А.Н. Асаул, Б. М. Карпов, В. Б. Перевязкин, М. К. Старовойтов
Модернизация экономики на основе технологических инноваций
СПб: АНО ИПЭВ, 2008. - 606 с.

Предыдущая

Оглавление

Следующая

Глава 5. Инвестиционная политика газотранспортной компании по модернизации и технологическому обновлению производства

5.2. Основные направления инвестиционных вложений в модернизацию и технологическое обновление основных средств производства газотранспортной компании

Основные направления инвестирования модернизации и технологического обновления производства можно определить только на основе реального состояния объектов газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск», предложений специалистов по срокам и объемам модернизации и технологического обновления газоотранспортной системы.

Нами рассмотрены компрессорные станции магистральных газопроводов.

Большинство цехов эксплуатируются 20 и более лет, а это приводит к снижению располагаемой мощности ПТУ, увеличению расходов на поддержание работоспособности, а также росту количества отказов. Учитывая состояние парка по критерию износа, перспективы интенсивной выработки ресурса и темпов реконструкции ГПА до 2012 г., подчеркнем, что парк ГПА будет продолжать стареть.

К 2012 г. «Газпром трансгаз Югорск» будет располагать 217 цехами, изменится количественный и качественный состав ГПА. Даже при условии своевременного проведения реконструкции, выработка ресурса ГПА продолжит увеличиваться и составит 87,7 %. Расчеты показывают, что только для предотвращения дальнейшего старения парка необходимо ежегодно реконструировать 40-50 ГПА, а планами ОАО «Газпром» предусматривается реконструкция только 20-25 агрегатов в год.

В 2007 г.  ГПА увеличилось на 8 единиц и составило 1151 агрегат.[409] Введены в эксплуатацию 5 ГПА-16 «Волга» производства КМПО на КС «Приполярная» и 3 ГПА-Ц1-16С производства СМПО на КС «Перегребненская». Все 8 агрегатов оснащены системами магнитного подвеса ротора ЦБК. Таким образом, количество типов агрегатов, эксплуатируемых в ООО «Газпром Трансгаз Югорск», увеличилось до 26, что является самым высоким показателем в «Газпроме».

По итогам 2007 г. производственные мощности компрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Югорск» характеризуются следующими параметрами:

-  214 газокомпрессорных цехов;

-  1151 ГПА 26 типов суммарной мощностью 15 313 МВт;

Основными типами эксплуатируемых ГПА являются ГПА-Ц-16 — 404 агрегата, и ГТК-10-4 — 305 агрегатов.

Снижение надежности ГПА от износа является — одна из основных причин повышения количества отказов оборудования — требует увеличения объемов работ по поддержанию надлежащего уровня технического состояния оборудования. Программа таких мероприятий утверждена и действует с апреля 2006 года. Необходимо отметить, что в 2007 г.,  как и в прежние периоды, компания работала в условиях значительного дефицита запасных частей. Тем не менее, на конец 2007 г. наработка ГПА на отказ, являющаяся основным показателем в оценке работы компании, вернулась к значению 2005 г. и составила 4872 часа, что выше требований ГОСТа, но несколько ниже установленной в Обществе планки в 5000 часов.

Процентное распределениеосновных причин отказов из года в год остается практически неизменным. В основном это неисправности систем КИПиА — 49 %, неисправности систем смазки, уплотнения, регулирования — 19 % и разрушения узлов и деталей — 20 %. Рост доли отказов по причинам КИПиА объясняется тем, что эти сбои, а именно так трактует подобный отказ теория надежности, ранее не учитывались. Анализ структуры отказов по типам ГПА указывает, что это распределение справедливо для всех типов ГПА. Исключение составляют агрегаты первого поколения ГТ-750-6 (0) отказов КИП, ГТ-6-750 25 %  отказов КИП и ГТН-25-76, имеющие 15 % отказов КИП. Процент аварийных и вынужденных остановок по причинам КИП увеличивается по мере роста уровня автоматизации ГПА и достигает 80 и даже 100 % на современных типах ГПА.

Из 787 аварийного и вынужденного останова агрегатов в 2007 г., 335 или 43 % произошли на ГПА-Ц-16, наработка на отказ составила 4266 часов, что на 68 % выше показателей 2006 г. (2916 часов). Следует отметить и тот факт, что основная доля товаротранспортной работы приходится именно на этот парк агрегатов, общая наработка в 2007 г. составила более 1 миллиона 400 тысяч часов, что составляет 37 % от наработки всех наших ГГТА. Неисправности систем автоматики на ГПА-Ц-16 являются на сегодняшний день основной причиной отказов на данном типе агрегатов и составляют 54 % от общего количества. Однако, рассмотрев распределение причин отказов в филиалах общества видно, что эта величина колеблется от 25 % в Лялинском до 75 % в ГКС Хасырейская,  в Пангодинском ЛПУ процент отказов  КИП ГПА-Ц-16 ЦДКС составляет чуть более 30 %.  Безусловно, напрашивается вопрос о наличии проблем в сбалансированности уровня эксплуатации служб КИП и ГКС филиалов. 

Отказы по механической части т/а ГПА-Ц-16 составляют 44 %, как и в предыдущие периоды, а в абсолютном значении, по сравнению с 2004 г., увеличение произошло практически вдвое. Объясняется это, прежде всего, повышением достоверности статистики  в отношении причин аварийных остановок, устранимых в течение нескольких часов. Практически 40 % мелких отказов, ныне квалифицируемых как «разрушение узлов и деталей» до 2005 г. в отчетах просто не фиксировалось. Типичными отказами являются утечки масла по причине разрыва маслопроводов и маслоохладителей, дефекты блока главных маслонасосов и насосов уплотнений, повышенная вибрация вследствие дефектов промвалов и повреждение уплотнений ротора ЦБН. Причиной значительной части отказов агрегатов данного типа является высокая температура отсека двигателя, обусловленная наличием продувов по разъемам оболочек двигателя, а также из-за дефектов шахт выхлопа, выработавших свой ресурс и требующих скорейшей замены.

Годовая потребность в 30-40 комплектах требует финансирования в объеме 280-300 млн.руб. в год. Нельзя не отметить и явные недочеты в конструкции и компоновке других элементов ГПА: конструкция двигателя обуславливает появление продувов по стыку газогенератор-СТ, по разъемам воспламенителей и другим соединениям, что приводит к отказу датчиков загазованности и пожарной сигнализации, рабочая температура которых составляет всего 500С, что влечет дополнительные ложные остановы. Для устранения продувов из ГВТ в полевых условиях привлечен разработчик двигателя — ОАО КПП «Авиамотор», в 2007 г. на 55 двигателях проведены такие работы, получены хорошие результаты, но самое главное ― в компании надеются, что по результатам этих работ разработчик изменит конструкцию этих узлов, обеспечив ее 100 % герметичность на весь межремонтный ресурс. Для понимания остроты этого вопроса нужно сказать, что в 2007 г. 10 % снятых двигателей снимались по причине «продувов из ГВТ». Понятно, что в течение 1-2 лет невозможно заменить весь парк двигателей, и работа по устранению продувов из ГВТ на компрессорных станциях будет  продолжена как в текущем, так и в следующем году.

Повышенная вибрация ротора нагнетателя чаще всего возникает по двум причинам: либо низкое техническое состояние роторов, имеющих большую наработку, либо дефекты промежуточного вала «двигатель-нагнетатель». Для сокращения аварийных остановок по причине вибрации ротора нагнетателя реализуется программа по замене выработавших свой ресурс штатных торсионных валов на пластинчатые (на данный момент ими оснащены 102 агрегата). Отмечаются случаи, когда установка пластинчатых трансмиссий почти вдвое снижала вибрацию. С роторами ситуация заметно сложнее, т.к.  большая часть из них уже выработали ресурс, и их надо просто менять. Более того, с приближением парка агрегатов к выработке назначенного ресурса все чаще начинают проявляться и дефекты по статорным узлам. В настоящее время в компании в качестве запчастей используются ранее снятые с головных станций СПЧ, поскольку стоимость ротора составляет 70-75 % от стоимости всей СПЧ. Учитывая более высокий КПД современных образцов и необходимость применения на большинстве станций СПЧ на степень сжатия 1,35 вместо проектных 1,44, наилучшим выходом из положения могло бы стать ежегодное приобретение двадцати-тридцати СПЧ. К сожалению, в последние годы лимиты, выделяемые по статье «СПЧ», расходуются на поддержание работы головных компрессорных станций  с  падающим входным давлением — Ямбургская, Ныдинская, Пуровская, Пангодйнская ЦДКС. Увеличение лимита по статье  «сменные проточные части» позволило бы обновить парк и оптимизировать режим всей газотранспортной системы Общества.

Отказы системы смазки и уплотнения ГПА также связаны с выработкой ресурса блоков главных маслонасосов и насосов уплотнения. С ростом наработки проявляются и некачественная сварка на заводе-изготовителе, и неотстроенная по вибрации трубная обвязка и выработка ресурса металлорукавов и холодильных секций. Методы борьбы с данными дефектами известны — проверка качества сварных швов и отсутствия натяга при проведении капитальных ремонтов, установка дополнительных oпор трубопроводов, замена металлорукавов и холодильных секций.

Проблема, как это часто бывает, упирается в отсутствие поставки запчастей и  особенно недостаточность объемов финансирования. Так, до сегодняшнего числа компанией не полностью получены заявленные еще в мае 2006 г. и оформленные спецификациями 2007 г. металлорукава и ряд запчастей на ГПА-Ц-16. Зачастую при ремонте устанавливаются отработавшие ресурс узлы, а это влечет за собой риск дополнительных аварийных остановок.

