А.Н. Асаул, Х. С. Абаев, Ю. А. Молчанов
Теория и практика управления и развития имущественных комплексов
СПб.: Гуманистика, 2006.

Предыдущая

Оглавление

Следующая

Раздел 2. Развитие имущественных комплексов

Глава 3. Организационно-экономические решения по реконструкции объектов имущественного комплекса

3.1. Анализ текущего состояния имущественного комплекса

В нашей монографии мы рассматриваем конкретный пример функционирования газотранспортной системы с целью обоснования необходимости реконструкции объектов недвижимости данного имущественного комплекса. Имущественный комплекс по транспортировке газа, принадлежащий ООО «Тюментрансгаз» состоит из магистрального газопровода общей протяженностью 26370 км, в том числе газопроводы-отводы – 279 км, и является самым крупным среди других газотранспортных имущественных комплексов в России. В основном имущественный комплекс по транспортировке газа состоит из газопроводов диаметром 1420, 1220 и 1020 мм на рабочее давление 75 и 55 кгс/ см². Основные технические характеристики газопроводов приведены в приложении А.

Исследования показали, что магистральные газопроводы системы Уренгой-Надым-Перегребное-Приполярная, Пунга-Н.Тура являются наиболее старыми из всех магистральных газопроводов имущественного комплекса по транспортировке газа ООО «Тюментрансгаз».

Большая часть магистральных газопроводов эксплуатируется в сложных природных и климатических условиях. Более 60 % проходят по участкам многолетнемерзлых грунтов и болот, а 2700 километров – в условиях Крайнего Севера. Магистральные газопроводы пересекают такие крупные реки как Обь, Надым, Ныда, Сорум и др. В эксплуатации находятся 245 ниток подводных переходов общей протяженностью 1191,23 км, в т.ч. 110,92 км подводной части и 980 переходов через малые реки и ручьи.

Мы выяснили, что свыше 3 % магистральных газопроводов имущественного комплекса ООО «Тюментрансгаз» находятся в эксплуатации более 33 лет, 25 % – более 21 года, 67 % – от 10 до 20 лет, и только 5 % – менее 10 лет.

Более 85 % газопроводов имеют ленточное изоляционное покрытие, срок службы которого, как правило, не превышает 10 лет.

На рисунке 3.1 и в таблице 3.1 приведено распределение магистральных газопроводов по возрастной структуре.

Анализ состояния магистральных газопроводов показывает, что более 87 % газопроводов диаметром 1220 мм эксплуатируется более 20 лет, 62 %  диаметром 1020 мм – свыше 33 лет. В результате старения происходит локальное отслаивание ленточного изоляционного покрытия и активизируются процессы подпленочной коррозии. Об этом свидетельствуют и выявленные нами многочисленные коррозионные дефекты.

Анализ технического состояния линейной части магистрального газопровода показывает, что в настоящее время имеется значительное количество участков, состояние которых не соответствует проектному и не отвечает современным требованиям по надежности и безопасности эксплуатации.

 

Таблица 3.1.

Возрастная структура и диаметр магистральных газопроводов
ООО «Тюментрансгаз», 2004 год

 

Анализ показывает, что по возрастной структуре трубопроводы возраста 1-10 лет составляют  4,4 %, 11-20 лет – 67,3 %, 21-33 – 25 %, а свыше 33 лет – 3,3 %. По диаметру трубопроводов свыше 33 лет наибольшая протяженность приходится на трубопроводы диаметром 1020 мм и составляет 812,7 км или 62,4 % от общей протяженности трубопроводов этого диаметра. А вот новых трубопроводов, срок эксплуатации которых менее одного года, в имущественном комплексе не имеется.

В Приложении В приведены данные по участкам со сниженным рабочим давлением. Проведенный нами детальный анализ технического состояния всех линий газопроводов имущественного комплекса ООО «Тюментрансгаз» позволил сгруппировать их определенным образом. В таблице 3.2 представлена суммарная протяженность участков с неудовлетворительным техническим состоянием на 2004 год. Наибольшую обеспокоенность вызывают дефектные участки 670 км и подводные участки в неисправном состоянии – 353,5 км.

