Методические рекомендации по проведению техникоэкономического предремонтного обоснования вывода в капитальный ремонт газопроводов ПАО "Газпром"

УДК 66.026.2.

А.А. Филатов, к.т.н., начальник Департамента ПАО «Газпром»

Методические рекомендации по проведению технико-экономического предремонтного обоснования вывода в капитальный ремонт газопроводов ПАО «Газпром»

Разработана методика, на основе которой можно гармонизировать нормативную документацию по назначению метода ремонта и определению количества труб, подлежащих замене, при производстве капитального ремонта. В методике изложены математические модели для расчета количества труб, подлежащих замене. Предлагается для газопроводов, на которых проводится внутритрубное техническое диагностирование, выполнить расчет количества труб, подлежащих замене по условиям прочности, трудоемкости шлифовальных работ и по данным о вероятности обнаружения дефектов. Если газопровод подвержен стресс-коррозионному растрескиванию под напряжением, то необходимо также учесть наличие стресс-коррозионных трещин с размерами, по глубине не превышающими порог чувствительности внутритрубного дефектоскопа. Перед проведением расчетов размеры дефектов должны корректироваться с учетом систематической и среднеквадратической погрешностей измерения, которые определяются по результатам внутритрубного технического диагностирования и неразрушающего контроля в шурфах, выполняемого при предре-монтном обосновании. Для газопроводов, не удовлетворяющих требованиям контролепригодности по внутритрубному техническому диагностированию, количество труб, подлежащих замене, оценивается по эмпирической модели, основанной на корреляции между протяженностью поврежденного защитного покрытия и дефектными трубами. Если установлено, что газопровод подвержен стресс-коррозионному растрескиванию под напряжением, то в этом случае количество труб со стресс-коррозионными трещинами устанавливается по статистическим данным о плотности труб с стресс-коррозионными трещинами на 1 км. Корректировка количества труб, подлежащих замене, осуществляется по средней поврежденности дефектных труб. Для этого по результатам коррозионных обследований с использованием эмпирических моделей определяется показатель технического состояния и количество дефектных труб, по значениям которых вычисляется средняя поврежденность дефектных труб. А по результатам неразрушающего контроля в шурфах определяется фактическая средняя поврежденность дефектных труб. И количество труб, подлежащих замене, корректируется пропорционально отношению фактической средней поврежденности дефектных труб к средней поврежденности дефектных труб, установленной по результатам коррозионных обследований.

Ключевые слова: газопровод, поврежденность, дефект, капитальный ремонт, внутритрубное техническое диагностирование.

A.A. Filatov, Candidate of Science (Engineering), Head of Department, Gazprom Public Company

Guidelines for the feasibility study of Gazprom PJSC gas pipelines pre-repair outage for overhaul

The procedure that provides the basis for harmonizing the regulatory documents on repair method assignment and determination of the number of tubes to be replaced during the overhaul performance is developed. The procedure describes mathematical models for the calculation of the number of pipes to be replaced. For gas pipelines subjected to inline technical inspection it is proposed to perform the calculation of the number of pipes to be replaced under the terms of strength, complexity of grinding works and data on the defect detection probability. If the pipeline is exposed to stress-corrosion cracking under the load, it is also necessary to take into account the stress-corrosion cracks with the depth not exceeding the sensitivity threshold of inline flaw detector. Prior to the calculation the defects dimensions should be corrected including a systematic and a standard error of measurement that are determined by the results of the technical inspection and non-destructive testing in the pits performed during the pre-repair feasibility study. For gas pipelines that do not satisfy the requirements of testability for inline technical inspection the number of tubes to be replaced is estimated by the empirical model based on the correlation between the length of damaged protection coating and defective pipes. If it is determined that the gas pipeline is exposed to stress-corrosion cracking under the load, in this case the number of pipes with stress corrosion cracks is determined according to the statistical data on the density of pipes with stress corrosion cracks per 1 km. The number of pipes to be replaced is adjusted at average damage

ДИАГНОСТИКА

of defective pipes. For this purpose the technical condition index and the number of defective pipes are determined as a result of corrosion tests using empirical models; the average damage of defective pipes is calculated by this values. And the results of non-destructive testing in the pits determine the actual average damage of defective pipes. And the number of pipes to be replaced is adjusted in proportion to the ratio of the actual average damage of defective pipes to the average damage of defective pipes determined following the results of corrosion tests.

