Что такое шурфовка газопровода

Что такое шурфовка газопровода

Что это такое?

Шурфование газопровода — это вскрытие локального участка газовой магистрали для обследования ее технического состояния.

Для чего это нужно?

Планирование мест для шурфования газопровода проводят на основании данных электрометрии и внутритрубной дефектоскопии. Электрометрическое обследование газовой магистрали позволяет обнаружить места нарушения сплошности изоляционного покрытия и оценить эффективность работы средств ЭХЗ. Современные средства внутритрубной дефектоскопии (ВТД) способны выявить геометрические несоответствия газопроводов (вмятины, гофры), точно определить состояние изоляции и дефекты в структуре металла труб (коррозия) и в сварных швах (поры, трещины).

Однако для подтверждения, а также уточнения особенностей повреждений и их последующего ремонта требуется дополнительное обследование газовой магистрали с помощью шурфования.

Как это происходит?

Шурфование производится с вскрытием с двух сторон от газопровода и с возможностью доступа к нижней части трубы. Размеры шурфа должны обеспечить возможность визуального осмотра и проведения измерений на освобожденном от грунта участке. При полнопрофильном вскрытии газопровода размер шурфа должен достигать трех диаметров обследуемой трубы. Шурфовку выполняют в строгом соответствии с нормами охраны труда, промышленной и пожарной безопасности с нарядом-допуском на проведение газоопасных работ.

Схема шурфования газопровода

Весь цикл шурфования газопровода предполагает последовательное выполнение целого ряда технологических операций. Бригады локализуют дефектный участок газовой магистрали на местности, снимают плодородный слой в зоне отвода и приступают к экскавации шурфа в месте расположения дефекта. После вскрытия газопровода устанавливают географические координаты шурфа, измеряют глубину залегания трубы, определяют тип грунта. Затем участок трубы очищают от изоляции для идентификации повреждения и подготовки к обследованию с помощью неразрушающих методов контроля. Изучение состояния газопровода позволяет уточнить наличие, характер, размеры коррозии металла и механических повреждений и определить способы устранения дефектов.

Как у нас?

В ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» обследование магистральных газопроводов с помощью шурфования проводится в плановом и внеплановом порядке. Как правило, шурфовку газовых магистралей производят по результатам ВТД, по итогам электрометрического контроля и в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности. Работы по шурфованию газопроводов выполняют бригады ЛЭС, а также работники службы защиты от коррозии филиалов. Ежегодно на газовых магистралях Общества в целях обследования проводится около 800 шурфовок.

Источник

Найти и обезвредить, или что такое шурфовка трубопровода

Первое — параметры

Скачать
Сопоставляя эти данные, энергетики практически сразу получают информацию, на каком именно участке города произошло повреждение. Но участок трубопровода может растянуться на десятки и даже сотни километров. А чтобы определить точную локализацию повреждения, на место отправляется аварийная бригада.

Бригада — в действии

Шурфовка трубопровода — так в целом именуется процесс поиска повреждения на тепловой сети. С самого начала обозначенного участка спецбригада начинает объезд или обход трубы. Есть ли парение, видна ли утечка воды? Но если на надземной теплотрассе все видно, то с подземной — сложнее. Тогда трубопровод «прослушивают» электронным прибором «Каскад-3». На трубу устанавливаются специальные датчики, которые передают друг другу сигнал. Из характеристик звуковой волны, поступающей от датчиков, прибор определяет, где именно находится повреждение.

Найден и обезврежен

Если из-за повреждения на трубе затапливается тепловая камера — специальное железобетонное сооружение в углублении, частично скрытое под землей, в котором находятся компенсатор, затворы, шаровые краны, оперативно начинается откачка воды, чтобы добраться до запорной арматуры, перекрыть её, прекратив утечку, и начать работы по устранению повреждения.

Параллельно потребители (через УК, социальные сети СГК) получают информацию об отключении тепла на время ремонта. Аварийные бригады в это время тоже не теряют времени — огораживают участок будущих работ, вскрывают асфальт или грунт, убираю плиты перекрытий и полностью оценивают масштаб повреждения.
Время его устранения, в зависимости от диаметра трубопровода, тоже может варьироваться — от 2 до 12 часов. И еще несколько часов (от 1 до 4 — зависит от протяженности) требуется на процессы отключения поврежденного участка, а затем на заполнение и включение его в работу.

Скачать
Если есть возможность, бригады работаю ночью, чтобы к утру потребители были с теплом и горячей водой. Еще одно ограничение — сильный мороз. При минус 35-40 градусов, во-первых, происходит сильное парение, во-вторых, снижается качество сварки. Если есть возможность — ждут относительного потепления. Но в крайних случаях работы проводятся и в таких экстремальных условиях.

Менять, не дожидаясь апокалипсиса

Любое повреждение на теплотрассе, особенно зимой, — повод для более тщательной оценки состояния того или иного участка трубы. И при необходимости включения в список тех, что будут ремонтироваться летом капитально.

Источник

Что такое шурфовка газопровода

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ ШУРФОВОК В ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ

Срок действия установлен с 01.10.87
до 01.10.97*
_______________________
* См. ярлык «Примечания».

РАЗРАБОТАНО Производственным объединением по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей «Союзтехэнерго»

Исполнители Р.М.Соколов, Э.И.Портер

УТВЕРЖДЕНО Производственным объединением по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей «Союзтехэнерго» 16.12.86 г.

