МТТ

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ 57ТехНАДЗОР № 9 (34), сентябрь 2009 www.tnadzor.ru

Мтт

Автор идеи – Андрей ФОМИНЫХ, руководитель межрегионального отдела по надзору за объектами магистрального трубопроводного транспорта Уральского управления Ростехнадзора

58 ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Мтт

Инновации гарантируют надежность

Одна из важнейших задач, стоящих перед АК «Транснефть», – реализация комплексной программы технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов (ТПР и КР). О ходе ее выполнения, а также о тенденциях в области технического развития компании рассказывает заместитель вице-президента ОАО АК «Транснефть» Анатолий ДЕМИН.

– Анатолий Митрофанович, вы работаете в структуре «Транснефти» более 10 лет. За это время значительно вырос уровень техниче-ского оснащения ее объектов. За счет чего это достигнуто?

– Во многом благодаря комплексному подходу к решению насущных проблем. Обычно мы выбира-ем определенное направление, это может быть ре-конструкция резервуаров, трубопроводов, обору-дования насосных станций, систем автоматики, и последовательно его продвигаем, разрабатывая целевые программы. Например, ежегодно в каждом дочернем обществе

определенное количество нефтеперекачивающих станций переводится с релейной системы управле-ния на микропроцессорную. Или такая серьезная проблема для компании, как нефтепроводы с под-кладными кольцами. В 50–60-х годах прошлого ве-ка технология требовала, чтобы внутрь трубопро-вода обязательно подкладывалась пластина и за-тем проваривался корневой шов – по-другому сде-лать было нельзя. В таких трубопроводах диагно-стический прибор не может «увидеть» сварной шов, да и вообще нормально пройти, поэтому в послед-ние 3–4 года было приложено много усилий по их замене. Заново построено почти 2 тысячи киломе-тров нефтепроводов.

– Как АК «Транснефть» обеспечивает безо-пасную эксплуатацию и надежность нефте-проводов?

– Обеспечение безопасности магистральных нефте-проводов включает в себя несколько направлений работы. Первое – разработка нормативных докумен-тов, в которых закладывается их надежность. Они касаются функционирования линейной части, резер-вуаров, нефтеперерабатывающих станций. Практи-чески по всем направлениям у нас разработано, как в организационном, так и в техническом плане, боль-шое количество соответствующих международным и российским требованиям документов.Второе – типовые проекты. Они не только сокра-

щают сроки подготовки к строительству, но и по-зволяют избежать ошибки при его проведении. Три года назад компания приняла решение о разработ-ке таких проектов, и, хочу подчеркнуть, данное на-правление полностью себя оправдало. Третье – это контроль выполнения строитель-

ных работ. Здесь на передний план выходят орга-низации, осуществляющие независимый техниче-ский надзор, и эксплуатационные службы, прини-мающие объект.Непосредственно в процессе транспортировки

нефти надежность трубопроводов контролиру-ют службы промышленной безопасности, охра-ны труда, комиссии производственного контроля, возглавляемые в каждом дочернем обществе глав-ным инженером. Положительно сказывается на безопасности

производства внедрение систем управления охра-ной труда и экологического менеджмента, а так-же серьезная защищенность персонала в социаль-ном плане.

– Компания располагает внушительным ре-зервуарным парком. Какова его надежность?

– Общий объем резервуарного парка «Транснеф-ти» по строительному номиналу 14 миллионов ку-бометров. Ремонт резервуаров производится после оцен-

ки их технического состояния и заключения о не-обходимости ремонта и замены, но обязательно в том объеме, который требуется для технологиче-ских нужд. Некоторое отставание было допущено в 2008 году, но программа, намеченная на 2009–2012 годы, позволит исправить эту ситуацию. Так, ес-ли в 2008 году мы отремонтировали 35 резервуаров объемом 635 тысяч кубометров, то в 2009 году при-ведем в надлежащее состояние уже 74 резервуара объемом 1 миллион 344 тысячи кубометров.В свое время компания столкнулась с очень серьез-

ной проблемой: резервуары-пятидесятитысячники, построенные еще в советские времена методом ру-лонной сборки, исчерпали нормативный срок служ-бы. В 1980-е, когда нефтяные месторождения Запад-ной Сибири осваивались быстрыми темпами, бы-ло решено изготавливать резервуары прямо на за-водах и затем уже в рулонах перевозить на места. Но чтобы конструкция сворачивалась и развора-чивалась, она должна быть из тонкой и упругой стали. Такую марку разработали, многие получи-

транспорт нефти и газа


Мтт

ли за это государственные награды. Может быть, в это время подобный способ строительства и был выходом из положения, однако в перспективе все обернулось серьезными проблемами.Мы попробовали отремонтировать один из таких

резервуаров на нефтебазе «Грушовая» ОАО «Черно-морсктранснефть», но при гидравлических испыта-ниях вдоль сварных швов пошли трещины, то есть сталь, из которой был изготовлен резервуар, факти-чески уже не могла служить дальше. Было приня-то решение о замене подобных резервуаров, и в те-чение трех лет на «Грушовой» был построен новый резервуарный парк, состоящий из 10 резервуаров вместимостью 50 тысяч кубометров каждый.Сейчас резервуары строятся листовым способом –

металл очень высокого качества сваривается непо-средственно на месте возведения емкости.Большой проблемой было для нас скопление неф-

тешламов на днищах резервуаров. В течение трех лет по заказу «Транснефти» проводилась научно-исследовательская работа по созданию специальных веерных головок, через которые под напором пода-валась нефть. Но способ оказался неэффективным, и было решено использовать силу винтов, подоб-ных тем, что применяются на кораблях. В результа-те созданы весьма эффективные устройства, полу-чившие название «Диоген», которые позволяют не допускать на днище резервуара отложения осадка более чем на 20 см. Это требование является норма-тивным для эксплуатации резервуаров.

– А какими еще техническими новшествами гордится АК «Транснефть»?

– Например, разработкой блочных понтонов. В 2008 году техническим советом компании было при- нято решение о переходе на конструкцию, которая представляет собой заполненный полиуретаном алюминиевый короб высотой 30 мм, на 10–12 мм притоплен в нефть. Поверхность жидкости полно-стью закрыта, поэтому нефть не может испарять-ся вообще. Это очень перспективное направление, и мы будем развивать его дальше.В 2008 году установили 16 таких понтонов – в

ОАО «Приволжскнефтепровод», ОАО «Транссиб-нефть», ОАО «Уралсибнефтепровод», то есть там, где ремонтировали резервуары. Единственный не-достаток конструкции заключается в том, что алю-миний – довольно дорогой металл, поэтому пред-стоит подыскивать ему альтернативу.Много работает компания над оснащением резерву-

аров купольными крышами. Раньше на резервуарах-пятидесятитысячниках использовались только пла-вающие крыши, но скопление на них снега или его неравномерное распределение может привести к за-топлению крыши. В некоторых районах из-за высо-кой влажности и перепада температур такая крыша зачастую примерзала к стенкам резервуара и могла повредить его. Поэтому 5 лет назад в районах с высо-кой влажностью и низкими температурами было ре-шено устанавливать только купольные крыши. На-пример, на нефтепроводе ВСТО на НПС № 10 Тала-канского месторождения построено 5 резервуаров с купольными крышами вместимостью 50 тысяч ку-бометров каждый, на НПС № 21 в Сковородино воз-водится шесть таких же резервуаров.Вспоминается случай, который произошел на

одном из российских нефтеперерабатывающих за-водов. Там закупили две американские купольные крыши для резервуаров-пятидесятитысячников, но они оказались не рассчитаны на российскую сне-говую нагрузку и обрушились. Поэтому, учитывая печальный опыт, компания уделяет особое внима-ние надежности купольных крыш.

Выбор пал на алюминиевые конструкции, кото-рые были доработаны и теперь достаточно надеж-ны. Замечу, что запас прочности наших купольных крыш, и расчетный, и экспертный, таков, что они могут выдерживать ветровую, снеговую и сейсми-ческую нагрузку одновременно.

– Действенный метод поддержания трубопро-водной системы в рабочем и безопасном состо-янии – внутритрубная диагностика. Расскажи-те о перспективах этого направления.

– Да, одно из серьезных достижений «Транснефти» за прошедшие 10 лет – это развитие внутритрубной диагностики. Ежегодно проходят обследование от 23 до 30 тысяч километров нефтепроводов.Конечно, сейчас в этой области мы находимся

на качественно ином уровне, чем несколько лет назад: сами изготовляем внутритрубные инспек-ционные приборы (ВИП), ни в чем не уступающие импортным, проводим ультразвуковую, магнит-ную и другие виды диагностики.В настоящее время специалисты компании рабо-

тают над тем, чтобы уменьшить количество ВИП, но при этом получить стопроцентный эффект от прове-дения диагностики в части обнаружения дефектов ма-гистральных нефтепроводов. С этой целью освоен вы-пуск комбинированных диагностических комплек-сов, которые позволяют выполнять одновременно не-сколько видов внутритрубных обследований.Значительно продвинулась в техническом отноше-

нии и диагностика резервуаров. В течение 7 лет специ-алисты компании используют акустико-эмиссионное оборудование, позволяющее обследовать емкость без вывода ее из эксплуатации и гарантировать, что с ней ничего не произойдет в ближайшие 4–5 лет. Последнее, что мы создали, за рубежом такого еще

нет, – это прибор, который может выявлять дефекты через стойкое антикоррозионное покрытие резерву-ара. Теперь перед проведением диагностики не тре-буется проводить зачистку швов и поверхностей резервуаров до металла с последующим восстанов-лением антикоррозионного покрытия. Уменьшает-ся объем работ, экономится время, значительно сни-жаются затраты. Более того, сейчас нами разрабо-тана технология, с помощью которой можно прово-дить диагностику днища резервуара, где защитный слой значительно толще, чем на стенке. Мы и дальше будем совершенствовать систему

производственной деятельности, которая бы обеспе-чила надежную, безопасную эксплуатацию маги-стральных трубопроводов и бесперебойную транс-портировку нефти. тн


Мтт

Восточные газовые «ворота»В сентябре 2007 года приказом Министерства промышленности и энергетики РФ утверждена «Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР. Курирует проект Александр АНАНЕНКОВ, член совета директоров, заместитель председателя правления ОАО «Газпром», компании, назначенной Правительством РФ координатором деятельности по реализации Восточной газовой программы.

Приоритетное направлениеВ системе приоритетов долгосрочной

энергетической политики России Вос-точное, или Азиатско-Тихоокеанское, направление стоит на одном из первых мест. В значительной мере это связано с возможностью реализации здесь круп-нейших нефтегазовых проектов, кото-рые имеют принципиальное значение не только для развития восточных террито-рий России, но и для экономики ряда го- сударств Азиатско-Тихоокеанского реги-она АТР и Южной Азии.Так, ресурсная обеспеченность восточ-

ных регионов страны позволяет при со-ответствующих экономических услови-ях сформировать к 2030 году четыре но-вых газодобывающих центра – Сахалин-ский, Якутский, Иркутский и Краснояр-ский – с суммарным объемом добычи свы-ше 200 миллиардов кубических метров в год. Со временем, согласно Восточной га-зовой программе, эти центры будут свя-заны единой газотранспортной системой, которая, в свою очередь, станет составной частью Единой системы газоснабжения России и Евро-Азиатской газопроводной системы. Последняя будет дополнена но-выми маршрутами экспортных поставок российского СПГ.

Сложнокомпонентное сырьеГаз крупнейших месторождений восто-

ка России уникален, он отличается высо-ким содержанием этана, пропана, бутана, других углеводородов, а также гелия. Поэ- тому будет создан ряд крупных газопере-рабатывающих комплексов и газохимиче-ских производств экспортной направленно-сти, которые обеспечат к 2030 году выпуск продукции с высокой добавленной стоимо-стью в объеме не менее 13,6 миллиона тонн в год и позволят России внести дополни-тельный вклад в обеспечение глобальной энергетической безопасности, поскольку газохимию, как высокоэнергоемкое произ-водство, более эффективно размещать в ре-гионах, богатых энергоресурсами.В итоге на востоке РФ будет не толь-

ко сформирована эффективная газовая отрасль, но и созданы условия для дина-мичного социально-экономического раз-вития региона, повышения жизненного уровня проживающего здесь населения, открыты возможности для вовлечения в хозяйственный оборот новых (дополни-тельных) ресурсов углеводородов, в част-ности попутного нефтяного газа.

Первоочередные проектыВ III квартале 2011 года намечена сда-

ча в эксплуатацию первой очереди ма-гистрального газопровода «Сахалин–Хабаровск–Владивосток», предназначен-ного для подачи газа в Хабаровский и При-морский края, Еврейскую автономную об-ласть и в перспективе – за рубеж. Столь жесткие сроки строительства обусловле-ны стремлением руководства РФ газифи-цировать Владивосток до начала работы саммита «Азиатско-Тихоокеанское эко-номическое сотрудничество», намечен-ного на 2012 год.Параллельно со строительством газо-

транспортной системы создается Якут-ский центр газодобычи, первоочеред-ным объектом которого является Ча-яндинское месторождение с разведан-ными запасами более 1,2 триллиона ку-бических метров газа и 68,4 миллиона тонн нефти и конденсата. Дальнейшее развитие центра связывается с освоени-ем соседних месторождений – Средне-ботуобинского, Тас-Юряхского, Верхне-Вилючанского и других.Одновременно с ним формируются га-

зоперерабатывающий комплекс с вы-делением гелия и системой его хране-ния, а также магистральный газопровод «Якутия–Хабаровск–Владивосток». После объединения газопровода с ГТС «Сахалин–Хабаровск–Владивосток» якутский газ в сжиженном или сжатом виде получит выход не только в южные районы ДФО, но и на экспорт.

Другие центры газодобычиВ 2007 году руководство Газпрома с кон-

трольным пакетом акций вошло в проект «Сахалин-2» и сразу же совместно с други-ми акционерами занялось ликвидацией недоделок и нарушений российских стро-ительных и экологических норм и правил, которые были допущены при прокладке наземных трубопроводов.В частности, специалисты ОАО «Газ-

пром» приняли самое активное участие в разработке и реализации уточненного «Плана природоохранных мероприятий», одобренного Министерством природных ресурсов и экологии РФ. На данный мо-мент завершены все работы по сварке ли-нейных участков наземных трубопрово-дов, закончено обустройство переходов че-рез все водотоки (более 1000) и 19 сейсмо-разломов. А 3 октября 2008 года оператор проекта «Сахалин Энерджи Инвестмент

Компани Лтд.» и ООО «Газпром трансгаз Томск» подписали договор на эксплуата-цию и техническое обслуживание транс-сахалинской трубопроводной системы «Сахалин-2».Кроме работ, необходимых для безопас-

ной эксплуатации наземных трубопрово-дов общей протяженностью 1 670 киломе-тров, насосно-компрессорной станции № 2 и 104, узлов запорной арматуры, специ- алисты «Газпром трансгаз Томск» взяли на себя техническое обслуживание всех вспомогательных объектов.Персонал Газпрома также ведет до-

разведку Киринского газового место-рождения, право пользования недрами которого компания получила в сентя-бре прошлого года, и других перспектив-ных на газ участков Сахалинского шель-фа, в частности Киринского, Восточно-Одоптинского и Айяшского блоков про-екта «Сахалин-3».Продолжается формирование Краснояр-

ского и Иркутского центров газодобычи. В Красноярском крае геолого-разведочные работы ведутся на 18 лицензионных участ-ках, за 2005 год – первое полугодие 2008 го-да освоено 8,96 миллиарда рублей, откры-то Берямбинское месторождение. В Ир-кутской области за тот же период време-ни освоено 1,77 миллиарда рублей, откры-то Чиканское месторождение. В новые для себя регионы ОАО «Газ-

пром» подтягивает другие структуры Группы «Газпром» – Газпромбанк и СО-ГАЗ. Активно привлекает партнеров из России, стран АТР и Европы, в том числе для проведения технико-экономических исследований по формированию на вос-токе России высокотехнологичных газо-химических комплексов. Данный подход обеспечивает приток в регион не только дополнительных финансовых и инвести-ционных ресурсов, но и самых передовых технологий и технических решений.

Непрерывное обучениеДля реализации Восточной програм-

мы одних новых технологий недостаточ-но, нужны еще и высококвалифициро-ванные специалисты. Значительную их часть руководство ОАО «Газпром» пла-нирует готовить непосредственно на ме-сте в соответствии с системой непрерыв-ного фирменного профессионального обу- чения персонала. В рамках этой систе-мы на востоке России создан уникаль-ный полигон Учебного центра ООО «Газ-пром трансгаз Томск», который включа-ет в себя ряд полномасштабных тренаже-ров и образцов оборудования ГТС и пред-назначен для приобретения навыков экс-плуатации как действующих, так и пер-спективных технологий, планируемых к внедрению. Некоторыми из представлен-ных объектов можно управлять дистан-ционно с помощью систем телемеханики с пульта диспетчера.


тн


Мтт


Мтт

С точки зрения инспектораВсего лишь 20 лет назад в нашей стране впервые была создана служба надзора за системой магистральных трубопроводов. Как сегодня работает эта действительно жизненно важная для России система, с какими проблемами сталкивается, размышляет начальник межрегионального отдела по надзору за объектами магистрального трубопроводного транспорта в составе Уральского управления Ростехнадзора, к.т.н., член-корр. Академии МАНЭБ Андрей ФОМИНЫХ.

Межрегиональный отдел по надзору за объектами маги-стрального и трубопроводно-

го транспорта осуществляет свою дея-тельность на огромной территории – от Ямала до Оренбургской области. Глав-ные функции отдела – надзор в области промышленной безопасности при эксплу-атации объектов магистральных трубо-проводов и государственный строитель-ный надзор при строительстве, рекон-струкции и капитальном ремонте маги-

стральных трубопроводов. Мы надзира-ем за работой целого ряда масштабных предприятий, в том числе и самой круп-ной в мире газотранспортной компании – ООО «ГазпромтрансгазЮгорск». Она экс-плуатирует и обслуживает 27 тысяч ки-лометров магистральных газопроводов диаметром от 1020 до 1420 мм, 211 ком-прессорных цехов, 1138 газоперекачива-ющих агрегатов в трех субъектах Россий-ской Федерации – ЯНАО, ХМАО и Сверд-ловской области.

Кроме того, мы «ведем» такие мощ-ные организации, как «Газпромтрансгаз Сургут», тоже имеющую систему маги-стральных газопроводов, ООО «Газпром-переработка» (Сургут), которое занима-ется переработкой углеводородного сы-рья – жидкого конденсата, подающегося с месторождений. И, конечно же, «Сибур-ТюменьГаз» (Нижневартовск) – дочернее предприятие холдинга «Сибур», транс-портирующее попутный нефтяной газ с месторождений Западной Сибири на га-зоперерабатывающие заводы. Это очень сложный, очень «проблемный» для нас объект. Дело в том, что примерно 400 ки-лометров газопровода проходят рядом с железной дорогой. Изначально строилась эта «нитка» как нефтепровод, но в послед-ний момент, по решению Министерства энергетики СССР, была перепрофилиро-вана в трубопровод по транспортировке ФШЛУ, однако при этом не были соблю-дены соответствующие нормы безопас-ности, в частности минимальное рассто-яние от опасного объекта до железнодо-рожных линий. Но это не означает, что объект является каким-то нелегальным. Мы заставляем предприятие проводить дополнительные меры безопасности, в частности внутритрубную диагностику трубопроводов чаще, чем предусмотре-но в обычном режиме.Мы прямо говорим о том, что меро-

приятий по ремонту и реконструкции уже недостаточно, необходимо строи-тельство нового трубопровода, настаи-вали и настаиваем на скорейшем выво-де объекта из эксплуатации, и рано или поздно холдингу «Сибур» придется за-менять действующий трубопровод. На-до отметить, что холдинг принял специ-альную программу, согласно которой уже ведутся проектно-изыскательские рабо-ты по прокладке новой трассы газопро-вода. Но кризис немного ломает или ото-двигает эти планы.

Под надзором отдела находит-ся около 50 тысяч километров магистральных трубопроводов,

транспортирующих взрывоопасную сре-ду – газ, нефть либо нефтепродукты под высоким давлением. Через каждые 80–100 км находятся компрессорные или насо-сные станции. Вся система стоит колос-сальных денег, и вся была построена еще в СССР. Возраст магистральных трубо-проводов достигает 30–40 лет, включая и компрессорные станции. И аварийность на объектах довольно высокая. С чем это связано? С тем, что до осени 2008 года, то есть до первых проявлений экономическо-го кризиса, процесс транспортировки как газа, так и нефти осуществлялся в безо- становочном режиме. В 2008 году наш отдел зарегистриро-

вал 8 аварий. Одна из них произошла на магистральном нефтепроводе из-за то-


Мтт

го, что при капитальном ремонте строи-тели чисто механически повредили тру-бу, и последствия повреждения явились причиной разрыва. А 7 аварий, которые зафиксированы на магистральном га-зопроводе, произошли на одном пред-приятии – «ГазпромтрансгазЮгорске». У компании настолько напряженный режим работы, что даже при проведе-нии диагностики, выявлении дефектов количество дефектов все равно остает-ся очень большим. Как правило, экс-плуатирующее предприятие проводит расчет степени опасности этих дефек-тов по существующим методикам. Ес-ли дефекты критические и требуют не-медленного устранения, то компания принимает все необходимые меры для того, чтобы соответствующие участки были отремонтированы. Если необхо-димо, то производится снижение дав-ления на проблемных участках, либо эти участки работают с выявленными дефектами и находятся под присталь-ным вниманием. Естественно, эксплу-атирующие предприятия выполняют необходимый и действительно огром-ный комплекс работ по восстановле-нию, капитальному ремонту трубопро-водов. Очень много денег вкладывается

в реконструкцию системы для проведе-ния внутритрубной диагностики, выяв-ления опасных дефектов, которые име-ли и имеют место быть.Современные технологии позволяют

эксплуатирующим организациям на-блюдать за любым участком трубопро-вода благодаря системе телемеханики, предназначенной для автоматическо-го удаленного контроля над состояни-ем объекта. Все трубопроводы, которые мы принимали в последнее время, обо-рудованы системой телемеханики, ви-деонаблюдения. Это уже норма. Кроме того, все программы по модернизации, реконструкции подразумевают установ-ление такой аппаратуры. Но поскольку объемы просто огромные, в первую оче-редь предприятие устанавливает эти системы на проблемных, потенциально опасных участках, где это необходимо в первую очередь.

В системе магистральных трубо-проводов на территории УрФО работает 100–150 тысяч человек,

в одном «ГазпромтрансгазЮгорске» – 35 тысяч сотрудников. Территория разме-ром почти с Европу. Естественно, каж-дый инспектор знает, где находятся сла-бые места у поднадзорных объектов, но досконально проверить каждый участок

него производственного контроля. Руко-водитель организации должен так орга-низовать подобную структуру, чтобы она сама выявляла все недочеты, а не функ-ционировала лишь для проформы. Ведь это легко выяснить любому инспектору при проведении проверки. Уровень нашего инспектора – это уро-

вень главного инженера предприятия или производственного управления. Он должен знать и технологию, и правила безопасности, разбираться в энергообес- печении, в контрольно-измерительных приборах и автоматике, юриспруденции, принимать очень серьезные решения. Сфера деятельности просто огромна – ведем надзор по всем видам деятельно-сти Ростехнадзора из-за специфики объ-ектов. Так сказать, специалисты широ-кого профиля.

Честно скажу, мне наша работа нра-вится. Чем? Один мой коллега, когда перед ним встала дилемма –

работать на «магистрали» или в котлонад-зоре, выбрал первый вариант. Почему? «А там народ поинтереснее!» Я очень рад, что мне приходится общаться с профессио- налами высшей категории и просто очень умными людьми, находить с ними об-щий язык, решать вместе какие-то на-сущные проблемы. Сегодня в системе Ростехнадзора про-

исходят большие изменения. Возможно, в этом русле стоило бы изменить систему взаимодействия с предприятиями. Мень-ше облагать предприятия всевозможными бумаготворческими, не очень продуктив-ными процедурами. Это излишняя суета, на мой взгляд. Мне бы очень хотелось, чтобы были разработаны законы, предо-ставляющие всю полноту ответственно-сти руководителю крупной компании, ор-ганизации. В этом случае и спрос с него, за действия или бездействие, повлекшее к аварии, загрязнению окружающей сре-ды, был бы жесткий и строгий, как раз на уровне этой ответственности.

На фото: плановая проверка комиссии Ростехнадзора хода строительства ма-гистрального газопровода «Бованенково–Ухта». Март 2009 года.

современные технологии позволяют эксплуатирующим организациям наблюдать за любым участком трубопровода благодаря системе телемеханики, предназначенной для автоматического удаленного контроля

нереально, невозможно. И не его это обя-занность. При проведении проверки он в первую очередь, должен оценить эффек-тивность работы тех служб, которые при-званы обслуживать, эксплуатировать, ре-монтировать, диагностировать трубопро-воды, насколько грамотно эти функции выполняются. К тому же на предприя-тии должна работать система внутрен-


Мтт

Нефтедобычанересту не помехаРуководители и специалисты ООО «РН-Юганскнефтегаз» несут полную ответственность за соблюдение требований в области охраны окружающей среды, отдавая приоритет природоохранным мероприятиям. Несмотря на мировой финансовый кризис, затраты на их проведение сокращаться не будут. То же самое, по заверению Сергея ЗДОЛЬНИКА, первого заместителя генерального директора по производству – главного инженера предприятия, можно сказать про эксплуатационные расходы на содержание оборудования, обеспечивающего экологическую безопасность, и затраты на техническое перевооружение.

– Сергей Евгеньевич, известно, что Приобскому нефтяному месторождению присвоен статус «Тер-ритория особого порядка недропользования». К чему обязывает данное определение?

– Будучи крупнейшим нефтедобывающим предпри-ятием ОАО «НК «Роснефть», «РН-Юганскнефтегаз» ве-дет в ХМАО–Югре разработку 26 нефтяных месторож-дений, расположенных на территориях Нефтеюганско-го, Сургутского и Ханты-Мансийского районов, горо-дов Нефтеюганск и Пыть-Ях. На сравнительно новых из них – Приобском и Приразломном – используются наиболее современные и эффективные технологии, в том числе по повышению нефтеотдачи пластов. Это не только обеспечивает значительную часть органи-ческого прироста добычи нефти НК «Роснефть», но и позволяет наращивать добычу на месторождениях с высокой степенью выработанности, таких как Мамон-товское, Малобалыкское и другие.Большая часть площади Приобского месторожде-

ния – крупнейшего в России по запасам нефти и га-за – расположена в водоохранных зонах реки Оби и ее притоков, которые относятся к водным объектам высшей рыбохозяйственной категории из-за наличия в них мест нагула и нереста ценных видов рыб. Учи-тывая это, губернатор Ханты-Мансийского автоном-ного округа Александр Филипенко постановлением «Об особом порядке пользования недрами и природ-ным комплексом Приобского месторождения» от 5 ав-густа 1998 года ограничил въезд на территорию место-рождения «лиц, не связанных с проведением работ, кроме жителей населенных пунктов, расположенных на территории месторождения и имеющих соответ-ствующий пропуск». Кроме того, он обязал нас спо-собствовать сохранению традиционного образа жиз-ни коренных малочисленных народов Севера, прожи-вающих на территории лицензионного участка, в свя-зи с чем мы заключаем ежегодные экономические со-глашения с главами родовых угодий.Еще одно требование, стоящее перед персоналом

ООО «РН-Юганскнефтегаз», заключается в необходи-мости производить любые виды работ на месторож-дении в строгом соответствии с проектами. Наличие положительного заключения государственной экс-пертизы – экологической, технической, геологиче-ской, правильное оформление документов землеот-вода и получение правоудостоверяющих докумен-тов обязательны.Другое непременное условие освоения месторож-

дения – внедрение прогрессивных природосберегаю-щих технологий, чему мы уделяем первостепенное внимание. Так, бурение скважин на Приобском ме-

сторождении производится по безамбарной техноло-гии. Шлам вывозится на завод по переработке отхо-дов. Конструкция площадок технологических объек-тов полностью исключает фильтрацию и сток загряз-няющих веществ на рельеф и гидрографическую сеть. Сбор нефтесодержащих стоков и загрязненных поверх-ностных вод с технологических площадок осущест-вляется в дренажно-канализационные емкости.При строительстве дорог и переправ используют-

ся водопропускные сооружения – трубы большого ди-аметра, мосты и прочее. На особо опасных участках месторождения, к которым относятся расположен-ные в водоохранных зонах Оби и ее притоков нефте-газопроводы, дожимные и компрессорные насосные станции, устанавливаются нефтесборщики, боновые заграждения и другие защитные сооружения, пред-назначенные для снижения отрицательного воздей-ствия на окружающую природную среду.Если трубопроводы и другие линейные коммуни-

кации проходят через водотоки, мы применяем метод наклонно направленного бурения, устанавливаем си-стему обнаружения утечек с автоматическим управле-нием задвижек и кранов с выходом сигнала на пульт диспетчера и выводом блокировок насосов на ДНС, цеха подготовки и перекачки нефти. Во избежание за-грязнений при производстве работ по подключению к существующим трубопроводам используем дорого-стоящий метод врезки по технологии T.D. Wiliamson. При прокладке новых коммуникаций отдаем предпо-чтение бесшовным горячедеформированным трубам

Сергей Евгеньевич ЗДОЛЬНИК, первый заместитель генерального директора по производству – главный инженер ООО «РН-Юганскнефтегаз», депутат Думы города Нефтеюганска четвертого созыва.

Родился 9 апреля 1972 года, в 1994 году окончил Тюменский индустриальный институт по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Трудовой путь начал в ОАО «Юганскнефтегаз» оператором по добыче нефти и газа НГДУ «Юганскнефть». В 2000 году получил второе высшее образование в Тюменском государственном нефтегазовом университете, окончив факультет «Экономика и управление в отраслях топливно-энергетического комплекса». Кандидат технических наук.

С марта 2005 года работает в нынешней должности. Награжден Почетной грамотой Министерства топлива и энергетики РФ.



Мтт

производства завода «ЮКОРТ» с внутренней и наруж-ной антикоррозийной защитой, так как они обладают повышенной коррозийной стойкостью, хладостойко-стью и эксплуатационной надежностью.

– Отходы производства и потребления также представляют немалую опасность для природы. Каким образом вы решаете эту проблему?

– Основные производственные отходы, такие как буровые шламы и нефтесодержащие отходы, соби-раются в шламонакопители и специализированные полигоны, которые ООО «РН-Юганскнефтегаз» по-строило и строит на месторождениях предприятия. Для производства работ по их утилизации и перера-ботке привлекаются специализированные предпри-ятия, имеющие лицензии по обращению с опасны-ми отходами и технологии, прошедшие соответству-ющие экспертизы. За 2007–2008 годы было перерабо-тано, утилизировано и использовано свыше 500 ты-сяч тонн отходов.Переработка нефтешламов в ООО «РН-Юганскнефте-

газ» проводится на полигонах временного размеще-ния отходов. Для снижения негативного воздействия на окружающую природную среду в 2007 году мы при-обрели комплексную установку по переработке твер-дых и жидких нефтешламов ЗАО «Нефтемаш». На се-годняшний день установка смонтирована на полигоне в районе кустовой площадки № 56 Южно-Сургутского месторождения.Для переработки отходов бурения применяются

современные технологии и оборудование, которые позволяют получать шлаковый песок, грунтобетон и буролитовую смесь. Все технологии, которые мы применяем, имеют положительное заключение Го-сударственной экологической экспертизы. Полу-чаемые в результате переработки буровых шламов строительные материалы имеют соответствующие сертификаты.

Кроме того, мы уделяем серьезное внимание ре-культивации нефтезагрязненных территорий. С це-лью повышения экологических показателей привле-каем к данным работам подрядные организации, при-меняющие новые технологии восстановления нару-шенных земель, в частности, метод биорекультива- ции нефтезагрязненных участков с использовани- ем биопрепарата FyreZyme – экологически безопас-ного, нетоксичного, быстродействующего, эффектив-ного, экономичного и легкого в использовании веще-ства для очистки воды и почв от химических и нефте-химических загрязнений. В результате его примене-ния визуальное восстановление почвы проявляется уже через 2 недели.

– Еще один источник загрязнения окружающей природной среды – попутный нефтяной газ, сжи-гаемый на факелах. Что предполагается сделать для развития инфраструктуры сбора, подготовки, транспортировки и использования ПНГ?

– Газовая программа, принятая в ООО «РН-Юганскнефтегаз», предусматривает два основных направления использования ПНГ. Во-первых, сбор,

подготовку и транспортировку на существующие в регионе газоперерабатывающие мощности – ОАО «Сургутский ГПЗ» и ОАО «Южно-Балыкский ГПК» – с учетом расширения мощностей переработки до 3 миллиардов нм3/год. Во-вторых, генерацию из попут-ного нефтяного газа электрической энергии.К примеру, в 2008 году на Приобском месторожде-

нии заработала компрессорная станция КС-1, уровень использования ПНГ составляет 20,9%. В III квартале нынешнего года предполагается ввести в эксплуата-цию первую очередь газотурбинной электростанции мощностью 100 МВт. В 2010 году – установку подготов-ки газа для газоснабжения ГТЭС с системой связую-щих газопроводов, в 2011-м – компрессорную станцию КС-2 на правобережной части месторождения. На 2011 год также намечен выход электростанции на проект-ную мощность – 315 МВт.Система утилизации газа на Угутско-Киняминской

группе месторождений, где используется лишь 4% ПНГ, предусматривает сооружение в 2011 году до-жимной компрессорной станции, системы внутри-промысловых газопроводов и газопровода внешне-го транспорта с целью транспортировки газа на ОАО «Южно-Балыкский ГПК».Кроме того, в рамках газовой программы планиру-

ется проведение в 2010–2011 годах реконструкции си-стемы газосбора Юганского, Мамонтовского, Майско-го и Правдинского регионов, расширение компрессор-ной станции ГКС-2 на Средне-Балыкском месторожде-нии, сооружение дожимной компрессорной станции на Фаинском месторождении, а также строительство компрессорных станций низких ступеней сепарации на объектах подготовки нефти.Если все мероприятия будут выполнены в срок, к

2012 году мы доведем уровень использования ПНГ на наших месторождениях до 95%.ООО «РН-Юганскнефтегаз» ежегодно вкладывает

значительные средства в природоохранные меропри-ятия – повышение уровня использования ПНГ, уста-новку факельных оголовников, ликвидацию послед-ствий загрязнения, рекультивацию нефтезагрязнен-ных земель, модернизацию оборудования и производ-ства. В 2008 году на эти цели было затрачено 4 303,2 миллиона рублей, за 2009 год планируется израсхо-довать 14 203 миллиона.В 2008 году ООО «РН-Юганскнефтегаз» удостои-

лось диплома ОАО «НК «Роснефть» «Лучшее пред-приятие нефтегазодобычи 2007 года» и стало победи-телем окружного конкурса «Черное золото Югры» в трех номинациях: «Самая динамично развивающая-ся вертикально интегрированная компания в ХМАО–Югре в 2007 году», «За сотрудничество с коренным на-селением в ХМАО–Югре в 2007 году» и «За социально - экономическое партнерство предприятий с годовым объемом добычи свыше пяти миллионов тонн нефти в ХМАО–Югре в 2007 году».

с 2006 года на предприятии успешно функционирует интегрированная система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды, внедренная в соответствии с международными стандартами ISO 14001:2004 и OHSAS 18001:2007


Мтт

Технологически возможно

Наталья ЮШМАНОВА, начальник консультационно-методического сопровождения филиала «ФГУ ЦЛАТИ по Уральскому ФО» по ХМАО

При подготовке нефти произво-дится ее дегазация и обезвожива- ние. В зависимости от производи-

тельности цеха подготовки, а также газово-го фактора может выделяться от несколь-ких десятков тысяч до сотен миллионов ку-бических метров газа в год. На территории ХМАО–Югры встречаются факельные уста-новки мощностью сжигания от 100 до 500 миллионов кубических метров в год.В отличие от природного газа ПНГ бо-

лее влажный и наряду с углеводорода-ми С1-С5 содержит более тяжелые угле-водороды группы С5-С10, поэтому ис-пользовать его в качестве газового то-плива без предварительной подготовки затруднительно.Основным методом утилизации ПНГ до

недавних пор являлось сжигание на фа-

келах высокого и низкого давления, при котором образуются загрязняющие веще-ства различного класса опасности – оксид азота, диоксид азота, оксид углерода, ди-оксид углерода, сажа (углерод черный), бенз(а)пирен, а также суммарные углево-дороды группы С1-С5 как результат непол-ного сгорания. Выделение диоксида серы и других сернистых соединений не харак-терно для месторождений ХМАО–Югры, так как в добываемой нефтегазожидкост-ной эмульсии содержание серы ничтож-но мало или отсутствует совсем.Из загрязняющих веществ, образующих-

ся в процессе сжигания ПНГ, наибольшим негативным воздействием обладают:■ диоксиды и оксиды углерода, а так-

же метан в составе группы С1-С5, как пар-никовые газы они способствуют образо-ванию парникового эффекта;■ углерод черный (сажа) и бенз(а)пи-

рен – канцерогенные вещества, которые оказывают негативное воздействие на окружающую среду и часто становятся причиной онкологических заболеваний у человека;■ метан, выделяющийся в результате

неполного сгорания ПНГ, под воздействи-ем температуры и различных факторов окружающей среды трансформируется в иные органические соединения.

На сегодняшний день правитель-ством ХМАО–Югры поставлена задача улучшить качество окру-

жающей среды в округе, в том числе за счет снижения выбросов в атмосферный воздух. Способствовать ее выполнению призваны нефтегазодобывающие пред-приятия региона, которым предписано разработать и реализовать программы по утилизации 95% от добытого объема по-путного нефтяного газа с учетом аспек-та ресурсосбережения.На сегодняшний день нефтяники и га-

зовики по мере возможности использу-

ют подготовленный ПНГ для собствен-ных нужд. Как, правило, его пускают на топливо для котельных, нагревательных печей и газотурбинных установок, приме-няемых для локального обеспечения элек-троэнергией и теплом производственных площадок и вахтовых поселков месторож-дений. Последние 10 лет ряд нефтегазодо-бывающих компаний вводят в эксплуата-цию газовые турбинные электростанции и переходят на полное самостоятельное обеспечение электроэнергией объектов собственных месторождений.По сути, утилизация попутного нефтя-

ного газа дает возможность производить относительно дешевую электроэнергию и тепло, но для того, чтобы обеспечить уровень использования ПНГ до 95 %, не-обходимы дополнительные потребители произведенного тепла и энергии. Найти их на территории ХМАО–Югры не везде возможно по причине малой плотности населения в округе и отдаленности объ-ектов месторождений от крупных насе-ленных пунктов.В сложившейся ситуации нефтегазодо-

бывающие предприятия вынуждены сжи-гать не использованный на собственные нужды газ, так как развитие и внедрение новых технологий, создание инфраструк- туры по сбору и подготовке газа гораздо бо- лее затратное занятие, чем внесение пла- тежей за негативное воздействие на окру-жающую среду. Выходом из тупика мог-ло бы стать создание системы эколого-экономического стимулирования предпри-ятий, проводящих природоохранные ме-роприятия, которая была бы подкреплена информационно-правовой и нормативно-методической базой.

Для скорейшего решения столь важного вопроса, как использо-вание ресурсов попутного неф-

тяного газа в нашем округе, необходима консолидация усилий нефтегазодобыва-ющих предприятий и представителей ор-ганов государственной власти.ООО «РН-Юганскнефтегаз» осущест-

вляет деятельность в Сургутском, Неф- теюганском, Ханты-Мансийском райо-нах ХМАО, в том числе добычу нефти на Приобском месторождении, которое является нефтяной жемчужиной наше-го округа. При этом с добытой нефтью каждый год поднимаются на поверх-ность несколько миллиардов кубических метров попутного нефтяного газа. Реа-лизация газовой программы ООО «РН-Юганскнефтегаз» дает возможность при-ступить к планомерному освоению и ис-пользованию этих колоссальных запасов. Много усилий еще придется приложить, прежде чем большинство факелов погас-нут, однако реализация столь масштаб-ной программы станет ярким примером того, что использование больших объе-мов попутного нефтяного газа техноло-гически возможно.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) – побочный продукт нефтяной добычи – содержится в растворенном виде в добываемой нефтегазожидкостной эмульсии. Количество растворенного ПНГ в тонне добытого продукта зависит от газового фактора каждого конкретного месторождения.



Мтт

Секрет – в комплексном подходеМарат СУНАГАТОВ, генеральный директор ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис», к.х.н.

Общество с ограниченной ответственностью «Экспертно-производственный центр «Трубопроводсервис» специализируется на разработке проектной документации и проведении экспертизы промышленной безопасности магистральных нефтепроводов, объектов химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Удерживать позиции на рынке и постоянно расширять число своих клиентов, среди которых такой требовательный заказчик, как ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ», предприятию помогают высокое качество работ и профессионализм сотрудников.

Соответствовать требованиям за-казчиков и условиям нормативной документации ООО «ЭПЦ «Тру-

бопроводсервис» позволяют постоянное повышение уровня подготовки персона-ла, аттестация сотрудников в независи-мых центрах и внедрение в практику со-временных передовых методов.Предприятие имеет гибкую органи-

зационную структуру, способную опе-ративно реагировать на изменяющиеся требования рынка услуг и при этом обе-спечивать высокое качество выполняе-мых работ.Проектный отдел экспертно-про-

изводственного центра «Трубопровод-сервис» проводит комплексные инже-нерные изыскания, осуществляет проек-тирование линейной части магистраль-ных нефтепроводов и участков замены магистральных нефтепроводов на пере-ходах через водные преграды (малые во-дотоки), а также железные и автомобиль-

ные дороги. Кроме того, отдел занимает-ся проектированием резервуаров, систем ЭХЗ, высоковольтных линий электропе-редачи, линий связи, производит разра-ботку проектов по выборочному ремон-ту дефектов на секциях технологических трубопроводов, а также по замене запор-ной арматуры.Отдел диагностики выполняет рабо-

ты по технической диагностике и экс-пертизе промышленной безопасности технических устройств, производствен-ных и технологических объектов маги-стральных нефтепроводов. В составе от-дела действует лаборатория неразруша-ющего контроля, аттестованная на прове-дение обследований оборудования и ма-териалов при изготовлении, строитель-стве, монтаже, ремонте и реконструк-ции объектов.Отдел экспертизы проводит ЭПБ про-

ектной и иной документации, связан-ной с эксплуатацией опасных производ-ственных объектов. Комплексный под-ход к экспертизе обеспечивают специа-листы разных направлений: по техноло-гии, оборудованию, магистральным тру-бопроводам, строительным конструк-циям, контрольно-измерительным при-борам, автоматике, электрике и в дру-гих отраслях.Сотрудники компании непосредствен-

но участвовали в разработке декларации промышленной безопасности: «Проекти-руемая трубопроводная система «Вос-точная Сибирь – Тихий океан», «Бал-тийская трубопроводная система. Раз-витие до 60 миллионов тонн нефти в год», «Проектируемые подводные пере-ходы магистрального нефтепровода че-рез реку Ангара и через Усть-Илимское водохранилище (трубопроводная систе-ма «Восточная Сибирь – Тихий океан»)», «Топливное производство ОАО «Уфанеф-техим», «Товарное производство ОАО «Уфанефтехим».ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» распо-

лагает высококвалифицированным пер-соналом, костяк которого составляют док-тор и кандидаты технических наук, экс-перты системы экспертизы промышлен-

ной безопасности, ведущие специалисты по различным областям и направлениям деятельности. Активно ведется работа с молодежью: ежегодно предприятие при-нимает до 20 студентов Уфимского госу-дарственного нефтяного технического университета для прохождения произ-водственной и преддипломной практи-ки. Наиболее отличившимся руководство компании предлагает устроиться на по-стоянную работу в ООО ЭПЦ «Трубопро-водсервис» после окончания вуза.