Keywords: gas pipeline, damage, defect, overhaul, inline technical inspection.

В ПАО «Газпром» безопасная эксплуатация газопроводов обеспечивается соблюдением требований технической документации, регламентирующей вопросы технического обслуживания, технического диагностирования и ремонта по техническому состоянию, а также своевременным проведением капитального ремонта с полной заменой труб или методом переизоляции с частичной заменой труб. Капитальный ремонт выполняется в соответствии с годовым сводным по газотранспортным обществам объектным планом капитального ремонта, который формируется на основе пятилетней производственной Программы ПАО «Газпром» с учетом результатов проведения проектно-изыска-тельских работ, технико-экономического предремонтного обоснования вывода газопроводов в капитальный ремонт, разработки проектной документации на капитальный ремонт и ее экспертизы. Важным звеном в формировании годового плана капитального ремонта газопроводов является технико-экономическое предремонтное обоснование вывода газопроводов в капитальный ремонт, что наглядно демонстрирует следующий пример, характеризующий динамику изменения технического состояния газопровода. При планировании капитального ремонта газопроводов прежде всего должна проводиться оценка их показателей технического состояния, по которым проверяется условие вывода в капитальный ремонт. В соответствии со стандартом [1], газопровод может быть выведен в ремонт, если его показатель технического состояния превышает значение, равное 0,06. По данным вну-тритрубного технического диагности-

рования (ВТД), проведенного в ноябре 2011 г. на магистральном газопроводе «Торжок - Долина» 2608-2703 км, показатель технического состояния составлял 0,014 и, следовательно, этот участок газопровода, казалось бы, еще долго можно эксплуатировать с проведением выборочного ремонта по техническому состоянию. Результаты ВТД, проведенного на этом же участке газопровода всего через три года и пять месяцев, показали, что показатель технического состояния стал равен 0,06, и это обусловлено ухудшением стресс-коррозионного состояния. Так, если в 2011 г. была обнаружена 71 стресс-коррозионная трещина, то в 2015 г. их было обнаружено уже 321. Следовательно, этот газопровод из-за большой вероятности аварии необходимо оперативно включать в годовой план капитального ремонта, несмотря на то что по экономическим соображениям его вывод в капитальный ремонт пока нецелесообразен.

Таким образом, техническое состояние газопроводов может за интервал времени между ВТД кардинально измениться, что может при формировании годового плана капитального ремонта без проведения работ по технико-экономическому предремонтному обоснованию вывода газопроводов в капитальный ремонт привести к неправильному назначению метода капитального ремонта и занижению объема труб, подлежащих замене. Кроме того, если назначение метода капитального ремонта и определение объема труб, подлежащих замене, будет производиться только по данным ВТД без проведения неразрушающего контроля газопроводов в шурфах, выполняемого в процессе технико-экономи-

ческого предремонтного обоснования вывода газопроводов в капитальный ремонт, то неизбежны серьезные ошибки, связанные прежде всего, как показано в работе [2], с невысокой вероятностью обнаружения внутритрубными дефектоскопами стресс-коррозионных трещин и с погрешностями определения размеров дефектов как в сторону их занижения, так и завышения, что отражено в стандарте [3]. При проведении технико-экономического предремонтного обоснования вывода в капитальный ремонт газопровода необходимо по результатам аналитических и диагностических работ определить количество труб, подлежащих замене, при производстве капитального ремонта и назначить в соответствии со стандартом [4] метод ремонта. В настоящее время важнейшей проблемой предремонтного технико-экономического обоснования вывода газопроводов в ремонт является гармонизация нормативной документации, так как отдельные положения в части назначения метода ремонта, приведенные в стандартах [4-6], не согласованы друг с другом и дают различные результаты. Так как рекомендации по стандартам [4-5] основаны на экспертных оценках, то для разработки методики предремонтного технико-экономического обоснования вывода газопроводов в капитальный ремонт в качестве базовой основы был использован стандарт системы управления техническим состоянием и целостностью [6], положения которого были дополнены методическим подходом для предремонтного обоснования вывода газопроводов в капитальный ремонт по экономическим условиям и в части тех-

Ссылка для цитирования (for references):

Филатов А.А. Методические рекомендации по проведению технико-экономического предремонтного обоснования вывода в капитальный ремонт газопроводов ПАО «Газпром» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 9. С. 51-57.

Filatov A.A. Guidelines for the feasibility study of Gazprom PJSC gas pipelines pre-repair outage for overhaul (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 9. P. 51-57.