 

Таблица 3.2

Протяженность участков с неудовлетворительным техническим
состоянием

 

Данная ситуация по техническому состоянию линейной части магистральных газопроводов вызвана, на наш взгляд, следующими причинами:

-         значительным сроком службы эксплуатируемых магистральных газопроводов;

-         изначально низким качеством строительства газопроводов, наличием отклонений от проекта, отсутствием приборного контроля за состоянием строительства;

-         применением пленочной полимерной изоляции со сроком службы, по опыту эксплуатации, 5-7лет;

-         отсутствием запроектированных узлов пуска, приема очистных устройств на газопроводе и наличием неравнопроходной арматуры;

-         недофинансированием или несвоевременным финансированием ремонтных работ и работ по реконструкции линейной части магистральных газопроводов.

Обязательным объектом дополнения к газопроводу является наличие на нем таких объектов, как газораспределительные системы. В имущественном комплексе газотранспортной системы в ООО «Тюментрансгаз» в эксплуатации находятся 48 газораспределительных систем. Принятый срок  использования оборудования таких систем колеблется от 20 до 25 лет.

Возрастная структура всех газораспределительных систем, эксплуатируемых ООО «Тюментрансгаз», приведена на диаграмме рисунке 3.2.

Рис. 3.2. – Возрастная структура газораспределительных систем
ООО «Тюментрансгаз»

Исследование показывает, что к 2004 году 19 газораспределительных систем или 39,6 % от общего количества выработали свой ресурс, а 9, (то есть 18,8 %) эксплуатируются более 30 лет. Требуют реконструкции газораспределительные системы, снабжающие газом города с большим количеством населения и ответственными промышленными объектами, такие как Нижняя Тура,  Качканар, Серов, Кушва и др.

При реконструкции объектов имущественного комплекса по транспорту газа ООО «Тюментрансгаз» нами предложено предусмотреть вывод ряда газопроводов из эксплуатации и демонтаж компрессорных цехов, находящихся на выводимых из эксплуатации газопроводах, реконструкцию компрессорных станций и объектов инженерного обеспечения и др., что повлечет за собой изменение численности персонала организации, эксплуатирующей имущественный комплекс по транспортировке газа.

Техническое состояние компрессорных станций как объектов имущественного комплекса в первую очередь определяется состоянием технологического оборудования: газоперекачивающих агрегатов, оборудования «высокой стороны» (пылеуловители, АВО, газовая обвязка), топливной, пусковой импульсной систем и системы маслоснабжения. Не менее важно техническое состояние вспомогательных систем компрессорных станций: электроснабжения, автоматизированных систем управления и автоматики, тепло- и водоснабжения, электрохимзащиты, пожаротушения. Все эти составляющие эффективного функционирования магистральных газопроводов учтены нами в дальнейшем при разработке концепции реконструкции объектов имущественного комплекса по транспортировке газа.

Техническое состояние газоперекачивающих агрегатов характеризуют различные факторы, среди которых нами выделены в порядке уменьшения степени влияния следующие: степень выработки назначенного ресурса, располагаемая мощность, показатели надежности, соответствие экологическим требованиям, соответствие технических показателей современному уровню развития науки и техники.

По состоянию на 1 января 2004 года в имущественном комплексе ООО «Тюментрансгаз» находится в эксплуатации 209 компрессорных цехов. Абсолютное большинство компрессорных станций проработали от 10 до 20 лет, а 3,4 % цехов даже превысили нормативный срок амортизации газопроводов – 33 года.

На компрессорных станциях установлено 22 различных типа газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. Основными типами агрегатов являются стационарные ГТК-10-4 – 28,2 % и ГТ-6-75 – 7,9 %, газоперекачивающий агрегат с авиационным приводом ГПА-Ц-16 – 32,5 % и с судовым ГПУ-10 – 8,0 %. Всего в имущественном комплексе эксплуатируется более 1100 газоперекачивающих агрегатов суммарной мощностью более 14800 МВт.

Исследование показало, что 90 % газоперекачивающих агрегатов были введены в эксплуатацию в 1970-1990-х годах, что обуславливает отставание их по многим параметрам от современных агрегатов. Проведенные нами расчеты показали, что:

-         коэффициент полезного действия составляет от 23 до 29 % против 32-37 % у современных газоперекачивающих агрегатов;

-         политропический коэффициент полезного действия 80-84 % против 85-86 % у современных;

-         системы управления агрегатами оснащены устаревшей элементной базой, не обеспечивающей современный уровень автоматизации и управления технологическим процессом;

-         повышены безвозвратные потери смазочных масел;

-         повышены выбросы NО₂ и СО в атмосферу.

Старение парка газоперекачивающих агрегатов приводит к снижению располагаемой мощности газотурбинных установок: располагаемая мощность наиболее массовых типов агрегатов составляет в среднем 80 % от номинальной мощности. В имущественном комплексе ООО «Тюментрансгаз» 100 % ГТ 6-750, 51 % ГТК-10-4, 22 % ГПА-Ц-16, и 6 % ГПУ-10 выработали назначенный ресурс эксплуатации.

Сущность используемой нами методики при оценке объектов имущественного комплекса по транспортировке газа в ООО «Тюментрансгаз» заключается в том, что основным критерием при оценке технического состояния таких объектов имущественного комплекса, как компрессорные станции и назначении сроков их реконструкции служит выработка газоперекачивающими агрегатами назначенного ресурса до их списания (для большинства типов агрегатов составляет 100 тыс.ч.). Однако изучение опыта эксплуатации имущественного комплекса ООО «Тюментрансгаз» позволило нам дифференцированно подойти к определению сроков реконструкции компрессорных станций в зависимости от типа агрегата.

В целях повышения эффективности эксплуатации компрессорных станций нами предложено определять прогнозные наработки газоперекачивающих агрегатов по следующей формуле:

                (3.1)

где  – прогнозная наработка, тыс.ч;  – наработка газоперекачивающего агрегата на 01.06.03, тыс.ч;  8760 – число часов в году;  – число рабочих газоперекачивающих агрегатов в компрессорном цехе; – общее число газоперекачивающих агрегатов в компрессорном цехе;  – количество лет в прогнозируемом периоде.

В связи с большим сроком службы, а также снижением загрузки газопроводов на рабочее давление 5,4 МПа на участке Пунга-Н.Тура ряд компрессорных станций выведен из эксплуатации и демонтирован: на газопроводе Игрим-Серов – Пелымская, Ивдельская, Краснотурьинская, Нижнетурьинская; на газопроводе СРТО-Урал II н. – Пелымская; и на трассе Пунга-Н.Тура III н. – Краснотурьинская.

Компрессорные станции оснащены в основном газотурбинными газоперекачивающими агрегатами промышленного типа ГТК-10-4. На компрессорных станциях Надымская и Сорумская магистрали Надым-Пунга III н. установлены импортные агрегаты промышленного типа ГТК-25И. Компрессорные станции газопровода Надым-Пунга I,II н., Игрим-Серов, СРТО-Урал II н., Пунга-Вуктыл-Ухта I н., Пунга-Н.Тура III н. оснащены, на наш взгляд, морально и физически устаревшими агрегатами типа ГТ-6-750 и ГТ-750-6.

Нами установлено, что по состоянию на 1 января 2004 года все агрегаты на компрессорных станциях газопроводов на 5,4 МПа выработали свой ресурс эксплуатации, а практически на всех компрессорных станциях систем газопроводов на 7,4 МПа наработка агрегатов ГТК-10-4 превышает научно-обоснованную норму в 100 тыс. часов.

Проведенный нами анализ текущих наработок газоперекачивающих агрегатов демонстрирует, что средняя наработка агрегатов, за исключением агрегатов по газопроводу Ямбург-Поволжье и СРТО-Урал, составляет 50-90 тыс. часов. Наши прогнозные расчеты показывают, что к концу 2005 г. наработки газоперекачивающих агрегатов в ряде цехов превысят установленный ресурс 100 тыс.ч., а к 2010 году большинство агрегатов выработают свой ресурс.

В настоящее время на ряде компрессорных станций проведена или проводится реконструкция, на компрессорных станциях Ныдинская, Верхнеказымская, Таежная завершается модернизация газоперекачивающих агрегатов Ц-16. На компрессорной станции Пуровская газопровода Уренгой-Центр I н. проведена модернизация агрегата ГПУ-10 с заменой двигателя.

Техническое состояние и основные технические решения по реконструкции и техническому перевооружению систем телемеханизации целесообразно рассматривать в рамках всего имущественного комплекса газотранспортной системы ООО «Тюментрансгаз» в границах соответствующих линейно-производственных управлений магистральными газопроводами, включая системы Уренгой-Надым-Перегребное-Приполярная, Уренгой-Ужгород, Ямбург-Центр[54].

Телемеханизация магистральных газопроводов в пределах пунктов управления выполняется на современных программных комплексах на базе научно исследовательского института информационных систем г. Н.Новгород. Их системы обладают высокими техническими и надежностными характеристиками, достаточным быстродействием и возможностью адаптации при изменении или расширении крановых площадок. Однако исследование показывает, что не все участки трасс магистральных газопроводов, а также не все вдольтрассовые сооружения охвачены системой телемеханизации.

Для ООО «Тюментрансгаз» требуется дополнительная разработка, поставка и монтаж программно-технических средств для пунктов управления, не охваченных системами телемеханики, а также расширение действующих средств телемеханики для охвата вдольтрассовых сооружений как действующих магистральных газопроводов, так и реконструируемых объектов.

На данный момент в имущественном комплексе ООО «Тюментрансгаз» телемеханизировано 4568 км газопроводов и 1265 кранов в Краснотурьинском, Перегребненском, Надымском, Правохеттинском, Пангодинском ЛПУ МГ, что составляет около 17 % от общей протяженности газопроводов. Всего в эксплуатации находится 5 пунктов управления, 33 контролируемых пункта и 6 ретрансляторов. На 90 % выполнены строительные работы, и в настоящее время ведутся пусконаладочные работы по телемеханизации Уральского, Сосьвинского пунктов управления магистральных газопроводов.

Сейчас принята к внедрению разработанная нами «Целевая комплексная программа по реконструкции средств телемеханизации объектов имущественного комплекса ООО “Тюментрансгаз”».

Исследование показало, что в организации требуется отремонтировать защитные покрытия на 1770,7 километрах газопроводов. В корпорации отсутствует дистанционный контроль и управление режимами работы катодных станций. Большинство установок катодной и дренажной защиты морально устарели и выработали свой ресурс. Более 30 % анодных заземлителей превысили проектный срок службы.

Автономные источники тока, используемые в качестве станций катодной защиты, в Комсомольском и Перегребненском линейно-производственных управлениях выработали свой моторесурс, поэтому необходимы замена их сетевыми катодными станциями и строительство на этих участках вдольтрассовой ЛЭП -10 кВ.

Системы электроснабжения вдольтрассовых потребителей в большинстве вводились в эксплуатацию одновременно со строительством магистральных газопроводов в 1970-1980 годы, в связи с чем часть перечисленного оборудования имеет значительный физический износ и морально устарело, а это снижает надежность работы систем электроснабжения. В первую очередь, это относится к электрооборудованию систем магистральных газопроводов Медвежье-Надым, Уренгой-Надым, Надым-Пунга-Нижняя Тура, Уренгой-Петровск-Новопсков.

Снижение надежности электроснабжения отрицательно сказывается на работе средств электрохимзащиты магистральных газопроводов, оборудования контролируемых пунктов телемеханики, объектов связи  и др.