Организация имеет необходимую лицензионно-разрешительную документацию на все виды ока-

зываемых услуг. Система менеджмента качества предприятия успешно сертифи-цирована в автономной некоммерческой организации «Национальный институт стандартизации, экспертизы и сертифи-кации транспорта». В октябре 2007 года компания получила сертификат соответ-ствия требованиям ГОСТ Р ИСО 9001-2001, а в июле 2008 года подтвердила соответ-ствие системы менеджмента качества установленным требованиям.

ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис»450075 г. Уфа,ул. Рихарда Зорге, 70/2Телефоны/факсы (347) 235-95-08, 244-76-32, 244-76-35, 235-95-14, 235-95-10E-mail: [email protected], [email protected]

Основные заказчики услуг ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» – ведущие предприятия топливно-энергетического комплекса, входящие в систему ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»: ОАО «Гипротрубопровод», ОАО «Урало-сибирские магистральные нефтепроводы», ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы», ОАО «Балтнефтепровод», ОАО «Черномортранснефть», ОАО «ЦТД «Диаскан», а также предприятия нефтеперерабатывающего комплекса Республики Башкортостан.


Мтт

Конец «Бермудского треугольника»


Александр ПЯТОВ, начальник инспекции магистральных трубопроводов

История госнадзора за объектами магистральных трубопроводов России начинается с середины 1990-х годов, когда в системе Госпроматомнадзора были созданы специализированные межрегиональные инспекции.

Необходимость их создания выя-вила та огромная авария, кото-рая произошла на магистральном

трубопроводе по перекачке ШФЛУ на гра-нице Челябинской области и Башкирии в 1989 году, ровно 20 лет назад. Утечка углево-дородов в сторону железной дороги вызва-ла гигантский взрыв газовоздушной смеси и привела к крушению двух пассажирских составов, гибели сотен людей.Схожей по своим последствиям аварии в

мировой истории магистрального трубопро-водного транспорта не было. Мне не при-шлось участвовать в расследовании этой трагедии, но позднее, в разговорах с работ-никами районных управлений магистраль-ных нефтепроводов, вырисовывалась не-приглядная картина безответственности, падения производственной и технологиче-ской дисциплины, всеобщей расхлябанно-сти при строительстве и эксплуатации это-го очень опасного объекта.Этот злосчастный продуктопровод ШФЛУ

проектировался и строился длительный пе-риод времени при неоднократной смене за-казчиков, строительных организаций и при полном отсутствии госнадзора за качеством строительно-монтажных работ.В 4 квартале 1990 года по приказу Госпром-

атомнадзора СССР была создана Ураль-ская межрегиональная инспекция по над-

зору за магистральными газопроводами в системе Свердловского округа. В 1991 году все инспекции магистраль-

ных трубопроводов Госпроматомнадзора СССР были переданы в Центральный округ Госпроматомнадзора в СССР в Москве. В этот период шло усиленное деление пол-номочий между союзным центром и на-бирающими суверенитет союзными респу-бликами. Образовались как бы 2 системы надзора: Госпроматомнадзор СССР и Гос-гортехнадзоры в союзных республиках, в том числе и в РФ.

С развалом Советского Союза рос-сийские инспекции в 1992 году вер-нулись в управления и округа Гос-

гортехнадзора России. Уральская межреги-ональная инспекция в составе Уральского управления Госгортехнадзора России стала осуществлять госнадзор над системами ма-гистральных трубопроводов на территории Свердловской, Челябинской, Курганской и Оренбургской областей таких крупных пред-приятий, как ООО «Уралтрансгаз», ООО «Тю-меньтрансгаз», ОАО «Уралсибнефтепровод», ОАО «Уралтранснефтепродукт».Время становления новой инспекции бы-

ло сложным – суверенизация националь-ных республик в составе Российской Феде-рации привела к дроблению предприятий

магистральных газопроводов. На Урале в 1990 году было одно предприятие – «Урал-трансгаз», затем оно разделилось на 2 пред-приятия – «Уралтрансгаз» и «Баштрансгаз», соответственно пришлось перестраивать и инспекцию.Абсурдные проблемы на национальной

почве возникали сплошь и рядом. В Курган-ской области начальник районного управле-ния в Юргамыше ОАО «Уралсибнефтепро-вод» на полном серьезе доказывал, что мы не имеем права осуществлять обследова-ние их объектов, поскольку администрация предприятия находится в суверенной Баш-кирии. Взаимопонимания удалось достичь только после того, как я намекнул, что на следующую проверку мы придем с предста-вителями местной прокуратуры.В начальный период надзорной деятель-

ности, период притирания, в работе новых инспекций и транспортных предприятий было немало сложностей психологическо-го характера, когда на предприятиях Газ-прома приходилось слышать – «а зачем вы нам, у нас своя газовая инспекция». На пред-приятиях магистральных нефтепроводов и продуктопроводов, которые по основному виду деятельности до этого никем не кон-тролировались, руководители филиалов даже прятались от инспекторов.Для кардинального изменения ситуа-

ции приходилось часто выступать на со-вещаниях, собраниях трудовых коллекти-вов по вопросам повышения уровня про-мышленной безопасности на опасных про-изводственных объектах, разъяснять тре-бования Госгортехнадзора России к безо-пасному ведению работ.

На правах рекламы


Мтт

Агрегат насосный ПН 150-50 с приводом от дизеля, а также подпорный электронасос ЦНС 150-50 применяются для комплектования установок ПНУ-2 и НТМ-1, смонтированных на шасси двух автомобилей «КамАЗ» повышенной проходимости.

Насосы для перекачки нефти

Агрегат насосный ПН 150-50 предназначен:■ для закачки разлитой при аварии

нефти в отремонтированный магистраль-ный трубопровод или емкости (при ра-боте с подпорным насосом ПНУ);■ для перекачки нефти в составе вре-

менной нефтеперекачивающей станции до устранения аварии магистрального трубопровода (при работе без подпорно-го насоса ПНУ);■ для заполнения водой магистраль-

ного трубопровода при его гидравличе-ских испытаниях;■ для работы в качестве основного

насоса временной нефтеперекачива-ющей станции магистрального трубо-провода.

Электронасос ЦНС 150-50 предназначен:■ для сбора нефти, разлитой при ава-

рии магистрального трубопровода, из от-крытых земляных амбаров и подачи ее на всасывание основного насоса ПНУ;■ для заполнения водой магистраль-

ного трубопровода из открытых водо- емов для его гидроиспытаний.

Агрегат насосный ПН 150-50 без приво-да и электронасос ЦНС 150-50 могут по-ставляться отдельно, надежно работа-ют при наличии механических приме-сей в виде песка и окалины размером до 2 мм и твердостью до 7 по шкале Мосса, а также конгломератов из этих же ма-териалов, сцементированных нефтяны-ми остатками.

Показатели надежности:■ назначенный полный ресурс –

25000 часов;■ назначенный полный срок служ-

бы – 25 лет;■ назначенный срок службы до ре-

монта – 5 лет.

248010 г. Калуга, ул. Московская, 241Телефоны/факсы (4842) 79-39-02, (4842) 79-39-19 E-mail: [email protected]://www.ktz.kaluga.ru

Совещания, проводимые в администра-циях Свердловской, Челябинской, Курган-ской областей, администрациями городов, населенных пунктов по различным вопро-сам промышленной безопасности, таким как нарушения охранных и опасных зон трубопроводов, подтопления технических коридоров нефте- и продуктопроводов, борь-ба с хищениями нефтепродуктов и многим другим вопросам, способствовали повыше-нию авторитета органов Госгортехнадзора, улучшению взаимодействия.Большую помощь в становлении инспек-

ции оказывали старые опытные работники: начальник Управления Е.П. Перминов, зам. начальника Управления Л.М. Галкин, кото-рые передавали свой богатый опыт рабо- ты в Госгортехнадзоре людям, которые до этого работали на производстве, но не были знакомы с надзорной работой. На работу в инспекцию приходили люди с разных про-изводств: С.Н. Воробей работал на Севере на-чальником котельной, А.В. Сибирко также на Севере работал в нефтяной промышлен-

ности, В.М. Хоменко пришел с эксплуатации ООО «Уралтрансгаз», С.С. Барсуков – с ве-домственного надзора, С.Н. Польшин и дру-гие – из строительных организаций.В целом текучка кадров в инспекции (и в

отделе) была незначительная, несмотря на небольшие оклады по сравнению с работни-ками магистральных трубопроводов.

В начале 80-х годов в целом по Газ-прому, и особенно в ООО «Тюмень- трансгаз», остро стояла проблема

аварийности магистральных газопроводов диаметром Ду 1400 мм с рабочим давлением 75 кг/см кв. из-за развития процессов кор-розионного растрескивания металла труб под напряжением (КРН), так называемой стресс-коррозии. Все причины этого явле-ния, вызывающие появление трещин, ори-ентированных, как правило, в продольном направлении, не выяснены до сих пор.В 90-х годах особенно большое количе-

ство аварий происходило на выходе Крас-нотурьинской компрессорной станции на шестиниточном коридоре газопроводов Ду 1400 мм на участке протяженностью 25 км до реки Каква.Так, в 1993 году, сразу после Нового года,

я участвовал в работе комиссии по рассле-дованию аварии, произошедшей на газо-проводе «Новый Уренгой» 1 января. Толь-ко мы успели завершить расследование, написать акт, как 20 января произошел сле-дующий разрыв на этом участке, уже на га- зопроводе «Ямбург–Елец 1». После заверше- ния ремонта и пуска газопровода «Ямбург–Елец 1» в работу, 23 января на расстоянии нескольких сотен метров от последней ава-рии произошел еще один разрыв газопровода «Ямбург–Елец 1». Так что пришлось сидеть

почти месяц в Краснотурьинском ЛПУ, рас-следуя сразу три аварии. Конечно, это слу-чай уникальный, наверняка, единственный по такой частоте аварий. Наверное, не надо рассказывать, какая нервозная обстановка царила весь этот месяц в Краснотурьинском ЛПУ, в строительных организациях, веду-щих работу в этом «Бермудском треуголь-нике», в госкомиссии, состоявшей из пред-ставителей Уральского управления Госгор-технадзора, большой команды из предста-вителей центрального аппарата ОАО «Газ-пром», ООО «Тюменьтрансгаз», Харцызско-го трубного завода (Украина), экспертных организаций. На трассе, в коридоре, пора-женных коррозией труб, постоянно находи-лись люди, а если учесть, что при разрыве трубы диаметром 1400 мм радиус теплово-го поражения достигал нескольких сотен метров, безопасность работников вызыва-ла большое беспокойство. Феномен магистральных газопроводов

Краснотурьинского ЛПУ изучали многие научные комиссии. Еще в период Советско-

го Союза в Краснотурьинске работала ко-миссия, состоящая из более чем 20 акаде-миков и докторов наук, работали предста-вители ВНИИГаза, Уральского института физики металлов и многих других инсти-тутов, зарубежные ученые.Данная проблема неоднократно рассма-

тривалась в ОАО «Газпром», в Госгортех-надзоре России. И все-таки какая-то кон-кретная локальная причина такой боль-шой концентрации аварий и разрывов из-за стресс-коррозии (более 20) на довольно ограниченном участке газопроводов не определена до сих пор.А проблему удалось решить кардиналь-

ным путем: полной переукладкой всех ше-сти ниток на аварийном участке с примене-нием труб с заводской изоляцией. И часть заслуги в том, что эти очень дорогостоящие работы были начаты и доведены до конца, есть и Уральской инспекции магистраль-ных трубопроводов, и Уральского управле-ния Госгортехнадзора, которые привлекли к решению этой проблемы внимание всех властных структур (областных, Госгортех-надзора, Газпрома) и осуществляли посто-янный контроль над ходом работ.В 2007 году по приказу Ростехнадзора

№ 67 от 15 февраля 2007 года был создан объединенный отдел по надзору за объ-ектами магистрального трубопроводно-го транспорта в составе МТУ Ростехнад-зора по УрФО.Перед отделом стоят большие задачи по

повышению контроля за качеством стро-ительства объектов магистральных тру-бопроводов, внедрению принципов ком-плексного ведения госнадзора, уточне-нию и закреплению границ надзорной де-ятельности.

в период перестройки суверенизация национальных республик в составе рф привела к дроблению предприятий магистральных трубопроводов, тем самым значительно усложнив работу госгортехнадзора

тн На

пра

вах

рекл

ам

ы


Мтт

Нужно государственное «плечо»

проектирование и строительство

Владимир ЧИРСКОВ, президент Российского союза нефтегазостроителей, лауреат Ленинской и Государственной премий, д.т.н.

На рубеже 70-х годов XX столетия в СССР реально возникла необходимость создания крупного топливно-энергетического комплекса в Западной Сибири, интенсивного освоения нефтяных и газовых месторождений Средней Азии, Коми АССР, Оренбургской области и других. Это имело большое значение как для развития народного хозяйства нашей страны, так и для всей мировой экономики.

Руководители Советского Союза понимали, что одним из важней-ших факторов развития нефтяной

и газовой промышленности является соз-дание новых мощностей. С этой целью в 1972 году было образовано Министерство строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности. За 18 лет его существования на нефтяных и газовых промыслах было введено в действие 329 тысяч километров трубопроводов, в том числе 195 тысяч километров магистраль-ных, не имеющих аналогов в мире, обе-спечивая добычу и транспортировку 760 миллиардов кубометров газа и 509 мил-лионов тонн нефти. В результате годовая добыча в конце

80-х годов составила 624 миллиона тонн нефти (включая газовый конденсат), что в 1,8 раза больше, чем было в 1970 году, и 845 миллиардов кубометров газа, что в 4,2 раза больше, чем в том же году соот-ветственно.Страна твердо занимала первое место в

мире по ежегодной добыче нефти и газа.В конце 1980-х годов советская промыш-

ленность вводила в эксплуатацию около 21–22 тысяч километров трубопроводов в год. По пропускной способности столь-ко строили все остальные страны вме-сте взятые. Советский Союз являлся ли-дером и по сооружению трубопроводных систем большого диаметра. За этим сто-ял труд 500-тысячного коллектива нефте-газостроителей.Недра нашей страны располагают зна-

чительными залежами полезных ископа-емых, прежде всего нефти и газа. Для ре-шения задач коренной структурной пере-

стройки экономики очень важно исполь-зовать благоприятные условия мирового рынка энергоносителей. Значит, необхо-димо более интенсивно осваивать новые месторождения нефти и газа, а для этого нужны мощности российских нефтегазо-строительных организаций.Нефтяная и газовая промышленность се-

годня успешно функционируют во многом благодаря созданным в прошлом столетии надежным нефтегазовым объектам.Вместе с тем, состояние этой важней-

шей для народного хозяйства отрасли вы-зывает сегодня у нас, профессионалов, се-рьезную озабоченность. Необходимо отме-тить нарастающий износ основных фон-дов газонефтепроводной системы, пре-вышающий 60%. Без принятия радикаль-ных мер к 2020 году 90% магистральных трубопроводов выработают эксплуатаци-онный ресурс.Нефтегазостроительные компании ис-

пытывают большие трудности в выпол-нении работ по возведению нефтяных и газовых объектов.В Российской Федерации отсутствуют

координирующий орган по комплексно-му развитию трубопроводного транспор-та и государственное регулирование неф- тегазового строительства даже на основ-ных стройках ТЭК, нет качественного от-бора подрядчиков на основе специально разработанной методики проведения тор-гов, учитывающей не только финансовую составляющую, но и факторы, определя-ющие профессионализм и качество работ, выполняемых подрядчиком. Действую-щая ныне система тендерных торгов да-леко несовершенна.

Практически полностью распалась, ис-чезла отраслевая наука. Межгосударствен-ная научно-техническая программа «Высо-конадежный трубопроводный транспорт» прекратила свое существование из-за от-сутствия финансирования.Нет централизованной организации

подготовки рабочих кадров для специ-ального строительства нефтяных и газо-вых объектов.Полностью потеряна система созда-

ния специальных строительных машин и оборудования для сооружения нефтега-зовых объектов. Распались специализи-рованные КБ, сохранились лишь отдель-ные предприятия по выпуску землерой-ной техники.Уходит из практики возведения промыс-

ловых объектов, насосных и компрессор-ных станций эффективный индустриаль-ный блочно-комплектный метод.Все больше и больше проектные, строитель-

но-монтажные работы российских заказ-чиков выполняют зарубежные строитель-ные компании, а отечественные организа- ции остаются не у дел. Не редкость сегод-ня тот факт, что в ведомственных норма-


Мтт

тивных документах регламентируется при-менение только зарубежных технологий с конкретным указанием разработчиков и поставщиков оборудования, материалов, в то время как отечественные технологии, оборудование и материалы, превосходящие по своим технико-экономическим показа-телям зарубежные, из-за отсутствия спро-са уходят в небытие.Для вытеснения отечественных ком-

паний с рынка строительных и инжини-ринговых услуг зарубежные фирмы (при поддержке своих государств) использу-ют разные средства, в том числе устанав-ливают демпинговые цены за выполняе-мые ими работы.Десятки миллиардов долларов уходят

из России на закупку всего, что необходи-мо как для эксплуатации, так и для строи-тельства трубопроводов. Фактически мы стали активно развивать зарубежную про-мышленность, попадая в зависимость от чужих технологий.

В проекте «Стратегии националь-ной безопасности России до 2020 года» не отражено влияние ма-

гистральных нефтегазопродуктотрубо-проводов на энергобезопасность страны. Ничего не сказано о том, как засилье за-рубежных технологий может отразиться на независимости и безопасности наше-го государства. Как видим, многие принципиальные во-

просы организации нефтегазового строи-тельства остаются нерешенными. Два со-

зыва Государственной Думы РФ не суме-ли принять закон «О магистральном тру-бопроводном транспорте».В настоящее время для сохранения объе-

мов добычи углеводородного сырья (не го-воря уже об увеличении) необходимо вос- становить научный, промышленный и стро-ительный потенциал специализированной нефтегазостроительной отрасли. Для этого нужна государственная поддержка. Неодно-кратные обращения в Правительство Рос-сийской Федерации по решению возникших трудностей по созданию надежных объек-тов нефтяной и газовой промышленности, к сожалению, остаются без ответа.Российский союз нефтегазостроителей,

который существует уже семь лет и объе-диняет 144 ведущих компаний, имеющих большой опыт по созданию нефтегазовых объектов, считает, что восстановить от-расль можно без больших финансовых за-трат. По нашему мнению, правительству и законодательным органам необходимо решить следующие вопросы:■ принять закон «О магистральном тру-

бопроводном транспорте» и технический регламент «О безопасности магистраль-ного трубопроводного транспорта, вну-трипромысловых и местных распредели-тельных трубопроводов»;■ создать Правительственную коорди-

нирующую структуру по вопросам стро-ительства и использования систем маги-стральных трубопроводов;■ создать российский государственный

научно-исследовательский институт по

строительству магистральных трубопро-водов, обустройству нефтяных и газовых промыслов.На стадии проектирования и утвержде-

ния проектной документации на объекты ТЭК должны участвовать в обсуждении проектных решений и экспертизе проек-тов профессиональные строительные ор-ганизации и независимые объединения профессионалов (как пример – некоммер-ческая организация Российский союз неф- тегазостроителей).Конкурсные торги на проектирование,

поставки и строительство должны про-водиться с учетом профессиональной со-ставляющей конкурсанта и качества вы-пускаемой им продукции.Строительство объектов ТЭК должны

вести генподрядные строительные ор-ганизации, выполняющие не менее 50% строительно-монтажных работ собствен-ными силами.Необходимо восстановить систему про-

фессиональной подготовки кадров нефте- газостроителей, ввести таможенные по-шлины за привлечение зарубежных стро-ителей для предприятий-заказчиков.Срочно требуется обеспечить государ-

ственную поддержку российским нефте-газостроителям на конкурсах, тендерных торгах, при организации работ на зарубеж-ных стройках. Следует возобновить функ-ционирование государственной научно-технической программы «Высоконадеж-ный трубопроводный транспорт».И делать это надо как можно быстрее. тн



Мтт

Ловушка для коррозииВалерий РЫБАЛКО, старший научный сотрудник Института физики металлов УрО РАН, к.т.н.

Коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) вызывает повреждение магистральных газопроводов путем образования и развития на наружной поверхности трубы трещин. Разрыв магистрального газопровода, происходящий при достижении трещинами критического размера, как правило, сопровождается взрывом и возгоранием газа, что по своим масштабам и последствиям сравнимо с экологической катастрофой.

