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

3.3. Основные направления развития объектов имущественного комплекса с учетом их жизненного цикла

Аварии на объектах имущественного комплекса газотранспортной системы являются неотъемлемым свойством функционирующей промышленной технологии, связанной с транспортировкой и хранением больших объемов взрывопожароопасной продукции и токсикоопасных веществ, участвующих в обслуживании технологических процессов. Эти объекты являются типичными представителями высокорисковых производств современной техносферы[59].

Показатели безопасности функционирования объектов имущественного комплекса газотранспортных систем, эксплуатируемых на протяжении нескольких десятков лет линейными производственными управлениями ООО «Тюментрансгаз», определяются нами по следующим основным факторам:

-         уровень технического состояния основных технологических объектов имущественного комплекса, связанный с их физическим износом;

-         степень физического и морального износа вспомогательных систем и оборудования (АСУ, КИПиА, связь, энергоснабжение, ЭХЗ, системы пожаротушения, вентиляции и пр.), призванных обеспечивать предупреждение аварийных ситуаций и их локализацию;

-         уровень состояния средств технической диагностики газопроводов и оборудования компрессорных станций, а также организация мониторинга взаимовлияния объектов имущественного комплекса и окружающей среды;

-         наличие/отсутствие на объектах имущественного комплекса современных систем и средств безопасности, выполняющих функции защиты этих объектов от постороннего вмешательства в производственную деятельность;

-         состояние дорожных коммуникаций, обеспечивающих беспрепятственный подъезд и передвижение по территориям объектов имущественного комплекса сил и технических средств локализации и ликвидации аварий;

-         достаточность имеющихся мощностей для проведения профилактических обследований, планово-предупредительных и капитальных ремонтов;

-         уровень профессиональной и специальной подготовки руководящего и производственного персонала действиям в штатных и аварийных ситуациях;

-         уровень технической оснащенности и готовности сил и средств, участвующих в предупреждении, локализации и ликвидации возможных аварийных ситуаций на объектах имущественного комплекса;

-         наличие, достаточность и техническое состояние защитных сооружений гражданской обороны, средств индивидуальной защиты, технических средств объектовых формирований гражданской обороны для защиты производственного персонала в случае возникновения чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера;

-         организация системы страхования возможных аварий на опасных производственных объектах имущественного комплекса, основанная на достоверной информации о количестве обращающихся и хранящихся опасных веществ.

ООО «Тюментрансгаз» имеет в своем составе свыше 67 % опасных производственных объектов (газопроводы большого диаметра), находящихся в эксплуатации, соответственно, от 11 до 20 лет и 25 % – от 21 до 33 лет, и более 3 % –  свыше 33 лет. Исследование показало, что 25,9 % газоперекачивающих агрегатов компрессорных цехов выработали расчетный ресурс 100 тыс.ч., а 32,5 % имеют наработку от 70 до 100 тыс.ч.[60]  [132]

По данным аварийной статистики, отказы на  линейной части магистральных газопроводов, находящихся в эксплуатации от 10 до 30 лет, составляют около 60 % от общего числа зарегистрированных аварий.

К основным причинам, приводящим к разрушениям и отказам трубопроводов и систем противоаварийной защиты, относятся:

-         снижение прочности трубопроводов и запорной арматуры на линейных участках;

-         нарушение герметичности технологического оборудования компрессорных станций и снижение прочности трубопроводов технологической обвязки;

-         внешние механические повреждения трубопроводов и линейной арматуры;

-         причины, связанные с опасными природными процессами;

-         прекращение подачи энергоресурсов.

Часто аварийные ситуации возникают из-за снижения прочности трубопроводов и линейной арматуры, что, прежде всего, связано с физическим износом, температурной деформацией, коррозионными процессами, усугубляющимися сложными природно-климатическими условиями в районах функционирования объектов имущественного комплекса газотранспортных систем.

Проведенное нами исследование отказов на магистральных газопроводах единой газотранспортной системы России за период 1999-2003гг. показало, что почти 40 процентов их происходит по причине коррозионного растрескивания под напряжением (так называемая «стресс-коррозия»). При этом наибольшее количество зарегистрированных аварий произошло на участках трубопроводов из стали марок 17Г1С и 17Г1С-У, что связано с «вхождением» труб из этих марок сталей в активный стресс-коррозионный «возраст». Фактический «возраст» газопроводов из труб, потерпевших аварию за этот период по причине коррозии, составляет от 18 до 25 лет.

