Система диагностического обслужива ния ма гистральных газопроводов ОАО «Га зпром»: состояние и перспективы

ДИАГНОСТИКА

УДК 621.691.4.004.58:620.197.2

С.В. Алимов, М.Ю. Митрохин, ОАО «Газпром»,

В.В. Харионовский, ООО «ВНИИГАЗ»

система диагностического обслуживания магистральных газопроводов оао «Газпром»: состояние и перспективы

За последние 15 лет в диагностическом обслуживании магистральных газопроводов ОАО «Газпром» произошли коренные изменения: если в 1993-95 гг. в отрасли внутритрубная инспекция делала первые шаги и была сформулирована соответствующая программа, ориентированная на импортные дефектоскопы, то в последние пять лет была разработана и внедрена трехуровневая система комплексной диагностики и мониторинга, включающая внутритрубное обследование отечественными устройствами, наружную дефектоскопию с применением современных методов и вертолетные инспекции.

Наряду с приборным обеспечением была развита и нормативно-методическая база, в составе которой появились регламенты диагностического обслуживания, инструкции по применению различных методов и средств, срокам проведения инспекций и т.д. Специальное внимание было уделено анализу результатов диагностики: точности обнаружения дефектов, оценке их опасности, анализу работоспособности участков газопроводов с дефектами и оценке их ресурса.

Созданная в отрасли система диагностического обслуживания магистральных газопроводов позволила снизить аварийность в 2-3 раза и приблизила уровень безопасности российских газопроводов к общеевропейскому. В то же время в связи с увеличением возраста газопроводов, и прежде всего эксплуатацией головных магистралей в сложных условиях Западной Сибири и Европейского Севера, требования к системе диагностики и мониторинга возрастают и возникают новые задачи по оптимизации диагностического обслуживания с учетом анализа рисков и снижения затрат как в отдельных газотранспортных предприятиях, так и в целом по ОАО «Газпром». Поскольку это

многофакторная проблема, рассмотрим более подробно состояние и перспективы диагностики и мониторинга магистральных газопроводов.

краткая характеристика газотранспортной системы

В России создана единая система газоснабжения (ЕСГ), в которую входят мощные газовые промыслы и газотранспортные магистрали протяженностью свыше 150 тыс. км. По своим масштабам, мощностям газотранспортных систем и их параметрам (диаметры - 1420 мм, протяженность транзитных газопроводов 3^4 тыс. км), применению централизованного управления отечественная газовая промышленность не имеет мировых аналогов.

Наибольшую часть системы ЕСГ составляют газопроводы, представляющие по срокам эксплуатации три группы: I - магистрали, построенные в 196366 гг., II - в 1974-80 гг., III - в первой половине 80-х гг.

• первая группа газопроводов со средним сроком эксплуатации 45 лет практически вся сооружена по строительным нормам и правилам,которые не соответствуют действующим нормам, особенно в части допусков по

сварным соединениям и требованиям к изоляционным покрытиям. Эта группа газопроводов практически не приспособлена для проведения внутритрубной дефектоскопии. Для газопроводов этой группы характерны коррозионные повреждения на протяженных участках по нижней образующей газопроводов.

• Вторая группа газопроводов со средним сроком эксплуатации 30 лет вводилась, как правило, с камерами запуска-приема очистных поршней, с равнопроходной арматурой. Однако эти газопроводы строились с пленочными изоляционными покрытиями, защитный срок службы которых составляет 15 лет. На газопроводах этой группы также имеются значительные коррозионные повреждения, но они носят локализованный характер.

• третья группа - это газопроводы со сроком эксплуатации 20-25 лет. Эти газопроводы сооружались преимущественно из труб с заводской изоляцией в варианте Харцызского и Волжского заводов. Так как этим трубам также присущ комплекс негативных моментов, то на газопроводах данной группы также выявляется большое количество дефектов, наиболее опасными из которых являются стресс-коррозионные трещины.

Общая протяженность газопроводов 158 тыс. км.