На ГПА-Ц-16 отказы систем регулирования чаще всего проявляются в виде неисправности гидромеханического ограничителя оборотов силовой турбины ОГСТ -16 и пары РО-16 + ДГ-16. Основная причина этих отказов — коксование масла ТП-22 при работе агрегатов, засорение жиклеров и разрегулирование системы. Переход от системы регулирования гидромеханического типа на электронно-механическую с дозатором прямого действия, позволяет исключить влияние старения масла на точность и надежность регулирования. В настоящее время 218 агрегатов из 404 уже оснащены такими системами и еще 20...30 агрегатов будет оснащено в течении 2008  г.

Дефекты КВОУ не являются самыми распространенными, но по тяжести последствий они делят первое место с вибрацией ЦБН.  Их отказы проявляются в двух вариантах ― обмерзание в зимнее время, которое приводит к необходимости перегрузки целых цехов и разрушениевнутренних элементов КВОУ, с последующим попаданием в ГВТ и досрочному съему двигателя. Для устранения этих дефектов на станциях с наиболее напряженным режимом работы и оснащенных более дорогими двигателями НК-16-18СТ устанавливаются хорошо зарекомендовавшие КВОУ производства «Самара-Авиагаз».

Положительный опыт Ныдинского, Правохеттинского и Приозерного ЛПУ,свидетельствует, что наработка на отказ в 5000 часов — это реальный ориентир сегодня. По мере реализации комплекса технических мероприятий на поддержание высокой надежности возможно достижение наработки в 6-6,5 тысяч часов. С учетом среднегодовой наработки в 4000 часов на агрегат это означает меньше, чем один аварийный останов в 1,5-2 года на агрегат. Большие значения могут быть достигнуты только на старых типах агрегатов с минимальным количеством защит.

Следующий основной тип ГПА ― это 305 агрегатов ГТК-10-4, составляющие 27 % от общего количества турбоагрегатов, которые внесли должный вклад в решение поставленной задачи, ― наработка на отказ по этому типу составила 5818 часов, что в целом является неплохим результатом, но далеко не лучшим дляагрегатов данного типа. Загруженность ГТК-10-4 одна из самых высоких по  компании и составила в 2007 г. 4628 часов наработки на один ГПА. Основная часть аварийных и вынужденных остановок этого типа ГПА произошла по отказам системы регулирования и разрушений узлов и деталей. Среди них  необходимо бы заострить внимание на следующих отказах: 13 аварийных остановок произошло по причине потери герметичности пневматической системы регулирования из-за образования трещин по сварным стыкам импульсных трубопроводов, заеданий штоков на ВВК, поломки пружин, разрывов мембран регуляторов. Причина  — выработка ресурса, требующая замены узлов регулирования с установкой топливно-регулирующих клапанов с электронным управлением, но  вопрос упирается в финансирование.

Высокой остается доля АО по причинам разрушения узлов и деталей, по сравнению с периодом 2005-2007 гг. их величина составляла 20-25 разрушений.

Кроме разрушений узлов со сверхнормативной наработкой, имеют место случаи поломок новых лопаточных аппаратов, поставляемых на узлах заводской готовности НЗЛ. Это, как правило, продукция «Силовых машин». Для предупреждения такого рода отказов по платочным аппаратам ОК, отработавшим уже полтора ресурса, нами заказаны в 2007 г. 20 комплектов лопаток ВНА и 10 комплектов облопачивания ОК. По факту мы получили лишь 10 комплектов ВНА и 7 комплектов рабочих лопаток ОК, из 20 заявленных к поставке комплектов направляющих аппаратов осевого компрессора поставлены лишь 10. Как результат, вместо плановой замены этих узлов мы вынуждены использовать полученные лопатки только для восстановления вышедших из строя. Этого количества достаточно для обеспечения лишь одной трети проводимых капитальных ремонтов ГТК-10-4.

Сложным и нерешенным вопросом остаются непредсказуемые помпажи осевого компрессора ГТК-10-4. Отсутствие внятных объяснений от производителя вынудило компанию пойти на ограничение режимов работы агрегата. До выяснения причин ухудшения газодинамической устойчивости компрессора дальнейшее повышение уровня надежности агрегатов ГТК-10-4 невозможно. Поскольку для исследований необходимы режимы с мощностью более 10МВт, компании и привлеченным организациям придется ждать 4 квартала и низких температур. Но, по результатам работы в 4-м квартале 2007 г. и 1-м квартале 2008 г. можно говорить o необходимости ограничения предельных параметров работы ГТУ до значений, не выше указанных в ТУ (780 градусов перед ТВД и 3,4 кг/см² после OК). Обоснованность такого решения подтверждается анализом работы ГТК-10-4 с узким колесом СПЧ (42 мм), когда режим работы ограничивается предельной частотой вращения свободной турбины и случаи помпажей ОК отсутствуют

На  1 августа 2008 г. в компании  эксплуатируется 85 агрегатов ГПУ-10 с приводом ДР-59Л. Средняя наработка на один агрегат в 2007 г. составила ЗШЗ Часов, наработка на отказ — 5303 часа, что на 9,5 % выше, чем в 2006 г.

В 2007 г. произошло 53 аварийных и вынужденных останова. Наиболее характерными являются:

-  отказы системы регулирования и маслосистем агрегата -13 отказов.

-  2 отказа связаны с разрушением заводских сварных соединений трубопроводов систем автоматики.

-  5 отказов связаны с разрушением сварных соединений трубопроводов системы маслоснабжения ГТД.

Процентное распределение основных причин отказов ГТН-16 из года в год остается практически неизменным. Несмотря на наличие большого количества конструктивных недоработок данного типа ГПА отказы механического оборудования составляют менее трети от общего числа остановок (33 %). Практически две трети аварийных остановок (67 %) приходится на системы автоматического управления и контроля ГПА, но механические отказы зачастую приводят к тяжелым последствиям полному разрушению ГВТ и длительному простою агрегатов. Типичными, наиболее часто встречающимися причинами отказов по механической части являются разрушения узлов, утечки по маслопроводам, разрушения или потеря герметичности различных РТИ в системах агрегатов.

Анализ  поставки запасных частей за последние два года, показывает, что поступление необходимых запчастей составляет в среднем 10 % от необходимой. Обнадеживает тот факт, что в ноябре 2007 г. заводом возобновлена поставка некоторой номенклатуры запчастей, но при этом возникли трудности с их монтажом на ГПА. В частности, полученные патрубки имеют конструкцию отличную от ранее поставляемых в составе ГТУ и ЗИП. Как альтернатива Уральскому турбинному заводу прорабатывается варианты изготовления части запчастей на заводах Газэнергосервиса. По совокупности обстоятельств, складывающихся вокруг ремонта агрегатов ГТН-1 б,  единственно верное решение — его замена на другой тип привода. 

Агрегат ГТК-25И относится к стационарным ГПА импортного производства и эксплуатируется на компрессорных станциях в количестве 63 единиц. Средняя наработка на 1 ГПА в 2007 г. составила 2693 часа, наработка на отказ — 2880 часов, что связано с небольшой загрузкой агрегатов. Наработка лидерных агрегатов превысила 149 тыс. часов (т/а 31 КС Надымская).

По объектам газотранспортной системы определены объемы и сроки реконструкции компрессорных станций. Предложены наиболее рациональные варианты модернизации и технологического обновления компрессорных станций в зависимости от типа газоперекачивающего агрегата.

В связи с тем, что газопроводы с рабочим давлением 5,4 МПа намечается выводить из эксплуатации, модернизация и технологическое обновление компрессорных станций с агрегатами ГТ-6-750 и ГТ-750-6 на этих газопроводах не предусматривается, за исключением компрессорных станций Пунгинского СПХГ и Нижнетуринской, на которых предусматривается строительство по одному новому компрессорному цеху взамен существующих. На компрессорных станциях, оснащенных агрегатами ГТК-10-4, предусматривается проведение реконструкции по нескольким вариантам. На компрессорных станциях с наработками газоперекачивающих агрегатов до 100 тыс.ч. рекомендовано проводить модернизацию агрегатов по программе «Рекон» с заменой регенераторов, что позволяет продлить ресурс перекачивающего агрегата продлевается до 150 тыс.ч.

По второму варианту возможно использование агрегатов ГПА-12Р2 «Урал» с заменой газотурбинной установки ГТК-10-4 на ГТУ 12П номинальной мощностью 12 МВт (НПО «Искра») и новой проточной части нагнетателя, обеспечивающей загрузку двигателя по мощности. При использовании агрегатов ГПА-16 МГ90 производится замена ГТУ агрегата ГТК-10-4 на судовой конвертированный двигатель ДГ 90Л2 мощностью 16 МВт поставки НПК «Заря-Машпроект». Для технического перевооружения компрессорных станций с агрегатами ГПУ-10 целесообразно использовать агрегаты ГПА-12/16 РТ «Урал», разработанные НПО «Искра», на базе двигателей ПС-90ГП-2. Конструкцией агрегата предусмотрена возможность работы его с потребляемой мощностью 12 МВт (I этап) с дросселированием ГТУ и мощностью 16 МВт. При этом производится установка соответствующих СПЧ нагнетателей, обеспечивающих необходимую загрузку двигателей по мощности.

При модернизации и технологическом обновлении объектов транспортировки газа предусматривается также сооружение новой установки подготовки топливного, пускового и импульсного газа, обеспечивающей одновременную работу реконструированных и существующих агрегатов.

В современных условиях при эксплуатации компрессорных станций с агрегатами ГПА-Ц-16 и ГПУ-16 при наработке более 75 тыс. часов предусматривается замена двигателей на НК-16-18/СТ, СПЧ нагнетателей, ВОУ и др. элементов ГПА. После наработки агрегатами 150 тыс. часов планируется техническое перевооружение компрессорных станций путем модернизации агрегатов с заменой двигателя.[410]

Модернизация и технологическое обновление компрессорных станций с агрегатами ГТК-25И (КС Надымская и Сорумская МГ Надым-Пунга III нитка) предусматривается путем замены ГПА на модернизированные ГПА с заменой ГТУ на ГТУ-25П.

При модернизации компрессорных станций МГ Уренгой-Ужгород с агрегатами ГТК-25И предусматривается после наработки агрегатами более 180 тыс. часов. При этом предусматривается модернизация ГПА с заменой ГТУ на ГТУ-25П, либо НК-36СТ, ДН-80 и др.

Компрессорные станции Таежная (КЦ-4, КЦ-5) и Новокомсомольская (КЦ-7) с агрегатами ГПА-25НЗЛ уже реконструированы с использованием судового конвертированного двигателя ДН-80 и СПЧ нагнетателя фирмы «Борзиг».

Модернизация и технологическое обновление компрессорных станций КС с агрегатами ГТН-16 целесообразно выполнить путем замены существующих ГПА на модернизированные агрегаты, которые созданы на базе авиационных или судового двигателя мощностью 16 МВт: НК-38СТ, ПС-90, АЛ-31СТ, ДГ-90. При этом должны быть установлены также и новые нагнетатели (или СПЧ), приспособленные к агрегированию с новыми двигателями (по частоте вращения).

Модернизация и технологическое обновление компрессорного цеха 3 КС Уренгойская газопровода Уренгой – Петровск и компрессорного цеха 4 КС Уренгойская газопровода Уренгой – Новопсков предусматривается путем замены агрегатов ГТК-10-4 (6 шт. в КЦ-3 и 8 шт. в КЦ-4) на ГПА-12Р2 «Урал» с двигателем ПС-90ГП-1 и установкой СПЧ нагнетателя.

На существующей компрессорной станции Нижнетуринская действуют два цеха (МГ СРТО-Урал II н. и Пунга-Н.Тура III н.) с агрегатами ГТ-750-6 наработка на которых превышает 150000 час. Техническое состояние агрегатов снижено, развиваемая мощность составляет 70-75 % от номинала, высокие эксплуатационные затраты. Исходя из этого рекомендовано строительство нового здания компрессорного цеха, единого для трех газопроводов, оснащенного агрегатами ГПА-Ц-16.

Помимо технических мероприятий по замене узлов и агрегатов реализуются организационные решения, по упорядочению условий эксплуатации и технического обслуживания оборудования. Реализация указанных мероприятий позволяет стабилизировать показатель надежности и достигнуть его повышения по мере выполнения, программ и мероприятий.

В компании больше внимание уделяется диагностике газопроводов. Различные виды диагностического обследования ЛЧ МГ в 2008 г. планируются примерно в тех же объемах, как и в предыдущем. Значительное увеличение намечено только по ВТД и добавится новый вид обследования — «Комплексная оценка и прогнозирование технического состояния МГ» (в границах Пелымского и Ивдельского ЛПУМГ).[411]

План внутриутробной дефектоскопии (ВТД) на 2008 г. составляет 4454,5 км. Из них 3839,5 км — повторное обследование и 615 км — первичное обследование. Первичное обследование при этом делится на следующие категории: 349 км — обследование с применением временных инвентарных узлов приема/запуска ОУ, 266 км — обследование участков газопроводов оборудованных вновь построениями узлами приема/запуска ОУ. Принимая во внимание фактор старения газопроводов, увеличение обнаруженных стресс-коррозионных дефектов, планируется увеличить ежегодные объемы внутритрубной диагностики до 8-9 тысяч км. Этот шаг необходим для обеспечения диагностирования всех участков газопроводов с периодичностью 1 раз в 3 года, что позволит своевременно выявлять и устранять растущие дефекты КРН. Всего за годы проведений ВТД обследовано 79,3 % газопроводов от общей протяженности, при этом отсутствует возможность проведения внутритрубной инспекции на 20,7 % газопроводов.  

Учитывая тот факт, что внутритрубная дефектоскопия дает «выявляемость дефектов» примерно 80 %, существенным шагом вперед для обеспечения качества и необходимой производительности ремонтных работ является внедрение автоматизированных комплексов по обследованию и отбраковке труб, так называемых наружных сканеров-дефектоскопов. На сегодняшний день сканерами-дефектоскопами обследовано около 150 км линейной части магистральных газопроводов. На участках подводных переходов, где отсутствует возможность проведения ВТД выполнено обследование методом протаскивания снаряда дефектоскопа. Выполнена внутритрубная диагностика дюкеров на подводных переходах через р. Обь с применением инвентарных камер приема-запуска ОУ.

Обнаружить дефекты, просчитать ресурс безопасной работы газопровода — это половина дела. Необходимо их устранить. В 2007 г. выявлено 71310 дефектов, устранено 7613, в том числе 974 критических и закритических дефектов (из которых 881 шт. — стресс-коррозионные дефекты). Наиболее, сложными для устранения, безусловно, являются дефекты на подводных переходах через большие реки. В 2006-2007 гг., впервые в практике ОАО «Газпром», силами специалистов ООО «Газпром трансгаз Югорск» и ООО «Спец-подводремонт», был проведен ремонт, находящихся в русловой части 3-х КРН-дефектов (2 дефекта — основная нитка п/п через р.Обь газопровода «Ямбург-Елец II», 1 дефект —основная нитка п/п через р. Обь газопровода «Ямбург-Зап.граница») и в 2008 г. проведен ремонт основной нитки п/п через р. Обь газопровода  «Уренгой-Центр I», методом наплавки и установки муфт «МПСС» разработки ООО «Подводсервис».

При выборе исполнителей работ необходимо было сделать выбор: подготовить обученного водолаза технологии сварки дефектов КРН или сварщика необходимей квалификации подготовить для спусков под воду. Учитывая, что подготовка квалифицированного сварщика 6 разряда занимает от 3 до 5 лет, было принято решение обучить водолазному делу двух сварщиков АВП в школе водолазов с последующей стажировкой на производственной базе ООО «Подводгазэнергосервис». Подготовка заняла около 1 года.

Для выполнения подводной сварки по данной технологии применяется специальный кессон. Малые размеры кессона и его конструкция позволяют минимизировать объемы земляных работ и трудозатрат на его установку. Работы по подготовке поверхности трубы к ремонту, сварочные работы и работы по дефектоскопии в кессоне проводятся в сухой среде за счет вытеснения воды из полости кессона.  В кессоне установлены система вентиляции и оборудование для проведения подогрева зоны сварки, а также во время сварки обеспечивается подача защитного газа в кессон.

Стресс-коррозионные процессы распространяются на все новые территории газопроводной системы компании. Главная причина — плохая изоляция, также оказывает негативное влияние и возросшее в последнее время среднее по году давление в трубе. Сегодня стресс-коррозия «перешла» Обь и двигается на Север! Свидетельством тому обнаруженные многочисленные стресс-коррозионные дефекты в Октябрьском, Перегребненском, Сосновском, Сорумском, Казымском ЛПУ.

Программа капитального ремонта магистральных газопроводов  в 2007 г. выполнена в объеме 518,7 километров, в том числе 18,6 километров замены труб. Для успешной реализации программы ремонта изоляционных покрытий в объеме 5125 км, компании необходимо в период 2009-2010 гг. выполнять ремонт 1670 км газопроводов ежегодно.

При проведении работ на линейной части магистральных газопроводов компании в 2007 г. отмечено шестьдесят случаев их однократного и более продления. Общая продолжительность продлений работ на линейной части составила 1495 суток. Планируемая суммарная продолжительность производства работ, по которым было запрошено продление, составляла 2216 суток. То есть, в среднем, продолжительность каждой работы на линейной части, по которой запрашивалось продление, была превышена в 1,5 раза. Также, как и в 2006 г., наиболее частой причиной продления работ на линейной части является увеличение объема работ — 45,8 %. Второй причиной продлений является срыв графика производства работ — 23,7 %. Неблагоприятные погодные условия, низкая температура воздуха при проведении работ явились причиной продления 20,3 % работ, а обводненность грунта — в 6,8 % случаев. Причиной двух случаев продления работ послужило сокращение отделом ПО по ЭМГ общей продолжительности производства работ, по сравнению предоставленным подразделением план — графиком.  Основные причины нарушения сроков производства работ проистекают из недостаточной подготовки к их проведению как линейно-производственными подразделениями, так и подрядными организациями.

За прошедший год, на линейной части компании проведено 375 работ, связанных с отключением из работы участков магистральных газопроводов. Из общего количества 84 % работ были завершены в запланированные сроки.

Для повышения надежности эксплуатации магистральных газопроводов, своевременного обнаружения и предотвращения потенциальных аварийных разрушений необходимо обеспечить реализацию комплексных задач:

-  100 % диагностирование газопроводов (ВТД, ДНС) и ремонт обнаруженных дефектов;

-  вывод участков с ограниченным рабочим давлением на проектное  рабочее давление.

Полное диагностирование газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» заключается в увеличении ежегодных объемов внутритрубной диагностики до 8-9 тысяч км; проведении  модернизации и технологического обновления узлов приема и запуска очистных устройств; использовании инвентарных мобильных камер запуска и приема ОУ, а также проведении инспекции не равно проходных участков МГ методом протаскивания снарядов-дефектоскопов.

Для 100 % диагностики ЛЧ МГ в  компании разработана программа  реконструкции УЗП ОУ 2008 – 2010 гг. ООО «Газпром трансгаз Югорск». Суть ее занятости в необходимости построении  и обеспечении  ввода в эксплуатацию 18 узлов приема/запуска ОУ. Это позволит обследовать 1425 км (системы «75»), в том числе первичное обследование 995 км. Оставшиеся 875 км — это подводные переходы, участки между уздами запуска и приема ОУ, которые обследуются с помощью временных инвентарных камер. По системе «55» проведение ВТД технически невозможно из-за наличия прямых тройниковых врезок с пропуском штуцера внутрь трубы до 150 мм и более, неравнопроходной  запорной арматуры и неравнопроходных участков газопроводов.