Главный инженер К.В.Шахсуваров

Методические указания по проведению шурфовок в тепловых сетях предназначены для инженерно-технического персонала организаций Минэнерго СССР, эксплуатирующих тепловые сети. Шурфовки производятся в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей (М.: Энергия, 1977).

С выходом в свет настоящих Методических указаний прекращает свое действие «Инструкция по проведению шурфовок в тепловых сетях» (М.: БТИ ОРГРЭС, 1967).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Шурфовки, проводимые в подземных прокладках тепловых сетей, являются профилактическим мероприятием, имеющим целью выявление состояния строительно-изоляционных конструкций, тепловой изоляции и трубопроводов.

До внедрения в практику эксплуатации научно обоснованных методов неразрушающей диагностики состояния подземных теплопроводов шурфовки остаются единственным способом оценки состояния элементов подземных прокладок тепловых сетей.

1.2. Для проведения шурфовок ежегодно составляется план, который утверждается главным инженером предприятия, эксплуатирующего тепловые сети. Шурфовки могут производиться в любое время года. Результаты шурфовок учитываются при составлении плана ремонтов тепловых сетей.

1.3. Количество ежегодно проводимых шурфовок устанавливается предприятиями тепловых сетей в зависимости от протяженности тепловой сети, ее состояния, видов теплоизоляционных конструкций. Количество шурфов рекомендуется принимать из расчета один шурф на 5-10 км трассы.

На новых участках тепловой сети шурфовку рекомендуется начинать с пятого года эксплуатации.

В случае появления на тепловой сети затопляемых участков, участков с повышенными тепловыми потерями, с коррозионными повреждениями и т.п. шурфовки следует начинать ранее указанного срока.

2. ВЫБОР МЕСТ ПЛАНОВЫХ ШУРФОВОК

2.1. Шурфовки должны производиться в первую очередь:

— в местах с неблагоприятными гидрогеологическими условиями (затопление прокладок грунтовыми, ливневыми и другими водами, повышенная коррозионная активность грунтов);

— на участках, расположенных вблизи открытых водостоков, линий канализации и водопровода или пересекающих их;

— в местах с повышенными тепловыми потерями (наличие талых мест вдоль трассы теплопровода в зимнее время);

— вблизи мест коррозионных повреждений трубопроводов.

2.2. На предприятии или в эксплуатационном районе необходимо иметь специальную схему тепловой сети, где систематически отмечаются места шурфовок, затопляемые участки сети, переложенные участки, места коррозионных повреждений трубопроводов. Последним должно уделяться особое внимание. На схему рекомендуется нанести рельсовые пути электрифицированного транспорта и тяговые подстанции, смежные металлические подземные коммуникации, установки электрохимической защиты, работающие на тепловых сетях и смежных подземных сооружениях.

2.3. Размеры шурфа выбираются исходя из удобства осмотра строительно-изоляционных, теплоизоляционных конструкций и трубопровода со всех сторон.

В канальных прокладках минимальные размеры должны обеспечивать возможность снятия двух плит перекрытия; в бесканальных прокладках размер шурфа по низу должен быть не менее 1,5×1,5 м (рис.1).

Рис.1. Эскиз шурфа с привязкой и указанием мест отбора проб:

3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ

3.1. Для проведения шурфовок в каждом районе тепловой сети организуется комиссия под председательством начальника района, в состав которой входят инженер производственной лаборатории и мастер участка, где производится вскрытие.

3.2. Проведение работ по вскрытию оформляется мастером участка, который несет ответственность за правильное производство работ и соблюдение правил техники безопасности.

3.3. Земляные работы выполняются механизированным способом или вручную. При использовании механизмов последние 0,3-0,5 м грунта над конструкцией удаляются вручную. Снятие плит перекрытия канала, а в бесканальной прокладке выемка грунта вокруг теплопроводов производится в присутствии комиссии.

3.4. При поступлении воды в отрываемый шурф необходимо организовать ее непрерывную откачку.

3.5. При проведении шурфовки производится осмотр строительных, теплоизоляционных конструкций, трубопроводов, отбор проб теплоизоляции и грунта для исследования в производственной лаборатории, измерение электрических потенциалов. Отбор проб и электрометрические работы производятся под наблюдением инженера производственной лаборатории.

4. ПРОВЕДЕНИЕ ОСМОТРА

4.1. Осмотр строительно-изоляционной конструкции и трубопроводов следует производить сразу после вскрытия прокладки. По мере осмотра на каждый шурф заполняется типовой акт по форме 1 приложения 1.

4.2. Осмотр рекомендуется производить в последовательности, приведенной в типовом акте, с учетом следующих указаний:

а) характеристика участка сети включает назначение теплопровода, вид теплоносителя, температурный график работы сети и температуру в сети во время шурфовки, количество труб;

б) характеристика наружного покрытия трассы теплопровода дается непосредственно для места шурфовки и для соседних участков на расстоянии 10-20 м в обе стороны (например, газон с травяным покрытием, асфальт, утрамбованный грунт проезжей части и т.д.);

в) характеристика грунта может быть определена по таблице приложения 2. Влажность грунта указывается ориентировочно (сильно увлажнен, средней влажности и т.д.). Точные данные по влажности грунта даются в приложении после проведения анализов отобранных проб;

г) уровень грунтовых вод приводится по данным эксплуатации, отмечается также фактический уровень воды в момент осмотра шурфа и предполагаемые причины ее появления (грунтовая вода, ливневая, сетевая, водопроводная и т.д.);

д) указать конструкцию, состояние дренажных труб, стыков, определить с помощью «поплавка» наличие протока воды в ближайшем дренажном колодце;

е) для канальной прокладки указать способ гидроизоляции канала, гидроизоляционный материал, состояние гидроизоляции (наличие трещин, вспучивания, сползания, грунта между слоями гидроизоляции);

ж) характеристика и состояние строительных конструкций канала включают тип и конструкцию канала, оценку состояния плит перекрытия и стенок канала, характер разрушения элементов канала и его причины;

з) осмотр и оценка внутреннего состояния канала должны включать следующее:

— определение наличия влаги (капельной или пленочной) на внутренней поверхности перекрытия, стен и дна канала;

— выявление признаков затопления канала, определение высоты стояния воды в канале при затоплениях;

— определение толщины слоя илистых отложений в канале;

— при расположении вблизи места вскрытия неподвижной щитовой опоры проверку наличия и состояния отверстия в опоре для прохода воды, дренируемой по дну канала, состояния изоляции труб в месте прохода через опору;

и) указать тип теплоизоляционной конструкции (подвесная, засыпная, монолитная, сборная и т.д.) и ее состояние (целостность);

к) указать конструкцию покровного слоя, количество слоев, материалы, оценить состояние (наличие трещин, отслоений, степень увлажнения и т.д.);

л) указать тип теплоизоляционного материала и вид изделия (маты, скорлупы, сегменты, полуцилиндры и т.д.), состояние материала (степень увлажнения, разрушение штучных изделий, разложение материала);

м) указать тип антикоррозионного покрытия по технической документации на данный участок сети и фактически; количество слоев, клеящий состав для рулонных материалов; оценить состояние покрытия, целостность, адгезию, изменение цвета и структуры, измерить толщину покрытия;

н) оценить коррозионный процесс на трубах, определить характер коррозии (пылевидная, пленочная, язвенная, электрокоррозия), наличие продуктов коррозии, толщину коррозионных пленок, глубину язв, каверн и т.д.; предполагаемую причину коррозионных процессов.

Трубы осматриваются со всех сторон. Особое внимание необходимо уделять участкам снизу труб и между ними; при этом рекомендуется пользоваться зеркалом.

4.3. При наличии в шурфе труб другого назначения краткие данные об их состоянии заносятся в акт.

4.4. Для вскрытого шурфа составляется схема привязки и эскиз сечения, где дается конструкция прокладки, приводятся основные размеры и указываются места отбора проб. Эскиз прилагается к акту (см. рис.1).

5. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ

5.1. При шурфовках производятся измерения:

— размеров строительно-изоляционных конструкций, глубины заложения трубопроводов, расстояний до ближайших тепловых камер и зданий (привязочные размеры); уровня стояния воды в канале, расстояния между осями теплопроводов (см. рис.1);

— толщины антикоррозионного покрытия;

— разности потенциалов «труба-земля».

5.2. Погрешность измерений не должна превышать значений, указанных в табл.1.

Размеры строительных конструкций, глубина заложения трубопровода, уровень стояния воды в канале, мм

Расстояние до тепловых камер и домов, мм

Толщина антикоррозионного покрытия, %

Разность потенциалов «труба-земля», %

5.3. Для проведения измерений и лабораторных анализов используются средства измерений (СИ), указанные в табл.2*.

* Допускается применять средства измерений с метрологическими характеристиками не хуже указанных в таблице.

Источник

Шурфовой осмотр газопроводов

Шурфовой осмотр газопроводов производится путем открытия участков его длиной 1,5—2 м на каждый километр распределительного газопровода и газопровода, проходящего вне территории города или другого населенного пункта, и на каждые 200 м дворовой или квартальной разводки (но не менее одного места на проезд, дворовую или квартальную разводку), а также в местах установки конденсатосборников и гидрозатворов, изолирующих фланцев и других сооружений.

Для осмотра должны выбираться участки наибольшего приближения к трамвайным путям и электрифицированным железным дорогам, а также проложенные в грунтах с наиболее высокой коррозионной активностью.

Земляные работы, проводимые при ревизии, ремонте, авариях на действующих подземных газопроводах, являются газоопасными и выполняются в соответствии с правилами производства газоопасных работ.

Для определения условий безопасного ведения земляных работ руководитель работ знакомится с расположением подземных сооружений и коммуникаций, находящихся вблизи реконструируемого участка газопровода или пересекающих его. Особенно опасна близость электрических кабелей, повреждение которых может вызвать поражение током работающих.

Перед началом земляных работ необходимо вызвать представителей организаций, имеющих вблизи газопроводов подземные сооружения (телефонные и силовые кабели, трубопроводы и т. д.), для уточнения мест их расположения и принятия при необходимости мер безопасности. Если коммуникации пересекаются с газопроводом или находятся вблизи от него, земляные работы ведутся под наблюдением представителей организаций, эксплуатирующих эти коммуникации.