Причем, чаще всего стресс-коррозия проявляется на газопроводах с пленочным изоляционным покрытием, нанесенным в трассовых условиях. Большинство эксплуатируемых ООО «Тюментрансгаз» газопроводов сооружены из труб указанных марок стали и имеют ленточное изоляционное покрытие, нанесенное в трассовых условиях. Средний срок их эксплуатации составляет 22 года.

Общий уровень промышленной безопасности опасных производственных объектов ООО «Тюментрансгаз» на настоящий момент времени определяется, прежде всего, уровнем физического и морального износа трубопроводов, основного технологического оборудования компрессорных станций и вспомогательных систем, играющим решающую роль в предотвращении, локализации и ликвидации последствий аварийных и чрезвычайных ситуаций. Следовательно, в результате проведения реконструкции объектов имущественного комплекса газотранспортных систем показатель интенсивности отказов значительно снизится, а уровень надежности и безопасности функционирования газотранспортных систем – повысится.

Обеспечение надежной транспортировки газа по системам магистральных и распределительных газопроводов, эксплуатируемым ООО «Тюментрансгаз», в планируемых объемах в период до 2020 года требует проведения комплексной реконструкции объектов имущественного комплекса по транспортировке газа. При расчете объемов и сроков проведения реконструкции объектов имущественного комплекса газотранспортной системы с учетом их жизненного цикла нами выделены следующие основные факторы:

-         загрузка магистральных газопроводов;

-         техническое состояние объектов имущественного комплекса: технологического оборудования и установок, вспомогательных систем, зданий и сооружений, которые напрямую связаны со сроком эксплуатации этих объектов;

-         необходимость поддержания или повышения надежности работы объектов имущественного комплекса газотранспортной системы;

-         современные требования по промышленной безопасности и экологии к объектам имущественного комплекса по транспорту газа;

-         необходимость повышения технического уровня объектов имущественного комплекса газотранспортной системы и приведение их в соответствие с  современными достижениями науки и техники;

-         повышение экономической эффективности транспорта газа.

Результаты подробного исследования загрузки систем магистральных газопроводов ООО «Тюментрансгаз» с учетом авторского прогноза добычи и транспортировки газа до 2020 года позволили нам принять следующие основные положения с целью минимизации капитальных вложений в новое строительство:

1.     восстановление и поддержание проектной производительности объектов имущественного комплекса газотранспортной системы;

2.     продление срока эксплуатации объектов имущественного комплекса газотранспортной системы, выработавших нормативный срок амортизации 33 года, в основном до 40-45 лет.

С учетом предлагаемого срока эксплуатации объектов имущественного комплекса газотранспортной системы 40-45 лет вывод из эксплуатации этих объектов прихдется на период падающей загрузки газотранспортной системы.

В таблице 3.8 приведены сроки выведения имущественных комплексов газотранспортной системы из эксплуатации в зависимости от вариантов объемов подачи газа.

В рамках мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению имущественных комплексов по транспортировке газа ООО «Тюментрансгаз», обеспечивающих восстановление и поддержание проектной производительности магистральных газопроводов, нами разработаны следующие основные направления:

-         реконструкция или монтаж узлов пуска и дефектоскопов;

-         замена труб или переиспытание на участках со сниженным рабочим давлением, из-за которых ограничена пропускная способность магистрального газопровода;

-         реконструкция подводных переходов магистральных газопроводов;

-         замена оборудования на линейных объектах: узлах редуцирования, перемычках и газораспределительных системах с учетом степени изношенности и предложений эксплуатирующей организации.