Структура возраста газопроводов

21 -30 лет 36%

10-20 лег 26%

Динамика старения газопроводов

более 30 лет 28%

Срок эксплуатации более 30 лет

--Срок эксплуатации от 21 до 30 лет

63,5 60,062,6

35,2 32,1——"

52,7 56^. —--\ 56'8

47,349д--| 63.161>\т 476 37,1 42^»,'——| '—___41,1

5>28:9

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2018 2017 2018 2010 2020

рис. 1. структура возраста и динамика старения газопроводов ОАО «Газпром»

В целом структура возраста и динамика старения газопроводов ОАО «Газпром» показаны на рис. 1. Основными дефектами являются дефекты общей коррозии и стресс-коррозионные дефекты. Анализ показал, что динамика коррозионных дефектов в зависимости от срока эксплуатации отличается прежде всего по глубине их развития, что отражено на рис. 2.

КОНЦЕПЦИЯ ДИАГНОСТИКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

На основе анализа нормативных документов, научно-исследовательских работ в области диагностики, отечественного и зарубежного опыта эксплуатации магистральных газопроводов в ОАО «Газпром» разработано Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ, которое определяет концепцию диагностирования, организацию диагностирования и информационного обеспечения, виды, средства, периодичность диагностирования и состав работ. По Положению контроль технического состояния магистральных газопроводов осуществляется в течение всего периода и на всех стадиях создания и эксплуатации объектов. При формировании информационной базы магистральных газопроводов предусматривается проведение ранней и штатной диагностики. При штатном контроле технического состояния газопровода предусматриваются следующие виды обследований:

• обследование общего коррозионного состояния и КРН;

• обнаружение утечек;

• электрометрическое обследование состояния изоляционного покрытия;

• обследование дефектности металла трубопровода и сварных швов, измерения напряжений (внутритрубная дефектоскопия, наземное обследование с использованием различных нераз-рушающих методов контроля). Эффективно поддерживать высокий уровень надежности газотранспортной системы позволяет эксплуатация по техническому состоянию. На практике осуществить переход к эксплуатации магистральных газопроводов по техническому состоянию позволило масштабное использование внутритрубных ин-

спекционных снарядов (внутритрубной диагностикой уже достигнут уровень обследования более 20 тыс. км газопроводов в год), что привело к наиболее полному использованию ресурсных резервов газопроводов, а следовательно, и продлению сроков эксплуатации. В соответствии с концепцией были сформулированы задачи, которые охватывали не только собственно диагностику, но и оценку технического состояния газопроводов, а также предложения в программу ремонта, что показано на рис. 3. Как видно из рис. 3, выполнение

диагностических работ (задачи на левой стороне рисунка) приводит к развитию задач по повышению эффективности диагностики (правая часть рисунка). Что касается методов и средств диагностики, применяемых в настоящее время, то они даны на рис. 4 и представляют собой сочетание интегральных и локальных методов инспекции, необходимых для надежной оценки дефектов на различных участках магистральных газопроводов.

Необходимо отметить, что комплексная диагностика и инженерная оцен-

Рис. 2. Динамика образования и развития дефектов общей коррозии

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ диагностика \\ 43

ДИАГНОСТИКА

Выявление дефектов линейной части газопроводов с использованием внутритрубной диагностики и приборных средств

Оценка технического состояния трубопроводов по данным диагностирования на основе специализированных методик расчетов на прочность и остаточный ресурс. Определение безопасных режимов эксплуатации

Разработка программ ремонта на основе данных диагностирования и проведения ремонта

Продление срока службы трубопровода на основе проведения ремонтов по результатам периодического диагностирования

Создание внутритрубных средств диагностики Создание неразрушающих средств контроля Подготовка магистральных газопроводов к диагностике

Создание программ и методик расчета НДС, ресурса

Экспериментальное исследование НДС и прочности труб с дефектами

Н Разработка новых материалов, оборудования и эффективных технологий ремонта

Создание систем мониторинга за техническим ^^ состоянием мест газопроводов с дефектами Проведение мониторинга технического

состояния Установление периодичности контроля технического состояния на основе ресурсных оценок

Рис. 3. Задачи диагностики по обеспечению безопасной эксплуатации магистральных газопроводов

МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ДИСТАНЦИОННОЕ ЗОНДИРОВАНИЕ

Космический мониторинг

Вертолетное обследование

Авиационная съемка

ИНТЕГРАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ИНСПЕКЦИИ

Геодезические измерения

Метод акустической эмиссии

Приборы определения

состояния изоляционного покрытия

Магнитная интроскопия

Акустические системы контроля утечек

ЛОКАЛЬНЫЕ

МЕТОДЫ ИНСПЕКЦИИ

Ультразвуковые

Вихретоковые

Магнитные

Рентгенографический

Тензометрия

Толщи нометрия

ВНУТРИТРУБНАЯ ИНСПЕКЦИЯ

Комплекс внутритрубных средств КВД-1400 КВД-1200 КВД -1000

Магнитные дефектоскопы для диагностики трещин ДМТП КОД4М

Профилемеры

Рис. 4. Методы и средства диагностики магистральных газопроводов

Рис. 5. Организационная структура диагностики линейной части ОАО «Газпром»

