Это Инвест Юг. И то далеко не ноль. У ГЦРа всё вполне нормально. Ну, точнее сокращают там работников немного и руководителей некоторых меняют. Ноют чуть. Но в целом всё хорошо. Большинство инвест проектов у них. Разве? А кто инвестор тогда у Силы этой? Я на 90% уверен был, что именно он. Сейчас я уже ушёл подальше от всего этого.
out, ГЦР пытался сосредоточить в своих руках весь капремонт в газпроме. Помню чтобы выполнить устранение небольшого дефекта мы 8 месяцев сметы утверждали и согласовывали, а потом зе винтер из камин и гидравлику после ремонта никто делать не будет. Инвест Юг знаю они занимались согласованием строительства ГРСок. Долгая история. Умная многоходовка. ---------- Сообщение добавлено 11.08.2015 17:40 ---------- Сорри, не буду озвучивать. Мне на эту силу еще работать...
Zazell, Не совсем так. Я бывал много раз и в одной, и в другой организации. У них одинаковые функции были. По крайней мере по кап.ремонту и кап.строю. ГРСок болшье у ГЦРа, как раз было. Теперь вообще все, у меня где-то даже все их планы по ним на ближайшие годы завалялись. Прям интересно стало. Уточню у коллег бывших. С трудом представляю, как у инвест проекта такого может быть другая схема.
out, а ГЦР где берет денег на силу? ---------- Сообщение добавлено 11.08.2015 17:51 ---------- Уж не те ли 7% от капремонта?
Газпром головной согласовывает. Там уже департаменты согласовывают, что надо, а что не надо. То есть сначала из Газпрома идёт заказ. Отправляется в инвест компанию. Та заказывает проект в институте. Проект проходит экспертизу, цена подтверждается. Это отправляется в Газпром головной и там уже решают, что реализовывать, а что нет(могут и через 5-10лет реализовывать проект начать). И деньги в инвесты отправляют, если реализовывать. Ну и дальше по схеме. Как-то так. ---------- Сообщение добавлено 11.08.2015 17:55 ---------- Хотя сейчас загуглил быстро. Пишут, что Гтг Томск будет заказчиком http://www.1rre.ru/news/doc/81491/ Редко так бывает, но бывает. Ухта заказчик у Починки-Грязовец. Но от перемены слагаемых, сумма СТГ не меняется
Zazell, Ну где Газпром деньги возьмёт это уже их проблемы. У них есть куча инвестпроектов. Порежут что-нибудь. В данном случае у государства ещё может взять. Но речь-то стартовала с СТГ. Для них всё также. Деньги возьмут у заказчика в соответствии со сметами из проекта. А затем от этих денег 40% с подрядчиков уже оставят у себя. Ну, и судя по тому, как скачет рубль хоть как-либо ориентироваться на эти сметы нынешние не стоит. И рассчитывать рентабельность...
Zazell, так есть и запас по толщине стенки трубы на корр.износ в процессе эксплуатации трубопровода, даже без учета наличия ЭХЗ. И это идет плюсом к расчетной толщине стенки от напряженно-деформированного состояния тр-да в процессах монтаж-эксплуатация.
молодой, спасибо, что рассказали мне (эксперту) про прибавку на коррозию. ОК. Пусть будет закопали трубу и на 20 лет забыли. Главное ВТД запускать хоть иногда.
От месторождения до китая это же не только труба. Это сеть компрессорных станций, которые очищают и дожимают газ. А одну компрессорную поставить это на трубы даже не перевести.
Я не рассказывал, а скорее спрашивал. Мне интересно мнение, раз уж вы эксперт, почему заложенной в проекте толщины стенки не хватает на весь срок эксплуатации тр-да? Неправильные данные о составе перекачиваемого продукта? Что пишут в отчете ВТД? Какова причина потери металла?
Да там куча всего может быть. Плохая изоляция. Некачественные сварочные швы(с ними же основные проблемы, нет?). Их же там десятки тысяч будут. И на каком диаметре. Дефекты будут. И задвижки менять иногда приходится. Вон на северном потоке недавно проблемы были. Решили заменить под 20 задвижек Ду1400(вроде, там этот диметр). Вы представляете сколько миллионов долларов будут стоить только задвижки? А теперь представьте сколько стоит остановить трубу, чтобы их заменить? По контракту же должны не останавливать. Пришлось с немцами договориваться. Не знаю, заменили их в итоге или нет. Но эта замена задвижек в сумме обойтись должна была не в миллионы а в миллиарды рублей. И это спустя несколько лет после пуска газопровода. И явно не запланировано.
а где-то есть инфа по внутренней коррозии? К нам уже пару раз тыркались-а вот выньте-положьте нам проект производства труб для транспортировки газа/нефти с внутренним защитным покрытием. Я на такие заявки дико вращаю глазами, потому что задача тривиальна с точки зрения технического оснащения производства, и в чем проблема - мне непонятно
Черная злобная зверюга, Это Zazell, лучше подскажет. Это лишь смежное с моим направлением было. Что-то слышал я про внутреннюю изоляцию, возможно, на распредилительных сетях. Но на практике на магистралке с ней не встречался.
