МТТ

Мтт

Автор идеи – Андрей ФОМИНЫХ, руководитель межрегионального отдела по надзору за объектами магистрального трубопроводного транспорта Уральского управления Ростехнадзора

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

57

МТТ

транспорт нефти и газа

Инновации гарантируют надежность – Как АК «Транснефть» обеспечивает безопасную эксплуатацию и надежность нефтепроводов?

Одна из важнейших задач, стоящих перед АК «Транснефть», – реализация комплексной программы технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов (ТПР и КР). О ходе ее выполнения, а также о тенденциях в области технического развития компании рассказывает заместитель вице-президента ОАО АК «Транснефть» Анатолий ДЕМИН.

– Анатолий Митрофанович, вы работаете в структуре «Транснефти» более 10 лет. За это время значительно вырос уровень технического оснащения ее объектов. За счет чего это достигнуто?

– Во многом благодаря комплексному подходу к решению насущных проблем. Обычно мы выбираем определенное направление, это может быть реконструкция резервуаров, трубопроводов, оборудования насосных станций, систем автоматики, и последовательно его продвигаем, разрабатывая целевые программы. Например, ежегодно в каждом дочернем обществе определенное количество нефтеперекачивающих станций переводится с релейной системы управления на микропроцессорную. Или такая серьезная проблема для компании, как нефтепроводы с подкладными кольцами. В 50–60-х годах прошлого века технология требовала, чтобы внутрь трубопровода обязательно подкладывалась пластина и затем проваривался корневой шов – по-другому сделать было нельзя. В таких трубопроводах диагностический прибор не может «увидеть» сварной шов, да и вообще нормально пройти, поэтому в последние 3–4 года было приложено много усилий по их замене. Заново построено почти 2 тысячи километров нефтепроводов.

58

– Обеспечение безопасности магистральных нефтепроводов включает в себя несколько направлений работы. Первое – разработка нормативных документов, в которых закладывается их надежность. Они касаются функционирования линейной части, резервуаров, нефтеперерабатывающих станций. Практически по всем направлениям у нас разработано, как в организационном, так и в техническом плане, большое количество соответствующих международным и российским требованиям документов. Второе – типовые проекты. Они не только сокращают сроки подготовки к строительству, но и позволяют избежать ошибки при его проведении. Три года назад компания приняла решение о разработке таких проектов, и, хочу подчеркнуть, данное направление полностью себя оправдало. Третье – это контроль выполнения строительных работ. Здесь на передний план выходят организации, осуществляющие независимый технический надзор, и эксплуатационные службы, принимающие объект. Непосредственно в процессе транспортировки нефти надежность трубопроводов контролируют службы промышленной безопасности, охраны труда, комиссии производственного контроля, возглавляемые в каждом дочернем обществе главным инженером. Положительно сказывается на безопасности производства внедрение систем управления охраной труда и экологического менеджмента, а также серьезная защищенность персонала в социальном плане.

– Компания располагает внушительным резервуарным парком. Какова его надежность?

– Общий объем резервуарного парка «Транснефти» по строительному номиналу 14 миллионов кубометров. Ремонт резервуаров производится после оценки их технического состояния и заключения о необходимости ремонта и замены, но обязательно в том объеме, который требуется для технологических нужд. Некоторое отставание было допущено в 2008 году, но программа, намеченная на 2009–2012 годы, позволит исправить эту ситуацию. Так, если в 2008 году мы отремонтировали 35 резервуаров объемом 635 тысяч кубометров, то в 2009 году приведем в надлежащее состояние уже 74 резервуара объемом 1 миллион 344 тысячи кубометров. В свое время компания столкнулась с очень серьезной проблемой: резервуары-пятидесятитысячники, построенные еще в советские времена методом рулонной сборки, исчерпали нормативный срок службы. В 1980-е, когда нефтяные месторождения Западной Сибири осваивались быстрыми темпами, было решено изготавливать резервуары прямо на заводах и затем уже в рулонах перевозить на места. Но чтобы конструкция сворачивалась и разворачивалась, она должна быть из тонкой и упругой стали. Такую марку разработали, многие получи-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт ли за это государственные награды. Может быть, в это время подобный способ строительства и был выходом из положения, однако в перспективе все обернулось серьезными проблемами. Мы попробовали отремонтировать один из таких резервуаров на нефтебазе «Грушовая» ОАО «Черноморсктранснефть», но при гидравлических испытаниях вдоль сварных швов пошли трещины, то есть сталь, из которой был изготовлен резервуар, фактически уже не могла служить дальше. Было принято решение о замене подобных резервуаров, и в течение трех лет на «Грушовой» был построен новый резервуарный парк, состоящий из 10 резервуаров вместимостью 50 тысяч кубометров каждый. Сейчас резервуары строятся листовым способом – металл очень высокого качества сваривается непосредственно на месте возведения емкости. Большой проблемой было для нас скопление неф- тешламов на днищах резервуаров. В течение трех лет по заказу «Транснефти» проводилась научноисследовательская работа по созданию специальных веерных головок, через которые под напором подавалась нефть. Но способ оказался неэффективным, и было решено использовать силу винтов, подобных тем, что применяются на кораблях. В результате созданы весьма эффективные устройства, получившие название «Диоген», которые позволяют не допускать на днище резервуара отложения осадка более чем на 20 см. Это требование является нормативным для эксплуатации резервуаров.

– А какими еще техническими новшествами гордится АК «Транснефть»?

– Например, разработкой блочных понтонов. В 2008 году техническим советом компании было при- нято решение о переходе на конструкцию, которая представляет собой заполненный полиуретаном алюминиевый короб высотой 30 мм, на 10–12 мм притоплен в нефть. Поверхность жидкости полностью закрыта, поэтому нефть не может испаряться вообще. Это очень перспективное направление, и мы будем развивать его дальше. В 2008 году установили 16 таких понтонов – в ОАО «Приволжскнефтепровод», ОАО «Транссибнефть», ОАО «Уралсибнефтепровод», то есть там, где ремонтировали резервуары. Единственный недостаток конструкции заключается в том, что алюминий – довольно дорогой металл, поэтому предстоит подыскивать ему альтернативу. Много работает компания над оснащением резервуаров купольными крышами. Раньше на резервуарахпятидесятитысячниках использовались только плавающие крыши, но скопление на них снега или его неравномерное распределение может привести к затоплению крыши. В некоторых районах из-за высокой влажности и перепада температур такая крыша зачастую примерзала к стенкам резервуара и могла повредить его. Поэтому 5 лет назад в районах с высокой влажностью и низкими температурами было решено устанавливать только купольные крыши. Например, на нефтепроводе ВСТО на НПС № 10 Талаканского месторождения построено 5 резервуаров с купольными крышами вместимостью 50 тысяч кубометров каждый, на НПС № 21 в Сковородино возводится шесть таких же резервуаров. Вспоминается случай, который произошел на одном из российских нефтеперерабатывающих заводов. Там закупили две американские купольные крыши для резервуаров-пятидесятитысячников, но они оказались не рассчитаны на российскую снеговую нагрузку и обрушились. Поэтому, учитывая печальный опыт, компания уделяет особое внимание надежности купольных крыш.

Выбор пал на алюминиевые конструкции, которые были доработаны и теперь достаточно надежны. Замечу, что запас прочности наших купольных крыш, и расчетный, и экспертный, таков, что они могут выдерживать ветровую, снеговую и сейсмическую нагрузку одновременно.

– Действенный метод поддержания трубопроводной системы в рабочем и безопасном состоянии – внутритрубная диагностика. Расскажите о перспективах этого направления.

– Да, одно из серьезных достижений «Транснефти» за прошедшие 10 лет – это развитие внутритрубной диагностики. Ежегодно проходят обследование от 23 до 30 тысяч километров нефтепроводов. Конечно, сейчас в этой области мы находимся на качественно ином уровне, чем несколько лет назад: сами изготовляем внутритрубные инспекционные приборы (ВИП), ни в чем не уступающие импортным, проводим ультразвуковую, магнитную и другие виды диагностики. В настоящее время специалисты компании работают над тем, чтобы уменьшить количество ВИП, но при этом получить стопроцентный эффект от проведения диагностики в части обнаружения дефектов магистральных нефтепроводов. С этой целью освоен выпуск комбинированных диагностических комплексов, которые позволяют выполнять одновременно несколько видов внутритрубных обследований. Значительно продвинулась в техническом отношении и диагностика резервуаров. В течение 7 лет специалисты компании используют акустико-эмиссионное оборудование, позволяющее обследовать емкость без вывода ее из эксплуатации и гарантировать, что с ней ничего не произойдет в ближайшие 4–5 лет. Последнее, что мы создали, за рубежом такого еще нет, – это прибор, который может выявлять дефекты через стойкое антикоррозионное покрытие резервуара. Теперь перед проведением диагностики не требуется проводить зачистку швов и поверхностей резервуаров до металла с последующим восстановлением антикоррозионного покрытия. Уменьшается объем работ, экономится время, значительно снижаются затраты. Более того, сейчас нами разработана технология, с помощью которой можно проводить диагностику днища резервуара, где защитный слой значительно толще, чем на стенке. Мы и дальше будем совершенствовать систему производственной деятельности, которая бы обеспечила надежную, безопасную эксплуатацию магистральных трубопроводов и бесперебойную транстн портировку нефти.

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

59

МТТ

транспорт нефти и газа

Восточные газовые «ворота» В сентябре 2007 года приказом Министерства промышленности и энергетики РФ утверждена «Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР. Курирует проект Александр АНАНЕНКОВ, член совета директоров, заместитель председателя правления ОАО «Газпром», компании, назначенной Правительством РФ координатором деятельности по реализации Восточной газовой программы.

Приоритетное направление В системе приоритетов долгосрочной энергетической политики России Восточное, или Азиатско-Тихоокеанское, направление стоит на одном из первых мест. В значительной мере это связано с возможностью реализации здесь крупнейших нефтегазовых проектов, которые имеют принципиальное значение не только для развития восточных территорий России, но и для экономики ряда го- сударств Азиатско-Тихоокеанского региона АТР и Южной Азии. Так, ресурсная обеспеченность восточных регионов страны позволяет при соответствующих экономических условиях сформировать к 2030 году четыре новых газодобывающих центра – Сахалинский, Якутский, Иркутский и Красноярский – с суммарным объемом добычи свыше 200 миллиардов кубических метров в год. Со временем, согласно Восточной газовой программе, эти центры будут связаны единой газотранспортной системой, которая, в свою очередь, станет составной частью Единой системы газоснабжения России и Евро-Азиатской газопроводной системы. Последняя будет дополнена новыми маршрутами экспортных поставок российского СПГ.

Сложнокомпонентное сырье Газ крупнейших месторождений востока России уникален, он отличается высоким содержанием этана, пропана, бутана, других углеводородов, а также гелия. Поэ- тому будет создан ряд крупных газоперерабатывающих комплексов и газохимических производств экспортной направленности, которые обеспечат к 2030 году выпуск продукции с высокой добавленной стоимостью в объеме не менее 13,6 миллиона тонн в год и позволят России внести дополнительный вклад в обеспечение глобальной энергетической безопасности, поскольку газохимию, как высокоэнергоемкое производство, более эффективно размещать в регионах, богатых энергоресурсами. В итоге на востоке РФ будет не толь- ко сформирована эффективная газовая отрасль, но и созданы условия для динамичного социально-экономического развития региона, повышения жизненного уровня проживающего здесь населения, открыты возможности для вовлечения в хозяйственный оборот новых (дополнительных) ресурсов углеводородов, в частности попутного нефтяного газа.

60

Первоочередные проекты В III квартале 2011 года намечена сдача в эксплуатацию первой очереди магистрального газопровода «Сахалин– Хабаровск–Владивосток», предназначенного для подачи газа в Хабаровский и Приморский края, Еврейскую автономную область и в перспективе – за рубеж. Столь жесткие сроки строительства обусловлены стремлением руководства РФ газифицировать Владивосток до начала работы саммита «Азиатско-Тихоокеанское экономическое сотрудничество», намеченного на 2012 год. Параллельно со строительством газотранспортной системы создается Якутский центр газодобычи, первоочередным объектом которого является Чаяндинское месторождение с разведанными запасами более 1,2 триллиона кубических метров газа и 68,4 миллиона тонн нефти и конденсата. Дальнейшее развитие центра связывается с освоением соседних месторождений – Среднеботуобинского, Тас-Юряхского, ВерхнеВилючанского и других. Одновременно с ним формируются газоперерабатывающий комплекс с выделением гелия и системой его хранения, а также магистральный газопровод «Якутия–Хабаровск–Владивосток». После объединения газопровода с ГТС «Сахалин– Хабаровск–Владивосток» якутский газ в сжиженном или сжатом виде получит выход не только в южные районы ДФО, но и на экспорт.

Другие центры газодобычи В 2007 году руководство Газпрома с контрольным пакетом акций вошло в проект «Сахалин-2» и сразу же совместно с другими акционерами занялось ликвидацией недоделок и нарушений российских строительных и экологических норм и правил, которые были допущены при прокладке наземных трубопроводов. В частности, специалисты ОАО «Газпром» приняли самое активное участие в разработке и реализации уточненного «Плана природоохранных мероприятий», одобренного Министерством природных ресурсов и экологии РФ. На данный момент завершены все работы по сварке линейных участков наземных трубопроводов, закончено обустройство переходов через все водотоки (более 1000) и 19 сейсморазломов. А 3 октября 2008 года оператор проекта «Сахалин Энерджи Инвестмент

Компани Лтд.» и ООО «Газпром трансгаз Томск» подписали договор на эксплуатацию и техническое обслуживание транссахалинской трубопроводной системы «Сахалин-2». Кроме работ, необходимых для безопасной эксплуатации наземных трубопроводов общей протяженностью 1 670 километров, насосно-компрессорной станции № 2 и 104, узлов запорной арматуры, специ- алисты «Газпром трансгаз Томск» взяли на себя техническое обслуживание всех вспомогательных объектов. Персонал Газпрома также ведет до- разведку Киринского газового месторождения, право пользования недрами которого компания получила в сентябре прошлого года, и других перспективных на газ участков Сахалинского шельфа, в частности Киринского, ВосточноОдоптинского и Айяшского блоков проекта «Сахалин-3». Продолжается формирование Красноярского и Иркутского центров газодобычи. В Красноярском крае геолого-разведочные работы ведутся на 18 лицензионных участках, за 2005 год – первое полугодие 2008 года освоено 8,96 миллиарда рублей, открыто Берямбинское месторождение. В Иркутской области за тот же период времени освоено 1,77 миллиарда рублей, открыто Чиканское месторождение. В новые для себя регионы ОАО «Газпром» подтягивает другие структуры Группы «Газпром» – Газпромбанк и СОГАЗ. Активно привлекает партнеров из России, стран АТР и Европы, в том числе для проведения технико-экономических исследований по формированию на востоке России высокотехнологичных газохимических комплексов. Данный подход обеспечивает приток в регион не только дополнительных финансовых и инвестиционных ресурсов, но и самых передовых технологий и технических решений.

Непрерывное обучение Для реализации Восточной программы одних новых технологий недостаточно, нужны еще и высококвалифицированные специалисты. Значительную их часть руководство ОАО «Газпром» планирует готовить непосредственно на месте в соответствии с системой непрерывного фирменного профессионального обу- чения персонала. В рамках этой системы на востоке России создан уникальный полигон Учебного центра ООО «Газпром трансгаз Томск», который включает в себя ряд полномасштабных тренажеров и образцов оборудования ГТС и предназначен для приобретения навыков эксплуатации как действующих, так и перспективных технологий, планируемых к внедрению. Некоторыми из представленных объектов можно управлять дистанционно с помощью систем телемеханики тн с пульта диспетчера.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

61

МТТ

С точки зрения инспектора Всего лишь 20 лет назад в нашей стране впервые была создана служба надзора за системой магистральных трубопроводов. Как сегодня работает эта действительно жизненно важная для России система, с какими проблемами сталкивается, размышляет начальник межрегионального отдела по надзору за объектами магистрального трубопроводного транспорта в составе Уральского управления Ростехнадзора, к.т.н., член-корр. Академии МАНЭБ Андрей ФОМИНЫХ.

Кроме того, мы «ведем» такие мощные организации, как «Газпромтрансгаз Сургут», тоже имеющую систему магистральных газопроводов, ООО «Газпромпереработка» (Сургут), которое занимается переработкой углеводородного сырья – жидкого конденсата, подающегося с месторождений. И, конечно же, «СибурТюменьГаз» (Нижневартовск) – дочернее предприятие холдинга «Сибур», транспортирующее попутный нефтяной газ с месторождений Западной Сибири на газоперерабатывающие заводы. Это очень сложный, очень «проблемный» для нас объект. Дело в том, что примерно 400 километров газопровода проходят рядом с железной дорогой. Изначально строилась эта «нитка» как нефтепровод, но в последний момент, по решению Министерства энергетики СССР, была перепрофилирована в трубопровод по транспортировке ФШЛУ, однако при этом не были соблюдены соответствующие нормы безопасности, в частности минимальное расстояние от опасного объекта до железнодорожных линий. Но это не означает, что объект является каким-то нелегальным. Мы заставляем предприятие проводить дополнительные меры безопасности, в частности внутритрубную диагностику трубопроводов чаще, чем предусмотрено в обычном режиме. Мы прямо говорим о том, что мероприятий по ремонту и реконструкции уже недостаточно, необходимо строительство нового трубопровода, настаивали и настаиваем на скорейшем выводе объекта из эксплуатации, и рано или поздно холдингу «Сибур» придется заменять действующий трубопровод. Надо отметить, что холдинг принял специальную программу, согласно которой уже ведутся проектно-изыскательские работы по прокладке новой трассы газопровода. Но кризис немного ломает или отодвигает эти планы.

П

М

ежрегиональный отдел по надзору за объектами магистрального и трубопроводного транспорта осуществляет свою деятельность на огромной территории – от Ямала до Оренбургской области. Главные функции отдела – надзор в области промышленной безопасности при эксплуатации объектов магистральных трубопроводов и государственный строительный надзор при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте маги-

62

стральных трубопроводов. Мы надзираем за работой целого ряда масштабных предприятий, в том числе и самой крупной в мире газотранспортной компании – ООО «ГазпромтрансгазЮгорск». Она эксплуатирует и обслуживает 27 тысяч километров магистральных газопроводов диаметром от 1020 до 1420 мм, 211 компрессорных цехов, 1138 газоперекачивающих агрегатов в трех субъектах Российской Федерации – ЯНАО, ХМАО и Свердловской области.

од надзором отдела находится около 50 тысяч километров магистральных трубопроводов, транспортирующих взрывоопасную среду – газ, нефть либо нефтепродукты под высоким давлением. Через каждые 80–100 км находятся компрессорные или насосные станции. Вся система стоит колоссальных денег, и вся была построена еще в СССР. Возраст магистральных трубопроводов достигает 30–40 лет, включая и компрессорные станции. И аварийность на объектах довольно высокая. С чем это связано? С тем, что до осени 2008 года, то есть до первых проявлений экономического кризиса, процесс транспортировки как газа, так и нефти осуществлялся в безо- становочном режиме. В 2008 году наш отдел зарегистрировал 8 аварий. Одна из них произошла на магистральном нефтепроводе из-за то-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт в реконструкцию системы для проведения внутритрубной диагностики, выявления опасных дефектов, которые имели и имеют место быть. Современные технологии позволяют эксплуатирующим организациям наблюдать за любым участком трубопровода благодаря системе телемеханики, предназначенной для автоматического удаленного контроля над состоянием объекта. Все трубопроводы, которые мы принимали в последнее время, оборудованы системой телемеханики, видеонаблюдения. Это уже норма. Кроме того, все программы по модернизации, реконструкции подразумевают установление такой аппаратуры. Но поскольку объемы просто огромные, в первую очередь предприятие устанавливает эти системы на проблемных, потенциально опасных участках, где это необходимо в первую очередь.