ка работоспособности газопроводов, проводимая с целью обеспечения заданного уровня надежности, является альтернативным подходом следующим затратным решениям:

• технологическому, заключающемуся в снижении рабочего давления;

• гидравлическому, предусматривающему переиспытания участков газопровода повышенным давлением.

ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИАГНОСТИКИ

В ОАО «Газпром» в настоящее время сформирована и успешно функционирует комплексная система диагностики и мониторинга технического состояния производственных объектов. Организационная структура диагностики линейной части включает в себя подразделения Департамента, научные и инжиниринговые компании, отделы эксплуатации магистральных газопроводов газотранспортных обществ, инженерно-технические центры (рис. 5). Система позволяет предотвратить отказы, продлить срок службы газопроводов, оптимизировать распределение ресурсов при проведении ремонтных работ, что в целом повышает эффективность работы объектов транспорта газа.

Система диагностического обслуживания обеспечивает надежную эксплуатацию газопроводов за счет своевременного обнаружения,анализа и ранжирования дефектов, принятия решений о необходимом техническом обслуживании оборудования. Отличительными особенностями структуры диагностики являются:

• централизованное планирование и оперативное управление работами;

• комплексная диагностика, позволяющая реально оценить техническое состояние отдельных участков и газопроводов в целом;

• формулировка предложений по продлению ресурса и планированию работ по капитальному ремонту.

АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

В начале статьи было показано (рис. 1), что к 2010 г. средний возраст газопроводов составит 28 лет, в 2015 г. - превысит 30 лет. При этом протяженность газопроводов со сроком эксплуатации более 30 лет составит около 100 тыс. км.

Работы по комплексной диагностике дают возможность выполнить анализ технического состояния, что позволяет:

• установить закономерность и причины снижения технического состояния газопроводов как по регионам, так и в целом для газотранспортной системы;

• обеспечить ранжирование ремонтных участков с учетом различных критериев оценки и рисков;

• оптимизировать объемы ремонтно-восстановительных работ и снизить затраты на их проведение;

• обеспечить гарантированную безаварийную эксплуатацию газопроводов при проектном уровне рабочего давления.

Приведем отдельные примеры. На рис. 6 даны результаты внутритрубной диагностики по количеству дефектов, обнаруженных в газопроводах, а том числе и по коррозионным дефектам; а на рис. 7 показаны дефекты глубиной 30% и более от толщины стенки. Здесь же представлена динамика ремонта дефектных участков, из которой видно, что если опасные дефекты своевременно устраняются, то общее количество

Рис. 6. Обнаруженные и отремонтированные дефекты в 2003-2007 гг.

неустраненных дефектов остается значительным и, с учетом их развития, необходимо вносить уточнения в планы ежегодных капитальных ремонтов. Необходимо обратить внимание на периодичность проведения внутритрубной дефектоскопии, что позволяет принимать решение о техническом со-

стоянии газопровода. Процедура принятия решений представлена на рис. 8, где дан алгоритм оценки показателей технического состояния, их изменения и на этой основе планирования очередности ремонтных работ или мероприятий по поддержанию технического состояния газопроводов.

Ведущая российская научно-производственная компания предлагает к использованию протяженные гибкие заземлители из электроповодной резины - современные средства электрохимической защиты от подземной коррозии: газопроводов, нефтепроводов, теплотрасс, продуктопроводов, резервуаров долгосрочного хранения ГСМ, любых иных металлических сооружений любой формы и металлоемкости.

(О!

;ли

Система менеджмента качества соответствует требованиям ГОСТ Р ИСО 9001-2001

Свидетельства на товарные знаки "ЭР" и "ПАР", per. № 225481,№ 225482, № 345471, № 345472 Патент РФ № 2236483, Патент РФ № 2291226 на электроды анодного заземления Методика "Способы защиты подземных металлических сооружений от коррозии протяженными гибкими анодами (ПГА)"

ДЛЯ ВАС МЫ ГОТОВЫ ПРОВЕСТИ:

диагностику текущего состояния металлических конструкций;

подбор необходимых средств ЭХЗ;

расчет и проектирование системы ЭХЗ;

поставку электродов анодного заземления и шеф-монтаж;

консультации по всем вопросам производства и применения протяженных гибких анодов ПАР и ЭР.