Внешнее электроснабжение объектов имущественного комплекса ООО «Тюментрансгаз» осуществляется от электрических сетей двух энергосистем – ОАО «Тюменьэнерго» и ОАО «Свердловэнерго». Проведенный нами анализ работы энергосистем показывает, что в последние годы наблюдается снижение их надежности, т.е. увеличивается количество аварийных и плановых отключений. Среднегодовой простой высоковольтных линий и подстанций в ремонте составляет 19400 часов, в т.ч. более 100 часов – в аварийном. Количество аварийных отключений за 4 года возросло с 25 до 35 в год, а удельный вес аварийных отключений газоперекачивающих агрегатов по причине исчезновения напряжения от  внешних сетей вырос с 28 % до 56 %, т.е. в 2 раза.

По состоянию на 1 января 2004г. в корпорации эксплуатируются электростанции собственных нужд с общим количеством агрегатов 162 шт., большинство из которых также выработали нормативный ресурс, физически и морально изношены и требуют замены. Это, в первую очередь, относится к ячейкам 6(10) кВ закрытых устройств (ЗРУ), комплектным трансформаторным подстанциям, аварийным дизельным электростанциям, электрощитовым устройствам, аккумуляторным батареям, кабельной продукции.

В настоящее время в имущественном комплексе ООО «Тюментрансгаз» эксплуатируется более 1800 систем агрегатной  и цеховой  автоматики, из которых к современным следует отнести 89 систем типа «Borsig GHH», «Mark-V» и «Suvimak» импортного производства, и 24 агрегатные и цеховые микропроцессорные системы серии «МСКУ» разработки и поставки фирмы «Compressor Controls Corporation», ЗАО «Система-Газ» и ЗАО «НПФ “Система-Сервис”».

Большая часть остальных систем автоматизации были разработаны в 60-70 годах прошлого столетия с использованием релейной или релейно-транзисторной элементной базы, сигнальных ламп накаливания, перьевых самопишущих приборов и другого оборудования, которое к настоящему моменту устарело не только физически, но и морально, объекты выработали свой ресурс на 100 %.

Изначально значительное количество компрессорных цехов были оснащены оборудованием и системами, в которых антипомпажная защита и регулирование не были реализованы, однако в соответствии с программой ОАО «Газпром» оснащения компрессорных станций системами антипомпажной защиты и регулирования в ООО «Тюментрансгаз» за период с 1995 по 2002годы были запланированы  к поставке 867 таких систем, из которых в монтаже и наладке в настоящее время находится 131 система. При этом в течение 2003 г. введено в строй 221 комплекта.

Выработка ресурса основных типов находящихся в эксплуатации систем автоматизированного управления газоперекачивающими агрегатами показана в таблице 3.3. Анализ таблицы показывает, что в имущественном комплексе ООО «Тюментрансгаз» 9 типов автоматизированных систем имеют 100 % выработку ресурса, что в процентном отношении к общему итогу составляет 39 %, еще 5 типов систем (24,5 %) имеют выработку более 50 процентов.

Диспетчерские пункты компрессорных станций оснащены программно-техническими комплексами НИИИС-АЕG (11КС), комплексами поставки НИИИС (г. Н. Новгород) и комплексами «Инфо-КС» (г. Киев), которые по техническим характеристикам не соответствуют современному уровню автоматизации компрессорных станций, т. к. выработали свой ресурс, физически и морально устарели, не поддаются обновлению в связи со снятием с производства устаревшей элементной базы.

Таблица 3.3

Выработка ресурса основных типов находящихся в эксплуатации систем автоматизированного управления газоперекачивающими агрегатами