52

№ 9 сентябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Рис. 1. Математические модели, применяемые для расчета количества труб, подлежащих замене, в зависимости от группы газопровода Fig. 1. Mathematical models used for calculation of the number of pipes to be replaced depending on the group of the gas pipelines

нического обоснования математической моделью для оценки количества труб, подлежащих замене, для газопроводов, конструктивно не удовлетворяющих требованиям контролепригодности по ВТД, и математической моделью для уточнения количества дефектных труб по данным о вероятности обнаружения дефектов, а также результатов неразрушающего контроля газопроводов в шурфах.

В зависимости от коррозионного и стресс-коррозионного состояний газопроводов, а также их приспособленности к ВТД их можно разделить на следующие три группы:

• 1-я группа - газопроводы, на которых при проведении ВТД были обнаружены стресс-коррозионные трещины или зоны стресс-коррозионных трещин (или газопроводы, на которых в результате проведения ВТД стресс-коррозионные трещины не были обнаружены, но их наличие было установлено при нераз-рушающем контроле в шурфах);

• 2-я группа - газопроводы, на которых при проведении ВТД и неразрушающего контроля в шурфах не были обнаружены стресс-коррозионные трещины;

• 3-я группа - газопроводы, конструктивно не удовлетворяющие требованиям контролепригодности по ВТД.

ПРИ НАЗНАЧЕНИИ МЕТОДА РЕМОНТА РАБОТЫ СЛЕДУЕТ ВЫПОЛНИТЬ В СЛЕДУЮЩЕЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ:

• неразрушающий контроль в шурфах;

• оценка по результатам предремонтно-го неразрушающего контроля в шурфах систематической и среднеквадратичной погрешностей определения размеров дефектов при ВТД (для газопроводов, относящихся к 1-й и 2-й группам) или средней поврежденности дефектной трубы газопровода (для газопроводов, относящихся к 3-й группе);

• предремонтное обоснование по экономическим условиям;

• предремонтное обоснование по техническим условиям;

• расчеты по определению количества труб, подлежащих замене;

• назначение по результатам расчета количества труб, подлежащих замене, метода ремонта.

Количество шурфов, необходимое для получения достоверной информации о размерах дефектов, на основе которой производится расчет и корректировка количества труб, подлежащих замене, может быть установлено вне зависимости от протяженности рассматриваемого газопровода по методике, изложенной в стандарте [3], в соответствии с

которой для того чтобы с вероятностью 90%-ной оценки погрешности определения размеров дефектов не превышали 30%, должны быть измерены размеры не менее 20 дефектов. Так как статистические данные показывают, что в среднем на одной дефектной трубе имеется 4 дефекта, то в подобных случаях может быть запланировано вскрытие газопровода в 5-7 шурфах. Если на дефектных трубах в планируемых местах экскавации газопровода по данным ВТД есть только один дефект, то количество шурфов в данном случае будет максимальным, равным 20. Но если газопровод подвержен стресс-коррозионному растрескиванию под напряжением, то количество шурфов может быть даже удвоено.

Оценка систематической и среднеквадратичной погрешностей определения размеров дефектов может быть осуществлена по процедуре, представленной в стандарте [3]. Если при этом будет установлено, что размеры дефектов были занижены, то размеры дефектов должны корректироваться с учетом систематической и среднеквадратичной погрешностей определения размеров дефектов. Скорректированные размеры дефектов в дальнейшем следует использовать в расчетах по определению

ДИАГНОСТИКА

количества труб, подлежащих замене. Газопровод рекомендуется планировать к выводу в капитальный ремонт по экономическим условиям, если его затраты при ремонте по техническому состоянию (выборочном ремонте) со временем превысят затраты на проведение капитального ремонта методом переизоляции. То есть газопровод экономически целесообразно выводить в капитальный ремонт, если будет соблюдаться следующее условие:

N s N ,

вр тп

где N - количество труб, которое потребуется заменить на участке газопровода при выборочном ремонте, за время эксплуатации равное сроку безопасной эксплуатации после ремонта (25 годам) и периоду времени, прошедшему от момента проведения последнего ВТД до планируемого года проведения капитального ремонта;

- количество труб, заменяемых при выборочном ремонте, при котором экономически целесообразно проведение капитального ремонта методом переизоляции.