Вторая задача — вывод всех газопроводов на проектное рабочее давление.

Протяженность участков газопроводов с ограниченным рабочим давлением 1735,96 км. Участков, влияющих на пропускную способность ГТС в границах ООО «Газпром трансгаз Югорск» при существующем сегодня транспорте газа, нет. Но, учитывая планы ОАО «Газпром» по увеличению добычи газа необходимо вывести все участки ГТС компании на проектный уровень.

Основными причинами снижения разрешенного рабочего давления являются:

-  недоиспытание участков материальных газопроводов (МГ) во время строительства;

-  повышенная аварийность участка МГ (не проводилась ВТД);

-  наличие дефектов, выявленных по результатам ВТД.

Поступление газа от газодобывающих  компаний в ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск» с 2001 г. неуклонно возрастало, и в 2007 г. загрузка системы составила 94 % от проектного уровня.

С учетом приоритетности в ООО «Газпром трансгаз Югорск» сформирована программа вывода участков со сниженным рабочим давлением на проектное давление. В 2007 г. протяженность участков со сниженным рабочим давлением уменьшилась на 57,7 км. К 2011 г. Программа вывода газопроводов на рабочее давление должна быть завершена.

Только выполнение намеченных Программ: 100 % диагностирование МГ, капитальный ремонт и вывод газопроводов на проектное давление, позволят компании надежно отработать в период увеличения поставок газа.

В процессе эксплуатации газопроводов большое  внимание уделяется их защите от коррозии.

1. Защищенность от коррозии МГ и КС. В 2007 г. защищенность от коррозии магистральных газопроводов, газопроводов-отводов, подземных коммуникаций КС составила 100 %.

2. Капитальный ремонт средств ЭХЗ. Планы  капитального  ремонта средств ЭХЗ за 2007 г. выполнены на 99 %. Отремонтировано 179 км (в 2006 г. — 152 км) вдольтрассовых воздушных  линий и 57 глубинных анодных заземлителей (в 2006 г. — 39 шт.). Невыполнены ПСД по 2 объектам. В 2008 г. планируется выполнить капитальный ремонт 155 км ВЛ-ЭХЗ и 62 глубинных анодных заземлителя. План 1 квартала выполнен на 93 %. что составляет 73 % от плана на год. В 2007 г. хоз. способом был выполнен большой объем работ по ремонту КИП. Хорошо отработали Комсомольское, Краснотурьинское, Пангодинское, Нижнетуринское, Октябрьское, Сосьвинское и другие ЛПУ МГ.

3. Электрометрические обследования МГ. В соответствии с «Планом электрометрических обследований МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» в 2007 г. было запланировано выполнение обследования защищенности от коррозии, состояния защитных покрытий и средств ЭХЗ на 3138 км магистральных газопроводов, фактически обследовано 3248 км. В 2008 г. запланировано выполнить обследования защищенности от коррозии и состояния средств ЭХЗ на 3416 км магистральных газопроводов. Всего за период с 1998 по 2007 гг. из всей протяженности МГ комплексные электрометрические обследования защищенности МГ от коррозии подрядным способом выполнены на 15 877 км. Анализ результатов электрометрических обследований участков МГ, выполненных в 2007 г., выявил наличие участков МГ, требующих ремонта, протяженностью 1254 км. За период с 1996 по 2007 гг. электрометрическими обследованиями было выявлено более 4,5 тыс. км участков МГ со сквозными дефектами защитных покрытий.

4. Дефектоскопия труб специалистами лаборатории ЭХЗ. В 2007 г. специалистами лаборатории ЭХЗ выполнен большой объем работ по дефектоскопии наружной поверхности труб газопроводов Октябрьского, Пелымского, Перегребненского и Краснотурьинского ЛПУ,  на которых по результатам ВТД были обнаружены значительные коррозионные и стресс-коррозионные дефекты.

5. Ремонт защитных покрытий МГ. В соответствии с  «Программой по ремонту защитных покрытий на период 2004-2010 гг.» необходимо отремонтировать 5175 км-участков МГ. За 2004 — 2007 гг. отремонтировано 983 км; за этот же период, по результатам обследований, прирост потребности в ремонте защитных покрытий участков МГ составил 2790 км, что превышает ежегодно-выполняемые ремонты.

6. Контроль качества нанесения защитных покрытий. При проведении капитальных ремонтов защитных покрытий подрядным способом специалистами служб и лаборатории ЭХЗ постоянно осуществляется технический надзор за качеством нанесения защитных покрытий и входной контроль изоляционных материалов, применяемых подрядными организациями. В 2007 г. было выявлено 3 случая некачественного нанесения защитных покрытий подрядными организациями: ООО «Югорскремстройгаз» в Пунгинском ЛПУ, СУ-6 подрядной организации «Югорскремстройгаз» на входном шлейфе КЦ № 9 Таежного ЛПУ, ООО «Стройинвест» в Красно-турьинском ЛПУ МГ. За 4 месяца 2008 года подрядными организациями было допущено 2  случая некачественного нанесения защитных покрытий:

1. В феврале 2008 г. подрядной организацией ООО Стройинвест на участках газопровода «Уренгой-Новопсков» Лонг-Юганского ЛПУ МГ был допущен брак при нанесении защитного покрытия на основе мастики «Транскор-ГАЗ».

2. В апреле 2008 г. подрядной организацией ОАО «Востокнефтепровод строй» на участке газопровода «Уренгой-Ужгород» Пуровского ЛПУ был допущен брак при нанесении защитного покрытия на основе мастики «ТЕХ-НОГАЗ»

Во всех случаях брак устранен за счет подрядных организаций.

7.Осуществление входного контроля изоляционных материалов. При осуществлении входного контроля изоляционных материалов в 2007 г. специалистами служб и лаборатории ЭХЗ были выявлены случаи закупки подрядными организациями  ЗАО «Волгоградстройгаз», ООО «Инвестстрой» и  ООО «Ява Строй» изоляционных материалов неизвестного происхождения, производство которых не было подтверждено заводами-изготовителями. Все выявленные контрафактные изоляционные  материалы к применению допущены не были. Также выявлены факты нарушений требований при хранении изоляционных материалов на базах подрядных организаций и  местах производства работ. За 4 месяца 2008 года было выявлено 2 случая неправильного хранения материалов. Для недопущения применения контрафактных материалов при ремонтах защитных покрытий ЛПУ МГ необходимо усилить входной контроль изоляционных материалов, применяемых при капитальных ремонтах защитных покрытий участков МГ.

8. Применение новых защитных покрытий и изоляционных материалов. В марте 2007 г., в соответствии с «Программой испытаний новых защитных покрытий ОАО «Газпром» на участке газопровода «Ямбург-Елец 1» Крас-нотурьинского ЛПУ были проведены опытно-промышленные испытания технологии нанесения полиэтиленовой радиационно-модифицированной обертки «Терма-МX» (производства ЗАО «Терма», г. Санкт-Петербург). Результаты испытаний защитной обертки «Терма-МХ» в конструкции с «РАМ» показали хорошую технологичность нанесения и соответствие требованиям ОАО «Газпром». В марте 2008 г.  в Пелымском ЛПУ на участке газопровода «Ямбург-Тула 1», выведенном в капитальный ремонт, было проведено опытно-промышленное применение защитного покрытия на основе битумно-полимерной грунтовки и мастики «ТЕХНОГАЗ», производства ЗАО «ТехноНИКОЛЬ» г. Воскресенск.

Результаты опытно-промышленного применения показали, что защитное покрытие на основе мастики «ТЕХНОГАЗ» отвечает техническим условиям и техническим требованиям ОАО «Газпром» к наружным битумно-полимерным антикоррозионным материалам, покрытиям и их нанесению при ремонте магистральных газопроводов. В 4 квартале 2008 г. на данном участке будут выполнены  контрольные шурфования, и обследование состояния защитного покрытия и принято решение о применении защитного покрытия на основе мастики «ТЕХНОГАЗ» в ООО «Газпром трансгаз Югорск».

9. Внедрение нового оборудования. В 2007 г. в Комсомольском  ЛПУ МГ завершены эксплуатационные испытания нового типа оборудования для системы ЭХЗ, опытного образца — модуля катодной защиты «МКЗ-М12», производства ОАО «Концерн ЭНЕРГОМЕРА», состоящего из двух преобразователей катодной защиты и блока автоматического включения резервного преобразователя при выходе из строя основного. Проведенные в период с 2006 по 2007 гг. испытания выявили некоторые недостатки, которые успешно устранены заводом-изготовителем. В целом модуль «МКЗ-М12 Энергомера» зарекомендовал себя с положительной стороны и соответствует техническим характеристикам, указанным в ТУ и руководстве по эксплуатации, а также может быть рекомендован для применения в ОOO «Газпром трансгаз Югорск» после одобрения в ОАО «Газпром».

10. Основные задачи на 2008 г.

1.Поддерживать 100 % защиту от коррозии МГ и подземных коммуникаций КС.

2.Выполнить весенние измерения защитных потенциалов на МГ и КС.

3.Выполнить электрометрические и инспекционно-технические обследования участков МГ общей протяженностью 3416 км.

4.Осуществлять входной контроль изоляционных материалов и контроль качества ремонта защитных покрытий.

5.Выполнить ремонт воздушных линий электропередачи протяженностью- 155 км.

6.Выполнить ремонт глубинных анодных заземлителей (62 ед).

7.Осуществлять контроль за нанесением защитных покрытий КЦ в Приозерном, Октябрьском, Таежном и Краснотурьинском ЛПУ Мг.

8.Выполнить проверку нанесенных защитных покрытий на основе мастики «Техногаз» и обертки «Терма-МХ» на газопроводах Пелымского и Красно-турьинского ЛПУ.