В

системе магистральных трубопроводов на территории УрФО работает 100–150 тысяч человек, в одном «ГазпромтрансгазЮгорске» – 35 тысяч сотрудников. Территория размером почти с Европу. Естественно, каждый инспектор знает, где находятся слабые места у поднадзорных объектов, но досконально проверить каждый участок

Современные технологии позволяют эксплуатирующим организациям наблюдать за любым участком трубопровода благодаря системе телемеханики, предназначенной для автоматического удаленного контроля го, что при капитальном ремонте строители чисто механически повредили трубу, и последствия повреждения явились причиной разрыва. А 7 аварий, которые зафиксированы на магистральном газопроводе, произошли на одном предприятии – «ГазпромтрансгазЮгорске». У компании настолько напряженный режим работы, что даже при проведении диагностики, выявлении дефектов количество дефектов все равно остается очень большим. Как правило, эксплуатирующее предприятие проводит расчет степени опасности этих дефектов по существующим методикам. Если дефекты критические и требуют немедленного устранения, то компания принимает все необходимые меры для того, чтобы соответствующие участки были отремонтированы. Если необходимо, то производится снижение давления на проблемных участках, либо эти участки работают с выявленными дефектами и находятся под пристальным вниманием. Естественно, эксплуатирующие предприятия выполняют необходимый и действительно огромный комплекс работ по восстановлению, капитальному ремонту трубопроводов. Очень много денег вкладывается

нереально, невозможно. И не его это обязанность. При проведении проверки он в первую очередь, должен оценить эффективность работы тех служб, которые призваны обслуживать, эксплуатировать, ремонтировать, диагностировать трубопроводы, насколько грамотно эти функции выполняются. К тому же на предприятии должна работать система внутрен-

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

него производственного контроля. Руководитель организации должен так организовать подобную структуру, чтобы она сама выявляла все недочеты, а не функционировала лишь для проформы. Ведь это легко выяснить любому инспектору при проведении проверки. Уровень нашего инспектора – это уровень главного инженера предприятия или производственного управления. Он должен знать и технологию, и правила безопасности, разбираться в энергообес- печении, в контрольно-измерительных приборах и автоматике, юриспруденции, принимать очень серьезные решения. Сфера деятельности просто огромна – ведем надзор по всем видам деятельности Ростехнадзора из-за специфики объектов. Так сказать, специалисты широкого профиля.

Ч

естно скажу, мне наша работа нравится. Чем? Один мой коллега, когда перед ним встала дилемма – работать на «магистрали» или в котлонадзоре, выбрал первый вариант. Почему? «А там народ поинтереснее!» Я очень рад, что мне приходится общаться с профессио- налами высшей категории и просто очень умными людьми, находить с ними общий язык, решать вместе какие-то насущные проблемы. Сегодня в системе Ростехнадзора происходят большие изменения. Возможно, в этом русле стоило бы изменить систему взаимодействия с предприятиями. Меньше облагать предприятия всевозможными бумаготворческими, не очень продуктивными процедурами. Это излишняя суета, на мой взгляд. Мне бы очень хотелось, чтобы были разработаны законы, предоставляющие всю полноту ответственности руководителю крупной компании, организации. В этом случае и спрос с него, за действия или бездействие, повлекшее к аварии, загрязнению окружающей среды, был бы жесткий и строгий, как раз на уровне этой ответственности. На фото: плановая проверка комиссии Ростехнадзора хода строительства магистрального газопровода «Бованенково– Ухта». Март 2009 года.

63

МТТ

Транспорт нефти и газа

Нефтедобыча нересту не помеха Руководители и специалисты ООО «РН-Юганскнефтегаз» несут полную ответственность за соблюдение требований в области охраны окружающей среды, отдавая приоритет природоохранным мероприятиям. Несмотря на мировой финансовый кризис, затраты на их проведение сокращаться не будут. То же самое, по заверению Сергея ЗДОЛЬНИКА, первого заместителя генерального директора по производству – главного инженера предприятия, можно сказать про эксплуатационные расходы на содержание оборудования, обеспечивающего экологическую безопасность, и затраты на техническое перевооружение.

– Сергей Евгеньевич, известно, что Приобскому нефтяному месторождению присвоен статус «Территория особого порядка недропользования». К чему обязывает данное определение?

– Будучи крупнейшим нефтедобывающим предприятием ОАО «НК «Роснефть», «РН-Юганскнефтегаз» ведет в ХМАО–Югре разработку 26 нефтяных месторождений, расположенных на территориях Нефтеюганского, Сургутского и Ханты-Мансийского районов, городов Нефтеюганск и Пыть-Ях. На сравнительно новых из них – Приобском и Приразломном – используются наиболее современные и эффективные технологии, в том числе по повышению нефтеотдачи пластов. Это не только обеспечивает значительную часть органического прироста добычи нефти НК «Роснефть», но и позволяет наращивать добычу на месторождениях с высокой степенью выработанности, таких как Мамонтовское, Малобалыкское и другие. Большая часть площади Приобского месторождения – крупнейшего в России по запасам нефти и газа – расположена в водоохранных зонах реки Оби и ее притоков, которые относятся к водным объектам высшей рыбохозяйственной категории из-за наличия в них мест нагула и нереста ценных видов рыб. Учитывая это, губернатор Ханты-Мансийского автономного округа Александр Филипенко постановлением «Об особом порядке пользования недрами и природным комплексом Приобского месторождения» от 5 августа 1998 года ограничил въезд на территорию месторождения «лиц, не связанных с проведением работ, кроме жителей населенных пунктов, расположенных на территории месторождения и имеющих соответствующий пропуск». Кроме того, он обязал нас способствовать сохранению традиционного образа жизни коренных малочисленных народов Севера, проживающих на территории лицензионного участка, в связи с чем мы заключаем ежегодные экономические соглашения с главами родовых угодий. Еще одно требование, стоящее перед персоналом ООО «РН-Юганскнефтегаз», заключается в необходимости производить любые виды работ на месторождении в строгом соответствии с проектами. Наличие положительного заключения государственной экспертизы – экологической, технической, геологической, правильное оформление документов землеотвода и получение правоудостоверяющих документов обязательны. Другое непременное условие освоения месторождения – внедрение прогрессивных природосберегающих технологий, чему мы уделяем первостепенное внимание. Так, бурение скважин на Приобском ме-

64

Сергей Евгеньевич ЗДОЛЬНИК, первый заместитель генерального директора по производству – главный инженер ООО «РН-Юганскнефтегаз», депутат Думы города Нефтеюганска четвертого созыва. Родился 9 апреля 1972 года, в 1994 году окончил Тюменский индустриальный институт по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Трудовой путь начал в ОАО «Юганскнефтегаз» оператором по добыче нефти и газа НГДУ «Юганскнефть». В 2000 году получил второе высшее образование в Тюменском государственном нефтегазовом университете, окончив факультет «Экономика и управление в отраслях топливно-энергетического комплекса». Кандидат технических наук. С марта 2005 года работает в нынешней должности. Награжден Почетной грамотой Министерства топлива и энергетики РФ. сторождении производится по безамбарной технологии. Шлам вывозится на завод по переработке отходов. Конструкция площадок технологических объектов полностью исключает фильтрацию и сток загрязняющих веществ на рельеф и гидрографическую сеть. Сбор нефтесодержащих стоков и загрязненных поверхностных вод с технологических площадок осуществляется в дренажно-канализационные емкости. При строительстве дорог и переправ используются водопропускные сооружения – трубы большого диаметра, мосты и прочее. На особо опасных участках месторождения, к которым относятся расположенные в водоохранных зонах Оби и ее притоков нефтегазопроводы, дожимные и компрессорные насосные станции, устанавливаются нефтесборщики, боновые заграждения и другие защитные сооружения, предназначенные для снижения отрицательного воздействия на окружающую природную среду. Если трубопроводы и другие линейные коммуникации проходят через водотоки, мы применяем метод наклонно направленного бурения, устанавливаем систему обнаружения утечек с автоматическим управлением задвижек и кранов с выходом сигнала на пульт диспетчера и выводом блокировок насосов на ДНС, цеха подготовки и перекачки нефти. Во избежание загрязнений при производстве работ по подключению к существующим трубопроводам используем дорогостоящий метод врезки по технологии T.D. Wiliamson. При прокладке новых коммуникаций отдаем предпочтение бесшовным горячедеформированным трубам

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт производства завода «ЮКОРТ» с внутренней и наружной антикоррозийной защитой, так как они обладают повышенной коррозийной стойкостью, хладостойкостью и эксплуатационной надежностью.

– Отходы производства и потребления также представляют немалую опасность для природы. Каким образом вы решаете эту проблему?

– Основные производственные отходы, такие как буровые шламы и нефтесодержащие отходы, собираются в шламонакопители и специализированные полигоны, которые ООО «РН-Юганскнефтегаз» построило и строит на месторождениях предприятия. Для производства работ по их утилизации и переработке привлекаются специализированные предприятия, имеющие лицензии по обращению с опасными отходами и технологии, прошедшие соответствующие экспертизы. За 2007–2008 годы было переработано, утилизировано и использовано свыше 500 тысяч тонн отходов. Переработка нефтешламов в ООО «РН-Юганскнефте- газ» проводится на полигонах временного размещения отходов. Для снижения негативного воздействия на окружающую природную среду в 2007 году мы приобрели комплексную установку по переработке твердых и жидких нефтешламов ЗАО «Нефтемаш». На сегодняшний день установка смонтирована на полигоне в районе кустовой площадки № 56 Южно-Сургутского месторождения. Для переработки отходов бурения применяются современные технологии и оборудование, которые позволяют получать шлаковый песок, грунтобетон и буролитовую смесь. Все технологии, которые мы применяем, имеют положительное заключение Государственной экологической экспертизы. Получаемые в результате переработки буровых шламов строительные материалы имеют соответствующие сертификаты.

С 2006 года на предприятии успешно функционирует интегрированная система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды, внедренная в соответствии с международными стандартами ISO 14001:2004 и OHSAS 18001:2007 Кроме того, мы уделяем серьезное внимание рекультивации нефтезагрязненных территорий. С целью повышения экологических показателей привлекаем к данным работам подрядные организации, применяющие новые технологии восстановления нарушенных земель, в частности, метод биорекультива- ции нефтезагрязненных участков с использовани- ем биопрепарата FyreZyme – экологически безопасного, нетоксичного, быстродействующего, эффективного, экономичного и легкого в использовании вещества для очистки воды и почв от химических и нефтехимических загрязнений. В результате его применения визуальное восстановление почвы проявляется уже через 2 недели.

– Еще один источник загрязнения окружающей природной среды – попутный нефтяной газ, сжигаемый на факелах. Что предполагается сделать для развития инфраструктуры сбора, подготовки, транспортировки и использования ПНГ?

– Газовая программа, принятая в ООО «РНЮганскнефтегаз», предусматривает два основных направления использования ПНГ. Во-первых, сбор,

подготовку и транспортировку на существующие в регионе газоперерабатывающие мощности – ОАО «Сургутский ГПЗ» и ОАО «Южно-Балыкский ГПК» – с учетом расширения мощностей переработки до 3 миллиардов нм3/год. Во-вторых, генерацию из попутного нефтяного газа электрической энергии. К примеру, в 2008 году на Приобском месторождении заработала компрессорная станция КС-1, уровень использования ПНГ составляет 20,9%. В III квартале нынешнего года предполагается ввести в эксплуатацию первую очередь газотурбинной электростанции мощностью 100 МВт. В 2010 году – установку подготовки газа для газоснабжения ГТЭС с системой связующих газопроводов, в 2011-м – компрессорную станцию КС-2 на правобережной части месторождения. На 2011 год также намечен выход электростанции на проектную мощность – 315 МВт. Система утилизации газа на Угутско-Киняминской группе месторождений, где используется лишь 4% ПНГ, предусматривает сооружение в 2011 году дожимной компрессорной станции, системы внутрипромысловых газопроводов и газопровода внешнего транспорта с целью транспортировки газа на ОАО «Южно-Балыкский ГПК». Кроме того, в рамках газовой программы планируется проведение в 2010–2011 годах реконструкции системы газосбора Юганского, Мамонтовского, Майского и Правдинского регионов, расширение компрессорной станции ГКС-2 на Средне-Балыкском месторождении, сооружение дожимной компрессорной станции на Фаинском месторождении, а также строительство компрессорных станций низких ступеней сепарации на объектах подготовки нефти. Если все мероприятия будут выполнены в срок, к 2012 году мы доведем уровень использования ПНГ на наших месторождениях до 95%. ООО «РН-Юганскнефтегаз» ежегодно вкладывает значительные средства в природоохранные мероприятия – повышение уровня использования ПНГ, установку факельных оголовников, ликвидацию последствий загрязнения, рекультивацию нефтезагрязненных земель, модернизацию оборудования и производства. В 2008 году на эти цели было затрачено 4 303,2 миллиона рублей, за 2009 год планируется израсходовать 14 203 миллиона. В 2008 году ООО «РН-Юганскнефтегаз» удостоилось диплома ОАО «НК «Роснефть» «Лучшее предприятие нефтегазодобычи 2007 года» и стало победителем окружного конкурса «Черное золото Югры» в трех номинациях: «Самая динамично развивающаяся вертикально интегрированная компания в ХМАО– Югре в 2007 году», «За сотрудничество с коренным населением в ХМАО–Югре в 2007 году» и «За социально - экономическое партнерство предприятий с годовым объемом добычи свыше пяти миллионов тонн нефти в ХМАО–Югре в 2007 году».

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

65

МТТ

Транспорт нефти и газа

Технологически возможно Наталья ЮШМАНОВА, начальник консультационнометодического сопровождения филиала «ФГУ ЦЛАТИ по Уральскому ФО» по ХМАО

Попутный нефтяной газ (ПНГ) – побочный продукт нефтяной добычи – содержится в растворенном виде в добываемой нефтегазожидкостной эмульсии. Количество растворенного ПНГ в тонне добытого продукта зависит от газового фактора каждого конкретного месторождения.

П

ри подготовке нефти производится ее дегазация и обезвожива- ние. В зависимости от производительности цеха подготовки, а также газового фактора может выделяться от нескольких десятков тысяч до сотен миллионов кубических метров газа в год. На территории ХМАО–Югры встречаются факельные установки мощностью сжигания от 100 до 500 миллионов кубических метров в год. В отличие от природного газа ПНГ более влажный и наряду с углеводородами С1-С5 содержит более тяжелые углеводороды группы С5-С10, поэтому использовать его в качестве газового топлива без предварительной подготовки затруднительно. Основным методом утилизации ПНГ до недавних пор являлось сжигание на фа-

келах высокого и низкого давления, при котором образуются загрязняющие вещества различного класса опасности – оксид азота, диоксид азота, оксид углерода, диоксид углерода, сажа (углерод черный), бенз(а)пирен, а также суммарные углеводороды группы С1-С5 как результат неполного сгорания. Выделение диоксида серы и других сернистых соединений не характерно для месторождений ХМАО–Югры, так как в добываемой нефтегазожидкостной эмульсии содержание серы ничтожно мало или отсутствует совсем. Из загрязняющих веществ, образующихся в процессе сжигания ПНГ, наибольшим негативным воздействием обладают: ■ диоксиды и оксиды углерода, а также метан в составе группы С1-С5, как парниковые газы они способствуют образованию парникового эффекта; ■ углерод черный (сажа) и бенз(а)пирен – канцерогенные вещества, которые оказывают негативное воздействие на окружающую среду и часто становятся причиной онкологических заболеваний у человека; ■ метан, выделяющийся в результате неполного сгорания ПНГ, под воздействием температуры и различных факторов окружающей среды трансформируется в иные органические соединения.

Н

а сегодняшний день правительством ХМАО–Югры поставлена задача улучшить качество окружающей среды в округе, в том числе за счет снижения выбросов в атмосферный воздух. Способствовать ее выполнению призваны нефтегазодобывающие предприятия региона, которым предписано разработать и реализовать программы по утилизации 95% от добытого объема попутного нефтяного газа с учетом аспекта ресурсосбережения. На сегодняшний день нефтяники и газовики по мере возможности использу-

66

ют подготовленный ПНГ для собственных нужд. Как, правило, его пускают на топливо для котельных, нагревательных печей и газотурбинных установок, применяемых для локального обеспечения электроэнергией и теплом производственных площадок и вахтовых поселков месторождений. Последние 10 лет ряд нефтегазодобывающих компаний вводят в эксплуатацию газовые турбинные электростанции и переходят на полное самостоятельное обеспечение электроэнергией объектов собственных месторождений. По сути, утилизация попутного нефтяного газа дает возможность производить относительно дешевую электроэнергию и тепло, но для того, чтобы обеспечить уровень использования ПНГ до 95 %, необходимы дополнительные потребители произведенного тепла и энергии. Найти их на территории ХМАО–Югры не везде возможно по причине малой плотности населения в округе и отдаленности объектов месторождений от крупных населенных пунктов. В сложившейся ситуации нефтегазодобывающие предприятия вынуждены сжигать не использованный на собственные нужды газ, так как развитие и внедрение новых технологий, создание инфраструк- туры по сбору и подготовке газа гораздо бо- лее затратное занятие, чем внесение пла- тежей за негативное воздействие на окружающую среду. Выходом из тупика могло бы стать создание системы экологоэкономического стимулирования предприятий, проводящих природоохранные мероприятия, которая была бы подкреплена информационно-правовой и нормативнометодической базой.

Д

ля скорейшего решения столь важного вопроса, как использование ресурсов попутного неф- тяного газа в нашем округе, необходима консолидация усилий нефтегазодобывающих предприятий и представителей органов государственной власти. ООО «РН-Юганскнефтегаз» осуществляет деятельность в Сургутском, Неф- теюганском, Ханты-Мансийском районах ХМАО, в том числе добычу нефти на Приобском месторождении, которое является нефтяной жемчужиной нашего округа. При этом с добытой нефтью каждый год поднимаются на поверхность несколько миллиардов кубических метров попутного нефтяного газа. Реализация газовой программы ООО «РНЮганскнефтегаз» дает возможность приступить к планомерному освоению и использованию этих колоссальных запасов. Много усилий еще придется приложить, прежде чем большинство факелов погаснут, однако реализация столь масштабной программы станет ярким примером того, что использование больших объемов попутного нефтяного газа технологически возможно.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

Секрет – в комплексном подходе Марат СУНАГАТОВ, генеральный директор ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис», к.х.н.

Общество с ограниченной ответственностью «Экспертнопроизводственный центр «Трубопроводсервис» специализируется на разработке проектной документации и проведении экспертизы промышленной безопасности магистральных нефтепроводов, объектов химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Удерживать позиции на рынке и постоянно расширять число своих клиентов, среди которых такой требовательный заказчик, как ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ», предприятию помогают высокое качество работ и профессионализм сотрудников.

С

оответствовать требованиям заказчиков и условиям нормативной документации ООО «ЭПЦ «Трубопроводсервис» позволяют постоянное повышение уровня подготовки персонала, аттестация сотрудников в независимых центрах и внедрение в практику современных передовых методов. Предприятие имеет гибкую организационную структуру, способную оперативно реагировать на изменяющиеся требования рынка услуг и при этом обеспечивать высокое качество выполняемых работ. Проектный отдел экспертно-про- изводственного центра «Трубопроводсервис» проводит комплексные инженерные изыскания, осуществляет проектирование линейной части магистральных нефтепроводов и участков замены магистральных нефтепроводов на переходах через водные преграды (малые водотоки), а также железные и автомобиль-

ные дороги. Кроме того, отдел занимается проектированием резервуаров, систем ЭХЗ, высоковольтных линий электропередачи, линий связи, производит разработку проектов по выборочному ремонту дефектов на секциях технологических трубопроводов, а также по замене запорной арматуры. Отдел диагностики выполняет работы по технической диагностике и экспертизе промышленной безопасности технических устройств, производственных и технологических объектов магистральных нефтепроводов. В составе отдела действует лаборатория неразрушающего контроля, аттестованная на проведение обследований оборудования и материалов при изготовлении, строительстве, монтаже, ремонте и реконструкции объектов. Отдел экспертизы проводит ЭПБ проектной и иной документации, связанной с эксплуатацией опасных производственных объектов. Комплексный подход к экспертизе обеспечивают специалисты разных направлений: по технологии, оборудованию, магистральным трубопроводам, строительным конструкциям, контрольно-измерительным приборам, автоматике, электрике и в других отраслях. Сотрудники компании непосредственно участвовали в разработке декларации промышленной безопасности: «Проектируемая трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан», «Балтийская трубопроводная система. Развитие до 60 миллионов тонн нефти в год», «Проектируемые подводные переходы магистрального нефтепровода через реку Ангара и через Усть-Илимское водохранилище (трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан»)», «Топливное производство ОАО «Уфанефтехим», «Товарное производство ОАО «Уфанефтехим». ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» располагает высококвалифицированным персоналом, костяк которого составляют доктор и кандидаты технических наук, эксперты системы экспертизы промышлен-

Основные заказчики услуг ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» – ведущие предприятия топливно-энергетического комплекса, входящие в систему ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»: ОАО «Гипротрубопровод», ОАО «Урало-сибирские магистральные нефтепроводы», ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы», ОАО «Балтнефтепровод», ОАО «Черномортранснефть», ОАО «ЦТД «Диаскан», а также предприятия нефтеперерабатывающего комплекса Республики Башкортостан. ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

ной безопасности, ведущие специалисты по различным областям и направлениям деятельности. Активно ведется работа с молодежью: ежегодно предприятие принимает до 20 студентов Уфимского государственного нефтяного технического университета для прохождения производственной и преддипломной практики. Наиболее отличившимся руководство компании предлагает устроиться на постоянную работу в ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» после окончания вуза.

