Научная статья на тему 'Итоги работы по выполнению основных программ по капитальному ремонту и диагностике линейной части и ГРС ООО «Газпром трансгаз Казань» за 2008 г. Проблемные вопросы, пути решения'

Итоги работы по выполнению основных программ по капитальному ремонту и диагностике линейной части и ГРС ООО «Газпром трансгаз Казань» за 2008 г. Проблемные вопросы, пути решения Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
71
11
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Пыршев И. В.

Территориально газотранспортная система ООО «Газпром трансгаз Казань» охватывает в основном Республику Татарстан и частично Кировскую, Оренбургскую, Ульяновскую, Самарскую области, Республики Чувашия и Удмуртия. Эксплуатацией занимаются четыре ЛПУ МГ. В Обществе создано Управление аварийно-восстановительных работ, в состав которого входят два АВП.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Пыршев И. В.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Итоги работы по выполнению основных программ по капитальному ремонту и диагностике линейной части и ГРС ООО «Газпром трансгаз Казань» за 2008 г. Проблемные вопросы, пути решения»

ГРС и СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

И.в. пыршев, ООО «Газпром трансгаз Казань»

итоги работы по выполнению основных программ по капитальному ремонту и диагностике линейной части и грс ооо «газпром трансгаз Казань» за 2008 г. проблемные вопросы, пути решения

Территориально газотранспортная система ООО «Газпром трансгаз Казань» охватывает в основном Республику Татарстан и частично Кировскую, Оренбургскую, Ульяновскую, Самарскую области, Республики Чувашия и Удмуртия. Эксплуатацией занимаются четыре ЛПУ МГ. В Обществе создано Управление аварийно-восстановительных работ, в состав которого входят два АВП.

Протяженность магистральных газо-продуктопроводов по состоянию на 01.01.2009 г. составляет 5697,06 км, в том числе:

• магистральных газопроводов и газопроводов-отводов, находящихся на балансе ОАО «Газпром», - 5242,439 км;

• газопроводов-отводов, находящихся на балансе ООО «Газпром добыча Оренбург» и в аренде ООО «Газпром трансгаз Казань», -1,856 км;

• газопроводов-отводов, находящихся на балансе ООО «Газпром трансгаз Казань», - 56,035 км;

• продуктопроводов (этанопроводов), находящихся на балансе ООО «Газпром трансгаз Казань», - 396,73 км.

Количество ГРС составляет 196 шт., из них 192 шт. в собственности ОАО «Газ-

пром», 3 шт. - в собственности ООО «Газпром трансгаз Казань» и одна на балансе ООО «Газпром добыча Оренбург» и в аренде в ООО «Газпром трансгаз Казань». Срок эксплуатации 45 ГРС (27%) 30 лет и более. ООО «Газпром трансгаз Казань» осуществляет эксплуатацию распределительных газопроводов газового хозяйства общей протяженностью 36683 км, 7040 ед. ГРП, ШП. Уровень газификации в республике составляет 98,7%. Необходимо отметить, что 11,4% эксплуатируемых газопроводов имеют срок эксплуатации свыше 40 лет, 17,8% - от 31 до 40 лет, 42,6% - от 21 до 30 лет, 16,4% - от 20 до 10 лет и до 10 лет -11,8% газопроводов. На балансе ООО «Газпром трансгаз Казань» находятся продуктопроводы (эта-нопроводы) протяженностью 396,73 км,

по которым осуществляется поставка этана от Оренбургского-саоишого и Миннибаевского газоперерабатывающих заводов на ОАО «Казаньоргсинтез». В таблице показано распределение продуктопроводов (этанопроводов) по срокам их эксплуатации и диаметрам. В 2008 г. Обществом проведена большая работа по повышению эффективности и надежности работы газопроводов и ГРС, систем газоснабжения, снижению расхода газа на собственные нужды и потери газа:

• выполнены два запланированных комплекса планово-предупредительных работ, при этом заменены линейные краны Ду 1400 - 2 шт., байпасные и свечные краны Ду 300 - 3 шт., дефектные участки по ВТД на газопроводе Уренгой-Новопсков общей протяженностью 130 м. Всего на линейной ча-