Количество труб Итп вычисляется по формуле

Р

N

С

вр

где Скр - стоимость капитального ремонта 1 км трассы газопровода, значение которой определяются по Прейскуранту стоимости работ по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов Ду 530-1420 мм, руб.; Свр - стоимость выборочного ремонта одной трубы, определяемая по Прейскуранту стоимости работ по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов Ду 530-1420 мм, руб.; L - протяженность газопровода, планируемого к выводу в капитальный ремонт, км.

Количество труб Мвр определяется в соответствии с стандартом [3] по формуле

= ехр[-0,3/у(^].п(Ц,

где у(Ц - значение параметра закона распределения поврежденностей от поверхностных дефектов;

п^) - прогнозируемое количество труб с поверхностными дефектами. Параметр закона распределения поврежденностей от поверхностных дефектов и прогнозируемое количество труб с поверхностными дефектами определяются в соответствии со стандартом [3] по формулам

у

ВТД

п

ВТД

где ^ТД - время эксплуатации участка газопровода до проведения последнего ВТД;

у(0) - параметр закона распределения поврежденностей от поверхностных дефектов на момент проведения ВТД; п(0) - прогнозируемое количество труб с поверхностными дефектами на момент проведения ВТД (количество труб с поверхностными дефектами с учетом дефектов, размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа); tэ - интервал времени, равный сумме следующих времен - времени, прошедшего от года проведения ВТД до года вывода газопровода в ремонт, и сроку безопасной эксплуатации. Параметр закона распределения поврежденностей от поверхностных дефектов у(0) и количество труб с поверхностными дефектами п(0) на

момент проведения последнего ВТД могут быть определены по формулам стандарта [3].

Для рассмотренного выше магистрального газопровода «Торжок - Долина» расчеты количества труб, которое потребуется заменить на участке газопровода при выборочном ремонте и количества труб, заменяемых при выборочном ремонте, при котором экономически целесообразно проведение капитального ремонта Мтп, дали следующие результаты: N =525 и N =1231. Эти

^ г вр тп

данные показывают, что по экономическим условиям вывод газопровода в капитальный ремонт нецелесообразен. Проведение предремонтного обоснования по техническим условиям рекомендуется выполнять в соответствии со стандартом [1]. Газопровод обоснованно планируется к выводу в капитальный ремонт, если он удовлетворяет техническим и экономическим условиям вывода в ремонт либо хотя бы одному из условий.

ДЛЯ РАСЧЕТА КОЛИЧЕСТВА ТРУБ, ПОДЛЕЖАЩИХ ЗАМЕНЕ, РЕКОМЕНДУЕТСЯ ИСПОЛЬЗОВАТЬ СЛЕДУЮЩИЕ МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ РАСЧЕТА:

• количества труб, подлежащих замене, по условиям прочности, представленными в стандарте [6];

• количества труб, подлежащих замене, по условиям трудоемкости выполнения

сх

со §

В

35,5 30,0 25,0 20,0

1 15,0

о

PC H

0

(D

6Г

я

1

10,0 5,0 0,0

0.

-5,0

уравнение аппроксимации

пз% = 0,51 -пд% - 2,1 коэффициент достоверности

R2 = 0,83 +

♦

10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 Дефектные трубы, %

60,0 70,0

Рис. 2. Зависимость между количеством дефектных труб и количеством труб, ремонт которых осуществляется заменой труб

Fig. 2. The ratio between the number of defective pipes and number of pipes that are repaired by replacement

54

№ 9 сентябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DIAGNOSIS

шлифовальных работ, представленным в стандарте [6];

• количества труб, подлежащих замене, на основе прогнозирования числа стресс-коррозионных трещин с размерами, по глубине не превышающими порог чувствительности внутритрубного дефектоскопа, или по статистическим данным о плотности труб со стресс-коррозионными трещинами на 1 км;

• количества труб, подлежащих замене, по данным о вероятности обнаружения дефектов;

• количества труб, подлежащих замене, по эмпирической модели, основанной на корреляции между протяженностью поврежденного защитного покрытия и дефектными трубами.

Какие математические модели следует применять для расчета количества труб, подлежащих замене, в зависимости от того, к какой группе отнесен газопровод, показано на рисунке 1. В качестве исходных данных для расчета количества труб,подлежащих замене, для газопроводов 1-й и 2-й групп используются данные ВТД. При этом рассматриваются поверхностные дефекты, к которым по классификации стандарта [6] относят следующие типы дефектов: стресс-коррозионные трещины (зона стресс-коррозионных трещин и усталостных трещин), коррозия, задир, забоина, царапина и эрозионный износ стенки трубы.