По идее, должны проверять на пробой каждую манжету. Тоже должен быть УЗК на 100% швов. Если есть критический дефект, то, опять же, по идее, должны отрезать и сварить заново. Получается человеческий фактор? А какая была причина замены? Значит нашли обоснование Насколько я в курсе, например ЧТПЗ, предоставляет гарантию на внутренне покрытие только год. И это только потому, что они её предоставить обязаны по закону. Есть мнение, что после 3-4х лет от него мало что остается и трение продукта о трубу становится даже больше, чем если бы гладкостного покрытия не было изначально.
Условия эксплуатации. Толщины металла вполне хватает на срок эксплуатации. Скорость коррозии по МГ не могу сказать, но по СРД 0,1-0,2 мм/год. Реже встречала 0,3 мм/год. При средней скорости коррозии 0,1 мм/год заложенной прибавки на коррозию 2 мм хватит на 20 лет. Но в реальности все иначе. Утонение металла это меньшее из зол, опаснее расслой металла. Особенно он опасен при выходе к сварному шву. Плюс НДС (напряженно-деформированное состояние металла из-за усадки, вымывания грунта). Плюс если имеет место металлургические дефекты, то в раковину попадает газ под давлением и начинает распирать по типу как наш асфальт зимой. Сейчас вот считаю остаточный ресурс пылеуловителям (их обычно по телеку показывали в контексте газового конфликта Россия-Украина). В эксплуатации они 20 лет. Изготовили их стало быть в 1995 г, тогда детей не рожали, а уж делать что-то путевое... Рассчетная толщина стенки 48 мм, плюс прибавки на коррозию, исполнительную сделали 52 мм. Фактическая толщина сейчас бьется 50 мм, но это уже отбраковочная. Все, дальше утоняться нечему... По сути дела 20 лет и навыкинштейн. Можно некоторое время потянуть на сниженном давлении. Но считай компрессорная станция под реконструкцию. А это со стоимостью трубы не сравниться. А вот на северах с 1970 года стоят СРД с исполнительной толщиной 60-65 мм, там еще утоняться и утоняться на 120 лет есть куда. Но опять же расслой.... Поэтому даже заложенная толщина не показатель безпроблемной эксплуатации.
молодой, Всё должны, наверное. Я говорю про то, где в итоге дефекты выявляются после прохода всяких модных снарядов. А причина замены задвижек в том, что держали плохо. Почему держали плохо, на тот момент было не очень понятно. Подозрения рызные были.
У меня на сосудах только есть. Исходя из расчетов. (Исполнительная толщина+прибавка на коррозию-фактическая толщина)поделить на срок эксплуатации. ---------- Сообщение добавлено 13.08.2015 17:12 ---------- На МГ требования 100% рентген. Сварка опять же это концентратор коррозии. ---------- Сообщение добавлено 13.08.2015 17:14 ---------- Ее еще и не везде впихнешь. Старую магистралку варили с подкладными кольцами. Там эти дефектоскопы и застревают В отчетах пишут стресс-коррозионные дефекты.
В газе есть механические примеси, жидкость (конденсат, вода с металоном, ДЭГ). От компрессорной до компрессорной вон сколько хыки вылавливают:
ааааа ну я даже ТЗ не видела, потому что народ заводской вечно хочет обойтись без затрат на НИОКР. Хотят купить готовое, занедораха Так что мельком в инетах смотрела - что да как...эпоксидки, порошковые краски разные, ну и футеровка труба-в-трубе Не думала, что проблема есть именно в материале покрытия
Zazell, out, спасибо за ответ Т.е.скорость коррозии 0.1мм/год, величина справочная. Может в ТЗ срок эксплуатации и был ~20 лет? Мне понравилась формулировка "заводская аномалия"
Срок эксплуатации заложен в исполнительную толщину металла. Сначала конструктор рассчитал минимально допустимую толщину (она же расчетная), далее прибавка на компенсацию коррозии, плюс минусовой допуск, плюс технологическая. Получили исполнительную толщину. По минимуму это гарантировано 20 лет эксплуатации. Но можно сделать с запасом. Так делали раньше. Как у меня сейчас в работе 52 мм и 60 мм исполнительная при прочих одинаковых условиях, 52 мм уже на пониженное давление и под реконструкцию, а 60 мм еще 50-120 лет остаточного ресурса. Скорость коррозии у 52 мм - 0,2 мм/год. ---------- Сообщение добавлено 14.08.2015 13:56 ---------- Чего только не начинаешься и воздухосборники для хранения газа (впрочем воздух тоже газ )
Для проектировщика это всегда +. Но увеличивается металлоёмкость, которая оплачивается заказчиком и которую, соответственно, необходимо ему же обосновать. Что почти всегда нереально, к сожалению. (я про магистральные трубопроводы, где следующая по сортаменту толщина стенки прибавляет хорошую кучу денег к их стоимости)
молодой, для трубы думаю большой запас никто не закладывает. Это все же расходный материал (в масштабах газпрома).
Интересное наблюдение. Сейчас считаю скрубберы английские, аналог наших аппаратов для очистки газа. Введены в эксплуатацию в 1979 году, 36 лет в эксплуатации, скорость коррозии 0,036 мм/год, остаточный ресурс 236 (!!!) лет, расслоя в металле почти нет совсем. Вот делали! И наши пыльники за 20 лет сдулись до отбраковки... ---------- Сообщение добавлено 25.08.2015 13:45 ---------- Но у них другая проблема, циклоны забиваются грязью из магистралки... гидравлическое сопротивление большое.