|
119 •О бн аруж ено "Устранено Р и с. 2.9. Обнаруженные и устраненные дефекты на магистральных нефтепроводах 1 Число (и вероятность) отказов в резервуарных парках, в том числе и аварийных, несколько выше средних показателей по отрасли прочих элементов системы трубопроводного транспорта. Причиной низкой надежности является, в первую очередь, изношенность основных фондов большинство вертикальных стальных резервуаров (РВС) эксплуатируется дольше назначенного ресурса, равного 20-25 годам. Например, в системе Госкомнефтепродукта около 3000 РВС находятся в эксплуатации более 50 лет; около 1000 резервуаров имеют срок службы от 40 до 50 лет и свыше; 4500 РВС эксплуатируются более 20 лет. Замена такого количества РВС в сроки, которые бы позволили не снижать эффективность системы трубопроводного транспорта задача на современном этапе трудноразрешимая и в финансовом отношении, и с технической стороны (существует дефицит качественного листового металла, отсутствует эффективная технология сооружения РВС большой вместимости). Выходом из данной ситуации является продление срока безаварийной эксплуатации существующих РВС на базе технического обслуживания и ремонта. Эксплуатация по назначенному ресурсу (по наработке) позволяет экономить средства на системе контроля параметров, но связана с повышением затрат на собственно эксплуатацию. Реализация планов технического перевооружения и реконструкции МЫ, увеличение парка инспекционных снарядов и объемов внутритрубной диагностики, дооснащение ремонтных и аварийно-восстановительных служб современными техническими средствами позволит обеспечить надежное функционирование, а также повысить техническую и экологическую безопасность нефтепроводов. Импортным оборудованием укомплектовано 95,5 % систем управления насосно-перекачивающими станциями и 82,9 % резервуарных парков. Все 394 |
Т О " ' 1992 1993 Годы 1994 1995 1996 •Обнаружено -о-Устранено Рис. 1.1. Обнаруженные и устраненные дефекты на магистральных нефтепроводах Число (и вероятность) отказов в резервуарных парках, в том числе и аварийных, несколько выше средних показателей по отрасли прочих элементов системы трубопроводного транспорта. Причиной низкой надежности является, в первую очередь, изношенность основных фондов большинство вертикальных стальных резервуаров (РВС) эксплуатируется дольше назначенного ресурса, равного 20-25 годам. Например, в системе Госкомнефтепродукта около 3000 РВС находятся в эксплуатации более 50 лет; около 1000 резервуаров имеют срок службы от 40 до 50 лет и свыше; 4500 РВС эксплуатируются более 20 лет. Замена такого количества РВС в сроки, которые бы позволили не снижать эффективность системы трубопроводного транспорта задача на современном этапе трудноразрешимая и в финансовом отношении, и с технической стороны (существует дефицит качественного листового металла, отсутствует эффективная технология сооружения РВС большой вместимости). Выходом из данной ситуации является продление срока безаварийной эксплуатации существующих РВС на базе технического обслуживания и ремонта. Эксплуатация по назначенному ресурсу (по наработке) позволяет экономить средства на системе контроля параметров, но связана с повышением затрат на собственно эксплуатацию. Обеспечение минимального риска аварий РВС может быть достигнуто с помощью эффективной системы диагностирования и прогнозирования технического состояния на основе, во-первых, точного расчета межремонтного периода с учетом реальных условий эксплуатации обследуемого РВС и фактического состояния конструкции и, во-вторых, посредством организации рациональной системы контроля на межремонтном периоде. При наличии моделей оценки индивидуального остаточного ресурса возможно проведение аттестации технического состояния всех РВС, что, в свою очередь, позволит определить риск аварии для каждого резервуара, и разработать план проведения ремонта резервуарного парка. Планирование ремонтных работ на основе остаточного ресурса резервуара позволит с высокой степенью точности рассчитать необходимое количество трудовых и материальных ресурсов для обеспечения требуемого уровня надежности резервуарного парка. X . Таким образом, в рамках решения проблемы совершенствования технического обслуживания и ремонта РВС помимо определения оптимальных параметров данных работ, необходимо предусмотреть вопросы внедрения прогрессивной технологии ремонта, резервирования технических и хматериальных ресурсов, обеспечения трудовой дисциплины, что во многом является индивидуальным для организаций, эксплуатирующих РВС. Реализация планов технического перевооружения и реконструкции МН, увеличение парка инспекционных снарядов и объемов внутритрубной диагностики, дооснащение рсхмонтных и аварийно-восстановительных служб соврехменными техническими средствами позволит обеспечить на дежное функционирование, а также повысить техническую и экологическую безопасность нефтепроводов. Однако реализация этих планов сдерживается из-за недостатка финансовых ресурсов, так как планы 1996 года были обеспечены финансированием за счет утвержденного тарифа на транспорт нефти по капитальному ремонту на 67 %, по техническому перевооружению и модернизации 73 %. Импортным оборудованием укомплектовано 95,5 % систем управления насосно-перекачивающими станциями и 82,9 % резервуарных парков. Все 394 системы автоматического регулирования (САР) импортного производства. Суммарная стоимость эксплуатируемого импортного оборудования в системе нефтепроводного транспорта, закупленного в 1974-1991 гг. за счет валюты, выделенной из бюджета, составляет около S 4,0 млрд. Следует отметить, что валютных средств для переоснащения отрасли импортным оборудованием катастрофически не хватает; отечественное оборудование уступает по качеству и несущественно отличается по цене. Выходом из данной ситуации может стать лишь изменение технической и финансовой политики в нефтепроводном транспорте, переориентация отечественного машиностроительного производства (на базе иностранных лицензий и патентов) на выпуск оборудования для переоснащения отрасли. 1.5.2* Организация работ по обеспечению надежности в нефтехимической и нефтеперерабатывающей отраслях (НХ и НЛП) В настоящее время средний срок службы основного оборудования в нефтеперерабатывающей промышленности превышает 35 лет, значительная его часть введена в эксплуатацию в 1950-66 гг. Износ основных производственных фондов (по Республике Башкортостан) достигает 100 % в |