ООО «МИНАДАГС» E-mail: info@minadags.ru www.minadags.ru Малая Пироговская ул., 1, МИТХТ, Москва, 119435, Т./ф.(499) 246 27 41 шоссе Энтузиастов, 5, ВНИИКП, оф. 1204, Москва, 111024, Т./ф. (495) 225 87 76

г-I

дИАГНОсТИкА

Ежегодно внутритрубной диагностикой обследуется около 17 тыс. км.

Дефектных труб  в том числе коррозионных труб

н

Э 200

203,2

£150

а

н

о 00 н

ё 100

У

5

С

О

50

107,9

101,5

-1-1-1-1-

2003 2004 2005 2006 2007

Рис. 7. Количество выявленных дефектных труб в 2003-2007 гг.

Особо необходимо выделить масштабные работы по ликвидации всплывших участков газопроводов в Западной Сибири, где их количество составляло сотни километров (рис. 9). В результате программа по ООО «Газпром трансгаз Югорск» была выполнена в 2006 г., а работы по восстановлению проектного положения газопроводов ООО «Газпром трансгаз Сургут» завершаются в 2009 г.

В практическом плане в отрасли реализуются методы и технологии обследования, которые включают в себя интегральные, локальные методы, авиационный мониторинг и внутритрубную дефектоскопию.

Следует отметить, что сегодня все используемые снаряды-дефектоскопы относятся к классу высокого разрешения, которые способны не только гарантированно выявлять дефекты, но и с высокой точностью измерять их объемные геометрические размеры и классифицировать по типам и критическому состоянию без производства шурфовочных работ. Газовая промышленность оснащена внутритрубными комплексами ново-

го поколения для диагностирования коррозионных повреждений и потерь металла на газопроводах диаметром Ду 500-700 мм и Ду 1000-1400 мм. Из последних разработок нужно упомянуть электронный профилемер, который регистрирует размеры и местоположение геометрических неоднородностей труб - вмятины, гофры, овальность, радиусы кривизны трубопровода во всех плоскостях (ПО «Спецнефтегаз» и «Саратовгазавтоматика»). Новым направлением является разработка НПО НПЦ «Конкор» дефектоскопа на принципе бесконтактного ультразвука. Метод позволяет одновременно выявлять продольно и поперечно расположенные дефекты, и, в отличие от магнитных методов контроля, трубопровод не намагничивается и на его внутреннее покрытие не оказывается механическое воздействие. Также разработаны снаряды для выявления стресс-коррозионных трещин (МНП «Спектр» и «Автогаз» - дефектоскоп КОД-4М-1420 и ПО «Спецнефтегаз» - дефектоскопы серии ДМТП на диаметры 1000-1400 мм).

Наряду с внутренней дефектоскопией ОАО «Газпром» заинтересовано в создании системы дистанционного зондирования, способной осуществлять контроль положения, утечки, состояние трасс и т.п.

Сочетание высокопроизводительных аэрокосмических методов дистанционной диагностики и внутренней дефектоскопии позволит снизить эксплуатационные затраты за счет оптимизации и снижения объемов выборочного ремонта и реконструкции газопроводов. Особую роль в диагностике занимает анализ напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков газопроводов.

В области создания систем измерения напряжений развиваются и совершенствуются направления, основанные на ультразвуковых,тензометрических, магнитных и элетромагнитных методах измерения. Среди существующих приборов следует отметить ультразвуковой прибор ПИНТ разработки НИИИС.

ДОАО «Оргэнергогаз» развивает работы с использованием «интеллектуальных

1) Вычислить показатель технического состояния ЛЧ ЪАТРмг^итРВТд

Ы.