Для газопроводов 3-й группы в качестве исходных данных используются результаты коррозионных обследований и обследований в шурфах. Построение эмпирической модели для определения количества труб, подлежащих замене, рассмотрим на примере анализа данных ВТД и коррозионных обследований газотранспортного общества ООО «Газпром трансгаз Самара». На рисунке 2 представлены данные о дефектных труб пд% и трубах, подлежащих замене пз%. Оказалось, что количество труб, подлежащих замене, зависит от количества дефектных труб, что отражает линейная аппроксимация, представленная на рисунке 2.

При использовании установленной зависимости возможно занижение количества труб, подлежащих замене, и, чтобы этого избежать, необходимо внести коррективы в уравнение аппроксимации. Для этого в качестве базовых точек при определении коэффициентов уравнения аппроксимации используем только те точки, для которых при применении найденной зависимости между процентом дефектных труб и процентом труб, подлежащих замене, был бы занижен процент труб под замену. В итоге уравнение аппроксимации можно записать в следующем виде:

пк = 1,092.n ,

3% ' з% '

20

18

%

£ 16

14

i 12

u 10

f*

о 8

d

о я 6

н

о о 4

с

К 2

§

0

уравнение аппроксимации

вд% = 4,74-Ln% коэффициент достоверности R = 0,900

0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 Протяженность поврежденного защитного покрытия, %

где пз% - процент труб под замену, вычисляемый по уравнению аппроксимации, представленному на рисунке 2. Далее для оценки количества дефектных труб по информации, взятой из результатов ВТД и коррозионных обследований, установим, есть ли связь между состоянием защитного покрытия и количеством дефектных труб. Для этого представим данные о протяженности поврежденного защитного покрытия и количестве дефектных труб в графическом виде. Эта графическая информация, представленная на рисунке 3, указывает на наличие связи между протяженностью поврежденного защитного покрытия и количеством дефектных труб. Следовательно, количество труб, подлежащих замене, можно определить из следующего уравнения:

пк = 1,092.n :

з%

: 3,57.L -2,95,

' п% ' '

Рис. 3. Зависимость между протяженностью поврежденного защитного покрытия и количеством дефектных труб

Fig. 3. The ratio between the length of damaged protective coating and the number of defective pipes

где пз% - процент труб под замену, вычисляемый по уравнению аппроксимации, представленному на рисунке 2; Lп% - протяженность поврежденного защитного покрытия, выраженная в процентах.

В результате обработки аналогичной информации по всем газотранспортным обществам формулу для определения количества труб, подлежащих замене, для газопровода, относящегося к 3-й группе, можно записать в следующем виде:

0,75-N-2,9

14,--^--N ,

3 100 т

где N - количество дефектных труб на газопроводе, выраженное в процентах; N - количество труб на газопроводе. Количество дефектных труб на газопроводе Мдт определяется по эмпирической формуле

N = 533.L ,

дт од

где I. - относительная протяженность поврежденного защитного покрытия (отношение протяженности поврежденного защитного покрытия к длине газопровода).

Таким образом, количество труб, подлежащих замене при производстве капитального ремонта для газопро-

0

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 9 September 2015

55

ДИАГНОСТИКА

водов, не удовлетворяющих требованиям контролепригодности по ВТД, может быть определено по результатам коррозионных обследований. При этом для повышения точности расчета количества труб, подлежащих замене, необходимо по результатам определения средней поврежден-ности дефектных труб выполнить их корректировку. Корректировка количества труб, подлежащих замене, может осуществляться в следующей последовательности:

• по результатам существующих обследований определяется показатель технического состояния Р , который

ко г

характеризует среднюю поврежден-ность всех труб газопровода;

• по показателю технического состояния оценивается средняя поврежден-ность дефектных труб dдп;

• по результатам неразрушающего контроля в шурфах, выполняемого при проведении предремонтного технического диагностирования, определяется для каждой дефектной трубы максимальная поврежденность дефектной трубы с1тах;

• по данным о максимальной повреж-денности трубы определяется средняя поврежденность выявленных при неразрушающем контроле дефектных труб d ;

Г-7 дпш

• по средним поврежденностям дефектных труб производится корректировка количества труб, подлежащих замене, для газопроводов 3-й группы по формуле

ДП

где - скорректированное количество труб, подлежащих замене; N - количество труб, подлежащих замене, определенное по существующим результатам технического диагностирования;

- средняя поврежденность дефектных труб, вычисленная по существующим результатам технического диагностирования;

^пш - средняя поврежденность дефектных труб, вычисленная по результатам предремонтного неразрушающего контроля в шурфах.

Средняя поврежденность дефектных труб d определяется по формуле

1 =Р

дп «о N ' дт

где N - количество труб на газопроводе;

N - количество дефектных труб; Р - показатель технического состоя-

ко

ния, значение которого определяется по эмпирической формуле

Р = 1,53.|_ ,

ко од

где I. - относительная протяженность поврежденного защитного покрытия. Количество дефектных труб на газопроводе Nопределяется по эмпирической формуле

N

: 5,33.|_ ^ ,

од т

обнаружения рд определяют из уравнения для определения вероятности рд для уровня доверительной вероятности 0,9 по формуле (1), где N - количество труб, подлежащих замене с учетом наличия труб с необнаруженными дефектами;

пнод - количество пропущенных труб, подлежащих замене; у - доверительная вероятность; z - параметр, вычисляемый по формуле

г=2-(п +1Я1- , 1-+и / , 1 X

^ нод ' 9-

где I. - относительная протяженность поврежденного защитного покрытия; N - количество труб на газопроводе. Средняя поврежденность дефектных труб dдпш определяется по формуле

умдтшн .4 -А-1 плах дпш |\| ' дтш

где ^ах - максимальная поврежденность трубы;

N - количество дефектных труб, установленное при предремонтномтехническом диагностировании в шурфах (максимальное значение N равно

\ дтш г

количеству шурфов). Для трубы с поверхностным дефектом поврежденность трубы определяется по формуле

d = ,

кр

где £ - относительная глубина поверхностного дефекта;

^ - относительная глубина поверхностного дефекта, при которой, по расчетам, происходит разрыв трубы при проектном давлении. Вычисление значения £р следует производить по формулам, приведенным в стандарте [7]. Расчет количества труб, подлежащих замене, по данным о вероятности их

где ит - квантиль нормированного нормального распределения, значение которого для доверительной вероятности 0,9 составляет 1,282. Для газопроводов 2-й группы количество труб, подлежащих замене, по стресс-коррозионному состоянию определяется по формуле

N = шахМ , N ),

крн * пч сп'

где - количество труб со стресс-коррозионными трещинами с учетом наличия стресс-коррозионных трещин, размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа;

- количество труб со стресс-коррозионными трещинами, вычисляемое по средней плотности стресс-коррозионных трещин на 1 км. Оценка количества труб с стресс-коррозионными трещинами по результатам ВТД с учетом наличия стресс-коррозионных трещин, размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа, осуществляется на основе статистической обработки данных ВТД с использованием экспоненциальной функции распределения относительной глубины стресс-коррозионных трещин. Для экспоненциального закона функция распределения относительной глубины стресс-коррозионных трещин записывается в виде

/й) = а.ехр(Ь^),

Р =1"

гд

2-(2-М

деф Пнод'

2-г_

ч [2-(п2 +2-п )+п

°д "°д ноя

б-(2-М

*-п )

деф нод'

56

№ 9 сентябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DIAGNOSIS

где £ - относительная глубина стресс-коррозионной трещины; а,Ь - коэффициенты.

ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ А И В ИСПОЛЬЗУЕТСЯ СЛЕДУЮЩИЙ АЛГОРИТМ:

• определяется минимальная относительная глубина стресс-коррозионных

трещин ^

• определяется максимальная относительная глубина стресс-коррозионных

трещин

• вычисляется среднее значение относительной глубины стресс-коррозионных трещин по формуле

4 +4

"max "min

вычисляется n,

количество

вычисляется n_

количество

• рассчитывается количество стресс-коррозионных трещин, не обнаруженных при ВТД пнод;

сительной глубиной, превышающей значения £ ;

• уточняются значения п и п2 с учетом величины пнод (не обнаруженные при ВТД стресс-коррозионные трещины распределяются между п и п2 пропорционально их значениям);

• через точки с координатами

р"11" * Ч П1| и рср +2^тах, п.

строится экспонента, коэффициенты которой принимаются равными коэффициентам функции распределения относительной глубины стресс-коррозионных дефектов.

Количество труб со стресс-коррозионными трещинами с учетом наличия труб со стресс-коррозионными трещинами, размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа, определяется по формуле

стресс-коррозионных трещин с относительной глубиной, не превышающей значения Ъ ;

N

: N + a,

стресс-коррозионных трещин с отно-

где Nrr - количество труб со стресс-коррозионными дефектами, обнаруженное при ВТД;

а - коэффициент в уравнении для функции распределения относительной глубины стресс-коррозионных трещин. Если количество обнаруженных при ВТД стресс-коррозионных трещин не превышает 20, то для определения N рекомендуется использовать данные о средней плотности стресс-коррозионных трещин на 1 км. Для газопроводов 3-й группы, подверженных стресс-коррозионному растрескиванию под напряжением, количество труб со стресс-коррозионными трещинами также определяется по средней плотности стресс-коррозионных трещин на 1 км. Поскольку проведенные расчеты количества труб, подлежащих замене, по представленной методике, показывали, что первоначально установленное количество заменяемых труб изменяется на 10-40%, то на ее основе целесообразно разработать нормативный документ методического характера по технико-экономическому обоснованию выбора метода капитального ремонта по результатам предремонтного технического диагностирования газопроводов.

Литература:

1. СТО Газпром 2-2.3-292-2009 Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции. М.: Газпром экспо, 2009.

2. Филатов А.А., Велиюлин И.И., Городниченко В.И., Шуваев А.С., Васьков И.В. Предпроектное обоснование объемов замены трубы при капитальном ремонте газопроводов // Газовая промышленность. 2015. № 724 (спецвыпуск). С. 59-62.

3. СТО Газпром 2-2.3-361-2009 Руководство по оценке и прогнозу коррозионного состояния линейной части магистральных газопроводов. М.: Газпром экспо, 2010.

4. СТО Газпром 2-3.5-302-2009 Планирование капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. М.: Газпром экспо, 2009.

5. СТО Газпром 2-2.3-750-2013 Критерии вывода участков линейной части магистральных газопроводов в капитальный ремонт. М.: Газпром экспо, 2014.

6. Р Газпром 2-2.3-595-2011 Правила назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов единой системы газоснабжения ОАО «Газпром». М.: Газпром экспо, 2012.

7. СТО Газпром 2-2.3-112-2007 Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами. М.: Газпром экспо, 2007.

References:

1. STO Gazprom 2-2.3-292-2009 Pravila opredelenija tehnicheskogo sostojanija magistral'nyh gazoprovodovpo rezul'tatam vnutritrubnojinspekcii [Rules for determination of technical condition of main gas pipelines subject to inline inspection results]. Moscow, Gazprom Expo, 2009.

2. Filatov A.A., VeLioLin I.I., Gorodnichenko V.I., Shuvayev A.S., Vaskov I.V. Predproektnoe obosnovanie ob#emov zameny truby pri kapitaL'nom remonte gazoprovodov [Pre-design substantiation of the pipes replacement scope during the gas pipelines overhaul]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2015, No. 724 (special issue). P. 59-62.

3. STO Gazprom 2-2.3-361-2009 Rukovodstvo po ocenke i prognozu korrozionnogo sostojanija linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov [Guidelines for the assessment and prediction of corrosion condition of the Linear part of main gas pipelines]. Moscow, Gazprom Expo, 2010.

4. STO Gazprom 2-3.5-302-2009 Planirovanie kapital'nogo remonta linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov [Overhaul planning for the Linear part of main gas pipelines]. Moscow, Gazprom Expo, 2009.

5. STO Gazprom 2-2.3-750-2013 Kriterii vyvoda uchastkov linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov v kapital'nyj remont [Criteria for the Linear parts of main gas pipeLines outage for overhauL]. Moscow, Gazprom Expo, 2014.

6. R Gazprom 2-2.3-595-2011 Pravila naznachenija metodov remonta defektnyh uchastkov linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov edinoj sistemy gazosnabzhenija OAO «Gazprom» [RuLes of repair methods assignment for defective sections of the Linear part of Gazprom unified gas suppLy system main gas pipeLines]. Moscow, Gazprom Expo, 2012.

7. STO Gazprom 2-2.3-112-2007 Metodicheskie ukazanija po ocenke rabotosposobnosti uchastkov magistral'nyh gazoprovodovs korrozionnymi defektami [GuideLines for performance evaLuation of the main gas pipeLine sections with corrosion defects]. Moscow, Gazprom Expo, 2007.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 9 September 2015

57