Сварочное производство занимает одно из ведущих мест в процессе эксплуатации  магистральных газопроводов.

Для выполнения ремонтных работ ежегодно в компании разрабатывается «План работ АВП-РЭП», но при этом следует отметить недостаточный уровень планирования филиалами сварочно-монтажных работ и работ по контролю качества. Нарушение плана в этом направлении прослеживается в период проведения ППР цехов. Зачастую, объемы сварочно-монтажных работ и работ по контролю качества при проведении ППР компрессорных цехов значительно превышают фактические возможности АВП. При планировании работ на 2009 и последующие годы необходимо рассмотреть возможность выполнения работ как хозяйственным, так и подрядным способом. Это значительно снизит напряженность в «пиковые» периоды  по загрузке АВП и в большей степени лабораторий контроля качества.

За 2007 г. и 4 месяца 2008 г. силами ремонтно-эксплуатационных пунктов и АВП, при проведении ППР КЦ и ремонте линейной части МГ, произведена замена более 350 единиц запорной арматуры и соединительных деталей. Выполнено 11489 ответственных сварных соединений. В 2007 г.проведена производственная аттестация всех технологий сварки, необходимых для выполнения ремонта линейной части МГ по действующей и вновь введенной нормативной документации. Но на данный момент в ОАО «Газпром» отсутствуют действующие технологии с применением сварки на ремонт газоперекачивающих агрегатов и их трубопроводной обвязки, что становится наиболее актуальным при выявлении дефектов и выборе способа их устранения при их расширенной диагностике. В этом  направлении необходимо выполнение исследовательских аттестаций технологий ремонтной сварки, итоговым результатом которого, должен стать Стандарт ОАО «Газпром» по технологиям ремонта ГПА с применением сварочных технологий.

В 2007 г. и за 4 месяца 2008 г. более 400 специалистов из состава сварочно-монтажных бригад прошли через систему аттестации, либо повышения квалификации. Из них по целевым программам прошли подготовку сварщики-аргонщики, термисты, водолазы и специалисты по технологии работ под давлением. С 2007 г. работает школа сварщиков ООО «Газпром трансгаз Югорск» при Игримском ЦПК.  К 2009-2011 гг. нагрузка школы сварщиков составит не менее 2 гр. сварщиков и 1 гр. монтажников в год, но их обучение будет затруднено постоянной загрузкой аттестационного пункта, которая составляет порядка 200 сварщиков и специалистов сварочного производства в год. Для выполнения программы по обучению и аттестации сварщиков, монтажников и специалистов сварочного производства необходимо расширение существующих производственных мощностей.

В целях повышения уровня качества на объектах  компании, включая и работы силами подрядных организаций, необходима централизация единых требований и подходов в аттестационной деятельности, и в системе допусков сварщиков сторонних организаций. Другими словами, нужно распространить весь имеющийся опыт в аттестационной деятельности и допуска сварщиков в  компании на систему допускав в подрядных организациях. Необходимо рассмотреть возможность создания  аттестационного пункта в Югорске. При этом учебно-аттестационный комплекс в Игриме будет задействован для подготовки и повышения квалификации сварщиков и монтажников.

Продолжаются работы по внедрению механизированной и автоматической сварки. В феврале 2008 г. на базе Краснотурьинского АВП проведены пускона-ладочные работы по введению в эксплуатацию, настройке режимов Установок для автоматической сварки, совмещенные с обучением 4 операторов. В марте 2008 г. началась реализация  «Программы внедрения автоматизированной сварки с применением установки УАСТ-1», включающая в себя производственную аттестацию технологии комбинированной ручной дуговой и автоматической сварки и по ее положительным результатам внедрение в производство. Для успешной реализации Программы необходимо создание на базе Краснотурьинского АВП специализированного участка по внедрению автоматической сварки.

В 2007 г. продолжена реализация программы капитального ремонта сварочного оборудования в передвижных сварочных установках АС-81 и УПС-100 филиалов компании. За 2007 г. и 1 кв. 2008 т отремонтировано 23 агрегата (всего по программе отремонтировано 33 агрегата из 45-ти). До конца 2008 г. запланировано отремонтировать еще 12 сварочных агрегатов (6 — в Центральном регионе, 4 — в Надымском регионе, 2 — в Краснотурьинском регионе). В то же время ремонт механической части требуется еще на 21-м сварочном агрегате. В 2007 г. введено в действие Положение по организации «Системы технического обслуживания и ремонта сварочного и вспомогательного оборудования» в филиалах ООО «Газпром трансгаз Югорск». Обучены специалисты, освоены обслуживание и ремонт современного инверторного сварочного оборудования. Повысились организация и качество выполняемых работ по ремонтно-техническому обслуживанию сварочного оборудования.

В начале 2008 г. введена в действие «Инструкция по применению природного газа (метана) для разделительной резки стали». Применение природного газа (метана) в качестве заменителя ацетилена или пропан-бутана, позволит производить резку и подогрев труб от единичных баллонов, заправленных на АГНКС. Внедрение стандарта и применение технологии запланировано на конец 2-го квартала – начало 3-го, когда в филиалы общества поступят баллоны под метан.

За 2007 г. и 4 месяца 2008 г. специализированной бригадой Комсомольского АВП проведены 59 врезок под давлением узлов отвода Ду 50 в магистральный газопровод, с применением специального оборудования фирмы «Т.Д.В», а также врезаны 2 фитинга Ду1200х300 для резервного газоснабжения ГРС с привлечением специалистов ООО «Уралтрансгаз». До конца 2008 г. потребность во врезках под давлением составляет 52 на Ду50 собственными силами филиалов Общества и  3 кранов Ду300 байпасов перемычек специалистов.

Определена потребность филиалов компании во врезках под давлением на 2009-2010 гг., которая составляет порядка 100 врезок узлов отвода Ду 50 в МГ в год. Для успешной реализации данной программы в апреле 2008 г. была дополнительно обучена бригада из 4 человек. Постоянная занятость бригады по врезкам под давлением требует создания специализированного участка на базе Комсомольского АВП.

В июле 2007 г. по программе НИОКР ООО «Газпром трансгаз Югорск» совместно с РГУНГ им. Губкина на базе Комсомольского АВП проведены стендовые испытания по теме: «Расширения критериев ремонтопригодности дефектов коррозионного происхождения, включая дефекты КРН, с применением механизированной сварки и послесварочной обработки». В результате работы разработана Временная инструкция по ремонту наплавкой дефектов труб, включая дефекты КРН, увеличенных размеров за счет применения полуавтоматической механизированной сварки и послесварочной обработки мест ремонта, которая находится на утверждении в ОАО «Газпром».

Для отработки технологии ремонта дефектов КРН в трассовых условиях в сентябре 2007 г. по результату экспресс-анализа данных обследования внутритрубной дефектоскопии, были отремонтированы 4 трубы с дефектами КРН. Дефекты были отремонтированы вышлифовкой и последующей заваркой. На самые глубокие места ремонта были дополнительно установлены композитные муфты РСМ-1400. После проведения ремонта газопровод запущен в работу. На отремонтированные трубы установлены датчики НДС и производится мониторинг. По данным мониторинга за 6 месяцев эксплуатации изменений показаний датчиков не произошло, что свидетельствует о возможности применения такого вида ремонта.

Основные задачи по сварочному производству на 2008- 2010 гг.

1.Аттестация сварочных технологий по ремонту сваркой узлов и деталей в обвязке КС.

2.Оптимизация численности сварочно-монтажных звеньев РЭП и АВП, и персонала лабораторий контроля качества филиалов Общества.

3.Создание специализированных участков по автоматической сварке и по выполнению врезок под давлением на базах АВП.

4.Развитие Школы сварщиков, создание единого Комплекса по подготовке и аттестации сварщиков и монтажников и единой системы качества в сварочном производстве ООО «Газпром трансгаз Югорск».

5.Выполнение плана НИОКР на 2008-2010 гг.

6.Развитие способов ремонта под давлением.

Несмотря на принимаемые меры по диагностике и ремонту дефектов, переизоляции газопроводов, безаварийной работы ГТС достичь не удалось. Ежегодно компания имеет до 6-10 разрушений трубопроводов, в том числе  почти 50 % по причине КРН.

1.На фоне повышения объемов транспорта газа и, соответственно, среднего давления в трубе (в 2002 г. запас газа в системе был 2,61 млрд.м^З, Рср=60,9 кг/ см², а в 2007 г. 2,67 и 62,1 соответственно), в условиях  ухудшающегося  состояния изоляции наметилась явная тенденция роста дефектов KPH.

2.Для успешной реализации программы ремонта изоляционных покрытий, Обществу необходимо в период 2009-2010 гг. выполнять ремонт 1670 км газопроводов ежегодно.

3.Единственный действенный способ устранения стресс-коррозии — это полная переизоляция газопроводов. Принято решение о 100 % применении с 2009 г. наружных сканеров-дефектоскопов при проведении переизоляции МП.

4.Принимая во внимание фактор старения газопроводов, увеличение обнаруженных стресс-коррозионных дефектов, необходимо увеличить ежегодные объемы внутритрубной диагностики до 8-9 тысяч км. Этот шаг необходим для обеспечения диагностирования всех участков газопроводов с периодичностью 1 раз в 3 года, что позволит своевременно выявлять и устранять стремительно растущие дефекты КРН.

5.Необходимо обеспечить ввод 18 узлов приема/запуска ОУ (9 шт. в 2008 г и 9 шт. в 2009-2010 гг.), что позволит обследовать 1425 км (системы «75»), в том числе первичное обследование 995 км.

На основании анализа существующего положения по очистным устройствам магистральных газопроводов в Надымском коридоре необходимо продолжить работы по модернизации и технологическому обновлению объектов до 2013 г. Объемы реконструкции узлов очистки приведены в таблице 5.8.[412]

Таблица 5.8.

