ООО «Орггазнефть». Трофимов Е.В. О новых подходах к эксплуатационному обслуживанию и техническому диагностированию трубопроводной арматуры на линейной части и компрессионных станциях ПАО «Газпром»

Следует подчеркнуть, что сложившийся подход с неизбежностью привел к неустранимой негерметичности затвора крана и необходимости его вырезки из МГ.

По мнению авторов, изложенные в Протоколе решения ПАО «Газпром» на специальном совещании в г. Уфе в ноябре 2018 г. открывают возможности использования инновационных решений [1] по обеспечению герметичности затвора шаровой запорной арматуры, эксплуатируемой на МГ десятки лет.

Среди руководителей и специалистов отрасли сложилось консолидированное мнение о необходимости обеспечивать длительное время высокий уровень технического состояния ТПА ввиду ее важности в обеспечении стабильности функционирования всей газотранспортной системы (ГТС) ПАО «Газпром». В.А. Маркелов полагает, что ТПА «играет важную роль в эксплуатации всей ГТС. Обеспечение безопасной эксплуатации ГТС достигается применением современных технологий, в т. ч. в области технического диагностирования ТПА» [2].

Следует отметить, что диагностирование ТПА представляет серьезную техническую задачу. Ведь не случайно в СТО 2-2.3-095-2007 в п. 5.6.2 ТПА относится к особо ответственным и сложным для диагностирования структурным элементам ЛЧ МГ [3].

А требование к диагностическому обследованию ТПА в основном нормативном документе ПАО «Газпром» СТО 2-2.3-385-2009 [4] рассматривается в плане срока продления ее безопасной эксплуатации. Согласно п. 8.4.1 этому документу, техническое диагностирование проводится периодически каждые 10 лет эксплуатации. В основном эксплуатационном документе МГ в СТО «Газпром» 2-3.5-454-2010 [5], в разделе арматура, техническое диагностирование не предусмотрено.

В рамках газотранспортной системы ПАО «Газпром» довольно успешно решены проблемы технического диагностирования МГ – методические, технические, технологические, – и на этой базе успешно прогнозируется техническое состояние МГ и выполняются капитальные ремонты [6]. В вопросах технического диагностирования ТПА остается утверждение, что методически ТПА – сложный структурный элемент МГ для диагностирования [3] и что надо диагностировать ТПА для поддержания ее необходимого технического уровня и надежного функционирования ТПА в единой газотранспортной системе.

Масштабы использования ТПА в ПАО «Газпром» (на 01.01.2020 г. составило более 551 тысячи единиц диаметром от 50 до 1400 мм; производится ежегодная замена до 6 тысяч единиц ТПА, и из них не менее 40 % – по причине потери герметичности затвора крана) и влияние ее технического состояния на эффективность всей газотранспортной системы обусловили значительный интерес руководства к вопросу повышения надежности ее технического состояния, а также к контролю выполнения работ в дочерних предприятиях по диагностическому обследованию, техническому обслуживанию и ремонту трубопроводной арматуры (далее – ДТОиР ТПА) с упором на техническое диагностирование.

Несколько десятилетий назад надежность и долговечность работы шаровых кранов, включая герметичность затвора крана, обеспечивались правильным выбором и рациональным применением уплотнительных смазок [7]. При этом основным требованием к уплотнительным смазкам было обеспечение длительной и надежной герметичности затвора крана. Это достигалось регулярной подачей уплотнительной смазки в зону уплотнения затвора крана в соответствии с заводскими инструкциями. Диагностику затворов кранов рекомендовалось выполнять следующим образом. При закрытом затворе крана ротаметром определяли утечку газа из полости между корпусом крана и шаром (деаэрируемая внутренняя полость корпуса). По величине утечки косвенно можно судить о герметичности затвора крана. При наличии давления газа с обеих сторон затвора крана величина утечки газа не должна превышать двойной величины утечки газа через затвор, допускаемой по ГОСТ 9544-75 в зависимости от диаметра крана [7]. При этом количеством уплотнительной смазки, нагнетаемой в затвор, обеспечивает необходимую герметичность крана.

Для оперативной оценки начинающейся негерметичности затвора крана автор [8] вполне резонно утверждает, что обнаружение негерметичности затвора нужно определять на уровне микропротечек через затвор шарового крана. И это позволит с минимальными потерями остановить процесс эрозионного разрушения затвора крана путем набивки высоковязкой уплотнительной пасты в зону уплотнения затвора крана и обеспечит длительное функционирование крана на МГ.

По нашему убеждению, в этом и есть смысл проведения технического диагностирования уплотнения крана: отсутствие негерметичности уплотнения затвора крана (в крайнем случае установление отсутствия процесса эрозионного разрушения уплотнения затвора крана).

Выводы и предложения

Для обеспечения необходимого уровня технического состояния ТПА, исключения нарушений герметичности затвора крана и проведения регулярного диагностирования крана (на отсутствие негерметичности):

1. Провести в 2021 г. сравнительные испытания диагностических средств (существующих и разрабатываемых) для определения начального эрозионного разрушения затвора шарового крана.
2. Привлечь в организациях ПАО «Газпром» к разработке новой концепции раннего обнаружения негерметичности затвора шаровой арматуры заводы-изготовители ТПА и специализированные организации, имеющие многолетний опыт работы по обслуживанию ТПА.
3. Рекомендуется (незамедлительно) значительная актуализация нормативной документации по эксплуатационному обслуживанию ТПА.
4. На основании опыта эксплуатации многих сотен тысяч единиц ТПА целесообразно разработать нормы поставки материалов и запчастей к ТПА в зависимости от срока ее ожидаемой эксплуатации.
5. Целесообразно расширить использование двух инновационных предложений ООО «Орггазнефть» и ООО «СургутГазАрматура+» [9] в целях обеспечения и поддержания длительной эксплуатационной герметичности уплотнения шаровой запорной арматуры.

Литература

1. Трофимов Е.В., Тимаков Е.Ю., Фоменко Т.А. и др. Возможность эксплуатации существующей шаровой запорной арматуры на магистральном газопроводе без образования негерметичности в затворе / Вестник арматуростроителя. – 2020. № 2 (58). – С. 28-29.
2. Маркелов В.А., заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром». Обращение к читателям / Газовая промышленность. – 2020. № 6 (801).
3. СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов.
4. СТО Газпром 2-2.3-385-2009. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры.
5. СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов. Введены в действие распоряжением ОАО «Газпром» № 130 от 24 мая 2010 г.
6. Харионовский В.В. Магистральные газопроводы: развитие диагностических работ / Газовая промышленность. – 2018. № 2 (764). – С. 56-60.
7. Борщенко Л.И. Слесарь по ремонту запорных кранов на магистральных газопроводах и газовых промыслов. – М. – 1983. – С. 205.
8. Зиновьев А.Ю. Акустический датчик для технического диагностирования трубопроводной арматуры / Газовая промышленность. – 2020. №6 (801). – С. 92-96.
9. Трофимов Е.В., Тимаков Е.Ю. О некоторых подходах к поддержанию долгосрочной герметичности шаровой запорной арматуры на магистральных газопроводах ПАО «Газпром» в условиях выработки ее ресурса / Газовая промышленность. – 2020. №6 (801). – С. 82-85.


Размещено в номере: «Вестник арматуростроителя», № 6 (62) 2020