2) Оценить скорость изменения показателей

Рмг Р^г ИЛИ Увтд Рвтд рп гВТД

*э *п *э

11

3) Установить очередность проведения ремонтных работ в порядке убывания величины ранга опасности

или

ч

К-ВТД 1ВТД ^втд ч

4) Определить мероприятия по поддержанию технического состояния ЛЧ МГ

7 \ 7 К / 4 /

ВТД ЛЧ МГ с интервалом в пять лет. Проведение выборочного ремонта с преимущественным применением технологий ремонта, не требующих остановки транспорта газа

ВТД ЛЧ МГ с интервалом в менее пяти лет (интервал времени определяют по СТО Газпром 2.2.3-095-2007

Диагностика с применением наружных сканеров дефектоскопови переизоляция участка с частичнойзаменой _труб_

ВыводДЧ МГ (участка МГ) в капитальный ремонт с полной заменой труб

рис. 8. процедура принятия решений по результатам определения технического состояния лч мг

вставок», оснащенных тензометриче-скими датчиками.

Для выбора конкретного места установки «интеллектуальной вставки» на участках с тектоническими и оползневыми процессами ООО «ВНИИГАЗ» разработана методика определения наиболее напряженных зон газопроводов. «Интеллектуальные вставки» были внедрены на сухопутном участке газопровода «Россия - Турция» и предлагаются к использованию на оползневых участках ООО «Перм-трансгаз» и ООО «Кубаньгазпром». В последнее время все большее значение в комплексе работ по диагностике и мониторингу приобретает обследование и контроль технического состояния объектов транспорта газа с применением авиационных средств. Основными видами обследований при этом являются:

• лазерная локация для обнаружения утечек газа;

• тепловизионная съемка;

• аэрофотосъемка.

Проведение этих обследований направлено на решение следующих задач:

• определение пространственного положения газопровода;

• выявление участков газопроводов с непроектной глубиной заложения;

• обнаружение утечек газа;

• съемка трасс для проектирования капитального ремонта и реконструкции;

• контроль несанкционированных работ в зоне минимально допустимых расстояний.

Неоспоримым преимуществом вертолетного обследования магистральных газопроводов различными дистанционно-диагностическими методами является высокая производительность работ и возможность их проведения без изменения режимов транспортировки газа. Необходимо отметить, что в последнее время существенно повысилась эффективность вертолетных обследований за счет применения современного оборудования высокого разрешения. Обнаружение и своевременное устранение утечек в газопроводе позволяет не только не допустить потерю большого объема газа, но и предотвратить возникновение аварийных ситуаций. Определение глубины залегания является важной информацией для обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов. Особое внимание уделя-

ется участкам, проложенным в условиях вечной мерзлоты и в районах активной деятельности человека. В условиях вечной мерзлоты и сильной обводненности выход газопровода на поверхность, как правило, связан с возникновением дополнительных напряжений в стенке трубы, что увеличивает вероятность возникновения аварийных ситуаций. В районах с активной хозяйственной деятельностью человека при заглублении газопроводов меньше проектного возникает дополнительный риск повреждения газопровода сельскохозяйственной и другой техникой.

комплексы на основе беспилотных летательных аппаратов

В 2007 г. по заданию Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа «Газком» совместно с «Беспилотными системами», «Научно-производственной корпорацией «Иркут» и «Инженерного центра «Ге-омир» провели опытно-промышленную апробацию БПЛА на объектах транспортировки газа в «Волготрансгаз», «Пермтрансгаз» и «Тюментрансгаз».

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ диагностика \\ 47

дИАГНОсТИкА

ООО «Газпром траннсгаз Сургут» 2006-2009 годы

200п

1504

100

504

132,0

74,5

Общая протяженность всплывших участков Отремонтировано

57,5

28,7 28,8 24,2

4,6 4,6

2006

2007 2008 1_

2009 ООО «ТГазпром трансгаз Югорск» 2003-2006 годы _?

План воо 754,0

700 600 500 400 300 200 100 0

604,0

Общая протяженность всплывших участков Отремонтировано ^

407,7

150,0

196,3

2003

2004

2005

191,4 191,4

2006

Рис. 9. Выполнение комплексных программ ликвидации всплывших в результате потери продольной устойчивости участков газопроводов

Всего в ходе работ выполнено 84 полета, получена видеоинформация (телевизионная и тепловизионная) общей продолжительностью более 50 часов, сделано 3244 цветных фотографий о состоянии более 2500 км магистральных газопроводов в однониточном исчислении. Фото- и видеоинформация имеет координатную привязку. В ходе практических полетов проведены 8 сеансов передачи целевой видеоинформации по спутниковому каналу связи на устройства отображения, размещенные в помещениях администрации ОАО «Газпром», ООО «Волготрансгаз» и ООО «Перм-трансгаз».

Результаты выполненной работы показали, что БПЛА по своим эксплуатационно-техническим характеристикам могут использоваться для мониторинга и обследования магистральных газопроводов, точечных и площадных объектов с целью обеспечения их технологической безопасности, охраны и антитеррористической защиты.

СКАНЕРЫ- ДЕФЕКТОСКОПЫ

Значительное развитие получают работы по автоматизированной отбраковке труб при капитальном ремонте с применением сканеров-дефектоскопов. В 2007 г. магнитные сканеры, разработанные фирмой «Газприборавтоматика-сервис», применялись при капитальном ремонте газопроводов «Тюментрансга-за» (4 комплекса) и «Волгоградтрансга-за» (1 комплекс).

Десять ультразвуковых сканеров разработки МГТУ им. Н.Э. Баумана работали в «Лентрансгаз», «Севергазпром», «Сургутгазпром», «Кавказтрансгаз» и других обществах.

Опытную отработку на газопроводах «Севергазпром» проходит магнитный сканер-дефектоскоп, разработанный фирмами «Дефектоскопия» и «Молния».

ОЦЕНКА ЦЕЛОСТНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ И РИСКОВ

С увеличением срока эксплуатации магистральных газопроводов возрастает количество дефектов, что снижает уро-

вень безопасной эксплуатации и требует значительных средств на поддержание технического состояния газопроводов. В этих условиях, как у нас в стране, так и за рубежом, наибольшая эффективность достигается при проведении на постоянной основе анализа технического состояния газопроводов на единой методической и приборной базе. Назрела необходимость создания условий для осуществления анализа и прогноза технического состояния по единой технологии и критериям для всех газопроводов ОАО «Газпром» с постановкой и решением следующих задач:

• разработка и осуществление анализа для всех магистральных газопроводов с периодом 1 раз в год с выдачей ежегодных отчетов по техническому состоянию газопроводов в границах ЛПУ, газотранспортных обществ и в целом по ОАО «Газпром»;

• оптимизация проведения диагностических и ремонтно-восстановительных работ по результатам анализа, в т.ч. переизоляции;

• вывод отдельных ниток и всей единои газотранспортной системы на гарантированное проектное давление и поддержание их дальнейшей безаварийной эксплуатации;

• создание единой технологии анализа технического состояния газопроводов и критериев оценки, с автоматизированным сбором и обработкой информации.

В результате должны быть решены следующие задачи:

• разработка технологии анализа, отбор критериев оценки и построение алгоритма;

• оценка уровня безопасного давления при дальнейшей эксплуатации для каждого участка и ниток газопроводов в целом;

• определение оптимизированных объемов ремонтно-восстановительных работ для вывода и поддержания участков газопроводов на проектном уровне рабочего давления;

• расчет приоритетов вывода участков газопроводов в ремонт с учетом показателей риска.

выводы и предложения

Из представленных материалов следует:

• в отрасли функционирует система комплексного диагностического обслуживания, которая охватывает инспекцию всей системы магистральных газопроводов протяженностью свыше 150 тыс. км со средним сроком эксплуатации свыше 30 лет;

• применение внутритрубной дефектоскопии в сочетании с наземными методами электрометрии, обследований в шурфах, а также авиационных облетов позволяют получить детальную картину технического состояния магистральных газопроводов;

• несмотря на то, что затраты на диагностическое обследование существенно ниже затрат на другие методы (испытания участков, снижение давления), требуется проведение исследований, направленных на повышение их эффективности, оптимизацию затрат в области периодичности, объемов и качества оценки результатов;

• существующие объемы диагностики и капитального ремонта позволяют сдерживать ухудшение технического состояния, но не способны повысить его уровень. Необходим ежегодный анализ технического состояния, оценка аварийности и рисков (оценка ущерба) отдельных газопроводов, основных их коридоров и газотранспортной системы в целом;

• в практическом плане необходимо последовательное наращивание объемов диагностических работ с таким расчетом, чтобы в ближайшие пять лет на всех магистральных газопроводах была выполнена не менее двух раз внутритрубная инспекция, что позволит достоверно выявить дефекты и оптимизировать планирование объемов текущего и капитального ремонта;

• существующая система диагностического обслуживания нуждается в развитии с позиций прогноза технического состояния, разработки решений по управлению целостностью эксплуатируемых магистральных газопроводов и создания диагностических систем для перспективных газопроводов, в том числе в условиях Крайнего Севера.

WWW.NEFTEGAS.INFO