О

рганизация имеет необходимую лицензионно-разрешительную документацию на все виды оказываемых услуг. Система менеджмента качества предприятия успешно сертифицирована в автономной некоммерческой организации «Национальный институт стандартизации, экспертизы и сертификации транспорта». В октябре 2007 года компания получила сертификат соответствия требованиям ГОСТ Р ИСО 9001-2001, а в июле 2008 года подтвердила соответствие системы менеджмента качества установленным требованиям.

ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» 450075 г. Уфа, ул. Рихарда Зорге, 70/2 Телефоны/факсы (347) 235-95-08, 244-76-32, 244-76-35, 235-95-14, 235-95-10 E-mail: pipelines@mail.ru, tps@tps-expert.ru

67

МТТ

Транспорт нефти и газа

Конец «Бермудского треугольника» Александр ПЯТОВ, начальник инспекции магистральных трубопроводов

История госнадзора за объектами магистральных трубопроводов России начинается с середины 1990-х годов, когда в системе Госпроматомнадзора были созданы специализированные межрегиональные инспекции.

Н

еобходимость их создания выявила та огромная авария, которая произошла на магистральном трубопроводе по перекачке ШФЛУ на границе Челябинской области и Башкирии в 1989 году, ровно 20 лет назад. Утечка углеводородов в сторону железной дороги вызвала гигантский взрыв газовоздушной смеси и привела к крушению двух пассажирских составов, гибели сотен людей. Схожей по своим последствиям аварии в мировой истории магистрального трубопроводного транспорта не было. Мне не пришлось участвовать в расследовании этой трагедии, но позднее, в разговорах с работниками районных управлений магистральных нефтепроводов, вырисовывалась неприглядная картина безответственности, падения производственной и технологической дисциплины, всеобщей расхлябанности при строительстве и эксплуатации этого очень опасного объекта. Этот злосчастный продуктопровод ШФЛУ проектировался и строился длительный период времени при неоднократной смене заказчиков, строительных организаций и при полном отсутствии госнадзора за качеством строительно-монтажных работ. В 4 квартале 1990 года по приказу Госпром- атомнадзора СССР была создана Уральская межрегиональная инспекция по над-

зору за магистральными газопроводами в системе Свердловского округа. В 1991 году все инспекции магистральных трубопроводов Госпроматомнадзора СССР были переданы в Центральный округ Госпроматомнадзора в СССР в Москве. В этот период шло усиленное деление полномочий между союзным центром и набирающими суверенитет союзными республиками. Образовались как бы 2 системы надзора: Госпроматомнадзор СССР и Госгортехнадзоры в союзных республиках, в том числе и в РФ.

С

развалом Советского Союза российские инспекции в 1992 году вернулись в управления и округа Госгортехнадзора России. Уральская межрегиональная инспекция в составе Уральского управления Госгортехнадзора России стала осуществлять госнадзор над системами магистральных трубопроводов на территории Свердловской, Челябинской, Курганской и Оренбургской областей таких крупных предприятий, как ООО «Уралтрансгаз», ООО «Тюменьтрансгаз», ОАО «Уралсибнефтепровод», ОАО «Уралтранснефтепродукт». Время становления новой инспекции было сложным – суверенизация национальных республик в составе Российской Федерации привела к дроблению предприятий

магистральных газопроводов. На Урале в 1990 году было одно предприятие – «Уралтрансгаз», затем оно разделилось на 2 предприятия – «Уралтрансгаз» и «Баштрансгаз», соответственно пришлось перестраивать и инспекцию. Абсурдные проблемы на национальной почве возникали сплошь и рядом. В Курганской области начальник районного управления в Юргамыше ОАО «Уралсибнефтепровод» на полном серьезе доказывал, что мы не имеем права осуществлять обследование их объектов, поскольку администрация предприятия находится в суверенной Башкирии. Взаимопонимания удалось достичь только после того, как я намекнул, что на следующую проверку мы придем с представителями местной прокуратуры. В начальный период надзорной деятельности, период притирания, в работе новых инспекций и транспортных предприятий было немало сложностей психологического характера, когда на предприятиях Газпрома приходилось слышать – «а зачем вы нам, у нас своя газовая инспекция». На предприятиях магистральных нефтепроводов и продуктопроводов, которые по основному виду деятельности до этого никем не контролировались, руководители филиалов даже прятались от инспекторов. Для кардинального изменения ситуации приходилось часто выступать на совещаниях, собраниях трудовых коллективов по вопросам повышения уровня промышленной безопасности на опасных производственных объектах, разъяснять требования Госгортехнадзора России к безопасному ведению работ.

На правах рекламы

68

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт почти месяц в Краснотурьинском ЛПУ, расследуя сразу три аварии. Конечно, это случай уникальный, наверняка, единственный по такой частоте аварий. Наверное, не надо рассказывать, какая нервозная обстановка царила весь этот месяц в Краснотурьинском ЛПУ, в строительных организациях, ведущих работу в этом «Бермудском треугольнике», в госкомиссии, состоявшей из представителей Уральского управления Госгортехнадзора, большой команды из представителей центрального аппарата ОАО «Газпром», ООО «Тюменьтрансгаз», Харцызского трубного завода (Украина), экспертных организаций. На трассе, в коридоре, пораженных коррозией труб, постоянно находились люди, а если учесть, что при разрыве трубы диаметром 1400 мм радиус теплового поражения достигал нескольких сотен метров, безопасность работников вызывала большое беспокойство. Феномен магистральных газопроводов Краснотурьинского ЛПУ изучали многие научные комиссии. Еще в период Советско-

В период перестройки суверенизация национальных республик в составе РФ привела к дроблению предприятий магистральных трубопроводов, тем самым значительно усложнив работу Госгортехнадзора ности, В.М. Хоменко пришел с эксплуатации ООО «Уралтрансгаз», С.С. Барсуков – с ведомственного надзора, С.Н. Польшин и другие – из строительных организаций. В целом текучка кадров в инспекции (и в отделе) была незначительная, несмотря на небольшие оклады по сравнению с работниками магистральных трубопроводов.

В

начале 80-х годов в целом по Газпрому, и особенно в ООО «Тюмень- трансгаз», остро стояла проблема аварийности магистральных газопроводов диаметром Ду 1400 мм с рабочим давлением 75 кг/см кв. из-за развития процессов коррозионного растрескивания металла труб под напряжением (КРН), так называемой стресс-коррозии. Все причины этого явления, вызывающие появление трещин, ориентированных, как правило, в продольном направлении, не выяснены до сих пор. В 90-х годах особенно большое количество аварий происходило на выходе Краснотурьинской компрессорной станции на шестиниточном коридоре газопроводов Ду 1400 мм на участке протяженностью 25 км до реки Каква. Так, в 1993 году, сразу после Нового года, я участвовал в работе комиссии по расследованию аварии, произошедшей на газопроводе «Новый Уренгой» 1 января. Только мы успели завершить расследование, написать акт, как 20 января произошел следующий разрыв на этом участке, уже на га- зопроводе «Ямбург–Елец 1». После заверше- ния ремонта и пуска газопровода «Ямбург– Елец 1» в работу, 23 января на расстоянии нескольких сотен метров от последней аварии произошел еще один разрыв газопровода «Ямбург–Елец 1». Так что пришлось сидеть

го Союза в Краснотурьинске работала комиссия, состоящая из более чем 20 академиков и докторов наук, работали представители ВНИИГаза, Уральского института физики металлов и многих других институтов, зарубежные ученые. Данная проблема неоднократно рассматривалась в ОАО «Газпром», в Госгортехнадзоре России. И все-таки какая-то конкретная локальная причина такой большой концентрации аварий и разрывов изза стресс-коррозии (более 20) на довольно ограниченном участке газопроводов не определена до сих пор. А проблему удалось решить кардинальным путем: полной переукладкой всех шести ниток на аварийном участке с применением труб с заводской изоляцией. И часть заслуги в том, что эти очень дорогостоящие работы были начаты и доведены до конца, есть и Уральской инспекции магистральных трубопроводов, и Уральского управления Госгортехнадзора, которые привлекли к решению этой проблемы внимание всех властных структур (областных, Госгортехнадзора, Газпрома) и осуществляли постоянный контроль над ходом работ. В 2007 году по приказу Ростехнадзора № 67 от 15 февраля 2007 года был создан объединенный отдел по надзору за объектами магистрального трубопроводного транспорта в составе МТУ Ростехнадзора по УрФО. Перед отделом стоят большие задачи по повышению контроля за качеством строительства объектов магистральных трубопроводов, внедрению принципов комплексного ведения госнадзора, уточнению и закреплению границ надзорной детн ятельности. ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

Насосы для перекачки нефти Агрегат насосный ПН 150-50 с приводом от дизеля, а также подпорный электронасос ЦНС 150-50 применяются для комплектования установок ПНУ-2 и НТМ-1, смонтированных на шасси двух автомобилей «КамАЗ» повышенной проходимости.

Агрегат насосный ПН 150-50 предназначен:

■ для закачки разлитой при аварии нефти в отремонтированный магистральный трубопровод или емкости (при работе с подпорным насосом ПНУ); ■ для перекачки нефти в составе временной нефтеперекачивающей станции до устранения аварии магистрального трубопровода (при работе без подпорного насоса ПНУ); ■ для заполнения водой магистрального трубопровода при его гидравлических испытаниях; ■ для работы в качестве основного насоса временной нефтеперекачивающей станции магистрального трубопровода.

Электронасос ЦНС 150-50 предназначен:

■ для сбора нефти, разлитой при аварии магистрального трубопровода, из открытых земляных амбаров и подачи ее на всасывание основного насоса ПНУ; ■ для заполнения водой магистрального трубопровода из открытых водо- емов для его гидроиспытаний. Агрегат насосный ПН 150-50 без привода и электронасос ЦНС 150-50 могут поставляться отдельно, надежно работают при наличии механических примесей в виде песка и окалины размером до 2 мм и твердостью до 7 по шкале Мосса, а также конгломератов из этих же материалов, сцементированных нефтяными остатками.

Показатели надежности:

■ назначенный полный ресурс – 25000 часов; ■ назначенный полный срок службы – 25 лет; ■ назначенный срок службы до ремонта – 5 лет.

248010 г. Калуга, ул. Московская, 241 Телефоны/факсы (4842) 79-39-02, (4842) 79-39-19 E-mail: sc@ktz.planetatelecom.ru http://www.ktz.kaluga.ru

На правах рекламы

Совещания, проводимые в администрациях Свердловской, Челябинской, Курганской областей, администрациями городов, населенных пунктов по различным вопросам промышленной безопасности, таким как нарушения охранных и опасных зон трубопроводов, подтопления технических коридоров нефте- и продуктопроводов, борьба с хищениями нефтепродуктов и многим другим вопросам, способствовали повышению авторитета органов Госгортехнадзора, улучшению взаимодействия. Большую помощь в становлении инспекции оказывали старые опытные работники: начальник Управления Е.П. Перминов, зам. начальника Управления Л.М. Галкин, которые передавали свой богатый опыт рабо- ты в Госгортехнадзоре людям, которые до этого работали на производстве, но не были знакомы с надзорной работой. На работу в инспекцию приходили люди с разных производств: С.Н. Воробей работал на Севере начальником котельной, А.В. Сибирко также на Севере работал в нефтяной промышлен-

69

МТТ

Проектирование и строительство

Нужно государственное «плечо» Владимир ЧИРСКОВ, президент Российского союза нефтегазостроителей, лауреат Ленинской и Государственной премий, д.т.н.

На рубеже 70-х годов XX столетия в СССР реально возникла необходимость создания крупного топливно-энергетического комплекса в Западной Сибири, интенсивного освоения нефтяных и газовых месторождений Средней Азии, Коми АССР, Оренбургской области и других. Это имело большое значение как для развития народного хозяйства нашей страны, так и для всей мировой экономики.

Р

уководители Советского Союза понимали, что одним из важнейших факторов развития нефтяной и газовой промышленности является создание новых мощностей. С этой целью в 1972 году было образовано Министерство строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности. За 18 лет его существования на нефтяных и газовых промыслах было введено в действие 329 тысяч километров трубопроводов, в том числе 195 тысяч километров магистральных, не имеющих аналогов в мире, обеспечивая добычу и транспортировку 760 миллиардов кубометров газа и 509 миллионов тонн нефти. В результате годовая добыча в конце 80-х годов составила 624 миллиона тонн нефти (включая газовый конденсат), что в 1,8 раза больше, чем было в 1970 году, и 845 миллиардов кубометров газа, что в 4,2 раза больше, чем в том же году соответственно. Страна твердо занимала первое место в мире по ежегодной добыче нефти и газа. В конце 1980-х годов советская промышленность вводила в эксплуатацию около 21–22 тысяч километров трубопроводов в год. По пропускной способности столько строили все остальные страны вместе взятые. Советский Союз являлся лидером и по сооружению трубопроводных систем большого диаметра. За этим стоял труд 500-тысячного коллектива нефтегазостроителей. Недра нашей страны располагают значительными залежами полезных ископаемых, прежде всего нефти и газа. Для решения задач коренной структурной пере-

70

стройки экономики очень важно использовать благоприятные условия мирового рынка энергоносителей. Значит, необходимо более интенсивно осваивать новые месторождения нефти и газа, а для этого нужны мощности российских нефтегазостроительных организаций. Нефтяная и газовая промышленность сегодня успешно функционируют во многом благодаря созданным в прошлом столетии надежным нефтегазовым объектам. Вместе с тем, состояние этой важнейшей для народного хозяйства отрасли вызывает сегодня у нас, профессионалов, серьезную озабоченность. Необходимо отметить нарастающий износ основных фондов газонефтепроводной системы, превышающий 60%. Без принятия радикальных мер к 2020 году 90% магистральных трубопроводов выработают эксплуатационный ресурс. Нефтегазостроительные компании испытывают большие трудности в выполнении работ по возведению нефтяных и газовых объектов. В Российской Федерации отсутствуют координирующий орган по комплексному развитию трубопроводного транспорта и государственное регулирование неф- тегазового строительства даже на основных стройках ТЭК, нет качественного отбора подрядчиков на основе специально разработанной методики проведения торгов, учитывающей не только финансовую составляющую, но и факторы, определяющие профессионализм и качество работ, выполняемых подрядчиком. Действующая ныне система тендерных торгов далеко несовершенна.

Практически полностью распалась, исчезла отраслевая наука. Межгосударственная научно-техническая программа «Высоконадежный трубопроводный транспорт» прекратила свое существование из-за отсутствия финансирования. Нет централизованной организации подготовки рабочих кадров для специального строительства нефтяных и газовых объектов. Полностью потеряна система создания специальных строительных машин и оборудования для сооружения нефтегазовых объектов. Распались специализированные КБ, сохранились лишь отдельные предприятия по выпуску землеройной техники. Уходит из практики возведения промысловых объектов, насосных и компрессорных станций эффективный индустриальный блочно-комплектный метод. Все больше и больше проектные, строитель- но-монтажные работы российских заказчиков выполняют зарубежные строительные компании, а отечественные организа- ции остаются не у дел. Не редкость сегодня тот факт, что в ведомственных норма-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт тивных документах регламентируется применение только зарубежных технологий с конкретным указанием разработчиков и поставщиков оборудования, материалов, в то время как отечественные технологии, оборудование и материалы, превосходящие по своим технико-экономическим показателям зарубежные, из-за отсутствия спроса уходят в небытие. Для вытеснения отечественных компаний с рынка строительных и инжиниринговых услуг зарубежные фирмы (при поддержке своих государств) используют разные средства, в том числе устанавливают демпинговые цены за выполняемые ими работы. Десятки миллиардов долларов уходят из России на закупку всего, что необходимо как для эксплуатации, так и для строительства трубопроводов. Фактически мы стали активно развивать зарубежную промышленность, попадая в зависимость от чужих технологий.

В

проекте «Стратегии национальной безопасности России до 2020 года» не отражено влияние магистральных нефтегазопродуктотрубопроводов на энергобезопасность страны. Ничего не сказано о том, как засилье зарубежных технологий может отразиться на независимости и безопасности нашего государства. Как видим, многие принципиальные вопросы организации нефтегазового строительства остаются нерешенными. Два со-

зыва Государственной думы РФ не сумели принять закон «О магистральном трубопроводном транспорте». В настоящее время для сохранения объемов добычи углеводородного сырья (не говоря уже об увеличении) необходимо вос- становить научный, промышленный и строительный потенциал специализированной нефтегазостроительной отрасли. Для этого нужна государственная поддержка. Неоднократные обращения в Правительство Российской Федерации по решению возникших трудностей по созданию надежных объектов нефтяной и газовой промышленности, к сожалению, остаются без ответа. Российский союз нефтегазостроителей, который существует уже семь лет и объединяет 144 ведущих компаний, имеющих большой опыт по созданию нефтегазовых объектов, считает, что восстановить отрасль можно без больших финансовых затрат. По нашему мнению, правительству и законодательным органам необходимо решить следующие вопросы: ■ принять закон «О магистральном трубопроводном транспорте» и технический регламент «О безопасности магистрального трубопроводного транспорта, внутрипромысловых и местных распределительных трубопроводов»; ■ создать Правительственную координирующую структуру по вопросам строительства и использования систем магистральных трубопроводов; ■ создать российский государственный научно-исследовательский институт по

строительству магистральных трубопроводов, обустройству нефтяных и газовых промыслов. На стадии проектирования и утверждения проектной документации на объекты ТЭК должны участвовать в обсуждении проектных решений и экспертизе проектов профессиональные строительные организации и независимые объединения профессионалов (как пример – некоммерческая организация Российский союз неф- тегазостроителей). Конкурсные торги на проектирование, поставки и строительство должны проводиться с учетом профессиональной составляющей конкурсанта и качества выпускаемой им продукции. Строительство объектов ТЭК должны вести генподрядные строительные организации, выполняющие не менее 50% строительно-монтажных работ собственными силами. Необходимо восстановить систему профессиональной подготовки кадров нефте- газостроителей, ввести таможенные пошлины за привлечение зарубежных строителей для предприятий-заказчиков. Срочно требуется обеспечить государственную поддержку российским нефтегазостроителям на конкурсах, тендерных торгах, при организации работ на зарубежных стройках. Следует возобновить функционирование государственной научнотехнической программы «Высоконадежный трубопроводный транспорт». И делать это надо как можно быстрее. тн

На правах рекламы

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

71

МТТ

обслуживание трубопроводов

Ловушка для коррозии Валерий РЫБАЛКО, старший научный сотрудник Института физики металлов УрО РАН, к.т.н.

Коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) вызывает повреждение магистральных газопроводов путем образования и развития на наружной поверхности трубы трещин. Разрыв магистрального газопровода, происходящий при достижении трещинами критического размера, как правило, сопровождается взрывом и возгоранием газа, что по своим масштабам и последствиям сравнимо с экологической катастрофой.

П

роблема коррозионного растрес- кивания под напряжением под- земных газопроводов продолжает находиться в фокусе внимания газотранспортных предприятий уже более 15 лет, однако до настоящего времени отсутствует однозначная оценка основных причин, способствующих возникновению КРН и приемлемых способов борьбы с этим явлением (за исключением обнаружения дефектов КРН средствами внутритрубной дефектоскопии и их последующего удаления). Одной из существенных особенностей проявления проблемы КРН магистральных газопроводов является избирательность растрескивания (КРН выявляют на малой части труб), причины которой однозначно не установлены. Поэтому предприятия, эксплуатирующие систему магистральных газопроводов, могут обнаружить наличие для них проблемы КРН, в основном при разрыве действующего газопровода либо в случае проведения сплошного обследования газопровода. Предотвращение развития трещин КРН и разрушения газопровода является актуальной задачей диагностики и может решаться различными методами. Наиболее эффективным является последовательное использование внутритрубной дефектоскопии (ВТД), которая в последние годы широко применяется на линейных участках магистральных газопроводов, и местного обследования в шурфах, в результате чего определяется наличие и положение дефекта, а также его линейные размеры (длина и глу-

бина). На основании указанных данных оценивается опасность дефекта (остаточный ресурс участка трубы с трещинами) и принимается решение о необходимости и способах ремонта дефектов – вырезка трубы, вышлифовка и заварка дефекта, переизоляция поверхности трубы, а также назначается срок повторной дефектоскопии. Система магистральных газопроводов включает трубопроводы линейной части и компрессорных станций. Наиболее изучены особенности КРН на линейной части, поскольку основная доля известных повреждений приходится именно на эти участки магистральных газопроводов. Оценка возможности возникновения коррозионного растрескивания под напряжением технологических трубопроводов компрессорных станций (КС), расположенных в регионах, где уже установлено наличие процесса КРН на линейных участках, представляет особый интерес в связи с повышенным риском эксплуатации оборудования и нахождения персонала на территории станции.