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 11 \\ ноябрь \ 2009

таблица 1. распределение продуктопроводов (этанопроводов), находящихся на балансе ооо «Газпром трансгаз казань», по возрастной структуре и диаметрам

срок эксплуатации протяженность

всего в т.ч. по диаметрам, км

км % 720 мм 530 мм 325 мм

21-30 лет 94 23,7 - 94

31-40 лет 302,73 76,3 246,87 55,86 -

Всего 396,73 100 246,87 55,86 94

сти и ГРС выполнено более 80 огневых работ;

• введено в эксплуатацию 27,2 км МГ после капитального ремонта с заменой труб (103%);

• выполнена переизоляция магистрального газопровода Ду 1400 Ямбург-Елец-1 на участке км 2198-2259, при этом заменено 5,3 км труб. Необходимо отметить, что при переизоляции так называемого «горячего» участка газопровода Ямбург-Елец-1, т.е. участка, непосредственно примыкающего к компрессорной станции, обнаружено I 64 дефекта коррозионного характера, что потребовало проведения I ремонтных работ с заменой 400 м трубы на участке протяженностью 1,2 км (35%).

На этом участке заменено 34 м трубы, вырезано 22 дефектных сварных стыка и две катушки;

• по результатам проведенной ранее ВТД выполнен выборочный ремонт, при этом устранено 912 дефектов;

• выполнена внутритрубная диагностика 867,4 км магистральных газопроводов и газопроводов-отводов;

• выполнены приборно-водолазное обследование технического состояния 52 ниток, ремонт одной нитки подводного перехода (газопровод-отвод на р.ц. Базарные Матаки, р. Черемшан), мониторинг четырех ниток русловых процессов на р. Кама в районе подводных переходов газопродуктопроводов Миннибаево-Казань;

• проведена ЭПБ по оценке работоспособности магистрального газопровода Ду 1200 Нижняя Тура-Пермь-Горький-1 - 151 км;

• выполнено комплексное диагностическое обследование региональных газопроводов и газопроводов-отводов общей протяженностью 100 км;

• выполнено геодезическое позиционирование газопроводов Оренбург-Заинек (134 км), газопровода-отвода к Нижнекамскому промузлу (71 км), эта-нопровода Оренбург-Казань (53 км), всего 258 км;

• выполнено обследование переходов газопроводов через автомобильные и железные дороги - 20 шт., а также воздушных переходов-15 шт.;

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

т

*Со воШ

Система менеджмента качества соответствует требованиям ГОСТ Р ИСО 9001-2001 (ИСО 9001:2000)

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

ДЛЯ ВАС МЫ ГОТОВЫ ПРОВЕСТИ:

диагностику текущего состояния металлических конструкций;

подбор необходимых средств ЭХЗ;

расчет и проектирование системы ЭХЗ;

поставку электродов анодного заземления и шеф-монтаж;

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

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

ГРС и СиСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНиЯ

• выполнено вертолетное обследование 1200 км газопроводов с применением лазерного локатора утечек газа;

• проведено обследование технического состояния крановых узлов -10 шт.;

• выполнено электрометрическое обследование магистральных газопроводов и газопроводов-отводов -384 км.

В 2008 г. подрядной организацией ООО НПП «Нефтегазком-плект-ЭХЗ» выполнены работы по комплексным электрометрическим обследованиям:

• двух перемычек Ду 300 между Мин-нибаевским ГПЗ и газопроводами Миннибаево-Тубанкуль-1, -2 общей протяженностью 6,932 км;

• перемычки Ду 500 на Похвистнево протяженностью 82,5 км;

• перемычки Ду 300 протяженностью 1,485 км между газопроводом Казань-Йошкар-Ола и газопроводом-отводом на ГРС-2 г. Зеленодольска;

• перемычки Ду 300 протяженностью 3,027 км между газопроводом Пермь-Горький-2 и газопроводом-отводом на р.ц. Тюлячи;

• технологической перемычки Ду 500 протяженностью 2,89 км между ГРС-5 и ГРС-2 г. Казани.

