Презентация на тему: Переизоляция стальных труб повторного применения в ООО - Завод по изоляции труб Ноябрь, 2010 года Краснодарский край г

1 Переизоляция стальных труб повторного применения в ООО «Завод по изоляции труб Ноябрь, 2010 года Краснодарский край г.Тимашевск

2 ООО "Завод по изоляции труб" находящийся в г. Тимашевске Краснодарского края и специализирующийся на работах по антикоррозийному покрытию труб, нанесению тепловой изоляции на трубы, проведению работ по переизоляции труб б/у по программе ОАО «Газпром» и изготовлению и покраски свай из трубных секций для гидротехнических сооружений. Общая площадь территории завода составляет 34 га, из них территория для открытого хранения труб 18 га, возможно разместить стеллажами в 3 ряда около 100 тыс. тонн, численность работающих 320 человек. В данный момент имеется все необходимое оборудование для осуществления полного комплекса работ по изоляции труб. Имеются две линии по нанесению антикоррозийного покрытия: первая для труб диаметром от 57мм до 720мм, вторая от 530мм до 1420мм. общей производительностью 2300- 2500 п.м. в сутки для труб диаметром 720мм. 2

3 Возможность приёмки труб железнодорожным и автомобильным транспортом с разгрузкой на четырёх площадках под козловыми кранами: 1грузоподъёмностью 32 тн.; 2 крана по 12,5 тн; 1 кран 20 тн.; 3 автомобильных крана 25-32 тн. Штат разгрузочно-погрузочного комплекса, обученных стропальщиков насчитывает 48 человек (12 бригад для трехсменной работы). Имеется собственный железнодорожный тупик обеспечивающий фронт разгрузки ж/д вагонов в количестве 22 штук одновременно. Имеем опыт размещения 70 полувагонов на наших собственных путях и прилегающих путях не общего пользования (во избежание оплат простоя вагонов от РЖД). В наличии имеется 20 единиц специализированного автотранспорта оборудованного для перевозки стальных изолированных труб, а также опыт привлечения стороннего транспорта до 50 единиц в сутки и оборудования его специальными изготовленными ложементами для перевозки труб. 3

5 Заводское покрытие труб сертифицировано АК «Транснефть» и находится в действующем реестре 5

Ложемент под заказ

Срочно изготавливаем ложемент под заказ под размеры оборудования. Дорого!

6 Одним из основных направлений в работе ООО «Завод по изоляции труб» является полный технологический цикл по переизоляции стальных труб, состоящий из следующих операций: 1.Демонтаж стальной трубы в полевых условиях; 2.Доставка на склад ООО «ЗИТ»; 3.Гидроочистка наружной поверхности стальной трубы; 4.Очистка внутренней поверхности стальной трубы; 5.Вышлифовка поверхности трубы, отбраковка по внешним признакам; 6.Диагностика с выдачей параметров состояния стенки стальной трубы; 7.Нарезка фаски; 8.Подготовка поверхности к переизоляции; 9.Изоляция наружной поверхности трубы; 10.Изоляция внутренней поверхности трубы; 11.Хранение на складе ООО «ЗИТ»; 12.Транспортировка продукции заказчику. 6

9 Гидроочистка наружной поверхности стальной трубы в трассовых условиях на оборудовании фирмы Incal 9 Для воспроизведения видеоклипа нажать на экран курсором

14 Вышлифовка поверхности трубы, отбраковка по внешним признакам для осмотра труб диагностическими организациями 14

19 Подготовка поверхности к переизоляции до степени Sa-2,5 Выявление коррозионных дефектов, не обнаруженных на механической очистке 19 Для воспроизведения видеоклипа нажать на экран курсором

24 Решения «Пятой международной конференции «Обслуживание и ремонт магистральных газонефтепроводов», прошедшей 4-9 октября 2010 года в Краснодарском крае «В связи с ежегодным увеличением потребности в новой стальной трубе, выпускаемой трубными заводами России, для вновь проектируемых и строящихся объектов, возрастающим объёмом капитального ремонта газопроводов ОАО «Газпром» расширение производства по переизоляции стальных труб приобретает важное и перспективное направление в работе производств специализирующихся по антикоррозионной защите труб». 24

25 В настоящий момент учитывая увеличение программы капитального ремонта ОАО «Газпром», ежегодная потребность в новых трубах стремительно возросла, как и их стоимость. Часть потребности можно обеспечить, вовлекая трубы повторного применения, что приведет к значительной экономии денежных средств и увеличению объема капитального ремонта. Приступив к переизоляции мы естественно столкнулись с рядом сложностей: 1.Оказалась несовершенной нормативно технической база, а именно (временная инструкция по повторному применению требовала доработок, отсутствовало четкое разграничение между трубами категории А2 и А3. Объем труб категории А3 формировался по остаточному принципу); 2.Ранее не применялась практика оценки труб повторного применения подготовленных в заводских условиях; 3.При сплошной замене вырезаемые трубы обследовались не в полном объеме; 4.В программе капитального ремонта не предусматривалось использование труб повторного применения; 5.В проектах закладывали использование только новых труб; 25

26 На сегодняшний день для реализации программы повторного применения труб многое было сделано благодаря ряду проведенных совещаний Аксютеным О.Е. с участием многих заинтересованных Департаментов «Газпрома»: 1.А именно, утверждена новая редакция инструкции по повторному применению труб в апреле 2010г. Департаментом экономической экспертизы и ценообразования ОАО «Газпром» согласована стоимость труб повторного применения, для диаметров 1020мм-1420мм составляет 22900 руб/тн без изоляции и рассчитывается с учетом антикоррозионного изоляционного покрытия требуемого диаметра и толщины стенки. В соответствии с протоколами, согласованными Департаментом экономической экспертизы и ценообразования с ООО «Копейский завод изоляции труб» 38/Т-2010, ОАО «МТЗК» 32/Т-2009; 2.В дочерних обществах сформирован обменный фонд труб категории «А3», суммарно более 35000 тонн; 3.Успешно проведены поставки труб повторного применения на объекты капитального ремонта ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», « Гапром транзгаз Махачкала» и «Газпром транзгаз Кубань». 4.Сформирован штат специалистов, разработаны и применены оптимальные схемы транспортировки труб. На сегодняшний день нами разработана логистическая программа позволяющая снизить затраты и увеличить скорость поставки труб повторного применения до 100 тыс. тн в год. 26

27 Процесс, который дает трубе вторую жизнь разделен на три этапа – работы в местах складирования, транспортировка и подготовка в условиях завода. Прошу заметить, что все работы выполняются в соответствии с Инструкцией по повторному применению труб при капитальном ремонте линейной части МГ утвержденной 20 апреля 2010г. Начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» О.Е. Аксютиным. Первый этап. Предварительный осмотр с целью выявления отклонений по геометрическим признакам (вмятины, кривизна, эллипсность труб), маркировка для мониторинга и учета. Второй этап. Перевозка труб на завод. Для выбора оптимальной схемы перевозки учитывается близость к месту отгрузки, объем поставки, скорость выполнения работ и загруженность завода изоляции. Третий этап: 1.Приемка труб. Необходимая для контроля передвижения труб, которая фиксируется в программе мониторинга и учета; 2.Очистка труб гидроклинером внешняя и внутренняя, при которой струи воды под давлением до 1500атм снимают остатки старого изоляционного покрытия, продукты коррозии до голого металла, оставляя после очистки поверхность, необходимую для инспекции и оценки состояния трубы. 27

28 3.Обследование труб производится специалистами ООО «Газпром Газнадзор» с целью выявления дефектов, включает визуально, измерительный контроль, ультразвуковой, радиографический, вихретоковый, магнитопорошковый и капиллярный. 4.Ремонт труб осуществляется в случае выявления дефектов (задиры, коррозия) методом контролируемой шлифовки и сварки, после чего выдаются акты выполнения ремонтных работ. 5.Торцовка труб (подготовка кромок под сварку). При торцовке отрезаются и маркируются образцы от каждой трубы для определения химического состава трубы и от одной трубы из партии в 50 штук для определения механических свойств трубы. 6.Дробемётная очистка обеспечивает подготовку поверхности трубы для максимальной адгезии с изоляционным покрытием. После дробеметной очистки специалистами ООО «Газпром газнадзор» проводится дополнительный контроль. 7.Изоляция труб. Нанесение нового 3-х слойного изоляционного покрытия в заводских условиях обеспечивает максимальную адгезию металла с изоляционным покрытием, что ведет к увеличению гарантированного срока безопасной эксплуатации газопроводов. 28