Предложения по модернизации и технологическому обновлению узлов очистки на магистральных газопроводах (МГ) Надымского коридора

№	Участок МГ	Год ввода в эксплуатацию	Год ввода после реконструкции	Потребность в камерах			Объем технического перевооружения и технологического переоснащения
				Запуска		Приема
1	2	3	4	5		6	7
МГ Уренгой-Надым I
1	КС Пангоды	1977	2004	1		1	УПОУ на 193,3 не достраивать, а смонтировать после пересечения Ямбургского и Надымского коридоров. (перед р.Надым км 199)
МГ Надым-Пунга III
2	КС Надымская – 110км	1975	2004	1		1	Смонтировать УЗОУ и УПОУ с обвязкой
3	113км 379км	1975	2004	1	1		Смонтировать УЗОУ и УПОУ с обвязкой Демонтировать УЗОУ без камеры на 132км и УПОУ без камеры на 251 км
4	КС Казымская-КС Перегребненская	1975	2005	1	1		Смонтировать УЗОУ и УПОУ с обвязкой
МГ Надым-Пунга IV
5	2км 111км	1977	2005	1	1		Смонтировать УЗОУ и УПОУ с обвязкой
6	КС Сорумская 114км	1977	2006	1	1		Смонтировать УЗОУ с обвязкой Демонтировать УЗОУ на 135 км
7	КС Сорумская-378км	1977	2006	1	1		Смонтировать УЗОУ с обвязкой
8	КС Казымская-КС Перегребненская	1977	2007	1	1		Смонтировать УЗОУ и УПОУ
МГ Уренгой-Грязовец (Надым-Пунга V)
9	КС Сорумская 116км	1981	2007	1	1		Смонтировать УПОУ с обвязкой
МГ Уренгой-Петровск
10	КС Пангоды-193км	1982	2009	1	1		Смонтировать УЗОУ с обвязкой Демонтировать УПОУ на 192 км
11	КС Надым 257км	1982	2009	1	1		Смонтировать камеры с обвязкой на УЗОУ и УПОУ
12	264км -326км	1982	2009	1	1		Смонтировать камеры УЗОУ и УПОУ
13	КС Сорумская 331км	1982	2010	1	1		Смонтировать камеры с обвязкой на УЗОУ и УПОУ
14	КС Сорумская 591км	1982	2010	1	1		Смонтировать камеры с обвязкой на УЗОУ и УПОУ
15	КС Н.Казымская КС Перегребненская	1982	2010	1	1		Смонтировать камеры на УЗОУ и УПОУ
16	КС Ивдельская КС Краснотурьинская	1982	2010	1	1		Смонтировать камеры с обвязкой на УЗОУ и УПОУ

В течение 10-12 лет необходимость модернизации и технологического обновления газораспределительных станций определяется в соответствии со степенью их изношенности (в среднем 2-3 станции в год) и предусматривает поэтапное оснащение всех линейно-производственных управлений и всей газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск» средствами телемеханизации.

В настоящее время стоит  задача по завершению телемеханизиции всех магистральных газопроводов, т.е. 100 %.

Если рассмотреть перечень установленных в ООО «Газпром трансгаз Югорск» систем автоматики ГПА по состоянию на 1.01.2008 г.,  то в нем произошли некоторые изменения.[413] В частности, выросло количество систем, прошедших капитальный ремонт с применением комплекта производства фирмы «Электронстан-дартприбор» А 705-15-09МЭ и сокращение чистых микропроцессорных систем А705-15-Ф9М», также увеличилась доля новых систем типа «Квант», «Алгостар» и МСКУ.

73 % общего парка САУ ГПА имеют срок эксплуатации более 20 лет.

К системе ИУС «Газпром трансгаз Югорск» подключено более 82 % цехов, на 2008 г. запланировано подключение еще 23 цехов. Это в основном цеха с САУ СЦКУ, подключаемые за счет применения оборудования фирмы  «Сенсорика», а также цеха, прошедшие реконструкцию.

Рисунок 5.9. Структура отказов КИПиА за 2007 г.

В целом по компании наблюдается общая тенденция увеличения наработки на отказ систем автоматизации практически по всем типам ЛТД,  но лидерами по аварийности по-прежнему выступают новые агрегаты ГПА 25 ДН и ГПА -12Р.

Снижение наработки на отказ ГТК-10-4 по итогам 2007 г., в первую очередь, вызвано проблемой массовых аварийных остановов в феврале-апреле 2007 г. по причине помпажа осевого компрессора. Сейчас реализован ряд мероприятий, как по механической части, так и по системам автоматического управления, направленных на предотвращение подобных аварий.

Также имело место снижение наработки на отказ систем автоматизации по агрегатам ГТК-10И и ГПА-25ДН. По ряду причин, в сравнении с 2006 г., структура отказов по КИП иА, произошедших в 2007 г., не изменилась. Изменения произошли только в процентном соотношении. Это результат целенаправленной работы по устранению узких мест, увеличению, т.е. перераспределению финансирования на критические направления: ремонт А-705-15-ОШ спомощью ПТК «ЭИС», ремонт САУ «Спидтроник» и замена систем виброконтроля, датчиков и т.д.

Если в 2006-2007 гг. наблюдалась тенденция к некоторому сглаживанию распределения по типам отказов, с сохранением общей структуры, на фоне снижения количества АО, то в 1 квартале 2008 г. произошло изменение в лидерстве. На 1 место вышли отказы датчиков и исполнительных устройств, а также систем контроля вибрации. Данное изменение представляется вполне логичным.

За последние 2 года значительные усилия направлялись именно на снижение отказов плат и блоков. Это и упомянутые ранее ПТК «ЭМС», САУ  «Квант», замена блоков, устранение «земли» в цепях управления, значительные усилия со стороны энергетиков, направленные на улучшение качества энергоснабжения.  Что касается доли отказов периферийного оборудования, то здесь нужно отметить:

-  жесткие условия эксплуатации данного оборудования;

-  значительное количество установленных устройств;

-  не всегда надлежащее качество поставляемого оборудования.

Дальнейшие действия по данному типу отказов необходимо разбить на 2 части: это технические и организационные мероприятия.

Технические мероприятия:

-  замена оборудования;

-  оптимизация условий работы оборудования.

Организационные:

-  - соблюдение графиков ремонтов, калибровок и прочих требований инструкций по эксплуатации;

-  - обеспечение качества ремонта монтажа и ТО;

-  - ведение претензионной работы;

-  - доработка поставляемого оборудования.

Если рассматривать состояние наработки на отказ ГПА по причине отказа систем автоматики, то лидирующее место по итогам 2007 г. имеют Сосьвинское и Перегребненское ЛПУ с наработкой более 35 тыс часов. В рядах аутсайдеров оказываются Октябрьское, Бобровское и Уренгойское ЛПУ с наработкой менее 6 тыс. часов.

Для выполнения поставленной задачи — общей наработки в 5000 часов, — учитывая среднюю долю в 50 % аварийных остановов (АО) по причине КИП, несложно посчитать, что наработка на отказ систем КИПиА должна составлять не мене 10 000 часов.

Можно выделить некоторые основные показатели, влияющие на надежность работы средств КИПиА, это:

-  качество ремонта, технического обслуживания и эксплуатации (квалификация, наличие ЗИП, нарушение периодичности технологии обслуживания, инструкций по эксплуатации);

-  превышение срока эксплуатации средств автоматизации (продление ресурса с помощью ремонтов) при критических режимах работы (наработка на отказ);

-  нарушение определяемых инструкциями режимов эксплуатации;

-  комплектующие (качество поставляемого оборудования и материалов);

-  нестабильность электропитания.

Рисунок 5.10. наработка на отказ ГПА по причине отказа систем автоматики

Для того, чтобы повысить надежность работы оборудования КИП, необходимо:

-  продолжить планомерную замену компонентов САУ, выработавших ресурс;

-  продолжить капитальный ремонт САУ ГПА с использованием комплектов ПТК «ЭИС»;

-  продолжить замену устаревших систем контроля загазованности ГАЗ-3, ЗМ на современные системы;

-  заменить в полном объеме датчики уровня масла в маслобаках двигателя и нагнетателя;

-  применение аппаратуры виброконтроля СИЭЛ-1605.01, 1605.02, Вектор-М ИВ-Д-ПФ;

-  провести замену места установки датчиков, устройств управления, регулирования с учетом снижения температурных и вибрационных нагрузок вплоть до переноса их в блок автоматики или другие отсеки ГПА;

-  оптимизировать трассы прокладки кабельной продукции по двигателю и в блоке автоматики с использованием минимального количества соединительных элементов и расположением их в оптимальных местах, плановая замена кабельной продукции;

-  выполнить доработку блоков автоматики с целью приведения к оптимальным условиям эксплуатации;

-  производить плановую замену штатных кабельных планов по двигателю при проведении регламентных работ.

В организационные мероприятия по повышению надежности работы оборудования КИП следует, включить:

-  повышение квалификации обслуживающего персонала;

-  совершенствование методик расследования, анализа и учета отказов оборудования с последующей разработкой мероприятий и тиражированием принимаемых мер;

-  доработка регламентов обслуживания, планирования работ;

-  массовое внедрение технологических карт обслуживания и ремонта основного и вспомогательного оборудования КИП;

-  совершенствование методов обслуживания и ремонта;

-  распространение положительного опыта эксплуатации;

-  совместная работа с профильными отделами и службами по устранению узких мест, снижающих надежность работы оборудования;

-  претензионная работа по оборудованию, поставленному на объекты;

-  испытания и доработка совместно с заводами изготовителями до необходимого уровня надежности нового оборудования и приборов;

-  совершенствование программного обеспечения новых систем автоматики с учетом реальной среды эксплуатации.

Есть уверенность, что проведение перечисленных выше мероприятий позволит выполнить поставленные задачи по обеспечению надежной работы ГПА.