Проблема коррозионного растрес- кивания под напряжением под- земных газопроводов продол-

жает находиться в фокусе внимания га-зотранспортных предприятий уже более 15 лет, однако до настоящего времени отсутствует однозначная оценка основ-ных причин, способствующих возник-новению КРН и приемлемых способов борьбы с этим явлением (за исключени-ем обнаружения дефектов КРН средства-ми внутритрубной дефектоскопии и их последующего удаления).Одной из существенных особенностей

проявления проблемы КРН магистраль-ных газопроводов является избиратель-ность растрескивания (КРН выявляют на малой части труб), причины которой однозначно не установлены. Поэтому предприятия, эксплуатирующие систе-му магистральных газопроводов, могут обнаружить наличие для них проблемы КРН, в основном при разрыве действу-ющего газопровода либо в случае про-ведения сплошного обследования газо-провода.Предотвращение развития трещин КРН

и разрушения газопровода является ак-туальной задачей диагностики и может решаться различными методами. Наи-более эффективным является последо-вательное использование внутритруб-ной дефектоскопии (ВТД), которая в по-следние годы широко применяется на линейных участках магистральных га-зопроводов, и местного обследования в шурфах, в результате чего определяет-ся наличие и положение дефекта, а так-же его линейные размеры (длина и глу-

бина). На основании указанных данных оценивается опасность дефекта (оста-точный ресурс участка трубы с трещи-нами) и принимается решение о необхо-димости и способах ремонта дефектов – вырезка трубы, вышлифовка и заварка дефекта, переизоляция поверхности тру-бы, а также назначается срок повторной дефектоскопии.Система магистральных газопроводов

включает трубопроводы линейной части и компрессорных станций. Наиболее из-учены особенности КРН на линейной ча-сти, поскольку основная доля известных повреждений приходится именно на эти участки магистральных газопроводов. Оценка возможности возникновения кор-розионного растрескивания под напря-жением технологических трубопроводов компрессорных станций (КС), располо-женных в регионах, где уже установле-но наличие процесса КРН на линейных участках, представляет особый интерес в связи с повышенным риском эксплуа-тации оборудования и нахождения пер-сонала на территории станции.

Для того чтобы прогнозировать процесс развития КРН следу-ет достаточно ясно представ-

лять специфику этих дефектов на маги-стральных газопроводах. В общем слу-чае дефект КРН образован скоплением продольных относительно оси трубы трещин коррозионного растрескивания, имеющих различную длину и глубину. Определение фактически действующе-го механизма КРН принципиально для получения достоверной оценки текуще-

го состояния газопроводов, получения прогнозных оценок, выработки методо-логии диагностики газопроводов и оцен-ки ее объемов.Коррозионное растрескивание являет-

ся результатом одновременного наличия трех условий: попадания на поверхность трубы активной коррозионной среды, склонности металла трубы к растрески-ванию и повышенного напряжения.Наиболее значимы для развития КРН

последние два фактора, поскольку при явной инициирующей роли среды так-же известно, что растрескивание проис-ходит избирательно и характеристики среды в месте растрескивания газопро-вода чаще всего не отличаются от сре-ды, присутствующей в окрестностях не-поврежденного газопровода.Во-первых, наблюдается связь проявле-

ния КРН на магистральных газопроводах с исходным качеством труб. КРН обнару-живается, прежде всего, на трубах с исход- ными металлургическими и техноло-гическими дефектами, которые способ-ствуют зарождению трещин коррозион-ного растрескивания. При этом техноло-гия производства и металлургическое ка-чество труб, используемых на КС и ли-нейной части газопроводов практически одинаковы, что ограничивает перечень факторов, ответственных за особенности развития КРН на площадках КС.Второй и основной фактор, ограничива-

ющий появление КРН на трубопроводах КС по сравнению с линейным участком газопровода – пониженный в 1,5–3 раза уровень напряжений в стенке трубы за счет использования на шлейфах и пло-щадках КС труб меньшего диаметра и с большей толщиной стенки. Пониженный уровень напряжений существенно умень-шает возможность разрушения.Приведенные соображения показыва-

ют, что риск возникновения дефекта КРН, способного вызвать разрушение трубопро-вода компрессорной станции существу-ет, но он может быть во много раз мень-ше, чем для линейного участка.

обслуживание трубопроводов

тн



Мтт

За пять лет работы мы достигли следу-ющих результатов:

• предприятие имеет производствен-ный участок литья под давлением с пар-ком термопластавтоматов 15 единиц с объ-емом впрыска от 63 см3 до 3000 см3 и уси-лием смыкания от 35 до 650 т, площадь производственных площадей составляет 2000 кв.м, построены производственный цех и склад готовой продукции на терри-тории ЗАО «Арамильский завод передо-вых технологий»;

• смонтирован роботизированный ком-плекс из трех нарезных специализирован-ных станков с программным управлени-ем для нарезки любых типов резьбы фир-мы Hyundai-KIA и шести термопластав-томатов фирмы Chende;

• в соответствии с требованиями API 5CT/ISO 11960 сконструировано и изготов-лено испытательное оборудование, атте-стованное органами сертификации. По на-правлению органа сертификации метал-лов и промышленной продукции ФГУП УНИИМ (рег. № РОСС RU.0001.11 АЮ42) ли-цензированной лабораторией проведены испытания. По их результатам органом сертификации выдан сертификат соответ-ствия № РОСС RU.0001.11АЮ42.Н00553 тре-бованиям нормативных документов API 5CT/ISO 11960 (8-я редакция) на детали пре-

Владимир ШУКЛИН, директор научно-производственной компании ООО «Трубопластдеталь»

Современное оборудование – гарант эффективного производстваЭффективность нефтегазового производства зависит от многих факторов. Планирование, контроль, привлечение компетентных специалистов, грамотное выполнение работы – все это способствует наращиванию объемов и налаживанию производства. Несомненно, важную роль играет и техническое оснащение предприятия, однако не стоит забывать о таком понятии, как качество. Качественным должны быть любые составляющие производства, будь то обсадная труба или предохранительная деталь для ее защиты. Только в этом случае можно говорить об эффективности производства.

Компания ООО «Трубопластде- таль» разрабатывает и произво-дит предохранительные детали

для защиты резьбы обсадных труб, приме-няемых при строительстве нефтяных и га-зовых скважин. Мы гордимся своим делом и гарантируем качество продукции.Имея договорные отношения с Госу-

дарственным институтом металлопо-лимерных систем Республики Беларусь и кафедрой пластмасс Уральского го-сударственного лесотехнического уни-верситета, предприятие постоянно за-нимается освоением новых типов и со-вершенствованием конструкции выпу-скаемых преддеталей, а также научно-внедренческими работами по подбору полимерных материалов с повышенны-ми прочностными и температурными ха-рактеристиками. Отдельные виды про-дукции запатентованы и являются ин-теллектуальной собственностью ООО «Трубопластдеталь».С 2005 года ООО «Трубопластдеталь»

производит предохранительные детали для стальных труб и в настоящее время освоило 22 типоразмера деталей, в том чис-ле 17 – для гладких труб по ГОСТ 3262-75; 10705-80; 8732-78 (диаметром от 21 до 325 мм) и 5 – для резьбовых деталей обсадных труб по ГОСТ 63280.

дохранительные (кольцо, ниппель) для обсадных труб и муфт к ним условного диаметра от 168 мм до 324 мм. с типами резьбы ОТТМ, ОТТГ, БТС. В соответствии с данным сертификатом соответствия и Законом РФ «О техническом регулирова-нии» продукция выпускается по стандар-ту организации ООО «Трубопластдеталь» СТО 73639141-004-2007 «Детали предохра-нительные для обсадных труб и муфт к ним. Технические условия». Данное СТО прошло экспертизу в органе сертифика-ции металлов и промышленной продук-ции ФГУП УНИИМ;

• продукции ООО «Трубопластдеталь» присвоен знак соответствия системы сер-тификации ГОСТ Р Госстандарта Рос-сии АЮ42.Предприятие проводит разумную це-

новую политику, основанную на принци-пе цена–качество. Наши цены ниже зару-бежных аналогов при более высоком каче-стве, основанном на преимуществах тех-нологии изготовления и применяемых ма-териалов. Сегодня, наряду с улучшением качества, нашей основной задачей оста-ется снижение себестоимости.Постоянно растут заказы таких компа-

ний, как ОАО «Северский трубный завод», ОАО «Синарский трубный завод», ОАО «Первоуральский трубный завод» и ОАО «Челябинский трубопрокатный завод», что заставляет нас изыскивать средства на при-обретение нового оборудования.

ООО «Трубопластдеталь»620043 Екатеринбург,ул. Фролова, 19/1, под. 2Тел./факс (343) 215-95-05E-mail: [email protected]


Мтт

Стальная броняОбнаружить подобную течь визу-

альным либо каким-либо дру-гим методом локального кон-

троля на действующем сосуде практи-чески невозможно. Для этого требует-ся частичная или полная его разборка, удаление наружного кожуха. Вместе с тем контроль герметичности

на таких металлоконструкциях сопря-жен с практически полным отсутстви-ем доступа к внутреннему сосуду, что сильно осложняет задачу поиска и ло-кализации утечек. Поэтому для реше-ния подобных задач наибольшее распро-странение получил метод акустической эмиссии (АЭ), который в данном слу-чае практически не имеет альтернати-вы. Метод позволяет дистанционно об-наруживать малые утечки, определять их местоположение и судить о характе-ре повреждения. На рисунке 1 приведен пример верти-

кального резервуара объемом 8 м3 из не-ржавеющей стали, который расположен на одном из крупных молокозаводов. Ре-зервуар состоит из сварного внутреннего сосуда с толщиной стенки 2 мм и внеш-него цилиндрического сварного кожуха. В ходе его эксплуатации технологи пред-приятия отметили снижение качества из-

готавливаемого продукта и предположи-ли, что произошло нарушение герметич-ности внутреннего сосуда. Для того что-бы найти и локализовать утечку внутрен-него сосуда, была приглашена эксперт-ная организация. В ходе решения постав-ленной задачи специалисты разработа-ли особую методику контроля над утеч-ками на подобных объектах. Основные положения методики за-

ключаются в следующем. Даже самый минимальный доступ к внутреннему сосуду (рисунок 2a) позволяет устано-вить в таких местах преобразователи АЭ (ПАЭ), при этом отсутствует необхо-димость специально вычислять и разме-чать местоположение датчиков, как это предусматривают традиционные спосо-бы настройки схемы АЭ-локации. При-меняемая акустико-эмиссионная систе-ма A-Line 32D в процессе калибровки ав-томатически определяет их местополо-жение и обозначает на схеме (патент на изобретение № 2330277 от 27.07.2008 г.). Первоначально первый контрольный ПАЭ для проверки утечки на обечай-ке был размещен на открытой площад-ке в центре верхнего днища внутренне-го сосуда. Для установки датчиков на обечайке сосуда в количестве 4 штук во

Вертикальные резервуары из нержавеющей стали широко

используются в различных отраслях промышленности. Но с течением

времени в результате развития локальной коррозии на структурных

неоднородностях сварки может произойти разгерметизация сосуда,

нарушение технологического режима, в итоге резервуар станет

непригодным для эксплуатации.



Мтт

Другой особенностью контроля яв-ляется тот факт, что из-за высокой чувствительности применяемого

цифрового оборудования не нужно запол-нять сосуд целиком водой, как это требу-ют стандартные методики при диагности-ке вертикальных стальных резервуаров. По мере наполнения прибор покажет, како-го уровня жидкости будет достаточно для устойчивого выявления утечки. В нашем случае, поскольку утечка располагалась на нижнем днище, потребовалось заполнить сосуд всего на 20%. В результате контроля оператор с точностью до нескольких мил-лиметров показал область расположения утечки, после чего в этом месте была про-изведена локальная вырезка металла на-ружного кожуха. На рисунке 3 представ-лена характерная локационная диаграм-ма, на которой показана математическая модель днища с тремя независимыми схе-мами локации (ПАЭ № №1/05, 1/06, 1/07), по-зволившими точно установить область рас-положения источника АЭ на утечке. Вид-но, что местоположение утечки на всех ди-аграммах фиксируется очень четко, при-чем схема с перекрытием позволяет исклю-чить ложные сигналы локации. В резуль-тате после локализации в указанном опе-ратором месте была произведена вырезка технологического окна (рисунок 4). Из ри-сунка видно, что точно под местом вырез-ки располагается микротечь, которая про-явилась в виде коррозионного пятна и за-потевания ближней области утечки. Пол-ное время контроля подобного объекта для

внешнем корпусе потребовалось произ-вести вырезку соответствующих техно-логических окон размером 100x100 мм и выбрать изоляционный слой. Прин-ципиальной особенностью разработан-ной методики контроля является при-менение трех независимых датчиков в разных местах нижнего днища и четы-рех по периметру нижней образующей обечайки (рисунок 2б). Такая схема по-зволяет использовать одновременно не-сколько независимых перекрывающих-ся зон планарной локации, что позволя-ет максимально точно определять коор-динату выявленного источника АЭ на утечке (рисунок 3). Таким образом, для полного контроля и определения место-положения утечки на сосуд было уста-новлено 8 преобразователей акустиче-ской эмиссии типа GT-200. Время под-готовки к контролю составляет в сред-нем около 30 минут.

выявления утечки с минимальными под-готовительными операциями составляет в среднем 1 час. Из приведенного примера видно, что но-

вая разработанная методика контроля уте-чек с применением акустико-эмиссионного контроля является эффективным и быстрым способом выявления скрытых микротечей в труднодоступных и скрытых областях герметичных стальных конструкций.

Рис. 1. Внешний вид

Рис. 2а. Днище нижнее Рис. 2б. Датчик сбоку Рис. 4. Вид окна утечки

Рис. 3. Локация

акустико-эмиссионные системы A-LINE 32Dнового поколения

■ системымониторингаопасныхпроизводственныхобъектов

■ экспертизапромышленнойбезопасности

620026 Екатеринбург, ул. Красноармейская, 92А, офис 527 тел. (343) 268-368-0 Факс (343) 310-37-89 E-mail: [email protected] WWW.INTERUNIS-URAL.RU


Мтт обслуживание трубопроводов

От задвижки к шаровому крануНа российском рынке представлено большое разнообразие запорной трубопроводной арматуры: вентили, заслонки, задвижки различных конструкций. Однако в последнее время все чаще потребители отдают предпочтение шаровым кранам, которые отличаются высокой надежностью и герметичностью, простотой в эксплуатации, небольшими габаритами, а также обеспечивают поток рабочей среды в обоих направлениях.

Компания «СеверМаш» была об-разована в 1999 году в городе Ры-бинске, расположенном в 350 ки-

лометрах от Москвы. Основная специа-лизация – выпуск трубопроводной арма-туры. Предприятие зарекомендовало се-бя как надежный поставщик качествен-ной и доступной потребителю армату-ры. Современная производственная ба-

няются для надземной или подземной установки в качестве запорного устрой-ства. Также на предприятии выпускают-ся краны трехходового исполнения и кра-ны под электропривод, которые можно комплектовать электроприводами как отечественного, так и импортного произ-водства. Арматура производится из ста-ли Ст20, 12Х18Н10Т, 09Г2С.

Продукция «СеверМаш» имеет:■ сертификат соответствия, выдан-

ный органом сертификации АНО «Атом-сертифика»;■ разрешение Федеральной службы

по экологическому, технологическому и атомному надзору.Все работы выполняются в полном соот-

ветствии с требованиями, предъявляемы-ми к трубопроводной арматуре. Высокое качество подтверждается доверием клиен-тов. Клапаны производства «СеверМаш» применяются на атомных станциях Рос-сии, дальнего и ближнего зарубежья.Предприятие «СеверМаш» приглаша-

ет дилеров для сотрудничества на вы-годных условиях: конкурентоспособные цены, постоянный запас готовой продук-ции на складе и оперативное реагирова-ние на заказы.

152909, Ярославская область,г. Рыбинск, ул. Пятилетки, 82Телефон/факс 8(4855) 23-92-48E-mail: [email protected]

в 2009 году шаровые краны производства компании «севермаш» прошли испытания на саратовском полигоне оао «газпром»за, высокоточные приборы, квалифици-рованный персонал позволяют выпол-нять заказы качественно, в срок и по до-ступным ценам.У предприятия «СеверМаш» широкий

ассортимент продукции. Шаровые кра-ны серии СМ DN 10-300, PN 1,6-16,0 МПа изготавливаются во фланцевом, привар-ном и муфтовом исполнениях и приме-

Сильфонные клапаны серии ЦКБУ DN 10, PN 20,0 МПа производства «СеверМаш» уста-навливаются на импульсных и дренажно-продувочных линиях для подключения или отключения приборов систем КИПиА атомных станций.Кроме того, предприятие изготавливает

трубопроводную арматуру и комплектую-щие детали к ней по чертежам заказчика.



Мтт

Нанесение антикоррозионных покрытий (двух- и трехслойных) на основе экструдированного полиэтилена на наружную поверхность стальных труб диаметром от 219 до 1420 мм для трубопроводов.

Нанесение антикоррозионных покрытий на основе полиуретановых и эпоксидных композиций на наружную поверхность стальных труб диаметром от 219 до 1420 мм для подземных и наземных трубопроводов.

Освидетельствование труб в собственной лаборатории путем проведения:■ неразрушающего узк и рентгенографического контроля сварных соединений и проката;■ спектрального анализа химического состава металла;■ механических испытаний;■ гидроиспытаний труб диаметром 720 и 1020 мм.

Восстановление труб:■ очистка от наружной изоляции труб б/у диаметром от 530 до 1420 мм; ■ внутренняя очистка труб б/у диаметром от 273 до 1420 мм;■ механическая торцовка концов труб диаметром от 530 до 1420 мм.

Изготовление гнутых отводов методом холодного гнутья из стальных труб (в том числе из предварительно заизолированных с двух-трехслойным покрытием) диаметром от 219 до 1420 мм с толщиной стенки до 28,00 мм.

ИЗОЛяЦИя ТРУБИзоляция труб диаметром от 219 до 1420 мм.покрытие, наносимое на заводе, соответствует требованиям:1. гост р 51164-98 трубопроводные стальные магистральные. общие требования к защите от коррозии.2. ту 1394-001 -45657335-06 трубы стальные с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием для газопроводов.3. ту 1394-011-00154341-2004 трубы стальные диаметром от 273 до 1420 мм с наружным трехслойным и двухслойным полиэтиленовым покрытием для строительства нефтепроводов.

ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ ТРУБпроведение работ по инструментальному контролю и приборному обследованию состояния б/у труб с последующей выдачей сертификата качества в соответствии с требованиями ту 14-зр-104-2008 трубы бесшовные и сварные после эксплуатации для холодного и горячего водоснабжения.

ВОССТАНОВЛЕНИЕ ТРУБвосстановление труб для повторного применения по ту 14-зр-104-2008 трубы стальные бесшовные и сварные после эксплуатации для холодного и горячего водоснабжения.

ИЗГОТОВЛЕНИЕ ГНУТЫХ ОТВОДОВИзготовление гнутых отводов из стальных труб диаметром от 219 до 1420 мм.отводы производства ооо «копейский завод изоляции труб» соответствуют требованиям:1. гост 24950-81 отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов.2. ту 1468-006-74238272-06 отводы гнутые диаметром от 50 до 1200 мм для магистральных нефтепроводов на рабочее давле-ние до 14 мпа (140 кгс/см2), изготавливаемые холодной гибкой стальных труб, в том числе с антикоррозионными покрытиями (по договору с зао «сот» на изготовление и применение).3. стт 22.040.40.ктн 098-06 на отводы холодной гибки из сталь-ных электросварных труб диаметром 1067 и 1220 мм (трубопро-водная система «восточная сибирь–тихий океан» (всто)).

ИЗГОТОВЛЕНИЕ СВАЙкопейский завод изоляции труб изготавливает сваи по ту 5264-001-45657335-2009 из трубы диаметром 159-1420 мм для использования в строительстве жилых и нежилых помещений, дорожных и портовых сооружений, а также в качестве опор для применения как в грунте, так и в прибрежной зоне с погружени-ем в воду. при этом сваи могут иметь оголовок и пяту.в качестве антикоррозионной защиты внутренней и наружной поверхности свай завод использует различные лакокрасочные материалы в соответствии с проектом или требованиями заказ-чика. для покрытия используется широкий ассортимент совре-менных материалов на основе эпоксидных и полиуретановых, в том числе и цинконаполненных, композиций.

ООО «Копейский завод изоляции труб»

Челябинская обл., г. Копейск, пос. Железнодорожный, ул. Мечникова, 1

Тел./факсы (35139) 2-09-81, 2-09-82E-mail: [email protected], www.kzit.ru



Мтт

■ происходит перегрузка по току недопу-стимой продолжительности – при поломке или заклинивании приводных механизмов, разрушении подшипников;■ нагрузка недопустимо снижается – при

поломке приводных механизмов, сухом хо-де насоса и т. д;■ происходит обрыв любой фазы или пе-

рекос фаз по току.Помимо этого реле осуществляет диагно-

стику потребляемой электрооборудовани-ем сети питания и в случае аварии фикси-рует в энергонезависимой памяти параме-тры аварийного события.Каждое из исполнений реле имеет по

пять типономиналов в соответствии с та-блицей 2.Пульты управления ПУ-02 управляют лю-

бым количеством реле РКЗ и РКЗМ посред-ством ИК-лучей на расстоянии 5–50 см.

Продукция ООО «СЭЗ» использует-ся в любых отраслях промышлен-ности – на сегодняшний день поч-

ти все предприятия, от мелкого производ-ства до крупных нефтегазодобывающих и перерабатывающих компаний, оснащены дорогостоящим электрооборудованием. За-щита от перегрузок, перекосов фаз и про-чих «рабочих» неприятностей продлит срок

его службы и сохранит время и деньги вла-дельцев: прибор защиты окупится за четы-ре месяца, а срок его службы составляет не менее восьми лет. При необходимости спе-циалисты компании могут сделать расчет окупаемости вложения инвестиций инди-видуально для каждого клиента.Руководство компании уверено, что её

работники выпускают именно такую про-дукцию, какую хочет видеть потребитель. Одним из определяющих направлений де-ятельности предприятия является откры-тость для совместных проектов. При этом возможны разные варианты сотрудничества – например, это может быть разработка и производство в самые кратчайшие сроки ин-тересующих заказчика изделий. Сотрудни-ки организации с большим удовольствием и благодарностью встречают клиентов, ко-торые заказывают новые разработки и тем самым подсказывают, в каком направлении следует развиваться предприятию.

ООО «СибЭлектроЗащита»660118 г. Красноярск, Северное шоссе, 5 «г», корп. 5Телефоны (391) 220-69-06, 220-69-15, 232-17-71E-mail: [email protected]

Под надежной защитойДеятельность общества с ограниченной ответственностью «СибЭлектроЗащита» (ООО «СЭЗ») базируется на трех основных принципах: надежности, высокого качества и доступной цены. Такое сочетание становится возможным благодаря использованию современных наукоемких технологий на основе микропроцессорной техники.

Таблица 2Типы реле

Реле Контролируемые токи, А

Рабочее напряжение, В Технические особенности

РКЗ-25-И 2…25 220/380• оперативная индикация причины аварийного отключения на панели реле; • контакт аварийной сигнализации для управления внешними сигнальными устройствами; • уменьшенные габариты корпуса (не более 84х76х53);

РКЗ-50-И 5…50 220/380РКЗ-250-И 20…250 220/380РКЗ-500-И 40…500 220/380РКЗ-900-И 80…900 220/380РКЗМ-25-R 2…25 220 • оперативная индикация причины аварийного отключения

на панели реле; • контакт аварийной сигнализации для управления внешними сигнальными устройствами; • оценка сопротивления изоляции перед включением ЭУ; • в корпусе предусмотрены два крепежных отверстия и крепление под DIN-рейку шириной 35 мм;

РКЗМ-50-R 5…50 220РКЗМ-250-R 20…250 220РКЗМ-500-R 40…500 220

РКЗМ-900-R 80…900 220

РКЗМ-25-Д 2…25 220/380 • наличие на лицевой панели цифрового ЖК дисплея, отображающего токи ЭУ, типы аварийных отключений, а также встроенной клавиатуры, позволяющей задавать необходимые установки (возможна работа без ПУ-02);• в корпусе реле предусмотрены два крепежных отверстия и крепление под DIN-рейку шириной 35 мм.

РКЗМ-50-Д 5…50 220/380РКЗМ-250-Д 20…250 220/380РКЗМ-500-Д 40…500 220/380РКЗМ-900-Д 80…900 220/380

Таблица 1Типы контроллеровНаименование контроллера

Пределы контролируемых токов, А

ЭКТ (ЭКТМ) – 5 0,2…50

ЭКТ (ЭКТМ) – 10 0,8…100

ЭКТ (ЭКТМ) – 25 1,6…250

ЭКТ (ЭКТМ) – 60 3,0…600

ЭКТ (ЭКТМ) – 125 6,0…1250

ЭКТ (ЭКТМ) – 250 10,0…2500

ЭКТ (ЭКТМ) – 625 30,0…6250

Компания с 2002 года специализи-руется на разработке и внедре-нии в производство интеллекту-

альных электронных систем общего и спе-циального назначения, использующихся для создания коммутационно-защитных аппаратов нового поколения, приборов контроля, устройств релейной защиты и автоматики, технологических контролле-ров, таких как:■ электронный контроллер тока ЭКТ;■ электронный контроллер тока ЭКТМ;■ пульты управления ПУ-05;■ реле контроля и защиты РКЗ-И;■ реле контроля и защиты РКЗМ-Д;■ реле контроля и защиты РКЗМ-R;■ пульты управления ПУ-02;■ электронные контроллеры расцепи-

теля ЭКР;■ счетчики-регистраторы РОС1-01,

РОС1-02;■ реле повторного пуска (самозапуска)

РПП-2;■ пульт управления ПУ-04.Электронный контроллер тока ЭКТ (ЭКТМ)

в соответствии с заданными параметрами сигнализирует о коротком замыкании, хо-лостом ходе электроустановки, превыше-нии тока выше нормального уровня, про-падании одной или двух фаз, перекосе фа-зы по току, а также низком сопротивлении изоляции. Устройство работает совместно с пультом управления ПУ-05, который обе-спечивает считывание данных и регулиров-ку уставок контроллера (таблица 1). Один пульт может обслуживать любое количе-ство ЭКТ (ЭКТМ).Реле контроля и защиты РКЗ, РКЗМ про-

изводят проверку рабочих токов в каждой фазе работы обслуживаемой электроуста-новки и отключают ее, если:



Мтт

Услуги:

Научно-производственная фирма «АВЭК» с 1996 года поставляет оборудование для неразрушающего контроля, техниче-ской диагностики и физико-механических испытаний.Основное направление деятельности НПФ «АВЭК» – проектирование, производство и оснащение мобильных лабораторий для проведения контрольно-диагностических и ремонтно-восстановительных работ в полевых условиях при строительстве и эксплуатации промышленных объектов.Мобильные лабораторные комплексы НПФ «АВЭК» – это качественные изделия, предназначенные для интенсивной экс-плуатации в тяжелых климатических условиях. При производстве используются качественные и современные материалы, а также учитываются все требования предприятия-заказчика, который получает не просто автомобиль с набором приборов, а готовый к работе мобильный диагностический комплекс в соответствии с поставленной задачей или необходимой норма-тивной документацией.Наши специалисты готовы оказать содействие как в подготовке Вашей лаборатории к аттестации, так и в процедуре атте-стации непосредственно.

620049 г. Екатеринбург, ул. Первомайская, 109Тел./факсы (343) 217-63-84, 264-23-81

Е-mail: [email protected]

НПФ «АВЭК» выпускает:■ мобильные лаборатории неразрушающего контроля и техни-

ческой диагностики для применения при строительстве и экс-плуатации магистральных трубопроводов и других объектов нефтегазовой промышленности

■ мобильные лаборатории неразрушающего контроля на базе прицепов и мобильных зданий на полозьях

■ специализированные лаборатории неразрушающего контроля и технической диагностики бурильных труб, бурового и нефте-промыслового оборудования

■ мобильные лаборатории контроля электрохимзащиты■ мобильные лаборатории физико-механических испытаний■ мобильные лаборатории контроля строительных материалов ■ мобильные лаборатории высоковольтных испытаний.

При необходимости на мобильную лабораторию оформляется санитарно-эпидемиологическое заключение (санитарный паспорт).

Заказчики:полностью оснащенные лаборатории производства нпф «авэк» используют в своей работе ооо «стройгазконсалтинг», зао «краснодарстройтрансгаз», ооо ксу «сибнефтепроводстрой», оао «уралэлектромедь», оао «сода», оао «зсмк» и другие организации.

НПФ «АВЭК» – представитель большого количества отечественных и зарубежных производителей – предлагает выгодные условия комплексной поставки оборудования

неразрушающего контроля, технической диагностики, физико-механических испытаний:■ ультразвуковой контроль (дефектоскопы, преобразователи,

оснастка, стандартные образцы)■ радиографический и радиационный контроль (рентгеновские

аппараты, гамма-дефектоскопы, рентгеновские кроулеры, рентгеновская пленка, реактивы, оборудование для проявки и расшифровки рентгенограмм, прочие материалы и принад-лежности)

■ магнитопорошковый контроль (намагничивающие устройства, суспензии, принадлежности)

■ вихретоковый контроль (дефектоскопы, оснастка)■ визуальный контроль (наборы, видео, и волоконно-оптические

эндоскопы, системы телеинспекции)

■ расходные материалы и принадлежности для капиллярного контроля

■ анализаторы химического состава металлов и сплавов Oxford Instrumens, стилоскопы

■ приборы контроля покрытий различных типов■ оборудование для физико-механических испытаний (универ-

сальные испытательные машины, копры, твердомеры, станки для подготовки образцов)

■ оборудование контроля строительных материалов■ приборы контроля подземных коммуникаций (трассоискатели,

течеискатели, георадары)■ оборудование для высоковольтных испытаний SEBA KMT

■ инжиниринг, консалтинг в сфере промышленного контроля и диагностики

■ методическая поддержка

■ подготовка лабораторий к аттестации■ ремонт приборов неразрушающего контроля

www.avek.ru

www.avto-lab.ru

Мы производим и оснащаем мобильные лаборатории




Крепость сварного шваЛеонид МОГИЛЬНЕР, генеральный директор ЗАО «ВНИИСТ-Диагностика», к.т.н.

Руслан НАРТОКОВ, заместитель генерального директора ЗАО «ВНИИСТ-Диагностика» (Москва)

Промышленная и экологическая безопасность в значительной степени определяется эффективностью комплексного контроля качества объектов трубопроводного транспорта на всех стадиях его жизненного цикла. Одним из показателей надежности и безопасности трубопроводного транспорта является качество поставляемой заводами-изготовителями продукции, определяемое соответствием технических характеристик требованиям нормативно-технической документации заказчика.

Проведению независимого тех-нического надзора за производ-ством продукции для объектов

трубопроводного транспорта должен пред-шествовать технический аудит заводов-поставщиков с выдачей рекомендаций заказчику о возможности (невозможно-сти) использования продукции данно-го завода.Технический надзор осуществляется на

основании согласованных планов техноло-гического контроля по каждому заводу.Согласно выработанному плану инспек-

тируются все основные этапы и контроль-ные операции, определяющие качество продукции, – от входного контроля мате-риалов и комплектующих до отгрузки го-товой продукции. Специалисты техниче-ского надзора присутствуют при каждом важном технологическом переделе, прово-дят паспортизацию трубной продукции. Эта отлаженная технология обеспечивает поставку продукции, в точности соответ-ствующей требованиям заказчика.Только в 2007 году таким методом ЗАО

«ВНИИСТ-Диагностика» обследовало 1 миллион 80 тысяч тонн труб. Общее ко-

личество забракованных труб по всем заводам-изготовителям за 2007 год соста-вило 3% от отгруженных, отбракован-ных соединительных деталей – 1,7% от числа отгруженных, листового прока-та – 3,79%. В ходе работ по технадзору на заводах-

изготовителях листового проката и труб установлено, что около 43% забракован-ных листов имеют недопустимые отклоне-ния по толщине стенки, а 33% – по сплош-ности листа. При производстве труб так-же наблюдается брак по толщине стенки, поэтому необходимо совершенствовать технологии прокатки листа и контроля толщины и сплошности металла, а так-же приемки проката в трубное производ-ство. В то же время, в связи с отсутствием должной увязки между нормативами на производство и эксплуатацию труб, в на-стоящее время контроль сплошности ли-ста в процессе трубного производства не производится. Надо признать, что дина-мика развития несплошностей листово-го проката в процессе технологических переделов при производстве труб (фор-мовка, экспандирование, гидроиспыта-

ние) исследована недостаточно. Для по-вышения качества труб с учетом данных по диагностике действующих нефтепро-водов, полученных на стадии эксплуата-ции, представляется целесообразным до-полнительно ввести контроль сплошности тела готовой трубы на завершающем эта-пе ее производства.Следует иметь в виду и повреждения

труб, возникающие при их доставке с заводов-изготовителей к месту производ-ства работ различными видами транспор-та: железнодорожным, морским, речным. Нарушается геометрия кромок, появляет-ся дополнительная овализация из-за за-вышения рядности при штабелировании, повреждения изоляции и поверхности ме-талла. Таким образом, следует система-тизировать данные о повреждениях и со-вершенствовать технологии транспорти-ровки. Кроме того, необходима доработ-ка нормативно-технической документа-ции по транспортировке труб от произво-дителя к заказчику, в том числе – в опре-делении ответственности за сохранность качества труб.Основополагающей составляющей ком-

плексного контроля качества трубопро-водных систем является техническое диа- гностирование на нефтепроводах, вклю-чая элементы линейной части, перекачи-вающих станций и резервуарных парков, как на стадии завершения строительства, так и в процессе эксплуатации.Диагностика линейной части в процес-

се эксплуатации проводится по общепри-нятым технологиям с применением вну-тритрубной дефектоскопии (ВТД) в соче-тании с наружными методами неразру-шающего контроля камер приема-пуска средств очистки и диагностики. А также


Мтт

конструктивных элементов, ремонтных конструкций, емкостей сбора продукта в сочетании с акустико-эмиссионным кон-тролем всех участков, особенности кото-рых не позволяют произвести ВТД.Диагностирование предусматривает

электрометрическое обследование состо-яния изоляционного покрытия, выявле-ние коррозионно-опасных участков и об-следование состояния систем электрохи-мической защиты.Техническое состояние диагностиру-

емых трубопроводных систем оценива-ется на основе интеграции данных о де-фектах и их сочетаниях, выявляемых все-ми методами диагностики. С применени-ем оригинальных методик определяют-ся остаточный ресурс и сроки безопас-ной эксплуатации секций трубопровода с дефектами.Параметры дефектов, результаты рас-

чета на прочность и долговечность, све-дения о планируемых и выполненных ре-монтах заносятся в базу данных о диагно-стируемом объекте и используются при последующих обследованиях и составле-нии планов ремонта.

При проведении оценки техниче-ского состояния объектов трубо-проводного транспорта с приме-

нением расчетно-аналитических методик особое внимание необходимо уделять по-вышению точности измерения дефектов на этапах комплексного технического диа-гностирования методами неразрушающего контроля. В частности, по совершенствова-

нию наиболее широко применяемого уль-тразвукового метода контроля.На основе применения ультразвуковых

дефектоскопов с преобразователями на фазированных решетках устраняются по-грешности в измерении истинных разме-ров дефектов, определяются типы дефек-тов и устанавливаются места их располо-жения по сечению шва. Удается получить изображение дефектов при автоматизиро-ванном перемещении сканера.Важная работа в этом направлении –

создание технологии ультразвукового контроля сварных соединений и основно-го металла стенок стальных резервуаров без снятия антикоррозионного покрытия. Проведение ультразвукового контроля че-рез покрытие обеспечивает существенную экономию средств, затрачиваемых на его удаление перед проведением контроля и восстановление после, а также сохране-ние гарантии на покрытие.На основе исследовательских работ соз-

дан отраслевой нормативный документ по применению цифровой радиографии по-перечных сварных швов трубопроводов, выполняемой с использованием вместо рентгеновской пленки запоминающих многоразовых гибких пластин. В этих пластинах скрытое изображение объек-та контроля образуется под воздействи-ем ионизирующего излучения за счет воз-буждения электронов, в отличие от рент-геновской пленки, на которой изображе-ние образуется за счет необратимых фо-тохимических процессов. После облуче-ния экспонированных пластин лазерным

лучом энергия возбужденных рентгенов-скими лучами электронов освобождается в виде света, а световое излучение после-довательно с каждой точки считывает-ся сканирующим устройством и, анало-гично цифровой фотографии, формиру-ется цифровое изображение контролиру-емого объекта.После передачи изображения в ком-

пьютер и освещения пластины ярким светом она освобождается от всей нако-пленной энергии и может быть исполь-зована повторно.Многократное использование запомина-

ющих пластин взамен радиографической пленки, отсутствие «мокрой» технологии ее проявления, существенное снижение вре-мени экспозиции пластин по сравнению со временем экспозиции пленки, увеличение оперативности контроля и качества изо-бражения определяют привлекательность нового метода радиографии.Оба новых метода дают возможность

документирования результатов контроля в электронном виде, что упрощает затра-ты на архивирование, способствует фор-мированию компьютерной базы данных по каждому сварному шву и оперативной передаче результатов контроля по любо-му необходимому адресу с помощью элек-тронной почты. В целом применение новых техноло-

гий цифровой радиографии, дублируе-мых автоматизированным ультразвуко-вым контролем, позволяет получить точ-ное заключение о годности исследуемого участка шва.


Более 15 лет квалифицированные специалисты ООО «Промзащита», применяя современные технологии, высокопроизводительное оборудование и качественные материалы, проводят полный комплекс работ по антикоррозионной защите металлоконструкций и оборудования аэропортов, нефтеперерабатывающих заводов, объектов химической, пищевой промышленности, энергетики и ЖКХ.

Одним из направлений деятельности предприятия являет-ся антикоррозионная защита внутренней и наружной поверх-ности труб диаметром от 57 до 1420 мм и соединительных де-талей трубопроводов соответствующих размеров. Производи-тельность по нанесению покрытий составляет 300–500 погонных метров в сутки в зависимости от типоразмеров изделий.Для получения качественного защитного покрытия приме-

няются современные лакокрасочные материалы ведущих ми-ровых – HEMPEL, JOTUN, AMERON, SIKA, INTERNATIONAL и ряда отечественных производителей.Система защиты для каждого объекта подбирается в зави-

симости от агрессивности транспортируемой среды и усло-вий эксплуатации.Антикоррозионные покрытия на внутреннюю поверхность

труб наносятся в соответствии с ТУ 1390-001-49132061-2009. В зависимости от назначения труб применяются эпоксидные,

полиуретановые или эпоксиуретановые покрытия (одно-, двух- или трехслойные от 200 до 600 мкм), а также материа-лы горячего нанесения (усиленная система защиты толщи-ной до 1500 мкм).Наружное покрытие труб в зависимости от способа про-

кладки выполняется согласно ГОСТ Р 51164-98, РД 153-34. 0-20.518-2003. Возможна поставка труб с наружным покрыти-ем на основе экструдированного полиэтилена.Для защиты внутренней поверхности сварных стыков воз-

можна комплектация заказов изолирующими втулками оте-чественного и импортного производства, а также газотерми-ческое напыление протекторных материалов (Zn, Al) на око-лошовную зону.Работы по антикоррозионной защите труб могут выполнять-

ся как на производственной базе ООО «Промзащита», так и на объектах заказчика.


КАЧЕСТВО, ПРОВЕРЕННОЕ ВРЕМЕНЕМ

456780 Челябинская область, г. Озерск, ул. Герцена, 9, тел./факс (351-30) 4-32-25E-mail: [email protected], www.promprotect.ru


Мтт

Утекают миллиардыобслуживание трубопроводов

Внедрение современных методов диагностирования технического состояния запорно-регулирующей арматуры на объектах магистрального транспорта газа

Согласно статистическим данным, свыше 30% добываемого в стране природного газа остается на внутреннем рынке – и эта цифра имеет устойчивую тенденцию к дальнейшему росту. Вместе с тем, удорожание энергетической составляющей валового национального продукта выводит на первый план вопросы экономии. Согласно оценочным данным, эффект энергосбережения на 10–15% зависит от снижения всех видов прямых потерь ресурсов. В условиях дефицита топлива и повышения роли природного газа особенно актуальными становятся уменьшение различного рода потерь и сокращение расхода топлива на технологические нужды.

Деньги на ветерОпыт отечественных компаний по экс-

плуатации газотранспортных систем сви-детельствует о том, что при транспорте природного газа по магистральным тру-бопроводам различные виды потерь га-за ежегодно достигают 8–9 миллиардов кубометров.Кроме основных статей потерь природ-

ного газа при его транспортировке, связан-ных с утечками через неплотности запор-ной арматуры, а также основного и вспо-могательного оборудования компрессор-ных станций, в системе газоснабжения имеются десятки типоразмеров потенци-

регистрации акустического сигнала, ге-нерируемого турбулентными течениями газа, возникающими на границе перепада давления (в источнике утечки). Акустиче-ское обнаружение течей практиковалось еще до того, как акустико-эмиссионная ди-агностика выросла в отдельную отрасль, однако использовавшаяся для этого изме-рительная аппаратура работала, как пра-вило, в низкочастотном режиме и уком-плектовывалась авиационными бортовы-ми датчиками.Турбулентный режим потока газа, осо-

бенно в кранах высокого давления, созда-ет звуковые сигналы в диапазоне частот

500–10000 Гц и ультразвуковые сигналы в диапазоне частот от 10 до 100 кГц. Ахил-лесовой пятой прежнего подхода являлось то, что акустические системы были край-не восприимчивы как к нормальным про-изводственным шумам оборудования КС, так и к шумам чисто внешним. Успешная разработка специальных датчиков для акустико-эмиссионной диагностики, об-ладающих способностью «расслышать»

деформацию материала или рост трещи-ны даже во время работы оборудования в нормальном режиме, означала, что все эти проблемы могут быть преодолены.Конечно, теория и практика не всегда со-

гласуются между собой, и в практических условиях возникает целый ряд других фак-торов, вызывающих некоторую неясность в количественной оценке течи:■ канал течи представляет собой ком-

плекс из маленьких течей, что вызывает высокую турбулентность и, следователь-но, более сильный, нежели предсказыва-лось, шум;■ потери газа могут быть вызваны мно-

жеством течей, рассредоточенных вокруг седла задвижки: если они находятся ниже критической для турбулентного потока от-метки, то шума не будет – если же они все будут шуметь, то сигналов добавится, но общий результат будет отличаться от того, который выдает та же масса потока, про-ходящая через один канал течи;■ сигналу необходимо пройти сквозь за-

движку на датчик, устанавливаемый на на-ружной стороне корпуса, это расстояние изменяется в зависимости от размеров за-движки, следовательно, так же изменяется и коэффициент затухания сигнала;■ фоновый шум от работающих агре-

гатов.В такой ситуации особую важность при-

обретают тщательное проведение измере-ний и опыт.

Проверка боемДля обеспечения возможности инстру-

ментального контроля герметичности за-порной арматуры по затвору с конца 2005 года используется акустический течеиска-тель VPAC 5131 и программное обеспече-ние к нему. Прибор позволяет выявить не-герметичную запорную арматуру в закры-том положении и получить количествен-ное значение перетечек через затвор.В процессе измерения количественно-

го значения перетечек через запорную арматуру при помощи VPAC 5131 возник вопрос погрешности измерений данного прибора. Была разработана специальная методика сравнения действительного ко-личественного значения перетечек через запорную арматуру с показаниями тече-искателя VPAC 5131, продолжается рабо-

Основные причины потерь (%) природного газа при его транспортировке по магистральным газопроводам

Через неплотности в обвязке КС 45–47

В пылеуловителях 22–25

При разрывах и разрушениях газопроводов 18–19

Через неплотности газопровода 9

При пусках и остановках ГПА 2

При ремонте линейной части 1

Всего 100

регулярная диагностика позволяет создать информационную базу по текущему техническому состоянию запорно-регулирующей арматуры

Риф МУРТАЗИН, руководитель экспертной группы ООО «Монтажспецстрой»

ально негерметичного оборудования – как на линейной части газопроводов, так и на компрессорных и газораспределительных станциях. Такие утечки можно обнаружить только при использовании соответствую-щих специальных приборов.Результаты обследования состояния от-

дельных компрессорных станций (КС) по-казали, что их обвязка никогда не бывает абсолютно герметичной. Общая эквивалент-ная неплотность типовой обвязки отдель-ных КС между охранными кранами № 7 и 8 может достигать 18–20 мм2. Через щель с эквивалентным отверстием всего лишь 1 мм просачивается примерно 1000 м3 газа в сутки – с учетом рыночной стоимости то-плива, ежедневно через такой зазор «уте-кает» несколько тысяч рублей.

Что делать?Для оценки герметичности по отношению

к внешней среде, а также герметичности в затворе используется акустический ме-тод течеискания, который заключается в


Мтт

Наша гордость■ складская программа: более 70 марок сварочных электродов различного применения;более 40 единиц сварочного оборудования и ак-сессуаров, рассчитанных на разные возможности потребителя;■ более 2 000 постоянных покупателей, среди которых ведущие предприятия энергетической, нефтегазовой, химической, металлургической, строительной, машиностроительной и иных отраслей производства.

Наши достижения2 офис-склада в г. екатеринбурге 1 офис-склад в г.тюмени

Наши планыоткрытие офис-склада в г.краснотурьинске

г. Екатеринбург, ул. Вилонова, 35, тел. (343) 269-83-83, 372-96-35 (36, 37)

ул. Ак. Вонсовского, 1а, тел. (343) 268-51-52,211-84-05 (06) [email protected]

г. Тюмень, ул. Чекистов, 32, тел. (3452) 27-48-82, 90-77-02

[email protected]

уэз-46 (э-46а)уэз мр-3 (э-46)уэз мр-3супер (э-46а)уэз мр-3у (э-46)уэз озс-4 (э-46)уэз озс-4у (э-46)уэз озс-12 (э-46)уэз уонИ-13/45 (э-42а)уэз уонИ-13/55 (э-50а)уэз тму-21у (э-50а)

продукция имеет сертификат накс по 9 группам промышлен-ности: гдо, го, ко, мо, нгдо, отог, оХнвп, пто, пр

624070 Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Ленина, 1,

тел. (34368) 7-29-91, 7-36-14

Отличное качество по лучшим ценам

ООО «Уральский электродный завод»

ООО «Компания Астрон»

www.astron-ur.ru На правах рекламы

тн

та по созданию базы данных, позволяю-щей делать количественную оценку уте-чек через запорную арматуру различных типов и заводов-изготовителей. Ряд экспе-риментов на газоизмерительных станци-ях (ГИС) Челябинского ЛПУ и Медногор-ской КС должны были помочь в сравне-нии действительного значения перетечек через затвор крана со значением, опреде-ляемым течеискателем VPAC 5131.Для точного измерения количественно-

го значения перетечек через затвор с по-мощью течеискателя VPAC 5131 необхо-димо создание экспериментальной базы данных для запорной арматуры различной конструкции и различных предприятий-изготовителей. Проверка работы прибо-ра осуществлялась на действующем обо-рудовании ГИС Долгодеревенской КС Че-лябинского ЛПУ МГ. Одновременно был проведен сравнительный анализ работы VPAC 5131 с течеискателями ТА-3 (для кра-нов подземной установки) и ТА-4 (для кра-нов надземной установки) производства НТЦ «Искатель».При работе на ГИС в условиях отсутствия

посторонних шумов прибор VPAC 5131 по-зволил определить герметичность по затво-ру кранов фирмы Grove Ру400 Ду80. Из 22-х установленных на ГИС герметичными по затвору признаны только девять кранов. Критерием герметичности служили пока-зания прибора, соответствующие нулевому значению шума (14-15 дБ). Данные отлича-лись стабильностью и воспроизводимостью результатов при многократных замерах. Те-чеискатели ТА-4 (измерения проводились двумя приборами) не дали стабильных и воспроизводимых результатов.

Практика показалаПриобретенный опыт работы с прибором

позволяет сделать ряд выводов о возмож-ности его практического применения.Во-первых, герметичность по затвору

шарового и пробкового крана определяет-ся достаточно однозначно. При показани-ях прибора, соответствующих собственным шумам (13-14 дБ), кран можно считать гер-метичным. Измерения на кранах, герметич-ность которых подтверждалась замерами прироста давления на щите управления КС, неизменно давали результат, соответству-ющий либо собственным шумам течеиска-теля, либо общему фоновому значению шу-ма, возникающему вследствие работы га-зоперекачивающих агрегатов.Во-вторых, фоновое значение шума рабо-

тающих агрегатов отмечалось в диапазоне (18-25 дБ). Следовательно, при контроле за-порной арматуры на герметичность тече- искателем VPAC 5131 необходимо измерять значение фонового шума на примыкаю-щих к крану трубопроводах во избежание ошибочного вывода о негерметичности по затвору. Наличие фланцевых соединений значительно снижает распространение шу-ма и одновременно делает практически не-возможным применение течеискателя для контроля на герметичность по затвору кра-нов подземной установки.В-третьих, течеискатель VPAC 5131 по-

зволяет определить места перетечек через уплотнительное кольцо шарового крана,

особенно для кранов большого условного прохода. При наличии нескольких фитин-гов для подачи уплотняющей пасты на од-но уплотняющее кольцо при контроле во время набивки герметичности крана те-чеискателем ускоряется процесс восста-новления герметичности, и происходит экономия уплотняющей пасты.В-четвертых, оказалось, что с помощью

течеискателя VPAC 5131 возможно опре-делять перетечки газа через уплотнения шпинделя или фланцевые соединения крана в атмосферу и локализовать участ-ки негерметичности.В-пятых, течеискатель VPAC 5131 мож-

но использовать как индикаторный при-бор для определения герметичности на-

земных или откопанных подземных кра-нов по затвору как на линейной части, так и на компрессорных станциях.В-шестых, для экспресс-диагностики

запорной арматуры возможно использо-вание течеискателей ТА-3 и ТА-4. Прибор ТА-3 позволяет определять перетечки кра-нов подземной установки без их откапы-вания (датчик устанавливается на колон-ну). Однако окончательное заключение о герметичности или негерметичности кра-на по затвору возможно дать только с по-мощью течеискателя VPAC 5131.Вопрос о количественной оценке пере-

течек требует дальнейшей разработки и дополнительного диагностирования за-порной арматуры.


Мтт

Значимость входной информации Информационно-аналитический комплекс сбора и анализа данных о безопасности технологического процесса в резервуарном парке предприятия трубопроводного транспорта нефтепродуктов

Дмитрий ТОКАРЕВ, к.т.н., доцент ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Наталья ЗИЯТДИНОВА, инженер ООО «Газпром трансгаз Уфа»

Одной из важнейших задач промышленной безопасности в целом, и обеспечения промышленной безопасности на предприятиях трубопроводного транспорта в частности, является проведение количественной оценки безопасности технологических процессов. Информационно-аналитические комплексы сбора и анализа данных о безопасности технологических процессов целесообразно продумать и предусмотреть уже при разработке интегрированных автоматизированных систем управления производствами нефтегазовой отрасли.

Резервуарные парки предприятий трубопроводного транспорта акку-мулируют значительные объемы

пожаровзрывоопасных веществ. Поскольку они относятся к числу ОПО, к ним предъ-являются особые требования по обеспече-нию промышленной безопасности.Согласно Постановлению Правительства

РФ № 263 «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдени-ем требований промышленной безопасно-сти на опасном производственном объек-те» от 10 марта 1999 года, на всех предпри-ятиях трубопроводного транспорта были созданы службы производственного кон-троля, которые осуществляют надзор за эксплуатацией оборудования, ведением технологического процесса, состоянием охраны труда, проводят работы по сбору, накоплению и анализу данных об отказах оборудования, аварийных ситуациях. Од-нако до последнего времени накопление данных об отказах оборудования, аварий-ных ситуациях и авариях на отечествен-ных предприятиях трубопроводного транс-порта все же не было системным и не обе-спечивало необходимое качество входной информации для анализа промышленной безопасности производства.Многими исследователями доказано,

что качество выходной информации ана-лиза определяется качеством входной ин-формации и качеством моделей (имеется в виду устойчивость моделей). И если на сегодняшний день в научно-технической литературе решению задач повышения ка-чества моделей, применяемых для анали-за промышленной безопасности, уделяет-ся достаточно много внимания, то публи-каций, посвященных качеству входной ин-формации, практически нет, поэтому не-

ясно, в какой степени можно доверять ре-зультатам расчетов (анализа). Кроме то-го, существует проблема недостаточной формализации информации, собираемой для анализа промышленной безопасности предприятий трубопроводного транспор-та, в связи с чем ее сложно обрабатывать и анализировать.Современные системы управления про-

изводством, реализуемые с использовани-ем вычислительной техники, позволяют успешно решать эти задачи. Для сбора и хранения всей информации об уровне безо- пасности ведения технологического про- цесса представляется целесообразным ис-пользовать комплекс сбора данных. Отме-тим, что информация, собранная таким об-разом, будет востребована, в частности:■ при составлении декларации промыш-

ленной безопасности действующего или проектируемого предприятия;■ паспорта безопасности действующе-

го предприятия;■ плана локализации и ликвидации ава-

рийных ситуаций (ПЛАС) действующего или проектируемого предприятия;■ для оперативного анализа безопасно-

сти технологического оборудования;■ при проектировании аналогичного

производства.Информационно-аналитический ком-

плекс сбора и анализа данных о безопасно-сти технологического процесса на предпри-ятиях трубопроводного транспорта стро-ится на базе СУБД ORACLE 8.0.5.Задача информационно-аналитического

комплекса, в основе которого лежат ней-росетевые технологии (сеть Хопфилда), – распознавать отказы оборудования в ав-томатическом режиме, используя данные, поступающие с датчиков.

Для выявления случаев нарушений тех-нологического процесса, заполнения ре-зервуара, хранения в нем нефтепродук-тов и его опорожнения были составлены «типовые карточки» ситуаций, для чего на основе изучения функциональной схемы автоматизации резервуара был проведен анализ нормальной работы резервуара и возможных нарушений.В общем случае с помощью разработан-

ного программного комплекса могут рас-познаваться:■ отклонения параметров технологиче-

ского процесса от регламентированных зна-чений, которые сами по себе или в сочета-нии с другими факторами могут привести к возникновению и развитию аварии;■ отказы контуров регулирования.Таким образом, информационно-анали-

тический комплекс позволяет распозна-вать типовые и нетиповые сочетания пе-ременных, характеризующих текущее состояние технологического процесса в данный момент времени (срез параме-тров) даже при некорректных сигналах с датчиков (например, в случае их неис-правности). Это преимущество комплек-са наиболее очевидно в случае большого количества наблюдаемых технологиче-ских параметров.

Литература1. Федеральный закон «О промышленной

безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г. № 116-ФЗ.

2. Правила организации и осуществления производственного контроля над соблюдени-ем требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах: Утв. Правительством РФ 10.03.99 //Безопасность труда в промышленности.– 1999.- № 9.

3. Hopfield J.J. Neural Networks and Physical Systems with Emergent Collective Computational Abilities //Proc. of the National Academy of Science.– 1982.– 79.

4. Hopfield J.J. Neurons with Graded Response Have Collective Computational Properties Like Those of Two-State Neurons //Proc. of the National Academy of Science.– 1982.– 81

5. Токарев Д.В. Ведение информационных карточек параметров технологического процесса на установках НПЗ //Материа-лы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.– Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004.


тн


Мтт

Пейте качественную водуГалялхак САФИН, генеральный директор ООО «Изоляционный трубный завод»

Денис САФИН, финансовый директор ООО «Изоляционный трубный завод»

Сергей ФРОЛОВ, технический директор ООО «Изоляционный трубный завод»

Материал, из которого изготавливается трубопровод, и антикоррозионное покрытие труб оказывают большое влияние на качество текущей по ним жидкости – особенно питьевой воды. Что необходимо знать, чтобы выбор труб больших диаметров для строительства магистральных водоводов не стал серьезной проблемой?

И изнутри, и снаружиТрубы из неметаллических материалов (например, пластико-

вые) имеют ряд существенных недостатков, препятствующих их масштабному применению или ограничивающих его: высокая сто-имость, подверженность различным механическим повреждени-ям, сложности при монтаже, различные трудности с организаци-ей производства соединительных элементов – поэтому в подавля-ющем большинстве случаев целесообразно и экономически выгод-но использовать именно стальные трубы.Сроки службы стальных трубопроводов определяются в основ-

ном состоянием наружных и внутренних антикоррозионных по-крытий. Для внешней защиты наилучшим решением является трехслойная изоляция на основе экструдированного полиэтиле-на. Ранее использовавшиеся битумные, пленочные трассового нанесения и двухслойные без эпоксидной основы виды изоляции сегодня не рекомендуются к применению из-за низкого качества. Руководители ОАО «Газпром» и ОАО «Роснефть» категорически запрещают подрядчикам и своим дочерним компаниям строить трубопроводы с таким покрытием, допуская использование толь-ко трехслойной изоляции.Необходимо защищать и внутреннюю поверхность стальных труб –

в противном случае они подвергаются интенсивной коррозии, ухудшается качество подаваемой воды. Раньше для защиты вну-тренней поверхности в основном применялась цементно-песчаная изоляция (ЦПИ), существенными недостатками которой являлись небольшой срок хранения труб, хрупкость при транспортировке и погрузке-разгрузке, большой вес труб. На сегодняшний день са-мым современным, экологичным и надежным решением считает-ся покрытие внутренней поверхности водопроводных труб большо-го диаметра эпоксидными эмалями: Amercoat 391 PC импортного производства и отечественной «ЭПОВИН» БЭП-5297. Данные эмали обладают высокими антикоррозионными свойствами и представ-

ляют собой гладкостное покрытие с очень высокой твердостью и абразивостойкостью. Наносятся они методом безвоздушного рас-пыления с обязательной предварительной дробеструйной обработ-кой и обеспыливанием поверхности, не содержат растворитель и являются химически стойкими, механически прочными.

Выгода очевиднаПреимуществами внутренних покрытий Amercoat и «ЭПО-

ВИН» являются:■ долгий срок службы (ориентировочно 50 лет);■ качественная защита от коррозии;■ повышенная гладкость стенок труб, что позволяет уменьшить

энергозатраты на перекачку воды на 20–30%;■ возможность транспортировки труб на большие расстояния.Кроме того, эмали не влияют на качество воды, что подтверж-

дается санитарно-эпидемиологическими заключениями на кон-такт покрытий с питьевой водой. При этом цена таких покрытий ниже, чем ЦПИ: для трубы диаметром 820 мм стоимость погонно-го метра Amercoat составит 1100 рублей, «ЭПОВИН» – 1000 рублей, тогда как ЦПИ – 1200 рублей.Можно сравнить стоимость трубопроводов из стеклопластико-

вых труб диаметром 900 мм и стальных труб диаметром 820 мм (ГОСТ 10706, сталь 17Г1С) с наружным покрытием экструдиро-ванным полиэтиленом толщиной 3,5 мм и внутренним покрыти-ем Amercoat 391 PC:■ благодаря меньшему коэффициенту трения можно исполь-

зовать стальные трубы меньшего диаметра, чем стеклопласти-ковые;■ стоимость погонного метра стеклопластиковых труб состав-

ляет ориентировочно 14000 рублей, стальных вместе с изоляци-ей – 8800 рублей.При строительстве одного километра трубопровода экономия

на поставке труб составит примерно 5,2 миллиона рублей, а на от-сутствии постели из песка (необходима для стеклопластиковых труб) и уменьшении стоимости укладки трубопровода – пример-но 3 миллиона рублей.Еще одно преимущество стальных труб – в будущем при необ-

ходимости увеличения количества подаваемой воды можно про-сто поднять давление жидкости, так как стальные трубы способны выдерживать большие нагрузки, чем стеклопластиковые.

Все, что нужноОдним из ведущих заводов по нанесению покрытий Amercoat 391

PC и «ЭПОВИН» БЭП-5297, а также трехслойной наружной изоля-ции является недавно созданный недалеко от города Сергиев По-сад в Московской области «Изоляционный трубный завод». Дан-ное предприятие располагает современным импортным оборудо-ванием (в том числе комплексом внутренней дробометной очист-ки, каким в России кроме «Изоляционного трубного завода» рас-полагают только заводы по производству труб) и работает по тех-ническим условиям, согласованным с Академией коммунально-го хозяйства имени К.Д. Памфилова.Новый завод имеет выданное Министерством регионально-

го развития Российской Федерации техническое свидетельство № 2518-09 о пригодности новой продукции (трубы стальные с наруж- ным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием и с внутрен-ним покрытием на эпоксидной основе) для применения в строи-тельстве на территории РФ.На покрытие «ЭПОВИН» «Изоляционным трубным заводом» по-

лучен сертификат Росстроя № РСС RU.B081.ПР49.0015 на примене-ние в противокоррозионной защите поверхностей стальных и бе-тонных трубопроводов и емкостей.

ООО «Изоляционный трубный завод»105203 г. Москва,ул. 15-я Парковая, 5Тел./факсы (495) 780-39-05, 464-96-00www.i-t-z.ruГотовая продукция – труба с покрытием Amercoat


Мтт

Возводится ли жилой дом, прокла-дывается газо- или нефтепровод – без качественных материалов не

обойтись. В том числе это касается тру-бопроводной арматуры, труб и элементов трубопровода. И тут встает проблема вы-бора: многие заводы по всему миру зани-маются выпуском задвижек, кранов и дру-гих видов арматуры – как найти среди них достойного доверия поставщика?Каждый производитель по-разному

подходит к делу. Один ставит во главу угла дешевизну, экономит на материа-лах и оборудовании, не думая о послед-ствиях – и тогда возникают аварии, по-добные той, что произошла в марте 2009 года на нефтепроводе, принадлежащем ОАО «Транснефть», когда из-за неисправ-ной задвижки произошли утечка и возго-рание нефти. Другой ответственно подхо-дит к закупкам сырья, постоянно модер-низирует технологию производства, про-водит испытание своей продукции на со-ответствие ГОСТам и требованиям потре-бителей, получает дополнительные сер-тификаты. Хорошо зная, насколько реа-лизация крупных проектов зависит от ка-чества таких деталей, как задвижка, ша-ровой кран или заслонка, коллектив ООО «ДорМетСервис» гарантирует качество поставляемой продукции – наши клиен-ты могут довериться профессионализму дилеров и полностью сосредоточиться на решении глобальных вопросов.Чтобы обеспечить потребителю ком-

плексные поставки всего спектра тру-бопроводной арматуры гарантированно высокого качества, в 2000 году на ураль-ском рынке трубопроводной арматуры, труб и элементов трубопроводов появил-ся новый игрок – общество с ограничен-ной ответственностью «ДорМетСервис». Сегодня нами накоплен богатый опыт, сложился стабильный коллектив квали-

Укротителям стихийЕще совсем недавно люди ощущали свою беспомощность перед разгулом сил природы. Но сегодня, чтобы обуздать и загнать в рамки целую реку воды, достаточно просто повернуть кран. Современные укротители стихий обитают не в юрте шамана, а на строительной площадке – гарантию того, что процесс не выйдет из-под контроля, дают специалисты ООО «ДорМетСервис». О работе своего предприятия рассказывает генеральный директор Андрей ГУСЕВ.

фицированных профессионалов, нала-жены прочные связи с клиентами и по-ставщиками, заключены дилерские кон-тракты с ведущими производителями. На складе компании постоянно в нали-чии продукция свыше 80 отечественных и зарубежных заводов.Прежде чем заключить контракт, на-

ши представители пристально изучают опыт каждого будущего партнера, репу-тацию, наличие сертификатов ISO 9001 и специальных разрешений. Как на пред-приятии налажен производственный про-цесс, имелись ли нарекания по качеству продукции, какие были сделаны выводы? Только после этого мы принимаем окон-чательное решение.В отличие от конкурентов, мы не ищем

сиюминутной выгоды, а выстраиваем от-

ношения с поставщиками и заказчиками на долгосрочной основе. Индивидуаль-ный подход, оперативное отслеживание интересов потребителей и высокое каче-ство предлагаемой продукции помогли нашей компании достаточно быстро за-нять позицию одного из лидеров рынка. Деловая репутация организации лучше всяких слов подтверждается доверием клиентов: ООО «ДорМетСервис» по пра-ву считается одним из лучших дилеров ведущих отечественных производителей, таких, как ЗАО «Муромский завод трубо-проводной арматуры», ООО «Яргазарма-тура», ЗАО «ЧТПЗ-КТС», ООО «НХПТ» и многих других. Дилерские контракты, за-ключенные с чешской фирмой АBO valve и финской Vexve Oy, позволили нам зая-вить о себе и на рынке продаж качествен-ного импортного оборудования.Поставщики вполне соответствуют са-

мым строгим нашим требованиям. Все они имеют многолетний опыт работы, прош-ли сертификацию в системе ISO и Газпро-ма. Продукция Муромского завода тру-бопроводной арматуры проходит перио-дические испытания на Саратовском ис-пытательном полигоне в условиях, мак-симально приближенных к реальной рос-сийской действительности (к его резуль-татам с уважением относится руковод-ство Газпрома). А перед тем, как заклю-чить контракт с Vexve Oy, наш коммер-ческий директор Николай Константинов лично ездил в Финляндию и на месте убе-дился, что это солидное предприятие, ко-торое уверенно держится на плаву даже в условиях кризиса, предлагает высокока-чественную продукцию, а его руководство заинтересовано в том, чтобы укрепить свои позиции на российском рынке.Меняющиеся экономические условия

вносят свои коррективы в деятельность любого предприятия. Мы тоже движемся, постоянно обновляя номенклатурный ряд предлагаемой продукции: в ближайших планах компании – освоение рынка элек-троприводов. Я уверен в том, что мы сде-лали правильную ставку на выбранных поставщиков, поэтому ООО «ДорМетСер-вис» и сегодня готово к расширению ре-гиона и ассортимента продаж.

620017, Екатеринбург,пр. Космонавтов, 11 «б», литер «д»Телефоны (343) 365-26-33 (34, 35)E-mail: [email protected]

Филиал в Тюмени:625014, Тюмень,ул. Республики, 252/8Телефоны (3452) 52-19-96, 52-19-97

■ задвижки стальные и чугунные;■ краны шаровые;■ затворы дисковые поворотные;■ клапаны;■ отводы, переходы, тройники;■ стальные и чугунные фитинги;■ электроприводы.

«ДОРМЕТСЕРВИС» ПРЕДЛАГАЕТ:



Мтт



Мтт

На все трубы мастераобслуживание трубопроводов

Обеспечение безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов России

В рамках этой стратегии открытое акционерное общество «Центр тех-нической диагностики» (ОАО ЦТД

«Диаскан»), созданное Компанией в апреле 1991 года, выполняет следующие работы:■ проводит внутритрубную диагности-

ку, которая завершается выпуском техни-ческих отчетов с определением предельных сроков эксплуатации трубопровода и пре-дельных допустимых давлений перекачки, а также определением методов ремонта де-фектных секций трубопровода;■ разрабатывает и изготавливает вну-

тритрубные дефектоскопы и очистное обо-рудование;■ проводит полное техническое диагно-

стирование резервуаров и частичное об-следование резервуаров без вывода их из эксплуатации с использованием акустико-эмиссионного метода диагностики;■ разрабатывает компьютерные програм-

мы интерпретации, анализа диагностической информации, расчетов на прочность и долго-вечность, автоматизированного выпуска от-четов, определения методов ремонта;■ осуществляет мониторинг за каждым

обнаруженным дефектом на основе пери-одической внутритрубной диагностики (ВТД) и ведения базы данных «Дефект», которая постоянно пополняется информа-

цией обо всех обнаруженных дефектах и их ремонтах;■ проводит экспериментальные иссле-

дования и НИОКР, в том числе с исполь-зованием гидравлического стенда для ис-пытания труб, на основе которых разраба-тываются и совершенствуются норматив-ные документы Компании по эксплуата-ции, расчету прочности-долговечности и ремонту МН и МНПП;■ осуществляет технический надзор за

строительством и капитальным ремонтом МН и МНПП, а также за качеством труб и технологического оборудования, поставля-емого в ОАО «АК «Транснефть» заводами-изготовителями;■ производит проверку работоспособно-

сти систем автоматики и телемеханики, ав-томатизированных систем управления неф- теперекачивающих станций путем испыта-ний при моделировании работы на реаль-ных нефтепроводах.В настоящее время «Диаскан» для ВТД

использует пять типов внутритрубных ин-спекционных приборов собственного изго-товления для трубопроводов диаметром от 6" до 48", основанных на различных физиче-ских принципах неразрушающего контро-ля и предназначенных для обнаружения и измерения дефектов разных типов. Это про-

филемеры, ультразвуковые, магнитные и комбинированные дефектоскопы.Все дефектоскопы, применяемые «Диа-

сканом» для ВТД, – это приборы высокого разрешения, которые способны обнаружить дефект, измерить его параметры и класси-фицировать по типам. Это является необхо-димым условием для проведения расчетов на прочность и долговечность труб с дефек-тами, а также расчетов предельных давле-ний и предельных сроков эксплуатации по результатам диагностики.

Предприятия, эксплуатирующие МН и МНПП, на основе техни-ческих отчетов, полученных от

«Диаскана», разрабатывают и реализуют программы реконструкции, выборочного и капитального ремонта линейной части МН и МНПП.Для разработки методик оценки долго-

вечности труб с дефектами в лаборатории испытаний «Диаскана» на гидравлическом стенде проводятся испытания натурных труб при совместном нагружении внутрен-ним давлением и изгибом.Для оценки и прогнозирования несущей

способности трубопровода большое значение имеет точность измеряемых параметров де-фектов. В целях определения фактических возможностей дефектоскопов по обнаруже-нию и измерению дефектов в «Диаскане» по решению Компании «Транснефть» в 2000 го-ду создан жидкостный испытательный по-лигон. Он представляет собой три кольце-вых трубопровода из труб диаметром 530, 720 и 1220 миллиметров протяженностью 477, 508 и 540 метров соответственно, а так-же полукольцо диаметром 1067 миллиме-тров и три 60-метровых трубопровода диа-метром 157, 219 и 325 миллиметров.На трубопроводах полигона нанесено бо-

лее пяти тысяч сертифицированных реаль-ных и искусственных дефектов различных типов с заданными параметрами.На полигоне проводятся работы по кали-

бровке эксплуатируемых и новых дефекто-скопов, по определению их фактической разрешающей способности по критериям: обнаружение, классификация и измерение эталонных дефектов.Таким образом, деятельность ОАО ЦТД

«Диаскан» реально направлена на обеспече-ние безопасной эксплуатации МН и МНПП России.

140501 Московская область,г. Луховицы, ул. Куйбышева, 7Тел. (496) 635-09-14, 635-09-21Факсы (496) 635-09-13, 635-09-23E-mail: [email protected]

Основой технической политики компании «Транснефть» по обеспечению безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов (МН) и нефтепродуктопроводов (МНПП) суммарной протяженностью более 64 тысяч километров является комплексная внутритрубная диагностика линейной части и выборочный ремонт дефектов по ее результатам.

Комбинированный магнитно-ультразвуковой дефектоскоп

Полигон ОАО ЦТД «Диаскан» для испытаний ВИП


Мтт

Из историиоао «газстройдеталь» ведет свою историю с 1940 года. с первых лет существования завода был взят курс на выпуск изделий высокого качества с техническими характеристиками на уровне мировых образцов.мощный импульс в развитии газовой отрасли способствовал увеличению производства оборудования для обустройства газовых месторождений и строительства газотранспортных систем.

Для потребителейпроизводство оао «газстройдеталь» полностью реализует технологический цикл изготовления продукции, внедрены новые виды металлообработки и сварки с использованием широкого спектра специализированного и универсального оборудования.оао «газстройдеталь» имеет собственное конструкторское бюро, в котором работают высокопрофессиональные специалисты. Их опыт и использование современных методов проектирования позволяют в кратчайшие сроки разрабатывать изделие, соответствующее требованиям заказчика.постоянными потребителями продукции завода являются дочерние предприятия оао «газпром» и ак «транснефть».

О сертификациився продукция оао «газстройдеталь» сертифицирована и имеет разрешение на применение ростехнадзора. на заводе внедрена система менеджмента качества на соответствие требованиям сто газпром 9001-2006.в 2005 году предприятие получило сертификаты на соответствие системы менеджмента качества требованиям стандартов DIN ISO 9001 и гост р Исо 9001-2001.

300026 г. тула, пос. менделеевский, ул. скуратовская, 108

телефон (4872) 23-13-93факс (4872) 23-18-08

отдел маркетинга и сбытателефоны (4872) 23-17-67, 23-34-32

E-mail: [email protected]

■ Детали соединительные: отводы, переходы, тройники, днища (диаметром от 325 мм до 1420 мм), муфты стабилизирующих устройств (Ду 520-1420) (ТУ 1469-006-00153229-2001), муфты ремонтные (ТУ 1469-008-00153229-2004), узлы трубопроводов (ТУ 1468-015-00153229-2009). По требованию заказчика все соединительные детали могут быть изготовлены с антикоррозионным термореактивным покрытием Protegol по ТУ 1469-011-00153229-2008

■ Сосуды, работающие под давлением (сосуд для сбора конденсата, для ингибитора, для метанола, для одоранта, воздухосборник, аккумуляторы импульсного газа и др.)

■ Камеры приема-запуска поршней для проведения гидроиспытаний методом стресс-теста.

■ Фильтры газовые

■ Подогреватели топливного газа (ПГ-30, ПТГ-15 М)

■ Блоки очистки газа

■ Газораспределительные станции

Основное производство ОАО «Газстройдеталь»



Мтт

Транспортные магистрали: надзор и диагностика

Россия обладает мощной газотранспортной системой, от стабильной эксплуатации которой зависит энергетическая безопасность – одна из важнейших составляющих национальной безопасности всей страны и ряда европейских стран – потребителей российского газа. Таким образом, обеспечение бесперебойного функционирования магистральных газопроводов, сопровождающееся оказанием комплексных услуг по организации безопасной работы объектов газотранспортной системы, является одной из первоочередных задач компаний газовой отрасли.

Надзор. КонтрольГ лавная миссия дочернего открытого

акционерного общества «Оргэнергогаз» ОАО «Газпром» – оказание комплексных инжиниринговых услуг предприятиям топливно-энергетического комплекса Рос-сийской Федерации и на международном рынке. Одним из направлений деятельно-сти предприятия является технический над-зор за качеством строительно-монтажных и ремонтно-восстановительных работ.Надзор за качеством строительства, ре-

конструкции и капитального ремонта объ-ектов транспорта газа должен быть органи-зован на высоком уровне и в соответствии с требованиями проекта и нормативной документации.ДОАО «Оргэнергогаз» в качестве полно-

мочного представителя многих газотран-спортных и газодобывающих предприятий отрасли в течение почти 30 лет осуществля-ет технический надзор за строительством, ремонтом и реконструкцией объектов добы-чи и транспорта газа ОАО «Газпром». Ком-пания имеет соответствующую лицензию Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству и заключение, выданное ООО «Газпром газ-надзор», об организационно-технической готовности предприятия к ведению работ по техническому надзору.В арсенале специалистов по техническо-

му надзору ДОАО «Оргэнергогаз» – совре-менные приборы, оборудование и лабора-

тории неразрушающего контроля для про-ведения исследований ультразвуковым, радиационным и другими методами кон-троля, а также специализированный ав-тотранспорт.Головным подразделением по осущест-

влению технического надзора в ДОАО «Орг- энергогаз» является экспертно-аналитичес- кий центр по оптимизации диагностических и ремонтных работ (ЭАЦ «Оргремдигаз»).Группы технического надзора входят в

состав подразделений ДОАО «Оргэнерго-газ» в Москве, Санкт-Петербурге, Нижнем Новгороде, Надыме, Югорске, Белоярском, Саратове и Аксае.В настоящее время ДОАО «Оргэнерго-

газ» заключило договоры с рядом инвести- ционных и газотранспортных обществ ОАО «Газпром» на оказание услуг по ве-дению технического надзора при строи-тельстве и капитальном ремонте линей-ной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ), строительстве и реконструкции компрессорных станций и дожимных ком-прессорных станций, объектов капиталь-ного строительства.

Диагностика. Анализ. ПрогнозВ структуру предприятия входят девять

инженерно-технических центров, в том числе специализированный инженерно-технический центр «Орггазинжиниринг». Центр был создан в 1991 году с целью пре-доставления комплекса инжиниринговых

услуг, направленных на оценку, анализ и прогноз технического состояния ЛЧМГ и ее объектов. Специалистами Центра проводятся пу-

сконаладочные работы оборудования и си-стем линейной части магистральных газо-проводов – запорной и регулирующей ар-матуры, системы противокоррозионной за-щиты, системы телемеханики (в ряде слу-чаев работы ведутся совместно со специа-лизированными региональными управле-ниями ДОАО «Оргэнергогаз»). Центром осуществляется практическая

диагностика ЛЧМГ с применением нераз-рушающих и наземных методов и после-дующий анализ технического состояния с определением потенциально опасных участков, в том числе склонных к дефек-тообразованию, с последующим расчетом коэффициента технического состояния ма-гистральных трубопроводов.Диагностика магистральных трубопро-

водов выполняется по следующим направ-лениям:■ электрометрическое обследование,

включая оптимизацию режимов работы станций катодной защиты;■ наземное обследование трубопрово-

дов, в том числе с применением специаль-ной методики для трубопроводов, не под-готовленных к пропуску внутритрубных дефектоскопов;■ обследование запорной арматуры,

включая определение герметичности за-творов и оценку работоспособности и функ-циональности основных узлов и деталей арматуры;■ диагностика газораспределительных

станций.По итогам диагностических работ центром

готовится технический отчет, включающий акты и протоколы обследования, необходи-мые расчетные и графические материалы, а также рекомендации по дальнейшей экс-плуатации с указанием разрешенных пара-метров, условий и сроков дальнейшей экс-плуатации оборудования, а в случае необхо-димости выполняется экспертиза промыш-ленной безопасности с расчетом срока безо-пасной эксплуатации оборудования.По согласованию с заказчиком материа-

лы могут быть предоставлены в форме элек-тронной базы данных, включающей элек-тронный паспорт трубопровода, оборудова-ния и систем, эксплуатируемых в составе данного магистрального газопровода.

ДОАО «Оргэнергогаз»115304 г. Москва, ул. Луганская, 11Тел. (495) 775-64-23, факс (495) 363-41-71www.oeg.ru



Мтт

Новое оборудование для ТЭКАппаратура охранной сигнализации высоковольтной линии

Мониторинг состояния линий электропередач является одной из важнейших задач предприятий энергетической отрасли. Любая неисправность может повлечь за собой длительные перебои в электроснабжении конечных потребителей, что неминуемо приведет к существенным финансовым потерям. Для мониторинга состояния высоковольтных линий электропередач с напряжением 0,4-10 кВ ОАО «Завод радиоаппаратуры» с 2008 года серийно выпускает аппаратуру охранной сигнализации высоковольтных линий – «ОСВЛ».

Удаленный контрольАппаратура «ОСВЛ» позволяет осущест-

влять непрерывный контроль состояния ли-нейной части высоковольтной линии вне зависимости от того, находится она под на-пряжением или нет. С помощью аппарату-ры «ОСВЛ» диспетчер может удаленно кон-тролировать параметры трансформаторных подстанций, станций катодной защиты ма-гистральных нефтепроводов, прочего тех-нологического оборудования, подключен-ного к ВЛ, и обеспечивать их охрану.Один комплект такой аппаратуры позво-

ляет обслуживать разветвленную ВЛ про-тяженностью до 100 километров, имеющую до 15 отпаек суммарной протяженностью до 500 километров. Аппаратура «ОСВЛ» про-шла испытания на объектах ОАО «Газпром», также успешно применяется на вдольтрас-совых ВЛ магистральных нефтепроводов АК «Транснефть». Установка аппаратуры «ОСВЛ» закладывается в проекты строи-тельства новых и модернизации существу-ющих объектов электроснабжения. Функционально аппаратура «ОСВЛ»

состоит из двух независимых подсистем: устройства определения места поврежде-ния фазных проводов высоковольтных ли-ний 0,4-10 кВ «Локатор» и аппаратуры пе-редачи телеметрической информации по фазным проводам высоковольтных линий «ТКТИ». Эти подсистемы могут работать как автономно (в случае, когда контроль фазных проводов либо удаленный кон-троль подключенных к ВЛ объектов не

требуется), так и совместно – при этом ин-формация от обеих подсистем собирается на едином диспетчерском пульте.

Оперативное оповещениеСистема определения места повреждения

фазных проводов высоковольтных линий 0,4–10 кВ «Локатор» позволяет дистанцион-но, с пульта диспетчера, в режиме реально-го времени локализовать и классифициро-вать тип повреждения провода. Примене-ние аппаратуры позволяет своевременно предотвратить попытки кражи проводов линий электропередач под напряжением и обесточенных сетей, несанкционированное подключение потребителей, пробой изоля-торов. Высокая скорость определения места аварии позволяет определять «исчезающие» дефекты ВЛ (например, пробой через влагу в трещине изолятора), обеспечивая возмож-ность ремонта элементов ВЛ до возникно-вения аварии. Погрешность определения расстояния до места повреждения фазных проводов не более ±150 метров.Для пульта диспетчера разработано спе-

циализированное программное обеспечение, позволяющее в режиме реального времени отслеживать состояние высоковольтной ли-нии, вести журналы тревог, оперативно опо-вещать дежурный персонал о возникнове-нии нештатной ситуации на ВЛ. Учитывая, что рабочие частоты устройства определе-ния места повреждения ВЛ «Локатор» ле-жат далеко за пределами промышленной частоты, его подключение не требует изме-нения конфигурации существующей элек-трической сети и ни коим образом не вли-яет на работу ВЛ.

Дистанционное измерениеАппаратура передачи телеметрической

информации по фазным проводам высоко-вольтных линий «ТКТИ» предназначена для дистанционного измерения и контроля па-раметров удаленных линейных потребите-

лей, обеспечивая измерение и передачу дан-ных на пульт диспетчера в режиме реально-го времени. В качестве канала связи систе-ма использует существующие провода ли-ний электропередач. Максимальная даль-ность передачи – 100 километров. Комплект аппаратуры, установленный на одной высо-ковольтной линии, позволяет контролиро-вать до 255 подключенных к ней объектов, получая с каждого до 15 аналоговых сигна-лов и отслеживая до 3 контактных датчи-ков охраны. В случае несанкционирован-ного доступа сигнал тревоги немедленно передается на пульт диспетчера, где уста-новлено специализированное программное обеспечение, позволяющее наглядно, в виде мнемосхем и графиков отображать реаль-ное состояние ВЛ и вдольтрассового обору-дования. Программа ведет протоколы рабо-ты оборудования, фиксирует и сохраняет в энергонезависимой памяти аварийные си-туации, возникающие на линии.

ОАО «ЗАВОД РАДИОАППАРАТУРЫ»620142 Екатеринбург, ул. Щорса 7Телефон/факс (343) 251-93-51Е-mail: [email protected]

ОАО «Завод радиоаппаратуры» осуществляет:

■ поставку аппаратуры охранной сигнализации высоковольтных линий;

■ проектирование по ее установке;

■ комплекс пуско-наладочных работ;

■ гарантийное и послегарантийное обслуживание.

Системный блок промышленного компьютера «Устройства определения места повреждения фазных проводов «Локатор»

Аппаратура ОСВЛ



Под крылом газового гигантаДля того чтобы профессионально заниматься вопросами экспертизы промышленной безопасности, необходимо наличие высококвалифицированного персонала, аттестованной лаборатории, современных высокотехнологичных приборов и оборудования – не многие компании могут похвастаться, что у них есть все необходимое. Подавляющее большинство организаций, удовлетворяющих этим условиям, действуют на территории европейской части России. Находясь непосредственно на территории яНАО, ООО «Научно инженерный центр яМАЛ» на сегодняшний день наиболее профессионально, мобильно и гибко решает поставленные местными клиентами задачи в области промышленной безопасности.

Немного историиСпециалисты расположенного в городе Надым общества с огра-

ниченной ответственностью «Научно инженерный центр ЯМАЛ» (ООО «НИЦ ЯМАЛ») активно работают на территории ЯНАО с 2004 года. В сферу их интересов входит экспертиза промышлен-ной безопасности опасных производственных объектов, неразру-шающий контроль объектов добычи, подземного хранения и транс-порта газа. Помимо экспертных услуг, сотрудники предприятия выполняют монтаж и пусконаладку газоперекачивающих агре-гатов всех типов на компрессорных (КС), дожимных компрессор-ных станциях (ДКС) и газопроводах (ГП), а также электротехни-ческих устройств, систем вентиляции и кондиционирования на объектах КС, ДКС и ГП. Кроме того, работники центра произво-дят ремонт и наладку оборудования энергохозяйств на предпри-ятиях ОАО «Газпром».Коллектив ООО «НИЦ ЯМАЛ» хорошо зарекомендовал себя в

предоставлении услуг:■ экспертизы промышленной безопасности на ОПО котлонадзо-

ра, подъемных сооружений, систем газоснабжения и газораспре-деления, нефтяной и газовой промышленности;■ экспертизы проектной и исполнительной документации на

строительство, расширение, реконструкцию, техническое пере-вооружение, консервацию и ликвидацию ОПО;■ по составлению декларации промышленной безопасности,

связанной с эксплуатацией ОПО;■ неразрушающего контроля проникающими веществами, а

также вихретокового, вибродиагностического, ультразвуково-го, визуально-измерительного, магнитопорошкового и ферро-зондового;■ монтажных и пусконаладочных работ по электротехническим

установкам, компрессорным машинам, насосам и вентиляторам, системам вентиляции и кондиционирования воздуха.

Динамично развиваясь, компания гарантирует своим клиентам высокий уровень безопасности и надежной работы эксплуатируе-мого оборудования, а также делает все для сокращения времени вы-нужденных простоев приборов и механизмов из-за их ремонта.

Только фактыАнализ текущего состояния опасных производственных объ-

ектов (ОПО) в ЯНАО показывает, что в большинстве своем вла-дельцы компаний не идут на значительные затраты по обновле-нию парка оборудования. В результате в округе с довольно моло-дой промышленностью устаревшие механизмы составляют боль-шой процент по всем видам надзора. В процентном отношении ко-личество опасных производственных объектов (ОПО), с которы-ми чаще всего приходится работать при проведении экспертизы промышленной безопасности на территории автономного округа, распределилось неравномерно (рис. 1).Действуя по инструкции РД 10-112-2-97 «Методические указания

по обследованию грузоподъемных машин с истекшим сроком служ-бы», можно сделать вывод, что на 2009 год из общего числа обсле-дуемых грузоподъемных механизмов 71% составляет оборудова-ние с истекшим сроком эксплуатации (рис. 2). В соответствии с ме-тодикой продления срока безопасной эксплуатации магистраль-ных газопроводов ОАО «Газпром» «СТО Газпром 2-3.5-252-2008» этот показатель составил 54% (рис. 3).В общем количестве обследованных зданий и сооружений отсут-

ствуют объекты с истекшим сроком эксплуатации (согласно прави-лам по охране труда «ПОТ РО-14000-004-98 Техническая эксплуата-ция промышленных зданий и сооружений») (рис. 4). Доля устройств с истекшим сроком эксплуатации среди оборудования газового хо-зяйства составила 13% (согласно ПБ 12-529-03 «Правила безопасно-сти систем газораспределения и газопотребления») (рис. 5).В соответствии с нормами «СТО Газпром 2-1.9-089-2006» прогнози-

рование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования показало, что на 2009 год из общего числа обследованного оборудования механизмы с истекшим сроком эксплуатации составляют 57% (рис. 6).