Котлованы и траншеи, разрабатываемые в местах, где происходит движение транспорта и пешеходов, обносят ограждениями или щитами. На ограждениях со стороны уличного движения вывешивают предупредительные знаки и надписи: «Проход запрещен», «Проезд запрещен», «Тихий ход» и т. п., а в темное время суток устанавливают красные сигнальные фонари. Ограждения ставят вблизи железнодорожных путей нормальной колеи — не ближе 2,5 м, узкой колеи — не ближе 2 м; вблизи трамвайных путей — не ближе 1 м от оси ближайшего рельса.

Если во время работ обнаружен какой-либо непредвиденный трубопровод или кабель, работы следует остановить и сообщить об этом руководителю, который, ознакомившись с обстановкой на месте, дает указания о порядке дальнейшего ведения работ.

Разработку котлованов и траншей нельзя вести с подкопом стенок при нависающем грунте. Весь грунт из котлована надо выбрасывать на расстояние не менее 0,5 м от края разработки, что бы он не создавал дополнительной нагрузки, которая может привести к обвалу. Кроме того, этим обеспечивается проход по краю котлована или траншеи и предотвращается падение в них различных предметов. Булыжный камень, асфальт и бетон складывают в стороне порознь и не засыпают землей.

Инструмент, инвентарь и материалы располагают на расстоянии не менее 1 м от края траншеи или котлована так, чтобы исключалась возможность их скольжения и падения. Особенно внимательно надо следить за положением и правильной установкой высоких и тяжелых предметов: ацетиленовых генераторов, баллонов, труб, арматуры, падение которых может привести к несчастным случаям.

Для спуска рабочих в котлованы и траншеи устанавливают стремянки шириной не менее 0,6 м с перилами или приставные лестницы.

«Охрана труда и техника безопасности в газовом хозяйстве»,
А.Н. Янович, А.Ц. Аствацатуров, А.А. Бусурин

Источник

Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРП в шурфах

Инструкция устанавливает основные положения по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в том числе общий порядок проведения работ, предварительное обследование протяженных участков газопроводов, обследование локальных участков газопроводов в протяженных шурфах, ремонт труб со стресс-коррозионными дефектами контролируемой шлифовкой.

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ И РЕМОНТУ ГАЗОПРОВОДОВ,
ПОДВЕРЖЕННЫХ КРН, В ШУРФАХ

РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Газпром» (ОАО «Газпром»),

Обществом с ограниченной ответственностью «Уралтрансгаз» (ООО «Уралтрансгаз»),

Обществом с ограниченной ответственностью «Баштрансгаз» (ООО «Баштрансгаз»),

Обществом с ограниченной ответственностью «Сургутгазпром» (ООО «Сургутгазпром»),

Обществом с ограниченной ответственностью «Севергазпром» (ООО «Севергазпром»),

Обществом с ограниченной ответственностью «Газнадзор» (ООО «Газнадзор»)

СОГЛАСОВАН Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России; Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром»; Управлением науки, новой техники и экологии ОАО «Газпром», Отделом противокоррозионной защиты сооружений и диагностики коррозии ОАО «Газпром»

ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН Членом Правления ОАО «Газпром» Б.В. Будзуляком 8 мая 2001 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ОАО «Газпром» № 48 от 6 июля 2001 г. с 31 июля 2001 г.

ИЗДАН Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая Инструкция устанавливает основные положения по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в том числе общий порядок проведения работ, предварительное обследование протяженных участков газопроводов, обследование локальных участков газопроводов в протяженных шурфах, ремонт труб со стресс-коррозионными дефектами контролируемой шлифовкой.

Инструкция предназначена для газотранспортных предприятий ОАО «Газпром», а также организаций, выполняющих обследование, ремонт и экспертизу технического состояния газопроводов, подверженных КРН.

Инструкция разработана ОАО «Газпром» (Дедешко В.Н., Салюков В.В., Тычкин И.А., к.т.н. Арабей А.Б.), ООО «ВНИИГАЗ» (д.т.н. Тухбатуллин Ф.Г., д.т.н. Галиуллин З.Т., к.т.н. Карпов С.В., к.т.н. Королев М.И.), ООО «Уралтрансгаз» (Созонов П.М., Мельник В.И., Горбунов В.М., к.т.н. Коростелева Т.К.), ООО «Баштрансгаз» (Асадуллин М.З., Усманов P.P., Теребилов Ю.В., к.т.н. Аскаров P.M.), ООО «Сургутгазпром» (Кузьмичев В.Д., Башкин А.В.), ООО «Севергазпром» (Воронин В.Н., Колотовский А.Н.), ООО «Газнадзор» (Эристов В.И., к.т.н. Шапиро В.Д.).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Общий порядок проведения работ по предотвращению аварийных разрушений газопроводов по причине КРН 1 включает:

1.1.1. Выбор протяженных участков газопроводов, ограниченных линейными кранами, на которых возможно существование условий КРН, для проведения обследования.

1.1.2. Внутритрубная дефектоскопия и предварительное обследование выбранных протяженных участков газопроводов.

1.1.3. Обследование локальных участков газопроводов в протяженных шурфах.

1.1.4. Ремонт труб с обнаруженными стресс-коррозионными дефектами.

1.1.5. Переиспытание обследованных и отремонтированных участков газопроводов.

1.2. Настоящая Инструкция регламентирует проведение работ, указанных в п.п. 1.1.2 (в части предварительного обследования выбранных протяженных участков), 1.1.3 и 1.1.4 (в части ремонта труб со стресс-коррозионными дефектами контролируемой шлифовкой).