Таблица 3.8

Сроки вывода имущественных комплексов
газотранспортной системы из эксплуатации

Наименование газопроводов	Диаметр, мм	Рабочее давление, МПа	Проектная производительность, млрд.м3/г.	Год ввода в эксплуатацию	Наработка, лет			Год вывода*
					до 2010 г.	до 2015г.	до 2020г.	Вариант 1	Вариант 2
Уренгой-Надым I н.	1420	7,4	30	1977	33	38	43	2020	2020
Медвежье-Надым I н.	1420	7,4	28	1972	38	43	48	2020	2020
Надым-Пунга I н.	1220	5,4	14	1972	38	43	48	2016	2016
Надым-Пунга II н.	1220	5,4	14	1974	36	41	46	2018	2018
Надым-Пунга III н.	1420	7,4	30	1975	35	40	45	не вывод.	не вывод.
Надым-Пунга IV н.	1420	7,4	30	1977	33	38	43	не вывод.	2020
Пунга-Вуктыл-Ухта I н.	1220	5,4	14	1977	33	38	43	2018	2011
Пунга-Вуктыл-Ухта II н.	1420	7,4	29,2	1976	34	39	44	2020	2013
Пунга-Вуктыл-Ухта III н.	1420	7,4	29,2	1981	29	34	39	не вывод.	2016
Игрим-Серов	1020	5,4	10	1966	44	49	54	2010	2010
СРТО-Урал (Пунга-Н.Тура II н.)	1220	5,4	16,2	1973	37	42	47	2018	2018
Пунга-Н.Тура III н.	1220	5,4	16	1975	35	40	45	2018	2018

*) год, начиная с которого газопровод в работе не используется

 

Основные положения по назначению объемов и сроков проведения реконструкции компрессорных станций состоят в следующем:

-         реконструкция компрессорных станций магистральных газопроводов, оснащенных агрегатами ГТ-6-750 и ГТ-750-6, не предусматривается. Техническое состояние газоперекачивающих агрегатов до момента вывода компрессорной станции из эксплуатации поддерживается за счет проведения планово-предупредительных и капитальных ремонтов.

-         на компрессорных станциях, оснащенных агрегатами ГТК-10-4, с наработкой до 100 тыс.ч. проводится восстановительный ремонт газоперекачивающих агрегатов, а по достижению наработки более 150 тыс.ч. предусматривается реконструкция компрессорного цеха с заменой газоперекачивающего агрегата и возможным сохранением существующих зданий и установок на основании результатов оценки реального технического состояния.

-         на компрессорных станциях, оснащенных газоперекачивающими агрегатами Ц-16, при наработке более 75 тыс.ч. предусматривается замена различных элементов агрегата.

-         реконструкцию старых агрегатов компрессорных станций Надымская и Сорумская газопровода Надым-Пунга III н. предусматривается провести до 2010 года с заменой на газотурбинные установки и др.

Концепция реконструкции систем автоматизации компрессорных станций и цехов основана на плановой, поэтапной замене систем автоматизации, начиная с нижнего уровня, на современные, с соответствующей заменой датчиков и сигнализаторов технологических параметров, с модернизацией кранов в части замены узлов управления и конечных выключателей, с осуществлением замены кабельных проводок и импульсных труб, а также с прокладкой новых цифровых каналов связи.

Для ускорения процесса реконструкция агрегатных систем и систем цехового контроля и управления предусматривается на базе унифицированных технических решений и типовых проектных решений по их привязке. 

Концепция реконструкции и технического перевооружения систем станционного уровня основана на необходимости создания единой автоматизированной системы управления компрессорными станциями на каждой площадке станции с интеграцией программно-технических средств агрегатного, цехового и станционного уровней в единый комплекс автоматизированной системы управления. Реконструкция указанных систем должна осуществляться с использованием типовых решений на основе типовых требований к проектированию компрессорных станций (ВРД 39-1.8-055-2002). Автоматизированная система управления компрессорными станциями должна охватывать комплекс взаимно увязанных агрегатных, цеховых и других подсистем.

Выделим два этапа работ по реконструкции и техническому перевооружению автоматизированной системы управления компрессорными станциями.

Этап 1. Выбор базовых технических средств контроля и управления на основании альтернативных предложений нескольких организаций-разработчиков и поставщиков программно-технических средств. При выборе организаций-разработчиков и поставщиков на всех уровнях управления следует обеспечить их взаимодействие и согласованные решения. В противном случае могут возникнуть неоправданные затраты на интеграцию всех площадочных подсистем на уровне компрессорных станций.

Этап 2. Определение порядка проектирования, а также последовательности приобретения и производства технических средств и объемов работ по реконструкции автоматизированной системы управления компрессорными станциями с учетом возможностей организаций, привлекаемых к работам (поставщиков, строителей-монтажников, наладчиков и пр.)

Для газоизмерительных станций и газораспределительных систем нами предлагается поэтапная реконструкция и замена устаревших технических средств на современные. Поскольку в газотранспортной системе ОАО «Тюментрансгаз» используются резервные системы учета газа на базе устаревших приборов, то следует продолжить их запланированную замену на более совершенные приборы фирмы «Foxboro».

При реконструкции и техническом перевооружении систем оперативно-диспетчерского управления ООО «Тюментрансгаз» должна сохраняться преемственность функций, объемов информации и форм выходных документов, а также должно обеспечиваться взаимодействие с другими автоматизированными системами предприятия и вышестоящим уровнем – Отраслевой системой оперативно-диспетчерского управления ОАО «Газпром».

Основным программным средством, на котором будет строиться система диспетчерского управления имущественным комплексом газотранспортной системы, должен быть типовой программный пакет SCADA. Система SCADA уровня предприятия (имущественного комплекса) должна обеспечивать обмен информацией с системами различных типов (верхнего и ниже стоящего уровней управления).

Проведенный анализ технического состояния имущественного комплекса газотранспортной системы ООО «Тюментрансгаз» показал, что реконструкции подлежат, в основном, объекты имущественного комплекса магистрального газопровода Надымского коридора. По газопроводам Пуровского коридора Уренгой-Центр I и II нитки намечена реконструкция участков между компрессорными станциями  Пелымская и Ивдельская, целью которой является повышение рабочего давления до проектного.

С учетом прогнозируемой загрузки систем магистральных газопроводов в предлагается концепция по реконструкции объектов имущественного комплекса, основанная на прогнозных наработках газоперекачивающих агрегатов, учитывающих реальное состояние объектов компрессорных станций, а также предложений ООО «Тюментрансгаз», в которой определены сроки и объемы реконструкции объектов имущественного комплекса по газотранспортным системам:

-         Уренгой-Надым-Перегребное, Перегребное-Приполярная, Пунга-Н.Тура (табл. 3.9);

-         Уренгой-Ужгород, Уренгой-Центр I и IIн.;

-         Ямбург-Центр.

По Надымскому коридору нами предусматриваются следующие мероприятия:

1.  Замена в три этапа газопроводов Игрим-Серов, Надым-Пунга-Н.Тура IIIн, СРТО-Урал IIн на две нитки:

1 этап 498–502,9км – ввод в 2004 году

2 этап 502,9–616км – ввод в 2005 году

3 этап 502,9–616км – ввод в 2006 году

Таблица 3.9

Объемы и сроки проведения капитального ремонта газоперекачивающих агрегатов по годам системы магистральных газопроводов Уренгой-Надым-Перегребное, Перегребное -Приполярная, Пунга-Н.Тура

Наименование Компрессорной станции	Кол-во ГПА	Год
		2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010
ГКС-1 Уренгойская	26		8	5	5			8
Пангоды	32	24	8
ЦДКС Пангоды	20	10	5				5	5
Надымская	35	19	8	8
Лонг-Юганская	46	17	11	3	3	3	3	3
Сорумская	47	19	22	3	3	3	3	3
Казымская	27	18	3	3	3	3	3	3
Н. Казымская	24		16	8
Перегребненская	36	20	8	8
Сосьвинская	22	19	3
Приполярная	22	16	3	3
Пунгинская	12	3	3	3	3	3	3	3
У.-Юганская	16							8
Комсомольская	33	3	3	3	3	11	11	3
Пелымская	18	3	3		3	3	6	3
Ивдельская	31	6	6	8	11	6	6	3
Краснотурьинская	22	8	11	3	3	3	3	3
Нижнетурьинская	12	6	6

* Тип ГПА указан после проведения реконструкции.

 

Также предлагается завершить замену трех ниток газопроводов на две в районе компрессорной станции Н.Туринская, ввод которой в эксплуатацию намечается к 2007 году.

К объектам реконструкции объектов имущественного комплекса газотранспортной системы в районе компрессорной станции Н.Туринская относятся:

-         строительство двух входных и двух выходных шлейфов диаметром 1200мм;

-         новая газоизмерительная станция, предусматривающая замер газа между ООО «Тюментрансгаз», ООО «Уралтрансгаз и ООО «Пермтрансгаз»;

-         узлы регулирования давления и расхода газа на границах объединений.

