Доклад на XI Международном техническом симпозиуме «ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ-2015» (24 апреля 2015 г., Москва)
1. Сегодня капитальный ремонт магистральных газопроводов и газовых объектов является основным методом обеспечения работоспособности и надежной эксплуатации «старых» МГ и ГО, отработавших более 30 лет. Этот ремонт производится методом переизоляции газопровода с полной или частичной заменой труб. В основе принятия решения о проведении капитального ремонта лежит комплексная оценка технического состояния газопровода. Эта оценка производится на основе диагностических работ на газопроводах и их предремонтного обследования [1-6]. Причем оценка технического состояния МГ и ГО характеризуется [2]:
- состоянием металла труб и сварных соединений;
- состоянием изоляционного покрытия и возможностями средств электрохимзащиты.
Следует отметить, что при сплошной замене труб на участках МГ и ГО до 50% демонтированных труб можно использовать повторно [1]; известны случаи более высокого процента использования труб, бывших в употреблении. Так, при капитальном ремонте МГ САЦ-4-1 в 2003-2005 гг. в ООО «Газпром трансгаз Волгоград» использовано:
- Палласовское ЛПУ 221-245 км – 83% б/у труб;
- Калачеевское ЛПУ 353-580 км – 83% б/у труб;
- Усть-Бузулукское ЛПУ:
422-482 км, 527-553 км – 78-88% б/у труб;
486-499 км, 501-527 км – 69-75% б/у труб.
Это относится к низколегированным трубам ᴓ 1220х12, 1220х12,4 из сталей 17Г1С и 17Г2СФ по ГОСТ 19281.
Авторы [5] утверждают, что ежегодные объемы капремонта недостаточны для поддержания надежности и безопасности газотранспортной системы и их нужно увеличить минимум в 3-5 раз. Одновременно предлагаются и пути решения проблемы по поддержанию эксплуатационной надежности и безопасности ГТС ОАО «Газпром» и ее обновления до 2030 г. В числе этих путей и значительное увеличение числа ремонтно-строительных потоков (РСП), а также разработка нового универсального изоляционного комплекса. Нам представляется, что такой подход является очень затратным.
2. Наше предложение направлено на создание альтернативного (инновационного) метода капитального ремонта на основе использования 2-этапного ЭПБ. Оно может использоваться в первую очередь для газопроводов Ду 300-1400, сооруженных из малоуглеродистых или низколегированных сталей 1-го и 2-го поколений. Это стали марок 19Г, 17ГС и 17Г1С, 17Г1С-У, 17Г2СФ, 14ГС, 14ХГС, 12Г2С, которые использовались для сооружения газопроводов в 1957-1975 гг., неприспособленных к внутритрубной инспекции и эксплуатируемых более 30 лет.
2.1. Наше предложение находится в правовом поле ПЭ МГ – п. 6.8.9, который вводит в практику понятие «комплексный капитальный ремонт МГ».
2.2. Наш подход к проведению альтернативного метода капремонта предусматривает проведение 2-этапного ЭПБ (схема 1). На первом этапе ЭПБ на основе нормативных документов ОАО «Газпром» и Ростехнадзора изучается технологическая история МГ (участка) за весь период его эксплуатации. Затем существующими в ОАО «Газпром» методами диагностического и предремонтного обследования осуществляется оценка текущего технического состояния МГ (а технологические возможности оценки технического состояния МГ (участка) в ОАО «Газпром» хорошо отработаны [1-6], и на этой базе определяются трубы (участки), безусловно подлежащие замене (вырезке).
2.2.1. В рамках 1-го этапа производится монтаж новых изолированных труб взамен вырезанных на участках МГ, т.е. выполняется выборочный капремонт в стандартном варианте. Остальные трубы не извлекаются из траншеи, т.е. она не вскрывается. После испытаний (по усмотрению заказчика) МГ/ГО готов к эксплуатации.
3. В рамках 2-го этапа ЭПБ производятся специальные испытания 3-5 труб, произвольным образом выбранных из числа вырезанных на 1-м этапе на участке 30-100 км. Эти испытания проводятся на специальном гидравлическом стенде по типу имеющегося в ЦНИИ КМ «Прометей» (г. Санкт-Петербург). Стенд является собственностью ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург».
3.1. Испытания труб выполняются применительно к «Методике стендовых испытаний газонефтепроводных труб при циклическом нагружении, включая испытания с имитаторами дефектов» [7]. К имеющимся на отобранных трубах эксплуатационным повреждениям (в основном коррозионного характера) могут быть выполнены имитаторы дефектов различного типа.