1.3. Инструкция предназначена для газотранспортных предприятий ОАО «Газпром», а также организаций, выполняющих обследование, ремонт и экспертизу технического состояния газопроводов, подверженных КРН.

1.4. Протяженные участки газопроводов, длина которых определяется расстоянием между линейными кранами, для проведения обследования (п. 1.1.1) выбирает Управление по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» при участии ООО «ВНИИГАЗ» на основании анализа данных по авариям и повреждениям газопроводов, результатов капитальных ремонтов, переиспытаний, внутритрубной дефектоскопии и других обследований газопроводов, а также раскладки труб по всей системе газопроводов ОАО «Газпром». Основными критериями при определении участков являются число аварий газопроводов и их повреждений по причине КРН, число разрывов труб при переиспытаниях, число и размеры обнаруженных при обследованиях стресс-коррозионных дефектов, расстояние от КС, протяженность труб, предрасположенных к КРН.

1.5. Внутритрубную дефектоскопию выполняют специализированными снарядами-дефектоскопами, позволяющими выявлять продольные трещины, в соответствии с действующими нормативными документами.

1.6. По результатам обследования в шурфах дефектные трубы оценивают по критериям ремонтопригодности, изложенным в настоящей Инструкции. На основании полученных результатов принимают решение о способах ремонта обследованного участка газопровода.

1.7. Основными способами ремонта участка газопровода со стресс-коррозионными дефектами являются замена труб и контролируемая шлифовка дефектных участков труб. Замену труб выполняют в соответствии с требованиями ВСН 51-1-97 «Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов», РД 558-97 «Руководящий документ по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах» и других нормативных документов, действующих в отрасли, с учетом особенностей, определенных в настоящей Инструкции. Допускается ремонт дефектных труб с использованием упрочняющих муфт и другими способами, разрешенными нормативно-техническими документами, при условии предварительного устранения стресс-коррозионных дефектов контролируемой шлифовкой.

1.8. Трубы со стресс-коррозионными дефектами заменяют, как правило, на трубы с заводской изоляцией. При отсутствии труб с заводской изоляцией рекомендуется использовать трубы, имеющие большую толщину стенки по сравнению с заменяемыми трубами. Перемещение труб, оставшихся в газопроводе, на место заменяемых труб не допускается.

1.9. Переиспытание обследованных и отремонтированных участков газопроводов (п. 1.1.5) выполняют в соответствии с «Типовым регламентом по переиспытанию действующих магистральных газопроводов, подверженных стресс-коррозии».

1.10. При проведении обследований должны быть обеспечены требования безопасности, определенные «Инструкцией по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс-коррозии», в том числе в части снижения давления в обследуемых газопроводах, а также в соседних нитках многониточных систем газопроводов.

2. ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

2.1. Предварительное обследование газопроводов выполняют с целью получения данных, определяющих условия протекания КРН, оценки объемов работ по обследованию труб в протяженных шурфах и последующему ремонту дефектных участков и выделения локальных участков газопроводов, с которых следует начать обследование в протяженных шурфах, оно включает:

анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

полевое визуальное обследование территории трассы;

комплексное обследование газопроводов;

определение диагностических признаков КРН применительно к обследуемому газопроводу или системе газопроводов.

2.2. В процессе анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации:

определяют соотношение между пикетажем и километражем газопровода, а для системы газопроводов также соотношение между пикетажем на различных нитках;

оценивают условия протекания КРН в местах происшедших аварий (по актам расследования аварий, отчетам, заключениям и другой документации);

анализируют результаты внутритрубной дефектоскопии и других обследований газопроводов;

изучают инженерно-геологические условия трассы газопроводов и прилегающих территорий;

заносят в базу данных раскладку труб по газопроводам с указанием производителя труб, конструкции труб (прямая труба, кривая холодного гнутья, отвод и т.п.), толщины стенки, конструкции изоляционного покрытия;

оценивают влияние отклонений от проектных решений, допущенных при строительстве газопроводов (замена заводских крутоизогнутых отводов на кривые трубы холодного гнутья с отклонением от проектного профиля траншеи, не соответствующие проекту изоляционные покрытия и др.).

2.3. Полевое визуальное обследование территории трассы проводят с использованием результатов анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации с целью выделения участков, подлежащих дальнейшему более детальному обследованию и их привязки на местности.

Для привязки участков газопроводов на местности определяют пикетаж (с точностью до 1 м) характерных точек трассы (опор ЛЭП, пересечений с автомобильными и железными дорогами и т.п.).

2.4. Общими диагностическими признаками условий КРН являются:

трубы, наиболее часто разрушающиеся по причине КРН;

соприкосновение газопровода с водотоками, имеющими характерный для протекания КРН состав (органические соединения, соединения железа);

характерные для протекания КРН грунты (глинистые грунты).

в пределах предварительно выделенных локальных участков для подтверждения протекания КРН и оценки интенсивности процесса;

за пределами указанных участков для подтверждения отсутствия КРН.