Д

ля того чтобы прогнозировать процесс развития КРН следует достаточно ясно представлять специфику этих дефектов на магистральных газопроводах. В общем случае дефект КРН образован скоплением продольных относительно оси трубы трещин коррозионного растрескивания, имеющих различную длину и глубину. Определение фактически действующего механизма КРН принципиально для получения достоверной оценки текуще-

го состояния газопроводов, получения прогнозных оценок, выработки методологии диагностики газопроводов и оценки ее объемов. Коррозионное растрескивание является результатом одновременного наличия трех условий: попадания на поверхность трубы активной коррозионной среды, склонности металла трубы к растрескиванию и повышенного напряжения. Наиболее значимы для развития КРН последние два фактора, поскольку при явной инициирующей роли среды также известно, что растрескивание происходит избирательно и характеристики среды в месте растрескивания газопровода чаще всего не отличаются от среды, присутствующей в окрестностях неповрежденного газопровода. Во-первых, наблюдается связь проявления КРН на магистральных газопроводах с исходным качеством труб. КРН обнаруживается, прежде всего, на трубах с исход- ными металлургическими и технологическими дефектами, которые способствуют зарождению трещин коррозионного растрескивания. При этом технология производства и металлургическое качество труб, используемых на КС и линейной части газопроводов практически одинаковы, что ограничивает перечень факторов, ответственных за особенности развития КРН на площадках КС. Второй и основной фактор, ограничивающий появление КРН на трубопроводах КС по сравнению с линейным участком газопровода – пониженный в 1,5–3 раза уровень напряжений в стенке трубы за счет использования на шлейфах и площадках КС труб меньшего диаметра и с большей толщиной стенки. Пониженный уровень напряжений существенно уменьшает возможность разрушения. Приведенные соображения показывают, что риск возникновения дефекта КРН, способного вызвать разрушение трубопровода компрессорной станции существует, но он может быть во много раз меньтн ше, чем для линейного участка.

На правах рекламы

72

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

Современное оборудование – гарант эффективного производства Владимир ШУКЛИН, директор научно-производственной компании ООО «Трубопластдеталь»

Эффективность нефтегазового производства зависит от многих факторов. Планирование, контроль, привлечение компетентных специалистов, грамотное выполнение работы – все это способствует наращиванию объемов и налаживанию производства. Несомненно, важную роль играет и техническое оснащение предприятия, однако не стоит забывать о таком понятии, как качество. Качественным должны быть любые составляющие производства, будь то обсадная труба или предохранительная деталь для ее защиты. Только в этом случае можно говорить об эффективности производства.

К

омпания ООО «Трубопластде- таль» разрабатывает и производит предохранительные детали для защиты резьбы обсадных труб, применяемых при строительстве нефтяных и газовых скважин. Мы гордимся своим делом и гарантируем качество продукции. Имея договорные отношения с Государственным институтом металлополимерных систем Республики Беларусь и кафедрой пластмасс Уральского государственного лесотехнического университета, предприятие постоянно занимается освоением новых типов и совершенствованием конструкции выпускаемых преддеталей, а также научновнедренческими работами по подбору полимерных материалов с повышенными прочностными и температурными характеристиками. Отдельные виды продукции запатентованы и являются интеллектуальной собственностью ООО «Трубопластдеталь». С 2005 года ООО «Трубопластдеталь» производит предохранительные детали для стальных труб и в настоящее время освоило 22 типоразмера деталей, в том числе 17 – для гладких труб по ГОСТ 3262-75; 10705-80; 8732-78 (диаметром от 21 до 325 мм) и 5 – для резьбовых деталей обсадных труб по ГОСТ 63280.

За пять лет работы мы достигли следующих результатов: • предприятие имеет производственный участок литья под давлением с парком термопластавтоматов 15 единиц с объемом впрыска от 63 см3 до 3000 см3 и усилием смыкания от 35 до 650 т, площадь производственных площадей составляет 2000 кв.м, построены производственный цех и склад готовой продукции на территории ЗАО «Арамильский завод передовых технологий»; • смонтирован роботизированный комплекс из трех нарезных специализированных станков с программным управлением для нарезки любых типов резьбы фирмы Hyundai-KIA и шести термопластавтоматов фирмы Chende; • в соответствии с требованиями API 5CT/ISO 11960 сконструировано и изготовлено испытательное оборудование, аттестованное органами сертификации. По направлению органа сертификации металлов и промышленной продукции ФГУП УНИИМ (рег. № РОСС RU.0001.11 АЮ42) лицензированной лабораторией проведены испытания. По их результатам органом сертификации выдан сертификат соответствия № РОСС RU.0001.11АЮ42.Н00553 требованиям нормативных документов API 5CT/ISO 11960 (8-я редакция) на детали пре-

дохранительные (кольцо, ниппель) для обсадных труб и муфт к ним условного диаметра от 168 мм до 324 мм. с типами резьбы ОТТМ, ОТТГ, БТС. В соответствии с данным сертификатом соответствия и Законом РФ «О техническом регулировании» продукция выпускается по стандарту организации ООО «Трубопластдеталь» СТО 73639141-004-2007 «Детали предохранительные для обсадных труб и муфт к ним. Технические условия». Данное СТО прошло экспертизу в органе сертификации металлов и промышленной продукции ФГУП УНИИМ; • продукции ООО «Трубопластдеталь» присвоен знак соответствия системы сертификации ГОСТ Р Госстандарта России АЮ42. Предприятие проводит разумную ценовую политику, основанную на принципе цена–качество. Наши цены ниже зарубежных аналогов при более высоком качестве, основанном на преимуществах технологии изготовления и применяемых материалов. Сегодня, наряду с улучшением качества, нашей основной задачей остается снижение себестоимости. Постоянно растут заказы таких компаний, как ОАО «Северский трубный завод», ОАО «Синарский трубный завод», ОАО «Первоуральский трубный завод» и ОАО «Челябинский трубопрокатный завод», что заставляет нас изыскивать средства на приобретение нового оборудования.

ООО «Трубопластдеталь» 620043 Екатеринбург, ул. Фролова, 19/1, под. 2 Тел./факс (343) 215-95-05 E-mail: tpd1@yandex.ru ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

73

МТТ

обслуживание трубопроводов

Стальная броня Вертикальные резервуары из нержавеющей стали широко используются в различных отраслях промышленности. Но с течением времени в результате развития локальной коррозии на структурных неоднородностях сварки может произойти разгерметизация сосуда, нарушение технологического режима, в итоге резервуар станет непригодным для эксплуатации.

74

О

бнаружить подобную течь визуальным либо каким-либо другим методом локального контроля на действующем сосуде практически невозможно. Для этого требуется частичная или полная его разборка, удаление наружного кожуха. Вместе с тем контроль герметичности на таких металлоконструкциях сопряжен с практически полным отсутствием доступа к внутреннему сосуду, что сильно осложняет задачу поиска и локализации утечек. Поэтому для решения подобных задач наибольшее распространение получил метод акустической эмиссии (АЭ), который в данном случае практически не имеет альтернативы. Метод позволяет дистанционно обнаруживать малые утечки, определять их местоположение и судить о характере повреждения. На рисунке 1 приведен пример вертикального резервуара объемом 8 м 3 из нержавеющей стали, который расположен на одном из крупных молокозаводов. Резервуар состоит из сварного внутреннего сосуда с толщиной стенки 2 мм и внешнего цилиндрического сварного кожуха. В ходе его эксплуатации технологи предприятия отметили снижение качества из-

готавливаемого продукта и предположили, что произошло нарушение герметичности внутреннего сосуда. Для того чтобы найти и локализовать утечку внутреннего сосуда, была приглашена экспертная организация. В ходе решения поставленной задачи специалисты разработали особую методику контроля над утечками на подобных объектах. Основные положения методики заключаются в следующем. Даже самый минимальный доступ к внутреннему сосуду (рисунок 2a) позволяет установить в таких местах преобразователи АЭ (ПАЭ), при этом отсутствует необходимость специально вычислять и размечать местоположение датчиков, как это предусматривают традиционные способы настройки схемы АЭ-локации. Применяемая акустико-эмиссионная система A-Line 32D в процессе калибровки автоматически определяет их местоположение и обозначает на схеме (патент на изобретение № 2330277 от 27.07.2008 г.). Первоначально первый контрольный ПАЭ для проверки утечки на обечайке был размещен на открытой площадке в центре верхнего днища внутреннего сосуда. Для установки датчиков на обечайке сосуда в количестве 4 штук во

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

Рис. 3. Локация

Д

Рис. 1. Внешний вид внешнем корпусе потребовалось произвести вырезку соответствующих технологических окон размером 100x100 мм и выбрать изоляционный слой. Принципиальной особенностью разработанной методики контроля является применение трех независимых датчиков в разных местах нижнего днища и четырех по периметру нижней образующей обечайки (рисунок 2б). Такая схема позволяет использовать одновременно несколько независимых перекрывающихся зон планарной локации, что позволяет максимально точно определять координату выявленного источника АЭ на утечке (рисунок 3). Таким образом, для полного контроля и определения местоположения утечки на сосуд было установлено 8 преобразователей акустической эмиссии типа GT-200. Время подготовки к контролю составляет в среднем около 30 минут.

Рис. 2а. Днище нижнее

ругой особенностью контроля является тот факт, что из-за высокой чувствительности применяемого цифрового оборудования не нужно заполнять сосуд целиком водой, как это требуют стандартные методики при диагностике вертикальных стальных резервуаров. По мере наполнения прибор покажет, какого уровня жидкости будет достаточно для устойчивого выявления утечки. В нашем случае, поскольку утечка располагалась на нижнем днище, потребовалось заполнить сосуд всего на 20%. В результате контроля оператор с точностью до нескольких миллиметров показал область расположения утечки, после чего в этом месте была произведена локальная вырезка металла наружного кожуха. На рисунке 3 представлена характерная локационная диаграмма, на которой показана математическая модель днища с тремя независимыми схемами локации (ПАЭ № №1/05, 1/06, 1/07), позволившими точно установить область расположения источника АЭ на утечке. Видно, что местоположение утечки на всех диаграммах фиксируется очень четко, причем схема с перекрытием позволяет исключить ложные сигналы локации. В результате после локализации в указанном оператором месте была произведена вырезка технологического окна (рисунок 4). Из рисунка видно, что точно под местом вырезки располагается микротечь, которая проявилась в виде коррозионного пятна и запотевания ближней области утечки. Полное время контроля подобного объекта для

Рис. 2б. Датчик сбоку ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

выявления утечки с минимальными подготовительными операциями составляет в среднем 1 час. Из приведенного примера видно, что новая разработанная методика контроля утечек с применением акустико-эмиссионного контроля является эффективным и быстрым способом выявления скрытых микротечей в труднодоступных и скрытых областях герметичных стальных конструкций.

акустико-эмиссионные системы A-LINE 32D нового поколения

■ системы мониторинга опасных производственных объектов ■ экспертиза промышленной безопасности 620026 Екатеринбург, ул. Красноармейская, 92А, офис 527 Тел. (343) 268-368-0 Факс (343) 310-37-89 E-mail: interunis@e1.ru WWW.INTERUNIS-URAL.RU

Рис. 4. Вид окна утечки

75

МТТ

обслуживание трубопроводов

От задвижки к шаровому крану На российском рынке представлено большое разнообразие запорной трубопроводной арматуры: вентили, заслонки, задвижки различных конструкций. Однако в последнее время все чаще потребители отдают предпочтение шаровым кранам, которые отличаются высокой надежностью и герметичностью, простотой в эксплуатации, небольшими габаритами, а также обеспечивают поток рабочей среды в обоих направлениях.

К

омпания «СеверМаш» была образована в 1999 году в городе Рыбинске, расположенном в 350 километрах от Москвы. Основная специализация – выпуск трубопроводной арматуры. Предприятие зарекомендовало себя как надежный поставщик качественной и доступной потребителю арматуры. Современная производственная ба-

няются для надземной или подземной установки в качестве запорного устройства. Также на предприятии выпускаются краны трехходового исполнения и краны под электропривод, которые можно комплектовать электроприводами как отечественного, так и импортного производства. Арматура производится из стали Ст20, 12Х18Н10Т, 09Г2С.

В 2009 году шаровые краны производства компании «СеверМаш» прошли испытания на Саратовском полигоне ОАО «Газпром» за, высокоточные приборы, квалифицированный персонал позволяют выполнять заказы качественно, в срок и по доступным ценам. У предприятия «СеверМаш» широкий ассортимент продукции. Шаровые краны серии СМ DN 10-300, PN 1,6-16,0 МПа изготавливаются во фланцевом, приварном и муфтовом исполнениях и приме-

Сильфонные клапаны серии ЦКБУ DN 10, PN 20,0 МПа производства «СеверМаш» устанавливаются на импульсных и дренажнопродувочных линиях для подключения или отключения приборов систем КИПиА атомных станций. Кроме того, предприятие изготавливает трубопроводную арматуру и комплектующие детали к ней по чертежам заказчика.

Продукция «СеверМаш» имеет: ■ сертификат соответствия, выданный органом сертификации АНО «Атомсертифика»; ■ разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору. Все работы выполняются в полном соответствии с требованиями, предъявляемыми к трубопроводной арматуре. Высокое качество подтверждается доверием клиентов. Клапаны производства «СеверМаш» применяются на атомных станциях России, дальнего и ближнего зарубежья. Предприятие «СеверМаш» приглашает дилеров для сотрудничества на выгодных условиях: конкурентоспособные цены, постоянный запас готовой продукции на складе и оперативное реагирование на заказы.

152909, Ярославская область, г. Рыбинск, ул. Пятилетки, 82 Телефон/факс 8(4855) 23-92-48 E-mail: severmash@rambler.ru

www.kranik76.ru

На правах рекламы

76

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

ООО «Копейский завод изоляции труб» Нанесение антикоррозионных покрытий (двух- и трехслойных) на основе экструдированного полиэтилена на наружную поверхность стальных труб диаметром от 219 до 1420 мм для трубопроводов. Нанесение антикоррозионных покрытий на основе полиуретановых и эпоксидных композиций на наружную поверхность стальных труб диаметром от 219 до 1420 мм для подземных и наземных трубопроводов. Освидетельствование труб в собственной лаборатории путем проведения: ■ неразрушающего УЗК и рентгенографического контроля сварных соединений и проката; ■ спектрального анализа химического состава металла; ■ механических испытаний; ■ гидроиспытаний труб диаметром 720 и 1020 мм. Восстановление труб: ■ очистка от наружной изоляции труб б/у диаметром от 530 до 1420 мм; ■ внутренняя очистка труб б/у диаметром от 273 до 1420 мм; ■ механическая торцовка концов труб диаметром от 530 до 1420 мм. Изготовление гнутых отводов методом холодного гнутья из стальных труб (в том числе из предварительно заизолированных с двух-трехслойным покрытием) диаметром от 219 до 1420 мм с толщиной стенки до 28,00 мм.

изоляция труб Изоляция труб диаметром от 219 до 1420 мм. Покрытие, наносимое на заводе, соответствует требованиям: 1. ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводные стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

2. ТУ 1394-001 -45657335-06 Трубы стальные с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием для газопроводов.

3. ТУ 1394-011-00154341-2004 Трубы стальные диаметром от 273 до 1420 мм с наружным трехслойным и двухслойным полиэтиленовым покрытием для строительства нефтепроводов.

ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ ТРУБ Проведение работ по инструментальному контролю и приборному обследованию состояния б/у труб с последующей выдачей сертификата качества в соответствии с требованиями ТУ 14-ЗР-104-2008 Трубы бесшовные и сварные после эксплуатации для холодного и горячего водоснабжения.

ВОССТАНОВЛЕНИЕ ТРУБ Восстановление труб для повторного применения по ТУ 14-ЗР-104-2008 Трубы стальные бесшовные и сварные после эксплуатации для холодного и горячего водоснабжения.

ИЗГОТОВЛЕНИЕ ГНУТЫХ ОТВОДОВ

ИЗГОТОВЛЕНИЕ СВАЙ

Изготовление гнутых отводов из стальных труб диаметром от 219 до 1420 мм. Отводы производства ООО «Копейский завод изоляции труб» соответствуют требованиям: 1. ГОСТ 24950-81 Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов.

2. ТУ 1468-006-74238272-06 Отводы гнутые диаметром от 50 до 1200 мм для магистральных нефтепроводов на рабочее давление до 14 МПа (140 кгс/см2), изготавливаемые холодной гибкой стальных труб, в том числе с антикоррозионными покрытиями (по договору с ЗАО «СОТ» на изготовление и применение).

3. СТТ 22.040.40.КТН 098-06 на отводы холодной гибки из стальных электросварных труб диаметром 1067 и 1220 мм (трубопроводная система «Восточная Сибирь–Тихий океан» (ВСТО)).

Копейский завод изоляции труб изготавливает сваи по ТУ 5264-001-45657335-2009 из трубы диаметром 159-1420 мм для использования в строительстве жилых и нежилых помещений, дорожных и портовых сооружений, а также в качестве опор для применения как в грунте, так и в прибрежной зоне с погружением в воду. При этом сваи могут иметь оголовок и пяту. В качестве антикоррозионной защиты внутренней и наружной поверхности свай завод использует различные лакокрасочные материалы в соответствии с проектом или требованиями заказчика. Для покрытия используется широкий ассортимент современных материалов на основе эпоксидных и полиуретановых, в том числе и цинконаполненных, композиций.

На правах рекламы

Челябинская обл., г. Копейск, пос. Железнодорожный, ул. Мечникова, 1 Тел./факсы (35139) 2-09-81, 2-09-82 E-mail: Kzit@kzit.ru, www.kzit.ru ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru 77

МТТ

обслуживание трубопроводов

Под надежной защитой Деятельность общества с ограниченной ответственностью «СибЭлектроЗащита» (ООО «СЭЗ») базируется на трех основных принципах: надежности, высокого качества и доступной цены. Такое сочетание становится возможным благодаря использованию современных наукоемких технологий на основе микропроцессорной техники.

К

омпания с 2002 года специализируется на разработке и внедрении в производство интеллектуальных электронных систем общего и специального назначения, использующихся для создания коммутационно-защитных аппаратов нового поколения, приборов контроля, устройств релейной защиты и автоматики, технологических контроллеров, таких как: ■ электронный контроллер тока ЭКТ; ■ электронный контроллер тока ЭКТМ; ■ пульты управления ПУ-05; ■ реле контроля и защиты РКЗ-И; ■ реле контроля и защиты РКЗМ-Д; ■ реле контроля и защиты РКЗМ-R; ■ пульты управления ПУ-02; ■ электронные контроллеры расцепителя ЭКР; ■ счетчики-регистраторы РОС1-01, РОС1-02; ■ реле повторного пуска (самозапуска) РПП-2; ■ пульт управления ПУ-04. Электронный контроллер тока ЭКТ (ЭКТМ) в соответствии с заданными параметрами сигнализирует о коротком замыкании, холостом ходе электроустановки, превышении тока выше нормального уровня, пропадании одной или двух фаз, перекосе фазы по току, а также низком сопротивлении изоляции. Устройство работает совместно с пультом управления ПУ-05, который обеспечивает считывание данных и регулировку уставок контроллера (таблица 1). Один пульт может обслуживать любое количество ЭКТ (ЭКТМ). Реле контроля и защиты РКЗ, РКЗМ производят проверку рабочих токов в каждой фазе работы обслуживаемой электроустановки и отключают ее, если:

Таблица 1

Типы контроллеров Наименование контроллера

Пределы контролируемых токов, А

ЭКТ (ЭКТМ) – 5

0,2…50

ЭКТ (ЭКТМ) – 10

0,8…100

ЭКТ (ЭКТМ) – 25

1,6…250

ЭКТ (ЭКТМ) – 60

3,0…600

ЭКТ (ЭКТМ) – 125

6,0…1250

ЭКТ (ЭКТМ) – 250

10,0…2500

ЭКТ (ЭКТМ) – 625

30,0…6250

78

■ происходит перегрузка по току недопустимой продолжительности – при поломке или заклинивании приводных механизмов, разрушении подшипников; ■ нагрузка недопустимо снижается – при поломке приводных механизмов, сухом ходе насоса и т. д; ■ происходит обрыв любой фазы или перекос фаз по току. Помимо этого реле осуществляет диагностику потребляемой электрооборудованием сети питания и в случае аварии фиксирует в энергонезависимой памяти параметры аварийного события. Каждое из исполнений реле имеет по пять типономиналов в соответствии с таблицей 2. Пульты управления ПУ-02 управляют любым количеством реле РКЗ и РКЗМ посредством ИК-лучей на расстоянии 5–50 см.

