Что такое шурфование газопровода
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
Шурфовые и буровые работы на подземных газопроводах
Подземные газопроводы всех давлений после ввода их в эксплуатацию должны подвергаться периодическим плановым ревизиям для проверки их герметичности, состояния наружной поверхности труб, изоляции, арматуры и т. д. Наиболее эффективной формой плановых ревизий являются буровой и шурфовой осмотры газопроводов.
Правилами безопасности Госгортехнадзора установлены следующие сроки проведения бурового и шурфового осмотров:
· для газопроводов, проложенных в застроенной части города и расположенных в зонах с высокой коррозионной активностью грунтов и положительными электропотенциалами на газопроводе, имеющих изоляцию типа ниже усиленной или проложенных в пучинистых грунтах, в местах бывших свалок мусора, в местах сточных вод от заводов и фабрик, а также на дворовых газопроводах осмотры должны производиться не реже чем через каждые 5 лет;
· для газопроводов, расположенных в застроенной части городов, где отсутствуют вышеперечисленные условия, а также для газопроводов, расположенных в незастроенной части города, шурфовой осмотр должен производиться не реже чем через каждые 10 лет. Буровой осмотр таких газопроводов проводить не обязательно.
Как показывает опыт, буровой осмотр является основным средством поиска утечек газа из подземных газопроводов и сооружений на них. Перед началом бурового осмотра все колодцы и коллекторы подземных сооружений, расположенные вдоль трассы, где ведутся работы, тщательно проверяются и проветриваются.
Перед началом буровых работ необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные сооружения, для уточнения места их расположения и принятия мер по безопасному выполнению работ.
После определения примерного участка газопровода, на котором будет производиться буровой осмотр, и выполнения всех подготовительных работ приступают к бурению скважин. Скважины бурят через каждые 2 м, а при наличии сварочной схемы—над каждым стыком, так как наиболее вероятным местом повреждения газопроводов являются стыковые соединения. Диаметры скважин составляют 20—30 мм, а глубина зависит от расстояния до верха трубы. Если бурение производится в мерзлом грунте, то глубина скважин должна быть на 20 см ниже газопровода, так как мерзлый грунт не дает газу распространяться вверх.
В летних условиях глубину скважин можно уменьшать. Скважины необходимо располагать в шахматном порядке по обе стороны от оси газопровода на расстоянии 300 мм, т. е. на 300 мм от стенки газопровода. Несоблюдение этих условий может привести к повреждению газопровода.
В настоящее время скважины бурят специальными пневматическими бурами, электровибраторами, электробурами, перфораторами, а также вручную. При ручном способе бурения применяют различные клинья, которые забивают в землю кувалдами и извлекают воротом. Если буровые работы ведутся в мерзлом грунте, то клинья необходимо нагреть. В зимних условиях такой вид бурения крайне нежелателен, так как при извлечении клиньев из скважины можно получить ожоги от паров, образовавшихся в процессе соприкосновения раскаленных клиньев с мерзлым грунтом. Поэтому работы необходимо проводить при строгом соблюдении техники безопасности: иметь специальную одежду, защитные очки, не становиться друг против друга, так как кувалда может отлететь и нанести травму.
Чаще всего из механических приспособлений для бурения используют электровибратор — с его помощью скважина бурится за 1 мин. Особенно удобно бурить им скважины в мягких грунтах, так как его легко извлекать; при бурении скважин в плотных грунтах возникает ряд неудобств по извлечению клиньев, поэтому приходится механизировать и процесс выемки клиньев из скважин.
Во время производства бурения по трассе газопровода со стороны движения транспорта необходимо выставить предупредительные знаки.
При бурении скважин в дорожном покрытии необходимо проявлять особую осторожность, так как резкое изменение сопротивления грунта может привести к отдаче электробура и нанести травму работающему.
Однако сам процесс бурового осмотра, связанный с бурением большого количества скважин, особенно по усовершенствованным дорожным покрытиям, связан с большими неудобствами и затратами. Поэтому ведутся поиски изучения возможности определения мест утечек газа без производства буровых работ.
Так, в соответствии с действующими правилами безопасности вместо бурового осмотра допускается проверка плотности дворовых газопроводов их опрессовкой по инструкциям, разработанным соответствующими эксплуатационными организациями.
После бурения скважин с помощью газоанализаторов приступают к проверке наличия в них газа. Кроме того, допускается применять для этой цели огонь, если скважины расположены на расстоянии более 3 м от зданий, колодцев и других сооружений. Чтобы избежать ожогов рук, огонь следует сначала поднести на расстояние вытянутой руки и только после этого опустить его в скважину.
Когда трасса газопровода проходит вдоль телефонной канализации, могут быть случаи, когда при утечках газа все каналы загазованы на значительном расстоянии.
Газ может скапливаться в тех местах, где нет истинной утечки газа. В. этих случаях необходимо сначала проветрить телефонную канализацию. Для этого необходимо до бурового осмотра произвести целый ряд подготовительных работ. Сначала надо открыть телефонные колодцы, а затем мятой белой глиной замазать все отверстия канализации, выходящие в колодец. Далее необходимо Просмотреть в ближайших колодцах, с какой стороны продолжает поступать газ, и установить направление поступления газа. Для этого следует перейти к другим колодцам, замазывая в них отверстия до тех пор, пока поиск не приведет к ограничению интервала вероятного места повреждения газопровода. На этом интервале трассы газопровода приступают к буровому осмотру.
По результатам бурового осмотра или других способов определения наличия газа в грунте определяется наиболее точное место утечек газа из газопровода. На участках скважин с наибольшей концентрацией газа приступают к раскопке шурфа. После ввода в эксплуатацию подземные газопроводы подвергают периодическим плановым ревизиям (буровые и шурфовые осмотры) для проверки их герметичности, состояния наружной поверхности, изоляции и арматуры.
Установлены следующие нормы на рытье шурфов. На каждый километр распределительного газопровода 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, гидрозатворов, изолирующих фланцев и т. д. должно быть вырыто не менее одного шурфа. Для осмотра газопроводов должны выбираться участки газопроводов, проложенные в местах с повышенной коррозионной активностью грунтов.
После раскопки шурфа приступают к устранению утечки газа. Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе.
Практика показывает, что наиболее распространенными повреждениями являются разрывы стыков; неплотности в арматуре; повреждения оголовков стояков конденсатосборников, гидрозатворов, контрольных трубок; коррозия труб, разрыв стыковых соединений труб.
Разрывы стыков газопроводов устраняются путем вварки катушки длиной не менее 400 мм или наваркой усилительных муфт. Если работы ведутся на газопроводах высокого и среднего давлений, то можно временно установить ремонтные муфты. Для этого предварительно на стык монтируют металлический бандаж, надевают разъемную муфту и приваривают. Плотность приваренной муфты проверяют опрессовкой воздухом через пробку, которая в дальнейшем заваривается.
Эти муфты применяются также в тех случаях, когда на стыках имеются не только трещины, но и сквозные отверстия в виде пор. Bo всех случаях категорически запрещается подварка стыков.
На поврежденные стыки (разрывы и трещины) должны навариваться лепестковые муфты, а на стыки с такими дефектами, как шлаковые включения, непровар и т. д., — усилительные лепестковые муфты или муфты с гофрой. Наварка муфт производится по специальной инструкции.
Артериальное кровотечение возникает при повреждении артерий и является наиболее опасным. Признаки: из раны сильной пульсирующей струей бьет кровь алого цвета.
Тяжелые кровотечения сопровождаются бледностью кожи, общей слабостью, потливостью, тошнотой, потерей сознания, судорогами.
Придать кровоточащей области приподнятое положение, осуществить пальцевое прижатие, наложить жгут.
При отсутствии жгута может быть использован любой подручный материал (резиновая трубка, брючный ремень, платок, веревка и т.п.).
