Обоснование безопасности газопроводов вместо специальных ту форум

Обоснование безопасности газопроводов вместо специальных ту форум

1. Перед газоиспользующим оборудованием (ГО) необходимо установить два запорных устройства с газопроводом безопасности между ними.
2. Необходимо выполнить продувку концевых участков внутреннего газопровода.

Газопроводы одного давления, продувочные газопроводы тоже. В нормах сказано, что допускается их объединять при выводе за пределы помещения. Но на практике гор- облгаз требуют отводить продувки отдельными газопроводами. Выходит из котельной, скажем, пучек труб.
Правильно ли это?

10.2.2008, 15:22
Уже было обсуждение на этом форуме.
10.2.2008, 15:51

СП42-101-2003 п.6.13 «Допускается обьединение продувочных трубопроводов от газопроводов с одинаковым давлением газа, за исключением . имеющих плотность больше плотности воздуха»
У нас и вопрос никогда не поднимался, всегда объединяли.

11.2.2008, 11:12

Ниче не понял. Объединять продувочные одного давления можно, объединять продувочные и безопасности нельзя, в чем ещё может быть вопрос?

11.2.2008, 15:52
Ув. Газовик. На форумах шла речь о заземлении и молниезащите.
Ув. Patorok.
объединять продувочные и безопасности нельзя

А ссылочку можно? Почему нельзя?
11.2.2008, 16:03
Извините, времени нет искать. Либо поверите на слово, либо переройте Ваш СНиП или наш ДБН.
11.2.2008, 19:21
Цитата(спец @ 11.2.2008, 17:52) [snapback]220701[/snapback]
А ссылочку можно? Почему нельзя?

Ответ на ваш вопрос в следующем разделе:
«7.38. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а
также продувочных газопроводов от участков, разделенных заглушками или
регулирующими клапанами, не допускается.»

13.2.2008, 5:07
Чем отличается продувочный трубопровод от трубопровода безопасности?
13.2.2008, 8:17
Цитата(ARTEM @ 13.2.2008, 5:07) [snapback]221273[/snapback]
Чем отличается продувочный трубопровод от трубопровода безопасности?

А что прочитать выдержку из правил безопасности приведенную выше уже трудно?
13.2.2008, 13:28

Ув. Artem.
Газопровод безопасности — это газопровод между двумя отключающими устройствами перед газоиспользующим оборудованием. При работе горелки кран на нем закрыт. При неработающей горелке, когда закрыты оба отключающие устройства, кран открыт, т.е. по газопроводу безопасности уходят утечки, возможные при негерметичности арматуры на основном газопроводе.
Продувочный газопровод выполнен для продувки концевых участков газопровода при заполнении газопровода газом. Когда первоначально необходимо запустить оборудование, необходимо заполнить газопровод газом. Открывают кран на продувке и «спускают» газ (стравливают воздух) до тех пор, пока концентрация газа в газопроводе не достигнет необходимых значений.

14.2.2008, 2:57

Спасибо СПЕЦ
Если котельная мощностью до 100кВт, тоже необходимо проектировать трубопровод безопасности или можно только продувочный.
Посмотрите схему обвязки котлов. Где необходим трубопровод безопасности?

14.2.2008, 13:47

1. Я считаю, что достаточно только продувки.
2. По моему, достаточно поставить один электромагнитный клапан на входе трубы в котельную.
3. А почему Вы не ставите термозапорный клапан??

14.2.2008, 15:03

Ув. Artem.
Непонятно, зачем установлен электромагнитный клапан на газопроводе безопасности? Достаточно установить шаровый кран Ду20.
Отбор проб (Ду15) следует врезать за краном на газопроводе безопасности по ходу газа.
Практически конечно можно продуть газопровод через газопровод безопасности крайнего котла. В Украине ни горгаз, ни экспертиза этого не позволяют. Сделал продувку и нет вопросов.
По термозапорным клапанам, к сожалению, ничего прокоментировать не смогу: у нас их просто не ставят.

14.2.2008, 15:18

К вышесказанному добавлю:
— свечи выводятся на 1 метр выше «карниза крыши» и на 3 метра выше устройств приточной вентиляции (если таковые имеюся);
— диаметр футляра не менее Ду50

18.2.2008, 3:56
Получается правильней будет данная схема?
18.2.2008, 9:47
Совсем неправильней. Надо повнимательнее читать советы!
Отбор проб (Ду15) следует врезать за краном на газопроводе безопасности по ходу газа.

Зачем электромагнитный клапан на Г5.
Должно быть три газопровода Г5 (Ду не менее 20): два — газопроводы безопасности, один — продувочный, врезаный до первого (по ходу газа) отключающего устройства в Г1 (поставить кран на Ду 20 и за ним отбор проб (кран Ду15).

18.2.2008, 10:23

На трубопроводе безопасности согласно ПБ 12-529-03
2.4.2. На трубопроводах безопасности должна предусматриваться установка автоматических быстродействующих запорных клапанов типа «НО» с временем открытия до 1 сек.

Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать открытие клапана без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.
Трубопроводы безопасности объединил.

18.2.2008, 14:29

Ув. Артем. Я из Украины. В наших нормах требования по установке электромагнитных клапанов на продувке распространяются только на ТЭС.
Так, что этот момент выполняйте по своим нормам.

25.2.2008, 17:08

Эта тема уже здесь подробно обсуждалась. Вторую схему парю только для экспертизы, потом на рабочке выбрасываю все газопроводы безопасности и процентов 90 продувочных. На деле они никому не нужны. Газопроводы безопасности — вообще рудимент от совковых котлов, которые не оснащались автоматикой и автоматической продувкой топки перед пуском. В нормах, кстати, оговорена поправка на необязательность их установки в современных приложениях. Насчет автоматических отсечных на газопроводах безопасности и ТЗК вообще молчу в тряпочку. Это чисто российское изобретение и более бессмысленного девайса в мире не существует. Обход первых я точно находил в Ваших нормативах и проходил с этим у Вас экспертизу по промтехбезопасности, облгаз тоже не протестовал. Со вторыми сложнее, заставили поставить.
Пробоотборники по инерции закладываю, не жалко, но точно знаю, что наши эксплуатационщики такой фигней не парятся, так шо скоро перестану.
К сожалению, снова поднимать Вашу нормативную базу по этим пунктам времени нет, можете верить на слово.

6.3.2008, 20:47
Цитата(ARTEM @ 14.2.2008, 5:57) [snapback]221660[/snapback]

Если котельная мощностью до 100кВт, тоже необходимо проектировать трубопровод безопасности или можно только продувочный.

ПБ 12-529-03
5.9.8. Газопроводы газоиспользующих установок с горелками единичной тепловой мощностью свыше 0,35 МВт до 1,2 МВт должны быть оборудованы по ходу газа двумя, располагаемыми последовательно, предохранительными запорными клапанами (ПЗК) и регулирующим устройством перед горелкой.
Газопроводы газоиспользующих установок с горелками единичной тепловой мощностью свыше 1,2 МВт должны быть оборудованы по ходу газа двумя, располагаемыми последовательно, предохранительными запорными клапанами (ПЗК), автоматическим отключающим устройством, установленным между ними, связанным с атмосферой, обеспечивающим автоматическую проверку герметичности затворов предохранительных запорных клапанов (ПЗК) перед запуском (розжигом) и регулирующим устройством перед горелкой.

