работы подводных трубопроводов и, следовательно, насколько продуманными и научно обоснованными должны быть расчёты и технология их строительства и ремонта.

Решить проблему массового ремонта трубопроводов и арматуры с коррозионными и другими повреждениями, ориентируясь только на традиционную технологию - электродуговая сварка с заменой поврежденных участков, - в масштабах России за короткий срок практически невозможно и экономически неэффективно. Даже при наличии труб и финансовых средств на реконструкцию замена всех изношенных трубопроводов в стране займет десятки лет. К тому же, с точки зрения трудоемкости материалоемкости, а также технологичности, использование для устранения коррозионных, эрозионных и других дефектов на магистральных трубопроводах электродуговой сварки не всегда целесообразно, поэтому она применима преимущественно при реконструкции.

В ситуации, сложившейся сейчас в трубопроводном транспорте, требуется новый подход к решению проблем ремонта, использование современных технологий, а следовательно, и нетрадиционных материалов [2].

Прежде всего, технология ремонта должна быть универсальной и простой, обеспечивать массовый ремонт магистральных трубопроводов высокого давления и большого диаметра с повреждениями различного вида. Необходимо, чтобы ремонт был выборочным и проводился без остановки эксплуатации газопроводов. Срок службы ремонтных конструкций должен быть сопоставим с остаточным ресурсом службы трубопровода. Важно, чтобы используемые в ремонтных конструкциях материалы изготовлялись преимущественно отечественными предприятиями. Ремонт должен быть экономичным, экологически безопасным.

Одним из современных способов ремонта труб и арматуры, удовлетворяющих указанным требованиям, является устранение дефектов по технологии "холодной" сварки - способа восстановления геометрии ремонтируемой трубы или оборудования, их прочностных характеристик, защиты от коррозии и эрозии полимерными композитными материалами (ПКМ) [2].

Для изготовления ремонтных конструкций на линейной части трубопроводов наиболее перспективны стеклопластики. В настоящее время имеется широкий ассортимент различных стеклопластиков, обладающих небольшой плотностью, высокой удельной прочностью, устойчивостью по отношению к действию различных агрессивных сред, низкой теплопроводностью, высокими электроизоляционными свойствами, возможностью регулирования анизотропией упругих свойств, относительной простотой изготовления изделий из этого материала [1].

Благодаря дифференциации дефектов по степени опасности данная технология по сравнению с другими методами более экономична, поскольку требует намного меньше материалов и трудовых затрат. Наибольший экономический эффект достигается за счет того, что ремонт производится без остановки эксплуатации магистрального газопровода и без стравливания огромного количества газа, соответственно исключается плата за выбросы углеводородов в атмосферу.

Методом "холодной" сварки с применением ПКМ можно ремонтировать и различные корпусные детали, оборудование, металлические резервуары и бетонные емкости. Так, ремонтировать шаровые краны можно не прибегая к вырезке "гитары" компрессорной станции, а резервуары с нефтепродуктами и другими жидкостями - без опорожнения и пропарки. По оценкам 000 "Газнадзор", стоимость ремонта нефтегазопроводов без их останова экологически чистым методом "холодной" сварки с применением ПКМ и конструкционных элементов на их основе ниже стоимости ремонта традиционными способами в 3 - 5 раз. Ремонт резервуаров дешевле в 25 раз, а запорной арматуры без демонтажа на "гитаре" КС - в 15 раз [2].

Данная работа призвана отразить технологию и конструктивные особенности ремонта подводных переходов способом установки подводных полимерных композитных спиральных муфт (ПКСМ). Рассматриваются вопросы комплексного обследования линейной части магистральных газопроводов, своевременной оценки дефектов по степени опасности. Приведены соответствующие расчеты (проверочный расчет подводного перехода на общую устойчивость, расчет колебаний размытого участка, прочностной расчет ПКСМ, расчет ущерба экосистеме Камского водохранилища).

В качестве объекта ремонта рассматривается подводный переход газопровода Ямбург - Тула II через Камское водохранилище, введенному в эксплуатацию в 1989 году.

1. Технологическая часть

ремонт газопровод подводный переход

1.1 Характеристика газопровода и района ведения работ

Подводный переход через Камское водохранилище газопровода Ямбург-Тула II выполнен однониточным, диаметром 1420 мм. Трубопровод пересекает водохранилище в коридоре газопровода Ямбург-Тула I (основной и резервной ниток). В административном отношении переход расположен в Добрянском районе Пермского Края (Приложение А). Район населён и хорошо обжит. Переход расположен на участке между компрессорными станциями Добрянская и Очерская. Эксплуатирующая организация - ООО «Пермтрансгаз» Добрянское ЛПУМГ.

Климат рассматриваемой территории умеренно - континентальный с холодной продолжительной снежной зимой, теплым коротким летом, осенними ранними и поздними весенними заморозками. Зимой на Урале часто наблюдается антициклон с сильно охлажденным воздухом. Охлаждение воздуха в антициклонах происходит, главным образом, в нижних слоях, одновременно уменьшается влагосодержание этих слоев, с высотой температура воздуха в зимнее время обычно возрастает, в результате чего образуются мощные слои инверсии. Особое значение, как фактор климата, имеет циклоническая деятельность, которая усиливает меридиональный обмен воздушных масс. Таким образом, увеличивается климатическое значение адвекции. Непосредственным результатом этого является большая временная и пространственная изменчивость всех метеорологических характеристик и погоды в целом.