Тип системы автоматизированного управления газоперекачивающим агрегатом	Кол-во	Год ввода первой системы	Год ввода последней системы	Выработка ресурса в % первой	Выработка ресурса в % последней	Средний % выработки ресурса
1.	2.	3.	4.	5.	6.	7.
Borsig GHH	9	1999	1999	40	40	40
Mark-V	6	1999	1999	40	40	40
Speedtronic	62	1976	1986	100	100	100
Suvimac	12	1999	2001	30	10	20
А-705-15-01	21	1986	1988	100	100	100
А705-15-013М	2	1995	1995	70	70	70
А-705-15-01M	9	1989	1989	100	100	100
А-705-15-02	58	1983	1992	100	100	100
А-705-15-03	192	1981	1986	100	100	100
А-705-15-06M	4	1996	1996	60	60	60
А-705-15-08	27	1990	1994	100	80	90
А-705-15-09	258	1983	1999	100	30	65
А-705-15-09M	162	1984	2000	100	20	60
АГАТ-1М	8	1977	1977	100	100	100
КОМПАС-2	24	1982	1983	100	100	100
КОМПАС-4	48	1983	1986	100	100	100
МСКУ-4510-СС	24	1999	2002	30	10	20
САУ и Р “ССС”	546	1995	2001	70	10	40
СЦКУ “Кр.металлист”	240	1968	1983	100	100	100

 

На данный момент в эксплуатации в акционерном обществе «Тюментрансгаз» находятся следующие газоизмерительные станции и узлы замера расхода газа:

32 газоизмерительные станции магистральных газопроводов с общим числом измерительных трубопроводов -169;

41 газоизмерительная станция в составе газораспределительных станций для внешних потребителей;

235 замерных узлов на  газе собственных нужд компрессорных станций;

20 замерных узлов на подаче газа на жилые поселки.

Исследование показало, что в большинстве случаев имеющееся оборудование учета расхода газа в этих станциях не соответствует современным требованиям, поэтому целесообразно внедрить на всех газоизмерительных станциях магистральных газопроводов автоматизированные системы учета расхода газа.

Следует добавить, что объекты  недвижимости имущественного комплекса оснащены как новыми средствами организации рабочих мест производственно-хозяйственной и финансово-экономической деятельности, так и устаревшими средствами, требующими обновления и замены.

В целом, в России, как и в большинстве развитых стран мира, системы автоматизации на устаревшей релейной и релейно-транзисторной элементной базе практически не выпускаются, поэтому меры по поддержанию эксплуатационной надежности устаревших систем автоматизации компрессорных станций и магистральных газопроводов, организация снабжения запасными частями и ремонт требуют значительных финансовых и человеческих затрат.

Таблица 3.4.

Выработка систем автоматизированного управления

Тип системы автоматизированного управления	Кол-во	Год ввода в эксплуатацию		Процент выработки ресурса
		Мin	Max	Мax	Min	Среднее
Borsig GHH	9	1999	1999	40	40	40
Mark-V	6	1999	1999	40	40	40
Speedtronic	62	1976	1986	100	100	100
Suvimac	12	1999	2001	30	10	20
А705-15-01	21	1986	1988	100	100	100
А705-15-013М	2	1995	1995	70	70	70
А705-15-01М	9	1989	1989	100	100	100
А705-15-02	58	1983	1992	100	100	100
А705-15-03	192	1981	1986	100	100	100
А705-15-06М	4	1996	1996	60	60	60
А705-15-08	27	1990	1994	100	80	90
А705-15-09	258	1983	1999	100	30	65
А705-15-09М	162	1984	2000	100	20	60
АГАТ-1М	8	1977	1977	100	100	100
КОМПАС-2	24	1982	1983	100	100	100
КОМПАС-4	48	1983	1986	100	100	100
МСКУ-4510	14	1999	2001	30	10	20
МСКУ-4510 (антипомпаж)	10	1999	2002	30	10	20
ССС (ГПА+КЦ антипомпаж)	546	1995	2001	70	10	40
СЦКУ	240	1968	1983	100	100	100

 

Кроме того, устаревшие подходы и решения в части автоматизации не позволяют обеспечить достоверный дистанционный контроль за работой газопроводов, контроль и управление газоперекачивающими агрегатами и цехами, а также не позволяют внедрять современные формы и технологии обслуживания цехов и компрессорных станций. Такие системы не обеспечивают автоматизированный сбор и обобщение результатов работы цехов, компрессорных станций и линейно-производственных управлений магистральных газопроводов, что в свою очередь не позволяет внедрять современные методы  управления и организации труда.