На 1 января 2008 г. в ООО «Газпром трансгаз Югорск» телемеханизиро-вано 30 % от общей протяженности эксплуатируемых магистральных газопроводов.

Практика России и большинства зарубежных стран свидетельствует о том, что системы автоматизации на устаревшей релейной и релейно-транзисторной элементной базе практически не выпускаются, поэтому меры по поддержанию эксплуатационной надежности устаревших систем, снабжению запасными частями и ремонты требуют от организации значительных финансовых и человеческих затрат.

Устаревшие системы 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, что в свою очередь не позволяет внедрять современные методы управления и организации труда.

В настоящее время в ООО «Газпром трансгаз Югорск» эксплуатируется 85 узлов связи, более 3600 км многоканальных магистральных радиорелейных линий связи, из которых около 3000 км – цифровые. Однако территория компрессорной станции Уренгойская–Надым-Югорск не охвачена современными системами цифровой связи и транкинговой УКВ радиосвязи.

Анализ показывает, что компании требуется создание выделенной региональной сети передачи данных на базе цифровых каналов, а также необходима частичная реконструкция транкинговой системы УКВ радиосвязи и сети цифровой автоматической телефонной связи. Система управления ООО «Газпром трансгаз Югорск» оснащена как новыми средствами организации рабочих мест, так и устаревшими средствами, требующими обновления и замены.

В ближайшие годы будут проведены масштабные работы по внедрению систем телемеханики, что позволит в значительной мере повысить оперативность управления системой магистральных газопроводов, особенно в экстремальных ситуациях.

Для модернизации и технологического обновления системы автоматизированного управления газоперекачивающими агрегатами к разработке и поставке предполагается привлечь традиционных разработчиков и поставщиков систем автоматизации, таких как ЗАО НПФ «Система-Сервис» или ЗАО «Система-Газ» с фирмой «Compressor Controls Corporation». Цеховые системы управления предполагается реконструировать с использованием мультипроцессорного комплекса разработки и поставки ЗАО НПФ «Система-Сервис», САУ и Р совместной разработки и поставки ЗАО «Система-Газ» и фирмы «Compressor Controls Corporation», а также с использованием комплекса программно-технических средств и щитов на базе разработок ООО «Фирма “Калининградгазприборавтоматика”».

Как правило, при выполнении модернизации на базе технических средств разработки и поставки ЗАО НПФ «Система-Сервис» используется мультипроцессорный управляющий комплекс МСКУ-5000-01, который разработан с использованием программно-технических средств фирмы «Siemens». При выполнении модернизации на базе технических средств разработки фирмы «Compressor Controls Corporation» используется микропроцессорный управляющий комплекс «Алгостар», который разработан с использованием программно-технических средств  системы регулирования «Series 5 Vangard».

Особенностью модернизации с использованием распределенных систем автоматизации является комплексный подход, когда модернизации подлежат все агрегаты и установки соответствующих центров. При этом газоперекачивающие агрегаты реконструируются с использованием унифицированной системы автоматизированного управления газоперекачивающими агрегатами, размещаемой в электрообогреваемом блок-боксе у ГПА, а технологические и вспомогательные цеховые/станционные объекты и установки — с использованием локальных ПЛК в шкафном исполнении, которые размещаются в помещениях в непосредственной близости от контролируемых объектов. Для управления узлом подключения и охранными кранами на площадке узла предусматривается электрообогреваемый приборный блок- бокс с ПЛК. ПЛК связываются между собой сетью «Profibus» (МСКУ-5000-01) или сетью «Data Highway Plus» (Series 5 Vangard) по кабелю типа «TP»(витая пара) или «FL» (оптоволоконный) и далее посредством сервера соединяются с пультом цехового управления. Указанные системы, как правило, имеют выход на станционный уровень по стандартному протоколу «Modbus». Обычно в этом варианте реконструкции исходят из необходимости остановки цеха, что позволяет производить демонтажные и монтажные работы одновременно на нескольких ГПА и установках. Для контроля и управления удаленными вспомогательными объектами имущественного комплекса предполагается использование системы контроля и управления по радиоканалу.

Модернизация с использованием технических средств охватывает только цеховой уровень, а также основные и вспомогательные цеховые/станционные установки и объекты. Система автоматизированного управления в настоящее время разработана в виде микропроцессорного шкафа ШКС-04М с АРМ для контроля и управления цехом (разработан взамен устаревших шкафов ШКС-04 системы «Автоматика-1»), а также комплекса систем управления технологических и вспомогательных объектов цеха. Все системы должны быть доработаны с целью их максимальной унификации, типизации и обеспечения возможности работы в рамках распределенной локальной вычислительной сети.

Поэтапная реконструкция систем цехового контроля и управления в этом случае предусматривается следующим образом. Шкаф ШКС-04М разрабатывается взамен существующих ШКС-04, ШУ-28, ШУ-29,  шкафов нормирующих преобразователей и других, тому подобных шкафов, как типовой в двух исполнениях:

-  исполнение 1 — для цехов с параллельной обвязкой ГПА (по предварительным данным для КЦ с 4...5 агрегатами ГПА-Ц-16);

-  исполнение 2 — для цехов с последовательной обвязкой ГПА (по предварительным данным для КЦ с 6-ю агрегатами ГТ-6-750).

Разрабатываются типовые САУ технологических и вспомогательных установок, как локальные подсистемы АСУ ТП КЦ, с целью замены существующих систем автоматизации для создания на площадках цехов  распределенных сетевых АСУ ТП, при этом:

-  САУ АВО газа должна быть разработана в двух исполнениях:

-  для работы в составе установок «мягкого» пуска электродвигателей АВО (для стыковки с  пультом «Робитэкс» и размещения  в операторной КЦ);

-  в виде локальной САУ в шкафу со встроенным электрообогревом (с «физической» стыковкой с электротехническими щитами в КТП АВО газа).

Для автоматизации удаленных объектов и вспомогательных установок предлагается использование радиоканала, а именно:

-  контроль и управление кранами узла подключения и охранными КЦ будет осуществляться посредством ШКС-04М по «физическим» связям, но аварийное управление предлагается реализовать по радиомодему от локального устройства и автономной не обслуживаемой  аккумуляторной батареи, установленных в блок-контейнере на площадке узла подключения;

-  контроль и управление ВОС и КОС, артскважинами, а также  другими вспомогательными объектами на удалении до 4 км предлагается предусмотреть с использованием радиомодема.

Разработка унифицированных САУ КЦ КГПА, включая типовые шкафы ШКС-04М и САУ технологических и вспомогательных установок, осуществляется по исходным требованиям Южниигипрогаза и Югорскмонтажавтоматики, а привязка указанных систем осуществляется по типовым проектным решениям (ТПР) Южниигипрогаза. ТПР позволяют  на базе унифицированного комплекса технических средств обеспечить типовую привязку САУ.

Модернизация систем станционного уровня (ДП КС) должна выполняться с учетом последовательности и сроков замены действующих систем управления агрегатного и цехового уровней на новые программно-технические средства, но с сохранением в эксплуатации действующих систем управления КС до завершения реконструкции в последнем по срокам цехе. Полный демонтаж действующего оборудования ДП КС может быть завершен после запуска в эксплуатацию последнего (по срокам) цеха на новом оборудовании. Таким образом, модернизация систем станционного уровня должна осуществляться после или в процессе реконструкции последнего КЦ, чтобы обеспечить диспетчерский контроль и управление станцией на базе реконструированной системы на завершающем этапе реконструкции КС.

При выполнении модернизации систем управления станционного уровня целесообразно обеспечить единство программно-технической базы как на  уровне АСУ ТП КС, так и на уровне  АСУ ТП КЦ. Наиболее рациональным является организация АСУ ТП КС на программно-технической базе аналогичной агрегатным и цеховым комплексам  МСКУ-5000-01 (ЗАО НПФ «Система-Сервис») и ПТК «Series-5 Vangard» (фирма «Compressor Controls Corporation»). Кроме того, возможно использование для указанной цели программно-технических комплексов фирмы ООО «НПА Вира Реалтайм» (г. Москва).

Модернизация систем оперативно-диспетчерского управления объектами имущественного комплекса предусматривает использование современных программно-технических комплексов и оборудования, выбор которых должен осуществляться на альтернативной основе с использованием стандартных программ  SCADA, после проведения тендерных конкурсов и торгов.

Модернизация систем управления имущественным комплексом осуществляется следующим образом: системы управления имущественным комплексом расширяются и реконструируются путем последовательного обновления и замены программно-технических комплексов.

В соответствии с программой по реконструкции и техперевооружению средств телемеханизации системы МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» на шестнадцати КС будет использоваться система линейной ТМ УНКТМ производства ФГУП «НИИИС» г. Нижний Новгород, на семи участках система телемеханики «Магистраль-2» производства ОАО «Газавтоматика» г. Москва и на пяти участках оборудование СТН-3000 производства ЗАО «Атлантикт-рансгазсистема»  г. Москва.

Перспективы развития АСУ  ПХД.

Автоматизированная система управления производственно-хозяйственной деятельностью (АСУ ПХД) ООО «Газпром трансгаз Югорск», реализованная на базе программных продуктов mySAP Business Suite, и 1С:Предприятие, находится в режиме промышленной эксплуатации с 2004 г.[414] АСУ ПХД и охватывает все основные направления деятельности Общества.