По климатическому районированию, согласно СНиП 2.01.07-85* [3] рассматриваемый участок ремонта подводного перехода магистрального газопровода входит в 1 климатический район и 1В климатический подрайон:

в IV зону по весу снегового покрова;

во II район по давлению ветра;

в V район по средней скорости ветра за зимний период.

Зима (ноябрь - март) холодная, снежная. Погода большей частью пасмурная, морозная, чередующаяся со снегопадами. Морозы устойчивые. Дневная температура воздуха -12 ч -17°С, ночная температура -17 ч -22°С (мин. -50°С), сильные морозы обычно сопровождаются туманами (2 - 4 дня с туманом в месяц). Снежный покров образуется в первой половине ноября, в феврале достигает высотой 65 - 70 см, в отдельные годы свыше 1м, в конце зимы сильно уплотняется. В конце зимы часты метели (6 - 8 дней с метелью в месяц), вызывающие снежные заносы на дорогах.

Весна (апрель - май) в первой половине сезона прохладная, во второй -теплая; осадков выпадает мало. Ночью бывают заморозки, которые иногда наблюдаются даже в начале июня. Снежный покров сходит в конце апреля.

Лето (июнь- август) - умеренно - теплое. Погода солнечная, днем температура воздуха +18 ч +22 °С (макс. +35°С ), по ночам она опускается до +9 ч +12°С. Дожди частые, но кроткие, иногда ливневые с грозами (6 - 8 дней с грозами в месяц). Наибольшее количество осадков выпадает в июле -августе.

Осень (сентябрь - октябрь) прохладная. Погода преимущественно пасмурная. Ночью возможны заморозки до -8°С; часты моросящие дожди, в конце сезона выпадает снег. Ветры в течение года преимущественно юго-западные и западные (преобладающая скорость 2 - 5м/с).

В геологическом строении района проведения строительных работ принимают участие современные (четвертичные) пойменные и русловые отложения серыми и темно-серыми суглинками с примесью органического вещества и суглинками коричневыми преимущественно текучей консистенции. Русловые отложения представлены песчано-гравийными грунтами и песками различной крупности. По гранулометрическому составу доля мелких пылеватых частиц составляет от 2% до 5%.

Район проведения работ определяется эксплуатационным режимом Камской ГЭС. Общий ход уровней воды характеризуется наличием длительного и относительно устойчивого навигационного периода, интенсивной сработкой в зимнее время и резким подъемом уровня весной. Весенний подъем уровня воды обычно начинается в середине апреля и продолжается 45 дней. Средняя отметка максимального уровня за весь период эксплуатации водохранилища - 108,64 м, наивысшая - 108,82 м.

Камское водохранилище относится к водоемам с сезонным регулированием стока. После зимней сработки площадь его уменьшается на 2/3, а объем в семь раз. Левый берег водохранилища крутой. Склон высотой 24 м. Правый берег более пологий высотой 18 м. Фотографии перехода приведены в Приложении Б, план и продольный профиль подводного перехода показаны на листах №1 и №2.

Продолжительность навигации в среднем составляет 102 дня. Крайние значения навигационных уровней воды - 108,8 м и 102,1 м, в среднем течении на протяжении 180 дней отметка уровня держится выше 106,3 м.

Глубина при нормальном подпорном уровне на большей части акватории ремонтных работ достигает 19 - 20 м. Ширина зеркала воды - 1600 м и при сработке уровня меняется незначительно.

Наблюдаемые течения в районе работ формируются как результат взаимодействия транзитного потока воды и воздействия ветра. Средние скорости суммарных течений составляют от 0,05 до 0,11 м/с, а максимальные - 0,4-0,5 м/с. Придонные скорости не более 0,3 м/с. Наибольшие скорости течения соответствуют периоду максимальной проточности (апрель - июнь), в остальное время скорость течения не превышает 0,05 - 0,1 м/с.

Естественная мутность воды составляет в среднем 18 мг/дм³ [4].

1.2 Обоснование капитального ремонта газопровода

1.2.1 Техническое состояние подводного перехода

Техническое состояние подводного перехода определяется по данным осмотров и обследований путем сопоставления этих данных с проектными и нормативными требованиями.

Основными факторами, определяющими техническое состояние перехода, являются:

- соответствие положения трубопровода проектному;

- величина заглубления подводного газопровода в русле реки;

- достаточность и сохранность балластировки газопровода;

- целостность антикоррозионной изоляции трубопровода;

- фактическая толщина стенки в сопоставлении с минимальной расчетной (проектной);

- отсутствие или наличие мест утечки газа;

- деформация (размыв) дна и береговых склонов водной преграды, в том числе состояние крепления берегов на участке перехода;

- состояние информационных знаков и опорной топографической основы.

В зависимости от изменения факторов, указанных выше техническое состояние подводного перехода классифицируется следующим образом:

1. Исправное состояние, когда параметры, характеризующие перечисленные факторы, соответствуют требованиям нормативно-технической документации:

- заглубление трубопровода в дно на всем протяжении руслового участка соответствует проектному и нормативным требованиям;

- дно устойчиво и берега практически недеформируемы; «балластировка, антикоррозионная изоляция, толщина стенки соответствует требованиям норм и правил;

- состояние информационных знаков и реперов соответствует требованиям действующих норм и правил.

2. Неисправное состояние, основными признаками которого являются:

- наличие на подводном трубопроводе обнаженных и провисающих участков длиной, не превышающей 70% критической длины (приложение 20 РД 51-3-96 [5]);

- повреждения антикоррозионной изоляции;

- наличие на провисающем участке трубопровода незначительных механических повреждений;

- понижение отметок дна в зоне перехода свыше 0,5 м и размыв берегов более 1,0 м в год;

- нарушение устойчивости балластных грузов на трубопроводе с незначительными изменениями их расположения;

- уменьшение толщины стенки, не превышающее 12% проектной;

- неисправность или полная утрата береговых информационных знаков и реперов.

3. Предельное состояние, основными признаками которого являются:

- наличие на подводном трубопроводе провисающего участка длиной превышающей 70% критической длины (приложение 20 РД 51-3-96[5]);

- наличие вибрации трубопровода под воздействием течения;

- уменьшение толщины стенки трубопровода в результате многолетней эксплуатации и (или) коррозии более чем на 12%;

- наличие трещин и мест утечки газа;

- отсутствие части балластных грузов и значительные нарушения в их расположении;

- значительные повреждения крепления берегов в подводной части с оголением трубопровода.

1.2.2 Обследование линейной части

Обследование труб на линейной части магистральных газопроводов с целью диагностики их технического состояния производится следующими способами:

- внутритрубной дефектоскопией;

- приборным и визуальным контролем в шурфах.

1.2.2.1 Внутритрубная диагностика

Инспекция трубопроводов методом внутритрубной дефектоскопии выполняется по следующей отработанной технологии[6]:

- проведение оценки мест запуска и приема для анализа возможности проведения контроля средствами внутритрубной диагностики;

- проведение совещания с эксплуатационной организацией с целью планирования регулирования потоков, составления графика пропусков, определения мест установки искусственных маркерных устройств и т.д;

- доставка диагностического и специализированного оборудования на объект;

- предварительные пропуски очистных снарядов, осуществляемые для освобождения трубопровода от загрязнений и сварочных электродов и обеспечения надежного качества диагностики;

- пропуски профильного снаряда и снаряда-калибра для определения геометрических характеристик трубопровода и возможности безопасного прохождения дефектоскопического снаряда;

- попуск дефектоскопического снаряда;

- обработка, интерпретация и представление результатов инспекции;

- анализ результатов инспекции и оценка технического состояния участка газопровода;

- выработка общих рекомендаций по ремонтно - восстановительным и диагностическим работам.

После пропуска дефектоскопического снаряда записанные данные воспроизводятся в полевых условиях с целью проверки их полноты и качественности. После подтверждения успешного пропуска проводится экспресс-анализ, в результате которого Заказчику в течение 24 часов после окончания обследования выдаются данные о наиболее опасных дефектах.

Анализ сигналов и распознавание дефектов являются наиболее важными аспектами технической диагностики. В процессе типового пропуска записываются несколько сот миллионов индивидуальных измерений, которые после обработки преобразовываются в простой перечень дефектов и элементов трубопровода с указанием их размеров и координат.

Подготовка участка газопровода к обследованию

Подготовка участка газопровода к обследованию проводится по отработанной методике, включающей:

Первичную очистку полости газопровода и определение минимальных размеров сечения труб (калибровка) - удаление строительного мусора, песка, грязи, посторонних предметов. Определение проходного сечения для пропуска снарядов-дефектоскопов. Могут использоваться универсальные очистные поршни типа УМОП (рисунок 1.1)

Рисунок 1.1 - Универсальный магнитный очистной поршень УМОП

Тонкая очистка - удаление мелкодисперсных отложений. Используются скребки тонкой очистки, например СО (см. рисунок 1.2)

Рисунок 1.2 Скребок тонкой чистки СО

Магнитная очистка и магнитная подготовка металла труб газопровода удаление ферромагнитного мусора, первичное намагничивание газопровода может проводится используя магнитный очистной поршень - шаблон МОП (рисунок 1.3)

Рисунок 1.3 Магнитный очистной поршень-шаблон МОП

Внутритрубная инспекция газопровода

Внутритрубная магнитная дефектоскопия основана на сравнении параметров магнитного поля в средах с разными магнитными характеристиками. Внутритрубное устройство включает в себя постоянный магнит, который создает магнитный поток в продольном направлении вокруг всей окружности и через толщину стенки трубы до состояния почти технического насыщения. По мере перемещения устройства вдоль трубопровода, электромагнитное поле перемещается по стенке трубы. Поток остается в стенке трубы до тех пор, пока в ней не появится дефект. В месте дефекта по наружной или внутренней поверхности создается поле потока, лежащее снаружи стенки трубы (см. рисунок 1.4). Искажение поля потоком индуцирует сигналы в одну или несколько групп катушек, расположенных между полюсами магнита и направленных вокруг окружности трубы. Полученный электрический сигнал и его расположение относительно трубопровода, записывается на фотопленку. После этого проводится просмотр и распечатка показаний.



Рисунок 1.4 - Искажение магнитного потока на дефектном участке

Таким образом, все магнитные методы, используемые для контроля состояния стенок магистральных трубопроводов, обычно сводятся к следующей последовательности действий:

· промагничивание стенки трубы в процессе движения снаряда-дефектоскопа;

· съем информации с датчиков магнитного поля;

· накапливание данных на борту дефектоскопа;

· анализ полученной информации в стационарных условиях, решение так называемой "обратной задачи", т.е. восстановление реальной картины аномалий стенки трубы по отснятым магнитограммам.

Внутритрубная инспекция газопровода включает в себя два основных компонента:

1.Профилеметрия:

· контроль формы поперечного сечения труб по длине трассы (выявляются местные искажения сечения)

· определение наименьших радиусов изгиба и мест сужения газопровода

2.Дефектоскопия:

· контроль основного металла стенок труб

· контроль сварных соединений труб

При профилеметрии и дефектоскопии также осуществляется регистрация конструктивных элементов и особенностей газопровода.

Профилеметрия производится внутритрубными электронно-механическими снарядами - профилемерами типа ПРТ (рисунок 1.5) и основывается на измерении внутреннего сечения трубы роликовыми опорами рычажного типа для определения местных искажений формы и регистрации пройденного пути по участку газопровода. Основные технические характеристики электронного профилемера типа ПРТ представлены в таблице 1.1, а выявляемые снарядами - профилемерами особенности и искажения формы газопровода показаны в таблице 1.2

Рисунок 1.5 Электронный профилемер ПРТ

Таблица 1.1 - Основные технические характеристики используемых снарядов-профилемеров ПРТ

Минимальное проходное сечение	0.6 DH
Минимальный проходной радиус изгиба	1.5 DH при повороте на 90°
Максимальное давление	8.0 МПа
Допустимая скорость пропуска	2.0. ..5.0 м/с
Оптимальная скорость пропуска	3.0 м/с
Время непрерывной работы	45 часов
Регистрируемые отклонения формы поперечного сечения	1.0. ..2.0 мм

Таблица 1.2 - Выявляемые снарядами - профилемерами особенности и искажения формы газопровода

Особенности положения газопровода	- радиусы кривизны газопровода в плане и профиле - углы поворота газопровода в плане и профиле
Искажения формы поперечного сечения труб	овальность вмятины выпуклости гофры.

Дефектоскопия газопровода производится внутритрубными высокочувствительными магнитными снарядами-дефектоскопами типа ДМТ (рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 Снаряд-дефектоскоп типа ДМТ

Основные технические характеристики магнитных снарядов-дефектоскопов и выявляемые ими дефекты и особенности представлены в таблице 1.3 и таблице 1.4

Таблица 1.3 - Основные технические характеристики магнитных

снарядов-дефектоскопов

Минимальное проходное сечение	0.85 DH
Минимальный проходной радиус изгиба	3 DH при повороте на 90°
Максимальное давление	8МПа
Допустимая скорость пропуска	1.5... 2.5 м/с
Оптимальная скорость пропуска	2.0 м/с
Время непрерывной работы	90 часов

Таблица 1.4 - Выявляемые снарядами-дефектоскопами особенности и дефекты

Дефекты потери металла	- коррозия - каверны - механические повреждения
Дефекты, связанные с нарушением сплошности металла	- расслоения в стенке трубы - трещины - включения - закаты
Сварные соединения и их дефекты (качественная оценка несовершенств сварных швов)	- расположение кольцевых стыков - расположение спиральных швов - нарушения формы сварных соединений (смещение кромок, утяжины, отклонения размеров усиления шва) -дефекты сварных соединений (раковины, подрезы и т.п.)
Дефекты металла трубы, связанные с изготовлением	- дефекты проката - металлургические неоднородности
Конструктивные элементы (расположение и размеры)	- трубы, врезные катушки - крановые узлы - тройники - отводы - врезки - отстойники - заварки технологических отверстий
Элементы обустройства газопровода и другие особенности	- защитные кожухи (патроны) на переходах через дороги - пригрузы (хомутовые и кольцевые чугунные) - посторонние металлические предметы вблизи газопровода

Обработка, интерпретация и представление результатов инспекции

Результаты обследования (в зависимости от состояния газопровода объект информации составляет от 8 до 64 Гб) обрабатываются высококвалифицированным персоналом с помощью комплекса информационно-аналитических компьютерных систем и физико-математических методов для выявления, распознавания оценивания размеров и расположения зарегистрированных особенностей аномалий, дефектов и т.д.

Примеры визуализации показаний датчиков и фотографии дефектов представлены на рисунке 1.7.

а б

в) г)

Рисунок 1.7 - «Магнитные образы» и фотографии выявленных аномалий:

а) аномального сварного шва; б) гофры; в) зона коррозии; г) заварки отверстия.

По результатам обработки представляются:

- графики движения внутритрубных снарядов-дефектоскопов по трассе;

- таблица реперных точек - список маркеров, крановых узлов, отводов, тройников;

- таблица элементов обустройства и особенностей газопровода - изменения типа труб (спиральношовные - прямошовные, прямошовные - спиральношовные) патроны под дорогами, пригрузы, тройники, отводы-врезки, заварки технологических отверстий;

- трубный журнал с измеренными длинами и толщинами трубных секций, расстояниями до кольцевых сварных стыков;

- таблица результатов обследования - список выявленных дефектов с указанием расположения, размеров и идентификацией (коррозионные дефекты, механические повреждения, вмятины, гофры, несовершенства сварных соединений и т.д.);

- детализированная информация по каждой трубе с выявленными дефектами;

- масштабная схема газопровода с указанием всех труб, расположения реперных точек, элементов обустройства, выявленных дефектов;

- статистическое представление результатов обследования - распределения по видам и размерам, расположению выявленных дефектов.

Система внутритрубной инспекции и обработки информации обеспечивает современный уровень выявляемсти дефектов и точности определения расположения и размеров элементов газопровода и выявленных дефектов. В таблице 1.5 показаны минимальные размеры выявляемых с 95 % вероятностью дефектов в трубе относительно толщины стенки. В таблице 1.6 показаны погрешности определения размеров труб, расположения и размеров дефектов с 90 % вероятностью.

Таблица 1.5 - Минимальные размеры дефектов (с 95% вероятностью) в трубе относительно толщины стенки д (длина х ширина х глубина)

Общая коррозия	3д x 3д x 0.1д
Отдельная каверна (питтинг)	1д x 1д x 0.2д
Трещина	0д х 3д х 0.2д
Канавка	1д x 3д x 0.2д
Вмятина	10д x 10д x 0.8д
Изменение диаметра труб	2.0 mm

Таблица 1.6 - Погрешности определения размеров труб, расположения и размеров дефектов (с 90 % вероятностью)

Размеры труб
Длина трубы	±10 мм
Толщина стенки трубы	±0.1д
Расположение дефектов
Расстояние от кольцевого шва	±10 мм
Угловое расположение	±2°
Размеры дефектов
Длина дефекта	±10 мм
Ширина дефекта	±10 мм
Глубина дефекта	±0.1д

Анализ результатов инспекции и оценка технического состояния участка газопровода

Анализ результатов и оценка степени опасности выявленных дефектов производится в соответствии с российским стандартом ВРД 39-1.10-004 [7].

По каждому дефекту определяется степень его опасности, рекомендуемое рабочее давление, прогнозируемый ресурс поврежденного участка газопровода.

По результатам анализа дополнительно предоставляются:

- графики распределения выявленных дефектов по степени опасности.

- графики расположения дефектов на трассе с оценкой опасности каждого дефекта.

В зависимости от текущего состояния газопровода предлагаются рекомендации по срокам и объемам последующих диагностических работ.

Результаты обследования участка газопровода Ямбург-Тула II

Инспекция участка газопровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами проводилась в соответствии со следующими документами:

«Инструкция по внутритрубной диагностике трубопроводных систем» ОАО «Газпром», 1997 г.

«Инструкция по технике безопасности при проведении работ по внутритрубной диагностике и ремонту линейной части магистральных газопроводов» ПО «Спецнефтегаз».

Очистка и подготовка участка газопровода к обследованию производились следующими средствами представленными в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Средства для очистки и подготовки участка газопровода к обследованию

Тип снаряда	Дата пропуска	Результаты пропуска Примечания
Скребок очистной СО-1400	01.07.2002	Мусор - примерно 100 кг., камни, электроды

Инспекция участка газопровода производилась следующими средствами представленными в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Средства для инспекции участка газопровода

Тип снаряда	Дата пропуска	Результаты пропуска Примечания
Магнитный дефектоскоп ДМТ-1400-768	02.07.2002	Получена запись на протяжении всего участка газопровода.

Протяженность участка по документации -- 123 км

Протяженность участка по одометрической системе дефектоскопа -- 121 627,6 м

Скорость движения дефектоскопа при обследовании была около 2,5 м/с, которая обеспечивает получение достоверной информации о состоянии стенок труб газопровода.

Обобщенные результаты обследования 2002 года:

Реперных точек всего	66
в том числе:
маркеров	53
кранов	8
тройников	5
отводов-врезок	-
Секций труб всего	11 035
Спиральношовных труб	нет
Представленных поврежденных труб	82 (0,7%)
в том числе (по видам повреждений):
потеря металла -
глубинойдо 15 %	15
от 15 до 30%	17
от 30 до 50%	1
от 50 %	1
аномальные кольцевые швы	-
вмятины	45
продольные	-

Графически распределение дефектов по видам повреждений и по угловому расположению представлено на рисунке 1.10 и рисунке 1.11.

Рисунок 1.10 - Распределение дефектов по категориям



Рисунок 1.11 - Распределение дефектов по угловому расположению

Основные выводы внутритрубной диагностики

В границах подводного перехода магистрального газопровода Ямбург-ТулаII через Камское водохранилище было выявлено три дефектных участка, характеризующихся как "технологический дефект" и имеющие до критическую степень опасности.

Листы детализации по выявленным дефектам на данном участке даны в Приложении В.

1.2.2.2 Идентификация дефектов в шурфах

Идентификация дефектов осуществляется бригадой специалистов лаборатории неразрушающих методов контроля (НМК), в присутствии представителя эксплуатирующей организации.

Прибытие специалистов лаборатории НМК для проведения идентификации дефектов осуществляется по заявке ЛПУМГ в отдел ПОЭМГ и ГРС по установленной форме, составленной начальником ЛЭС и подписанной главным инженером ЛПУМГ. В заявке указывается место, дата прибытия, объем работ.

До начала работ по идентификации дефектов, начальник ЛЭС предоставляет организации, с которой заключен договор на проведение идентификации дефектов, ведомость и схему расположения дефектов с привязкой их к пикетам (километражу) данного участка газопровода.

Рабочей группе по оценке работоспособности подводного перехода магистрального газопровода должна быть представлена проектная, исполнительная и эксплуатационная документация, данные результатов всех обследований участка (в т.ч. неразрушающими методами), а также информация о проведении ремонтных работ за весь период эксплуатации газопровода.

На основании изучения и анализа вышеперечисленных материалов рабочая группа определяет места для шурфования дефектных участков с целью обследования дефектных труб и измерения (или уточнения) их геометрических размеров и окончательного решения о возможности дальнейшего использования. Вскрытие газопровода должно производиться подрядной ремонтной организацией в присутствии инженерно-технического работника ЛЭС. Работы по шурфовке мест расположения дефектов следует выполнять в соответствии с требованиями ВСН 51-1-97 [8].

Подрядная организация, выполняющая ремонтно-восстановительные работы, обеспечивает подготовку основного металла труб в местах проведения диагностики (снятие балластных грузов, футеровки, изоляции).

Объем и качество подготовки места диагностики определяет организация, осуществляющая идентификацию дефектов.

При обследовании дефектных труб в шурфах для обеспечения безопасного ведения работ по вскрытию газопровода рабочее давление должно быть снижено:

- в случае утонения до 20 % проектной толщины стенки и при отсутствии утечки газа не менее чем на 10 % от максимального рабочего давления в течение последнего года эксплуатации;

- в случае, если утонение превышает 20 %, давление должно быть снижено пропорционально утонению стенки газопровода.

Обследование дефекта неразрушающими методами контроля заключается в определении его типа (коррозионное поражение, механическое повреждение, задиры, вмятины и др.), геометрических размеров (глубина, длина вдоль оси трубы, ширины по дуге окружности), привязки дефекта к кольцевым, продольным швам и ориентации по часам.

Измерительным контролем определяются размеры дефектов (длина, ширина, глубина). Глубина дефекта при наличии механических повреждений измеряется после снятия заусенцев. Заусенцы на механических повреждениях трубы должны зачищаться напильником заподлицо с поверхностью трубы. При зачистке толщина стенки трубы не должна выходить за пределы минусового допуска.

При наличии коррозионных поражений и механических повреждений на поверхности трубы необходимо измерить остаточную толщину стенки в месте дефекта и определить глубину дефекта от номинальной толщины стенки трубы. По результатам измерений должна определяться глубина дефекта от толщины стенки трубы, %:

З=(д₁/ д₂ )·100 %,

где д₁ - остаточная толщина стенки трубы в месте дефекта, мм;

д₂ - фактическая толщина стенки трубы, мм.

После определения размеров дефекта на участке трубы в пределах 100мм от краев дефектов необходимо ультразвуковым толщиномером определить фактическую толщину стенки трубопровода в местах установки муфты в сечениях с шагом не более 50мм по 12 точек на каждом сечении. После определения границ дефектов и, соответственно, определения границ установки муфты, необходимо удалить изоляцию на участках в сторону по 0,5 м от каждой предполагаемой границы установки муфты.

Единичными дефектами считаются такие дефекты (кроме трещин), расстояние между которыми превышает длину наибольшего из них. В противном случае скопление дефектов следует рассматривать как один дефект с глубиной наибольшего из них и длиной, равной суммарной длине дефектов.

Визуальное обследование дефектов трубы под водой, проведение измерительного и ультразвукового контроля его размеров рекомендуется проводить под видеоконтролем.

По результатам обследования составляется акт и ведомость дефектов, подлежащих ремонту.

Основываясь на результатах внутритрубной диагностики, для получения полной характеристики конкретного дефекта на участке газопровода Ямбург - Тула II с целью определения метода ремонта производится водолазное обследование дефектных участков с применением ультразвукового толщиномера SIGNUS-1 и ультразвукового дефектоскопа KRAUTKRAMER USM-2. Результаты контроля приведены в Приложении Г.

В таблице 1.9 приведены дефекты трубы, выявленные при проведении внутритрубного обследования НПО "Спектр" дефектоскопом ДМТ-1400-768 с последующим контролем дефектов ультразвуковым дефектоскопом KRAUTKRAMER USM-2 и оценка их степени опасности [6].

Таблица 1.9 - Дефекты трубопровода

№ дефекта	Идентификация	До швов, м.	Угол, час.	Длина, мм.	Ширина, мм.	Глубина, %	Опасность
1	Каверна	+10,33/-1,04	2,7	75	45	28	до критическое
2	Каверна	+0.97/-10,57	11,9	70	95	48	до критическое
3	Каверна	+0,61/-10,74	6,5	45	55	54	до критическое

По результатам приборного обследования специалистом лаборатории НМК составляется заключение по обследованию и идентификации дефекта в двух экземплярах, которое подписывается специалистом лаборатории НМК, производившим обследование и представителем эксплуатирующей организации.

Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации (без ремонта или с ремонтом) производится рабочей группой на основании заключения по обследованию дефекта.

В состав рабочей группы входит:

- председатель рабочей группы (рабочей комиссии):

- главный инженер ЛПУМГ

- члены рабочей группы:

- начальник линейно-эксплуатационной службы;

- представитель отдела ПОЭМГ и ГРС;

- эксперт по промышленной безопасности.

По результатам работы рабочая группа составляет ведомость дефектов, подлежащих ремонту. В ведомости указываются тип и размеры дефекта, рекомендованный способ ремонта, ответственный исполнитель и организация, производящая ремонт.

Классификация и ранжирование дефектов потери металла

Классификация и ранжирование выявленных дефектов потери металла проводится на основании расчета прогнозируемого ресурса трубы с учетом возможного коррозионного развития дефектов и выполняется в соответствии с положениями ведомственного руководящего документа ОАО «Газпром»:

«Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными повреждениями, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса». ВРД 39-1.10-004-99, ОАО «Газпром», 2000 [7].

Для дефекта, который может развиваться в процессе эксплуатации, вводятся понятия безопасного и предельно допустимого ресурсов. Безопасный ресурс определяется условием, что коэффициент запаса по разрушающему давлению не ниже проектного по СНиП 2.05.06-85* [9]. Предельно допустимый ресурс определяется равенством разрушающего давления максимальному давлению гидроиспытаний по СНиП 2.05.06-85* [9].

Для наглядности представления вводится коэффициент ресурса КР (отдельно для рассчитываемых безопасного и предельно допустимого ресурсов):

При КР = 1 ресурс равен нулю; при КР = 0.5 ресурс равен 5 годам, что соответствует общепринятой периодичности проведения диагностических обследований; для ресурса более 10 лет КР принимается равным нулю.

В зависимости от ресурса поврежденной трубы дефекты подразделяются на следующие категории опасности:

Закритический дефект (КР по предельно допустимому ресурсу больше 1.0) -дальнейшая эксплуатация трубопровода недопустима без снижения давления; поврежденный участок должен быть заменен или отремонтирован.

Критический дефект (КР по предельно допустимому ресурсу от 0.9 до 1.0 -предельно допустимый ресурс менее 1 года) - дальнейшая эксплуатация трубопровода возможна в течение ограниченного срока при снижении эксплуатационного давления и ведении постоянного контроля за параметрами и состоянием дефекта; поврежденный участок должен быть заменен или отремонтирован.

Докритический дефект (КР по предельно допустимому ресурсу меньше 0.9 -предельно допустимый ресурс больше 1 года; КР по безопасному ресурсу больше 0.5 - безопасный ресурс менее 5 лет) - допускается эксплуатация трубопровода в течение ограниченного срока при условии периодического контроля методами наружной и внутритрубной дефектоскопии; рекомендуемые сроки проведения контроля назначаются по ВРД 39-1.10-004-99 [7].

Незначительный дефект (КР по безопасному ресурсу меньше 0.5 - безопасный ресурс более 5 лет) - допускается эксплуатация трубопровода на период до очередной инспекции (но не более 5 лет).

1.2.3 Выбор вида и способа капитального ремонта

В природе не существует водных преград с одинаковыми рельефом и геологическим строением дна, скоростями течения, ледовым режимом и другими факторами, определяющими способы производства ремонтных работ. Поэтому технология ремонта подводных трубопроводов на каждом объекте будет различной [10].

Выбор вида и способа капитального ремонта производится в соответствии с ВСН 51-1-97 [8] и зависит от следующих показателей:

- размеров и взаимного расположения деформаций (вмятины, гофры, эллипсность);

- размеров повреждения стенки трубы;

- размеров коррозионного износа трубы;

- сочетания механических и коррозионных повреждений;

- состояния противокоррозионного состояния газопровода;

- напряженно-деформированного состояния газопровода.

Ремонт подводных трубопроводов можно осуществлять с подъемом на поверхность или непосредственно в воде, с остановкой или обеспечивая непрерывность перекачки.

Вывод

Выбор того или иного способа ремонта должен быть экономически обоснован путем сравнения различных вариантов. Однако в первую очередь следует учитывать качество ремонтных работ. Несмотря на большие затраты, предпочтение должно быть отдано тому способу ремонта, который в большей степени гарантирует дальнейшую безаварийную эксплуатацию перехода.

При ремонте дефектного участка ППМГ Ямбург-ТулаII через Камское водохранилище наиболее экономически обоснованным является решение о ремонте способом установки полимерных композитных спиральных муфт подводного применения.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА

2.1 Мероприятия по подготовке строительного производства

2.1.1 Порядок планирования ремонтов подводных переходов

Дефектная ведомость является основанием для принятия решения о необходимости и виде ремонтных работ на данном подводном переходе газопровода через водное препятствие, а также базовым документом для разработки проекта на планово-предупредительный, текущий или капитальный ремонты.

Планы ремонтных работ единой системы газоснабжения (ЕСГ), в том числе и подводных переходов магистральных газопроводов через водные преграды, разрабатывают на основе предложений газотранспортных предприятий, представляемых в ОАО "Газпром" не позднее чем за полугодие до начала планируемого периода выполнения работ.

План ремонтных работ должен включать:

- объемы ремонтных работ на ППМГ по газотранспортному предприятию в физическом измерении с указанием применяемых видов ремонта и непосредственного исполнителя работ;

- потребности газотранспортного предприятия в материально-технических ресурсах (трубы, изоляционное покрытие, инертные материалы, балластные утяжелители) для проведения ремонтных работ;

- ориентировочные объемы финансирования ремонтных работ подводных переходов по видам ремонта (планово-предупредительный, текущий и капитальный) в целом по ОАО «Газпром» и по каждому газотранспортному предприятию в отдельности.

Планы ремонтных работ на ППМГ утверждаются руководством ОАО «Газпром» вместе с планами на ремонтные работы по ЛЧМГ ЕСГ.

2.1.2 Требования к проектной документации

На основании ведомости дефектов, линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС) разрабатывает дефектную ведомость на предмет обследования участка газопровода. Дефектная ведомость утверждается руководителем линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) и является основанием для разработки проектно-сметной документации на ремонт линейной части. Дефектная ведомость и локальная смета предоставляются в производственный отдел эксплуатации магистральных газопроводов (ПОЭМГ) и газораспределительной станции (ГРС) ООО «Пермтрансгаз» для согласования.

Капитальный ремонт подводного перехода выполняется по разработанному проекту, в основу которого должны быть положены следующие материалы:

а)проект перехода, по которому осуществлялось строительство;

б)исполнительная документация на строительство перехода;

в)данные приборно-водолазного обследования, устанавливающие фактическое состояние сооружения;

г)промеры по створам трубопроводов;

д)топографическая батиметрическая съемка береговых участков аварийного перехода;

е)инженерные изыскания и расчеты, устанавливающие предельный профиль размыва русла в месте перехода.

Для проведения ремонта требуется иметь ситуационный план, на котором нанесены горизонтали дна и берегов, пикеты трассы перехода, судовой ход, отметки расчетного горизонта высоких вод. Следует учитывать также скорости течения воды на поверхности и у дна реки, направление струй. По скорости на поверхности рассчитывают тяговые средства и якорные устройства плавсредств, определяют мощность буксирных катеров; по скорости у дна - величину размыва дна и конструкцию защитных средств для проведения работ под водой [10].

Каждый проект капитального ремонта должен включать план перехода и продольные профили по створам подводных трубопроводов. Дополнительно, в зависимости от принятой технологии ремонтных работ, в проект должны быть включены: схемы организации строительства (подъема и укладки ремонтируемых трубопроводов, производства земляных и взрывных работ, установки шахтных колодцев и т.п.); чертежи временных сооружений и необходимого оборудования (стапели, роликоопоры, понтоны, плавучие опоры, краны и др.).

При проектировании капитального ремонта газопровода Ямал-ТулаII необходимо обеспечить выбор[17]:

- надежной ремонтной конструкции;

- оптимальных сроков выполнения работ;

- природосберегающей технологии выполнения строительных работ на переходе;

- наиболее эффективных типов механизмов для работы на воде и под водой;

- безопасных мест складирования разрабатываемого грунта, условий его транспортирования и хранения на берегу и на дне реки (водоема), используемую для судоходства и имеющую важное рыбохозяйственное значение;

- наиболее удобных мест размещения и экологически безвредных способов подготовки строительных площадок, дорог, причалов, переездов, жил-городков строителей и других сооружений;

- мер сохранения водной среды водотоков от загрязнения отходами нефтепродуктов и строительным мусором в период производства работ;

- мер защиты гидрофауны в период разработки подводных траншей средствами гидромеханизации;

- максимального сохранения дерново-растительного слоя на побережной части.

Все инженерно-технические, технологические и другие решения по капитальному ремонту газопровода Ямал-ТулаII, разрабатываемые проектной организацией в технической части проекта и проекте организации строительства (ПОС), должны быть согласованы с организацией Заказчика (ООО "Пермтрансгаз"), органами надзора (Санэпидемнадзором, Госгортехнадзором), охраны природы, ГП «Водные пути» Камского бассейна. При подготовке рабочего проекта по решению Заказчика должны продолжаться детальная проработка ПОС и необходимые согласования с Подрядчиком.

Проект организации строительства должен включать:

- календарный план строительства переходов, учитывающий очередность и сроки выполнения подводных земляных и других видов работ;

- план строительно-монтажной площадки с отводом земли под отвалы грунта и необходимые временные сооружения;

- перечень временных складов;

- транспортную схему доставки грузов и оборудования к переходу с устройством, при необходимости, временных причалов, вертолетных площадок и дорог;

- технологические решения по выполнению основных, трудоемких видов работ;

- организационно-технические решения по охране окружающей среды;

- мероприятия по выполнению ликвидационных и рекультивационных работ по завершению ремонтных работ;

- мероприятия по обеспечению надежности эксплуатации действующих ниток трубопроводов коридора подводного перехода.

Пояснительная записка к ПОС должна содержать обоснование методов производства подготовительных, земляных, ремонтных и других видов работ с указанием условий применения традиционных или новых технологических процессов, потребности технических средств и механизмов, рекомендуемых природоохранных мер.

2.1.3 Организационная подготовка ремонтных работ

Организационная подготовка ремонтных работ, выполняемая совместно организациями Заказчика, Генподрядчика и Субподрядчика включает комплекс мероприятий и работ, призванных обеспечить функционирование всех подразделений и служб на весь период их строительства, предусматривающий [17]:

- передачу-приемку створов подводных переходов;

- установку и сохранение опорной геодезической сети на весь период ремонтных работ;

- установку временных водомерных постов;

- строительство подъездных путей и причальных сооружений к переходам.

Передача створов подводных переходов (ситуационного плана с указанием геодезических знаков) и соответствующей документации подрядной строительной организации выполняется Заказчиком (Генподрядчиком) по акту до начала ремонтных работ, с соответствующими геодезическими знаками (реперами) на местности, установленными на обоих берегах реки, в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87. «Инженерные изыскания для строительства» [18].

Подрядная строительная организация в последующем обеспечивает сохранность геодезических знаков и водомерных постов и передачу их Заказчику после завершения ремонтных работ.

Для выполнения гидрометрических наблюдений на водоеме в процессе ремонта перехода и при последующей его эксплуатации выше створа перехода устанавливаются водомерные посты с привязкой их к постоянным реперам, устанавливаемым на обоих берегах реки.

Все работы (их состав, объем, техническое обеспечение и др.), выполненные в период организационной подготовки на переходе, должны соответствовать требованиям ПОС и оформлены соответствующими актами Заказчиком, Генподрядчиком и Субподрядчиком.

План организации работ обязательно должен включать:

- наименование объекта, место проведения работ, дату, время их начала и окончания;

- краткие технические и конструктивные требования к ремонтируемым (восстанавливаемым) элементам газового объекта, а также производству всех видов специальных работ со ссылкой на СНиП, ВСН, другой нормативный документ или номер чертежа;

...