При обследованиях выявлены незначительные повреждения изоляционного покрытия, не представляющие опасность для эксплуатации и находящиеся под электрохимзащитой. Подрядчиком ООО «Ремгаздиагностика» в ходе работ по замене изоляционного покрытия выполнена диагностика перемычек Ду 1000 между газопроводами Ямбург-Елец-1 (2199 км) и Ямбург-Елец-2 (2199 км), по результатам которой проведена замена кранового узла Ду Ю00 и тройника 1400x1000 (с заменой изоляционного покрытия). Кроме того, проведена диагностика с заменой изоляции на перемычке Ду 1000 между газопроводами Ямбург-Елец-1 (2199 км) и Уренгой-Центр-2 (2086 км).

Проведена диагностика технического состояния трубопроводной обвязки и газового оборудования на 37 ГРС (100% к плану). Устранено 12 дефектов, выявленных при обследовании. Всего ремонтные работы проведены на 29 ГРС (ремонт подогревателей газа, за-

мена кранов и регуляторов давления газа, ремонт блоков КИП, замена подогревателей газа, ремонт зданий ГРС, домов операторов, благоустройство территории).

Выполнен запланированный объем работ по планово-предупредительному ремонту запорной, регулирующей и предохранительной арматуры на линейной части и газораспределительных станциях. Объекты линейной части и ГРС своевременно подготовлены к эксплуатации в осенне-зимних условиях, паспорта готовности линейно-производственным управлениям магистральных газопроводов выданы после комплексной проверки 1-3 октября 2008 г.

В 2008 г. произошел отказ на 79 км газопровода-отвода Можга-Елабуга. Причиной послужило внешнее механическое повреждение, нанесенное на трубу предположительно в период строительства (1987-1993 гг.). Вну-тритрубная дефектоскопия на данном участке газопровода была проведена НПО «Спецнефтегаз» в декабре 2007 г., и этот дефект по отчетной документации был идентифицирован как внутренний дефект проката, предположительно расслоение.

При комплексном расследовании причин отказа с дальнейшей отправкой вырезанных образцов на экспертизу присутствовали специалисты Спецнеф-тегаза и ВНИИГАЗа. В заключении ВНИИГАЗа указано: при проведении в декабре 2007 г. на участке произошедшего отказа вну-тритрубной инспекции (ВТД) дефект, определенный на трубе № 9646 (т.е. на разрушенной трубе), был идентифицирован как дефект проката длиной 450 мм, шириной 25 мм, глубиной 0%. В отчете о результатах внутритрубной инспекции в примечании по данному дефекту указано, что он предположительно является расслоением и для более точной его идентификации требуется уточнение.

В настоящее время утвержденных методик оценки степени опасности подобных дефектов (расслоений) не существует. В имеющейся специальной литературе научных или практических подтверждений реальной опасности дефектов проката (расслоений) в трубах не приведено. Так, ВРД 39-1.2-054

отмечает, что такие металлургические дефекты, как расслоения, не могут являться причиной разрушений, потому что, как правило, не уменьшают несущую толщину стенки трубы. Там же указано, что расщепления, имеющие единую природу с расслоениями, не являются признаком металлургического дефекта. Таким образом, совокупность перечисленных обстоятельств не позволила дать однозначную оценку опасности дефекта на трубе № 9646, идентифицированного по результатам ВТД как дефект проката типа расслоения. Данный дефект, соответственно, не попал в такие разделы отчета о результатах внутритрубной инспекции, как «Анализ и оценка опасности дефектов потери металла», «Рекомендации по дальнейшей эксплуатации», «Рекомендации по устранению закритических дефектов...».

На основании проведенного исследования установлено, что источником аварии магистрального газопровода Можга-Елабуга, произошедшей 22.08.2008 г. на 79 км трассы, явилась труба диаметром 1020x12,9 мм с механическими повреждениями (глубиной до 10% от толщины стенки трубы), нанесенными на наружную поверхность трубы и приведшими в процессе длительной эксплуатации к образованию и росту трещин замедленного разрушения.

НЕКОТОРЫЕ

ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Из-за недостаточного количества перемычек между нитками магистральных газопроводов Ужгородского и Новопсковского коридоров проблематичен вывод в ремонт участков между линейными кранами (~ 30 км), так как из товаротранспортной работы исключаются участки протяженностью 60 км и более.

Комплексной программой реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа на 2007-2010 гг. предусмотрено строительство лу-пинга Ду 1400, протяженность 92 км, и системных перемычек по Ужгородскому коридору. Однако выполнение этой программы сдерживается по причинам финансового характера.