2.                Замена устаревшего оборудования и другие работы с завершением в 2005 году на магистральных газопроводах Надым-Пунга – I, II, III и Пунга-Вуктыл-Ухта-I.

3. Реконструкция таких объектов имущественного комплекса газотранспортной системы как очистные устройства, находящихся в эксплуатации с 1975 года. 

После 2006 года на основании анализа существующего положения по очистным устройствам магистральных газопроводов в Надымском коридоре предусматривается продолжение реконструкции объектов имущественного комплекса на период с 2007 до 2013 г. Объемы реконструкции узлов очистки приведены в приложении Т.

В дальнейшем, по необходимости, возможна реконструкция очистных сооружений на магистральных газопроводах Пуровского и Ямбургского коридоров.

4. Реконструкция 12 газораспределительных станций, для которых предлагается и обосновывается замена существующего оборудования на автоматизированные газораспределительные станции типа «Урожай» производства ООО «Уромгаз».

Необходимость реконструкции остальных газораспределительных станций следует определить в соответствии со степенью их изношенности и выводов на реконструкцию в среднем 2-3 станции в год, т. е. реконструкция газораспределительных систем будет проводиться в течение последующих 14 лет.

Предложения по реконструкции 12-ти газораспределительных станций со сроками ввода новых автоматизированных газораспределительных станций типа «Урожай» приведены в приложении У.

При выводе из эксплуатации некоторых объектов имущественного комплекса магистральных газопроводов появится необходимость в переключении газопроводов-отводов на ближайшие нитки коридора, остающиеся в эксплуатации. В приложении Ф приведен перечень газопроводов-отводов, подлежащих переключению.

В концепции реконструкции объектов имущественного комплекса газотранспортной системы нами предусмотрено поэтапное оснащение всех линейно-производственных управлений и всей газотранспортной системы ООО “Тюментрансгаз” средствами телемеханизации с целью создания единой системы, охватывающей все имущественные комплексы газотранспортной системы.

Для реализации программы реконструкции систем телемеханизации требуется разработка, поставка и монтаж программно-технических средств для линейно-производственных управлений, не охваченных средствами телемеханизации, а также расширение действующих средств телемеханизации для охвата вдольтрассовых сооружений как действующих так и реконструируемых магистральных газопроводов. В качестве базовых средств телемеханизации мы предлагаем принять комплексы УНК (НИИИС г. Н. Новгород) и СТН-3000 (АО «Атлантиктрансгазсистема» г. Москва).

В соответствии с предлагаемой нами концепцией реконструкции объектов имущественного комплекса в части телемеханизации ООО «Тюментрансгаз» до 2006г., необходимо телемеханизировать около 20000 км газопроводов в однониточном исчислении, что в целом составляет 100% всех магистральных газопроводов. В 2003г. по этой программе освоено 282 млн. рублей.

В разработанной в концепции предусматривается реконструкция электроснабжения объектов имущественного комплекса и их электрохимзащиты, в соответствии с которой предлагается замена:

-         морально устаревших и выработавших свой ресурс станций катодной и дренажной защиты на станции нового поколения, имеющие возможность подключения к различным системам телемеханики для дистанционного управления и контроля:

-         величины измеряемой разности потенциалов, выходного тока, выходного напряжения;

-         наличия или отсутствия напряжения питающей сети;

-         накопительного учета потребляемой электроэнергии;

-         дистанционной установки защитного потенциала;

-         дистанционной установки выходного напряжения.

Создание системы коррозионного мониторинга за состоянием подземных коммуникаций, дистанционного контроля и управления режимами работы катодных станций:

-         система коррозионного мониторинга компрессорных станций включается в общую автоматизированную систему управления станциями;

-         система коррозионного мониторинга линейной части включается в общую систему телемеханики линейно-производственного управления;

-         строительство вдольтрассовых ЛЭП-10 кВ на участках ее отсутствия;

-         установка контрольно-диагностических пунктов;

-         установка электроизолирующих вставок и применение протяженных анодных заземлителей для создания локальных систем ЭХЗ на компрессорных станциях;

-         внедрение анодных заземлителей из малорастворимых сплавов, обеспечивающих нормативный срок их службы;

-         замена дренажных кабелей реконструируемых установок катодной защиты на кабели из меди с двойной изоляцией и сечением не менее 35 мм².[61] [141, 146]

Очередности и конкретные объемы реконструкции системы электрохимзащиты по линейно-производственным управлениям магистральных газопроводов представлены в приложении Х.

Основным направлением при реконструкции систем электроснабжения объектов имущественных комплексов газотранспортной системы является применение самого современного оборудования.

Так, для строительства вдольтрассовых высоковольтных линий  10 кВ на реконструируемых объектов имущественного комплекса целесообразно, на наш взгляд, использование нового типа металлических опор облегченного типа производства ЗАО «ВНПО ЭЛСИ», г. Новосибирск с подвеской на них изолированных проводов отечественного производства типа «СИП-3» или импортного производства типа «SAX». Такое решение позволит сократить время доставки опор на строительные площадки и тем самым ускорить выполнение строительно-монтажных работ, а применение изолированных проводов – повысить надежность работы высоковольтных линий.

Предусматривается замена физически изношенного и морально устаревшего электрооборудования: КТП – 410 комплектов, разъединяющих пунктов – 340 комплектов. В процессе реконструкции также предусматривается строительство новых ВЛ-10 кВ – 743 км.

По состоянию на 1января 2004 г. в имущественном комплексе ООО «Тюментрансгаз» находится в эксплуатации 209 компрессорных цехов. На компрессорных станциях установлено 22 типа газоперекачивающих агрегата с газотурбинным приводом. Всего установлено и эксплуатируется 1108 газоперекачивающих агрегатов суммарной мощностью 14820 МВт.

В настоящее время эксплуатация компрессорных станций осложняется моральным и физическим старением оборудования. Газоперекачивающие агрегаты, разработанные ещё в 60-х годах, не отвечают современным экологическим и экономическим требованиям, требованиям промышленной безопасности, характеристикам перекачиваемого газа и т.д.

Оптимальным выходом из сложившейся ситуации является предлагаемый нами план реконструкции компрессорных цехов, являющихся составной частью разработанной в концепции реконструкции и технического перевооружения объектов имущественного комплекса газотранспортной системы.

1.    Реконструкция компрессорной станции Пуровская городов Уренгой-Центр1 и Уренгой-Центр2. Замена 5 (6 для второй станции) агрегатов ДР-59Л на ПС-90ГП-2 позволит повысить единичную мощность газоперекачивающего агрегата с 10 до 12 МВт (в перспективе до 16 МВт что в свою очередь позволит в перспективе обеспечить степень сжатия ЦБН до 1,7 при неизменной производительности.

2.    Реконструкция компрессорной станции Уренгойская газопроводов Уренгой-Петровск. Замена 8 агрегатов ГТК-10-4 на ПС-90ГП-1 позволит повысить единичную мощность газоперекачивающего агрегата с 10 до 12 МВт, обеспечить требуемую степень сжатия при сохранении проектной производительности, при этом компенсируется дефицит мощностей для транспортировки плановых объемов газа поступающего от Заполярного месторождения.  

3.    Реконструкция компрессорных станций Верхнеказымская городов Уренгой-Центр 1 и Уренгой-Центр 2, Октябрьская г. Уренгой-Центр 1.  Установленные агрегаты НК-16СТ имеют низкий КПД, повышенный расход газа на собственные нужды, высокие эксплуатационные затраты и неудовлетворительные экологические показатели. Низкий моторесурс узлов обуславливает частые съёмы двигателя. Замена агрегатов НК-16СТ на НК-38СТ на 3 газоперекачивающих агрегата позволит оснастить каждый компрессорный цех агрегатами нового поколения, привести работу в соответствие с требуемой степенью сжатия, снизить эксплуатационные затраты, увеличить надежность работы цеха. Для обеспечения дополнительного уровня надежности в эксплуатации остаются  по 2 агрегата НК-16СТ с новой системой автоматики.

