Методика проведения приборного обследования стальных газопроводов жилых, промышленных и коммунально-бытовых объектов.

ОАО «Газпром промгаз»

Текст доклада для включения в программу XXIV Мирового газового конгресса.

Рабочий комитет 4.D.

Методика  проведения приборного обследования стальных газопроводов жилых, промышленных и коммунально-бытовых объектов.

Авторы:

Соколинский Борис Владимирович; Шерстобитов Александр Викторович; Дерюгин Михаил Николаевич; Шпара Игорь Анатольевич; Баранова Людмила Викторовна. (495) 666 27 13 B.Sokolinski@vld.promgaz.ru

     По  принятым в России стандартам срок службы систем внутреннего газоснабжения составляет (СВГ) 20-40 лет. По мере истечения этого срока газопроводы должны быть обследованы на предмет оценки их текущего технического состояния и принятия решения об остаточном ресурсе и возможности дальнейшей эксплуатации, что позволит решить проблему безопасной эксплуатации и существенно снизить вероятность возникновения аварийных ситуаций. С этой целью предлагается методика проведения обследования стальных газопроводов жилых, промышленных и коммунально-бытовых объектов. В составе методики разработана технология ультразвукового контроля участков газопровода, проходящих через строительные конструкции. Получила практическое применение технология оценки агрессивного воздействия внешней среды на газопровод. Благодаря использованию специализированных  ультразвуковых преобразователей, успешно решена задача оперативного контроля сварных соединений газовых труб малых диаметров. Создана методика расчета остаточного ресурса внутреннего газопровода. В результате изучения механизма развития повреждений на внутренних газопроводах, разработана методология проведения приборного обследования внутренних газопроводов.

     В соответствии с существующими нормами для обеспечения надлежащего уровня безопасности по истечении нормативного срока службы необходимо либо полностью заменить СВГ, либо провести замену только его поврежденных участков, которые должны быть выявлены в процессе проведения приборного обследования.

     По  имеющейся статистике одно повреждение  приходится в среднем на 1000 метров СВГ. В этих условиях оценка показывает, что стоимость комплекса работ по приборному обследованию вместе с последующим ремонтом будет приблизительно в 10 - 15 раз ниже стоимости его полной замены.

     В настоящем докладе обобщается опыт разработки и внедрения комплексной методики проведения приборного обследования СВГ, накопленный в период с 1996 по 2007г.

     Механизм  развития повреждений на внутренних газопроводах в настоящее время  достаточно хорошо изучены. Опыт показывает, что основным повреждающим фактором СВГ является электрохимическая коррозия внешней поверхности трубопровода, возникающая вследствие его увлажнения или увлажнения футляра в местах перехода через строительные конструкции зданий (стены, межэтажные перекрытия). При этом скорость коррозионного поражения металла трубопровода в первую очередь зависит от интенсивности увлажнения его поверхности.

     Скорость коррозии также зависит от присутствия в жидкой фазе бетона агрессивных солей (обычно хлоридов). В переходах через строительные конструкции, например, межэтажные перекрытия, скорость коррозии зависит от щелочности бетона и возможности доступа свободного кислорода к месту протекания коррозии.

     Систематическое увлажнение поверхности газопроводов может происходить из-за особенностей их прокладки. Например, известны случаи, когда газопровод частично замуровывали в стенку мусоропровода, который периодически промывали горячей водой. Другой пример -  газопроводы в жилых домах, называемых «башни Вулоха», проходят в непосредственной близости от ванной. Однако это – скорее исключение, и чаще всего увлажнение поверхности газопровода происходит по случайным причинам, связанным с халатностью людей или неисправностью инженерных сетей.

     Из  опыта известно, что в указанных  условиях увлажнения горячей водой  скорость коррозии газовой трубы  может достигать 0.5 мм в год. Это имеет место, например, в случае утечки воды из теплопровода, расположенного в непосредственной близости от газопровода. Однако в большинстве случаев при периодическом увлажнении поверхности скорость коррозии газовых труб лежит в пределах 0,07-0,15мм в год.

     В качестве предельной оценки следует  считать, что если в результате коррозионного  повреждения толщина стенки трубы  стала меньше 2 мм, такой участок  газопровода эксплуатировать опасно, так как он может не выдержать  возможных механических воздействий. Считая, что номинальная толщина стенки газопровода составляет 3,5 – 4 мм, получим, что при обычных условиях эксплуатации срок, за который толщина стенки газопровода может уменьшиться до недопустимых пределов, лежит в интервале 10-30 лет.

     Встречаются коррозионные повреждения и на тех участках СВГ, которые непосредственно контактируют с бетоном рисунок 1.

     Механизм  развития повреждений в местах переходов  через строительные конструкции  зависит от конструкции узлов  перехода. Поскольку этот механизм не описан детально литературе, полагаем, что было бы полезно остановиться на нем подробнее.

     Можно выделить три основные типа узлов  перехода через строительные конструкции (Рис. 1, Рис. 2, Рис. 3).

     

     Рис. 1.

     Узел  перехода газопровода через строительные конструкции Тип 1.

     

     Рис. 2

     Узел  перехода газопровода через строительные конструкции Тип 2. 

     

     Рис.3

     Узел  перехода газопровода через строительные конструкции Тип 3.

     - Тип 1: футляр полностью предохраняет газовую трубу от контакта с бетоном.

     - Тип 2: футляр частично предохраняет  трубопровод от контакта с  бетоном.

     - Тип 3: футляр отсутствует, газопровод  непосредственно контактирует с  бетоном.