Не вижу необходимости устанавливать трубопроводы безопасности на вашей котельной в 100 кВт.

Автоматический клапан на горелках единичной тепловой мощностью свыше 1,2 МВт- считаю, что есть необходимость, особенно если учесть, что проверка герметичности автоматическая.

7.3.2008, 7:15

Браво, Александр!
Тоскливо читать бурную полемику некоторых «пользователей», неудосуживающихся прочитать «Правила безопасности».

Для ленивых: ознакомьтесь со схемой (экспертиза в РФ дала добро): Нажмите для просмотра прикрепленного файла

7.3.2008, 10:45

К счастью, эти ПБ на Украине не действуют. Для тех, кто не удосужился прочитать личку аскера, он — из Украины.

7.3.2008, 15:51
SL-SPDS. Почему не ESKD?
Тоскливо читать

Не читайте. Дискуссия идет по ДБН (Украина), а Вы видимо из
неудосуживающихся прочитать
его. А зря, интерес налицо: видны различия в нормах. Думаю это полезно всем.
Для ленивых: ознакомьтесь со схемой (экспертиза в РФ дала добро)

В Украине эту схему заставят доработать:
— фильтр установить непосредственно перед счетчиком;
— на байпасе счетчика установить два запорных органа с манометром между ними;
— нет байпаса в ГРУ;
— перед газогорелочным блоком надо установить два запорных органа;
— вызывает сомнение в гарантированном давлении в 6 бар (это может быть только на ГРС КС). Обычно для расчетов и выбора оборудования расчет ведут на худшие условия (по данным Райгазов). В данном случае 2-3 бар. Тогда счетчик для коммерческого учета газа не проходит;
— при максимальном давлении газа перед газовым блоком в 360 мбар, газовый коллектор в котельной «зажат». Котлы с модулируемыми двух ступенчатыми горелками, работают в импульсном режиме. Общий расход газа, где-то 820м3/ч, должен быть запас газа в коллекторе (рекомендовано Европой). Диаметр 159х4,5 маловат. У меня по расчету выходит 273х6, а поставил бы коллектор над котлами Ду 400.
Не тоскуйте

7.3.2008, 16:31

Согласен только насчет байпаса на счетчике коммерческого учета. Схему ГРУ с двумя линиями редуцирования и байпасом не встречал, это шо-то новенькое.
6 продувочных и сбросных газопроводов — это жесть. Почему было не объединить хотя-бы продувки после регуляторов? А так схему бы у нас приняли «на ура».
Единственное, шо не понятно, к чему реплика автора и ссылка на коммент Alexandrr? Тема двух последовательных отключающих устройств перед котлом не раскрыта и на Вашей схеме. И уж совершенно непонятно назначение трубопроводов Г5 возле котлов. Если это газпроводы безопасности, то нужны ещё задвижки после них.

7.3.2008, 18:44

Насчет байпаса пожалуй верно. (Неясно две линии редуцирования обе рабочие, или одна вместо байпаса?).
А в остальном до

по-моему далеко. Особенно по фактическому давлению газа.
газпроводы безопасности, то нужны ещё задвижки после них.

А, что есть задвижки на Ду 20?
Да, никаких схем в теме я не приводил.
7.3.2008, 21:09

SL-SPDS. Почему не ESKD?
SL- сокращение имени
SPDS- «Студия Промышленного Дизайна в Строительстве».

Не читайте. Дискуссия идет по ДБН.
С чего вы так решили? (со своим Уставом в чужой огород. )

В Украине эту схему заставят доработать:
— фильтр установить непосредственно перед счетчиком;
Согласно ТУ завода-изготовителя отсечного клапана (Термобрест), перед ним необходима установка фильтра.
В этом случае, обоснуйте установку второго фильтра перед счётчиком?

В Украине эту схему заставят доработать:
— на байпасе счетчика установить два запорных органа с манометром между ними;
Согласно ПР 50.2.019, п.7.1.5 «В случаях недопустимости прерывания потока газа при проведении работ, связанных с отключением или демонтажем счетчика, а также с целью недопущения повреждения счетчика при пусконаладочных работах трубопровод оборудуют байпасной линией. При этом обеспечивают контроль герметичности перекрытия байпасной линии.»
Манометр, по предлагаемой вами схеме, в любом режиме, будет показывать входное давление газа.
Контроль герметичности обеспечивается установкой, под фланец шарового крана на байпасной линии, листовой заглушки.

В Украине эту схему заставят доработать:
— нет байпаса в ГРУ;
Уже ответили за меня.

В Украине эту схему заставят доработать:
— перед газогорелочным блоком надо установить два запорных органа;
А в мультиблоке что.

В Украине эту схему заставят доработать:
— вызывает сомнение в гарантированном давлении в 6 бар (это может быть только на ГРС КС). Обычно для расчетов и выбора оборудования расчет ведут на худшие условия (по данным Райгазов). В данном случае 2-3 бар. Тогда счетчик для коммерческого учета газа не проходит;
Во-первых: «2-3 бара», согласно классификации — газопровод среднего давления, а у нас высокого.
Во-вторых: к проектированию не приступают не получив ТУ поставщика газа.
(а на Украине 2-3 вместо 4-6?)

В Украине эту схему заставят доработать:
— при максимальном давлении газа перед газовым блоком в 360 мбар, газовый коллектор в котельной «зажат».
Давление в коллекторе 200 мбар. Минимально необходимое двление газа перед мультиблоком, при максимальной производительности горелки — 120мбар.
«Зажат» — ет шо такое.

В Украине эту схему заставят доработать:
— Котлы с модулируемыми двух ступенчатыми горелками, работают в импульсном режиме.
К вашему сведению, это три разных типа горелок:
— модулируемые (в данном случае установлены на 1 и 2 котлах, Крег=1/5), изменяют производительность пропорционально сигналу регулятора;
— двух (трёх)-ступенчатые (в данном случае установлена на 3 котле, 40%/100%), изменяют производительность дискретно, по сигналу регулятора;
— импульсные (на котлах, как правило не применяются, распространены в газовых печах), тепловая мощность изменяется в зависимости от скважности импульсов ВКЛЮЧЕНО/ОТКЛЮЧЕНО, для эффективной работы горелок данного типа применяется предварительное смешивание природного газа и воздуха (в том числе обогащённого кислородом).

В Украине эту схему заставят доработать:
— Общий расход газа, где-то 820м3/ч.
Расход газа, max=763 куб.м/ч.

В Украине эту схему заставят доработать:
— должен быть запас газа в коллекторе (рекомендовано Европой).
Брюсселем? На случай если Россия снизит поставки газа?
Вряд ли вспоможет.

В Украине эту схему заставят доработать:
— Диаметр 159х4,5 маловат. У меня по расчету выходит 273х6.
Расчёт по ДБН.
По нашим нормам, для газопроводов среднего давления (5. 300 кПа), рекомендуемая скорость газа 7. 15 м/сек.
При принятом на схеме Ду150, она составляет ~11 м/сек (Рабс=0,12МПа, Тгаза=20*С).

В Украине эту схему заставят доработать:
— а поставил бы коллектор над котлами Ду 400.
Чего ради-то?
А почему бы ресивер не притулить?

Да, никаких схем в теме я не приводил.
А они есть.

7.3.2008, 21:59
Цитата(Patorok @ 7.3.2008, 18:31) [snapback]229361[/snapback]

6 продувочных и сбросных газопроводов — это жесть. Почему было не объединить хотя-бы продувки после регуляторов?
И уж совершенно непонятно назначение трубопроводов Г5 возле котлов. Если это газпроводы безопасности, то нужны ещё задвижки после них.

Ребята, вы уж достали с газопроводами продувки и безопасности.
ЧИТАЙТЕ ВНИМАТЕЛЬНО ПРАВИЛА.

Цитата(Patorok @ 7.3.2008, 18:31) [snapback]229361[/snapback]
Тема двух последовательных отключающих устройств перед котлом не раскрыта и на Вашей схеме.

Смотрите внимательно на схему мультиблока.

Цитата(Patorok @ 7.3.2008, 18:31) [snapback]229361[/snapback]
Единственное, шо не понятно, к чему реплика автора и ссылка на коммент Alexandrr?

Так он по ходу единственный, в этой теме, кто вник в ПБ 12-529-03.

Обоснование безопасности газопроводов вместо специальных ту форум

Не отписываться нужно, а пообщаться экспертом, если у вас не выдерживаются нормативные расстояния. Не видя съемки трудно судить о невозможности иного варианта. Возможно эксперт видит другие способы прокладки газопровода: на другой стороне дороги от ЛЭП или сближение с опорами ЛЭП на не нормативном расстоянии, или вовсе надземный способ прокладки.

Цитата ( Абитуриент )
Дорожный фонд выдал ТУ на параллельную прокладку газопровода н.д., в котором требуют

Интересно, с каких это пор государственные фондовые организации стали распоряжаться муниципальной/федеральной землей? Если запроектированная трасса согласована с собственником земельного участка, по которому она прокладывается (наверное в данном случае местный муниципалитет), значит расширение автодороги не планируется и запрета на параллельное следование автодороги при соблюдении нормативных расстояний быть не может.

Цитата ( Абитуриент )
Дорога деревенская грунтовая 4,5м, между заборами 7 метров
Цитата ( Абитуриент )
Расстояние от асфальта до заборов жителей 5 м(от обочины 3 м)
Группа: Абитуриент
Группа: Советник
Сообщений: 2317
Город: РФ
Замечания: 0%
Статус: Оффлайн
Цитата ( Абитуриент )
на контакт не идёт никак.
странный эксперт. на моей практике никто не отказывался от предварительного телефонного разговора.
Цитата ( Абитуриент )
Принимает только ответы в письменном виде, после регистрации

Возможно эксперт согласится обсудить некоторые моменты после официальных ответов с вашей стороны — главное соблюсти формальные процедуры получения замечаний и выдачи ответов. Обычно спорные моменты как раз со 2 (а то и 3) попытки разрешаются. Иначе, сочувствую.

Цитата ( Абитуриент )
а правомерно это написано или нет их мало волнует. И как с этим бороться не понятно.
Группа: Пользователи
Сообщений: 2
Город: Город-сказка
Замечания: 0%
Статус: Оффлайн
Прикрепления: __.bmp (1.77 Mb)
Группа: Советник
Сообщений: 3433
Город: На Оке
Замечания: 0%
Статус: Оффлайн
Цитата KOlobok2 ( )

Здрасьте! существующий газопровод ПЭ110 на глубине 1,0м, врезка седелкой, тянут ПЭф32, уклон рельефа в сторону дома. Подскажите, на какой глубине и как пройти под дорогой? сначала пройти 0,3-0,5 м прямо, затем под уклоном, затем опять прямо 1,0м перед цокольным вводом?? из-за уклона глубина прокладки под дорогой получается меньше 0,8 метров. $IMAGE1$

А в чём проблема идти под уклоном всю трассу? Зачем прямо, под под уклоном, потом снова прямо. Или поставьте сёделку развернув в другую сторону, от дороги. Сделайте 0,5-1 метр прямой участок, потом отвод и вертикально вниз ныряйте, снова отвод и проходите под действующим газопроводом.

PS: и ещё: раз пересекаете дорогу 5 категории, то скорее всего на это пересечение должны быть техусловия «дорожников». Что в них написано? Каким способом пересекаете дорогу? Закрытым или открытым? Если закрытым — то глубина должна быть не менее 1,5 метра. Футляр?

Обоснование безопасности газопроводов вместо специальных ту форум

AtomInfo.Ru

Просмотр профиля

23.5.2022, 10:45

Группа: Clubmen
Сообщений: 24 884
Регистрация: 16.1.2007
Из: Обнинск
Пользователь №: 4

QUOTE(Archi @ 23.5.2022, 10:27)
крайне желательно опираться на какие-то НПА

Я согласен с выступавшими товарищами в том, что ситуация вокруг ЗАЭС не имеет прецедента (до сих пор АЭС меняли гражданство только в результате мирных разводов государств). В какой-то степени наиболее близкой, но не полностью идентичной является положение АЭС Тайваня.

Гросси, надо отдать ему должное, предлагал вариант разрешения, который, если отбросить всё лишнее, сводился бы в итоге к постоянному присутствию на ЗАЭС (и тогда ещё на ЧАЭС) независимых миссий МАГАТЭ с определённым кругом полномочий. Вариант завалила украинская сторона (это инсайд с переговоров), потому что резонно сочла его шагом к потере обеих станций. В ответ МАГАТЭ несколько раз куснуло украинскую сторону по мелочи (например, отказавшись принимать её некоторые претензии), но на этом всё закончилось пока.

Таким образом, сейчас вопрос о ЗАЭС ушёл к политикам. А строить прогнозы по политике в наши дни практически невозможно, остаётся только ждать, какое в итоге будет решение.

Ирина Дорохова

Просмотр профиля

23.5.2022, 10:54

Группа: Haunters
Сообщений: 758
Регистрация: 7.4.2015
Пользователь №: 34 148

Возможно даже больше — эта ситуация с ЗАЭС и решения, принимаемые по ней, станут прецедентом для других случаев безопасного административного переподчинения ядерных объектов

Ну кстати да, это был бы самый правильный вариант, имхо.
российская сторона будет поставлена Украиной в ситуацию

Кажется, ситуация на ЗАЭС несколько иная.

17th Guest

Просмотр профиля

23.5.2022, 10:59

Группа: Patrons
Сообщений: 1 354
Регистрация: 20.3.2011
Из: Россия
Пользователь №: 32 681

Вы реально думаете, что при планировании СВО (да, понимаю, что, судя по началу, она планировалась несколько в другом формате), не прорабатывались варианты сохранения работоспособности и безопасности АЭС, что этими вопросами озаботились только сейчас, постфактум?

AtomInfo.Ru

Просмотр профиля

23.5.2022, 11:22

Группа: Clubmen
Сообщений: 24 884
Регистрация: 16.1.2007
Из: Обнинск
Пользователь №: 4

QUOTE(17th Guest @ 23.5.2022, 10:59)

Вы реально думаете, что при планировании СВО (да, понимаю, что, судя по началу, она планировалась несколько в другом формате), не прорабатывались варианты сохранения работоспособности и безопасности АЭС, что этими вопросами озаботились только сейчас, постфактум?

Я думаю, что ЗАЭС явно не самый главный вопрос спецоперации. И что есть именно варианты, а вот какой сработает — зависит от политиков.

P.S. Кстати, предложение Гросси наших вполне устраивало, были замечания только по некоторым формулировкам.
Никто сейчас не признается, но, возможно, привлечение МАГАТЭ как раз и было одной из заготовок

17th Guest

Просмотр профиля

23.5.2022, 12:14

Группа: Patrons
Сообщений: 1 354
Регистрация: 20.3.2011
Из: Россия
Пользователь №: 32 681

Да, собственно, никто, ничего ни на Украине, ни в Украине захватывать и не собирался, электростанции тоже. И про СВО абсолютную правду говорили, что это ни в коем случае не война и не оккупация, а исключительно денацификация и разоружение (ну, за исключением объявленных территорий ЛДНР). Собственно, так военные колоны и шли. Если не было сопротивления или оно было небольшим, то просто проходили мимо, оставляя всё как есть, даже военно-гражданские администрации и военные комендатуры не оставляли.
Цели СВО:
* сорвать подготовленные планы и исключить навсегда возможности геноцида людей на Донбассе;
* обезопасить территории России, Крым от возможных обстрелов и заброски ДРГ (а разведданные, подтверждённые в последствии захваченными документами в избытке).
Тоже самое и с электростанциями: работаете? боевиков нет? никто не терроризирует? ну, работайте дальше. Мы тут рядом постоим, если что — зовите. Так что по взаимодействию с МАГАТЭ — то же того же мнения.

Но мощности башен ПБЗ, последствия того, как они меняют человека за 8 лет, последствия того, что случается с людьми, когда башни ПБЗ после длительного срока воздействия отключают — это явно недооценили.

Сообщение отредактировал 17th Guest — 23.5.2022, 12:15

alex_bykov

Просмотр профиля

23.5.2022, 12:35

Группа: Уровень доступа — 2
Сообщений: 3 882
Регистрация: 9.6.2007
Из: Обнинск-Москва
Пользователь №: 89

QUOTE(17th Guest @ 23.5.2022, 1:59)

alex_bykov, я с очень большим уважением отношусь к Вашим опыту и знаниям, но мне кажется, что 1 нюанс в предполагаемом переподчинении ЗАЭС Вы не учитываете — это беспрецедентная ситуация, так что оценки на основе прошлых нормативов и сроков «бюрократии мирного времени» в данном случае, скорее всего, весьма ошибочны. Возможно даже больше — эта ситуация с ЗАЭС и решения, принимаемые по ней, станут прецедентом для других случаев безопасного административного переподчинения ядерных объектов. А то, что нормативы безопасности будут максимально соблюдены, я почему-то не сомневаюсь.

Я вот почему-то сомневаюсь, что «беспрецеденстность» ситуации сохранит выполнение норм безопасности, ну, не бывает так. Для того, чтобы понять, в каком состоянии блок, нужно несколько лет — вам не только с топливом разбираться придётся, но и с состоянием систем и оборудования (а там сборная солянка из оборудования разных поставщиков, и отнюдь н российских в большинстве своём), корпуса реактора (все исследования с 2000-х без КИ) и т.д. Т.е. Вы, как минимум, предлагаете в течение нескольких лет «верить на слово» тому, что предоставлено ранее. Но и это не всё. Безопасность блока должна подтверждаться перед выходом блока из ППР, т.е. работы, проводимые во время эксплуатации и в ППР налаиваются на исходное непонимание ситуации. И тут опять «верим на слово»? Подчеркну, что в нормативке России и Украины тут довольно существенные различия, т.к. украинская нормативная база предусматривает привлечение к обоснованию безопасности организации с соответствующей лицензией, а для российской этого не достаточно (ГК и Научный руководитель тут прописаны явно).

alex_bykov

Просмотр профиля

23.5.2022, 12:43

Группа: Уровень доступа — 2
Сообщений: 3 882
Регистрация: 9.6.2007
Из: Обнинск-Москва
Пользователь №: 89

QUOTE(17th Guest @ 23.5.2022, 10:59)

Вы реально думаете, что при планировании СВО (да, понимаю, что, судя по началу, она планировалась несколько в другом формате), не прорабатывались варианты сохранения работоспособности и безопасности АЭС, что этими вопросами озаботились только сейчас, постфактум?

Я уверен, что это именно так. Что прорабатывались вопросы взятия АЭС под контроль и взаимодействия/подавления нацгвардии, охраняющей АЭС (т.е. вопросы военные), а вот вопросы «гражданские» возникли уже в процессе и не решены до сих пор, т.к. внятного пути их решения не существует.

alex_bykov

Просмотр профиля

23.5.2022, 12:53

Группа: Уровень доступа — 2
Сообщений: 3 882
Регистрация: 9.6.2007
Из: Обнинск-Москва
Пользователь №: 89

QUOTE(AtomInfo.Ru @ 23.5.2022, 11:22)

P.S. Кстати, предложение Гросси наших вполне устраивало, были замечания только по некоторым формулировкам.
Никто сейчас не признается, но, возможно, привлечение МАГАТЭ как раз и было одной из заготовок

Я более чем уверен, что предложение Гроссии — политическая благоглупость. Это просто дополнительный «переговорщик» между сторонами, т.е. всего лишь линия задержки (и во многих случаях ещё и дополнительного искажения информации).

Во-первых, МАГАТЭ физически не может прислать столько экспертов по разным направлениям, в этой части у них возможности куда жиже, чем у Росатома, а время реагирования больше на порядок.
Во-вторых, всё равно останется вопрос относительно законодательного оформления. Не существует «законодательства МАГАТЭ/ООН», регулятор какой страны и по каким правилам должен выдать лицензию?

17th Guest

Просмотр профиля

23.5.2022, 13:06

Группа: Patrons
Сообщений: 1 354
Регистрация: 20.3.2011
Из: Россия
Пользователь №: 32 681

Цитата(alex_bykov @ 23.5.2022, 12:35)

Для того, чтобы понять, в каком состоянии блок, нужно несколько лет — вам не только с топливом разбираться придётся, но и с состоянием систем и оборудования (а там сборная солянка из оборудования разных поставщиков, и отнюдь н российских в большинстве своём), корпуса реактора (все исследования с 2000-х без КИ) и т.д. Т.е. Вы, как минимум, предлагаете в течение нескольких лет «верить на слово» тому, что предоставлено ранее.

Согласен отчасти с Вашими тезисами, но только отчасти.
То есть, Вы сомневаетесь в компетенции персонала и администрации станции, в частности ЗАЭС, сомневаетесь, что оборудование поддерживалось в должном состоянии, а безопасность работы станции соблюдалась как того требуют строгие нормы, сомневаетесь в квалификации МАГАТЭ, подтверждавших неоднократно безопасность эксплуатации работающих энергоблоков ЗАЭС?

Или на станции сменили весь персонал и всю администрацию?

Ну, а почему тогда ЗАЭС должна быть немедленно остановлена по Вашему мнению при предполагаемой смене юрисдикции в столь экстремальной ситуации? Их квалификация, оборудование, удовлетворяющие МАГАТЭ, не соответствуют нашим стандартам — только по этому?
А если юрисдикция ЗАЭС перейдёт не в РФ, а, допустим, в юрисдикцию условной Запорожской Народной Республики, то проблемы недопустимости работы энергоблока, несоответствующего российским отраслевым стандартам, сразу отпадают?

Чем не один из вариантов решения ситуации: продолжение работы ЗАЭС с тем же персоналом, под контролем специалистов Росатома и МАГАТЭ по строгим отраслевым стандартам ЗНР?

Сообщение отредактировал 17th Guest — 23.5.2022, 13:08

Ирина Дорохова

Просмотр профиля

23.5.2022, 13:12

Группа: Haunters
Сообщений: 758
Регистрация: 7.4.2015
Пользователь №: 34 148

Предположение: возьмут с той лицензией, которая есть. Блоки как-то будут работать, потому что надо снабжать электроэнергией Энергодар и, если я правильно поняла, Мариуполь. Придумают «переходную» формулировку с ограничением ответственности. Конечная ответственность, вероятно, будет на персонале — как, фактически, уже и есть сейчас. Я не говорю, что это правильно и тем более «по правилам». Тут правила, по-видимому, будут строиться на ситуации..
Ну хорошо, не так, а как по-другому? Остановить блоки на пять лет и исследовать их до выдачи лицензии? А Энергодару откуда электроэнергию давать?

alex_bykov

Просмотр профиля

23.5.2022, 14:41

Группа: Уровень доступа — 2
Сообщений: 3 882
Регистрация: 9.6.2007
Из: Обнинск-Москва
Пользователь №: 89

QUOTE(17th Guest @ 23.5.2022, 13:06)

То есть, Вы сомневаетесь в компетенции персонала и администрации станции, в частности ЗАЭС, сомневаетесь, что оборудование поддерживалось в должном состоянии, а безопасность работы станции соблюдалась как того требуют строгие нормы, сомневаетесь в квалификации МАГАТЭ, подтверждавших неоднократно безопасность эксплуатации работающих энергоблоков ЗАЭС?

Я не сомневаюсь в компетенции эксплуатационного персонала АЭС. Это вы им приписываете «всезнание и всеведение». Нормы они обязаны и могут соблюдать, но Вы как-то упускаете тот факт, что нормы в наших странах разные. И устранить это расхождение на бытовом уровне невозможно — это уровень законодательства двух стран.
По МАГАТЭ. Экспертов они могут привлечь из любой страны, но мнение эксперта носит рекомендательный характер, эксплуатация же действует исключительно в соответствии с законодательством. И «подтверждение безопасности эксплуатациии со стороны МАГАТЭ» — это нонсенс, ни один из экспертов за свою подпись на такого рода документе в соответствии с законодательством отвечать не может и не будет! Условно, это всего лишь оценка уровня от профессионального сообщества, но не замена обоснования безопасности, лицензии или сертификата.

QUOTE(17th Guest @ 23.5.2022, 13:06)
Или на станции сменили весь персонал и всю администрацию?

Ещё раз. АЭС этим не занимается, она нанимает для такой работы тех, кто может её выполнить, и чья компетенция подтверждена регулятором.

QUOTE(17th Guest @ 23.5.2022, 13:06)

Ну, а почему тогда ЗАЭС должна быть немедленно остановлена по Вашему мнению при предполагаемой смене юрисдикции в столь экстремальной ситуации? Их квалификация, оборудование, удовлетворяющие МАГАТЭ, не соответствуют нашим стандартам — только по этому?

При чём здесь квалификация или оборудование?
У ЗАЭС нет лицензии Ростехнадзора. Даже для частного техрешения, не говоря уж о лицензии, текущую ситуацию должны (в соответствии с законодательством) знать и отвечать за неё 3 организации: Ростехнадзор, ОКБ ГП и НИЦ КИ. Пока они не знают даже того, какие отступления от проекта за прошедшие 30+ лет накопились на конкретном блоке.

QUOTE(17th Guest @ 23.5.2022, 13:06)

А если юрисдикция ЗАЭС перейдёт не в РФ, а, допустим, в юрисдикцию условной Запорожской Народной Республики, то проблемы недопустимости работы энергоблока, несоответствующего российским отраслевым стандартам, сразу отпадают?

Нет, не отпадают. ЗНР тогда обязана предпринять шаги по выстраиванию своей структуры: Законодательство — Регулятор — Эксплуатирующая организация. До тех пор образуется правовой вакуум, единственный способ заполнения которого — работать по ранее используемому закону до появления нового.

QUOTE(17th Guest @ 23.5.2022, 13:06)

Чем не один из вариантов решения ситуации: продолжение работы ЗАЭС с тем же персоналом, под контролем специалистов Росатома и МАГАТЭ по строгим отраслевым стандартам ЗНР?

Предъявите стандарты и специалистов, пожалуйста. Потом поговорим.
Пока зафиксируйте для себя: компетенция АЭС — эксплуатация. Компетенция регулятора — выполнение эксплуатацией законодательства. Между ними ещё куча шагов, куда встраиваются организации типа Ржежа, ОКБ ГП, АЭПа, НИЦ КИ и МАГАТЭ со своими рекомендациями (которые регулятор может принять, не принять или определить переходной период).

alex_bykov

Просмотр профиля

23.5.2022, 14:48

Группа: Уровень доступа — 2
Сообщений: 3 882
Регистрация: 9.6.2007
Из: Обнинск-Москва
Пользователь №: 89

QUOTE(Ирина Дорохова @ 23.5.2022, 13:12)

Предположение: возьмут с той лицензией, которая есть. Блоки как-то будут работать, потому что надо снабжать электроэнергией Энергодар и, если я правильно поняла, Мариуполь. Придумают «переходную» формулировку с ограничением ответственности. Конечная ответственность, вероятно, будет на персонале — как, фактически, уже и есть сейчас. Я не говорю, что это правильно и тем более «по правилам». Тут правила, по-видимому, будут строиться на ситуации..
Ну хорошо, не так, а как по-другому? Остановить блоки на пять лет и исследовать их до выдачи лицензии? А Энергодару откуда электроэнергию давать?

Именно так. Передача функций эксплуатирующей организации на ЗАЭС. Работа по украинскому законодательству на переходной период в несколько лет. Проблема в позиции ГИЯРУ и привлекаемых украинским регулятором экспертов.

Archi

Просмотр профиля

23.5.2022, 14:50

Группа: Haunters
Сообщений: 143
Регистрация: 30.12.2014
Из: Беларусь
Пользователь №: 34 079

QUOTE(Ирина Дорохова @ 23.5.2022, 9:54)
Кажется, ситуация на ЗАЭС несколько иная.

Думаю именно так, как написал. Не знаю в какой момент и что послужит спусковым крючком, но предполагаю (насколько вообще возможны аналогии), что будет как с прокачкой газа, когда одну из веток отключили так как не могут контролировать станцию, хотя до этого 2 месяца была такая же ситуация и возражений не было. Думаю, что в какой-то момент Украина говорит, что снимает с себя всякую ответственно как за функционирование, так и за безопасность АЭС и теперь вся ответственность только на РФ. И вот в этот момент России придётся как-то реагировать, как — я даже гадать не буду, так как для меня всё это тёмный лес, я могу о чём-либо судить только с колокольни общебюрократических процедур и правил.

Ирина Дорохова

Просмотр профиля

23.5.2022, 15:44

Группа: Haunters
Сообщений: 758
Регистрация: 7.4.2015
Пользователь №: 34 148

Работа по украинскому законодательству на переходной период в несколько лет.

Это можно назвать «приведение в соответствие с российским законодательством». По аналогии: если меняется закон А и возникает правовая коллизия с законом Б, то закон Б приводят в соответствие с новой нормативной базой. А пока не приняли (эта работа тоже занимает какое-то время) — работают, как есть.
Саша, а как бы Вы выстроили процесс перехода с одной нормативной базы на другую?

17th Guest

Просмотр профиля

23.5.2022, 16:43

Группа: Patrons
Сообщений: 1 354
Регистрация: 20.3.2011
Из: Россия
Пользователь №: 32 681

alex_bykov, а. спасибо за пояснения, совсем забыл про механизм отзыва лицензии ((
Да, такое возможно и Украина легко может на него пойти даже во вред себе, что делала неоднократно, как, например, уже было с самолётами Ан-124 «Руслан» по которым у АОК есть все компетенции и технологии, но держателем сертификата лётной годности (СЛГ) является Украина. Уже были и договорённости, и заказчики в очередь выстроились, но. не з’їм, так понадкусюю

«Украинское госпредприятие «Антонов» требует убрать свое фирменное обозначение из названия модификации самолета Ан-124 «Руслан», которую разрабатывает российское конструкторское бюро «Ильюшин». Об этом в пятницу сообщила пресс-служба украинской компании.»

А без подписи держателя СЛГ это совершенно другой самолёт, который требует полного прохождения сертификационных испытаний.

Сообщение отредактировал 17th Guest — 23.5.2022, 16:46

nuc

Просмотр профиля

23.5.2022, 17:12

Группа: Patrons
Сообщений: 1 190
Регистрация: 16.4.2019
Из: США
Пользователь №: 34 767

QUOTE(17th Guest @ 23.5.2022, 16:43)

alex_bykov, а. спасибо за пояснения, совсем забыл про механизм отзыва лицензии ((
Да, такое возможно и Украина легко может на него пойти даже во вред себе, что делала неоднократно, как, например, уже было с самолётами Ан-124 «Руслан» по которым у АОК есть все компетенции и технологии, но держателем сертификата лётной годности (СЛГ) является Украина. Уже были и договорённости, и заказчики в очередь выстроились, но. не з’їм, так понадкусюю

«Украинское госпредприятие «Антонов» требует убрать свое фирменное обозначение из названия модификации самолета Ан-124 «Руслан», которую разрабатывает российское конструкторское бюро «Ильюшин». Об этом в пятницу сообщила пресс-служба украинской компании.»

А без подписи держателя СЛГ это совершенно другой самолёт, который требует полного прохождения сертификационных испытаний.

alex_bykov

Просмотр профиля

24.5.2022, 10:24

Группа: Уровень доступа — 2
Сообщений: 3 882
Регистрация: 9.6.2007
Из: Обнинск-Москва
Пользователь №: 89

QUOTE(Ирина Дорохова @ 23.5.2022, 15:44)
Саша, а как бы Вы выстроили процесс перехода с одной нормативной базы на другую?

Ира, думаю, что здесь на форуме есть люди гораздо подкованнее меня, но они, почему-то, молчат. Я могу только пояснить на примере частной задачи. Когда выполнялись работы по ПКЯТУ встал вопрос о признании ряда документов, выпущенных американской стороной и утверждённых US NRC (тех же обоснований ядерной безопасности для транспортных контейнеров для свежего топлива, они, как ни странно, обосновывались и для шестигранной геометрии). Так вот, процесс происходил следующим образом:
1) любое обоснование безопасности содержит отсылки к НП, выполнение требований которых обосновывается.
2) выписываются требования и НП, поднимаются (или разрабатываются!) их аналоги с нашей стороны.
3) проводится анализ отдельных требований. Если требование зарубежного НП жёстче, чем наше, в этой части обоснование принимается. Если требование зарубежного НП мягче, чем наше, разрабатываются компенсирующие мероприятия (это может быть дополнительное обоснование, например, что выполняются наши более жёсткие требования, или техрешение в части временного отступления, когда дефицит безопасности закрывается за счёт организационных мероприятий или другими способами).
Над этой задачей всегда работает группа экспертов (не только технических, но и переводчиков), например, у нас этим занимались эксперты Регулятора из ГНТЦ ЯРБ.

Понятно, что объём работы по отдельным чужим бумажкам несопоставим с переходом АЭС. Тут придётся поднимать и сопоставлять ВСЮ НОРМАТИВКУ (а её реально много, в т.ч. и внутренние документы Росатома и НАЭКа), но начинать придётся именно с этого. А дальше. Начинать придётся, как мне кажется с анализа ООБов, а потом задачи будут ветвиться по системам и оборудованию.

Система технического обслуживания и ремонта запорной.

XI Международный технический симпозиум «ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ – 2015» (24 апреля 2015 г., Москва).
Доклад Татьяны Александровны Фоменко, заместителя генерального директора по общим вопросам ООО «Орггазнефть».

Мы убеждены, что развиваемая Департаментом транспортирования газа ОАО «Газпром» система технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры (ТПА) на магистральных газопроводах (МГ) объективна и направлена на обеспечение длительной работоспособности арматуры, то есть ее герметичности как основного параметра технического состояния, надежности и безотказного выполнения команды на открытие-закрытие в зависимости от технологического режима работы МГ. На основе обобщения опыта эксплуатации арматуры в течение многих лет рассмотрим технические, технологические и организационные аспекты решения указанных выше проблем эксплуатации парка арматуры на МГ. Арматура является составной частью газотранспортной системы и поэтому ее безотказная работа в значительной мере определяет эксплуатационную надежность и безопасность любого МГ.

Результаты многолетней эксплуатации трубопроводной арматуры отечественного и импортного производства приведены в статьях [1-3].

На сегодняшний день общее количество ТПА с номинальным диаметром от 50 до 1400 мм, установленной на объектах добычи, транспортировки, хранения и переработки, по данным электронной информационной системы «ИНФОТЕХ», составляет более 500 тыс. единиц. Номенклатура парка ТПА весьма разнообразна по функциональному назначению, конструктивным особенностям, техническим характеристикам и срокам эксплуатации. На линейной части МГ доля отечественных производителей составляет около 84%, а зарубежных – 16%. Парк арматуры, эксплуатируемой в ОАО «Газпром», формировался более 50 лет.

Результаты оценки технического состояния запорной арматуры методами, принятыми в ОАО «Газпром», показывают, что не менее 2% эксплуатируемого парка арматуры требуют замены или капитального ремонта (с вырезкой ее из газопровода). Такая замена, как правило, производится вместе с плановым капитальным ремонтом или реконструкцией участков МГ, а также в аварийных случаях.

Опыт эксплуатации шаровых кранов показывает, что герметичность – основной параметр при оценке технического состояния ТПА. В процессе открытия-закрытия крана при отсутствии смазки возникают повреждения на его затворе в виде царапин и износа мягких уплотнений. Возникающая потеря герметичности однозначно связана с отсутствием технического обслуживания, важной частью которого является подача смазки в сопрягаемые детали уплотнения крана. При регулярной подаче смазки в набивочную систему крана арматуры уменьшается риск загрязнения и износа деталей затвора, что способствует увеличению срока службы арматуры. Необходимо указать на своевременную замену демпферных технических жидкостей в цилиндрах гидравлических приводов, срок эксплуатации этих жидкостей составляет не более 5 лет. Основной причиной замены трубопроводной арматуры (не менее 98%) на МГ является невосстанавливаемая потеря герметичности в затворе, т.е. наличие утечки, превышающей установленные нормы по условиям эксплуатации. Случаи потери плотности корпусных деталей или сварных соединений редки и процент этих дефектов при принятии решения о вырезке арматуры ничтожно мал.

По данным ОАО «Оргэнергогаз», основной причиной негерметичности для арматуры диаметром до 300 мм является повреждение полиуретановых уплотнительных колец, возникшее в результате воздействия механических частиц (превышающих размер и объем, предусмотренный СТО Газпром 2-4.1-212-2008) в потоке газа при высоких скоростях, а для арматуры диаметром 1000 мм – разрушение элементов полиуретановых уплотнительных колец в результате недостаточной конструктивной надежности уплотнений седла в момент открытия затвора при наличии давления газа в трубопроводе с двух сторон.

Особо следует отметить, что отказы запорной арматуры при вырезке ее из МГ, помимо нарушения режимов их работы и снижения уровня промышленной безопасности, становятся также причиной безвозвратных потерь больших объемов транспортируемого газа, что значительно влияет на энергетическую безопасность целых регионов страны.

Важнейшим технологическим параметром запорной арматуры, как указано выше, является герметичность затвора, которая и определяет реальный эксплуатационный ресурс арматуры на МГ. Это по существу является основным технологическим и экономическим требованием к надежности функционирования трубопроводной запорной арматуры на МГ. Длительное обеспечение герметичности арматуры является важнейшим элементом стратегии повышения надежности шаровой запорной арматуры. Это нашло отражение в конструктивных решениях по узлу уплотнения запорной арматуры практически у всех фирм-разработчиков, эти решения достаточно близки и представлены на рис. 1.

Рисунок 1

Герметичность затвора крана в начальный период эксплуатации обеспечивается прижатием мягкого уплотнения седла к шаровой пробке. Следует отметить, что при установленном общем сроке службы арматуры не менее 30 лет уплотнения седел затворов из мягких материалов (фторопласт, резина, специальные пластмассы и т. п.) служат эффективно не более 5-10 лет, происходит частичное нарушение работоспособности уплотнений затвора крана. По мере износа мягкого уплотнения или его деформации под воздействием эксплуатационных факторов обеспечение герметичности затвора крана возможно только при использовании уплотнительных паст или смазок.

В транспорте газа эксплуатируется запорная арматура по классу герметичности «А» и «В». В конструкции арматуры принципиально допускают определенную величину протечки (эта норма сохраняется для отечественной запорной арматуры в условиях требований последовательно трех разработанных ГОСТов: ГОСТ 9544-93, ГОСТ 9544-2005, ГОСТ Р 54808-2011). Поэтому конструктора запорной арматуры для обеспечения максимально длительной работоспособности арматуры по герметичности заложили возможность подачи уплотнительных смазок к уплотнительным узлам крана через специальные каналы, технологически выполненные в основных узлах арматуры. При использовании смазок обеспечивается кратковременная герметичность затвора, и эта технологическая операция требовала большого расхода смазки и была очень трудоемкой.

Потеря герметичности затвора ТПА может быть вызвана следующими причинами:

— эрозионный износ поверхности затвора и уплотнений седел механическими примесями, попадающими между седлом и затвором;
— эрозионный износ поверхности затвора и уплотнений седел в режиме дросселирования крана (в основном, свечные краны);
— зависание подвижных седел из-за загрязнения засохшей смазкой.

Подавая регулярно смазку в набивочную систему арматуры, мы уменьшаем риск загрязнения и износа деталей седла и затвора, а также продлеваем срок службы арматуры.

Для поддержания герметичности арматуры рекомендуется подавать в зону контакта «шар-седло» смазывающие материалы. Периодичность подачи смазки устанавливается СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры.

В целях минимизации числа вырезаемых кранов «Газпром» в свое время поставил перед своими организациями задачу разработать специальные уплотнительные материалы, обеспечивающие длительную герметичность эксплуатируемых кранов при малом расходе этих материалов. Таким решением явилась разработка специальных высоковязких уплотнительных паст.

В условиях эксплуатации арматуры на МГ для обеспечения надежности, герметичности и долговечности запорной арматуры используются различные уплотнительные смазки и составы: САГ-1, САГ-2, Sealweld, КРОСМА, ЦИАТИМ-201, Политерм [4]. Однако невысокая «уплотнительная» эффективность этих смазок (большой расход смазок, высокая трудоемкость набивки кранов, необходимость частых повторных набивок) обусловили необходимость разработки отечественных высоковязких уплотнительных паст, например, 131-435 КГУ, которая представляет собой состав на основе кремнийорганических и минеральных жидкостей, загустителей и присадок [5, 8].

Высоковязкие уплотнительные пасты для возможности их использования в кранах в качестве «дополнения» к уплотнительным элементам арматуры принципиально должны обладать вполне определенными показателями: пенетрации (характеризует консистентность пасты), высокой адгезией, гидрофобностью, химической нейтральностью к конструктивным материалам и длительностью хранения (практически срок «жизни» не ограничивается). Этими качествами в полной мере обладает уплотнительная паста 131-435 КГУ, выпускаемая ООО «Орггазнефть» по ТУ 2257-001-60565518-2009, которая включена в Реестр материалов, соответствующих требованиям ОАО «Газпром» [8].

Периодическая набивка крана уплотнительными пастами обеспечивает долговременную герметичность этого крана. И эту набивку уплотнительной пастой можно производить неограниченное число раз за время эксплуатации крана (не менее 30 лет). Длительная технологическая герметичность крана (после его набивки пастой) обеспечивается поднабивкой не более 5% количества пасты от первоначальной. Поднабивку рекомендуется осуществлять после каждой перестановки крана, но не чаще 1-2 раз в год. Число перестановок крана в зависимости от его технологического назначения осуществляется, как правило, 2-6 раз в год.

Рекомендуемое количество пасты 131-435 КГУ, набиваемой в уплотнительную систему шарового крана при его первоначальной набивке, зависит от его диаметра и представлено в таблице 1.

Таблица 1 — Одноразовое количество уплотнительной пасты, набиваемой в кран

Необходимо отметить, что уплотнительная паста 131-435 КГУ (и подобные ей пасты), набитая в шаровой кран, является тем самым дополнительным элементом, который обеспечивает длительную эксплуатационную герметичность крана. И регулярная поднабивка уплотнительной пасты в небольшом количестве (не более 5% от первоначального веса) обеспечивает необходимый срок службы шарового крана с точки зрения его герметичности.

Нам представляется, что для обеспечения длительной эксплуатационной герметичности крана необходимо в 2016-2017 гг. совместно с ОАО «Оргэнергогаз» (учитывая его значительный опыт разработки нормативно-технических документов) доработать СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры».

В настоящее время уплотнительные пасты 131-435 КГУ применяются во многих газотранспортных и газодобывающих компаниях, в частности, «Газпром трансгаз Югорск», «Газпром трансгаз Ставрополь», «Газпром добыча Астрахань» и др. Факт востребованности пасты 131-435 КГУ говорит о ее высоких эксплуатационных свойствах.

Рисунок 2

Паста набивается в краны с помощью специальных устройств автоматического или ручного типов, поставляемых отдельно.

Среди марок, вошедших в Реестр [6], наши пасты не уступают другим по эксплуатационным свойствам, а по параметру «цена-качество» вне конкуренции, к примеру, цена пасты американской фирмы Sealweld составляет в среднем 18 тыс. руб. за килограмм, что в 30 раз дороже, чем наша паста. Ее продукцию закупают в незначительном количестве (не более 1-2 % от наших объемов).

Поддержание работоспособного состояния арматуры на должном техническом уровне осуществляется путем проведения технического обслуживания и ремонта (в трассовых условиях) в соответствии с действующей в «Газпроме» нормативной документацией – СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры», которой предусматривается обслуживание всех основных узлов и деталей арматуры с приводом. Однако здесь необходимо отметить, что в соответствии с нормативами трудоемкости на проведение обслуживания арматуры численность эксплуатационного персонала, занимающегося ремонтно-техническим обслуживанием ТПА на линейной части МГ и КС, недостаточна. По этой причине часть арматуры не обслуживается годами практически до возникновения отказа. Такое положение недопустимо для обеспечения работоспособного состояния арматуры.

На сегодняшний день более 10% всего парка арматуры имеет срок службы более 30 лет, и 3 % – более 40 лет, поэтому в отрасли проводятся работы по диагностированию технического состояния, экспертизе промышленной безопасности с продлением срока службы (ресурса) ТПА на действующих объектах в соответствии с СТО Газпром 2-4.1-408-2009 «Методика оценки ресурса запорно-регулирующей арматуры».

Основной упор при диагностике арматуры делается на оценке ее технического состояния по таким параметрам, как герметичность в затворе, работоспособность привода и системы управления арматурой (дистанционного и ручного). Следует заметить, что лидером в вопросах оценки герметичности является ОАО «Оргэнергогаз».

Благодаря сложившейся на должном уровне системе технического обслуживания и ремонта в дочерних обществах ОАО «Газпром» на протяжении ряда лет количество ТПА, требующей ремонта и замены, не превышает 1%.

В настоящее время в рамках совершенствования нормативной базы системы технического обслуживания и ремонта назрела необходимость разработки нормативного документа по расходу паст для постоянного поддержания работоспособности арматуры, а также частоты этих набивок.

Многолетний опыт, накопленный в ОАО «Оргэнергогаз», по диагностике и обслуживанию ТПА на МГ, показывает, что немаловажную, а зачастую и определяющую роль в продлении срока службы арматуры играет монтаж, пуск и наладка арматуры и приводов к ней перед вводом в эксплуатацию на строящихся объектах [2]. На сегодняшний день это стало актуальным в связи с раздельной поставкой арматуры и приводов на строящиеся объекты, а также качеством проведения строительно-монтажных работ.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Многолетний опыт эксплуатации запорной арматуры на МГ показывает, что надежное и безопасное ее функционирование в течение всего срока эксплуатации МГ возможно только на основе неукоснительного соблюдения норм системы технического обслуживания и ремонта при нормативных трудозатратах эксплуатационного и сервисного (привлеченного) персонала.
2. Недопущение неустранимой негерметичности по затвору (в противном случае – вырезке крана из газопровода) возможно при его регулярном диагностировании и набивке высоковязкой уплотнительной пасты в уплотнительную систему крана (при допустимых суммарных трудозатратах).
3. Использование высоковязких уплотнительных паст для поддержания герметичности арматуры позволяет существенно увеличить срок безопасного и надежного функционирования этой арматуры. Он может составить 40-50 лет без вырезки ее из газопровода.
4. В процессе набивки крана высоковязкими уплотнительными пастами набивочными устройствами можно осуществлять диагностирование герметичности уплотнения крана и оценить возможность его дальнейшей эксплуатации (по расходу уплотнительной пасты).
5. Опыт применения уплотнительных паст в дочерних обществах ОАО «Газпром» показал, что они в части герметичности практически решили проблему обеспечения работоспособности шаровой запорной арматуры на весь жизненный цикл эксплуатации МГ. Здесь необходимо совместно с ОАО «Оргэнергогаз» доработать СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры».

Литература:

1. Колотовский А.Н. Эксплуатация запорной арматуры на объектах магистральных газопроводов ОАО «Газпром». Арматуростроение № 2, 2006.
2. Захаров А.В., Сухолитко А.А. Герметичность – основной параметр при оценке технического состояния трубопроводной арматуры. Территория нефтегаз, № 12, 2013.
3. Колотовский А.Н., Топилин А.В. и др. Основные критерии вывода ГРС в капитальный ремонт и техническое обслуживание ТПА на объектах транспорта газа. Газовая промышленность. Спецвыпуск. Надежность и ремонт объектов ГТС, (720/2015), с. 23-26.
4. Лыков О.П. и др. Защитные свойства смазочно-уплотнительных материалов для запорно-регулирующей арматуры газопроводов. Территория нефтегаз № 10, 2006.
5. Трофимов Е.В. и др. Применение уплотнительных паст – необходимый элемент обеспечения длительной технической герметичности ТПА на МГ. Газовая промышленность № 9, 2014.
6. Рекомендации по использованию уплотнительной пасты 131-435 КГУ типы 0-8 ООО «Орггазнефть», Москва.
7. СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры».
8. Реестр материалов, технические условия которых соответствуют техническим требованиям ОАО «Газпром» при выполнении работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа. Дополнение к реестру от 01.09.2008 по состоянию на 15.03.2011.

Скачать электронную версию журнала Трубопроводной Арматуры «Вестник арматурщика», выпуск №5 (25) 2015 , можно здесь