4.    Реконструкция компрессорных станций Верхнеказымская города Уренгой-Елец 1, Октябрьская г. Уренгой-Центр 2. Осуществляемые действия те же, что и в предыдущем случае, причем ввод 2 газоперекачивающих агрегатов планируется произвести в 2006 г. и 1 агрегат в 2007 г. отдельно для каждой станции.

5.    Реконструкция компрессорных станций Таёжная г. Ямбург-Западная граница и г. Ямбург-Тула1, Ново-Комсомольская г. Ямбург-Елец2 и г. Ямбург-Западная граница, Ново-Ивдельская г. Ямбург-Елец 2, г. Ямбург-Западная граница и г. Ямбург-Тула 2. Установленные агрегаты ГТН-25/76 имеют низкие показатели надёжности, высокие эксплуатационные затраты и неудовлетворительные экологические характеристики. Замена агрегатов ГТН-25/76 на ДН-80Л1 (КПД 36 %) позволит привести в соответствие фактическую мощность компрессорной станции с проектной, увеличить надежность компрессорного цеха, привести работу в соответствие с требуемой степенью сжатия.

6.    Реконструкция компрессорных станций Карпинская г. Ямбург-Тула2, Лялинская г. Уренгой-Центр 1. Установленные агрегаты НК-16СТ имеют низкий КПД, повышенный расход газа на собственные нужды, высокие эксплуатационные затраты и т.д. Низкий моторесурс узлов обуславливает частые съёмы двигателя. Замена 2 агрегатов НК-16СТ на АЛ-31 (во втором случае 5 агрегатов) позволит оснастить компрессорный цех агрегатами нового поколения, привести в соответствие работу с требуемой степенью сжатия, снизить эксплуатационные затраты, увеличить надежность работы цеха и т.д. По окончании реконструкции цех будет оснащен 3 газоперекачивающими агрегатами нового поколения и двумя агрегатами Ц-16 с новой системой автоматического управления.

7.    Реконструкция компрессорной станции Нижнетуринская г. СРТО-Урал2. Установленные агрегаты ГТ-750-6 выработали полный ресурс (100000 ч.), имеют низкий КПД, низкие мощностные характеристики, высокие эксплуатационные затраты и т.д. Замена агрегатов ГТ-750-6 на 5 агрегатов Ц16 позволит привести в соответствие фактическую мощность компрессорной станции с проектной, уменьшить количество газоперекачивающих агрегатов за счет увеличения единичной мощности агрегатов, а также значительно снизить эксплуатационные затраты, а в перспективе – произвести замену на двигатели следующего поколения.

8.    Реконструкция Пунгинской СПХГ. Установленные агрегаты ГТ-6-750 выработали полный ресурс (100000 ч.), имеют низкий КПД, низкие мощностные характеристики, высокие эксплуатационные затраты и т.д. Замена 6 агрегатов ГТ-6-750 на 5 газоперекачивающих агрегатов типа Урал-10ПХГ позволит оснастить ПХГ специализированными агрегатами, увеличить давление в пласте, тем самым увеличив общую емкость ПХГ, а также увеличить фактическую мощность компрессорной станции, одновременно уменьшив количество газоперекачивающих агрегатов за счет увеличения единичной мощности агрегатов, а также значительно снизить эксплуатационные затраты, и повысить надежность работы ПХГ.

9.    Строительство компрессорных станций Приозерная и Октябрьская г. СРТО-Урал. Окончание строительства компрессорной станции Приозерная г. СРТО-Урал с 4 газоперекачивающими агрегатами типа Ц-16 позволит увеличить пропускную способность системы газопроводов, что особенно необходимо для транспортировки плановых объемов газа, поступающего от Заполярного месторождения.

10.                       Реконструкция ЦДКС в п. Пангоды. ЦДКС «Пангоды» является одновременно промысловой добывающей компрессорной станцией и головной станцией месторождения Медвежье. После выполнения 1-го этапа реконструкции ЦДКС (для компримирования параллельно с цехами компрессорной станции «Пангоды» потока газа от Уренгойского газотранспортного узла выделено 5 агрегатов в отдельный компрессорный цех и выполнена переобвязка 15 газоперекачивающих агрегатов Ц-16 на 3-х ступенчатое сжатие) на 2-м этапе реконструкции необходимо выполнить реконструкцию системы автоматизированного управления и системы энергоснабжения компрессорного цеха и ЦДКС.