Простое решение сложных задачОпыт эксплуатации ОПО показал, что период их нормальной ра-

боты может быть продлен за счет рациональной организации про-филактического обслуживания, основу которого составляют регу-лярные обследования. Своевременное выявление дефектов, пра-вильное определение причин их возникновения и разработка эф-фективных профилактических мер по предупреждению – вот осно-ва экспертизы промышленной безопасности.Порой при взгляде со стороны складывается впечатление, что

многое из того, что было наработано ранее в области экспертизы

ООО «НИЦ ЯМАЛ» внесено в реестр ОАО «Центрэнергогаз», сводный реестр Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа и допускается к выполнению работ по технологическому обслуживанию и ремонту на объектах единой системы газоснабжения ОАО «Газпром». Организация аккредитована в ОАО «Оргэнергогаз», и может осуществлять диагностику технологического оборудования и трубопроводов дочерних обществ ОАО «Газпром», а также объектов добычи газа, конденсата и нефти.

Рис. 1Количество контролируемых объектов

■ Грузоподъемные механизмы – 37,7%■ Нефтегазовое оборудование – 13%■ Газовое хозяйство – 10%■ Котлонадзор – 30%■ Здания и сооружения – 9%■ Химия, нефтехимия, нефтеперерабатывающая промышленность – 0,3%


Мтт

промышленной безопасности – результаты исследований, резуль-таты промышленных испытаний, опыт, – не востребовано новым поколением экспертов. Еще хуже, когда они используют отдель-ные, вырванные из контекста данные.С одной стороны, отрадно наблюдать за тем, как год от года по-

стоянно увеличивается число ремонтов ОПО, основным побуди-тельным мотивом к проведению которых послужили результаты проведенных экспертиз. Но зачастую при этом специалисты допу-скают две серьезные ошибки:■ не проводится диагностирование дефекта: отсутствуют дока-

зательства, что именно он является причиной неудовлетворитель-ной работы – следовательно, нет уверенности, что вносимые изме-нения или модернизация устранят существующие недостатки;■ не прогнозируются побочные влияния выполненных меропри-

ятий – как следствие, не принимаются и меры по их устранению.Чтобы решить накопившиеся проблемы в области промышлен-

ной диагностики, в России необходимо создать специализирован-ные центры для консультации экспертов, разработки и внедрения современных технологий, а также распространять и издавать тех-ническую литературу, обобщающую опыт специалистов.

Экспертиза ПБ в яНАО – больше не проблемаПри проведении тендеров дочерними обществами ОАО «Газ-

пром» зачастую делается упор на аккредитации в системе голов-ного предприятия в соответствии со стандартом СТО Газпром 2-3.5-046-2006:■ аккредитация управления энергетики ОАО «Газпром» на ди-

агностику оборудования энергохозяйств;■ аккредитация в ОАО «Оргэнергогаз»;■ включение в реестр организаций, допущенных к выполне-

нию диагностических обследований, утвержденный Департамен-том по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»;■ заключение об организационно-технической готовности орга-

низации к ведению работ, выданное ООО «Газнадзор».И это далеко не полный список допусков по работам, связанным с

экспертизой промышленной безопасности на объектах отечествен-ного газового гиганта, хотя в соответствии с правоустанавливаю-щими документами деятельность компаний, проводящих работы по экспертизе промышленной безопасности, регламентируют толь-ко федеральные документы, установленные Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.Ситуация осложняется еще и тем, что допуски эти выдаются в

основном узкому кругу компаний, расположенных не в ЯНАО, а далеко за пределами округа, что затрудняет проведение на долж-ном уровне работ по экспертизе промышленной безопасности объ-ектов, расположенных на территории региона. Компаний, сотруд-ники которых специализируются в данной области, поблизости очень мало, и они неравномерно распределены на территории За-уралья: в Свердловской области действуют 84 организации данно-го профиля, Тюменской области – 28, в ХМАО – 44 и в ЯНАО – все-го девять организаций.Ежегодная поверка приборов, аттестация специалистов и аккре-

дитация лаборатории раз в три года – это постоянная ответствен-ность, которая лежит на работниках и руководителях ООО «НИЦ ЯМАЛ». Для того чтобы соответствовать требованиям междуна-родного стандарта ISO 9001 – 2001, в 2008 году организация прошла международную сертификацию по каждому из направлений сво-ей деятельности.Руководство неизменно ставит во главу угла интересы клиентов

и партнеров организации, независимо от масштабов их деятельно-сти. Специалисты центра твердо придерживаются принципов про-фессиональной этики, соблюдая конфиденциальность информации и гибко подходя к нуждам каждого отдельного заказчика.

ООО «Научно инженерный центр ЯМАЛ» 629730 Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Надым, ул. Зверева, 15–1Тел. 8 (3499) 54-91-73, факс 8 (3499) 53-54-81E-mail: [email protected]

Рис. 3. Нефтегазовое оборудование

6

4

2

0

1972

1974

1975

1976

1977

1978

1980

1983

1990

1991

1993

1994

1995

Рис. 6. Котлонадзор

20

15

10

5

0

1977

1978

1979

1980

1981

1983

1986

1985

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1998

1999

2000

2001

2004

2004

Рис. 2. Грузоподъемные механизмы

12

8

4

0

1979

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

2005

2006

Рис. 4. Здания и сооружения

12

8

4

0

1973

1977

1979

1980

1982

1983

1985

1986

1987

1990

1991

1992

1997

Рис. 5. Газовое хозяйство

8

4

0

1987

1989

1990

1991

1992

1998

По горизонтальной оси указаны годы выпуска ОПО, по вертикальной – % отношение к общему количеству ОПО, расположенных на территории автономного округа в соответствии с годом выпуска. Красным цветом на рисунках отмечены объекты, у которых срок эксплуатации подошел к концу в соответствии с нормативными документами или паспортными данными ОПО.

ДАННЫЕ ПО ОБщЕМУ ЧИСЛУ ОБСЛЕДОВАННЫХ ОБъЕКТОВ



Какой компенсатор выбрать?ЗАО Промышленная компания «Эдвенс» производит оборудование для предприятий энергетического комплекса и проминдустрии, в частности компенсаторы.

Компенсатор трубопровода – устрой-ство, которое позволяет воспри-нимать и компенсировать дви-

жения трубопровода при прохождении различных сред внутри труб. Устройство компенсирует тепловое расширение вслед-ствие нагрева рабочей средой стенок тру-бопровода, выполняет функцию раздели-теля сред и герметичного уплотнения, га-сит ряд вибраций, возникающих при ра-боте трубопроводного и насосного обору-дования, воспринимает на себя смещения труб при оседании почв и опор трубопро-вода. Таким образом, срок службы трубо-провода увеличивается.Существует несколько видов трубопро-

водных компенсаторов. Мы не будем рас-сматривать все, а остановимся на наибо-лее часто применяемых в данный момент сальниковых и сильфонных компенсато-рах, осветив их плюсы и минусы.Сальниковые компенсаторы имеют

наиболее широкое применение как в во-дяных, так и в паровых сетях. Преиму-ществами их являются малые габариты и незначительное гидравлическое сопро-тивление.В настоящее время в российских те-

пловых сетях стали активно применять-ся сильфонные компенсаторы. Давайте рассмотрим их более подробно.Первое, на что хотелось бы обратить

внимание, это, конечно же, требования к культуре производства. Самое уязви-мое место сильфонного компенсатора – гофра, которую необходимо беречь от лю-

бых механических воздействий. Всем из-вестно, что выгрузка компенсаторов непо-средственно по месту монтажа очень ча-сто происходит путем простого сталки-вания в канал без использования грузо-подъемной техники. Делается это по про-стым причинам – кран не дали, времени нет и прочее. Защитный кожух, который стоит на большинстве сильфонных ком-пенсаторов, не рассчитан на воздействие таких ударных нагрузок и соответствен-но не способен защитить гофру.Во-вторых, немаловажным минусом яв-

ляется неремонтопригодность сильфон-ных компенсаторов, что подразумевает содержание большого склада компенса-торов как аварийный запас, а это замо-розка значительных денежных средств на длительный период времени.Сильфонные компенсаторы предъявля-

ют довольно жесткие требования к каче-ству воды, то есть к водоподготовке, ко-торая в России, мягко говоря, оставляет желать лучшего. Ни для кого не секрет, что каналы и камеры российских тепло-сетей негерметичны, и вода имеет к ним практически свободный доступ с улиц города. Особенно этот момент актуален в весеннее время, когда попадает вода с растворенными в ней реагентами и соля-ми. Хотя сильфонные компенсаторы из-готавливаются из нержавеющей стали, к сожалению, она не стойка к агрессивным хлористым средам да еще с температу- рой, к примеру, 150 градусов (эдакая соле- вая баня), и соответственно происходят ускоренный износ и коррозия компенса-тора. Особенно чувствительны к такому воздействию многослойные компенсато-ры. В этом плане сальниковый компенса-тор за счет применения больших толщин имеет более долгий срок службы.

Компенсатор сальниковый

Барбатажный аппарат ЦБТ

Участок стального центробежного литья КЦМП-2,5


Мтт

Что касается серьезных минусов саль-никовых компенсаторов, то их по большо-му счету только два.Первый – это несовершенство уплотни-

тельных материалов, в частности наби-вок, которые в настоящее время под воз-действием высоких температур очень бы-стро теряют свои свойства. Соответствен-но возникает необходимость в периодиче-ском обслуживании сальниковых компен-саторов (подтяжке грунд букс и даже заме-не набивки). Сильфонные же компенсато-ры не имеют этого недостатка. Ко второму минусу сальниковых компен-

саторов можно отнести возникновение про-течек (ввиду нерегулярности обслужива- ния компенсаторов и износа набивки), что напрямую зависит в том числе и от каче-ства сальникового компенсатора, а имен-но от качества проточки рабочей поверх-ности. Есть прямая зависимость: чем бо-лее гладкое зеркало, тем дольше служит набивка. Если зеркало компенсатора шли-фованное, имеет низкую шероховатость, то соответственно вопрос протечек ком-пенсатора встает очень не скоро.

Подведем небольшой итог. На се-годняшний момент в России ак-туально применять сильфонные

компенсаторы при новом строительстве, когда имеется возможность проложить качественную, герметичную теплотрассу, чтобы сильфонные компенсаторы не под-вергались внешнему воздействию агрес-сивных сред. В свою очередь, сальниковые компенсаторы целесообразнее применять при капитальных ремонтах и при проклад-ке «сложных» теплотрасс. В любом случае, какой компенсатор выбрать – решает для себя сам заказчик (он же, как правило, и эксплуатирующая организация). Мы же постарались максимально развернуто от-разить плюсы и минусы применения того или иного вида компенсаторов.Обращаем ваше внимание, что ЗАО Про-

мышленная компания «Эдвенс» ведет по-стоянную работу с конечными потребите-лями нашей продукции, в том числе с экс-плуатирующими организациями и непо-средственно с людьми, обслуживающими компенсаторы. Мы стремимся выпускать на рынок продукт неизменно высокого ка-чества и постоянно совершенствуем тех-нологию изготовления. К последним из-менениям в технологии конкретно ком-пенсаторов сальниковых можно отнести запуск участка стального литья методом ЭШП (элеткошлаковый переплав), что по-зволило нам повысить качество и надеж-ность продукции, уменьшить стоимость изделий. Кроме того, запустили участок по антикоррозийной защите – участок под-готовки поверхности и окрасочную каме-ру для современных окрасочных материа-лов, таких как цинконаполненные краски и двухкомпонентные мастики.

ЗАО ПК «Эдвенс»630123 г. Новосибирск, ул. Жуковского, 65Телефоны (383) 291-35-04, 299-03-65Факс (383) 334-79-24 Е-mail: [email protected] www.edvens.ru

Энергетическое оборудование:■ клапаны ПГВУ (круглые -Ду100÷1800мм, прямоугольные от 300х400мм

до 5500х2800мм); ■ предохранительные клапаны ПГВУ 091-80 (ОСТ 108.812.03-82) Ду150÷1500;■ дроссельные клапаны для пылегазовоздухопроводов ДХ, ДХК, ДХО, ДП, ДГ.

Ду100÷2400мм;■ компенсаторы линзовые ОСТ (осевые, угловые, угловые сдвоенные.

Ду100÷2200мм, Ру-0,6÷1,6МПа); ■ компенсаторы для трубопроводов тип ПГВУ Ру до 0,02 МПа (круглые

-Ду100÷6000мм, прямоугольные от 300х400мм до 7500х10000мм);■ компенсаторы линзовые КЛО;■ компенсаторы сальниковые для трубопроводов паровых и водяных

тепловых сетей (Ду 100÷1400мм, Ру до 2,5МПа при температуре пара до 300°С, воды – до 200°С, одно- и двухсторонние, с нанесением антикоррозионного покрытия);

■ опоры трубопроводов (скользящие, подвижные, неподвижные, хомутовые диэлектрические);

■ элементы трубопроводов (отводы, переходы, подвески), элементы газоходов (короба, повороты, врезки);

■ резервуары, емкости, воздухосборники, теплообменное оборудование.

Пылеулавливающее оборудование:■ мокрые пылеуловители КМП, КЦМП, ПВМ, скоростной промыватель СИОТ, ЦВП;■ циклоны для сухой неслипающейся пыли ЛИОТ, СИОТ, СИОТ-М, СИОТ-М1;■ циклоны для золы и сухой пыли ЦН-11, ЦН-15, ЦН-24, СЦН-40, СК-ЦН-34;■ циклоны с обратным конусом ЦОК, РИСИ;■ циклоны для древесных отходов ОЭКДМ, Гипродревпрома типа Ц,

Гипродрева;■ циклоны для зерновой и мучной пыли УЦ-38, ЦР, ЦРк, ЦОЛ, 4БЦШ;■ циклоны батарейные БЦ-2, БЦ-259, БЦ-512, ПБЦ, ЦБ;■ бункерные устройства и постаменты к циклонам, затворы, клапаны-

мигалки;■ фильтры рукавные типа ФРИД, ФРКН.

Центробежное литье: ■ фланцы воротниковые, переходы;■ изготовление изделий по чертежам заказчика из черных и нержавеющих

сталей.

ОСНОВНАя ПРОДУКЦИя ЗАО ПК «ЭДВЕНС»

Новый линейный участок


Мтт



Мтт

Высокое качество продукции, стро-гое соблюдение сроков поставок позволили ООО НПП «Нефтепром-

маш» занять лидирующую позицию сре-ди производителей аналогичных изде-лий. Профессионализм руководящего и инженерно-технического состава, а так-же высокая квалификация рабочих на производстве обеспечивается за счет об-мена накопленным опытом и регулярно-го обучения персонала.Сегодня ООО НПП «Нефтепроммаш» – это

современная, динамично развивающаяся компания, неизменно расширяющая круг клиентов и ассортимент выпускаемой про-

дукции. Последнее новое современное на-правление деятельности компании – техни-ческое эмалирование металлоизделий.Нанесение силикатно-эмалевого покры-

тия позволяет:■ удлинить срок службы трубопрово-

дов до 50–70 лет;■ увеличить пропускную способность

трубопроводов в 1,5 раза;■ защитить металл от коррозии в агрес-

сивных средах (кислота, щелочь);■ повысить стойкость к истиранию и

абразивному износу;■ предотвратить отложения на стен-

ках трубопроводов;

■ сохранить исходный химический со-став транспортируемых продуктов.

В сотрудничестве с Екатеринбург-ским Институтом проблем эма-лирования работники ООО НПП

«Нефтепроммаш» постоянно внедряют в производство новые составы эмалей с улучшенными защитными свойствами. Результатом тесного взаимодействия специалистов-теоретиков и практиков стал оригинальный и надежный метод за-щиты сварного соединения труб с эмале-вым покрытием (имеется патент).Производственные мощности предпри-

ятия позволяют:■ производить втулки соединительные,

предназначенные для защиты сварного шва эмалированных труб;■ эмалировать детали трубопроводов

(отводы, тройники, переходы);■ наносить силикатно-эмалевое по-

крытие на листы и другие нестандарт-ные изделия.Эмалированные изделия находят свое

применение в нефтяной, газовой, хими-ческой промышленности, ЖКХ, метал-лургии и энергетике. Кроме того, покры-тые эмалью различных цветов листы на-ходят широкое применение при отдел-ке внутренних интерьеров и наружных фасадов.Весь товар сертифицирован.

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «Нефтепроммаш»454007, РФ, г. Челябинск, пр. Ленина, 12, корп. АТелефон/факс (351) 775-39-06Телефоны (351) 775-37-63; [email protected], [email protected]

Как победить ржавчину?

Более девяти лет специалисты НПП «Нефтепроммаш» занимаются изготовлением опор трубопроводов, металлоконструкций, металлических ограждений и различных изделий из металла, как стандартных – по альбомам, ТУ, ГОСТам, так и нестандартных – по чертежам заказчика: в основном, для районов крайнего севера.

ремонтэкспертиза

наладкакомплексное

обслуживание

ООО ПКФ "РЭНКО" предлагает следующие виды услуг:

Имеется собственная лаборатория неразрушающего контроля и диагностики.

■ Экспертиза промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах (лицензии № ДЭ-00-006637(МПС))• оборудование металлургической промышленности;• грузоподъемные механизмы, крановые пути;• внутрицеховые и наружные газопроводы;• трубопроводы пара и горячей воды, оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа;• здания и сооружения.

■ Расчет остаточного ресурса грузоподъемных механизмов, трубопроводов;■ Поставка, ремонт, наладка, сервисное обслуживание приборов безопасности ГПМ;■ Паспортизация технологических устройств, крановых путей, тупиковых упоров, трубопроводов;■ Монтаж, пуско-наладка, реконструкция, ремонт ГПМ.

г. Екатеринбургул. Народной Воли, 65, оф. 206, офисный центр «NEBO»тел. (343) 229-53-43, e-mail: [email protected] На правах рекламы



В погоне за выгодойДолговечность трубопроводных систем во многом зависит от выбора материала, из которого они сделаны. Наиболее востребованными сегодня являются полиэтиленовые трубы. Если выбор уже сделан в их пользу, необходимо быть уверенным, что продукция произведена с учетом всех требований к технологии производства и качеству применяемого сырья.

В погоне за коммерческой выгодой некоторые произво-дители продолжают использовать неокрашенные мар-ки полиэтилена, запрещенные международными стан-

дартами. Эти базовые композиции компаундов, рыночной стои-мостью на 20–25% дешевле трубных марок, как правило, предна-значены для производства простой упаковочной пленки, поэто-му в них не введены сложные системы термо- и УФ-стабилизации. Под воздействием ультрафиолета такие материалы рассыпают-ся на мелкие части за полгода.Подделку можно обнаружить при торцевании трубы в процессе

стыковой сварки по наличию неоднородностей окраски в тонком срезе на просвет. Эта характерная картина возникает при смеше-нии неокрашенного полиэтилена и черного суперконцентрата.Согласно стандарту ИСО 4427:1996 компаунд для производства

труб должен быть классифицирован как полиэтилен ПЭ-63, ПЭ-80 или ПЭ-100 в соответствии со стандартом ИСО 9080:2003. Ответствен-ность за эту классификацию несет производитель компаунда.Ограничения в стандартах по использованию неокрашенного

полиэтилена введены не случайно. Существующее в России и в Европе экструзионное оборудование не позволяет добиться тре-буемого стандартами распределения сажи при смешении в рас-плаве суперконцентрата и неокрашенного полиэтилена. Это при-водит к резкому падению стойкости трубы к УФ-излучению и со- ответственно к уменьшению срока хранения трубы до несколь-ких месяцев. Кроме того, норма расхода суперконцентрата долж-на составлять 8–10%, а предприятия, идущие на нарушение тех-нических требований, предъявляемых трубному полиэтилену, не хотят приобретать дорогой суперконцентрат, поскольку необхо-димый цвет обеспечит и пара процентов.В конечном итоге изготавливаемая труба:■ не соответствует стандарту;■ сделана из материала неизвестного типа, не гарантирован-

ного изготовителем;■ обладает пониженной термостабильностью;■ имеет непредсказуемые механические характеристики;■ выдерживает срок хранения, равный нескольким месяцам

и менее;■ не всегда поддается сварке. Недостаточно термостабилизированный материал превраща-

ет сварной шов в источник повышенной опасности при дальней-шей эксплуатации трубы под давлением.

По-настоящему безопасными, надежными и долговечными мо-гут быть трубы, изготовленные только из качественного, сертифи-цированного трубного сырья. Современные трубные марки поли-этилена (ПЭ-80 и ПЭ-100) содержат увеличенное количество термо-стабилизатора, препятствующего разложению полиэтилена при

переработке в экструдере и стыковой сварке готовой трубы. Любая серьезная авария (особенно на газопроводах) дискреди-

тирует идею применения полиэтиленовой трубы и становится препятствием к дальнейшему распространению и развитию тех-нологии у заказчиков и подрядчиков. Призываем все организации, связанные с производством, ис-

пользованием и эксплуатацией полиэтиленовых труб, заинтере-сованные в строительстве инженерных сетей из надежных поли-мерных труб, контролировать их качество. Конкуренция не должна отражаться на безопасности потре-

бителей!

119530 г. Москва, ул. Генерала Дорохова, 14Тел. (495) 745-68-57, доб. 699www.plastic-pipes.ru

внимание! аттестованная лаборатория нтц «пластик» готова провести анализ качества полиэтиленовых труб, поступающих на объект, на безвозмездной основе

Срез с торца трубы, изготовленной из неокрашенного полиэтилена

Documents

МТТ