2.6. Обследования в контрольных шурфах включают:

проверку раскладки труб;

поиск стресс-коррозионных дефектов поисковыми дефектоскопами ВД-89Н, МВД-1, МВД-2, МИТ-3 и др., разрешенными для этих целей в соответствующем порядке;

измерение и запись параметров обнаруженных дефектов;

исследование состояния поверхностного слоя труб;

изучение состояния праймера и клеевого слоя изоляционной пленки, продуктов коррозии, наносных отложений и коррозионной среды под изоляционным покрытием;

исследование грунтов, сточных вод, почвенного и подпленочного электролита, почвенных и подпленочных газов.

2.7. Измерение и запись параметров обнаруженных дефектов выполняют компьютеризированным вихретоковым дефектоскопом ВД-89НМ, или другим дефектоскопом, позволяющим определять глубины проекции дефектной области на продольную ортогональную плоскость с минусовой погрешностью не более 1 мм и шагом не более 25 мм.

2.8. Исследование поверхностного слоя труб, изоляции, продуктов коррозии, грунтов, электролитов, газов и других материалов выполняют экспресс-методами.

2.9. В ходе комплексного обследования газопроводов определяют следующие группы диагностических показателей:

гидрогеодинамические параметры потоков вод;

показатели изменения состава потоков вод на территории газопроводов;

показатели стресс-коррозионной агрессивности грунта (способности грунта формировать состав грунтовых вод, вызывающих КРН);

местоположение по длине газопроводов зон чередования глины (суглинка) с песком, супесью, известняком, щебнем, гравием и другими грунтами;

изменение вдоль локального участка газопровода состояния изоляционных покрытий и уровня защищенности средствами ЭХЗ.

2.10. По результатам предварительного обследования принимают решение о целесообразности обследования газопроводов в протяженных шурфах и в случае положительного решения оценивают объем и продолжительность обследования в протяженных шурфах, а также определяют участки газопроводов, с которых следует начать это обследование.

3. ОБСЛЕДОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ В ПРОТЯЖЕННЫХ ШУРФАХ

3.1. Участки, с которых следует начать обследование газопроводов в протяженных шурфах, определяют по результатам работ, изложенным в разд. 2, остальные участки определяют в ходе самого обследования газопроводов в протяженных шурфах, с учетом данных полученных при предварительном обследовании (разд. 2).

3.2. Обследование выполняют, как правило, после остановки обследуемого участка газопровода и стравливания газа. Допускается обследование участков газопровода длиной до 26 метров без его остановки. При этом давление в газопроводе должно быть снижено в соответствии с «Инструкцией по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс-коррозии».

2 Аналогичные уравнения, но с другими параметрами, используют в «Инструкции по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности» и «Инструкции по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс-коррозии».

При использовании других уравнений для расчета минимального давления разрушения труб, необходимо применять критерии замены труб, соответствующие этим уравнениям, т.е. в этом случае применение п.п. 3.6, 5.9 и 5.10 настоящей Инструкции не допускается.

Параметры эффективной части дефектной области определяют по измеренной зависимости глубины дефектной области от продольной координаты на ее продольной проекции. Проекцию дефектной области разбивают на участки, ограниченные точками измерения глубины. В пределах дефектной области может быть выделено конечное число K ее частей, каждая из которых образует непрерывную последовательность таких участков. В результате процедуры, заключающейся в расчете величины P_k * для всех возможных частей дефектной области, определяют эффективную часть, для которой выполняется соотношение

3.4. Расчет минимального разрушающего давления дефектных труб рекомендуется выполнять по программе ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОП, разработанной с использованием приведенных в настоящей Инструкции расчетных зависимостей.

3.5. Суммарную приведенную длину стресс-коррозионных дефектов трубы или части трубы определяют по формуле:

Значение коэффициента К_шn

3.6. Отдельная дефектная труба подлежит полной или частичной замене, если суммарная приведенная длина стресс-коррозионных дефектов, определенная по формуле (3.8), превышает 30 % от длины трубы или минимальное давление разрушения дефектной трубы, рассчитанное в соответствии с п. 3.4, не превышает 1,17 от рабочего давления на участках газопровода категории III и IV, 1,3 от рабочего давления на участках газопровода категории I и II, 1,6 от рабочего давления на участках газопровода категории В.

3.7. Обследование локального участка газопровода начинают с того места, где наиболее вероятно нахождение наиболее опасных дефектов. С труб удаляют обертку и отслоившуюся изоляцию, очищают их поверхность от грунта и продуктов коррозии. Осуществляют поиск или локализацию стресс-коррозионных дефектов поисковыми дефектоскопами. При выборе типа поисковых дефектоскопов решающими факторами являются их производительность и возможность работы без дополнительной подготовки поверхности. В местах расположения дефектов поверхность трубы зачищают до металлического блеска для их визуализации и измерения параметров.

Результаты обследования представляют в виде таблицы 2.

Расстояние от кольцевого шва, м

Расстояние от продольного шва, мм

Угловая координата, часы по ходу газа

Глубина дефекта, мм

По данным таблицы 2 по формуле (3.8) рассчитывают суммарную приведенную длину дефектов и принимают решение о замене трубы, если указанная длина превышает 30 % от длины трубы.

3.8. В случае, если по результатам выполнения п. 3.7 труба не подлежит замене по первому критерию, изложенному в п. 3.6, измеряют параметры стресс-коррозионных дефектов, имеющих максимальную глубину более 10 % от номинальной толщины стенки трубы, приборами, указанными в п. 2.7, выполняют расчет минимального разрушающего давления дефектной трубы и проверяют трубу на соответствие второму критерию, изложенному в п. 3.6.

3.9. Если по результатам выполнения п.п. 3.7 и 3.8 с использованием критериев п. 3.6 принято решение о замене дефектной трубы, определяют границы дефектного участка. Для этого обследуют газопровод на краях вскрытого участка. Если при этом на трубах будут обнаружены стресс-коррозионные дефекты, то продолжают вскрытие и обследование участка в направлении от его центра, в противном случае продолжают обследование в направлении к центру участка.

3.10. После определения границ дефектного участка продолжают обследование труб в направлении к его центру. При этом определяют границы заменяемого участка. Для определения границ заменяемого участка составляют таблицу 2 для всех обследованных труб. Замене подлежат трубы, имеющие суммарную приведенную длину дефектов более 20 % от длины труб.

3.12. Если между трубами, подлежащими замене по результатам обследования, находится три или менее необследованных трубы, то допускается замена всех указанных труб, включая необследованные.

Если между обследованными трубами, подлежащими замене, находится более трех необследованных труб, продолжают обследование в направлении к центру участка.

3.13. Все вырезанные из газопровода трубы должны быть полностью обследованы на бровке траншеи или на базе складирования в удобное по условиям организации работ время. По результатам обследования принимают решение о дальнейшем использовании указанных труб. Трубы с мелкими немногочисленными стресс-коррозионными дефектами подлежат ремонту и изоляции в заводских или базовых условиях с последующим их использованием на участках, не подверженных КРН, с пониженным рабочим давлением (на входе КС). Для каждой повторно используемой трубы, эксплуатирующейся более 15 лет, должна быть выполнена проверка стандартных механических свойств на соответствие требованиям ТУ и составлен сертификат.

3.14. Обнаруженные стресс-коррозионные дефекты, оставшиеся в газопроводе после замены труб, должны быть устранены контролируемой шлифовкой.

3.15. В ходе обследования газопроводов в шурфах выполняют исследования грунтов, грунтового и подпленочного электролита, грунтовых и подпленочных газов, продуктов коррозии, поверхностных пленок, изоляции и других материалов экспресс-методами, а также отбирают образцы материалов для лабораторных исследований.

3.16. По результатам обследования каждого локального участка газопровода, подверженного КРН, выдают заключение. В заключении отражают результаты обследования и определяют способ устранения всех обнаруженных дефектов (заменой труб или контролируемой шлифовкой).

3.17. После завершения работ по обследованию газопровода или системы газопроводов в протяженных шурфах составляют протокол, в котором отражают обобщенные результаты обследования по всем локальным участкам и выдают рекомендации по повышению надежности эксплуатации газопроводов и режиму их эксплуатации.

4. ОСОБЕННОСТИ ОБСЛЕДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОПУСКА ВНУТРИТРУБНЫХ СНАРЯДОВ-ДЕФЕКТОСКОПОВ

4.1. По результатам пропуска внутритрубных снарядов-дефектоскопов может быть выполнено обследование отдельных труб, содержащих крупные стресс-коррозионные дефекты, или участка газопровода длиной менее 26 метров без его остановки. При этом давление в газопроводе снижают до величины, определяемой в соответствии с «Инструкцией по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс-коррозии».

4.2. При обследовании отдельных дефектных труб выполняют локализацию дефектов поисковыми дефектоскопами и измерение их параметров приборами, указанными в п. 2.7.

4.3. На основании результатов обследования по п. 4.2 стресс-коррозионные дефекты классифицируют в соответствии с «Инструкцией по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности». При этом принимают одно из следующих решений:

замена дефектной трубы или ее части;

организация наблюдения за оставленными в газопроводе дефектами;

ремонт дефектных участков трубы контролируемой шлифовкой.

4.5. Наблюдение за дефектами, оставленными в газопроводе, осуществляют с помощью закладных датчиков, устанавливаемых на дефект, или путем контрольного изменения параметров дефектов в течение определенного расчетом срока. Срок контрольного измерения параметров дефектов определяют в соответствии с «Инструкцией по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности».

5. РЕМОНТ ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ ТРУБ КОНТРОЛИРУЕМОЙ ШЛИФОВКОЙ

5.1. Шлифовку дефектных участков труб выполняют специально обученные шлифовальщики, сдавшие квалификационный экзамен. Контроль качества шлифовки осуществляют штатные дефектоскописты газотранспортного предприятия или специалисты привлеченных специализированных организаций. Давление в газопроводе устанавливают в соответствии с требованиями, определенными в п. 3.2.

5.2. Для визуального контроля наличия трещин шлифовальщик использует лупу диаметром не менее 60 мм с кратностью увеличения не менее 7. После исчезновения видимых через лупу трещин полируют поверхность и проверяют наличие трещин вихретоковым дефектоскопом ВД-89Н, оснащенным локальным датчиком, или магнитопорошковым методом.

5.3. Если показания дефектоскопа ВД-89Н свидетельствуют об отсутствии трещин или если трещины не видны через лупу при использовании магнитопорошкового метода, сошлифовывают слой металла толщиной 0,1 мм, выравнивают поверхность трубы и полируют ее. После этого производят повторную проверку наличия трещин и при их отсутствии считают шлифовку законченной.