Рис. 3.3  Количество систем автоматизированного управления газоперекачивающими агрегатами по основным типам и процент выработки ресурса

В отношении системы связи ООО «Тюментрансгаз» можно отметить, что ведомственная сеть создавалась и вводилась в эксплуатацию одновременно с производственными  объектами транспорта газа и складывалась за время с 60 годов прошлого века по настоящее время. В период 1990 годов система связи ООО «Тюментрансгаз» была в значительной степени реконструирована с заменой малоканального морально и физически изношенного аналогового оборудования связи на современные и эффективные системы связи. 

Действующие системы связи предназначены для обеспечения производственных объектов  средствами диспетчерской связи, в т.ч. линейной вдоль трасс газопроводов, связи сетевых совещаний, дальней и местной автоматической телефонной связи с возможностью выхода на сеть связи общего пользования, передачи данных для автоматизированных систем управления и систем линейной телемеханики магистральных газопроводов. Помимо обеспечения потребности в связи  собственного производства, система связи ООО «Тюментрансгаз» обеспечивает транзит  каналов связи с основных газодобывающих предприятий севера Тюменской области в Центр Российской Федерации.

В настоящее время система связи Общества базируется на развитой сети радиорелейных линий связи, в большинстве своем цифровых, и учрежденческо-призводственных автоматических телефонных станциях. Большая часть трасс магистральных газопроводов в регионе ООО «Тюментрансгаз» охвачена транкинговой мобильной УКВ радиосвязью. В системе имеются земные станции спутниковой связи, предназначенные для обеспечения прямой связи с отдельными удаленными объектами, а также для резервирования  некоторых направлений наземных линий связи. Обеспечение систем телемеханизации магистральных газопроводов каналами связи осуществляется с использованием выделенных систем УКВ радиосвязи. В отдельных случаях  для соединения удаленных базовых радиостанций с пунктом управления системы телемеханики используются каналы радиорелейных линий связи.

В ООО «Тюментрансгаз» эксплуатируется 85 узлов связи, 3662.3 км многоканальных магистральных радиорелейных линий связи, из которых цифровых – 2917.3 км. Протяженность каналов связи на радиорелейных линиях связи составляет 1,76 млн. канало-километров, однако некоторые участки ООО «Тюментрансгаз» (компрессорная станция Уренгойская-Надым-Югорск) не охвачены современными системами цифровой связи и транкинговой УКВ радиосвязи.

Исследование показало, что в ООО «Тюментрансгаз» также требуется создание выделенной региональной сети передачи данных на базе цифровых каналов. В связи с увеличением производительности газотранспортной системы необходима частичная реконструкция транкинговой системы УКВ радиосвязи и сети цифровой автоматической телефонной связи.

Важным фактором неудовлетворительной работы системы теплоснабжения является некачественная химводоподготовка сетевой воды для тепловых сетей, недостаточно автоматизированная система контроля и управления режимами работы системы теплоснабжения компрессорными станциями. В связи с этим уменьшается срок эксплуатации котельного оборудования и тепловых сетей, что приводит к неоправданным тепловым потерям.

Анализ состояния действующих систем водоснабжения показывает, что наиболее остро стоит вопрос подготовки воды питьевого качества и обеспечение ею потребителей. Ввиду физического и морального износа установок водоподготовки, водопроводных систем качество питьевой воды на большинстве газотранспортных предприятий не соответствует требованиям ГОСТ 2874-82, СанПиН 2.1.4.559-96, СанПиН 2.1.4.544-96 по ряду показателей, характерных для северных районов  – по содержанию железа, марганца, фтора.

Ввиду загрязнения многих водоисточников действующие на объектах имущественного комплекса станции водоподготовки с классическими технологиями не могут обеспечить очистку воды до нормативного питьевого качества.