2. Планами ВТД на 2008 г. вести выполнение работ по участкам газопроводов

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

Ужгородского и Новопсковского коридоров предусматривалось в основном силами филиала «Саратоворгдиагно-стика» ДОАО «Оргэнергогаз». Снаряды-дефектоскопы Ду 1400 филиала «Саратоворгдиагностика» работоспособны на скоростях потока газа не более 20-26 км/ч, когда фактически скорости в газопроводах Ужгородского коридорах достигают 35-40 км/ч. По этим причинам с ЦПДД ОАО «Газпром» не было согласовано проведение диагностических работ с сокращением объемов транспорта газа. Следует также отметить, что в решении Конкурсной комиссии ОАО «Газпром» по подведению итогов конкурса от 5.02.2007 г. № 71-2006-03/0800/430311/4 на право заключения договоров по ВТД не предусмотрены затраты на приобретение (аренду), проектные работы, транспортные расходы и монтаж временных узлов запуска-приема очистных устройств.

3. В 2008 г. был выполнен капитальный ремонт методом подсадки резервной нитки подводного перехода к

р.ц. Базарные Матаки через р. Черем-шан (подрядчик - ООО «Подводгазэ-нергосервис»).

ООО «Газпром трансгаз Казань» и ООО «Подводгазэнергосервис» имеют успешный многолетний опыт тесного сотрудничества как по приборно-водолазному обследованию, так и ремонту подводных переходов. Однако в 2008 г., видимо, из-за малых объемов работ по данному объекту организация работ была поставлена не на должном уровне. С учетом опыта проведения таких ремонтов различными методами принято решение о целесообразности применения на малых речных переходах и при небольших диаметрах трубопроводов метода горизонтально-направленного бурения (ГНБ), так как по стоимости он сопоставим с методом подсадки, а по качеству и срокам превосходит его.

В ПРОЕКТЕ РЕШЕНИЯ СОВЕЩАНИЯ ПРЕДЛАГАЕТСЯ ОТРАЗИТЬ СЛЕДУЮЩЕЕ

1. В условиях недостаточного финансирования работ согласно Комплексной программе реконструкции и тех-

№ 11 \\ ноябрь \ 200Э

нического перевооружения объектов транспорта газа и компрессорных станций, подземных хранилищ газа на 2007-2010 гг., утвержденной Постановлением Правления ОАО «Газпром» от 11.09.2006 г. № 40, считать наиболее приоритетными объектами лупинги, перемычки, камеры запуска-приема, ГРС.

2. При планировании работ по переизоляции необходимо учитывать всю протяженность отключаемого участка от крана до крана с соответствующим финансированием, что предотвратит повторное отключение со стравливанием газа.

3. Необходимо рассмотрение вопроса об увеличении объемов финансирования капитального ремонта линейной части по строке «Устранение дефектов, выявленных по результатам ВТД».

4. ЗАО «НПО Спецнефтегаз», ДОАО «Оргэнергогаз» продолжить работы по улучшению технических характеристик снарядов-дефектоскопов.

Диагностическая система МиШБсап

на

ОАО «Газпром»

Дефектоскопия с учетом требований

ГОСТ 14782, СТО Газпром 2-2.4-083-2006:

• Тройников ТСН с усиливающей накладкой и воротником

• Пылеуловителей ГП 105.

• Труб ДуЮОО и Ду1400.

• Врезки трубы ДуЗОО в трубу Ду1400.

• Труб со стресс-коррозией

Преимущества <;ист.ем*>1 по сравнению с

обычными дефектоскопами:

• автоматизированная обработка и документирование результатов контроля;

• электронное сканирование и одновременная реализация различных схем контроля;

| • трехмерное представление данных путем одновременного отображения А-, В-, С- и Р -сканов, в т. ч. в процессе сканирования;

• возможность выявления дефектов в объектах со сложной геометрией и ограниченным доступом;

• возможность постобработки результатов контроля специализированным ПО как на самом дефектоскопе,так и на внешнем компьютере.

(подробности в №9 «ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ»)

ЗАО «Панатест ЭнДиТи» 107241, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 23А

Тел./факс: +7 (495) 411-79-88,166-51-96 Е-таН: info@panatest-ndt.ru www.panatest-ndt.ru

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.