29 8.Маркировка труб производится в соответствии с инструкцией по повторному применению с внутренней стороны и включает в себя следующие параметры: - буквы ПП (повторное применение) - класс прочности (марка стали) - номер партии - номер трубы - номинальный размер диаметра и фактическую толщину стенки трубы - фактическую длину трубы - эквивалент углерода - длину трубы после подготовки кромок. 9.Погрузка на вагон и отправка готовой продукции конечному потребителю. В результате многочисленных консультаций с техническими службами ОАО «Газпром» и департаментом по транспортировке газа, встал вопрос защиты от контрафактной продукции. В качестве возможных решений нами были рассмотрены варианты защиты путем нанесения лазерной гравировки на внутреннюю поверхность труб, содержащую зашифрованную информацию о трубах. Этот вопрос конечно требует всестороннего рассмотрения и дальнейшего обсуждения. 29

30 Для дальнейшего развития и масштабного применения программы повторного использования труб, прошу рассмотреть наши предложения: 1.При формировании планов капитального ремонта на 2011 и будущие года предусмотреть использование труб повторного применения; 2.Обеспечить включение в задание на проектирование и в проектно-сметную документацию на капитальный ремонт применение труб повторного применения 3.Своевременное направление заявок на поставку труб повторного применения централизованному агенту ООО «Газпром центрремонт» с указанием сроков поставки и количества труб; 4.При выполнении капитального ремонта проводить качественный демонтаж и очистку труб; 5.При сплошной замене проводить полное обследование демонтированных труб. 30

Обзор способов капитального ремонта магистральных газопроводов с применением труб, бывших в эксплуатации

В настоящей статье хотелось бы описать все чаще и чаще применяющийся метод капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов (КР ЛЧ МГ) с применением труб, бывших в эксплуатации, а также рассмотреть некоторые практические моменты, возникающие при разработке проектной документации на капремонт с использованием данного метода.

Организационная схема КР ЛЧ МГ с применением труб, бывших в эксплуатации, выглядит следующим образом:

В последнее время в связи с износом газопроводов, находящихся в эксплуатации, объемы капитального ремонта увеличиваются. Увеличиваются, соответственно, и требуемые для этого капиталовложения. Одной из мер, несколько уменьшающих стоимость КР и повышающих эффективность производства работ, является применение методов ремонта ЛЧМГ с использованием труб, бывших в эксплуатации.

В 2005 году вышла «Временная инструкция по повторному применению труб при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов», в 2010 году вступила в силу постоянная инструкция в статусе СТО Газпром 2-2.3-484-2010.

Рассмотрим на конкретном примере применение данного метода ремонта. Магистральный газопровод наружным диаметром 1020 мм находился в эксплуатации с 1963 года. Расчетная продолжительность ремонта 24 км трубопровода составляла 6 месяцев с учетом использования трех комплексных технологических потоков. В проектной документации предлагалась следующая организация ремонтных работ:

1 этап - Демонтажные и диагностические работы на трассе газопровода:

• вскрытие газопровода;
• поднятие газопровода на бровку траншеи;
• удаление старой изоляции;
• диагностирование труб средствами неразрушающего контроля;
• отбраковка труб и демонтаж трубопровода;
• транспортировка труб, прошедших отбраковку, на Мобильную базу ремонта и изоляции труб, расположенную в 160 км от трассы;
• транспортировка труб, не прошедших отбраковку, на место временного складирования на базе ЛПУ;
• засыпка траншеи газопровода.

2 этап - Комплекс работ по переизоляции труб на Мобильной базе ремонта и изоляции труб

3 этап - Монтажные работы:

• разработка траншеи газопровода;
• транспортировка труб с Мобильной базы ремонта и изоляции труб к месту монтажа;
• транспортировка труб в заводской изоляции к месту монтажа (на участки категории В, I, II);
• монтаж газопровода, испытания;
• засыпка траншеи;
• контроль состояния изоляционного покрытия методом катодной поляризации.

При проведении КР с использованием труб, бывших в эксплуатации, проводится комплекс диагностических работ, определяющих дальнейшую «судьбу» трубы и отнесение ее к той или иной категории по степени пригодности к дальнейшему использованию.

Глобально трубы делятся на две категории: «А» - трубы, бывшие в эксплуатации, пригодные для повторного применения, и «Б» - не пригодные к повторному применению на линейной части магистральных газопроводов.

Кроме того, после проведения процедур обследования и оценки качества труб ремонтируемого участка, трубы категории «А» целесообразно дополнительно ранжировать по категориям:

• трубы категории А1, оставляемые в газопроводе для дальнейшей эксплуатации, в том числе ремонтируемые без вырезки из газопровода (в траншее);
• трубы категории А2, извлеченные из траншеи, отремонтированные на бровке и смонтированные в границах ремонтируемого участка (как правило, от кранового до кранового узла);
• трубы категории А3, вырезаемые из ремонтируемых и демонтированных участков газопроводов, которые подлежат комплексному обследованию, восстановлению в заводских условиях, ремонту и повторному применению при ремонте магистральных газопроводов, независимо от того, из какого участка газопровода они демонтированы.

Ввиду того, что трубопровод к моменту ремонта (а он предполагается в 2015 году) будет находится в эксплуатации 52 года, отнесение труб к категории А1 производится не будет.

Обследование участков газопроводов проводят наружными сканерами-дефектоскопами и средствами визуального, измерительного, вихретокового, ультразвукового, магнитопорошкового контроля, после предварительной очистки газопровода (удаления старого изоляционного покрытия) организацией, выполняющей ремонт. Допускается проводить обследование без применения сканеров-дефектоскопов газопроводов диаметром 530 мм и менее, а также участков газопроводов длиной меньше 36 м.

Обследование трубопровода сканером-дефектоскопом в объеме 100% проводят для выявления аномалий, подлежащих идентификации на последующих этапах обследования. Существует документ Газпрома, содержащий требования по организации и проведению технического диагностирования ЛЧ МГ наружными сканерами дефектоскопами (Р Газпром 2-2.3-596-2011), а также временные типовые технические требования к наружным сканерам.

На сегодняшний день в Реестр ОАО «Газпром» внесены 4 типа сканеров:

1. Сканер-дефектоскоп ультразвуковой бесконтактный SoNet производства ОАО «Акустические Контрольные Системы», г. Москва (на диаметры от 720 до 1420, температурный диапазон эксплуатации -40..+50 С);
2. Дефектоскоп наружный сканирующий типа ДНС производства ЗАО «Газприборавтоматика сервис», г. Саратов (на диаметры 1020, 1220, 1420, температурный диапазон эксплуатации -30..+50 С);
3. Комплекс автоматизированного контроля сварных соединений и основного металла газопровода УСД 60-8К-А производства ООО «НПЦ Кропус», г. Ногинск;
4. Дефектоскоп-сканер ультразвуковой АВТОКОН-МГТУ производства ФГУ НУЦСК при МГТУ им. Н.Э. Баумана, г. Москва (для контроля кольцевых сварных соединений).

Соответственно, существуют две организационно-технологические схемы производства ремонтно-диагностических работ: с вывешиванием трубопровода в траншее и с поднятием труб на берму траншеи. Отметим, что качественная диагностика МГ в траншее в ряде случаев может быть затруднительна (см. рис. ниже), поэтому в проектной документации была принята схема с поднятием трубопровода на берму траншеи.

После обследования сканером-дефектоскопом трубопровод демонтируется на отдельные трубы, при этом кольцевые сварные швы вырезаются двумя резами.

Далее на трассе проводят следующий комплекс работ по неразрушающему контролю и отбраковке труб:

1. Визуально-измерительный контроль в объеме 100% тела трубы и СДТ. При этом выявляют коррозионные дефекты, вмятины, гофры, дефекты сборки (смещение кромок) и наружные дефекты сварных швов, а также другие видимые дефекты. Измеряют параметры обнаруженных дефектов, заносят их в ведомости дефектов и в соответствии с принятыми нормами оценки соответствия (Инструкция по оценке дефектов труб и СДТ при ремонте и диагностировании МГ, утверждена 5.09.2013 В.А. Маркеловым) определяют трубы и СДТ, подлежащие замене.
2. Поиск стресс-коррозионных дефектов по результатам обследования сканером-дефектоскопом, и на участках, имеющих признаки коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), которые определяют визуально, по отслоившемуся изоляционному покрытию и наличию продуктов коррозии светлого цвета в анаэробных условиях.
3. Приборное обследование участков газопровода, не подлежащих замене после выполнения ВИК и поиска дефектов КРН, а также вырезанных труб. Сюда входит:

• ультразвуковой контроль локальных участков поверхности металла и заводских швов по результатам предыдущих этапов;
• толщинометрия бездефектных стенок труб и СДТ не менее чем в 4 точках на каждый элемент трубы и СДТ;
• 100% обследование вырезанных труб с дефектами КРН (на бровке траншеи или на спецплощадке) вихретоковым дефектоскопом и 10% магнитопорошковый контроль.

Таким образом происходит разделение вырезанных труб по категориям А2, А3 и Б. В соответствии с этим принимается решение, отправлять ли трубу на базу для обследования, ремонта и переизоляции, или выполнить ремонт в трассовых условиях. Трубы категории А3, в принципе, могут быть использованы на другом участке трубопровода, не включенном в состав проекта, или после ремонта на мобильной базе врезаны в тот же участок трубопровода, из которого ранее были вырезаны.

Когда данный проект попал на экспертизу, то экспертной организацией был сделан ряд конструктивных замечаний, уменьшающих стоимость проекта.

Как известно, существует несколько схем демонтажа газопровода. Для рассматриваемого случая выглядят они следующим образом.

Схема 1 предполагает вскрытие трубопровода с одной стороны и «выдергивание» трубопровода с разработкой приямков для пропуска полотенец трубоукладчика с расчетным интервалом. Схема 2 предполагает полное вскрытие трубопровода с обеих сторон и постепенное извлечение его из траншеи. Ширина вскрытия определяется размерами режущей кромки экскаватора (в данном случае 1200 мм) и безопасным расстоянием от рабочего органа до стенки трубы (200 мм).

Очевидно, что применение схемы 2 увеличивает объем механической разработки грунта на 65%. Поэтому было сделано замечание, которое проектный институт принял, что в грунтах 2 и 3 категории по трудности разработки следует применить схему 1. В грунтах 4-6 группы по трудности разработки, которые в рассматриваемом проекте представлены глинами твердой консистенции и скальными грунтами гранитов, была оставлена схема 2, поскольку «выдергивание» трубы из подобных грунтов может привести к повреждению тела трубы. В случае, когда демонтированная труба далее нигде не используется, вполне приемлема была бы и первая схема. Но когда труба планируется к дальнейшему использованию, то демонтаж трубопровода должен производится таким образом, который исключал бы любые повреждения тела трубы, т.е. как раз схема 2.

Далее, так как работы по демонтажу данного участка газопровода начинаются в конце января (грунт находится в мерзлом состоянии), была дана рекомендация при вскрытии и засыпке траншеи принимать откосы траншеи 1:0 согласно СНиП 3.02.01-87 п.3.16. Данное решение позволило сократить объем земляных работ на 18%.

Также немаловажный момент, который во многих случаях ускользает из внимания проектировщиков: согласно технической части ГЭСН 01 на земляные работы при засыпке траншей категория грунтов по трудности разработки должна приниматься на единицу меньше той, которая дана в отчетах по инженерным изысканиям.

Данные замечания по земляным работам в общем итоге привели к снижению сметной стоимости на 12%.

Отметим, однако, и некоторые недостатки применяемого метода ремонта:

• необходимость два раза разрабатывать и засыпать траншею;
• вызывает сомнение возможность повторного использования трубы производства начала 60-ых годов. СТО Газпром 2-2.3-484-2010 устанавливает технические требования к трубам, бывшим в эксплуатации, отремонтированным в заводских условиях. Согласно этому СТО, к повторному применению допускаются трубы, изготовленные лишь по определенным стандартам и техусловиям, самое старое из которых датировано 1973 годом;
• даже если газотранспортным обществом принято решение о том, что данные трубы все же будут везти на базу, диагностировать и отбраковывать, то гипотетически возможна следующая ситуация. Доставленную за 160 км трубу исследуют на механические свойства (ударная вязкость, предел прочности, предел текучести и пр.) и обнаруживают, что за 50 с лишним лет эксплуатации отношение предела текучести к пределу прочности стало близким к единице. Само по себе увеличение данного отношения отражает вполне естественный процесс деформационного старения трубной стали, когда под действием эксплуатационных и технологических факторов сталь постепенно теряет способность пластически деформироваться. Оптимальным считается соотношение не более 0,8..0,9. За длительный период эксплуатации вполне вероятно, что соотношение превысит 0,9, что увеличивает риск разрушения трубопровода. В таком случае процент отбраковки труб будет столь велик, что это сводит к нулю и обесценивает все транспортные расходы по перевозке трубы с трассы на завод (мобильную базу) на расстояние 160 км.