В системе работает более 2000 пользователей. Основными направлениями развития АСУ ПХД Общества на 2008-2010 гг. являются:

-  развитие системы «Рабочее место руководителя», в части разработки карт ключевых показателей эффективности деятельности для заместителей генерального директора по курируемым направлениям деятельности Общества;

-  тиражирование типовых решений на базе  системы SAP R/3 в производственные филиалы Общества;

-  решение о переводе производственных филиалов о платформы 1С на платформу SAP необходимо  принимать после всестороннего анализа функциональных, методологических требований, технических и финансовых возможностей Общества с учетом необходимости решения всего комплекса вопросов, возникающих при реализации таких проектов;

-  развитие функциональности модуля ТОРО системы SAP R/3 и его более глубокая интеграция с АСУ ТП и  геоинформационными системами, в частности с информационно-управляющей  системой объектов транспорта газа (ИУС ОТГ) в части паспортизации технологического оборудования и передачи из ИУС ОТГ параметров работы и состояния основного технологического оборудования.

Данное направление развития АСУ ПХД является  наиболее приоритетным, т. к, модуль ТОРО системы SAP R/3 является основным элементом информационного пространства Общества, связывающим производственно-хозяйственные и финансово-экономические задачи  деятельности предприятия, и способен дать ощутимые результаты и в планировании расходов на эксплуатацию и ремонт технологического оборудования, мониторинге и анализе состояния и эффективности управления производственными мощностями Общества.

Основные проблемы эксплуатации и развития АСУ ПХД можно распределить по нескольким направлениям:

-  недостаточность выделяемых ОАО «Газпром» финансовых средств для быстрой и полной реализации всех проектов по данному направлению;

-  отсутствие комплексной программы развития информационных ресурсов компании.  С этим связаны проблемы планирования и финансирования работ по развитию информационной инфраструктуры  компании (поддержание и увеличение производительности существующего серверного оборудования, а в дальнейшем проектирование и строительство нового ЦОД-а. Развитие ЛВС администрации и подразделений Общества. Расширение каналов связи системы передачи данных, реализация средств защиты информационных ресурсов. Закупка необходимого лицензионного ПО, расходы на интеграцию существующих информационных систем и т.п.);

-  указанные выше проблемы влияют на сложность обоснования и защиты бюджета расходов и финансирования работ по  эксплуатации и развитию АСУ ПХД в ФЭД ОАО «Газпром», т.к. основной объем расходов планируется по статье «расходы по программному обеспечению и услуги по его сопровождению» в текущих расходах компании;

-  в связи с высокой стоимостью услуг специалистов IТ-компаний, а также отдаленностью  ООО «Газпром трансгаз Югорск», широкими организационными и, главное, функциональными рамками системы, очень актуальным становится вопрос наличия собственных высококвалифицированных специалистов в области современных информационных технологий. Следует отметить, что в условиях дефицита таких специалистов в целом по России, в ОАО «Газпром», отсутствует целостная система повышения квалификации и переподготовки IТ-специалистов, особенно с учетом внедрения современных высокоинтегрированных ERP-систем. Вышеуказанные проблемы  снижают эффективность использования АСУ ПХД и тормозят ее дальнейшее развитие в целях повышения эффективности деятельности Общества.[415]

Важным направлением модернизации и технологического обновления  систем электроснабжения объектов газотранспортной системы является применение современного электрооборудования, изготавливаемого по передовым отечественным и импортным технологиям. Для электростанций собственных нужд в процессе модернизации целесообразно применять электростанции нового поколения в блочно-контейнерном исполнении, полной заводской готовности, единичной мощностью 2,5 МВт и 4 МВт. 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». Предусматриваются комплектные трансформаторные подстанции новой модификации производства ОАО «Новая Эра». Управление объектами энергоснабжения осуществляется АСУ Э. Предусматривается применение низковольтных комплектных устройств с выдвижными элементами изготовления. Для питающих и распределительных сетей 0,4÷10 кВ предусматривается применение кабелей с медными жилами. Замене физически изношенного и морально устаревшего электрооборудования подлежат: КТП – 410 комплектов, разъединяющих пунктов – 340 комплектов.

Техническими решениями по модернизации и технологического обновления источников теплоснабжения предусматривается замена и модернизация устаревшего, выработавшего моторесурс котельного парка на новый, с улучшенными технико-экономическими и экологическими показателями. Нормативный срок службы основных элементов системы тепло-, водоснабжения и водоотведения приведен в Табл. 5.9.

На всех компрессорных станциях, за исключением станций Пангодинская и Таежная, принимается установка новых котельных на место демонтируемых с использованием существующих эстакад, с выполнением работ в летнее время.

При реконструкции станций Пангодинская и Таежная нами предлагается, в качестве эксперимента, установка в зданиях автономных источников тепла с демонтажом котлов-утилизаторов и тепловых сетей.

Таблица 5.9.

Нормативный срок службы основных элементов систем тепло-, водоснабжения и водоотведения

Наименование элементов систем тепло-, водоснабжения и водоотведения	Номер группы	Нормативный срок службы, лет
1.  Насосы артезианские и погружные	3	3÷5
2.Насосы центробежные, поршневые, роторные	4	5÷7
3.Сеть тепловая магистральная 4.Котлы энерготехнологические 5.Котлы отопительные, водонагреватели 6.Установки передвижные котельные	5	7÷10
7.Цистерны (баки), резервуары и другие емкости (кроме емкостей для сжатого или сжиженного газа) из черных металлов и алюминия 8.Канализационные сети из асбоцементных и стальных труб	7	15÷20
9.Скважина водозаборная	8	20÷25
10.Водопроводные очистные сооружения 11.Канализационные сети из керамических труб и сооружения	9	25÷30

При разработке концепции программы по модернизации и технологическому обновлению котельного парка на длительную перспективу нами приняты основные концептуальные мероприятия:

-  замена устаревшего оборудования на новое, изготовляемое по отечественным и импортным технологиям;

-  полное обследование тепловых сетей, с последующей заменой ненадежных, аварийных участков на новые;

-  внедрение энергосберегающих технологий получения тепла;

-  сокращение расходов топливо-энергетических ресурсов;

-  переход на автономные, индивидуальные источники теплоснабжения (на 2-х цехах, принятых в качестве экспериментальных).

Установки водоочистки, насосное оборудование, устаревшие и не отвечающие современным требованиям, должны быть заменены на современные автоматизированные системы водоподготовки с использованием безреагентных технологий.  Выбор источников водоснабжения должен осуществляться только при наличии заключения о соответствии источника требованиям ГОСТ 2761-84.  В качестве водоводов необходимо применять трубы из некорродирующих полимерных материалов или металлических с антикоррозионным внутренним и наружным покрытием заводского изготовления.

На объектах с широко развитыми объединенными системами водоснабжения нами предлагается выполнить локальные установки водоочистки для каждого потребителя или группы потребителей с выделением самостоятельного питьевого водопровода. При этом забор воды будет осуществляться из действующей водопроводной системы. На действующих ВОС надо предусмотреть только насосную с насосами пожарного, технического водоснабжения и циркуляционные. В качестве локальных установок водоочистки могут быть рекомендованы станции электрокоагуляционной подготовки питьевой воды с подстанциями водонапорными «Водопад» полнокомплектной заводской поставки.

Осуществление указанных предложений позволит эффективно решить вопросы водоснабжения и ресурсоэнергосбережения, используя существующую схему.

Данные виды реконструкций систем водоснабжения необходимо осуществлять, учитывая нормативные сроки службы, а также время последних  модернизаций и технологических обновлений на объектах рассматриваемых систем. В системах канализации, где эксплуатируются очистные сооружения с истекшим сроком полезного использования, а также сооружения с применением иловых площадок, и по оценке контролирующих органов госсанэпиднадзора и экологической безопасности не обеспечивающие нормативное качество очищенных сточных вод, предлагается выполнить реконструкцию комплексных очистных сооружений с полной заменой очистных установок на новые, полнокомплектной заводской поставки, имеющие соответствующую сертификацию, с технологией очистки, использующей минимальный прирост ила. В качестве канализационных очистных сооружений, удовлетворяющих указанным требованиям, рекомендуются станции биологической очистки сточных вод «ДЕКО-СВ» (ЗАО «ДЕКО», г. Брянск).

На объектах, где эксплуатируются выгребы, надо заменить их на локальные установки очистки бытовых стоков с организацией выпуска очищенных вод на рельеф за пределы площадок. Локальными установками могут выступать установки типа «Коттедж-био» (ООО «Лига-Б», г. Москва) как в подземном, так и надземном вариантах размещения. В качестве перекачивающих насосных следует использовать установки полнокомплектной заводской поставки ООО НПП «Экотехника»,  г. Москва.

На сетях дождевой канализации перед сбросом поверхностных вод в сети бытовой канализации установить нефтемаслоуловители, обеспечивающие необходимое качество очистки.  Решение  указанных проблем и прогнозирование эффективной работы систем канализации сводится к обновлению, реконструкции действующих сооружений очистки, диспетчеризации их работы, сбалансированному отводу поверхностных и бытовых стоков на совместную очистку, посредством локализации поверхностных вод с их очисткой, повторным использованием или сбросом на рельеф. В сооружениях дождевой канализации должны использоваться фильтры с коалесцирующими загрузками. Очистные сооружения, использующие технологии с иловыми площадками, должны быть заменены новыми, современными, компактными блочно-модульными установками заводского изготовления, использующими безреагентные технологии биологической очистки с иммобилизованными на специальных загрузках микроорганизмами.

Для повышения эффективности управления основной деятельностью объектов водоснабжения и водоотведения необходимо внедрять автоматизированные системы управления технологическими процессами.

Архитектурно-строительные решения. Согласно намечаемым срокам проведения реконструкции объектов недвижимости до 2020 г., большинство конструктивных элементов зданий и сооружений  выработают свой нормативный ресурс или будут близки к этому.

В связи с тем, что объекты недвижимости, составляющие имущественный комплекс ООО «Газпром трансгаз Югорск» расположены в различных природно-климатических и горно-геологических условиях и оснащены большим разнообразием агрегатов, объемы, виды работ и спецификации по реконструкции каждого объекта имущественного комплекса будут отличаться.

---

Предыдущая

Оглавление

Следующая