Методика была разработана применительно к испытаниям одношовных прямошовных стальных труб из штрипса категорий прочности Х70, К60, Х80, К70. Методика была согласована с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2007 г. Она может быть адаптирована к проведению испытаний труб, бывших в эксплуатации. Методика использована для проверки работоспособности основного металла и сварных соединений натурных труб в условиях нагружения, максимально приближенных к эксплуатационным. Ресурсные испытания трубы проводятся давлением, изменяющимся по специальной программе согласно «модельному спектру нагружения», соответствующего эксплуатационному. Для каждого МГ или ГО устанавливается по диспетчерским данным свой характер нагружения испытываемой трубы.
После ресурсных испытаний труба подвергается статическому разрушению. При этом определяется циклическая прочность до образования трещины и циклический ресурс трубы, а также коэффициент снижения конструктивной прочности при наличии дефектов после ресурсных испытаний. Затем проводятся лабораторные и специальные исследования металла труб и металла сварных соединений, устанавливается возможный темп старения металла труб.
По результатам испытаний на стенде и металлографических исследований устанавливается предельный возможный ресурс трубы. На этой основе может устанавливаться допустимый (предельный) или поэтапный новый срок эксплуатации МГ (в зависимости от пожеланий заказчика).
Основные результаты и подробности испытаний, целью которых было подтверждение эксплуатационной надежности разработанных труб, изложены в [8].
3.2. По результатам проведенных на стенде испытаний и с учетом работ 1-го этапа ЭПБ (газопровод к этому времени уже эксплуатируется) проводится 2-й этап ЭПБ, на котором в зависимости от исходного технического состояния и проведенного частичного капремонта устанавливается новый срок эксплуатации «старого» газопровода, который может составлять 15-25 лет. Общий срок работы «старых» газопроводов из малоуглеродистых и низколегированных сталей класса не выше К60 с учетом продления работы «старых» газопроводов может составить 60-80 лет в зависимости от их нынешнего технического состояния. Известно, что МГ «Серпухов – Ленинград» из стали марок 14ХГС и 19Г Ду 700, введенный в эксплуатацию в 1959 г., находится в удовлетворительном техническом состоянии.
Необходимо отметить, что при проведении 2-этапного ЭПБ предусматривается использование патента № 2442114 «Способ определения работоспособности стальных газонефтепроводных труб» [9]. Патентообладатель – ФГУП ЦНИИ КМ «Прометей» (г. Санкт-Петербург), срок действия патента – до 23 марта 2030 г.
3.3. Необходимо отметить, что сегодня в стране успешно продлевается ресурс (срок службы) стратегических ракет (до 2,5 сроков первоначального ресурса), атомных реакторов, самолетов, судов, кораблей, грузовых железнодорожных вагонов на государственном и корпоративных уровнях, и это объективная экономическая реальность. Такой стратегический подход позволяет экономить значительные средства владельцам этих технологических объектов при их нормальном функционировании. Следует отметить, что продление ресурса производят даже в столь чувствительных областях, как стратегическая оборона страны и атомная промышленность.
3.4. Следует отметить, что пп. 4-8, 15 «Порядка продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах» (далее – Порядок) [10], выпущен фактически взамен РД-03-484-02 – основного руководящего документа в области обеспечения промышленной и экологической безопасности опасных производственных объектов, допускает продление ресурса сооружений. Если отсутствуют сведения о нормативных сроках эксплуатации, то решение о продлении срока безопасной эксплуатации может приниматься равным сроку эксплуатации аналогичного технического устройства или сооружения. В соответствии с п. 8 Порядка технические устройства и сооружения могут эксплуатироваться «на срок до прогнозируемого наступления предельного состояния (остаточный ресурс) или на определенный период (поэтапное продление срока эксплуатации) в пределах остаточного ресурса».
Таким образом, творческий подход к документу Ростехнадзора [10] делает возможным использование опыта ОАО «Газпром» по эксплуатации таких МГ, как «Серпухов – Ленинград» Ду 700 из сталей 19Г, 14ХГС, эксплуатируемого без проблем с 1959 г., регионального МГ «Курганинск – Лабинск» Ду 300 из стали Ст20, эксплуатируемого более 50 лет в ООО «Газпром трансгаз Краснодар», МГ «Казань – Горький» эксплуатируемого более 56 лет в ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» и ряда других.