     Во  всех трех случаях процесс коррозии начинается с увлажнения строительной конструкции (междуэтажного перекрытия) вследствие утечки влаги или образования конденсата.

     Для Типа 1 коррозия развивается следующим  образом (рис.4):

     Рис. 4

Стадии  развития коррозионного повреждения газопровода проходящего через строительные конструкции.

     На  первом этапе корродирует футляр до сквозного повреждения (Стадия 1-2), далее происходит заполнение продуктами коррозии пространства между футляром и трубой (Стадия 3). Влага попадает непосредственно на поверхность газопровода, после чего газопровод начинает корродировать вплоть до сквозного повреждения. При этом происходит спекание продуктов коррозии от газопровода и его футляра (Стадия 4).

     Далее, для переходов типов 2 и 3 процесс  коррозии практически одинаков: коррозирует поверхность газовой трубы в месте контакта с бетоном.

     Наибольшее  количество дефектов газопроводов в  местах переходов через строительные конструкции, которые удалось выявить  в процессе технического диагностирования, приходится на «Стадию 1» развития коррозионных повреждений. На этом этапе коррозионное повреждение выглядит, как правило, в виде так называемой «шейки» (Рис 5), которая представляет собой кольцевое углубление в теле трубы или её футляра, расположенное в месте контакта с бетоном по периметру трубопровода. Коррозионное повреждение в виде «шейки» имеет неровные края, а по глубине может изменяться в пределах 0.1-2 мм. «шейка» расположена, на расстоянии не более 3 см. от поверхности строительной конструкции, через которую проходит газопровод.

     

Рис. 5

Наиболее  часто встречающееся коррозионное повреждение внутреннего газопровода  в месте перехода через строительную конструкцию-«шейка».

     Мероприятия по приборному обследованию внутренних газопроводов должны иметь комплексный характер и учитывать приведенные выше параметры дефектов и механизмы их возникновения.

     Методология проведения обследования базируется на двух основных частях - определение реальных условий эксплуатации внутреннего газопровода и определение его текущего технического состояния. Важно отметить, что анализ данных реальных условиях эксплуатации часто позволяет локализовать участки, где наиболее вероятно появление дефектов. С другой стороны по текущему техническому состоянию имеется возможность определить реальные условия эксплуатации. Например, в случае высокой влажности бетона строительной конструкции, через которую проходит газопровод, и наличии источника влаги, из которого происходит постоянная утечка воды, можно сделать заключение о том, что увлажнение трубопровода носит систематический характер, что с высокой степенью вероятности указывает на возможное наличие коррозионных повреждений на газопроводе или его футляре. Так же по характеру и глубине обнаруженного коррозионного повреждения можно достаточно точно определить, в каких условиях эксплуатировался газопровод.

     Что касается трубопроводных переходов  через строительные конструкции, то эти участки наиболее сложны для  приборного обследования. Для их обследования необходимо применять комплекс методов: ультразвуковую дефектоскопию, визуально-измерительный контроль вскрытых участков газопровода,  оценку агрессивности бетона.

     В процессе технического диагностирования ВГЗ могут проводиться следующие  виды работ.

     1. Ультразвуковой контроль качества кольцевых сварных соединений с помощью пьезоэлектрических преобразователей хордового типа.

     2. Ультразвуковой контроль качества и оценка технического состояния участков газопровода, проходящих через строительные конструкции. Для проведения данного вида работ разработаны специализированные УЗ преобразователи и методика контроля с использованием "нормальных" волн.

     3. Течеискание позволяет выявить:

     - утечки из резьбовых соединений;

     - утечки из запорных устройств;

     - утечки из сварных соединений и других участков трубопроводов.

     4. Определение напряженно деформированного состояния газопровода может проводиться как визуально, так и при помощи различных приборных методов.

     5. Визуально измерительный контроль (ВИК) проводится по специальной методике диагностики участков газопровода, проходящих через строительные конструкции. Для ВИК разработаны специализированные формуляры и система кодировки.

     6. Ультразвуковая толщинометрия проводится, как правило, с использованием малогабаритных датчиков (ПЭП) на частоте 10 МГц.

     7. Определение коррозионной активности бетона.

     - количество хлоридов определяется  при помощи химических индикаторов.

     - щелочность жидкой фазы бетона  определяется при помощи химических  индикаторов.

     - влажность бетона определяется  при помощи влагомеров. Глубина определения влажности может достигать 10 см. Чтобы исключить влияние металлической арматуры, применяют дополнительно измерители поверхностной влажности.

     8. Визуальная оценка степени потенциальной опасности в зависимости от места положения газопровода и конструктивных особенностей его прокладки. При этом оценивается:

     - степень потенциальной опасности  в зависимости от местоположения  газопровода (наличие следов протечек, возможность механических повреждений,  удаленность потенциальных источников влаги).

     - степень опасности источников  влаги, расположенных вблизи газопровода.  Источники влаги могут быть  «открытые» и «закрытые». Из «открытых»  источников влаги (раковина, ванна,  душ, мусоропровод) вода может  непосредственно попасть на газопровод  или увлажнить междуэтажное перекрытии. Для того, чтобы вода попала на газопровод из «закрытых» источников влаги, их герметичность должна быть нарушена. Наиболее опасны открытые источники влаги.

     наличие и месторасположение футляров.(См. Рис 1,2,3)

     Перечисленные выше методы в настоящее время достаточно хорошо отработаны и внедряются в практику технического диагностирования ВГЗ.