П

родукция ООО «СЭЗ» используется в любых отраслях промышленности – на сегодняшний день почти все предприятия, от мелкого производства до крупных нефтегазодобывающих и перерабатывающих компаний, оснащены дорогостоящим электрооборудованием. Защита от перегрузок, перекосов фаз и прочих «рабочих» неприятностей продлит срок

его службы и сохранит время и деньги владельцев: прибор защиты окупится за четыре месяца, а срок его службы составляет не менее восьми лет. При необходимости специалисты компании могут сделать расчет окупаемости вложения инвестиций индивидуально для каждого клиента. Руководство компании уверено, что её работники выпускают именно такую продукцию, какую хочет видеть потребитель. Одним из определяющих направлений деятельности предприятия является открытость для совместных проектов. При этом возможны разные варианты сотрудничества – например, это может быть разработка и производство в самые кратчайшие сроки интересующих заказчика изделий. Сотрудники организации с большим удовольствием и благодарностью встречают клиентов, которые заказывают новые разработки и тем самым подсказывают, в каком направлении следует развиваться предприятию. ООО «СибЭлектроЗащита» 660118 г. Красноярск, Северное шоссе, 5 «г», корп. 5 Телефоны (391) 220-69-06, 220-69-15, 232-17-71 E-mail: sez.ekt@mail.ru www.sezekt.ru

Таблица 2

Типы реле РКЗ-25-И РКЗ-50-И РКЗ-250-И РКЗ-500-И РКЗ-900-И РКЗМ-25-R РКЗМ-50-R РКЗМ-250-R РКЗМ-500-R

Контролируемые токи, А 2…25 5…50 20…250 40…500 80…900 2…25 5…50 20…250 40…500

Рабочее напряжение, В 220/380 220/380 220/380 220/380 220/380 220 220 220 220

РКЗМ-900-R

80…900

220

• оперативная индикация причины аварийного отключения на панели реле; • контакт аварийной сигнализации для управления внешними сигнальными устройствами; • оценка сопротивления изоляции перед включением ЭУ; • в корпусе предусмотрены два крепежных отверстия и крепление под DIN-рейку шириной 35 мм;

РКЗМ-25-Д РКЗМ-50-Д РКЗМ-250-Д РКЗМ-500-Д РКЗМ-900-Д

2…25 5…50 20…250 40…500 80…900

220/380 220/380 220/380 220/380 220/380

• наличие на лицевой панели цифрового ЖК дисплея, отображающего токи ЭУ, типы аварийных отключений, а также встроенной клавиатуры, позволяющей задавать необходимые установки (возможна работа без ПУ-02); • в корпусе реле предусмотрены два крепежных отверстия и крепление под DIN-рейку шириной 35 мм.

Реле

Технические особенности • оперативная индикация причины аварийного отключения на панели реле; • контакт аварийной сигнализации для управления внешними сигнальными устройствами; • уменьшенные габариты корпуса (не более 84х76х53);

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

Мы производим и оснащаем мобильные лаборатории

Научно-производственная фирма «АВЭК» с 1996 года поставляет оборудование для неразрушающего контроля, технической диагностики и физико-механических испытаний. Основное направление деятельности НПФ «АВЭК» – проектирование, производство и оснащение мобильных лабораторий для проведения контрольно-диагностических и ремонтно-восстановительных работ в полевых условиях при строительстве и эксплуатации промышленных объектов. Мобильные лабораторные комплексы НПФ «АВЭК» – это качественные изделия, предназначенные для интенсивной эксплуатации в тяжелых климатических условиях. При производстве используются качественные и современные материалы, а также учитываются все требования предприятия-заказчика, который получает не просто автомобиль с набором приборов, а готовый к работе мобильный диагностический комплекс в соответствии с поставленной задачей или необходимой нормативной документацией. Наши специалисты готовы оказать содействие как в подготовке Вашей лаборатории к аттестации, так и в процедуре аттестации непосредственно.

НПФ «АВЭК» выпускает: ■ мобильные лаборатории неразрушающего контроля и технической диагностики для применения при строительстве и эксплуатации магистральных трубопроводов и других объектов нефтегазовой промышленности ■ мобильные лаборатории неразрушающего контроля на базе прицепов и мобильных зданий на полозьях ■ специализированные лаборатории неразрушающего контроля и технической диагностики бурильных труб, бурового и нефтепромыслового оборудования ■ мобильные лаборатории контроля электрохимзащиты ■ мобильные лаборатории физико-механических испытаний ■ мобильные лаборатории контроля строительных материалов ■ мобильные лаборатории высоковольтных испытаний.

При необходимости на мобильную лабораторию оформляется санитарно-эпидемиологическое заключение (санитарный паспорт).

www.avto-lab.ru

Заказчики: Полностью оснащенные лаборатории производства НПФ «АВЭК» используют в своей работе ООО «Стройгазконсалтинг», ЗАО «Краснодарстройтрансгаз», ООО КСУ «Сибнефтепроводстрой», ОАО «Уралэлектромедь», ОАО «Сода», ОАО «ЗСМК» и другие организации.

НПФ «АВЭК» – представитель большого количества отечественных и зарубежных производителей – предлагает выгодные условия комплексной поставки оборудования неразрушающего контроля, технической диагностики, физико-механических испытаний: ■ ультразвуковой контроль (дефектоскопы, преобразователи, оснастка, стандартные образцы) ■ радиографический и радиационный контроль (рентгеновские аппараты, гамма-дефектоскопы, рентгеновские кроулеры, рентгеновская пленка, реактивы, оборудование для проявки и расшифровки рентгенограмм, прочие материалы и принадлежности) ■ магнитопорошковый контроль (намагничивающие устройства, суспензии, принадлежности) ■ вихретоковый контроль (дефектоскопы, оснастка) ■ визуальный контроль (наборы, видео, и волоконно-оптические эндоскопы, системы телеинспекции)

www.avek.ru

■ расходные материалы и принадлежности для капиллярного контроля ■ анализаторы химического состава металлов и сплавов Oxford Instrumens, стилоскопы ■ приборы контроля покрытий различных типов ■ оборудование для физико-механических испытаний (универсальные испытательные машины, копры, твердомеры, станки для подготовки образцов) ■ оборудование контроля строительных материалов ■ приборы контроля подземных коммуникаций (трассоискатели, течеискатели, георадары) ■ оборудование для высоковольтных испытаний SEBA KMT

Услуги: ■ инжиниринг, консалтинг в сфере промышленного контроля и диагностики ■ методическая поддержка

На правах рекламы

■ подготовка лабораторий к аттестации ■ ремонт приборов неразрушающего контроля

620049 г. Екатеринбург, ул. Первомайская, 109 Тел./факсы (343) 217-63-84, 264-23-81 ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru Е-mail: avek@avek.ru 79

МТТ

Обслуживание трубопроводов

Крепость сварного шва Леонид МОГИЛЬНЕР, генеральный директор ЗАО «ВНИИСТ-Диагностика», к.т.н. Руслан НАРТОКОВ, заместитель генерального директора ЗАО «ВНИИСТ-Диагностика» (Москва)

Промышленная и экологическая безопасность в значительной степени определяется эффективностью комплексного контроля качества объектов трубопроводного транспорта на всех стадиях его жизненного цикла. Одним из показателей надежности и безопасности трубопроводного транспорта является качество поставляемой заводами-изготовителями продукции, определяемое соответствием технических характеристик требованиям нормативно-технической документации заказчика.

П

роведению независимого технического надзора за производством продукции для объектов трубопроводного транспорта должен предшествовать технический аудит заводовпоставщиков с выдачей рекомендаций заказчику о возможности (невозможности) использования продукции данного завода. Технический надзор осуществляется на основании согласованных планов технологического контроля по каждому заводу. Согласно выработанному плану инспектируются все основные этапы и контрольные операции, определяющие качество продукции, – от входного контроля материалов и комплектующих до отгрузки готовой продукции. Специалисты технического надзора присутствуют при каждом важном технологическом переделе, проводят паспортизацию трубной продукции. Эта отлаженная технология обеспечивает поставку продукции, в точности соответствующей требованиям заказчика. Только в 2007 году таким методом ЗАО «ВНИИСТ-Диагностика» обследовало 1 миллион 80 тысяч тонн труб. Общее ко-

80

личество забракованных труб по всем заводам-изготовителям за 2007 год составило 3% от отгруженных, отбракованных соединительных деталей – 1,7% от числа отгруженных, листового проката – 3,79%. В ходе работ по технадзору на заводахизготовителях листового проката и труб установлено, что около 43% забракованных листов имеют недопустимые отклонения по толщине стенки, а 33% – по сплошности листа. При производстве труб также наблюдается брак по толщине стенки, поэтому необходимо совершенствовать технологии прокатки листа и контроля толщины и сплошности металла, а также приемки проката в трубное производство. В то же время, в связи с отсутствием должной увязки между нормативами на производство и эксплуатацию труб, в настоящее время контроль сплошности листа в процессе трубного производства не производится. Надо признать, что динамика развития несплошностей листового проката в процессе технологических переделов при производстве труб (формовка, экспандирование, гидроиспыта-

ние) исследована недостаточно. Для повышения качества труб с учетом данных по диагностике действующих нефтепроводов, полученных на стадии эксплуатации, представляется целесообразным дополнительно ввести контроль сплошности тела готовой трубы на завершающем этапе ее производства. Следует иметь в виду и повреждения труб, возникающие при их доставке с заводов-изготовителей к месту производства работ различными видами транспорта: железнодорожным, морским, речным. Нарушается геометрия кромок, появляется дополнительная овализация из-за завышения рядности при штабелировании, повреждения изоляции и поверхности металла. Таким образом, следует систематизировать данные о повреждениях и совершенствовать технологии транспортировки. Кроме того, необходима доработка нормативно-технической документации по транспортировке труб от производителя к заказчику, в том числе – в определении ответственности за сохранность качества труб. Основополагающей составляющей комплексного контроля качества трубопроводных систем является техническое диа- гностирование на нефтепроводах, включая элементы линейной части, перекачивающих станций и резервуарных парков, как на стадии завершения строительства, так и в процессе эксплуатации. Диагностика линейной части в процессе эксплуатации проводится по общепринятым технологиям с применением внутритрубной дефектоскопии (ВТД) в сочетании с наружными методами неразрушающего контроля камер приема-пуска средств очистки и диагностики. А также

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт конструктивных элементов, ремонтных конструкций, емкостей сбора продукта в сочетании с акустико-эмиссионным контролем всех участков, особенности которых не позволяют произвести ВТД. Диагностирование предусматривает электрометрическое обследование состояния изоляционного покрытия, выявление коррозионно-опасных участков и обследование состояния систем электрохимической защиты. Техническое состояние диагностируемых трубопроводных систем оценивается на основе интеграции данных о дефектах и их сочетаниях, выявляемых всеми методами диагностики. С применением оригинальных методик определяются остаточный ресурс и сроки безопасной эксплуатации секций трубопровода с дефектами. Параметры дефектов, результаты расчета на прочность и долговечность, сведения о планируемых и выполненных ремонтах заносятся в базу данных о диагностируемом объекте и используются при последующих обследованиях и составлении планов ремонта.

П

ри проведении оценки технического состояния объектов трубопроводного транспорта с применением расчетно-аналитических методик особое внимание необходимо уделять повышению точности измерения дефектов на этапах комплексного технического диагностирования методами неразрушающего контроля. В частности, по совершенствова-

нию наиболее широко применяемого ультразвукового метода контроля. На основе применения ультразвуковых дефектоскопов с преобразователями на фазированных решетках устраняются погрешности в измерении истинных размеров дефектов, определяются типы дефектов и устанавливаются места их расположения по сечению шва. Удается получить изображение дефектов при автоматизированном перемещении сканера. Важная работа в этом направлении – создание технологии ультразвукового контроля сварных соединений и основного металла стенок стальных резервуаров без снятия антикоррозионного покрытия. Проведение ультразвукового контроля через покрытие обеспечивает существенную экономию средств, затрачиваемых на его удаление перед проведением контроля и восстановление после, а также сохранение гарантии на покрытие. На основе исследовательских работ создан отраслевой нормативный документ по применению цифровой радиографии поперечных сварных швов трубопроводов, выполняемой с использованием вместо рентгеновской пленки запоминающих многоразовых гибких пластин. В этих пластинах скрытое изображение объекта контроля образуется под воздействием ионизирующего излучения за счет возбуждения электронов, в отличие от рентгеновской пленки, на которой изображение образуется за счет необратимых фотохимических процессов. После облучения экспонированных пластин лазерным

лучом энергия возбужденных рентгеновскими лучами электронов освобождается в виде света, а световое излучение последовательно с каждой точки считывается сканирующим устройством и, аналогично цифровой фотографии, формируется цифровое изображение контролируемого объекта. После передачи изображения в компьютер и освещения пластины ярким светом она освобождается от всей накопленной энергии и может быть использована повторно. Многократное использование запоминающих пластин взамен радиографической пленки, отсутствие «мокрой» технологии ее проявления, существенное снижение времени экспозиции пластин по сравнению со временем экспозиции пленки, увеличение оперативности контроля и качества изображения определяют привлекательность нового метода радиографии. Оба новых метода дают возможность документирования результатов контроля в электронном виде, что упрощает затраты на архивирование, способствует формированию компьютерной базы данных по каждому сварному шву и оперативной передаче результатов контроля по любому необходимому адресу с помощью электронной почты. В целом применение новых технологий цифровой радиографии, дублируемых автоматизированным ультразвуковым контролем, позволяет получить точное заключение о годности исследуемого участка шва.

КАЧЕСТВО, ПРОВЕРЕННОЕ ВРЕМЕНЕМ Более 15 лет квалифицированные специалисты ООО «Промзащита», применяя современные технологии, высокопроизводительное оборудование и качественные материалы, проводят полный комплекс работ по антикоррозионной защите металлоконструкций и оборудования аэропортов, нефтеперерабатывающих заводов, объектов химической, пищевой промышленности, энергетики и ЖКХ. Одним из направлений деятельности предприятия является антикоррозионная защита внутренней и наружной поверхности труб диаметром от 57 до 1420 мм и соединительных деталей трубопроводов соответствующих размеров. Производительность по нанесению покрытий составляет 300–500 погонных метров в сутки в зависимости от типоразмеров изделий. Для получения качественного защитного покрытия применяются современные лакокрасочные материалы ведущих мировых – HEMPEL, JOTUN, AMERON, SIKA, INTERNATIONAL и ряда отечественных производителей. Система защиты для каждого объекта подбирается в зависимости от агрессивности транспортируемой среды и условий эксплуатации. Антикоррозионные покрытия на внутреннюю поверхность труб наносятся в соответствии с ТУ 1390-001-49132061-2009. В зависимости от назначения труб применяются эпоксидные,

полиуретановые или эпоксиуретановые покрытия (одно-, двух- или трехслойные от 200 до 600 мкм), а также материалы горячего нанесения (усиленная система защиты толщиной до 1500 мкм). Наружное покрытие труб в зависимости от способа прокладки выполняется согласно ГОСТ Р 51164-98, РД 153-34.

0-20.518-2003. Возможна поставка труб с наружным покрытием на основе экструдированного полиэтилена. Для защиты внутренней поверхности сварных стыков возможна комплектация заказов изолирующими втулками отечественного и импортного производства, а также газотермическое напыление протекторных материалов (Zn, Al) на околошовную зону. Работы по антикоррозионной защите труб могут выполняться как на производственной базе ООО «Промзащита», так и на объектах заказчика.

456780 Челябинская область, г. Озерск, ул. Герцена, 9, тел./факс (351-30) 4-32-25 E-mail: protect@aopoes.ru, www.promprotect.ru правах рекламы НаНа правах рекламы

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

81

МТТ

Обслуживание трубопроводов

Утекают миллиарды Внедрение современных методов диагностирования технического состояния запорно-регулирующей арматуры на объектах магистрального транспорта газа Риф МУРТАЗИН, руководитель экспертной группы ООО «Монтажспецстрой»

Согласно статистическим данным, свыше 30% добываемого в стране природного газа остается на внутреннем рынке – и эта цифра имеет устойчивую тенденцию к дальнейшему росту. Вместе с тем, удорожание энергетической составляющей валового национального продукта выводит на первый план вопросы экономии. Согласно оценочным данным, эффект энергосбережения на 10–15% зависит от снижения всех видов прямых потерь ресурсов. В условиях дефицита топлива и повышения роли природного газа особенно актуальными становятся уменьшение различного рода потерь и сокращение расхода топлива на технологические нужды.

Деньги на ветер Опыт отечественных компаний по эксплуатации газотранспортных систем свидетельствует о том, что при транспорте природного газа по магистральным трубопроводам различные виды потерь газа ежегодно достигают 8–9 миллиардов кубометров. Кроме основных статей потерь природного газа при его транспортировке, связанных с утечками через неплотности запорной арматуры, а также основного и вспомогательного оборудования компрессорных станций, в системе газоснабжения имеются десятки типоразмеров потенци-

регистрации акустического сигнала, генерируемого турбулентными течениями газа, возникающими на границе перепада давления (в источнике утечки). Акустическое обнаружение течей практиковалось еще до того, как акустико-эмиссионная диагностика выросла в отдельную отрасль, однако использовавшаяся для этого измерительная аппаратура работала, как правило, в низкочастотном режиме и укомплектовывалась авиационными бортовыми датчиками. Турбулентный режим потока газа, особенно в кранах высокого давления, создает звуковые сигналы в диапазоне частот

Регулярная диагностика позволяет создать информационную базу по текущему техническому состоянию запорно-регулирующей арматуры ально негерметичного оборудования – как на линейной части газопроводов, так и на компрессорных и газораспределительных станциях. Такие утечки можно обнаружить только при использовании соответствующих специальных приборов. Результаты обследования состояния отдельных компрессорных станций (КС) показали, что их обвязка никогда не бывает абсолютно герметичной. Общая эквивалентная неплотность типовой обвязки отдельных КС между охранными кранами № 7 и 8 может достигать 18–20 мм2. Через щель с эквивалентным отверстием всего лишь 1 мм просачивается примерно 1000 м3 газа в сутки – с учетом рыночной стоимости топлива, ежедневно через такой зазор «утекает» несколько тысяч рублей.

Что делать? Для оценки герметичности по отношению к внешней среде, а также герметичности в затворе используется акустический метод течеискания, который заключается в

82

500–10000 Гц и ультразвуковые сигналы в диапазоне частот от 10 до 100 кГц. Ахиллесовой пятой прежнего подхода являлось то, что акустические системы были крайне восприимчивы как к нормальным производственным шумам оборудования КС, так и к шумам чисто внешним. Успешная разработка специальных датчиков для акустико-эмиссионной диагностики, обладающих способностью «расслышать»

деформацию материала или рост трещины даже во время работы оборудования в нормальном режиме, означала, что все эти проблемы могут быть преодолены. Конечно, теория и практика не всегда согласуются между собой, и в практических условиях возникает целый ряд других факторов, вызывающих некоторую неясность в количественной оценке течи: ■ канал течи представляет собой комплекс из маленьких течей, что вызывает высокую турбулентность и, следовательно, более сильный, нежели предсказывалось, шум; ■ потери газа могут быть вызваны множеством течей, рассредоточенных вокруг седла задвижки: если они находятся ниже критической для турбулентного потока отметки, то шума не будет – если же они все будут шуметь, то сигналов добавится, но общий результат будет отличаться от того, который выдает та же масса потока, проходящая через один канал течи; ■ сигналу необходимо пройти сквозь задвижку на датчик, устанавливаемый на наружной стороне корпуса, это расстояние изменяется в зависимости от размеров задвижки, следовательно, так же изменяется и коэффициент затухания сигнала; ■ фоновый шум от работающих агрегатов. В такой ситуации особую важность приобретают тщательное проведение измерений и опыт.