Для возможности реализации альтернативного ремонта МГ и ГО в виде 2-этапного ЭПБ целесообразно разработать «Методику установления допустимого (предельного) срока безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых МГ из малоуглеродистых и низколегированных сталей как предельного случая ЭПБ» в виде изменений и дополнений к пп. 4-8 к Порядку [10]. Разработанный документ утверждается ОАО «Газпром» и Ростехнадзором.
4. К вопросу обеспечения противокоррозионной защиты МГ и ГО. Есть два нормативных подхода к решению этой проблемы, суть которых заключается в следующем. Табл. 4 и 5 ГОСТ Р 51164-98 требуют поддержания величины поляризационного потенциала на МГ, вполне определенного (безопасного) значения на весь период его эксплуатации. С другой стороны, п. 10.2 СНиП 2.05.06-85 требует безаварийной работы трубопроводов (по причине коррозии) в течение всего эксплуатационного срока (который часто не установлен нормативно). При реальных сроках эксплуатации МГ и нормативных сроках службы изоляционного покрытия эти требования крайне противоречивы. Это означает, что при проведении ЭПБ к каждому МГ и ГО необходим индивидуальный подход.
Сегодня можно констатировать, что защитное покрытие «старых» газопроводов исчерпало свой ресурс, и противокоррозионная защита не в полной мере выполняет (при стандартных подходах) свои функции. Данные по нормативным срокам службы защитных покрытий приведены в таблице 1, и на всех «старых» газопроводах изоляционное покрытие разрушено [11]. Правила эксплуатации МГ, введенные в действие ОАО «Газпром» в мае 2010 г., трактуют МГ с разрушенным (исчерпавшим ресурс) защитным покрытием как инцидентное состояние (термин 3.18).
Из таблицы следует, что противокоррозионная защита «старых» газопроводов находится в проблемном состоянии.
При использовании альтернативного метода ремонта в виде 2-этапного ЭПБ встает вопрос об обеспечении противокоррозионной защиты МГ и ГО. Вынужденная необходимость дальнейшей эксплуатации МГ и ГО, характеризующихся неудовлетворительным состоянием большей части изоляции, которая утратила защитные свойства, вынуждает эксплуатационный персонал находить решения по созданию управляемой противокоррозионной защиты (далее – ПКЗ), обеспечивающей стопроцентную защиту от коррозии газопровода [12]. При этом выборочный ремонт изоляции, в т.ч. по результатам ВТД, чаще всего усугубляет неравномерность защитных свойств системы ПКЗ. Здесь используются установки автономной катодной защиты, протяженные гибкие анодные заземления.
Однако практика показала, что обеспечения нормативной величины потенциала можно добиться при увеличении числа УКЗ (как вынужденного решения при разрушении битумной и пленочной изоляции), т.е. уменьшения плеча защиты: технологический эффект достигается и газопровод может десятилетиями эксплуатироваться, не подвергаясь значительному коррозионному износу.
При недопустимости сокращения уровня ПКЗ предлагается [13] метод восстановления работоспособности ПКЗ путем реконструкции анодного заземления существующих защитных установок с использованием двухслойных протяженных гибких анодов. Работы проводились на продуктопроводе «Полоцк-Вентспилс» Ду 530, эксплуатируемом 40 лет, имеющем катодную защиту со средней длиной защитной зоны единичной установки около 7 км. Итог утешительный: техническое решение по реновации ПКЗ соответствует национальному стандарту ГОСТ Р 51164-98, регламентирующему требования к защите магистральных трубопроводов от подземной коррозии.
5. В общем случае ожидаемая экономия затрат при использовании альтернативного ремонта (модернизации) МГ и ГО может оцениваться следующим образом. Из ожидаемых (расчетных) затрат на традиционный капитальный ремонт (реконструкцию) МГ или участка минусуются затраты на установление нового (предельного) срока его безопасной эксплуатации (это затраты на проведение выборочного капитального ремонта МГ или участка плюс затраты на проведение испытаний труб на специальном гидравлическом стенде, металлографических исследований металла этих труб и сварных соединений, и затраты на выполнение двух этапов ЭПБ). Следует отметить, что такой подход позволяет значительно уменьшить время нахождения МГ в капитальном ремонте.
5.1. Экономическая эффективность использования альтернативного метода ремонта (в принципе, это инновационный способ ремонта) оценочно определяется нижеследующими величинами по двум направлениям:
- снижение стоимости капремонта МГ и ГО по альтернативному методу (инновационный ремонт с использованием патента № 2442114) на 20-60% в зависимости от их технического состояния;
- снижение себестоимости транспортирования газа на 3-4% по отдельным МГ и ГО.
5.2. Интегрально уменьшение затрат на капремонт при альтернативном (инновационном) методе ремонта повлияет на изменение тарифов на услуги транспортировки газа по магистральным газопроводам [14]. Причем структура расходов на транспортировку газа принимается в соответствии с общеустановленными правилами применительно к понятиям «расходы» и «себестоимость» [15, статья 253; 16]. Причем срок окупаемости по альтернативному методу ремонта может приниматься в пределах нового срока эксплуатации, установленного в результате 2-этапного ЭПБ [14 п. 59].
Заключение. Ожидаемые экономические и технологические возможности использования альтернативного (инновационного) метода капитального ремонта «старых» МГ и ГО из низколегированных сталей (уменьшение в ближайшей перспективе тарифов транспортирования газа, решение, в принципе, стратегической задачи ОАО «Газпром» по обеспечению работоспособности «старых» МГ и ГО при сохранении их технологических возможностей) делает необходимым проведение опытно-промышленной апробации предложенного метода в 2015-2017 гг. в одном из трансгазов при координирующей роли ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» как собственника стенда, опыта продления срока работы своих «старых» МГ, многолетнего опыта сотрудничества с ЦНИИ КМ «Прометей» – разработчиком и испытателем различных марок сталей. Целесообразно реализовать предлагаемые подходы на МГ «Белоусово-Ленинград», эксплуатируемом с 1967 г. (сталь 17Г1С ГОСТ 5520) с подключением к работе авторов патента № 2442114 через ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург».
Литература:
1. М.Ю. Митрохин, И.И. Веллиулин и др. Анализ эффективности диагностических работ на линейной части газопроводов. – Территория Нефтегаз, 2012 г., №2, с.28-30.
2. А.А. Филатов, Н.Х. Халлыев и др. Повышение эффективности капитального ремонта магистральных газопроводов на основе совершенствования диагностики технического состояния. – Территория Нефтегаз, 2012 г., №2, с.25-27.
3. И.И. Веллиулин, А.Ф. Решетников и др. Анализ эффективности диагностических и ремонтных работ на линейной части магистральных газопроводов. – Газовая промышленность, 2011, №6, стр. 57-59.
4. В.Н. Колотовский. Оценка параметров антикоррозийной защиты газопроводов перед капитальным ремонтом, на основе данных интенсивных электроизмерений. – Газовая промышленность, 2009, №5, стр. 56-58.
5. Н.Х. Халлыев, Б.Н. Антипов и др. Концепция продления срока надежной и безопасной эксплуатации ЛЧМГ. – Газовая промышленность, 2009, №6, стр. 52-54.
6. А.А. Филатов, М.Ю. Митрохин и др. Планирование капитального ремонта газопроводов-отводов. – Газовая промышленность. Спецвыпуск. Надежность и ремонт объектов ГТС, 720/2015, с. 31-34.
7. Методика стендовых испытаний газонефтепроводных труб при циклическом нагружении, включая испытания с имитаторами дефектов. Санкт-Петербург, 2007 г., стр. 38.
8. А.В. Ильин, А.К. Васильев и др. Стендовые испытания новых труб для магистральных трубопроводов. – Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2011 г., №10.
9. Патент РФ №2442114. Способ определения работоспособности стальных газонефтепроводных труб магистральных трубопроводов. Авторы: А.В. Орыщенко, В.П. Леонов, Г.А. Фокин, В.Н. Сивоконь, В.К. Суринович и др. Заявлен 23.03.2010 г., опубликован 10.02.2012 г. Срок действия до 23.03.2030 г., на 2 листах.
10. Порядок продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. Утвержден Минприроды и экологии РФ приказом №195 от 30 июня 2009 г.
11. В.В. Притула. Технико-экономическая эффективность противокоррозионной защиты. – Трубопроводный транспорт, 2011 г., №6 (28).
12. В.А. Попов, Е.С. Лукин, А.В. Попов. Управляемая система защиты от коррозии газопровода с изоляцией, утратившей свой ресурс. Коррозия. – Территория Нефтегаз, №1 (27), стр. 100-103.
13. В.В. Притула. Инновации ОАО «ВНИИСТ» в области коррозионной диагностики и восстановления уровня противокоррозионной защиты магистральных трубопроводов. – Трубопроводный транспорт, 2012 г., №6 (34), стр. 4-7.
Опубликовано в "Вестнике арматурщика" № 6 (26) 2015
