1.2.10 Рекомендации по дальнейшей эксплуатации газопровода
Выработка рекомендаций по оценке опасности выявленных дефектов потери металла производилась по международному стандарту DNV RP-F101-
1999.
Основанием выбора данного стандарта является:
международная категория стандарта;
менее консервативный подход и менее жесткий расчет определения опасности дефекта;
относительно новая разработка по сравнению со стандартом АSME B31G.
В результате проведенного расчетного анализа все выявленные дефекты потери металла на данном участке газопровода были подразделены на 3 категории опасности:
докритический дефект - дефект неопасный на момент проведенной инспекции, но требует последующего контроля в течение периода менее 5 лет;
критический дефект - дефект опасный, требует принятия соответствующих мер безопасности (снижения рабочего давления до рекомендуемого уровня) и проведения дополнительного контроля;
закритический
дефект
- дефект опасный, требует немедленной
остановки и вывода в ремонт участка
трубопровода.
Присвоение категории опасности определяется эксплуатационными
характеристиками газопровода и производится в следующем порядке:
присваивается категория опасности каждому дефекту;
присваивается категория опасности каждой дефектной трубе по максимальной категории опасности дефектов, выявленных на ней;
участок газопровода разбивается на подучастки (по запорной арматуре);
каждому подучастку присваивается категория опасности по максимальной категории опасности труб на данном подучастке;
всему участку трубопровода присваивается категория опасности по максимальной категории опасности подучастков.
Участок газопровода разбивается на подучастки. Затем для каждого подучастка приводятся статистические данные и таблица дефектов, ранжированная по степени опасности.
Приводится перечень подучастков газопровода с категорией закритический дефект, рабочее давление на которых должно быть снижено в целях предотвращения аварий.
Для вывода подучастка на проектное давление необходимо устранить указанные в таблицах дефекты, разбитые на группы и ранжированные по возрастанию безопасного давления. Таким образом, устраняя дефекты по группам, можно повышать безопасное давление на подучастке.
1.3 Обоснование капитального ремонта участка газопровода
В мае 2007 года службами ЛЭС Горнозаводского и Кунгурского ЛПУмг совместно с НПО «Спецнефтегаз» проведено диагностическое обследование (запуск очистных устройств и дефектоскопов) магистрального газопровода «Уренгой - Центр II» с 1446 км (КЦ-7 Горнозаводского ЛПУМГ - камера запуска поршня) до 1578 км (КЦ-5 Кунгурское ЛПУмг - камера приема поршня).
Данные
по обследованию линейной части занесены
в компьютерную базу данных, позволяющую
произвести текущую комплексную оценку
технического состояния газопровода.
На основании изучения и анализа обработанных материалов по
внутритрубному диагностическому обследованию участка газопровода
«Уренгой - Центр II» с 1446 по 1578 км, проведенному НПО «СПЕЦНЕФТЕГАЗ» в 2007 году, рабочая комиссия составила следующие документы:
акт по результатам обследования участка газопровода;
ведомость дефектов, подлежащих ремонту;
схему расположения дефектов с привязкой их к пикетам (километражу) данного участка газопровода.
Обобщенные результаты обследования:
маркеров 44;
кранов 7;
тройников 15;
секций труб всего 12759;
представлено поврежденных труб 70;
всего оцененных дефектов 141; В том числе по видам повреждений:
потеря металла на 52 трубах;
продольные трещины на 14 трубах;
аномальные швы 4;
вмятины 5 на 4 трубах;
аномалии и технологические дефекты 11 на 10 трубах.
Такой вид повреждения, как потеря металла, указывает на уменьшение толщины стенки трубы на обозначенную глубину (в процентах от толщины стенки трубы):
до15% 38 на 36 трубах;
от 15 до 30% 15 на 13 трубах;
от
30 до 50%
6 на 3 трубах.
Акт по результатам обследования с журналом выявленных дефектов (см. приложение Д) и схемой дефектов предоставлен в производственный отдел эксплуатации магистральных газопроводов и газораспределительных станций (ПОЭМГ и ГРС) ООО «Газпром трансгаз Чайковский» для определения очередности вывода участков в капитальный ремонт и (или) включения в план технической диагностики. Акт по результатам обследования и схема расположения дефектов утверждаются главным инженером ООО «Газпром трансгаз Чайковский».
На основании ведомости дефектов, Горнозаводская ЛЭС разработала дефектную ведомость на предмет ремонта участка газопровода «Уренгой - Центр II» с 1464 по 1480 км. Дефектная ведомость утверждается руководителем ЛПУМГ и является основанием для разработки подрядной организацией локальной сметы на ремонт линейной части.
Согласно дефектной ведомости на участке газопровода «Уренгой – Центр II» с 1464 по 1480 км подлежат устранению:
потеря металла 9 дефектов;
продольные трещины 7 дефектов;
аномальные швы 1 дефект;
вмятины 3 дефекта;
аномалии и технологические дефекты 3 дефекта.
Так как на участке газопровода с 1446 по 1480 км находятся семь из четырнадцати обнаруженных дефектов - (50 процентов), обозначенных как продольные трещины, и три из пяти - (60 процентов) вмятин, принято решение о первоочередном выводе данного участка газопровода в ремонт.