Порядок наложения кровоостанавливающего жгута
Жгут накладывают при повреждении крупных артерий конечностей выше раны, чтобы он полностью пережимал артерию, при приподнятой конечности, подложив под него мягкую ткань (бинт, одежду и др.), делают несколько витков до полной остановки кровотечения.
Витки должны ложиться вплотную один к другому, чтобы между ними не попадали складки одежды. Концы жгута надежно фиксируют (завязывают или скрепляют с помощью цепочки и крючка). Правильно затянутый жгут должен привести к остановке.
К жгуту обязательно прикрепляется записка с указанием времени наложения жгута, не более чем на 1,5-2 часа, а в холодное время года не более 1 часа.
При крайней необходимости более продолжительного пребывания жгута на конечности его ослабляют на 5-10 минут (до восстановления кровоснабжения конечности), производя на это время пальцевое прижатие поврежденного сосуда. Такую манипуляцию можно повторять несколько раз, но при этом каждый раз сокращая продолжительность времени между манипуляциями в 1,5-2 раза по сравнению с предыдущей. Жгут должен лежать так, чтобы он был виден. Пострадавший с наложенным жгутом немедленно направляется в лечебное учреждение для окончательной остановки кровотечения.
Венозное кровотечение возникает при повреждении вен.
Признаки: из раны медленной непрерывной струей вытекает темная кровь.
Придать приподнятое положение конечности, максимально согнуть ее в суставе или наложить давящую повязку.
При сильном венозном кровотечении прибегают к прижатию сосуда.
Поврежденный сосуд прижимают к кости ниже раны. Этот способ удобен тем, что может быть выполнен немедленно и не требует никаких приспособлений.
Капиллярное кровотечениеявляется следствием повреждения мельчайших кровеносных сосудов (капилляров).
Признаки: кровоточит вся раневая поверхность.
Первая помощь заключается в наложении давящей повязки. На кровоточащий участок накладывают бинт (марлю), можно использовать чистый носовой платок или отбеленную ткань.
Приложенный холод способствует ослаблению кровотечения.
Газовая горелка — устройство, обеспечивающее подачу определенного количества горючего газа и окислителя (воздуха или кислорода), создание условий смешения их, транспортировку образовавшейся смеси к месту сжигания и сгорания газа. Есть горелки, у которых к месту сгорания подается только газ или газ и воздух, но без их предварительного смешения внутри горелки.
Требования, предъявляемые к горелкам:
·создание условий для полного сгорания газа с минимальными избытком воздуха и выходом вредных веществ в продуктах сгорания;
·обеспечение необходимой теплопередачи и максимального использования теплоты газового топлива;
·наличие пределов регулирования, не меньших чем требуемое изменение тепловой мощности агрегата;
·отсутствие сильного шума, уровень которого не должен превышать 85 дБ;
·простота конструкции, удобство ремонта и безопасность эксплуатации;
·возможность применения автоматики регулирования и безопасности;
·соответствие современным требованиям промышленной эстетики.
Основные функции газовых горелок: подача газа и воздуха к фронту горения газа, смесеобразование, стабилизация фронта воспламенения, обеспечение требуемой интенсивности процесса горения газа
Колодцы на газопроводах в основном служат для размещения задвижек и кранов. Их делают из кирпича и сборного железобетона. Колодцы должны быть водонепроницаемы с хорошей гидроизоляцией стенок и днища. Желательно перекрытие колодцев делать съемным (из плит) для обеспечения необходимых условий безопасности при ремонте и замене задвижек. Трубы в стенах колодцев заделывают так, чтобы обеспечивать водонепроницаемость в условиях мокрых грунтов и возможность независимой осадки стен колодца и газопровода. Чаще всего трубы заделывают смоляным канатом в гильзе, концы которой заливают битумом. При сооружении колодцев расстояния от стенок и днища колодца до задвижки и компенсатора должны обеспечивать свободное пользование различными инструментами.
Последнее изменение этой страницы: 2019-05-18; Просмотров: 2928; Нарушение авторского права страницы
Что такое шурфование 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.
ВРД 39-1.10-023-2001 Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРП в шурфах
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 Pk * 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 Кшn
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