Проверка боем Для обеспечения возможности инструментального контроля герметичности запорной арматуры по затвору с конца 2005 года используется акустический течеискатель VPAC 5131 и программное обеспечение к нему. Прибор позволяет выявить негерметичную запорную арматуру в закрытом положении и получить количественное значение перетечек через затвор. В процессе измерения количественного значения перетечек через запорную арматуру при помощи VPAC 5131 возник вопрос погрешности измерений данного прибора. Была разработана специальная методика сравнения действительного количественного значения перетечек через запорную арматуру с показаниями течеискателя VPAC 5131, продолжается рабо-

Основные причины потерь (%) природного газа при его транспортировке по магистральным газопроводам Через неплотности в обвязке КС

45–47

В пылеуловителях

22–25

При разрывах и разрушениях газопроводов

18–19

Через неплотности газопровода

9

При пусках и остановках ГПА

2

При ремонте линейной части

1

Всего

100

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт та по созданию базы данных, позволяющей делать количественную оценку утечек через запорную арматуру различных типов и заводов-изготовителей. Ряд экспериментов на газоизмерительных станциях (ГИС) Челябинского ЛПУ и Медногорской КС должны были помочь в сравнении действительного значения перетечек через затвор крана со значением, определяемым течеискателем VPAC 5131. Для точного измерения количественного значения перетечек через затвор с помощью течеискателя VPAC 5131 необходимо создание экспериментальной базы данных для запорной арматуры различной конструкции и различных предприятийизготовителей. Проверка работы прибора осуществлялась на действующем оборудовании ГИС Долгодеревенской КС Челябинского ЛПУ МГ. Одновременно был проведен сравнительный анализ работы VPAC 5131 с течеискателями ТА-3 (для кранов подземной установки) и ТА-4 (для кранов надземной установки) производства НТЦ «Искатель». При работе на ГИС в условиях отсутствия посторонних шумов прибор VPAC 5131 позволил определить герметичность по затвору кранов фирмы Grove Ру400 Ду80. Из 22-х установленных на ГИС герметичными по затвору признаны только девять кранов. Критерием герметичности служили показания прибора, соответствующие нулевому значению шума (14-15 дБ). Данные отличались стабильностью и воспроизводимостью результатов при многократных замерах. Течеискатели ТА-4 (измерения проводились двумя приборами) не дали стабильных и воспроизводимых результатов.

ООО «Компания Астрон» Наша гордость

■ складская программа: более 70 марок сварочных электродов различного применения; более 40 единиц сварочного оборудования и аксессуаров, рассчитанных на разные возможности потребителя; ■ более 2 000 постоянных покупателей, среди которых ведущие предприятия энергетической, нефтегазовой, химической, металлургической, строительной, машиностроительной и иных отраслей производства.

Наши достижения 2 офис-склада в г. Екатеринбурге 1 офис-склад в г.Тюмени

Наши планы Открытие офис-склада в г.Краснотурьинске г. Екатеринбург, ул. Вилонова, 35, тел. (343) 269-83-83, 372-96-35 (36, 37) ул. Ак. Вонсовского, 1а, тел. (343) 268-51-52,211-84-05 (06) astron@sky.ru г. Тюмень, ул. Чекистов, 32, тел. (3452) 27-48-82, 90-77-02 astumen@mail.ru

ООО «Уральский электродный завод»

Практика показала Приобретенный опыт работы с прибором позволяет сделать ряд выводов о возможности его практического применения. Во-первых, герметичность по затвору шарового и пробкового крана определяется достаточно однозначно. При показаниях прибора, соответствующих собственным шумам (13-14 дБ), кран можно считать герметичным. Измерения на кранах, герметичность которых подтверждалась замерами прироста давления на щите управления КС, неизменно давали результат, соответствующий либо собственным шумам течеискателя, либо общему фоновому значению шума, возникающему вследствие работы газоперекачивающих агрегатов. Во-вторых, фоновое значение шума работающих агрегатов отмечалось в диапазоне (18-25 дБ). Следовательно, при контроле запорной арматуры на герметичность тече- искателем VPAC 5131 необходимо измерять значение фонового шума на примыкающих к крану трубопроводах во избежание ошибочного вывода о негерметичности по затвору. Наличие фланцевых соединений значительно снижает распространение шума и одновременно делает практически невозможным применение течеискателя для контроля на герметичность по затвору кранов подземной установки. В-третьих, течеискатель VPAC 5131 позволяет определить места перетечек через уплотнительное кольцо шарового крана,

УЭЗ-46 (Э-46А) УЭЗ МР-3 (Э-46) УЭЗ МР-3СУПЕР (Э-46А) УЭЗ МР-3У (Э-46) УЭЗ ОЗС-4 (Э-46) УЭЗ ОЗС-4У (Э-46) УЭЗ ОЗС-12 (Э-46) УЭЗ УОНИ-13/45 (Э-42А) УЭЗ УОНИ-13/55 (Э-50А) УЭЗ ТМУ-21У (Э-50А) Продукция имеет сертификат НАКС по 9 группам промышленности: ГДО, ГО, КО, МО, НГДО, ОТОГ, ОХНВП, ПТО, ПР

Отличное качество по лучшим ценам

624070 Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Ленина, 1, тел. (34368) 7-29-91, 7-36-14

www.astron-ur.ru особенно для кранов большого условного прохода. При наличии нескольких фитингов для подачи уплотняющей пасты на одно уплотняющее кольцо при контроле во время набивки герметичности крана течеискателем ускоряется процесс восстановления герметичности, и происходит экономия уплотняющей пасты. В-четвертых, оказалось, что с помощью течеискателя VPAC 5131 возможно определять перетечки газа через уплотнения шпинделя или фланцевые соединения крана в атмосферу и локализовать участки негерметичности. В-пятых, течеискатель VPAC 5131 можно использовать как индикаторный прибор для определения герметичности наТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

На правах рекламы

земных или откопанных подземных кранов по затвору как на линейной части, так и на компрессорных станциях. В-шестых, для экспресс-диагностики запорной арматуры возможно использование течеискателей ТА-3 и ТА-4. Прибор ТА-3 позволяет определять перетечки кранов подземной установки без их откапывания (датчик устанавливается на колонну). Однако окончательное заключение о герметичности или негерметичности крана по затвору возможно дать только с помощью течеискателя VPAC 5131. Вопрос о количественной оценке перетечек требует дальнейшей разработки и дополнительного диагностирования затн порной арматуры.

83

МТТ

Обслуживание трубопроводов

Значимость входной информации Информационно-аналитический комплекс сбора и анализа данных о безопасности технологического процесса в резервуарном парке предприятия трубопроводного транспорта нефтепродуктов Дмитрий ТОКАРЕВ, к.т.н., доцент ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Наталья ЗИЯТДИНОВА, инженер ООО «Газпром трансгаз Уфа»

Одной из важнейших задач промышленной безопасности в целом, и обеспечения промышленной безопасности на предприятиях трубопроводного транспорта в частности, является проведение количественной оценки безопасности технологических процессов. Информационно-аналитические комплексы сбора и анализа данных о безопасности технологических процессов целесообразно продумать и предусмотреть уже при разработке интегрированных автоматизированных систем управления производствами нефтегазовой отрасли.

Р

езервуарные парки предприятий трубопроводного транспорта аккумулируют значительные объемы пожаровзрывоопасных веществ. Поскольку они относятся к числу ОПО, к ним предъявляются особые требования по обеспечению промышленной безопасности. Согласно Постановлению Правительства РФ № 263 «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте» от 10 марта 1999 года, на всех предприятиях трубопроводного транспорта были созданы службы производственного контроля, которые осуществляют надзор за эксплуатацией оборудования, ведением технологического процесса, состоянием охраны труда, проводят работы по сбору, накоплению и анализу данных об отказах оборудования, аварийных ситуациях. Однако до последнего времени накопление данных об отказах оборудования, аварийных ситуациях и авариях на отечественных предприятиях трубопроводного транспорта все же не было системным и не обеспечивало необходимое качество входной информации для анализа промышленной безопасности производства. Многими исследователями доказано, что качество выходной информации анализа определяется качеством входной информации и качеством моделей (имеется в виду устойчивость моделей). И если на сегодняшний день в научно-технической литературе решению задач повышения качества моделей, применяемых для анализа промышленной безопасности, уделяется достаточно много внимания, то публикаций, посвященных качеству входной информации, практически нет, поэтому не-

84

ясно, в какой степени можно доверять результатам расчетов (анализа). Кроме того, существует проблема недостаточной формализации информации, собираемой для анализа промышленной безопасности предприятий трубопроводного транспорта, в связи с чем ее сложно обрабатывать и анализировать. Современные системы управления производством, реализуемые с использованием вычислительной техники, позволяют успешно решать эти задачи. Для сбора и хранения всей информации об уровне безо- пасности ведения технологического про- цесса представляется целесообразным использовать комплекс сбора данных. Отметим, что информация, собранная таким образом, будет востребована, в частности: ■ при составлении декларации промышленной безопасности действующего или проектируемого предприятия; ■ паспорта безопасности действующего предприятия; ■ плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) действующего или проектируемого предприятия; ■ для оперативного анализа безопасности технологического оборудования; ■ при проектировании аналогичного производства. Информационно-аналитический комплекс сбора и анализа данных о безопасности технологического процесса на предприятиях трубопроводного транспорта строится на базе СУБД ORACLE 8.0.5. Задача информационно-аналитического комплекса, в основе которого лежат нейросетевые технологии (сеть Хопфилда), – распознавать отказы оборудования в автоматическом режиме, используя данные, поступающие с датчиков.

Для выявления случаев нарушений технологического процесса, заполнения резервуара, хранения в нем нефтепродуктов и его опорожнения были составлены «типовые карточки» ситуаций, для чего на основе изучения функциональной схемы автоматизации резервуара был проведен анализ нормальной работы резервуара и возможных нарушений. В общем случае с помощью разработанного программного комплекса могут распознаваться: ■ отклонения параметров технологического процесса от регламентированных значений, которые сами по себе или в сочетании с другими факторами могут привести к возникновению и развитию аварии; ■ отказы контуров регулирования. Таким образом, информационно-анали- тический комплекс позволяет распознавать типовые и нетиповые сочетания переменных, характеризующих текущее состояние технологического процесса в данный момент времени (срез параметров) даже при некорректных сигналах с датчиков (например, в случае их неисправности). Это преимущество комплекса наиболее очевидно в случае большого количества наблюдаемых технологичетн ских параметров.

Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г. № 116-ФЗ.

2. Правила организации и осуществления производственного контроля над соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах: Утв. Правительством РФ 10.03.99 //Безопасность труда в промышленности.– 1999.- № 9.

3. Hopfield J.J. Neural Networks and Physical Systems with Emergent Collective Computational Abilities //Proc. of the National Academy of Science.– 1982.– 79.

4. Hopfield J.J. Neurons with Graded Response Have Collective Computational Properties Like Those of Two-State Neurons //Proc. of the National Academy of Science.– 1982.– 81 5. Токарев Д.В. Ведение информационных карточек параметров технологического процесса на установках НПЗ //Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.– Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

Пейте качественную воду Галялхак САФИН, генеральный директор ООО «Изоляционный трубный завод» Денис САФИН, финансовый директор ООО «Изоляционный трубный завод» Сергей ФРОЛОВ, технический директор ООО «Изоляционный трубный завод»

Материал, из которого изготавливается трубопровод, и антикоррозионное покрытие труб оказывают большое влияние на качество текущей по ним жидкости – особенно питьевой воды. Что необходимо знать, чтобы выбор труб больших диаметров для строительства магистральных водоводов не стал серьезной проблемой?

И изнутри, и снаружи Трубы из неметаллических материалов (например, пластиковые) имеют ряд существенных недостатков, препятствующих их масштабному применению или ограничивающих его: высокая стоимость, подверженность различным механическим повреждениям, сложности при монтаже, различные трудности с организацией производства соединительных элементов – поэтому в подавляющем большинстве случаев целесообразно и экономически выгодно использовать именно стальные трубы. Сроки службы стальных трубопроводов определяются в основном состоянием наружных и внутренних антикоррозионных покрытий. Для внешней защиты наилучшим решением является трехслойная изоляция на основе экструдированного полиэтилена. Ранее использовавшиеся битумные, пленочные трассового нанесения и двухслойные без эпоксидной основы виды изоляции сегодня не рекомендуются к применению из-за низкого качества. Руководители ОАО «Газпром» и ОАО «Роснефть» категорически запрещают подрядчикам и своим дочерним компаниям строить трубопроводы с таким покрытием, допуская использование только трехслойной изоляции. Необходимо защищать и внутреннюю поверхность стальных труб – в противном случае они подвергаются интенсивной коррозии, ухудшается качество подаваемой воды. Раньше для защиты внутренней поверхности в основном применялась цементно-песчаная изоляция (ЦПИ), существенными недостатками которой являлись небольшой срок хранения труб, хрупкость при транспортировке и погрузке-разгрузке, большой вес труб. На сегодняшний день самым современным, экологичным и надежным решением считается покрытие внутренней поверхности водопроводных труб большого диаметра эпоксидными эмалями: Amercoat 391 PC импортного производства и отечественной «ЭПОВИН» БЭП-5297. Данные эмали обладают высокими антикоррозионными свойствами и представ-

Готовая продукция – труба с покрытием Amercoat

ляют собой гладкостное покрытие с очень высокой твердостью и абразивостойкостью. Наносятся они методом безвоздушного распыления с обязательной предварительной дробеструйной обработкой и обеспыливанием поверхности, не содержат растворитель и являются химически стойкими, механически прочными.

Выгода очевидна Преимуществами внутренних покрытий Amercoat и «ЭПОВИН» являются: ■ долгий срок службы (ориентировочно 50 лет); ■ качественная защита от коррозии; ■ повышенная гладкость стенок труб, что позволяет уменьшить энергозатраты на перекачку воды на 20–30%; ■ возможность транспортировки труб на большие расстояния. Кроме того, эмали не влияют на качество воды, что подтверждается санитарно-эпидемиологическими заключениями на контакт покрытий с питьевой водой. При этом цена таких покрытий ниже, чем ЦПИ: для трубы диаметром 820 мм стоимость погонного метра Amercoat составит 1100 рублей, «ЭПОВИН» – 1000 рублей, тогда как ЦПИ – 1200 рублей. Можно сравнить стоимость трубопроводов из стеклопластиковых труб диаметром 900 мм и стальных труб диаметром 820 мм (ГОСТ 10706, сталь 17Г1С) с наружным покрытием экструдированным полиэтиленом толщиной 3,5 мм и внутренним покрытием Amercoat 391 PC: ■ благодаря меньшему коэффициенту трения можно использовать стальные трубы меньшего диаметра, чем стеклопластиковые; ■ стоимость погонного метра стеклопластиковых труб составляет ориентировочно 14000 рублей, стальных вместе с изоляцией – 8800 рублей. При строительстве одного километра трубопровода экономия на поставке труб составит примерно 5,2 миллиона рублей, а на отсутствии постели из песка (необходима для стеклопластиковых труб) и уменьшении стоимости укладки трубопровода – примерно 3 миллиона рублей. Еще одно преимущество стальных труб – в будущем при необходимости увеличения количества подаваемой воды можно просто поднять давление жидкости, так как стальные трубы способны выдерживать большие нагрузки, чем стеклопластиковые.

Все, что нужно Одним из ведущих заводов по нанесению покрытий Amercoat 391 PC и «ЭПОВИН» БЭП-5297, а также трехслойной наружной изоляции является недавно созданный недалеко от города Сергиев Посад в Московской области «Изоляционный трубный завод». Данное предприятие располагает современным импортным оборудованием (в том числе комплексом внутренней дробометной очистки, каким в России кроме «Изоляционного трубного завода» располагают только заводы по производству труб) и работает по техническим условиям, согласованным с Академией коммунального хозяйства имени К.Д. Памфилова. Новый завод имеет выданное Министерством регионального развития Российской Федерации техническое свидетельство № 2518-09 о пригодности новой продукции (трубы стальные с наруж- ным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием и с внутренним покрытием на эпоксидной основе) для применения в строительстве на территории РФ. На покрытие «ЭПОВИН» «Изоляционным трубным заводом» получен сертификат Росстроя № РСС RU.B081.ПР49.0015 на применение в противокоррозионной защите поверхностей стальных и бетонных трубопроводов и емкостей. ООО «Изоляционный трубный завод» 105203 г. Москва, ул. 15-я Парковая, 5 Тел./факсы (495) 780-39-05, 464-96-00 www.i-t-z.ru

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

85

МТТ

Обслуживание трубопроводов

Укротителям стихий Еще совсем недавно люди ощущали свою беспомощность перед разгулом сил природы. Но сегодня, чтобы обуздать и загнать в рамки целую реку воды, достаточно просто повернуть кран. Современные укротители стихий обитают не в юрте шамана, а на строительной площадке – гарантию того, что процесс не выйдет из-под контроля, дают специалисты ООО «ДорМетСервис». О работе своего предприятия рассказывает генеральный директор Андрей ГУСЕВ.

В

озводится ли жилой дом, прокладывается газо- или нефтепровод – без качественных материалов не обойтись. В том числе это касается трубопроводной арматуры, труб и элементов трубопровода. И тут встает проблема выбора: многие заводы по всему миру занимаются выпуском задвижек, кранов и других видов арматуры – как найти среди них достойного доверия поставщика? Каждый производитель по-разному подходит к делу. Один ставит во главу угла дешевизну, экономит на материалах и оборудовании, не думая о последствиях – и тогда возникают аварии, подобные той, что произошла в марте 2009 года на нефтепроводе, принадлежащем ОАО «Транснефть», когда из-за неисправной задвижки произошли утечка и возгорание нефти. Другой ответственно подходит к закупкам сырья, постоянно модернизирует технологию производства, проводит испытание своей продукции на соответствие ГОСТам и требованиям потребителей, получает дополнительные сертификаты. Хорошо зная, насколько реализация крупных проектов зависит от качества таких деталей, как задвижка, шаровой кран или заслонка, коллектив ООО «ДорМетСервис» гарантирует качество поставляемой продукции – наши клиенты могут довериться профессионализму дилеров и полностью сосредоточиться на решении глобальных вопросов. Чтобы обеспечить потребителю комплексные поставки всего спектра трубопроводной арматуры гарантированно высокого качества, в 2000 году на уральском рынке трубопроводной арматуры, труб и элементов трубопроводов появился новый игрок – общество с ограниченной ответственностью «ДорМетСервис». Сегодня нами накоплен богатый опыт, сложился стабильный коллектив квали-

86

«ДорМетСервис» предлагает: ■ задвижки стальные и чугунные; ■ краны шаровые; ■ затворы дисковые поворотные; ■ клапаны; ■ отводы, переходы, тройники; ■ стальные и чугунные фитинги; ■ электроприводы. фицированных профессионалов, налажены прочные связи с клиентами и поставщиками, заключены дилерские контракты с ведущими производителями. На складе компании постоянно в наличии продукция свыше 80 отечественных и зарубежных заводов. Прежде чем заключить контракт, наши представители пристально изучают опыт каждого будущего партнера, репутацию, наличие сертификатов ISO 9001 и специальных разрешений. Как на предприятии налажен производственный процесс, имелись ли нарекания по качеству продукции, какие были сделаны выводы? Только после этого мы принимаем окончательное решение. В отличие от конкурентов, мы не ищем сиюминутной выгоды, а выстраиваем от-

ношения с поставщиками и заказчиками на долгосрочной основе. Индивидуальный подход, оперативное отслеживание интересов потребителей и высокое качество предлагаемой продукции помогли нашей компании достаточно быстро занять позицию одного из лидеров рынка. Деловая репутация организации лучше всяких слов подтверждается доверием клиентов: ООО «ДорМетСервис» по праву считается одним из лучших дилеров ведущих отечественных производителей, таких, как ЗАО «Муромский завод трубопроводной арматуры», ООО «Яргазарматура», ЗАО «ЧТПЗ-КТС», ООО «НХПТ» и многих других. Дилерские контракты, заключенные с чешской фирмой АBO valve и финской Vexve Oy, позволили нам заявить о себе и на рынке продаж качественного импортного оборудования. Поставщики вполне соответствуют самым строгим нашим требованиям. Все они имеют многолетний опыт работы, прошли сертификацию в системе ISO и Газпрома. Продукция Муромского завода трубопроводной арматуры проходит периодические испытания на Саратовском испытательном полигоне в условиях, максимально приближенных к реальной российской действительности (к его результатам с уважением относится руководство Газпрома). А перед тем, как заключить контракт с Vexve Oy, наш коммерческий директор Николай Константинов лично ездил в Финляндию и на месте убедился, что это солидное предприятие, которое уверенно держится на плаву даже в условиях кризиса, предлагает высококачественную продукцию, а его руководство заинтересовано в том, чтобы укрепить свои позиции на российском рынке. Меняющиеся экономические условия вносят свои коррективы в деятельность любого предприятия. Мы тоже движемся, постоянно обновляя номенклатурный ряд предлагаемой продукции: в ближайших планах компании – освоение рынка электроприводов. Я уверен в том, что мы сделали правильную ставку на выбранных поставщиков, поэтому ООО «ДорМетСервис» и сегодня готово к расширению региона и ассортимента продаж.

620017, Екатеринбург, пр. Космонавтов, 11 «б», литер «д» Телефоны (343) 365-26-33 (34, 35) E-mail: dms@dormetservis.ru www.dormetservis.ru Филиал в Тюмени: 625014, Тюмень, ул. Республики, 252/8 Телефоны (3452) 52-19-96, 52-19-97

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

87 На правах рекламы

МТТ

Обслуживание трубопроводов

На все трубы мастера Обеспечение безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов России филемеры, ультразвуковые, магнитные и комбинированные дефектоскопы. Все дефектоскопы, применяемые «Диасканом» для ВТД, – это приборы высокого разрешения, которые способны обнаружить дефект, измерить его параметры и классифицировать по типам. Это является необходимым условием для проведения расчетов на прочность и долговечность труб с дефектами, а также расчетов предельных давлений и предельных сроков эксплуатации по результатам диагностики.

Полигон ОАО ЦТД «Диаскан» для испытаний ВИП Основой технической политики компании «Транснефть» по обеспечению безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов (МН) и нефтепродуктопроводов (МНПП) суммарной протяженностью более 64 тысяч километров является комплексная внутритрубная диагностика линейной части и выборочный ремонт дефектов по ее результатам.

В

рамках этой стратегии открытое акционерное общество «Центр технической диагностики» (ОАО ЦТД «Диаскан»), созданное Компанией в апреле 1991 года, выполняет следующие работы: ■ проводит внутритрубную диагностику, которая завершается выпуском технических отчетов с определением предельных сроков эксплуатации трубопровода и предельных допустимых давлений перекачки, а также определением методов ремонта дефектных секций трубопровода; ■ разрабатывает и изготавливает внутритрубные дефектоскопы и очистное оборудование; ■ проводит полное техническое диагностирование резервуаров и частичное обследование резервуаров без вывода их из эксплуатации с использованием акустикоэмиссионного метода диагностики; ■ разрабатывает компьютерные программы интерпретации, анализа диагностической информации, расчетов на прочность и долговечность, автоматизированного выпуска отчетов, определения методов ремонта; ■ осуществляет мониторинг за каждым обнаруженным дефектом на основе периодической внутритрубной диагностики (ВТД) и ведения базы данных «Дефект», которая постоянно пополняется информа-

цией обо всех обнаруженных дефектах и их ремонтах; ■ проводит экспериментальные исследования и НИОКР, в том числе с использованием гидравлического стенда для испытания труб, на основе которых разрабатываются и совершенствуются нормативные документы Компании по эксплуатации, расчету прочности-долговечности и ремонту МН и МНПП; ■ осуществляет технический надзор за строительством и капитальным ремонтом МН и МНПП, а также за качеством труб и технологического оборудования, поставляемого в ОАО «АК «Транснефть» заводамиизготовителями; ■ производит проверку работоспособности систем автоматики и телемеханики, автоматизированных систем управления неф- теперекачивающих станций путем испытаний при моделировании работы на реальных нефтепроводах. В настоящее время «Диаскан» для ВТД использует пять типов внутритрубных инспекционных приборов собственного изготовления для трубопроводов диаметром от 6" до 48", основанных на различных физических принципах неразрушающего контроля и предназначенных для обнаружения и измерения дефектов разных типов. Это про-

Комбинированный магнитно-ультразвуковой дефектоскоп

88

П

редприятия, эксплуатирующие МН и МНПП, на основе технических отчетов, полученных от «Диаскана», разрабатывают и реализуют программы реконструкции, выборочного и капитального ремонта линейной части МН и МНПП. Для разработки методик оценки долговечности труб с дефектами в лаборатории испытаний «Диаскана» на гидравлическом стенде проводятся испытания натурных труб при совместном нагружении внутренним давлением и изгибом. Для оценки и прогнозирования несущей способности трубопровода большое значение имеет точность измеряемых параметров дефектов. В целях определения фактических возможностей дефектоскопов по обнаружению и измерению дефектов в «Диаскане» по решению Компании «Транснефть» в 2000 году создан жидкостный испытательный полигон. Он представляет собой три кольцевых трубопровода из труб диаметром 530, 720 и 1220 миллиметров протяженностью 477, 508 и 540 метров соответственно, а также полукольцо диаметром 1067 миллиметров и три 60-метровых трубопровода диаметром 157, 219 и 325 миллиметров. На трубопроводах полигона нанесено более пяти тысяч сертифицированных реальных и искусственных дефектов различных типов с заданными параметрами. На полигоне проводятся работы по калибровке эксплуатируемых и новых дефектоскопов, по определению их фактической разрешающей способности по критериям: обнаружение, классификация и измерение эталонных дефектов. Таким образом, деятельность ОАО ЦТД «Диаскан» реально направлена на обеспечение безопасной эксплуатации МН и МНПП России.

140501 Московская область, г. Луховицы, ул. Куйбышева, 7 Тел. (496) 635-09-14, 635-09-21 Факсы (496) 635-09-13, 635-09-23 E-mail: postman@ctd.transneft.ru

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

Из истории ОАО «Газстройдеталь» ведет свою историю с 1940 года. С первых лет существования завода был взят курс на выпуск изделий высокого качества с техническими характеристиками на уровне мировых образцов. Мощный импульс в развитии газовой отрасли способствовал увеличению производства оборудования для обустройства газовых месторождений и строительства газотранспортных систем.

Основное производство ОАО «Газстройдеталь» ■ Детали соединительные: отводы, переходы, тройники, днища (диаметром от 325 мм до 1420 мм), муфты стабилизирующих устройств (Ду 520-1420) (ТУ 1469-006-00153229-2001), муфты ремонтные (ТУ 1469-008-00153229-2004), узлы трубопроводов (ТУ 1468-015-00153229-2009). По требованию заказчика все соединительные детали могут быть изготовлены с антикоррозионным термореактивным покрытием Protegol по ТУ 1469-011-00153229-2008

Для потребителей Производство ОАО «Газстройдеталь» полностью реализует технологический цикл изготовления продукции, внедрены новые виды металлообработки и сварки с использованием широкого спектра специализированного и универсального оборудования. ОАО «Газстройдеталь» имеет собственное конструкторское бюро, в котором работают высокопрофессиональные специалисты. Их опыт и использование современных методов проектирования позволяют в кратчайшие сроки разрабатывать изделие, соответствующее требованиям заказчика. Постоянными потребителями продукции завода являются дочерние предприятия ОАО «Газпром» и АК «Транснефть».

О сертификации Вся продукция ОАО «Газстройдеталь» сертифицирована и имеет разрешение на применение Ростехнадзора. На заводе внедрена система менеджмента качества на соответствие требованиям СТО Газпром 9001-2006. В 2005 году предприятие получило сертификаты на соответствие системы менеджмента качества требованиям стандартов DIN ISO 9001 и ГОСТ Р ИСО 9001-2001.

■ Сосуды, работающие под давлением (сосуд для сбора конденсата, для ингибитора, для метанола, для одоранта, воздухосборник, аккумуляторы импульсного газа и др.)

■ Камеры приема-запуска поршней для проведения гидроиспытаний методом стресс-теста.

■ Фильтры газовые

■ Подогреватели топливного газа (ПГ-30, ПТГ-15 М) ■ Блоки очистки газа ■ Газораспределительные станции

300026 г. Тула, пос. Менделеевский, ул. Скуратовская, 108 Телефон (4872) 23-13-93 Факс (4872) 23-18-08 Отдел маркетинга и сбыта Телефоны (4872) 23-17-67, 23-34-32 E-mail: gsd@tula.net www.gazstroydetal.ru

На правах рекламы

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

89

МТТ

обслуживание трубопроводов

Транспортные магистрали: надзор и диагностика

Россия обладает мощной газотранспортной системой, от стабильной эксплуатации которой зависит энергетическая безопасность – одна из важнейших составляющих национальной безопасности всей страны и ряда европейских стран – потребителей российского газа. Таким образом, обеспечение бесперебойного функционирования магистральных газопроводов, сопровождающееся оказанием комплексных услуг по организации безопасной работы объектов газотранспортной системы, является одной из первоочередных задач компаний газовой отрасли.

Надзор. Контроль Г лавная миссия дочернего открытого акционерного общества «Оргэнергогаз» ОАО «Газпром» – оказание комплексных инжиниринговых услуг предприятиям топливно-энергетического комплекса Российской Федерации и на международном рынке. Одним из направлений деятельности предприятия является технический надзор за качеством строительно-монтажных и ремонтно-восстановительных работ. Надзор за качеством строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов транспорта газа должен быть организован на высоком уровне и в соответствии с требованиями проекта и нормативной документации. ДОАО «Оргэнергогаз» в качестве полномочного представителя многих газотранспортных и газодобывающих предприятий отрасли в течение почти 30 лет осуществляет технический надзор за строительством, ремонтом и реконструкцией объектов добычи и транспорта газа ОАО «Газпром». Компания имеет соответствующую лицензию Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству и заключение, выданное ООО «Газпром газнадзор», об организационно-технической готовности предприятия к ведению работ по техническому надзору. В арсенале специалистов по техническому надзору ДОАО «Оргэнергогаз» – современные приборы, оборудование и лабора-

90

тории неразрушающего контроля для проведения исследований ультразвуковым, радиационным и другими методами контроля, а также специализированный автотранспорт. Головным подразделением по осуществлению технического надзора в ДОАО «Орг- энергогаз» является экспертно-аналитичес- кий центр по оптимизации диагностических и ремонтных работ (ЭАЦ «Оргремдигаз»). Группы технического надзора входят в состав подразделений ДОАО «Оргэнергогаз» в Москве, Санкт-Петербурге, Нижнем Новгороде, Надыме, Югорске, Белоярском, Саратове и Аксае. В настоящее время ДОАО «Оргэнергогаз» заключило договоры с рядом инвести- ционных и газотранспортных обществ ОАО «Газпром» на оказание услуг по ведению технического надзора при строительстве и капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ), строительстве и реконструкции компрессорных станций и дожимных компрессорных станций, объектов капитального строительства.

услуг, направленных на оценку, анализ и прогноз технического состояния ЛЧМГ и ее объектов. Специалистами Центра проводятся пусконаладочные работы оборудования и систем линейной части магистральных газопроводов – запорной и регулирующей арматуры, системы противокоррозионной защиты, системы телемеханики (в ряде случаев работы ведутся совместно со специализированными региональными управлениями ДОАО «Оргэнергогаз»). Центром осуществляется практическая диагностика ЛЧМГ с применением неразрушающих и наземных методов и последующий анализ технического состояния с определением потенциально опасных участков, в том числе склонных к дефектообразованию, с последующим расчетом коэффициента технического состояния магистральных трубопроводов. Диагностика магистральных трубопроводов выполняется по следующим направлениям: ■ электрометрическое обследование, включая оптимизацию режимов работы станций катодной защиты; ■ наземное обследование трубопроводов, в том числе с применением специальной методики для трубопроводов, не подготовленных к пропуску внутритрубных дефектоскопов; ■ обследование запорной арматуры, включая определение герметичности затворов и оценку работоспособности и функциональности основных узлов и деталей арматуры; ■ диагностика газораспределительных станций. По итогам диагностических работ центром готовится технический отчет, включающий акты и протоколы обследования, необходимые расчетные и графические материалы, а также рекомендации по дальнейшей эксплуатации с указанием разрешенных параметров, условий и сроков дальнейшей эксплуатации оборудования, а в случае необходимости выполняется экспертиза промышленной безопасности с расчетом срока безопасной эксплуатации оборудования. По согласованию с заказчиком материалы могут быть предоставлены в форме электронной базы данных, включающей электронный паспорт трубопровода, оборудования и систем, эксплуатируемых в составе данного магистрального газопровода.

Диагностика. Анализ. Прогноз В структуру предприятия входят девять инженерно-технических центров, в том числе специализированный инженернотехнический центр «Орггазинжиниринг». Центр был создан в 1991 году с целью предоставления комплекса инжиниринговых

ДОАО «Оргэнергогаз» 115304 г. Москва, ул. Луганская, 11 Тел. (495) 775-64-23, факс (495) 363-41-71 www.oeg.ru

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

Новое оборудование для ТЭК Аппаратура охранной сигнализации высоковольтной линии Мониторинг состояния линий электропередач является одной из важнейших задач предприятий энергетической отрасли. Любая неисправность может повлечь за собой длительные перебои в электроснабжении конечных потребителей, что неминуемо приведет к существенным финансовым потерям. Для мониторинга состояния высоковольтных линий электропередач с напряжением 0,4-10 кВ ОАО «Завод радиоаппаратуры» с 2008 года серийно выпускает аппаратуру охранной сигнализации высоковольтных линий – «ОСВЛ».

Удаленный контроль Аппаратура «ОСВЛ» позволяет осуществлять непрерывный контроль состояния линейной части высоковольтной линии вне зависимости от того, находится она под напряжением или нет. С помощью аппаратуры «ОСВЛ» диспетчер может удаленно контролировать параметры трансформаторных подстанций, станций катодной защиты магистральных нефтепроводов, прочего технологического оборудования, подключенного к ВЛ, и обеспечивать их охрану. Один комплект такой аппаратуры позволяет обслуживать разветвленную ВЛ протяженностью до 100 километров, имеющую до 15 отпаек суммарной протяженностью до 500 километров. Аппаратура «ОСВЛ» прошла испытания на объектах ОАО «Газпром», также успешно применяется на вдольтрассовых ВЛ магистральных нефтепроводов АК «Транснефть». Установка аппаратуры «ОСВЛ» закладывается в проекты строительства новых и модернизации существующих объектов электроснабжения. Функционально аппаратура «ОСВЛ» состоит из двух независимых подсистем: устройства определения места повреждения фазных проводов высоковольтных линий 0,4-10 кВ «Локатор» и аппаратуры передачи телеметрической информации по фазным проводам высоковольтных линий «ТКТИ». Эти подсистемы могут работать как автономно (в случае, когда контроль фазных проводов либо удаленный контроль подключенных к ВЛ объектов не

требуется), так и совместно – при этом информация от обеих подсистем собирается на едином диспетчерском пульте.

Оперативное оповещение Система определения места повреждения фазных проводов высоковольтных линий 0,4–10 кВ «Локатор» позволяет дистанционно, с пульта диспетчера, в режиме реального времени локализовать и классифицировать тип повреждения провода. Применение аппаратуры позволяет своевременно предотвратить попытки кражи проводов линий электропередач под напряжением и обесточенных сетей, несанкционированное подключение потребителей, пробой изоляторов. Высокая скорость определения места аварии позволяет определять «исчезающие» дефекты ВЛ (например, пробой через влагу в трещине изолятора), обеспечивая возможность ремонта элементов ВЛ до возникновения аварии. Погрешность определения расстояния до места повреждения фазных проводов не более ±150 метров. Для пульта диспетчера разработано специализированное программное обеспечение, позволяющее в режиме реального времени отслеживать состояние высоковольтной линии, вести журналы тревог, оперативно оповещать дежурный персонал о возникновении нештатной ситуации на ВЛ. Учитывая, что рабочие частоты устройства определения места повреждения ВЛ «Локатор» лежат далеко за пределами промышленной частоты, его подключение не требует изменения конфигурации существующей электрической сети и ни коим образом не влияет на работу ВЛ.

Системный блок промышленного компьютера «Устройства определения места повреждения фазных проводов «Локатор» лей, обеспечивая измерение и передачу данных на пульт диспетчера в режиме реального времени. В качестве канала связи система использует существующие провода линий электропередач. Максимальная дальность передачи – 100 километров. Комплект аппаратуры, установленный на одной высоковольтной линии, позволяет контролировать до 255 подключенных к ней объектов, получая с каждого до 15 аналоговых сигналов и отслеживая до 3 контактных датчиков охраны. В случае несанкционированного доступа сигнал тревоги немедленно передается на пульт диспетчера, где установлено специализированное программное обеспечение, позволяющее наглядно, в виде мнемосхем и графиков отображать реальное состояние ВЛ и вдольтрассового оборудования. Программа ведет протоколы работы оборудования, фиксирует и сохраняет в энергонезависимой памяти аварийные ситуации, возникающие на линии.

Дистанционное измерение Аппаратура передачи телеметрической информации по фазным проводам высоковольтных линий «ТКТИ» предназначена для дистанционного измерения и контроля параметров удаленных линейных потребите-

Аппаратура ОСВЛ

ОАО «ЗАВОД РАДИОАППАРАТУРЫ» 620142 Екатеринбург, ул. Щорса 7 Телефон/факс (343) 251-93-51 Е-mail: zra@zra.ru www.zra.ru

ОАО «Завод радиоаппаратуры» осуществляет: ■ поставку аппаратуры охранной сигнализации высоковольтных линий; ■ проектирование по ее установке; ■ комплекс пуско-наладочных работ; ■ гарантийное и послегарантийное обслуживание. ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

91

МТТ

Обслуживание трубопроводов

Под крылом газового гиганта Для того чтобы профессионально заниматься вопросами экспертизы промышленной безопасности, необходимо наличие высококвалифицированного персонала, аттестованной лаборатории, современных высокотехнологичных приборов и оборудования – не многие компании могут похвастаться, что у них есть все необходимое. Подавляющее большинство организаций, удовлетворяющих этим условиям, действуют на территории европейской части России. Находясь непосредственно на территории ЯНАО, ООО «Научно инженерный центр ЯМАЛ» на сегодняшний день наиболее профессионально, мобильно и гибко решает поставленные местными клиентами задачи в области промышленной безопасности.

Немного истории Специалисты расположенного в городе Надым общества с ограниченной ответственностью «Научно инженерный центр ЯМАЛ» (ООО «НИЦ ЯМАЛ») активно работают на территории ЯНАО с 2004 года. В сферу их интересов входит экспертиза промышленной безопасности опасных производственных объектов, неразрушающий контроль объектов добычи, подземного хранения и транспорта газа. Помимо экспертных услуг, сотрудники предприятия выполняют монтаж и пусконаладку газоперекачивающих агрегатов всех типов на компрессорных (КС), дожимных компрессорных станциях (ДКС) и газопроводах (ГП), а также электротехнических устройств, систем вентиляции и кондиционирования на объектах КС, ДКС и ГП. Кроме того, работники центра производят ремонт и наладку оборудования энергохозяйств на предприятиях ОАО «Газпром». Коллектив ООО «НИЦ ЯМАЛ» хорошо зарекомендовал себя в предоставлении услуг: ■ экспертизы промышленной безопасности на ОПО котлонадзора, подъемных сооружений, систем газоснабжения и газораспределения, нефтяной и газовой промышленности; ■ экспертизы проектной и исполнительной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию ОПО; ■ по составлению декларации промышленной безопасности, связанной с эксплуатацией ОПО; ■ неразрушающего контроля проникающими веществами, а также вихретокового, вибродиагностического, ультразвукового, визуально-измерительного, магнитопорошкового и феррозондового; ■ монтажных и пусконаладочных работ по электротехническим установкам, компрессорным машинам, насосам и вентиляторам, системам вентиляции и кондиционирования воздуха.

ООО «НИЦ ЯМАЛ» внесено в реестр ОАО «Центрэнергогаз», сводный реестр Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа и допускается к выполнению работ по технологическому обслуживанию и ремонту на объектах единой системы газоснабжения ОАО «Газпром». Организация аккредитована в ОАО «Оргэнергогаз», и может осуществлять диагностику технологического оборудования и трубопроводов дочерних обществ ОАО «Газпром», а также объектов добычи газа, конденсата и нефти.

92

Динамично развиваясь, компания гарантирует своим клиентам высокий уровень безопасности и надежной работы эксплуатируемого оборудования, а также делает все для сокращения времени вынужденных простоев приборов и механизмов из-за их ремонта.

Только факты Анализ текущего состояния опасных производственных объектов (ОПО) в ЯНАО показывает, что в большинстве своем владельцы компаний не идут на значительные затраты по обновлению парка оборудования. В результате в округе с довольно молодой промышленностью устаревшие механизмы составляют большой процент по всем видам надзора. В процентном отношении количество опасных производственных объектов (ОПО), с которыми чаще всего приходится работать при проведении экспертизы промышленной безопасности на территории автономного округа, распределилось неравномерно (рис. 1). Действуя по инструкции РД 10-112-2-97 «Методические указания по обследованию грузоподъемных машин с истекшим сроком службы», можно сделать вывод, что на 2009 год из общего числа обследуемых грузоподъемных механизмов 71% составляет оборудование с истекшим сроком эксплуатации (рис. 2). В соответствии с методикой продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром» «СТО Газпром 2-3.5-252-2008» этот показатель составил 54% (рис. 3). В общем количестве обследованных зданий и сооружений отсутствуют объекты с истекшим сроком эксплуатации (согласно правилам по охране труда «ПОТ РО-14000-004-98 Техническая эксплуатация промышленных зданий и сооружений») (рис. 4). Доля устройств с истекшим сроком эксплуатации среди оборудования газового хозяйства составила 13% (согласно ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления») (рис. 5). В соответствии с нормами «СТО Газпром 2-1.9-089-2006» прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования показало, что на 2009 год из общего числа обследованного оборудования механизмы с истекшим сроком эксплуатации составляют 57% (рис. 6).