5.4. Если вихретоковым дефектоскопом ВД-89Н или магнитопорошковым методом выявлены трещины, продолжают шлифовку и проверку наличия трещин до их полного исчезновения, после чего выполняют п. 5.3.

5.5. При использовании для контроля наличия трещин приборов, отличных от указанных в п. 5.2, толщину слоя металла, сошлифовываемого в соответствии с п. 5.3, принимают равной порогу чувствительности используемого прибора.

3 При интерпретации результатов измерений принимают наименьшую остаточную толщину стенки трубы с учетом погрешности толщиномеров.

5.7. Если минимальная остаточная толщина стенки трубы составляет менее 90 % от номинальной толщины стенки трубы, выполняют измерение остаточной толщины стенки трубы по всей длине сошлифованного участка с шагом не более 25 мм и выполняют прочностной расчет.

5.8. Минимальное давление разрушения отремонтированной трубы определяют в соответствии с п. 3.3. При этом параметры дефектной области заменяют параметрами сошлифованной области.

5.9. Если на участках газопровода категории III и IV минимальное давление разрушения отремонтированной трубы, определенное в соответствии с п. 5.8, меньше 1,15 от рабочего давления, ее заменяют на новую трубу или устанавливают упрочняющую муфту.

5.11. Сошлифованный участок трубы заполняют изолирующим материалом до уровня первоначальной поверхности трубы и изолируют.

5.12. Расчет минимального разрушающего давления труб после ремонта рекомендуется выполнять по программе ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОП, разработанной с использованием приведенных в настоящей Инструкции расчетных зависимостей.

Приложение 1

2. Программа оформлена в виде файла op-r.xls Microsoft Excel 97, для ее реализации на компьютере должна быть установлена русскоязычная версия этого табличного редактора.

3. Для расчета по программе необходимо выполнить следующие действия:

открыть файл op-r.xls;

сохранить файл op-r.xls под другим именем;

ввести исходные данные;

распечатать результаты расчета;

4. Файл op-r.xls открывают так же, как и другие файлы Microsoft Excel 97. Для этого необходимо выполнить одно из следующих действий:

найти и открыть файл op-r.xls двойным нажатием по нему мыши с одновременным запуском редактора Microsoft Excel 97;

6. Расчет может быть выполнен для трубы со стресс-коррозионными дефектами или для трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой. В обоих случаях исходные данные вводят на лист расчет.

7. Исходные данные для расчета остаточной прочности трубы со стресс-коррозионными трещинами.

4 В ячейках R2C7 и R3C7 установлен режим выравнивания текста по правому краю, поэтому при введении текста в эти ячейки, он будет смещаться влево. Необходимо следить, чтобы текст не пересек границу второго столбца, т.к. при этом будет закрыт исходный текст. Если текстовая информация не вписывается в указанное ограничение, рекомендуется уменьшить размер шрифта.

7.11. В первый и второй столбцы начиная с 22-й строки вводят соответственно продольную координату и проекцию глубины стресс-коррозионных трещин. При наличии общей коррозии ее глубину суммируют с глубиной стресс-коррозионных трещин в каждой точке измерений. Глубину стресс-коррозионных трещин и общей коррозии измеряют по всей длине дефектной области в ее кольцевых сечениях, расположенных на расстоянии не более 25 мм друг от друга. В таблицу заносят максимальные значения глубины стресс-коррозионных трещин и общей коррозии по результатам измерений в каждом кольцевом сечении. При этом допускается введение не более 1000 значений.

8. Исходные данные для расчета остаточной прочности трубы, отремонтированной контролируемой шлифовкой.

5 Положение кольцевых сечений необходимо выбирать таким образом, чтобы они проходили через участки сошлифованной области с наибольшей глубиной потери металла. При этом интервалы между кольцевыми сечениями могут быть не равны между собой.

9. Текстовая информация в остальных ячейках листа расчет, не перечисленных в п.п. 7, 8 должна быть оставлена без изменения, а численные значения могут быть удалены или оставлены без изменения.

10. Расчет выполняют после ввода всех исходных данных путем нажатия клавиш Ctrl-R.

11. В результате расчета для дефектной трубы на листе расчет появятся следующие значения.

допускается ремонт контролируемой шлифовкой.

12. В результате расчета для отремонтированной трубы на листе расчет появятся следующие значения.

заменить трубу или установить упрочняющую муфту;

эксплуатировать трубу без ограничения срока.

13. После выполнения расчета файл сохраняют путем нажатия на кнопку с изображением дискеты.

14. Перед распечаткой под таблицей на листе расчет вводят должность и фамилии лиц, ответственных за проведение ремонта и выполнение расчета.

15. Распечатывают лист расчет и лист рис. Для распечатки листа его надо выделить, нажав мышью на ярлык листа, а затем нажать кнопку с изображением принтера.

16. После распечатки файл сохраняют путем нажатия на кнопку с изображением дискеты.

6 ВНИИГАЗ не несет ответственность за правильность расчетов по программе ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОП, если копии файлов не направлены во ВНИИГАЗ в течение месячного срока после выполнения расчетов.

18. Примеры расчетов остаточной прочности дефектной и отремонтированной трубы и выдачи заключения, выполненных с использованием программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-ОП, приведены в Приложении 2.

Приложение 2

Обозначение дефектной (сошлифованной) области

Источник