11.                       Монтаж узла улавливания, сбора и утилизации залповых выбросов жидкости на компрессорной станции Пангодинская г. Уренгой-Надым1. Для поддержания требуемого качества транспортируемого газа и утилизации отходов, образующихся при продувке пылеуловителей.

При выполнении реконструкции компрессорных цехов с заменой газоперекачивающих агрегатов или их двигателей предусматривается оснащение установок подготовки топливного и пускового газа современными турбинными счетчиками, быстросъемными сужающими устройствами и вычислителями расхода газа.

В зависимости от объемов технологической реконструкции компрессорных цехов предлагаются следующие варианты проведения реконструкции:

Вариант 1. В цехах подлежащих технологической реконструкции (с заменой газоперекачивающих агрегатов или двигателей агрегатов, воздухозаборных устройств, маслоохладителей и др. оборудования), в связи с существенным изменением функций и задач систем автоматики замене подлежат:

-         система автоматизированного управления газоперекачивающим агрегатом;

-         система автоматизированного управления компрессорным цехом.

При этом тип система управления газоперекачивающим агрегатом определяется заданием разработчика газоперекачивающего агрегата или заданием разработчика двигателя этого агрегата, а система автоматизированного управления компрессорным цехом предусматривается на аналогичной агрегатной программно-технической базе. Для удаленных от реконструируемых цехов площадок водных очистных сооружений, артскважин, канализационных очистных сооружений и тому подобных вспомогательных объектов, связь с которыми затруднена из-за больших расстояний или по другим причинам, предполагается использование радиоканалов.

В случае если на указанных площадках предполагается строительство новых объектов имущественного комплекса, то соответствующие локальные системы автоматизированного управления предусматриваются в составе системы автоматизированного управления компрессорным цехом, как правило, на аналогичной агрегатной программно-технической базе.

Вариант 2. В компрессорных цехах, не подлежащих технологической реконструкции (без замены газоперекачивающих агрегатов или замены их двигателей), предполагается поэтапная реконструкция систем автоматики и КИП (без остановки технологического процесса компримирования газа), но с первоочередной заменой тех систем автоматизированного управления газоперекачивающими агрегатами, которые полностью выработали ресурс, c соответствующей заменой контрольно-измерительных приборов, кабеля, узлов управления кранов и др.

Главным направлением при реконструкции систем электроснабжения объектов имущественного комплекса является применение самого современного электрооборудования, изготавливаемого по передовым отечественным и импортным технологиям, в том числе:

1.    Для электростанций собственных нужд применяются электростанции нового поколения в блочно-контейнерном исполнении, полной заводской готовности, единичной мощностью 2,5 МВт и 4 МВт, с большим сроком службы.

2.    Новые и реконструируемые ЗРУ-6(10) кВ укомплектовываются самыми современными ячейками типа МСset или К-304-СЭ-НЭ, оснащенными элегазовыми выключателями и цифровыми терминалами релейных защит и автоматики типа "Sepam". 

3.    Для питания наиболее ответственных потребителей на площадках компрессорных цехов устанавливаются автоматизированные аварийные дизельные электростанции нового поколения типа "Звезда-630НК" производства ОАО "Звезда-Энергетика" (г. Санкт-Петербург).

4.    Предусматриваются комплектные трансформаторные подстанции новой модификации производства ОАО "Новая Эра".

5.    Управление объектами энергоснабжения осуществляется АСУ Э.

6.    Предусматривается применение низковольтных комплектных устройств с выдвижными элементами изготовления.

7.    Для питающих и распределительных сетей 0,4÷10 кВ предусматривается применение кабелей с медными жилами.

Система автоматизированного управления цехового уровня предусматривается как поэтапно наращиваемая система с последовательным охватом всех его составляющих и вспомогательных объектов цеха и станции. Аналогично предыдущим решениям для удаленных от цеха площадок водных и канализационных очистных сооружений, артскважин, и др. предполагается использование радиоканала.

После разработки концепции реконструкции и технического перевооружения объектов имущественного комплекса по транспортировке газа на долгосрочную перспективу важным этапом является определение оптимального срока и объемов проведения реконструкции объектов транспорта газа.

---

Предыдущая

Оглавление

Следующая