Немаловажным фактором низкой эксплуатационной надежности работы систем водоснабжения является отсутствие необходимых реагентов, запорно-регулирующего оборудования, арматуры, работающих в условиях низких температур и предотвращающих замерзание сетей[55]

Таким образом, основным направлением технико-экономических соображений по реконструкции объектов имущественного комплекса ООО «Тюментрансгаз» в части теплоснабжения является замена устаревшего основного и вспомогательного котельного оборудования и тепловых сетей с учетом срока их службы. Аналогичная ситуация с канализованием объектов имущественного комплекса газотранспортной системы.

На большей части очистных сооружений имущественного комплекса степень очистки не соответствует нормативным требованиям по ряду показателей, а средняя эффективность очистки сточных вод не превышает 70 %. Практически все установки работают только в режиме фильтрации на песчаных фильтрах, биологическая очистка работает неэффективно из-за нарушений технологий проведения очистки с прикрепленными микроорганизмами – недостаток биогенной массы для поддержания жизнедеятельности микроорганизмов, низкая температура стоков тормозят биологические процессы. На многих объектах имущественного комплекса до сих пор используются выгребные ямы, стоки из которых выводятся на очистные сооружения, не имеющие сливных станций и усреднителей для обеспечения равномерного поступления стоков на очистку.

В таблице 3.5 приведены нормативные сроки сохранения эксплуатационных качеств основных строительных конструкций, из которых построены здания компрессорных станций магистральных газопроводов ООО «Тюментрансгаз».[56]

Сроки эксплуатации зданий и сооружений имущественного комплекса определяются долговечностью основных строительных конструкций, из которых они сооружены (фундаменты, каркасы, несущие стены и т. д.), причем фактический срок их службы может быть больше или меньше указанного в таблице нормативного срока эксплуатации и во многом зависит от конкретных условий всего периода их эксплуатации.[57]

За десятилетия эксплуатации зданий и сооружений компрессорных станций площадки, на которых они расположены, подвергались различным негативным воздействиям (обводнение площадок, повышение температуры многолетнемерзлых грунтов, аварии на газопроводах), влияющим на целостность и долговечность строительных конструкций, поэтому возможность использования их после реконструкции, на наш взгляд, может быть определена только после детального обследования их состояния.

Значительная часть строительных конструкций, срок эксплуатации которых не влияет на устойчивость всего здания (металлические стеновые и кровельные панели каркасных зданий, деревянные оконные и дверные блоки, блочные конструкции типа ВЖК административно-бытовых зданий и т.д.), исчерпали свой физический и моральный ресурс.

Таблица 3.5

Нормативные сроки сохранения эксплуатационных качеств основных строительных конструкций,  применяемые в зданиях компрессорных станций

Наименование конструкций	Нормативный срок эксплуатации (лет)	Возможность использования после реконструкции.
1. Сборные и монолитные фундаменты под здания, сооружения и технологическое оборудование	30…50	Возможность продления сроков определяется после детального обследования
2. Металлические ростверки под здания и сооружения и технологическое оборудование	30…50	Возможность продления сроков определяется после детального обследования
3. Свайное основание из металлических стальных труб	35	Возможность продления сроков определяется после детального обследования
4. Каркас зданий из металлических прокатных профилей	50…100	Возможность продления сроков определяется после детального обследования
5. Железобетонные перекрытия	50	Возможность продления сроков определяется после детального обследования
6. Блочные конструкции для административно-бытовых зданий (типа ВЖК)	25…30	Подлежат замене
7. Трехслойные кровельные панели с металлическим каркасом и минераловатным утеплителем	30	Подлежат замене
8. Трехслойные стеновые панели с металлическим каркасом и минераловатным утеплителем	30	Подлежат замене
9. Деревянные дверные блоки	25…30	Подлежат замене
10. Деревянные оконные переплеты	25…30	Подлежат замене

 

Необходимо также отметить, что за последние годы издано много новых нормативных документов, касающихся  энергосбережения и пожаробезопасности, требованиям которых некоторые вспомогательные строительные конструкции не соответствуют и поэтому должны быть заменены при реконструкции.

---

Предыдущая

Оглавление

Следующая