Простое решение сложных задач Опыт эксплуатации ОПО показал, что период их нормальной работы может быть продлен за счет рациональной организации профилактического обслуживания, основу которого составляют регулярные обследования. Своевременное выявление дефектов, правильное определение причин их возникновения и разработка эффективных профилактических мер по предупреждению – вот основа экспертизы промышленной безопасности. Порой при взгляде со стороны складывается впечатление, что многое из того, что было наработано ранее в области экспертизы

Рис. 1 Количество контролируемых объектов

■ Грузоподъемные механизмы – 37,7% ■ Нефтегазовое оборудование – 13% ■ Газовое хозяйство – 10% ■ Котлонадзор – 30% ■ Здания и сооружения – 9% ■ Химия, нефтехимия, нефтеперерабатывающая промышленность – 0,3%

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

Рис. 2. Грузоподъемные механизмы 12 8

0

1979 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 2005 2006

4

Рис. 3. Нефтегазовое оборудование 6 4

1980

1983

1990

1991

1993

1994

1985

1986

1987

1990

1991

1992

1995

1978 1983

1977

1976

1974

0

1975

2

Рис. 4. Здания и сооружения 12 8

1997

1982

1980

1979

0

1977

4

Рис. 5. Газовое хозяйство 8

4

1998

1992

1991

1990

1989

0 1987

При проведении тендеров дочерними обществами ОАО «Газпром» зачастую делается упор на аккредитации в системе головного предприятия в соответствии со стандартом СТО Газпром 2-3.5-046-2006: ■ аккредитация управления энергетики ОАО «Газпром» на диагностику оборудования энергохозяйств; ■ аккредитация в ОАО «Оргэнергогаз»; ■ включение в реестр организаций, допущенных к выполнению диагностических обследований, утвержденный Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»; ■ заключение об организационно-технической готовности организации к ведению работ, выданное ООО «Газнадзор». И это далеко не полный список допусков по работам, связанным с экспертизой промышленной безопасности на объектах отечественного газового гиганта, хотя в соответствии с правоустанавливающими документами деятельность компаний, проводящих работы по экспертизе промышленной безопасности, регламентируют только федеральные документы, установленные Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. Ситуация осложняется еще и тем, что допуски эти выдаются в основном узкому кругу компаний, расположенных не в ЯНАО, а далеко за пределами округа, что затрудняет проведение на должном уровне работ по экспертизе промышленной безопасности объектов, расположенных на территории региона. Компаний, сотрудники которых специализируются в данной области, поблизости очень мало, и они неравномерно распределены на территории Зауралья: в Свердловской области действуют 84 организации данного профиля, Тюменской области – 28, в ХМАО – 44 и в ЯНАО – всего девять организаций. Ежегодная поверка приборов, аттестация специалистов и аккредитация лаборатории раз в три года – это постоянная ответственность, которая лежит на работниках и руководителях ООО «НИЦ ЯМАЛ». Для того чтобы соответствовать требованиям международного стандарта ISO 9001 – 2001, в 2008 году организация прошла международную сертификацию по каждому из направлений своей деятельности. Руководство неизменно ставит во главу угла интересы клиентов и партнеров организации, независимо от масштабов их деятельности. Специалисты центра твердо придерживаются принципов профессиональной этики, соблюдая конфиденциальность информации и гибко подходя к нуждам каждого отдельного заказчика.

По горизонтальной оси указаны годы выпуска ОПО, по вертикальной – % отношение к общему количеству ОПО, расположенных на территории автономного округа в соответствии с годом выпуска. Красным цветом на рисунках отмечены объекты, у которых срок эксплуатации подошел к концу в соответствии с нормативными документами или паспортными данными ОПО.

1972

Экспертиза ПБ в ЯНАО – больше не проблема

Данные по общему числу обследованных объектов

1973

промышленной безопасности – результаты исследований, результаты промышленных испытаний, опыт, – не востребовано новым поколением экспертов. Еще хуже, когда они используют отдельные, вырванные из контекста данные. С одной стороны, отрадно наблюдать за тем, как год от года постоянно увеличивается число ремонтов ОПО, основным побудительным мотивом к проведению которых послужили результаты проведенных экспертиз. Но зачастую при этом специалисты допускают две серьезные ошибки: ■ не проводится диагностирование дефекта: отсутствуют доказательства, что именно он является причиной неудовлетворительной работы – следовательно, нет уверенности, что вносимые изменения или модернизация устранят существующие недостатки; ■ не прогнозируются побочные влияния выполненных мероприятий – как следствие, не принимаются и меры по их устранению. Чтобы решить накопившиеся проблемы в области промышленной диагностики, в России необходимо создать специализированные центры для консультации экспертов, разработки и внедрения современных технологий, а также распространять и издавать техническую литературу, обобщающую опыт специалистов.

Рис. 6. Котлонадзор 20 15 10 5 0

1977 1978 1979 1980 1981 1983 1986 1985 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1998 1999 2000 2001 2004 2004

ООО «Научно инженерный центр ЯМАЛ» 629730 Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Надым, ул. Зверева, 15–1 Тел. 8 (3499) 54-91-73, факс 8 (3499) 53-54-81 E-mail: yamal_89@mail.ru www.yamal89.ru

ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

93

МТТ

Обслуживание трубопроводов

Какой компенсатор выбрать? ЗАО Промышленная компания «Эдвенс» производит оборудование для предприятий энергетического комплекса и проминдустрии, в частности компенсаторы.

К

Компенсатор сальниковый

Барбатажный аппарат ЦБТ

Участок стального центробежного литья

94

омпенсатор трубопровода – устройство, которое позволяет воспринимать и компенсировать движения трубопровода при прохождении различных сред внутри труб. Устройство компенсирует тепловое расширение вследствие нагрева рабочей средой стенок трубопровода, выполняет функцию разделителя сред и герметичного уплотнения, гасит ряд вибраций, возникающих при работе трубопроводного и насосного оборудования, воспринимает на себя смещения труб при оседании почв и опор трубопровода. Таким образом, срок службы трубопровода увеличивается. Существует несколько видов трубопроводных компенсаторов. Мы не будем рассматривать все, а остановимся на наиболее часто применяемых в данный момент сальниковых и сильфонных компенсаторах, осветив их плюсы и минусы. Сальниковые компенсаторы имеют наиболее широкое применение как в водяных, так и в паровых сетях. Преимуществами их являются малые габариты и незначительное гидравлическое сопротивление. В настоящее время в российских тепловых сетях стали активно применяться сильфонные компенсаторы. Давайте рассмотрим их более подробно. Первое, на что хотелось бы обратить внимание, это, конечно же, требования к культуре производства. Самое уязвимое место сильфонного компенсатора – гофра, которую необходимо беречь от лю-

бых механических воздействий. Всем известно, что выгрузка компенсаторов непосредственно по месту монтажа очень часто происходит путем простого сталкивания в канал без использования грузоподъемной техники. Делается это по простым причинам – кран не дали, времени нет и прочее. Защитный кожух, который стоит на большинстве сильфонных компенсаторов, не рассчитан на воздействие таких ударных нагрузок и соответственно не способен защитить гофру. Во-вторых, немаловажным минусом является неремонтопригодность сильфонных компенсаторов, что подразумевает содержание большого склада компенсаторов как аварийный запас, а это заморозка значительных денежных средств на длительный период времени. Сильфонные компенсаторы предъявляют довольно жесткие требования к качеству воды, то есть к водоподготовке, которая в России, мягко говоря, оставляет желать лучшего. Ни для кого не секрет, что каналы и камеры российских теплосетей негерметичны, и вода имеет к ним практически свободный доступ с улиц города. Особенно этот момент актуален в весеннее время, когда попадает вода с растворенными в ней реагентами и солями. Хотя сильфонные компенсаторы изготавливаются из нержавеющей стали, к сожалению, она не стойка к агрессивным хлористым средам да еще с температу- рой, к примеру, 150 градусов (эдакая соле- вая баня), и соответственно происходят ускоренный износ и коррозия компенсатора. Особенно чувствительны к такому воздействию многослойные компенсаторы. В этом плане сальниковый компенсатор за счет применения больших толщин имеет более долгий срок службы.

КЦМП-2,5

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт Что касается серьезных минусов сальниковых компенсаторов, то их по большому счету только два. Первый – это несовершенство уплотнительных материалов, в частности набивок, которые в настоящее время под воздействием высоких температур очень быстро теряют свои свойства. Соответственно возникает необходимость в периодическом обслуживании сальниковых компенсаторов (подтяжке грунд букс и даже замене набивки). Сильфонные же компенсаторы не имеют этого недостатка. Ко второму минусу сальниковых компенсаторов можно отнести возникновение протечек (ввиду нерегулярности обслужива- ния компенсаторов и износа набивки), что напрямую зависит в том числе и от качества сальникового компенсатора, а именно от качества проточки рабочей поверхности. Есть прямая зависимость: чем более гладкое зеркало, тем дольше служит набивка. Если зеркало компенсатора шлифованное, имеет низкую шероховатость, то соответственно вопрос протечек компенсатора встает очень не скоро.

П

одведем небольшой итог. На сегодняшний момент в России актуально применять сильфонные компенсаторы при новом строительстве, когда имеется возможность проложить качественную, герметичную теплотрассу, чтобы сильфонные компенсаторы не подвергались внешнему воздействию агрессивных сред. В свою очередь, сальниковые компенсаторы целесообразнее применять при капитальных ремонтах и при прокладке «сложных» теплотрасс. В любом случае, какой компенсатор выбрать – решает для себя сам заказчик (он же, как правило, и эксплуатирующая организация). Мы же постарались максимально развернуто отразить плюсы и минусы применения того или иного вида компенсаторов. Обращаем ваше внимание, что ЗАО Промышленная компания «Эдвенс» ведет постоянную работу с конечными потребителями нашей продукции, в том числе с эксплуатирующими организациями и непосредственно с людьми, обслуживающими компенсаторы. Мы стремимся выпускать на рынок продукт неизменно высокого качества и постоянно совершенствуем технологию изготовления. К последним изменениям в технологии конкретно компенсаторов сальниковых можно отнести запуск участка стального литья методом ЭШП (элеткошлаковый переплав), что позволило нам повысить качество и надежность продукции, уменьшить стоимость изделий. Кроме того, запустили участок по антикоррозийной защите – участок подготовки поверхности и окрасочную камеру для современных окрасочных материалов, таких как цинконаполненные краски и двухкомпонентные мастики. ЗАО ПК «Эдвенс» 630123 г. Новосибирск, ул. Жуковского, 65 Телефоны (383) 291-35-04, 299-03-65 Факс (383) 334-79-24 Е-mail: info@edvens.ru www.edvens.ru

Основная продукция ЗАО ПК «Эдвенс» Энергетическое оборудование: ■ клапаны ПГВУ (круглые -Ду100÷1800мм, прямоугольные от 300х400мм до 5500х2800мм); ■ предохранительные клапаны ПГВУ 091-80 (ОСТ 108.812.03-82) Ду150÷1500; ■ дроссельные клапаны для пылегазовоздухопроводов ДХ, ДХК, ДХО, ДП, ДГ. Ду100÷2400мм; ■ компенсаторы линзовые ОСТ (осевые, угловые, угловые сдвоенные. Ду100÷2200мм, Ру-0,6÷1,6МПа); ■ компенсаторы для трубопроводов тип ПГВУ Ру до 0,02 МПа (круглые -Ду100÷6000мм, прямоугольные от 300х400мм до 7500х10000мм); ■ компенсаторы линзовые КЛО; ■ компенсаторы сальниковые для трубопроводов паровых и водяных тепловых сетей (Ду 100÷1400мм, Ру до 2,5МПа при температуре пара до 300°С, воды – до 200°С, одно- и двухсторонние, с нанесением антикоррозионного покрытия); ■ опоры трубопроводов (скользящие, подвижные, неподвижные, хомутовые диэлектрические); ■ элементы трубопроводов (отводы, переходы, подвески), элементы газоходов (короба, повороты, врезки); ■ резервуары, емкости, воздухосборники, теплообменное оборудование. Пылеулавливающее оборудование: ■ мокрые пылеуловители КМП, КЦМП, ПВМ, скоростной промыватель СИОТ, ЦВП; ■ циклоны для сухой неслипающейся пыли ЛИОТ, СИОТ, СИОТ-М, СИОТ-М1; ■ циклоны для золы и сухой пыли ЦН-11, ЦН-15, ЦН-24, СЦН-40, СК-ЦН-34; ■ циклоны с обратным конусом ЦОК, РИСИ; ■ циклоны для древесных отходов ОЭКДМ, Гипродревпрома типа Ц, Гипродрева; ■ циклоны для зерновой и мучной пыли УЦ-38, ЦР, ЦРк, ЦОЛ, 4БЦШ; ■ циклоны батарейные БЦ-2, БЦ-259, БЦ-512, ПБЦ, ЦБ; ■ бункерные устройства и постаменты к циклонам, затворы, клапанымигалки; ■ фильтры рукавные типа ФРИД, ФРКН. Центробежное литье: ■ фланцы воротниковые, переходы; ■ изготовление изделий по чертежам заказчика из черных и нержавеющих сталей.

Новый линейный участок ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

95

МТТ

На правах рекламы

96

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Мтт

ООО ПКФ "РЭНКО" предлагает следующие виды услуг: ■ Экспертиза промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах (лицензии № ДЭ-00-006637(МПС)) • оборудование металлургической промышленности; • грузоподъемные механизмы, крановые пути; • внутрицеховые и наружные газопроводы; • трубопроводы пара и горячей воды, оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа; • здания и сооружения.

■ Расчет остаточного ресурса грузоподъемных механизмов, трубопроводов; ■ Поставка, ремонт, наладка, сервисное обслуживание приборов безопасности ГПМ; ■ Паспортизация технологических устройств, крановых путей, тупиковых упоров, трубопроводов; ■ Монтаж, пуско-наладка, реконструкция, ремонт ГПМ. Имеется Ремонт Экспертиза Наладка Комплексное Обслуживание

собственная лаборатория неразрушающего контроля и диагностики.

г. Екатеринбург ул. Народной Воли, 65, оф. 206, офисный центр «NEBO» На правах рекламы тел. (343) 229-53-43, e-mail: renkoexp@mail.ru

Как победить ржавчину?

■ сохранить исходный химический состав транспортируемых продуктов. сотрудничестве с Екатеринбургским Институтом проблем эмалирования работники ООО НПП «Нефтепроммаш» постоянно внедряют в производство новые составы эмалей с улучшенными защитными свойствами. Результатом тесного взаимодействия специалистов-теоретиков и практиков стал оригинальный и надежный метод защиты сварного соединения труб с эмалевым покрытием (имеется патент). Производственные мощности предприятия позволяют: ■ производить втулки соединительные, предназначенные для защиты сварного шва эмалированных труб; ■ эмалировать детали трубопроводов (отводы, тройники, переходы); ■ наносить силикатно-эмалевое покрытие на листы и другие нестандартные изделия. Эмалированные изделия находят свое применение в нефтяной, газовой, химической промышленности, ЖКХ, металлургии и энергетике. Кроме того, покрытые эмалью различных цветов листы находят широкое применение при отделке внутренних интерьеров и наружных фасадов. Весь товар сертифицирован.

В

Более девяти лет специалисты НПП «Нефтепроммаш» занимаются изготовлением опор трубопроводов, металлоконструкций, металлических ограждений и различных изделий из металла, как стандартных – по альбомам, ТУ, ГОСТам, так и нестандартных – по чертежам заказчика: в основном, для районов крайнего севера.

В

ысокое качество продукции, строгое соблюдение сроков поставок позволили ООО НПП «Нефтепроммаш» занять лидирующую позицию среди производителей аналогичных изделий. Профессионализм руководящего и инженерно-технического состава, а также высокая квалификация рабочих на производстве обеспечивается за счет обмена накопленным опытом и регулярного обучения персонала. Сегодня ООО НПП «Нефтепроммаш» – это современная, динамично развивающаяся компания, неизменно расширяющая круг клиентов и ассортимент выпускаемой про-

дукции. Последнее новое современное направление деятельности компании – техническое эмалирование металлоизделий. Нанесение силикатно-эмалевого покрытия позволяет: ■ удлинить срок службы трубопроводов до 50–70 лет; ■ увеличить пропускную способность трубопроводов в 1,5 раза; ■ защитить металл от коррозии в агрессивных средах (кислота, щелочь); ■ повысить стойкость к истиранию и абразивному износу; ■ предотвратить отложения на стенках трубопроводов; ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «Нефтепроммаш» 454007, РФ, г. Челябинск, пр. Ленина, 12, корп. А Телефон/факс (351) 775-39-06 Телефоны (351) 775-37-63; 775-41-19 uuptk-uk@mail.ru, info@npm74.ru

97

МТТ

обслуживание трубопроводов

В погоне за выгодой Долговечность трубопроводных систем во многом зависит от выбора материала, из которого они сделаны. Наиболее востребованными сегодня являются полиэтиленовые трубы. Если выбор уже сделан в их пользу, необходимо быть уверенным, что продукция произведена с учетом всех требований к технологии производства и качеству применяемого сырья.

В

погоне за коммерческой выгодой некоторые производители продолжают использовать неокрашенные марки полиэтилена, запрещенные международными стандартами. Эти базовые композиции компаундов, рыночной стоимостью на 20–25% дешевле трубных марок, как правило, предназначены для производства простой упаковочной пленки, поэтому в них не введены сложные системы термо- и УФ-стабилизации. Под воздействием ультрафиолета такие материалы рассыпаются на мелкие части за полгода. Подделку можно обнаружить при торцевании трубы в процессе стыковой сварки по наличию неоднородностей окраски в тонком срезе на просвет. Эта характерная картина возникает при смешении неокрашенного полиэтилена и черного суперконцентрата. Согласно стандарту ИСО 4427:1996 компаунд для производства труб должен быть классифицирован как полиэтилен ПЭ-63, ПЭ-80 или ПЭ-100 в соответствии со стандартом ИСО 9080:2003. Ответственность за эту классификацию несет производитель компаунда. Ограничения в стандартах по использованию неокрашенного полиэтилена введены не случайно. Существующее в России и в Европе экструзионное оборудование не позволяет добиться требуемого стандартами распределения сажи при смешении в расплаве суперконцентрата и неокрашенного полиэтилена. Это приводит к резкому падению стойкости трубы к УФ-излучению и со- ответственно к уменьшению срока хранения трубы до нескольких месяцев. Кроме того, норма расхода суперконцентрата должна составлять 8–10%, а предприятия, идущие на нарушение технических требований, предъявляемых трубному полиэтилену, не хотят приобретать дорогой суперконцентрат, поскольку необходимый цвет обеспечит и пара процентов. В конечном итоге изготавливаемая труба: ■ не соответствует стандарту; ■ сделана из материала неизвестного типа, не гарантированного изготовителем; ■ обладает пониженной термостабильностью; ■ имеет непредсказуемые механические характеристики; ■ выдерживает срок хранения, равный нескольким месяцам и менее; ■ не всегда поддается сварке. Недостаточно термостабилизированный материал превращает сварной шов в источник повышенной опасности при дальнейшей эксплуатации трубы под давлением.

Срез с торца трубы, изготовленной из неокрашенного полиэтилена

98

По-настоящему безопасными, надежными и долговечными могут быть трубы, изготовленные только из качественного, сертифицированного трубного сырья. Современные трубные марки полиэтилена (ПЭ-80 и ПЭ-100) содержат увеличенное количество термостабилизатора, препятствующего разложению полиэтилена при

Внимание! Аттестованная лаборатория НТЦ «Пластик» готова провести анализ качества полиэтиленовых труб, поступающих на объект, на безвозмездной основе переработке в экструдере и стыковой сварке готовой трубы. Любая серьезная авария (особенно на газопроводах) дискредитирует идею применения полиэтиленовой трубы и становится препятствием к дальнейшему распространению и развитию технологии у заказчиков и подрядчиков. Призываем все организации, связанные с производством, использованием и эксплуатацией полиэтиленовых труб, заинтересованные в строительстве инженерных сетей из надежных полимерных труб, контролировать их качество. Конкуренция не должна отражаться на безопасности потребителей!

119530 г. Москва, ул. Генерала Дорохова, 14 Тел. (495) 745-68-57, доб. 699 www.plastic-pipes.ru

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности