СПОСОБЫ ДИАГНОСТИКИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА

Работы, связанные с выявлением дефектов участков МГ, совмещаются с ремонтами и техническим обслуживанием или выполняются самостоятельно в период технического осмотра. Для выявления скрытых дефектов используются различные методы неразрушающего контроля (диагностики)

По состоянию на 17.09.2020 года в ООО «Газпром трансгаз Самара» эксплуатируется 4439,902 км газопровода, для диагностики которых применяются следующие методы:

Внутритрубное техническое диагностирование (ВТД) считается одним из наиболее часто встречаемых способов диагностики на настоящий момент, дающих наиболее полную картину технического состояния протяженных объектов ЛЧ МГ. ВТД - комплекс технологических операций, реализуемых путем пропуска внутри трубопровода специальных устройств (внутритрубных снарядов) [13]. Благодаря чему, такой вид диагностики позволяет проводить обследование трубопроводов на всем его протяжении как в процессе эксплуатации, так и для решения задач послемонтажного контроля.

По результатам выявления дефектов определяются критерии пригодности данного участка трубопровода для дальнейшего использования согласно нормативным документам:

1. СТО Газпром 2-2.3-095-2007 - Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов.
2. ГОСТ 5272-68 -  Коррозия металлов (Коррозионная язва - местное коррозионное разрушение, имеющее вид отдельной раковины).
3. ГОСТ 22368 - Контроль неразрушающий. Классификация дефектности стыковых сварных швов по результатам ультразвукового контроля.

Для начальной оценки степени проявления дефекта применяются нормы первичной оценки дефекта.

Определено, что наиболее перспективным методом диагностики участков МГ является ВТД, поскольку он достоверен, информативен и экономичен. Однако, необходима его модификация для диагностики газопроводов малых диаметров, либо его использования в комбинации с дополнительным сравнительным контролем.

Так же были проанализированы результаты проведения ВТД за последние 10 лет на участках МГ: «Уренгой-Петровск» (У-П) на 98 км, «Уренгой-Новопсков» (У-Н) на 100 км и «Челябинск-Петровск» на 99 км,  обслуживаемых ОАО «Газпром трансгаз Самара». Данные проведения ВТД (результаты описаны согласно стандарту [7]) на трёх участках МГ, обслуживаемых ООО «Газпром трансгаз Самара», представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Данные проведения ВТД на трёх участках МГ, обслуживаемых «Газпром трансгаз Самара» (коррозия)

Наименование участка МГ	Год ввода в эксплуатацию, год	Год проведения ВТД, год	Число дефектов с относительной глубиной не более 15 %	Число дефектов с относительной глубиной не более 30 %
У-П	1982	2011	20	5
		2014	19	6
		2018	23	7
У-Н	1982	2010	26	5
		2014	31	6
		2019	26	4
Ч-П	1980	2012	20	4
		2015	19	5
		2017	24	5

 

Расчёты периодов между проведениями ВТД осуществлены согласно СТО Газпром 2-2.3-095-2007.

Интервал времени от первой информативной до очередной ВТД при коррозионых дефектах (Δt^j+1) при средней величине дефекта 30% рассчитывается по формуле 1:

Δt ^j+1 = - (  + γ_j)/(V^j),                                (1)

где j – число проведенных ВТД, начиная с первой информативной ВТД;

где Mγ – планируемое к ремонту количество коррозионных дефектов на участке МГ;

здесь Mγ =_0,15 – суммарное число дефектов с относительной глубиной больше или равной 15 %, обнаруженных по итогам всех обследований;

 

nj = – прогнозируемое число коррозионных дефектов, определяемого по результатам последней ВТД;

 

γ_{1 =}  – параметр распределения глубины дефектов при первой информативной ВТД, где m _0,15 – число обнаруженных дефектов с глубиной 15 %, m _0,3 – 30%;

V^j= – скорость изменения параметра распределения на момент проведения последнего ВТД (ɑ - после проведения первой ВТД (j=1), b – после проведения последующих ВТД (j = 2, 3…): Δt^j –интервал времени между двумя последующими ВТД, год;)

γj =  - параметр распределения глубины дефектов при j-ой информативной ВТД, где а – после проведения первой ВТД (j=1), b – после проведения последующих ВТД.

 

По приведенным выше формулам были рассчитаны параметры распределения глубины дефектов (γ_j), прогнозируемое число коррозионных дефектов (n), скорость изменения параметра распределения (V^j) для участков газопроводов «Уренгой-Петровск» (У-П) , «Уренгой-Новопсков» (У-Н) и «Челябинск-Петровск» (Ч-П), которые представлены в таблице 3.2.

Пример расчёта интервала времени до проведения следующей ВТД представлен для участка Уренгой-Петровск по результатам ВТД за 2011 г.:

γ_{1 =    =} 0,07214;

nj =    = 8,4612;

Mγ = 20 + 19 + 23 = 62;

V^j= 0,07214/(3-8) = - 0,0144;

Δt^j+1 = - (   + 0,07214)/(- 0,0144) = 1,88 лет.

Результаты расчета интервала времени до проведения следующего ВТД по участкам «Уренгой-Петровск» (98 км), «Уренгой-Новопсков» (100 км) и «Челябинск-Петровск» (99 км), представлены в таблице 3.2

Таблица 3.2 – Результаты расчета интервала времени до проведения следующего ВТД по участкам «Уренгой-Петровск» (У-П), «Уренгой-Новопсков» (У-Н) и «Челябинск-Петровск» (Ч-П)

Наименование участка МГ	Скорость изменения параметра распределения	Прогнозируемое число коррозионных дефектов	Параметры распределения глубины дефектов	Интервал времени до проведения следующей ВТД, Δtj+1, год	Прогнозируемый год проведения ВТД, год
У-П	0,0700	8,4612	0,08675	1,8	2013
	0,0695		0,08406	1,9	2015
У-Н	0,1094	9,5649	0,06089	2,8	2013
	0,1079		0,05343	2,9	2016
Ч-П	0,1144	8,8291	0,07491	2,1	2014
	0,1264		0,06375	1,9	2016

 

Таким образом, на основе статистической обработки результатов ВТД и количественной оценки состояния МГ выявлена необходимая периодичность проведения ВТД с целью выявления дефектов и составления рекомендаций на проведение ТО и ремонта для предотвращения отказов линейной части МГ. Средний интервал времени между проведением последующих ВТД составляет около 2,5 лет.

В качестве дополнительной верификации полученных результатов о периодичности проведения ВТД можно воспользоваться расчётом показателя технического состояния ЛЧ МГ, описанного в СТО Газпром 2-2.3-292-2009 [29]. На основании крайнего полученного отчёта ВТД рассчитывается показатель технического состояния ЛЧ МГ P_втд:

P_втд=1-(1-p_t)·(1-ν_ш·p_ш)·(1-d_σ)·(1-d_f²),

где p_t - показатель технического состояния труб и соединительных деталей;

p_ш – показатель технического состояния сварных соединений;

d_σ – повреждённость линейного участка МГ от повышенного уровня напряжений;

d_f – повреждённость линейного участка МГ от переменных нагрузок;

ν_ш – весовой коэффициент, равный 0,5;

На основании полученного значения P_втд определяется время до проведения последующей ВТД (Δt_втд, лет):

Δt_втд=   

В зависимости от значения показателя технического состояния согласно стандартам [34-35] определяется дата следующей ВТД и назначаются ремонтные мероприятия по поддержанию работоспособности технического состояния соответственно (см. табл. 3.3).

Таблица 3.3 – Рекомендуемые мероприятия по поддержанию работоспособности и оценка технического состояния ЛЧ МГ по показателю технического состояния.

Рвтд	Рекомендуемые мероприятия по поддержанию работоспособного технического состояния ЛЧ МГ	Оценка технического состояния линейного участка МГ
Рвтд ≤0,03	ВТД линейного участка МГ проводят через пять лет. Выборочный ремонт с преимущественным применением технологий ремонта, не требующих остановки транспорта газа	Исправное
0,03<Рвтд≤0,06	ВТД линейного участка МГ проводят менее чем через пять лет (интервал времени определяют по СТО Газпром 2-2.3-095). Текущий ремонт	Неисправное работоспособное
0,06<Рвтд≤0,3	Диагностика с применением наружных сканеров дефектоскопов и переизоляция участка с частичной заменой труб. ВТД линейного участка МГ проводят мен ее чем через три года	Неисправное работоспособное ремонтопригодное
Рвтд>0,3	Вывод линейного участка МГ в капитальный ремонт с полной заменой труб	Предельное

 

При значительном снижении показателя технического состояния существует риск исключения участков газопровода из долгосрочных программ контрольных результатов, т.к. в соответствии с методологией Системы управления техническим состоянием целостностью объектов газотранспортной системы после получения новых диагностических данных не будет достаточных оснований для их ремонта. Впервые такая ситуация в ООО «Газпром трансгаз Самара» возникла на участке МГ Челябинск-Петровск 1003-1036 км, который был включен в план КР на 2020 год, показатель технического состояния которого составил 0,102 (усреднённое значение показателя технического состояния на протяжении всего участка газопровода). Для участка МГ Уренгой-Петровск 2158-2291 км этот показатель составил 0,204, для участка Уренгой-Новопсков – 0,108. Анализ изменения показателя технического состояния ЛЧ МГ по показателю технического состояния при выполнении ВТД представлены в приложении 1.

 Показатели технического состояния ЛЧ МГ и временем до проведения следующей ВТД на трёх участках «Уренгой-Петровск» (У-П), «Уренгой-Новопсков» (У-Н) и «Челябинск-Петровск» (Ч-П), продемонстрированы на рис. 3.1.

Рис. 3.1 – Результаты расчета показателя технического состояния МГ на трёх ЛЧ МГ

Как видно из рисунка 3.1, по показателям технического состояния для трех участков МГ их техническое состояние соответствует неисправному, но ремонтнопригодному, а длительность междиагностического периода составляет менее чем 3 года, что согласуется с таблицей 3.2 пункта 3.1.

Из всего вышесказанного мы можем прийти к выводу, что анализ основных методов диагностики ЛЧ МГ выявил, что наиболее перспективным методом диагностики участков МГ является ВТД, ввиду большей достоверности, информативности полученных результатов и экономической целесообразности по материальным затратам.

Результаты расчета длительности междиагностического периода на примере участков МГ «Уренгой-Петровск» (98 км), «Уренгой-Новопсков» (100 км) и «Челябинск-Петровск» (99 км) показал, что длительность междиагностического периода по относительной глубины составил 2,5.  Длительность междиагностического периода по показателю технического состояния для выше перечисленных участков составило менее 3 лет. И подтвердило результаты предыдущего расчета.