USD 70.4999

0

EUR 79.2207

0

BRENT 42.77

0

AИ-92 43.06

-0.02

AИ-95 47.14

+0.02

AИ-98 52.88

-0.14

ДТ 47.6

+0.13

5 мин
63
0

Надежность кроется в деталях

Арматура – неотъемлемая часть любой трубопроводной системы. При работе в различных системах арматура подвергается разнообразным воздействиям: высоким и низким температурам, вибрациям, давлению и т.д. Поэтому, к арматуре предъявляют особые требования, основные из которых, долговечность, прочность, коррозионная стойкость и взрывобезопасность. При этом, арматура должна иметь невысокую себестоимость, чтобы быть конкурентоспособной на рынке. Как добиться соответствия всем этим параметрам и обеспечить экономическую эффективность от ее использования при эксплуатации магистральных газопроводов?

До недавнего времени запорную арматуру на линейной части трубопроводов надлежало размещать на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км. Долгие годы трубопроводную арматуру рассматривали как технологическое устройство обеспечивающее исключительно безопасность функционирования магистральныхз газопроводов и компрессорных станций при эксплуатации и проведении ремонтов.

После того, как газ стал реальным энергетическим рыночным товаром и его значительные потери из-за несвоевременного перекрытия линейной части магистральных газопроводов из-за неудовлетворительной работы трубопроводной арматуры стали наносить значительный экономический ущерб Газпрому, требования к уровню эксплуатации трубопроводной арматуры резко возросли.

Это не замедлило сказаться на разработке новых нормативных материалов по эксплуатации и диагностированию трубопроводной арматуры, а также установлению предельного времени перекрытия трубопроводной арматуры при разрыве газопровода (технологического или в результате банального воровства газа). Практически на всех магистральных газопроводах в настоящее время обеспечена технологическая возможность дистанционного управления линейной трубопроводной арматурой. Следует заметить, что термины «трубопроводная арматура» и «запорная арматура» в нормативной литературе, в частности, в ПЭ магистральных газопроводах, имеют одинаковый смысл.


Технический уровень оборудования определяется, в основном, его надежностью, степенью автоматизации, а также экономичностью и эффективностью. Трубопроводная арматура является восстанавливаемым объектом, подвергающимся техническому обслуживанию и ремонту. Как и все эксплуатируемое на магистральных газопроводах технологическое оборудование трубопроводная арматура подвергается диагностическому обследованию. Иными словами, поддержание запорной арматуры в работоспособном состоянии требует определенных трудозатрат, как эксплуатационного персонала, так и подрядных организаций. В связи с этим степень автоматизации определяется долей трудоемкости автоматизированных операций от полной трудоемкости операций сбора, преобразования, передачи, распространения информации и управления. Степень автоматизации всегда меньше единицы и чем она выше, тем более совершенным является технологическое оборудование, т.е. конструктивно оно выполнено так, что все трудозатраты для обеспечения нормального функционирования запорной арматуры сводятся к минимуму.

Особенность функционирования трубопроводной арматуры заключается в том, что на линейной части она находится в режиме ожидания, который по условиям режима работы магистральных газопроводов может длиться более года. И когда дистанционно поступает команда на закрытие крана он должен, по своему техсостоянию, перекрыть газопровод. Удовлетворительное техническое состояние трубопроводной арматуры определяется регулярным техобслуживанием и выполнением диагностического обследования все результаты которого заносятся в журнал техобслуживания трубопроводной арматуры.


Для обеспечения работоспособности трубопроводной арматуры, в соответствии с ПЭ МГ затворы линейной запорной арматуры многониточных газопроводов полностью переставляют в положение «закрыто»-«открыто» два раза в год: при подготовке объектов к осеннее-зимнему и весеннему периоду эксплуатации. Краны узлов подключения компрессорных станций (обводного, входного и выходного газопроводов) переставляют один раз в год при плановой остановке цеха.

Общий срок службы трубопроводной арматуры составляет не менее 30 лет (есть газопроводы, в которых запорная арматура служит около 50 лет), а уплотнения из мягких материалов (резины, фторопласта и т.п.) и уплотнений затвора и корпуса по сопряжению «металл по металлу» - 15-20 лет. Для восстановления работоспособности уплотнений (и соответственно крана) в них регулярно через подводящие каналы набивают смазки, пасты. Наличие пасты в уплотнительных узлах арматуры и в подводящих каналах позволяет, как минимум в два раза, продлить срок службы арматуры, сократить (или полностью исключить) потери транспортируемого продукта, повысить безопасность эксплуатации и обеспечить экологическую чистоту объектов.

Особенно остро при эксплуатации магистральных газопроводов стоит проблема обеспечения герметичности кранов и она может обостриться при выполнении плановых в соответствии с п. 5.7.18 ПЭ МГ перестановок кранов в присутствии эксплуатационного персонала в независимости от наличия телеуправления. Здесь технологически разумно (один раз в год) использовать для набивки уплотнения крана специальную пасту ООО «Орггазнефть» (г. Москва), как имеющую значительный ресурс и при этом существенно ниже стоимости подобных зарубежных паст. Эта паста уплотнительная конденсатостойкая 131-435 КГУ вошла в реестр материалов, разрешенных к применению в Газпроме в соответствии с п. 5.17.11 ПЭ МГ.

Использование таких специальных паст следует рассматривать как техническое решение по временному (и неоднократному) восстановлению герметичности кранов. Это относится к тем кранам, в которых конструктивно предусмотрена набивка уплотнительных материалов. Вырезка негерметичных кранов больших диаметров может быть перенесена на неопределенный срок при использовании уплотнительных паст Орггазнефть. Такой подход обеспечивает также необходимую экономическую эффективность работы.

При продлении срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов возник вопрос о продлении этого срока и для запорной арматуры. Опыт проведения компаний Орггазнефть экспертизы промышленной безопасности магистральных газопроводов в разных регионах страны с 2003 по 2011 гг. показал, что при продлении срока безопасной эксплуатации последних запорная арматура ни как не лимитирует проведение ЭПБ. Проблема только в устранении протечек газа больше допустимых норм для классов герметичности по ГОСТ 9544-2005 или негерметичности по отношению к внешней среде вследствие износа уплотнительных элементов. Этот недостаток легко устраняется применением уплотнительных паст (смазок) и его можно применять неоднократно.

Следует отметить, что Газпром резко ужесточил требования к техническому обслуживанию трубопроводной арматуры и выполнение этих работ в газотранспортных компаниях организовывают и контролируют группы запорной арматуры инженерных центров.

В настоящее время требования к качеству проведения техобслуживания и регламентных работ по трубопроводной арматуре достаточно полно отражены в государственных и отраслевых нормативных документах: СНиП 2.05.06-85; Правила эксплуатации МГ. СТО Газпром 2-3.5-454-2010; Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры. СТО Газпром 2-2.3-385-2009; Методика оценки ресурса запорно-регулирующей арматуры магистральных газопроводов. СТО Газпром 2-4.1-406-2009; Национальный стандарт ГОСТ Р 54808-2011 «Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов». Введен в действие с 01 июля 2012 г. взамен ГОСТ 9544-2005 «Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов».


КРАН ШАРОВОЙ
DN 400 PN 8,0 МПа
АЗТПА, Россия



Статья «Надежность кроется в деталях» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№8, 2012)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus