Газовая промышленность № 04 2019

Система магнитного подвеса (СМП) «КВАНТ-Р» создана специалистами ООО «Вега-ГАЗ» на основе фундаментальных разработок отечественной научной школы в рамках реализации политики импортозамещения ПАО «Газпром», она построена с использованием отечественных материалов, комплектующих и программного обеспечения, включая такие компоненты, как микроконтроллер и силовая электроника.

Данная система применима для оснащения новых газоперекачивающих агрегатов (ГПА), модернизации ГПА с масляными подшипниками, замены эксплуатируемых систем управления магнитными подшипниками различных производителей с сохранением в эксплуатации существующих электромагнитных подшипников (ЭМП). Система магнитного подвеса ротора центробежного компрессора «КВАНТ-Р» (рис. 1) работает совместно, под контролем и управлением системы автоматического управления (САУ) ГПА (рис. 2, 3) как собственного производства ООО «Вега-ГАЗ», так и любых других производителей.

Оптимизация конструкции самих магнитных подшипников, включая и датчиковую систему, позволила получить высокую нагрузочную способность при компактных габаритах, а система управления магнитными подшипниками, построенная с использованием адаптивных алгоритмов рабочих программ, реализована в едином приборном шкафу.

Гарантией стабильности и надежности систем управления магнитного подвеса является сопровождение всего жизненного цикла СМП «КВАНТ-Р»: подготовительные расчеты, проектирование, изготовление, монтаж, наладка, гарантийное и постгарантийное обслуживание осуществляются инженерным и рабочим персоналом ООО «Вега-ГАЗ». Для совершенствования конструкции СМП «КВАНТ-Р», модернизации прикладного программного обеспечения, консультирования эксплуатационного персонала заказчика ООО «Вега-ГАЗ» располагает двумя стендами, которые также используются для проведения заводских испытаний каждой изготавливаемой САУ ЭМП «КВАНТ-Р» (рис. 4). Следует отметить, что один из стендов – полноразмерный, что позволяет моделировать режимы работы в условиях максимально приближенных к реальным.

В настоящее время в рамках капитального ремонта ГПА ст. № 35 компрессорной станции (КС) «Сызранская» ООО «Газпром трансгаз Самара» завершается работа по восстановлению работоспособности СМП нагнетателя НЦ-16–76 с использованием:

– САУ ЭМП «КВАНТ-Р», разработанной по техническому заданию (программам и методикам), утвержденному Департаментом 840 ПАО «Газпром»;

– комплекта магнитных подшипников «КВАНТ-Р», разработанного специалистами ООО «Вега-ГАЗ» для нагнетателей НЦ-16–76 ГПА-Ц-16 (степень сжатия 1,44) с учетом существующей конструкции агрегата и не требующего доработки штатных корпусов компрессора.

В настоящее время осуществлен полный цикл строительно-монтажных и наладочных работ, ведется тестирование и проверка работы ГПА на различных режимах. Проведение комплекса испытаний для принятия решения о возможности применения СМП ротора центробежного компрессора «КВАНТ-Р» для нужд газотранспортных предприятий ПАО «Газпром» предполагается выполнить на данной КС в 2019 г.

Применение СМП «КВАНТ-Р» производства ООО «Вега-ГАЗ» повлечет рост экономической эффективности в новом строительстве, реконструкции, техническом перевооружении, а также капитальном ремонте стратегически важных объектов ПАО «Газпром» как за счет отсутствия зависимости от импортных поставщиков, так и выполнения работ на российских предприятиях отечественными специалистами. Основным отличием данной системы от произведенных аналогичных систем других предприятий стала концентрация знания теории, технологий и реального опыта по данной тематике в рамках единого коллектива. Заложенные решения обеспечат высокую эффективность системы и экономию средств и времени заказчика.

ООО «Вега-ГАЗ»

117405, РФ, г. Москва,

ул. Кирпичные Выемки, д. 2, корп. 1

Тел.: +7 (495) 995-44-74

Факс: +7 (495) 995-44-80

E-mail: info@vega-gaz.ru

www.vega-gaz.ru

Рис. 1. Виды центробежных компрессоров, оснащенных комплектами магнитных подшипников собственной разработки и производства ООО «Вега-ГАЗ»: а) КС «Сызранская» ООО «Газпром трансгаз Самара»; б) КС «Перегребненская» ООО «Газпром трансгаз Югорск»

  Рис. 2. Внешний вид САУ ЭМП «КВАНТ-Р»

Рис. 3. Внутреннее устройство САУ ЭМП «КВАНТ-Р»

Рис. 4. Стенд СМП

Начало проектирования системы автоматики любого технологического объекта и, в частности, локальной системы автоматики, реализующей функции автономного управления технологическим процессом, неизменно связано с выбором средства автоматизации. В современном понимании средство автоматизации есть некое программируемое устройство: программируемый логический контроллер, программируемый контроллер автоматизации или промышленный компьютер. Развитие микроэлектроники и программного обеспечения делает различия между ними все более условными. Между тем выбор оптимального устройства по совокупности определенных критериев для наиболее полного решения поставленной задачи остается далеко не однозначным.

В свое время, практически с самого начала производства подогревателей газа, разработчики ООО Завод «Газпроммаш» после скрупулезного выбора подходящей модели контроллера для локальной системы автоматики по соотношению мощность/надежность/стоимость стали применять одноплатные компьютеры фирмы Fastwel. Тем не менее по мере усложнения исполнений процессорных модулей и снятия с производства младших моделей стоимость подобных комплектующих и избыточность функциональных возможностей стали существенным препятствием в их дальнейшем применении.

Как оказалось, за прошедшие полтора десятка лет проблема выбора контроллера не стала легче. Одни оказывались дорогими, другие – избыточными, третьи не вписывались в габариты блока. В результате было решено попробовать разработать свой одноплатный контроллер, наиболее полно удовлетворяющий требованиям конкретной локальной системы управления.

РАЗРАБОТКА МИКРОКОНТРОЛЛЕРА

Выбор центрального вычислителя остановился на микросхеме К1986ВЕ1QI – 32‑разрядного микроконтроллера для авиационных применений производства АО «ПКК Миландр» (рис. 1, 2) – ведущего российского разработчика и производителя интегральных микросхем. Несмотря на то, что это исключительно российская разработка, не имеющая прямых аналогов среди микроконтроллеров зарубежных производителей, «сердце» его выполнено на базе высокопроизводительного RISC-ядра.

Через некоторое время появилась схема с необходимым набором периферийных элементов: формирователей, преобразователей напряжения, гальванических изоляторов и т. д.

Разработчики постарались максимально использовать возможности универсальных цифровых портов и интерфейсов микроконтроллера для получения сбалансированных параметров ввода-вывода. В итоге плата контроллера, получившая наименование ГПМ-ПК (рис. 3, 4), приобрела следующие характеристики:

– 8 аналоговых входов;

– 2 аналоговых выхода;

– 28 изолированных дискретных входов;

– 14 изолированных выходов на основе твердотельных реле;

– 2 асинхронных последовательных порта с интерфейсами RS232/RS485 и RS485;

– 1 Ethernet-порт 10/100 Мбит/с;

– интерфейс поддержки карт памяти формата MicroSD;

– интерфейс поддержки матричной клавиатуры 4 × 4;

– интерфейс поддержки алфавитно-цифрового или графического индикаторов;

– поддержка часов реального времени с автономным питанием и кварцевой стабилизацией.

Для большинства заводских применений такой набор портов ввода-вывода считается избыточным, поэтому окончательная конфигурация ГПМ-ПК и необходимость установки тех или иных элементов определяется исходя из конкретной задачи.

Программная часть контроллера ГПМ-ПК реализована на основе многозадачной операционной системы реального времени (ОСРВ) FreeRTOS. Это свободно распространяемое программное обеспечение для встраиваемых систем, одно из самых популярных на сегодняшний день среди ОСРВ. Программный код ядра FreeRTOS написан на языке C и имеет небольшой размер, выступая, по сути, планировщиком с надежным программным механизмом для запуска прикладных задач и предсказуемой реакцией на внешние и внутренние прерывания. В подобных ОСРВ любая прикладная задача представляет собой бесконечный цикл, выполнение которого прерывается ядром системы в соответствии с заданным квантом времени и приоритетом для переключения на другую задачу. Такая организация операционной системы существенно упрощает написание и отладку прикладных программ.

Подтверждая все вышеизложенное, адаптация ядра ОСРВ на микроконтроллер К1986ВЕ1QI не вызвала существенных затруднений. С небольшими доработками FreeRTOS была запущена на ГПМ-ПК в режиме вытесняющей многозадачности. Дополнительно написаны программы для работы с картой памяти формата MicroSD, ввода данных от матричной клавиатуры и вывода информации на алфавитно-цифровой дисплей.

Одной из первых заводскими разработчиками реализована локальная система автоматики для управления подогревателем газа. И уже с начала 2019 г. серийно выпускаемые Заводом «Газпроммаш» подогреватели оснащаются новыми блоками БУПГ-24–6‑У2. Модификации нового блока для подогревателей газа другого типа или производительности также не потребовали значительных программных переделок.

ВЫВОДЫ

На примере описанной выше разработки и полученного опыта можно констатировать, что применение отечественных микроконтроллеров в задачах локальной автоматизации становится совершенно оправданным как с позиции надежности выпускаемого на его базе оборудования, так и из соображений поддержки российского рынка микроэлектроники. В планах дальнейшего внед-рения контроллера ГПМ-ПК – его применение в качестве системы локальной автоматики одоризатора газа, также выпускаемого Заводом «Газпроммаш».

ООО Завод «Газпроммаш»

410031, РФ, г. Саратов,

ул. Московская, д. 44

Тел/факс: +7 (8452) 98‑56‑00, 96‑13‑37

E-mail: gpm@gazprommash.ru

www.gazprommash.ru

Рис. 1. Микроконтроллер К1986ВЕ1QI производства АО «ПКК Миландр»

Рис. 2. Структура микроконтроллера К1986ВЕ1QI

Рис. 3. Конфигурация контроллера ГПМ-ПК

Рис. 4. Внешний вид платы контроллера ГПМ-ПК

АО «АтлантикТрансгазСистема» специализируется на создании автоматизированных систем управления непрерывными технологическими процессами. В числе приоритетных задач компании – расширение функциональности традиционных решений, доведение до практического внедрения новых технологий и методов управления, реализация интеллектуальных систем управления и поддержка принятия решений на базе самых передовых программно-технических комплексов и информационных технологий. Профессиональный уровень сотрудников позволяет АО «АтлантикТрансгазСистема» на регулярной основе вот уже много лет вести научно-исследовательские и инновационные разработки, успешно внедряемые на производстве.

Л.И. Бернер, генеральный директор АО «АтлантикТрансгазСистема»

АО «АтлантикТрансгазСистема» (АО «АТГС») основано в 1992 г., базируется в Москве и имеет проект-ные подразделения в г. Нижний Новгород и Тверь. Штатная чис-ленность сотрудников АО «АТГС» составляет 140 чел. (в их числе два доктора и шесть кандидатов технических наук, аспиранты и выпускники ведущих вузов Москвы). Сферой деятельности АО «АТГС» является комплексная автоматизация предприятий газовой и неф-тяной промышленности, а также других производств с непрерывным технологическим циклом.

АО «АТГС» выполняет все этапы создания автоматизированных систем управления технологическим процессом: научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, предпроектное обследование, разработка проектно-сметной и рабочей документации с выполнением функции генпроектировщика, изготовление и поставка систем на объект, шеф-монтажные и пусконаладочные работы с выполнением функции генподрядчика, авторский надзор, гарантийное и послегарантийное обслуживание внедренных систем, обучение персонала, а также работы по капитальному и текущему ремонту систем.

В АО «АТГС» действует интегрированная система менеджмента, включающая систему менедж-мента качества и систему экологического менеджмента. В 2018 г.

АО «АТГС» успешно прошло про-цедуру сертификации системы менеджмента качества требованиям стандарта СТО Газпром 9001–2012 в Системе добровольной сертификации (СДС) ИНТЕРГАЗСЕРТ.

В настоящее время АО «АТГС» последовательно проходит процедуры сертификации продукции в СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ.

АО «АТГС» – член саморегулируемых организаций НП «Объединение строителей газового и нефтяного комплексов» по строительству, монтажу и пусконаладке, а также НП «Инженер-Проектировщик» по проектированию. Обществу выдано заключение об организационно-технической готовности к ведению работ при капитальном строительстве и реконструкции объектов ПАО «Газпром» и экспертное заключение о соответствии требованиям ПАО «Газпром» к выполнению работ по диагностике, техническому обслуживанию и ремонту объектов ПАО «Газпром».

Основными заказчиками АО «АТГС» выступают ведущие предприятия по добыче и транс-портировке газа: ПАО «Газпром», ОсОО «Газпром Кыргызстан», ООО «Межрегионгаз», ПАО «Транснефть», ОАО «Севернефтегазпром», ПАО «Газпром нефть», ООО «Газпром Социнвест», ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Арктикгаз», ПАО «Татнефть» и многие другие.

Рис. 1. Испытания ПТК СПУРТ-Р: а) на полигоне АО «АТГС»; б) в центральном диспетчерском пункте ООО «Газпром трансгаз Чайковский»

РАЗРАБОТКИ КОМПАНИИ

Реализованные для заказчиков компании системы и текущие проекты базируются на двух основных разработках АО «АТГС».

Система телемеханики СТН-3000 – высоконадежная система, которая работает в тяжелых климатических условиях (от –50 до 70 °С) по различным каналам связи, предполагает низкое электропотребление, простое обслуживание, удаленное конфигурирование.

Рис. 2. Испытания системы телемеханики СТН-3000-Р в Брянском линейном производственном управлении ООО «Газпром трансгаз Москва»

СТН-3000 имеет все необходимые сертификаты и разрешения.

Программно-технический комплекс (ПТК) СПУРТ является многоуровневой интегрированной системой диспетчерского управления для контроля и управления всеми элементами территориально-распределенных объектов, которые осуществляются с центральных диспетчерских пунктов региональных компаний, диспетчерских пунктов подразделений предприятий в режиме реального времени и с помощью расчетных задач (запас и баланс газа, диспетчерский журнал и т. д.).

АО «АТГС» освоило модификации СТН-3000 и СПУРТ с полностью российской комплектацией (СТН-3000‑Р и СПУРТ-Р), включая контроллер СТН-3000‑РКУ собственного производства. Данные модификации систем совместимы с находящимися в эксплуатации системами СТН-3000 и СПУРТ. Программное обеспечение (ПО) систем включено в Единый реестр российских программ для электронных вычислительных машин и баз данных Министерства связи и массовых коммуникаций РФ. Системы прошли приемочные испытания в соответствии с Регламентом проведения испытаний опытных образцов и рекомендованы к применению на объектах ПАО «Газпром» (рис. 1а, б; 2).

На сегодняшний день в эксплуатации находится порядка 2200 контролируемых пунктов (КП) линейной телемеханики, систем автоматизированного управления газораспределительных и газоизмерительных станций, насосных станций и т. д. на базе СТН-3000/СТН-3000‑Р. Постоянно расширяется спектр применения телемеханики. Устанавливаются КП кустов скважин и линейной части с возобновляемым источником энергии (солнечная батарея). Это позволяет телемеханизировать трубопроводы и промыслы, не подводя к ним линии электропередачи. Разработаны и выпускаются серийно автомат аварийного закрытия крана, блоки обработки информации и другие модификации СТН-3000‑Р.

Функциональность СПУРТ-Р также постоянно развивается и наращивается, включая в состав ПО системы: поддержки принятия решений в нештатных ситуациях, определения неисправности датчиков, прогнозирования и моделирования необходимого объема поставок газа, обнаружения утечек. Разработанные на базе ПТК тренажеры помогают повышать профессиональные навыки диспетчерского персонала.

Из наиболее значимых внедренных АО «АТГС» систем можно отметить телемеханики магистральных газопроводов: Северо-Европейский, «Починки – Грязовец», «Ямал – Европа», «Заполярное – Уренгой», «Уренгой – Помары – Ужгород», «Бованенково – Ухта», «Южный поток»; системы телемеханики кустов скважин газоконденсатных месторождений: Заполярное, Ен-Яхинское, Береговое, Песцовое; многоуровневые системы оперативного диспетчерского управления и линейную телемеханику (включая уровень центрального диспетчерского пункта) ООО «Газпром трансгаз Чайковский», ООО «Газпром трансгаз Томск», ООО «Газпром трансгаз Волгоград», ООО «Газпром трансгаз Казань», ООО «Газпром Кыргызстан» и др.

АО «АТГС» открыто к сотрудничеству и готово предложить свои решения для автоматизации и телемеханизации различных объектов нефтегазового комплекса.

АО «АтлантикТрансгазСистема»

109388, РФ, г. Москва,

ул. Полбина, д. 11

Тел/факс: +7 (495) 660-08-02

E-mail: atgs@atgs.ru

www.atgs.ru

В апреле Ассоциация строительных организаций газовой отрасли участвует в конференции «Техническое регулирование в ПАО «Газпром». СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ: механизм обеспечения качества продукции, работ и услуг для инфраструктурных проектов ПАО «Газпром».

  В.С. Хурцилава, исполнительный директор Ассоциации строительных организаций газовой отрасли

О целях и задачах данной отраслевой конференции, о том, как проходит сертификация строительного сектора проектов «Газпрома», рассказывает исполнительный директор АСОГО Владимир Сергеевич Хурцилава.

– Владимир Сергеевич, какова повестка дня апрельской конференции, какие вопросы будут вынесены на обсуждение?

– В рамках пленарного заседания и отдельных секций будут обсуж­даться практические вопросы внедрения Системы добровольной сертификации (СДС) ИНТЕРГАЗСЕРТ как основы обеспечения качества продукции, работ и услуг в ПАО «Газпром». Кроме того, на повестку вынесена деятельность в рамках Системы оценки и допуска технологий, оборудования, материалов, работ и услуг к применению на объектах ПАО «Газпром».

– Как сегодня выглядит динамика расширения состава Ассоциации строительных организаций газовой отрасли (АСОГО)?

– В настоящее время в состав АСОГО входит 34 организации, в том числе 31 дочернее предприятие ПАО «Газпром».

Расширение состава АСОГО продолжается, сейчас рассматривается вопрос о приеме в Ассоциацию двух новых членов – АО «Чеченгазпром» и АО «Газпром СтройТЭК Салават». Эти организации в настоящее время завершают формирование комплекта соответствующих документов, и вопрос о приеме новых членов Ассоциации будет рассмотрен на годовом общем собрании членов АСОГО.

– Предусматривает ли устав Ассоциации членство в ней зарубежных организаций?

– Если говорить об организациях ближнего зарубежья, то в АСОГО уже вступили ЗАО «Газпром

Армения» и ОАО «Газпром трансгаз Беларусь». Белорусские коллеги сразу приняли активное участие в работе Ассоциации, выступив на конференции по системе «Антиконтрафакт». Помимо этого, поступил ряд заявок на сертификацию в СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ от белорусских подрядных организаций, и к ним выезжали представители наших сертификационных органов.

– Расскажите, пожалуйста, подробнее о системе «Антиконтрафакт».

– В рамках системы «Антиконтрафакт» проверяется соответствие заявленной продукции и работ фактическому их присутствию на стройплощадках. Это достаточно масштабная работа, она включает проверку аутентичности материалов и изделий, логистики их перемещений, квалификации специалистов, качества работ и строительной техники с занесением результатов в единую базу данных.

– Если говорить о базах данных, то как осуществляется цифровизация деятельности АСОГО?

– Ассоциацией ведется работа по формированию специальных баз данных по строительному рынку газовой отрасли. Кроме того, мы планируем разработку единой информационной системы обслуживания бизнес-процессов в СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ. Доступ к системе получат как члены АСОГО, так и сертифицируемые в СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ заявители. Зарегистрировав в данной информационной системе опцию «личный кабинет», пользователи смогут отследить ход рассмотрения своей заявки на сертификацию, получить необходимую информацию.

– На какой стадии сейчас находится формирование структуры Центрального органа сертификации (ЦОС) ИНТЕРГАЗСЕРТ по строительному сегменту?

– Инфраструктура ЦОС на сегодняшний день в Ассоциации полностью сформирована. По всем направлениям выстроены полные цепочки выполнения функционала – начиная с экспертов по признанию компетентности и далее к методическим и учебным центрам, испытательным лабораториям, экспертам по направлению деятельности и органам по сертификации. Система успешно работает, заявки на сертификацию принимаются и рассматриваются. На данный момент выдано 35 сертификатов соответствия по продукции.

– В одной из предыдущих публикаций о деятельности АСОГО в рамках СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ говорилось о том, что заявителю предоставляется выбор между отдельными элементами этой цепочки. Что он может выбрать – учебный центр, лабораторию, что‑то другое?

– Заявитель может выбрать орган по сертификации в соответствии с кодом заявки. А орган по сертификации уже в соответствии с заявкой подбирает соответствующую лабораторию. Их у нас на текущий момент четыре, каждая имеет свой набор сертифицированных направлений в области строительных материалов. Это Центральный научно-исследовательский институт строительных конструкций имени В. А. Кучеренко – один из крупнейших российских строительных институтов; ООО «ВНИИСТРОМ-НВ», ООО НПП «Инициатива», АО ЦНИИС (Научно-исследовательский институт транспортного строительства) – также ведущие профильные организации.

– Инфраструктурные проекты ПАО «Газпром» фактически каждый год включают принципиально новые строительные объекты. Примером может служить проект легкой гравитационной платформы, представленный АСОГО совместно с ООО «Баренц газ» в рамках Международного газового форума в Санкт-Петербурге. Как в связи с этим строит свою работу Ассоциация – ведь требуются новые нормативы, новые сертификационные коды?

– Новые технические решения, реализуемые в инфраструктурных проектах ПАО «Газпром», естественно, требуют разработки актуальных стандартов – по видам работ, по новым материалам. Ассоциация оперативно подключается к каждому из таких проектов, требующих расширения отраслевой нормативной базы. На данный момент нами разработано 59 нормативных документов корпоративного уровня в области строительства и сметного нормирования.

Сейчас в связи с новыми стройками наблюдается заметная активизация и подрядных организаций в области сертификации в СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ.

– Сколько сейчас в составе АСОГО методических центров?

– Методическое сопровождение строительных проектов в составе Ассоциации сейчас осуществляют три центра. Это методические центры ЦОС на базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «ППП Искусственные сооружения». Методическое сопровождение деятельности АСОГО в целом осуществляет центр на базе АО «Газпром промгаз».

– Одно из направлений работы Ассоциации – обучение специалистов. Каковы результаты в данном сегменте на сегодняшний день?

– Нами организована работа по обучению специалистов служб строительного контроля подрядных организаций газовой отрасли в соответствии с утвержденным Председателем Правления ПАО «Газпром» А. Б. Миллером «Планом мероприятий по повышению эффективности системы управления качеством строительства, реконструкции и капитального ремонта ПАО «Газпром». В настоящее время обучение прошли 37 специалистов.

– Ассоциация строительных организаций газовой отрасли – сравнительно молодая и, как мы видим, растущая организация. Существуют ли у нее программы стратегического планирования?

– Под руководством председателя Совета АСОГО, заместителя Председателя Правления ПАО «Газпром» В. А. Маркелова в настоящее время разработаны и проходят согласование в профильных Департаментах ПАО «Газпром» проекты Программ разработки и актуализации нормативных и методических документов ПАО «Газпром» на 2019–2021 гг. и Программ разработки СТО Газпром на 2019­–2021 гг. по актуальным направлениям в области нормирования и оценки соответствия продукции.

– Каковы перспективы выхода СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ на отраслевой (для всех компаний топливно-энергетического комплекса), федеральный и международный уровни, о которых говорилось прошлой осенью?

– Наработанный опыт позволяет АСОГО заниматься разработкой нормативных документов как отраслевого, так и федерального уровня. Мы получаем такие предложения, и это влечет за собой расширение сферы деятельности Ассоциации. Насколько АСОГО вышла на международный уровень, уже видно на примере Армении и Белоруссии.

Полагаю, что цели и принципы, заложенные в основу СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ, позволят в будущем распространить их на весь топливно-энергетический комплекс.

За все время сотрудничества с ПАО «Газпром» команда высококвалифицированных специалистов АО «Межрегионтрубопроводстрой» реализовала целый ряд уникальных проектов, главным образом, в регионах с суровыми климатическими условиями. Компания способна выполнять практически полный объем работ, начиная от изысканий, проектирования и заканчивая пусконаладочными работами. О масштабных проектах текущего года рассказывает генеральный директор предприятия Линар Рафитович Гатауллин.

Л. Р. Гатауллин, генеральный директор АО «Межрегионтрубопроводстрой»

– Линар Рафитович, за то время, которое прошло с предыдущей публикации в журнале «Газовая промышленность», посвященной участию АО «Межрегионтрубопроводстрой» в ряде крупных проектов ПАО «Газпром», в частности строительству морского порта Сабетта, в каких еще проектах удалось поработать компании?

– Если говорить о завершенных проектах, то это, конечно, строительство терминала по регазификации сжиженного природного газа (СПГ) под Калининградом. Это было очень интересное со всех точек зрения строительство.

В качестве конструкции оградительного сооружения терминала была принята конструкция гравитационного типа из металлических оболочек большого диаметра с устройством обсыпки из сортированного камня и тетраподов различной массы для защиты от волновых воздействий. Наружный диаметр оболочек составил 20 м, высота чуть более 21 м. Терминал построен и объект сдан в эксплуатацию, проведена тестовая выгрузка плавучей регазификационной установки «Маршал Василевский».

Сегодня можно с уверенностью утверждать, что технология возведения гидротехнических сооружений из оболочек большого диаметра компанией освоена. Теперь мы готовы масштабировать свой опыт в любой точке земли, где эта технология может быть востребована. Например, в строительстве портов, терминалов, причалов, ледозащитных сооружений, искусственных островов для разработки шельфовых месторождений.

Особенно она актуальна в арктической и субарктической зонах, которые характеризуются трех‑, максимум четырехмесячной навигацией и, соответственно, коротким периодом строительства. В этих условиях мы можем изготовить оболочки заранее, а затем оперативно их установить. Такую возможность дает логистическая база «Левый берег» в Архангельске. На ней прямо у причалов размещен цех по производству металлоизделий. Имеется и опыт развертывания металлогибочного цеха для вальцевания листа и сварки оболочек прямо на месте строительства.

Словом, в нашем арсенале уникальных для России технологий строительства появилась еще одна, и, на мой взгляд, она будет крайне востребована. В нашей стране с такой скоростью возводить сооружения, которые в состоянии выдерживать горизонтальные нагрузки до 200 т на пог. м, нести вертикальную нагрузку до 10 т на м2 непосредственно от линии кордона, мало кто способен, и мне приятно отметить, что АО «Межрегионтрубопроводстрой» (МРТС) можно смело включить в этот список компаний.

Дополнительно хочется сказать о завершении строительства гидротехнических сооружений в рамках проекта «Комплекс по производству, хранению и отгрузке сжиженного природного газа в районе КС «Портовая». Конструкция оградительного сооружения, причала и палов так же, как и в Калининграде, гравитационного типа, но состоит из 22 железобетонных массивов-гигантов. Длина установленных массивов достигает 58 м, ширина – 28 м, а высота – 23 м. Вес массива достигает 17 тыс. т.

Компания МРТС успешно выполнила полный комплекс работ, начиная с выемки слабонесущих грунтов в объеме более 1 млн м3 и устройства каменной постели с виброуплотнением и заканчивая буксировкой и установкой массивов-гигантов с последующей их засыпкой песком.

– В этом году МРТС «возвращается к истокам» – компания снова занимается подводной трубоукладкой?

– Да, действительно, в рамках проекта «Северный поток – 2» в 2019 г. МРТС будет укладывать морские прибрежные участки трубопровода с пересечением береговой линии РФ. Общая длина двух участков составит 30 км. Помимо этого, мы будем производить технологические захлесты трубопровода в надводном положении для соединения прибрежной и глубоководной секций трубопровода.

На данный момент на 80  % выполнено строительство коффердама под обе нитки трубопровода.

Подготовка к этому проекту ведется в МРТС давно и основательно. По требованию заказчика мы проводили тестовую трубоукладку, в рамках которой были построены две километровые нитки подводного трубопровода и произведена имитация захлеста. После принятия заказчиком этих работ (кстати, с нулевым браком сварных швов) трубопровод был поднят обратно на трубоукладочную баржу, демонтирован и вывезен на берег. Таким образом, мы подтвердили свою готовность к укладке подводного трубопровода в рамках проекта «Северный поток – 2» в 2019 г.

– Недавно по онлайн-сообществам флотской тематики прошла новость о демонтаже оборудования на водолазном судне «Кендрик». Фактически это сейчас единственное в России коммерческое многофункциональное судно с глубоководным водолазным комплексом (ГВК). Как вы прокомментируете ситуацию?

– Сразу скажу, что без водолазного судна и без ГВК наш флот не останется. В строю уже несколько месяцев стоит новое многофункциональное судно ледового класса «Эверест». Оно, в отличие от «Кендрика», изначально проектировалось как судно обеспечения для работы в высоких широтах и предназначено для выполнения широкого спектра подводных операций в тяжелых погодных условиях при низких температурах. Ледовый класс 1A SUPER позволяет «Эвересту» преодолевать свободно плавающие льды до 1 м толщиной и даже осуществлять ледокольную проводку судов.

Таким образом, МРТС может как минимум на месяц раньше начинать и на месяц позже завершать подводные строительные и ремонтные работы, подъемные операции, монтаж оборудования под водой, операции с использованием подводных телеуправляемых аппаратов, обеспечивать водолазные работы.

Более длительный период навигации позволяет экономить и время, и средства заказчика. Там, где ранее нужно было мобилизовать несколько судов, «Эверест» справится в одиночку. Те операции, которые требовали, например, трех навигаций, теперь можно завершить за две навигации.

– «Эверест» – не единственное обновление флота МРТС?

– Нет, в этом году МРТС планирует ввести в строй фрезерный земснаряд «Борей», тем самым пополнив состав дноуглубительного флота. Помимо этого, мы продолжаем работать над оснащением флота.

В компании понимают, что шельфовые проекты уходят на все большую глубину, и готовятся к этому. К уже существующим трубозаглубителю, кабелеукладчику, земснарядам мы добавляем оборудование для глубоководья. Под наше техническое задание разрабатываются грейферы, оснащенные подруливающими устройствами и датчиками позиционирования и т. д. Это дооборудование позволяет контролировать положение грейфера под водой и производить точечную выемку или замену грунта на глубинах до 2000 м. Кроме того, рассматривается вариант оснащения грейфера фрезами для разработки тяжелых грунтов.

– Компания снова строит на Обской губе. Расскажите, пожалуйста, о роли МРТС в проекте «Арктик СПГ 2».

– Компания строит терминал СПГ и стабильного газового конденсата «Утренний». В наши задачи входит возведение трех причальных набережных с берегоукреплением и искусственными земляными участками. Это набережные для приемки транспортных судов и швартовки оснований гравитационного типа с предустановленным комплексом по производству СПГ.

– Помогает ли МРТС опыт Сабетты или противоположный берег Обской губы требует новых подходов?

– Берег другой во всех смыслах, он сложен из слабонесущих грунтов, а это значит, что длина свай должна быть больше. К примеру, длина свай на ледозащитных сооружениях будет достигать 60 м, а в диаметре – 2,5 м. Тем не менее опыт Сабетты сильно пригодился – у нас уже отлажена вся логистика строительства. Для снабжения арктических проектов МРТС действует производственно-логистический комплекс «МРТС Терминал», расположенный на базе «Левый берег», о которой я уже упоминал.

Но мы надеемся вернуться и на Сабетту. В перспективе возможно увеличение причалов отгрузки СПГ и газового конденсата, и мы с радостью поможем заказчику их построить.

АО «Межрегионтрубопроводстрой»

117036, РФ, Москва,

ул. Новочеремушкинская, д. 18

Тел.: +7 (499) 754-20-21

E-mail: mrts@mrts.ru

www.mrts.ru

При строительстве горизонтальной скважины мероприятия, направленные на снижение эксплуатационных затрат при добыче углеводородного сырья, должны учитываться уже на стадии проектирования [1].

На нефтяном месторождении Шэнли (КНР) из‑за высокой вязкости нефти широко применяются тепловые методы интенсификации добычи природных углеводородов. Один из факторов, снижающих эффективность функционирования паронагнетательных скважин в условиях пескопроявлений, – преждевременный выход из строя противопесочных фильтров по причине теплового напряжения в горизонтальной секции при нагнетании пара в скважину [2–4]. Для оптимизации распределения термокомпенсаторов проанализированы термонапряжения в композитном фильтре, сопоставлены результаты разных вариантов их размещения по стволу, и на основании полученных данных предложен метод оптимизации количества и расположения на обсадной колонне термокомпенсаторов.

Термокомпенсатор для компенсации удлинения колонны насосно-компрессорных труб, входящий в состав внутрискважинного оборудования для нагнетания пара в нефтяные пласты, выполнен в виде телескопического устройства, содержащего наружную и внутреннюю трубы, сальниковый узел с поджимной резьбовой втулкой. В пазу направляющей втулки, жестко закрепленной внутри наружной трубы, установлена шпонка. На наружной поверхности внутренней трубы есть паз под эту шпонку такой длины, которая позволяет обеспечить заданный ход компенсатора. Это соединение позволяет передавать крутящий момент от наружной трубы к внутренней посредством скользящей шпонки в любой точке по всей длине хода компенсатора [5].

Предлагаемый компенсатор теплового расширения изображен на рис. 1а (общий вид) и рис. 1б – разрез А–А.

Направляющая втулка 5 жестко закреплена внутри наружной трубы 1. Шпонка 6 установлена в пазу направляющей втулки 5 и связывает последнюю с внутренней трубой 2. Паз под шпонку 6 во внутренней трубе 2 имеет такую длину, которая обеспечивает раздвижение компенсатора на заданный ход. Шпоночное соединение обеспечивает передачу крутящего момента между внутренней и наружной трубами. Во избежание раскручивания направляющей втулки 5 резьбовое соединение с наружной трубой 1 законтрено винтами 7.

Для подтяжки уплотнения без извлечения внутренней трубы 2 на наружной трубе 1 необходимо следующее: вывернуть направляющую втулку 5 на несколько витков резьбы, задвинуть внутреннюю трубу 2 в наружную до вхождения выступов m на торце резьбовой втулки в соответствующие пазы наружной трубы 1, вращением внутренней трубы 2 относительно наружной 1 завинчивают резьбовую втулку 4 до устранения течи через сальниковое уплотнение.

Применение данных устройств в горизонтальных скважинах дает положительный результат, но определение их оптимального количества и местоположения по длине горизонтального ствола с учетом действующих термонапряжений требует обоснования.

Как правило, термокомпенсаторы в скважинах устанавливают на равных расстояниях без учета изменения температуры в горизонтальных частях скважины в процессе нагнетания пара и работоспособности композитного фильтра.

В горизонтальных скважинах на месторождении Шэнли (КНР) широко используются композитные фильтры. Композитный фильтр состоит из трех частей: корпуса с отверстиями, фильтровальной сетки из нержавеющей стали и внешнего кожуха со щелями (рис. 2). Корпус с отверстиями представляет собой стальную перфорированную трубу. На поверхности трубы уложены три слоя сетки из нержавеющей стали. Дренажные сетки обеспечивают равномерное распределение жидкости или газа по всей поверхности фильтра. Слой фильтрующей сетки, расположенной между дренажными сетками, имеет мелкую ячейку. Поверхность фильтра покрыта защитным кожухом из перфорированного нержавеющего листа.

Радиальный поток флюида из пласта в скважину уплотняется при прохождении через щели кожуха, распределяется по поверхности многослойной фильтровальной сетки, после чего проходит через отверстия в корпусе.

В процессе нагнетания пара с увеличением температуры композитный фильтр расширяется в объеме в радиальном и осевом направлениях. В горизонтальном стволе осевое термонапряжение композитного фильтра более опасно по сравнению с радиальным и объемным, и его необходимо контролировать, чтобы не допустить деформацию и разрушение фильтра.

Обычно термонапряжение композитного фильтра рассмат­ривается только относительно основного корпуса, без учета термонапряжения внешнего кожуха композитного фильтра и фильтровальной сетки.

Как правило, внешний кожух, фильтровальная сетка и корпус фильтра производятся из разных материалов. Для того чтобы точно рассчитать температурное удлинение фильтра, необходима модель теплового напряжения композитного фильтра с учетом взаимодействия напряжения между внешним кожухом, фильтровальной сеткой и корпусом.

Фильтровальные сетки производятся из нержавеющей стали и имеют свойство сильной деформации, поэтому влияние фильтровальной сетки на общую термическую стабильность композитного фильтра можно игнорировать. Таким образом, при расчете модели теплового напряжения можно учитывать только взаимодействие между внешним кожухом и основным корпусом.

В процессе нагнетания пара при увеличении температуры происходят деформация и терморасширение кожуха и корпуса. Степень деформации зависит от их коэффициента линейного теплового расширения и температуры забоя (1) и (2):

,               (1)

,               (2)

где ε1 – степень деформации корпуса; ε2 – степень деформации кожуха; α1 – коэффициент линейного теплового расширения корпуса; α2 – коэффициент линейного теплового расширения кожуха; ∆T – изменение температуры, °C.

Так как корпус и кожух могут свободно расширяться в радиальном направлении и по окружности, радиальное тепловое и окружное тепловое напряжение равны нулю. Для взаимодействия между корпусом и кожухом рассматривается только осевое тепловое напряжение, вызванное действием точки спайки.

Предполагая, что между корпусом и внешним кожухом не существует ограничений, можно рассчитать их осевое удлинение:

,               (3)

,               (4)

где L – длина фильтра, мм; ∆L1 – свободное удлинение корпуса, мм; ∆L2 – свободное удлинение кожуха, мм.

Если α1 > α2, то ΔL1 > ΔL2. Тем не менее, поскольку корпус и кожух зафиксированы сваркой, они не могут перемещаться относительно друг друга в осевом направлении. В результате этого осевое расширение корпуса меньше, чем свободное удлинение, а осевое расширение внешнего кожуха больше, чем свободное удлинение; то есть корпус фильтра подвергается осевому сжимающему напряжению σ1, а соответствующая деформация следующая: ε'1 = σ1/E1. Укорочение корпуса, вызванное σ1, составляет ε'1⋅L = σ1⋅L/E1. Внешний кожух подвергается осевому растягивающему напряжению σ2. Эффект соответствующей деформации: ε'2 = σ2/E2. Расширение внешнего кожуха, вызванное σ2, составляет: ε'2⋅L = σ2⋅L/E2, поэтому окончательное удлинение корпуса и кожуха следующее:

,              (5)

,              (6)

где E1 – модуль упругости корпуса фильтра; E2 – модуль упругости кожуха фильтра; σ1 – напряжение, действующее на корпус от внешнего кожуха, МПа; σ2 – напряжение, действующее на внешний кожух от корпуса, МПа.

σ1 и σ2 могут иметь положительные и отрицательные значения. Напряжение растяжения имеет положительное, а сжимающее напряжение – отрицательное значение. Фиксация сваркой уравнивает осевое удлинение корпуса и удлинение внешнего кожуха:

.              (7)

В этот момент они находятся в равновесии, а сжимающая сила на корпусе равна растягивающей силе на внешнем кожухе:

,              (8)

где A1 – площадь поперечного сечения корпуса, м2; A2 – площадь поперечного сечения кожуха, м2.

,              (9)

.              (10)

Определяем β как коэффициент удержания между корпусом и внешним кожухом:

,              (11)

                (12)

                (13)

Когда коэффициент удержания β > 0, α1 > α2, σ1 < 0, σ2 > 0, то корпус фильтра несет сжимающее, а внешний кожух – растягивающее напряжение. Когда коэффициент удержания β < 0, α1 < α2, σ1> 0,

σ2 < 0, то корпус фильтра находится под растягивающим, а кожух – под сжимающим напряжением.

Осевое тепловое напряжение на корпусе композитного фильтра выражается так:

                (14)

В случае неравномерного распределения температуры вдоль ствола скважины рассчитываются количество и оптимальное распределение термокомпенсаторов в зависимости от неоднородности температуры и теплового напряжения.

Для расчета оптимального распределения термокомпенсаторов определяют свободное удлинение фильтра:

                (15)

где ∆L – свободное удлинение фильтра, мм.

Для паронагнетательных скважин с длинными горизонтальными участками необходимо учитывать влияние изменений температуры вдоль ствола скважины, т. к. температура горизонтального участка постепенно уменьшается вдоль ствола скважины:

                (16)

где х – горизонтальное смещение от начала композитного фильтра, м; Тmax – температура в начале композитного фильтра, °C; Tmin – температура в конце композитного фильтра, °C.

В случае, когда температура горизонтального участка постепенно линейно уменьшается вдоль ствола скважины, свободное удлинение в любом положении фильтра может быть получено с использованием интегральных расчетов:

                (17)

где ∆L(х) – свободное удлинение фильтра из-за термонапряжения в положении x, мм; α1(х) – коэффициент линейного расширения металла в положении x; ∆T(х) – увеличение температуры в положении x, °C.

Метод проектирования распределения термокомпенсаторов вдоль ствола включает следующее:

– определение температуры в конце и в начале горизонтальной секции в процессе нагнетания пара для построения зависимости изменения температуры вдоль ствола скважины;

– расчет свободного удлинения композитного фильтра под влиянием температуры;

– разделение горизонтальной секции на разные части в соответствии с интегральным уравнением и компенсационной способностью термокомпенсатора, когда ΔL (х) достигает компенсационной способности термокомпенсатора в первый раз и в последующие, где область от 0 до x1 – первая часть горизонтальной секции, от x1 до х2 – вторая и т. д.;

– установка первого термокомпенсатора в среднее положение первой части, второго термокомпенсатора – в среднее положение второй части и т. д.

ПРИМЕР РАСЧЕТА

На Бохайском нефтяном месторождении (КНР) находится горизонтальная скважина с открытым забоем. На горизонтальном участке скважины предусмотрен монтаж композитного фильтра. Длина горизонтального участка скважины составляет 190 м, компенсационная длина композитного фильтра колеблется в пределах 150–300 мм. В процессе нагнетания пара температура горизонтального участка варьирует в пределах 320–250 °С. Наружный диаметр корпуса фильтра составляет 73,03 мм, внутренний диаметр корпуса – 57,39 мм, наружный диаметр фильтровального кожуха – 100,08 мм, внутренний диаметр фильтровального кожуха – 98,20 мм. Материал кожуха – нержавеющая сталь марки AISI 316, корпус фильтра выполнен из стали марки N80 (N80 стальной обсадной трубы – один из важнейших инструментов, используемых в бурении нефтяных скважин, API SPEC 5CT).

где ЕN80 – модуль упругости стали марки N80, αN80 – коэффициент линейного теплового расширения стали марки N80, λ316 – коэффициент линейного теплового расширения стали марки 316.

Расчеты свободного удлинения композитного фильтра и корпуса с повышением температуры показаны на рис. 3. Можно видеть, что существует значительная разница в их свободном удлинении. Максимальная погрешность свободного удлинения фильтра достигает 60 мм. Это доказывает, что при анализе термического напряжения композитного фильтра необходимо учитывать влияние фильтровального кожуха.

В соответствии с указанным методом можно рассчитать количество необходимых термокомпенсаторов и местоположение установки. Результат показан на рис. 4 и в таблице. Из моделирования видно, что установка компенсатора не должна быть равноотстоящей. Для скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 200 м максимальная погрешность равноотстоящей установки достигает 36,51 м по сравнению с неравноотстоящими установками.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

При расчетах термонапряжения композитного фильтра необходимо учитывать различия деформации корпуса и кожуха фильтра.

Равномерное размещение по горизонтальному стволу термокомпенсаторов может привести к деформации кожуха фильтра. Предложенная методика расчета мест установки термокомпенсаторов предполагает сокращение расстояния между ними в области высоких значений температуры и увеличение расстояния в низкотемпературном интервале.

Рис. 1. Принципиальная схема термокомпенсатора: а) общий вид: 1 – наружная труба, 2 – внутренняя труба, 3 – cальниковый узел, 4 – резьбовая втулка, 5 – направляющая втулка, 6 – шпонка; 7 – винт; б) разрез по линии А–А: m – выступы на торце резьбовой втулки, k – пазы на наружной трубе

Fig. 1. Schematic diagram of the thermal compensator: a) general view: 1 – outer tube, 2 – inner tube, 3 – stuffing box, 4 – threaded bushing, 5 – guide bushing, 6 – key; 7 – screw; b) cut along the line A–A: m – protrusions at the end of the threaded bushing, k – grooves on the outer pipe

Рис. 2. Композитный фильтр: 1 – кожух, 2 – сетка, 3 – корпус

Fig. 2. Composite filter: 1 – casing, 2 – mesh, 3 – housing

Рис. 3. Свободное удлинение композитного фильтра и корпуса

Fig. 3. Free elongation of composite filter and housing

Рис. 4. Местоположение компенсатора

Fig. 4. Compensator location

Местоположение компенсатора равноотстоящей и неравноотстоящей установки в горизонтальной скважине протяженностью свыше 200 м

The location of the compensator equidistant and nonequidistant installation in a horizontal well with a length of over 200 m

Газификация регионов является одной из стратегических задач Правительства РФ и ПАО «Газпром». Уровень газификации – важный показатель, характеризующий степень социально-экономического развития: возможность потреблять газ положительно влияет как на развитие бизнеса, так и на жилищные условия населения. Кроме того, увеличение доли газа в энергетическом балансе страны повышает энергетическую эффективность, улучшает экологическую обстановку. Так, энергетической стратегией России [1] на период до 2035 г. определяется необходимость роста доли потребления более высококачественной и экологически чистой по всему циклу производства энергетической продукции.

В то же время реализация программ газификации требует существенных капитальных затрат, которые не всегда окупаются.

В последние годы этой проблеме уделяется достаточно большое внимание. Термин «газификация» предполагает увеличение потребления газа, а не просто строительство инфраструктуры, как это было определено законом ранее. Согласно Федеральному закону «О газоснабжении в Российской Федерации» [2] понятие «газификация» определяется как деятельность по реализации научно-технических и проектных решений, осуществлению строительно-монтажных работ и организационных мер, направленных на использование газа в качестве топливного и энергетического ресурса на объектах жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных объектах.

Таким образом, важно наладить мониторинг показателей газификации, который бы объективно отражал результативность усилий газовых компаний и администраций регионов, а также рациональность принятых инвестиционных решений.

Традиционно оценка уровня газификации производится по доле газифицированных квартир в жилом фонде субъекта РФ. Такой подход не учитывает ряд важнейших особенностей процесса газификации.

Во-первых, не весь жилой фонд целесообразно газифицировать. В каждом случае принятие решения осуществляется с учетом обеспеченности населенных пунктов различными видами топлива, их ценовой доступности для граждан. Во-вторых, увеличение доли газифицированных квартир не всегда ведет к росту потребления газа по причине отказа граждан от подключения (соответственно, инвестиционные ресурсы используются нерационально). Кроме того, основной прирост потребления обеспечивается промышленными потребителями, газификация которых при использовании такого показателя, как доля газифицированных квартир, не оценивается.

Таким образом, становится актуальной задача разработки системы показателей, объективно отражающей уровень и темпы газификации различных категорий потребителей с учетом экономической целесообразности их подключения, а также закрепление указанной системы в нормативно-правовом акте.

ПОКАЗАТЕЛИ ОЦЕНКИ УРОВНЯ ГАЗИФИКАЦИИ

Несмотря на отсутствие нормативно закрепленного способа расчета показателей газификации,

в профессиональном сообществе преимущественно применяется подход к определению уровня газификации, в котором оценивается газификация населения. При этом не учитывается несколько важных аспектов:

– не отражается уровень газификации промышленных, сельскохозяйственных и других объектов;

– динамика показателя зависит не только от темпов реализации программ газификации, но и от внешних факторов (например, изменение целевого количества объектов для газификации вследствие строительства новой жилой недвижимости);

– экономическая целесообразность использования газа в качестве топливно-энергетического ресурса, а также выбора того или иного вида газа (магистральный, сжиженный углеродный газ (СУГ) или сжиженный природный газ (СПГ)) варьируется в зависимости от региона и зависит от совокупности факторов, в первую очередь от обеспеченности альтернативным топливом и его стоимости.

Сегодня прочие показатели газификации (помимо оценки газификации населения) содержатся в различных документах:

– программы развития газоснабжения и газификации субъектов РФ;

– отчеты о реализации программ развития газоснабжения и газификации;

– формы статистического наблюдения, представляемые респондентами (предприятиями и организациями) в адрес субъектов официального статистического учета;

– формы отчетности, представляемые дочерними и зависимыми обществами газовых компаний в рамках корпоративного учета.

Правовой статус программ развития газоснабжения и газификации субъектов РФ определен Постановлением Правительства РФ от 10.09.2016 № 903 [3]. В частности, определены следующие целевые показатели программы газификации: объем (прирост) потребления природного газа в год; протяженность газопроводов, количество газораспределительных станций (с учетом реконструкции) и комплексов производства сжиженного природного газа; количество газифицированных населенных пунктов и квартир природным газом (или сжиженным газом); уровень газификации природным газом; показатели, характеризующие перевод автотехники на газ.

Приказом Министерства энергетики РФ от 6 декабря 2016 г. № 1295 [4] определены следующие плановые и фактические показатели отчетов о реализации программ газоснабжения и газификации с точки зрения газораспределительных организаций: прирост потребления природного газа в год; строительство (реконструкция) газопроводов, газораспределительных станций; газоснабжение природным газом, СУГ или СПГ населенных пунктов и квартир; уровень газификации жилищного фонда природным газом, СУГ или СПГ по отношению к 2005 г.; перевод котельных на природный газ или СПГ; строительство комплексов производства СПГ; перевод на природный газ автотранспортной техники и строительство автомобильных газонаполнительных компрессорных станций.

Помимо оценки уровня газификации населения отчеты позволяют оценить динамику газификации автотранспорта и котельных.

В Федеральном плане статистических работ [5] мониторинг уровня газификации в прямом виде не ведется. Единственный показатель, косвенно отражающий уровень газификации, – «удельный вес общей площади, оборудованной газом» [5].

Из прочих форм статистического наблюдения, представляемых респондентами в адрес субъектов официального статистического учета, показатели, отражающие уровень газификации, формируются только в форме № 1‑газ «Сведения об использовании сетевого (сжиженного) газа» [6]. Показатели, отраженные в форме, в целом схожи с параметрами, которые отслеживаются в рамках программ газоснабжения и газификации. Оценка уровня газификации производится исходя из количества газифицированных населенных пунктов и квартир.

Из форм отчетности, представляемых дочерними и зависимыми обществами газовых компаний в рамках корпоративного учета, наибольшее распространение вследствие географического охвата респондентов имеет форма № 43-год (технический паспорт ГРО), утвержденная Приказом ОАО «Газпром» № 73 от 12.03.2012.

В данной форме собираются показатели числа газифицированных квартир и населенных пунктов различными видами газа, количество газифицированных промышленных объектов (с выделением групп: теплоэлектроэнергетика, котельные, технологическое оборудование, прочие), жилищно-коммунальных объектов (с выделением групп: котельные и прочие), сельскохозяйственных объектов (с выделением групп: котельные и прочие). Отличительная особенность формы № 43‑год – учет количества квартир, подлежащих газификации. Вследствие этого показатель уровня газификации квартир становится более устойчив к изменению общего количества квартир в анализируемом регионе. В целом форма № 43‑год является наиболее точной как с точки зрения количества показателей, отражающих уровень газификации различных категорий потребителей, так и наличия в ней показателя уровня газификации, устойчивого к изменению общего количества квартир в регионе.

ПРОБЛЕМЫ ОБЪЕКТИВНОЙ ОЦЕНКИ УРОВНЯ ГАЗИФИКАЦИИ

На базе показателей, используемых для характеристики уровня газификации и представленных в существующей системе отчетности, темпы газификации можно оценить несколькими способами, а именно за счет оценки динамики:

– количества газифицированных населенных пунктов, домовладений и квартир, энергетических, промышленных, сельскохозяйственных, коммунально-бытовых объектов, транспорта;

– доли газифицированных населенных пунктов, квартир и домовладений, жилой площади в общем количестве населенных пунктов, квартир и домовладений, жилой площади;

– доли газифицированных квартир и домовладений в общем количестве квартир и домовладений, подлежащих газификации.

Ключевая проблема первого способа оценки темпов газификации заключается в отсутствии понимания степени приближения к оптимальному состоянию. Например, в одном регионе газификация одного населенного пункта представляет менее 1  % необходимой работы по развитию газификации, тогда как в другом она может стать последним шагом в решении задачи полной газификации местности, нуждающейся в доступе к газу.

Второй способ оценки решает эту проблему лишь частично, поскольку, несмотря на то, что сравниваются доли газифицированных объектов, оптимальная степень газификации неизвестна. Дополнительная проблема этого подхода состоит в том, что он не позволит исключить влияние внешних факторов, не связанных с непосредственно усилиями по газификации, например изменение общего количества объектов.

Третий способ оценки решает обе проблемы, но он возможен в существующей системе отчетности только для квартир и домовладений. Кроме того, критерий «подлежит газификации» применяется лишь в корпоративной отчетности. Для применения третьего подхода на практике необходимо закрепление на законодательном уровне указанного критерия для всех категорий потребителей (объектов), по которым будет проводиться оценка уровня и темпов газификации.

Таким образом, можно выделить следующие проблемы практического использования существующей системы показателей газификации.

Отсутствие комплексного показателя, характеризующего общий уровень газификации субъекта РФ (с учетом различных категорий потребителей и различных видов газа).

Отсутствие четкого единого критерия «населенный пункт газифицирован» в нормативно-правовых актах. Ключевые отраслевые нормативные акты по вопросу реализации программ газификации [3, 4] не определяют такого критерия.

На практике существует разделение ответственности между ПАО «Газпром» (осуществляет строительство газопроводов между населенными пунктами) и регионами (обеспечивают возведение городских и поселковых сетей). Поэтому с точки зрения оценки результативности Группы «Газпром» можно считать населенный пункт газифицированным, если к нему подведена инфраструктура, даже если ни одно домохозяйство не совершило технологическое подключение, что делает такую газификацию неэффективной.

Отсутствие четкого единого критерия «квартира или домовладение газифицировано» в нормативно-правовых актах. В ключевых отраслевых нормативных актах по вопросу реализации программ газификации такой критерий не определен. Для оценки количества газифицированных квартир в статистике используется подсчет квартир, оборудованных газовой плитой. Газ используется населением для следующих целей: приготовление пищи, нагрев воды, отопление [7], поэтому подсчет количества только газовых плит как характеристики газификации населения является недостаточно точным способом учета. Если рассматривать газификацию как комплекс мероприятий, направленных на использование газа населением, то стимулирование к его использованию для целей нагрева воды и отопления повысит эффективность проводимых мероприятий.

Отсутствие комплексных данных о жилфонде, транспорте, энергетических, промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых объектах, подлежащих и не подлежащих газификации по причинам отсутствия: комплексного сбора статистической информации вне зависимости от присутствия

Группы «Газпром»; данных об общем количестве объектов, нуждающихся в газификации; четкого и единого критерия «подлежит или не подлежит газификации», «объект газифицирован».

Отсутствие системы сбора данных о количестве газифицированных, негазифицированных и подлежащих газификации объектов делает любые показатели

неустойчивыми. В результате становится очевидной такая проблема расчета уровня газификации, как существенное отличие оценок при использовании разных источников данных. Например, значительные расхождения наблюдаются при сопоставлении форм 43-год и 1-жилфонд (см. рис.).

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ

Для совершенствования системы показателей, используемых для характеристики уровня газификации, в целях повышения объективности оценки уровня и темпов газификации авторами предлагаются следующие нововведения.

Использование комплексного показателя, характеризующего общий уровень газификации субъекта РФ, с учетом различных категорий потребителей и различных видов газа.

Использование в качестве показателя газификации долей газифицированных объектов в общем количестве объектов, подлежащих газификации, а не просто в общем количестве объектов.

Определение четких критериев, при соблюдении которых: считается газифицированным населенный пункт, квартира и иные объекты; считаются подлежащими газификации населенный пункт, квартира и иные объекты.

Комплексный показатель газификации может быть рассчитан как среднее арифметическое показателей газификации всеми видами газа по каждому типу нижеперечисленных объектов: квартиры и домовладения; тепловые электрические станции (включая станции промышленных предприятий); котельные (включая котельные промышленных предприятий); промышленные объекты (за исключением тепловых электростанций и котельных промышленных предприятий); коммунально-бытовые и жилищно-коммунальные объекты (за исключением тепловых электрических станций и котельных); сельскохозяйственные объекты (за исключением тепловых электрических станций и котельных).

Целесообразно, чтобы соблюдение критерия «объект газифицирован» проверялось газораспределительными (газоснабжающими) организациями при заполнении соответствующей отчетности. Предлагаются следующие критерии для соответствующего объекта газопотребления.

Населенный пункт считается газифицированным, если он включен в генеральную схему газоснабжения (при ее наличии), в населенном пункте построена и введена в эксплуатацию газораспределительная инфраструктура или в населенный пункт доставляются в рамках реализации полномочий органов местного самоуправления по топливообеспечению населения баллоны со сжиженным газом.

Квартира (домовладение) считается газифицированной, если в ней подключено любое стационарное газопотребляющее оборудование (напольная плита, бойлер и др.).

Иные объекты считаются газифицированными, если они подключены к сети газоснабжения или используют несетевой газ.

Целесообразно, чтобы соблюдение критерия «объект подлежит газификации» в отношении населенного пункта, квартиры (домовладения) проверялось газораспределительными (газоснабжающими) организациями при заполнении соответствующей отчетности. Предлагаются следующие критерии.

Населенный пункт считается подлежащим газификации, если он включен как подлежащий газификации в генеральную схему газоснабжения и (или) в региональную (межрегиональную) программу газификации.

Квартира считается подлежащей газификации, если выполняются два условия: объект не находится в ветхом или аварийном состоянии, объект не оснащен газопотребляющим оборудованием.

Предполагается, что соблюдение критерия «объект подлежит газификации» в отношении промышленных, энергетических, сельскохозяйственных, жилищно-коммунальных и коммунальнобытовых объектов проверяет организация – собственник потенциальных объектов газопотребления при заполнении специальной опросной формы. Целесообразность перевода оборудования на газ при этом определяется с помощью следующего соотношения:

A + B + C < D,                                   (1)

где A – CAPEX, капитальные затраты на перевод оборудования на газ, приведенные на потенциальный объем потребления топлива в течение целевого срока окупаемости инвестиционного проекта по газификации оборудования, руб/т.у.т; B – ∆OPEX, увеличение или уменьшение операционных расходов при переводе оборудования на газ, приведенное на потенциальный объем потребления топлива в течение целевого срока окупаемости инвестиционного проекта по газификации оборудования, руб/т.у.т; C – цена газа – цена на газ для объекта, пересчитанная с учетом калорийности газа по сравнению с условным топливом, руб/т.у.т; D – цена используемого топлива – цена на применяемое топливо для объекта, пересчитанная с учетом калорийности используемого топлива по сравнению с условным, руб/т.у.т.

Если суммарные издержки перевода оборудования на газ (левая часть неравенства) ниже издержек использования существующего топлива, то использование газа экономически целесообразно.

Внедрение изложенных предложений потребует совершенствования статистического инструментария. В рамках такого совершенствования необходимо обеспечить возможность комплексного сбора статистической информации по следующим показателям, отсутствующим на сегодняшний день: общее количество населенных пунктов, квартир и иных объектов, подлежащих газификации; общее количество газифицированных объектов, кроме населенных пунктов и квартир или домовладений.

ВЫВОДЫ

В связи с изменяющейся трактовкой понятия и целей газификации регионов должны претерпеть изменения и подходы к оценке уровня и темпов газификации.

Система показателей оценки должна охватывать показатели газификации не только населения, но и иных газопотребляющих объектов. Должен учитываться потенциал роста потребления газа и экономическая целесообразность использования различных видов топлива.

В рамках настоящей работы авторами предложен ряд решений, позволяющих учесть данные требования к системе оценки уровня и темпов газификации. С практической точки зрения реализация этих предложений позволит, с одной стороны, усилить взаимосвязь между задачами регионов и целями ПАО «Газпром», с другой – точнее оценивать уровень газификации именно с точки зрения интенсификации использования газа в качестве топлива.

Расхождение показателя уровня газификации населения в формах 43-год и 1-жилфонд в 2016 г.

Disarrangement in the indicator of the population gasification level in the 43-god and 1-zhilfond forms in 2016

В Томской обл. с 2005 г. наметилась устойчивая тенденция падения уровня добычи нефти. Новых крупных по величине запасов месторождений нефти, способных приостановить это падение, в регионе нет. Ввод в разработку новых мелких месторождений не решил задачу по стабилизации добычи нефти на уровне 10 млн т/год. Считающаяся нефтегазоносной западная часть Томской обл., где открыто более 130 месторождений, детально изучена сейсмически и методом бурения. Восточная часть (правобережье р. Оби) Томской обл. изучена слабо, но большинством авторитетных ученых и специалистов считается бесперспективной для поисков нефти и газа [1]. В ООО «Газпромнефть-Восток» пытаются найти перспективные ресурсы для соз­данной нефтяной инфраструктуры в регионе и с 2012 г. рассматривают перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений. В результате активных действий ООО «Газпромнефть-Восток» в России созданы Федеральные программы, условно названные: «Бажен», «Доманик», «Палеозой», «Трудноизвлекаемые запасы». Эти программы за счет разных льгот поддерживают государство и регионы. В Томской обл. в основном реализуется программа «Палеозой». Объектом для ее решения принят район Нюрольской впадины, где у ООО «Газпромнефть-Восток» имеются свои лицензионные участки. Апологеты этой программы надеются, что привлеченные ими специалисты и ученые выработают критерии, возможно, и технологию поиска палеозойских месторождений. Критерии поиска нефтяных мес­торождений за более чем столетнюю историю нефтяной геологии выработаны, и они универсальны для отложений любого возраста.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Технология квантово-оптической фильтрации космических снимков позволяет выявлять границы месторождений нефти и газа в любой точке мира, независимо от возраста, литологии пород и типа ловушки. Технология создана специалистами АО «ТОМКО» и внедрена в практику поисковых работ [2–4]. Кроме того, использовался большой комплекс традиционных методов (электроразведка, радиогеохимия, высокоточная магнитная съемка, сейсмика, бурение, промысловая геофизика).

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Для решения проблемы стабилизации уровня добычи нефти правильнее было бы поставить перед программой «Палеозой» задачу поиска крупных по величине запасов месторождений нефти. Для этого Нюрольская впадина – малоперспективный, во всяком случае, нерентабельный объект для поисков палеозойской нефти. Это подтверждается результатами геологоразведочных работ первой половины 1980‑х гг., когда для решения аналогичных задач была создана специализированная контора по бурению в целях поиска палеозойской нефти в Нюрольской впадине. Научное сопровождение этой программы осуществляли академики Сибирского отделения Академии наук СССР и Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья А. А. Трофимук, В. С. Сурков. В Нюрольской впадине открыта серия палеозойских залежей на Урманской, Северо-Калиновой, Арчинской, Северо-Останинской и других структурах, но, несмотря на такие мощные силы, они не решили поставленную задачу по открытию крупных по запасам залежей нефти в палеозое в Нюрольской впадине. Кроме того, эти работы привели геологов к выявлению ловушек, связанных с зоной контакта палеозойских и мезозойских отложений, что поставило под сомнение наличие собственно палеозойской нефти. Большая часть исследователей до сих пор считает, что в этих ловушках нефть генерирована отложениями тогурской пачки, достаточно хорошо развитой в Нюрольской впадине [5]. По мнению В. А. Конторовича, по геохимическим данным выделено три типа нефти, тесно связанных с битумойдами, обнаруженными в собственно палеозойских породах. В. А. Конторович также считает, что если даже допустить, что есть большая палеозойская нефть, как утверждал академик А. А. Трофимук, то мы не знаем, как ее искать, т. к. сейсмика в палеозое не работает. Это формально логичное и убедительное утверждение по отношению к западной части Томской обл., но не конечная истина для региона в целом. Многочисленные примеры наличия собственных нефти и газа в палеозойских отложениях Западной Сибири приведены в работе [6] и не вызывают сомнения. Нюрольская впадина малоперспективна для решения поставленных задач еще и в связи с тем, что кровля палеозойских отложений вскрывается на глубинах 2800–3000 м. Вскрыть палеозойские отложения на толщину в 1000, тем более в 2000 м – сложная в техническом и финансовом отношении задача. Возникает вопрос: есть ли смысл искать большую палеозойскую нефть в Томской обл.? Ответ положительный. Но для этого надо поменять парадигму поиска палеозойских месторождений. Во-первых, необходимо начинать поиски большой палеозойской нефти с использования технологии квантово-оптической фильтрации космических снимков [2–4]. Эта технология позволяет выявлять границы прогнозируемых месторождений в любой точке мира. Во-вторых, поиски палеозойской нефти в Томской обл. надо начинать на территориях, где палеозойские отложения перекрыты осадочным мезозойским чехлом толщиной 500, максимум 1000 м. Это позволит вскрыть максимальную толщину палеозойских отложений. В-третьих, в Томской обл. необходимо развернуть широким фронтом поисковые работы на палеозойскую нефть в районах, где сейсмика выделяет сейсмические границы в палеозое. Районов, соответствующих этим требованиям, в регионе два. Первый район – зона сочленения Колывань-Томской складчатой зоны с Западно-Сибирской плитой (рис. 1). Основания для постановки поисковых работ на палеозойскую нефть в этой зоне следующие: нефтепроявления в пределах Колывань-Томской складчатой зоны в районе поселка Ойш, наличие сланцев каменноугольного возраста в районе лагерного сада г. Томска, которые академик М. А. Усов называл «керосиновыми» из‑за сильного запаха керосина, и ряд других проявлений [7]. В магистерской диссертации А. М. Назаровой [8], выполненной под руководством доцента НИ ТПУ М. И. Шаминовой и посвященной перспективам нефтегазоносности палеозоя Колывань-Томской складчатой зоны, приведены убедительные доказательства наличия этих перспектив. Рифогенная природа девонских карбонатных отложений в районе карьеров Камень, Подломск, Лебедянский (в непосредственной близости от г. Томска) обоснована палеонтологическими исследованиями. В известняках обнаружена богатая фауна кораллов-табулят, кораллов-ругоз, мшанок, строматопоратов, а также брахиоподов, трилобитов и криноидей, характерная для теплых морских мелководных бассейнов (рис. 2). Девонские отложения в пределах Колывань-Томской складчатой зоны формировались в палеогеографических условиях, благоприятных для нефтеобразования. Карбонатные породы вышеуказанных карьеров отличаются значительной изменчивостью пус­тотного пространства, развитием пор, каверн, микростилолитовых швов и тектонических трещин.

Зачастую в порах, на стенках каверн, в микростилолитовых швах и тектонических трещинах отмечаются примазки бурого и черного битуминозного вещества (рис. 3).

На территории Западно-Сибирской плиты, примыкающей к Колывань-Томской складчатой зоне, выявлены естественные выходы газа и конденсата, свидетельствующие о наличии залежей в районе слияния рек Томи и Оби (рис. 4).

Естественные выходы газа и конденсата на бесперспективных землях дали основание изучить зону сочленения двух структур с помощью технологии квантово-оптической фильтрации космических снимков (КОФиКС). Обработка космических снимков этой территории позволила выделить границы серии прогнозируемых месторождений. Большинство из них находится на землях, где мезозойский и кайнозойский чехол, перекрывающий палеозойские образования, не превышает 500–1000 м. Это позволяет надеяться на открытие именно палеозойских залежей нефти или газа (рис. 5). Особое внимание привлекает прогнозируемое месторождение в районе г. Асино, расположенное в основном в Зырянском р-не. Оно имеет площадь более 300 км², что позволяет рассчитывать на крупные палеозойские запасы.

На одном из прогнозируемых месторождений, выявленных технологией КОФиКС до проведения сейсмических работ, пробурена поисковая скважина глубиной 1528 м, которая вскрыла палеозой на глубине 1360 м. В керне, поднятом из палеозойских отложений, зафиксирована нефть, сочившаяся по трещинам, и выход по ним газа. Суммарные газопоказания в палеозойских отложениях в интервале 1360–1400 м достигали 7  %. При испытании палеозойских отложений без интенсификации притока получены первые литры подвижной нефти и слабое выделение газа. Данные бурения и сейсмики в зоне слияния рек Томи и Оби позволили выделить палеозойские залежи «шнуркового» типа, перспективные для формирования палеозойских залежей нефти и газа. Это стало возможным за счет того, что на ряде сейсмических профилей ниже сейсмического горизонта Ф₂ (кровля палеозоя) появились сейсмические отражения, указывающие на слоистое строение отложений палеозоя, которые заполняли палеозойские врезы рек Томи и Оби. Поиск этих залежей может осуществляться с помощью коротких сейсмических профилей МОГТ 2Д в кресте многочисленных русел рек, зонах сочленения двух региональных тектонических структур.

Второй, наиболее важный, объект Томской обл. для открытия крупных по величине запасов нефти и газа в палеозойских отложениях – территория Тегульдетской впадины. В ее пределах технологией КОФиКС выявлены десятки прогнозируемых месторождений (рис. 6).

Юго-западные границы одних залежей находятся в непосредственной близости от места заложения опорной Чулымской параметрической скважины, пробуренной во второй половине 1950‑х гг. При испытании двух юрских пластов в этой скважине отмечались переливы пластовой воды и стабильные притоки метанового газа. Эти два факта указывают на высокие перспективы нефтегазоносности юрских отложений Тегульдетской впадины, которая, по мнению большинства специалистов, бесперс­пективна. Палеозойские отложения Тегульдетской впадины по своему геологическому строению принципиально отличаются от палеозойских отложений основной части Томской обл. Они генетически связаны с палеозойскими отложениями Южно-Минусинской и Северо-Минусинской впадин (рис. 7), в пределах которых нефтегазоносность среднего девона доказана многочисленными буровыми работами [6, 9], наличием естественных нефтепроявлений [10] и широким развитием пластов с антраксолитами.

Главное отличие палеозойских отложений впадины от палеозоя основной части Томской обл. – наличие отражающих сейсмических границ внутри самого палеозоя (рис. 8). В силу ряда объективных и субъективных причин территория Тегульдетской впадины современными сейсмическими методами практически не исследована. В последние десятилетия по инициативе ряда специалистов [11] удалось убедить руководителей Министерства природных ресурсов РФ провести 4 сейсмических профиля МОГТ 2Д. Материалы этих сейсмических работ свидетельствуют о высоких перспективах исследований палеозоя Тегульдетской впадины. Для этого необходимо проведение во впадине широкомасштабных площадных работ МОГТ 2Д, что позволит выявить крупные положительные структуры в палеозое. Надо отметить, что структурные планы палеозойских и мезозойских структур в Тегульдетской впадине, в отличие от основной части Томской обл., не согласуются. Это свидетельствует о том, что на юго-востоке Томской обл. и частично на юго-западе Красноярского края имеет место принципиально новый палеозойский объект для поисков нефти и газа в районах с развитой инфраструктурой.

ВЫВОДЫ

Развертывание поисковых геологоразведочных работ, направленных на поиски крупных запасов нефти и газа в пределах зоны сочленения Колывань-Томской складчатой зоны и Западно-Сибирской плиты и в Тегульдетской впадине, позволит всем нефтегазодобывающим предприятиям Томской обл. сохранить свой промышленный потенциал в регионе.

Рис. 1. Фрагмент геологической карты СССР. Зона сочленения Колывань-Томской складчатой зоны с Западно-Сибирской плитой – перспективный объект для поисков палеозойской нефти

Fig. 1. Fragment of the Geological Map of the USSR. The joint zone of the Kolyvan-Tomsk folded zone with the West Siberian plate is a promising object for the search for Paleozoic oil

Рис. 2. Органогенные остатки района карьеров Камень, Подломск, Лебедянский, Колывань-Томской складчатой зоны [8]: а) Pseudomicroplasma fongi Yoh; б) Heliophyllum aiense Soshkina; в) Thamnophyllum trigemme Quenstedt; г) Pachyfavosites polymorphus Goldfuss; д) Thamnopora proba acrospina Dubatolov; е) Acrospirifer cheehiel Koninck

Fig. 2. Organogenic micronites of the Kamen, Podlomsk, Lebedyansky quarry areas, Kolyvan-Tomsk folded area [8]: a) Pseudomicroplasma fongi Yoh; b) Heliophyllum aiense Soshkina; c) Thamnophyllum trigemme Quenstedt; d) Pachyfavosites polymorphus Goldfuss; e) Thamnopora proba acrospina Dubatolov; f) Acrospirifer cheehiel Koninck

Рис. 3. Трещины, заполненные битуминозным веществом, отмеченные в девонских породах карьеров Камень, Подломск, Лебедянский, Колывань-Томской складчатой зоны [8]: а) микростилолитовый шов с битуминозным наполнителем; б) извилистые трещины с битуминозным веществом; в) тектоническая трещина, заполненная кальцитом

Fig. 3. Cracks filled with bituminous substance, found in the Devonian rocks of Kamen, Podlomsk, Lebedyansky quarry areas, Kolyvan-Tomsk folded area [8]: a) microstilolite seam with bituminous filler; b) winding cracks with bituminous substance; c) tectonic crack filled with calcite

Рис. 4. Естественные выходы газоконденсата в зоне слияния рек Томи и Оби демонстрируют формирование и разрушение залежей нефти и газа за счет флюидно-динамического потока углеводородов: а) серия единичных источников газопроявления; б) следы выхода газа на песчаных отмелях, протоки в зоне газопроявления; в) постоянно действующий источник с матами микроорганизмов; г) первоначальное формирование антиклинальной ловушки газовой залежи за счет флюидодинамического потока и постепенно замерзающей воды мелководий протоки; д) разрушение ледяной газовой ловушки в результате воздействия энергии флюидодинамического и теплового потоков

Fig. 4. Natural gas condensate outlets in the confluence zone of the Tom and Ob rivers demonstrate the formation and destruction of oil and gas deposits due to the fluid-dynamic flow of hydrocarbons: a) a series of single sources of gas shows; b) traces of gas outflow on sandbanks channels in the gas outflow zone; c) a permanent source with mats of microorganisms; d) initial formation of the anticlinal trap of the gas reservoir due to the fluid-dynamic flow and gradually freezing water of the shallow water channel; e) destruction of the ice gas trap as a result of exposure to the energy of fluid dynamic and heat flow

Рис. 5. Границы прогнозируемых месторождений, выявленных технологией КОФиКС, в зоне сочленения Колывань-Томской складчатой зоны с Западно-Сибирской плитой (результат КОФиКС В.В. Ростовцева)

Fig. 5. The boundaries of the predicted fields identified by the technology of quantum-optical filtering of space images in the junction zone of the Kolyvan-Tomsk folded zone with the West Siberian plate (result of quantum-optical filtering space images performed by V.V. Rostovtsev)

Рис. 6. Границы прогнозируемых месторождений нефти и газа в пределах Тегульдетской впадины, выявленные технологией КОФиКС (результат КОФиКС В.В. Ростовцева)

Fig. 6. The boundaries of the predicted oil and gas fields within the Teguldetskaya depression identified by the technology of quantum-optical filtering of space images (result of quantum-optical filtering space images performed by V.V. Rostovtsev)

Рис. 7. Фрагмент тектонической карты фундамента Западно-Сибирской платформы и ее обрамления [12]. Отчетливо прослеживается генетическая связь палеозоя Тегульдетской впадины с палеозоем Минусинских впадин

Fig. 7. Fragment of the tectonic map of the basement of the West Siberian platform and its framing [12]. The genetic connection of the Paleozoic of the Teguldetskaya depression to the Paleozoic of the Minusinsk depressions is clearly seen

Рис. 8. Глубинный сейсмический разрез по профилю 118080050. Видны отражающие сейсмические границы внутри палеозойских отложений [13]

Fig. 8. Deep seismic section along profile 118080050. Reflecting seismic boundaries within Paleozoic deposits are visible [13]

Каспийское море (озеро) находится на границе между Европой и Азией. Оно располагается на 28 м ниже уровня Мирового океана, его протяженность с севера на юг составляет ~ 1200 км, ширина – 320 км, общая площадь ~ 380  000 км2. Наиболее глубокий участок моря (больше 1 км) располагается в центральной и южной части. В Каспийском море обитают около 140 видов рыб: кефаль, сазан, карп, судак, лосось, сом, кутум, а также большое число осетровых видов (~ 80  %). Однако основные богатства Каспийского моря и его шельфа – огромные нефтегазоносные ресурсы, добыча которых служит важной составляющей экономического развития России, Азербайджана, Ирана, Туркменистана и Казахстана.

История открытия нефтяных месторождений у Каспийского моря относится к середине XIX в., а первые производственно-технические работы буровых платформ на сваях проведены в начале XX в. на территории г. Баку, в частности – на Апшеронском п-ове.

В 1960 г. была осуществлена первая добыча нефти и газа под водой [1, 2].

К шельфам Каспийского моря в российском секторе относят семь месторождений (пять из которых нефтегазоконденсатных): имени Ю. Корчагина, имени В. Филановского, имени Ю. Кувыкина, 170 км, Хвалынское, Ракушечное, Центральное (в районе г. Избербаш). Ежегодная добыча нефти в Каспийском море составляет ~ 240 млн м³. Прогнозируется, что к 2021–2024 гг. добыча нефти в Каспийском море будет составлять 200 млн т/год, а газа – 270 млрд м³/год.

При освоении нефтегазоконденсатных месторождений не всегда все проходит гладко. Существует ряд опасных факторов, в частности, установка специального оборудования в чрезвычайно критических природных условиях (шторм, ливень, приливы, отливы и т. д.). Тем не менее экономическое развитие в мире стоит за добычей нефти и газа именно на шельфовых мес­торождениях, т. к. около половины нефтяных ресурсов находится на дне моря.

ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАСПИЙСКОГО МОРЯ

Месторождение имени Ю. Корчагина открыто в 2000 г., однако первую нефть с него получили лишь спустя 10 лет. Глубина его расположения составляет около 13 м.

Небольшие глубины характерны для каспийских месторождений, что вызывает ряд проблем при их освоении. Например, при обнаружении месторождения имени Ю. Корчагина исследователям пришлось пробуривать горизонтальные скважины почти до 8 км.

Среди основных особенностей освоения шельфовых месторождений Каспийского моря выделяют следующие:

– Каспийское море – это исторически заповедная зона, которая служит местом обитания ценных видов рыб, имеющих промысловое значение [3];

– высокие ледовые (торосы), ветровые, волновые нагрузки;

– сложные климатические условия, в том числе периодические, резкие колебания уровня моря более 2,5 м;

– слаборазвитая инфраструктура и возможность перевозить судами необходимые материалы и оборудование по Волго-Каспийскому каналу;

– требования по соблюдению «нулевого сброса» в окружающую среду;

– проектирование и строительство стационарных платформ и сооружений как под водой, так и над водой, бурение наклонно-направленных скважин с одного места (куста) длиной до 7000 м;

– разработка рациональных (прогрессивных) проектов строительства морских ледостойких стационарных платформ (МЛСП) с максимальным числом многоствольных скважин.

Стратегические интересы нефтегазовых компаний по разработке месторождений нефти и газа в заповедной зоне на дне Каспийского моря заставляют искать новые подходы и инновационные технические решения.

Так, для добычи нефти в районе Апшеронского п-ова (месторождение «Нефтяные камни», свыше 200 морских платформ) используются дешевые в изготовлении платформы сквозного типа, но такой вариант неприемлем на севере Каспийского моря, поскольку северная часть моря имеет небольшую глубину и зимой замерзает. В этом случае изготовленные морские платформы должны иметь возможность противостоять ледовым нагрузкам. В то же время небольшие глубины затрудняют подход к платформам судов, танкеров и строительство подводных нефте- и газопроводов.

О серьезности проблем ледовых нагрузок на морскую платформу можно судить по тем мероприятиям, которые пришлось проводить на гигантском нефтяном месторождении Кашаган и которые увеличили стоимость проекта в несколько раз [4].

Кашаган – наиболее крупное месторождение в Каспийском море, оно находится в 80 км от Атырау (Казахстан), его нефтяные ресурсы составляют ~ 4,65 млрд т. Открытие месторождения относится к 2000 г., а первая добыча нефти – к 2002 г. Во избежание нагрузок и для обеспечения надежности вокруг морской платформы соз­даны искусственные насыпные островки из песка и гравия.

Хотя в мире имеется огромный опыт освоения нефтегазовых мес­торождений на шельфе, универсального подхода к обоснованному выбору освоения шельфовых месторождений на Каспийском море не существует. В российском секторе Каспийского моря используют наиболее устойчивые морские платформы гравитационного типа.

Основание гравитационного типа представляет собой опорные блоки кессонного типа, опирающиеся на дно моря и прикрепленные к нему сваями. На опорных блоках размещено верхнее строение. Запас надежности и прочности опорных блоков многократно превосходит максимально возможные нагрузки на море. В опорных блоках гравитационных платформ на Каспийском море предусмотрены резервуары для хранения дизельного топлива, склады для расходных материалов, насосные станции, различные трубопроводы теплоносителя, хладагента, технической воды и т. д. Опорные блоки перегоняются к месту монтажа платформы парно в виде крупных блоков-модулей, соединенных между собой монтажной фермой (временно для перегона до места монтажа) [7].

Предварительно место установки гравитационной платформы на дне моря подготавливается и в проекте, на нем не допускается наличие уклонов, впадин и выступов.

Дно моря воспринимает вес МЛСП с технологическим оборудованием для бурения, добычи, подготовки нефти и газа, а также все нагрузки, возникающие от работы бурового и технологического оборудования.

Глубина моря, условия эксплуатации определяют конструкцию стационарного основания, при этом самым дешевым видом стационарного основания считается свайное [8].

При освоении шельфовых месторождений в российском секторе разработаны методики выбора оптимальных вариантов обустройства месторождений нефти и газа, схемы монтажа платформ с опорными кессонными блоками на нефтегазоносных месторождениях. Опыт эксплуатации показывает, что проектирование строительства гравитационных платформ для освоения месторождений на шельфе, в заповедной зоне, без соответствующей программы по укреплению грунтов на дне моря на месте монтажа опорных блоков недопустимо. Расчетными оценками установлены условия надежной устойчивости опорных блоков кессонного типа, закрепляемых ко дну моря сваями, при различных уровнях моря, в том числе и мелководья [5–6].

По результатам районирования шельфа Каспийского моря установлена очередность освоения и перечень мероприятий, технических средств и сооружений для последующего освоения месторож­дений нефти и газа.

Определены глубины траншей на мелководье шельфа Каспийского моря при укладке подводных трубопроводов для защиты от воздействия ледовых образований [7]. При проектировании трубопровода в местах, где образуется лед, важно учитывать влияние льда на трубопровод или возможные трудности при монтировании трубопроводов во время образования льда. Для оценки возникшей обстановки с ледовыми нагрузками необходимо исследовать физические свойства льда: срок образования льда, его толщину, плотность и т. д.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разработанные месторождения на шельфе Каспийского моря имеют большое значение для экономики России и будут интенсивно развиваться. В настоящий момент действуют нефтегазоконденсатные месторождения имени Ю. Корчагина и имени В. Филановского, обладающие достаточно большими запасами нефти. Нами проведен краткий анализ основных особенностей добычи нефти и газа на шельфе Каспийского моря. В настоящем обзоре выделены приемы для решения вопросов, связанных с образованием льда у платформы имени В. Филановского. Кроме того, рассмотрено необходимое оборудование для освоения шельфовых месторождений Каспийского моря.

АО «Казанское моторостроительное производственное объединение», на протяжении многих десятилетий работающее на отечественном рынке, – крупное предприятие, которое осуществляет производство газотурбинных двигателей, а также газоперекачивающих агрегатов на их основе. Учитывая современные тенденции развития рынка, компания реализует направление по подготовке инжиниринговых решений с поставкой энергетических установок, попутно совершенствуя разработанные ранее виды выпускаемых установок. 

Газотурбинные установки производства АО «Казанское моторостроительное производственное объединение» (КМПО) – это совокупное решение проблем теплового и электрического энергоснабжения. Установки могут быть использованы для автономного энергоснабжения малых городов, микрорайонов, промышленных предприятий, эксплуатироваться в различных климатических поясах России. Энергоустановки поставляются в виде блоков полной заводской готовности, что дает возможность в кратчайшие сроки произвести монтаж оборудования. Кроме того, такой вид поставки обеспечивает небольшой объем наладочных работ, удобное обслуживание и ремонт.

Силовыми агрегатами для газотурбинных энергетических установок (ГТЭУ) служат газотурбинные двигатели производства КМПО: НК-16-18СТ или двигатель нового поколения НК-38СТ. Применение НК-38СТ в составе ГТЭУ за счет высокого КПД (38  % в условиях ISO) позволяет получить существенное снижение затрат на выработку электроэнергии и тепла.

Проектирование ГТЭУ выполнено в соответствии с требованиями законодательства РФ в области промышленной и экологической безопасности. Газотурбинная установка имеет высокий потенциал утилизации тепла выхлопных газов при когенерационном цикле, позволяющий вырабатывать до 28 гкал/ч тепловой мощности. При этом возможно оснащение установки как водогрейным, так и паровым котлом.

Вариант поставки в компоновке легкосборного здания дает возможность организовать сервисное обслуживание, в том числе с быстрой заменой газотурбинного привода ГТУ или агрегатов, а также позволяет производить профилактический осмотр, текущий и капитальный ремонты в комфортных условиях отапливаемого помещения, что особенно актуально для объектов, находящихся в условиях вечной мерзлоты и Крайнего Севера. Относительная компактность установок позволяет размещать их в условиях стесненного генерального плана.

Стоит отметить, что использование собственных когенерационных энергоустановок позволяет добиться высокой экономической эффективности за счет низкой себестоимости получаемой электроэнергии и тепла при низких капитальных вложениях и коротких сроках окупаемости строительства.

В целях оптимизации собственных затрат КМПО в настоящий момент активно ведет работы по строительству ГТЭУ-18 собственной разработки на казанской площадке предприятия.

АО «Казанское моторостроительное производственное объединение» приглашает посетить стенд объединения (номер стенда A 2103, павильон 3, зал 13) на 16‑й Международной выставке MIOGE 2019 в Москве, где будут представлены новейшие газотурбинные решения для транспортировки газа и энергогенерации.

АО «Казанское моторостроительное производственное объединение»

420036, РФ, г. Казань,

ул. Дементьева, д. 1

Тел.: +7 (843) 570‑81‑04

E-mail: kmpo@oao.kmpo.ru

www.kmpo.ru

ГТЭУ–18 «Волга»

Президиум Российской академии наук одобрил итоги 20‑летней работы 28 академических институтов по программе «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности».

Отмечено, что за эти годы сформирован современный научный подход, обеспечивший создание прорывных инновационных технологий по всей технологической цепочке нефтегазового бизнеса (поиск, разведка, разработка, транспорт, переработка), в значительной мере решающий проблемы энергоэффективности, ресурсосбережения, импортозамещения, цифровой модернизации и трансформации нефтегазового комплекса (НГК) в современное высокорентабельное производство. Развитие нефтегазовых технологий невозможно без стратегического научно обоснованного подхода с использованием фундаментальных заделов академической науки для развития прикладных направлений и их эффективного применения в промышленности.

ЦИФРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В БИЗНЕС-ПРОЦЕССАХ

Особенность современного этапа научно-технического прогресса состоит в том, что инновации в области обработки данных часто возникают вне контекста конкретного производства и являются результатом лавинообразно развивающихся информационных технологий и телекоммуникаций. Бизнес, движущей силой которого выступают данные, становится общей практикой, а управление данными становится основой цифровой трансформации всей экономики. Цифровые технологии придают невиданное ранее ускорение бизнес-процессам. Новый автомобиль можно спроектировать за 6 недель и обеспечить производство менее чем за год за счет использования технологии циф­ровых двойников и виртуальных испытательных площадок. Такое ускорение не может не повлиять в том числе на структуру самого бизнеса. Управление бизнесом в контексте цифровизации сводится к управлению цифровым активом, т. е. данными, отображающими суть совокупности бизнес-процессов. Кроме того, отдельные машины, механизмы, устройства начинают взаимодействие уже и без участия человека или под его непосредственным контролем. На этих принципах зарубежное сообщество сформулировало понятие «Индустрии 4.0» как нового, четвертого экономического уклада развития технологий.

По прогнозу экспертов, в 2020 г. объем данных, ежегодно проходящих через центры обработки, достигнет отметки 15,3 ЗБ, количество бизнес-пользователей превысит 325 млн, а количество подключенных к Интернету устройств достигнет 20 млрд (до 92 % трафика данных в центрах обработки придется на «облачные вычисления»). Обработка данных уже превратилась в прибыльный бизнес, а функционирующие платформы распределенных вычислений в США, Канаде приносят вендорам в секторе нефтегаза от 1 до 2,5 млрд долл./год, обеспечивая контроль бурения, строительства объектов, фонда и баланса скважин, задействованных в технологии, и свободных ресурсов, активов компаний и т. д. Так, компания Autodesk Inc. (шесть центров обработки) инвестирует значительные средства в ряд проектов, среди которых:

– Assemble Systems, включающий информационное моделирование зданий (BIM) и управление строительными данными на базе SaaS (Software as a service) – платформы, выступающей в роли центра моделирования сооружений для профессиональных строителей;

– AMF (Advanced Manufacturing Facility) в Великобритании – ультрасовременный технологический центр, в котором отрабатываются технологии умного производства.

Суть процессов обобщил маркетолог Клайв Хамби: «Как нефть нужно преобразовывать в газ, пластмассы или бензин и уже с их помощью делать что‑то полезное, так и данные необходимо переработать и проанализировать, чтоб они принесли пользу. Именно данные запускают механизмы, являющиеся основой экономики нового типа. Только механизмы – это управленческие решения, а продукт потребления – результат анализа данных». Эта логика позволяет сформулировать ряд базисных положений для планирования инвестиционной деятельности: все сложнее заниматься эффективным стратегическим планированием в условиях ускоряющихся изменений рынка и изменения приоритетов; отсутствие стратегии длительного развития в горизонте от 5 лет и выше несет угрозу развитию бизнеса с учетом внешних изменений; владение огромными промышленными активами (ресурсами) не является более преимуществом развития, основой развития бизнеса становится эффективность использования и вовлечения в производство производственных активов и их оборот.

Наблюдается сокращение времени перехода с одной ступени технологического развития на более высокий уровень. Западные специалисты уже провозгласили начало перехода к технологиям «Индустрии 5.0», итогом развития которых стали самообучающиеся системы, принимающие решения на базе экспертной оценки и искусственного интеллекта. Такое развитие основано на фундаментальных научных разработках в области робототехники и идеологии нейронных сетей, экспериментальных исследований в области компьютерного и человеческого зрения.

Передовые российские компании внедряют цифровые инновации как основу для цифровой трансформации, включающую развитие основных составляющих процессов трансформации (люди, новые технологии и информация). Необходимо определенное разграничение по роли этих активов.

Люди выступают экспертами и носителями знаний, ответственны за создание и поддержание инновационной среды предприятия/проекта, инженерной культуры. Это возможно обеспечить через стратегию развития, совершенствование структуры и компетенции персонала.

Технологии обеспечивают преобразование существующих бизнес-процессов, а также их создание на основе алгоритмов машинного обучения компетенциям и анализа с применением искусственного интеллекта.

Данные позволяют проанализировать процессы и тенденции, осмыслить бизнес в целом и формируют стоимость активов.

ЦИФРОВАЯ ТРАНСФОРМАЦИЯ В НГК

Для развития нефтегазового комплекса (НГК) России цифровая трансформация является первостепенной задачей. Главные проблемы, по оценке экспертов, лежат в сфере низкого уровня эффективности управления экономическими процессами и изношенности основных фондов. Производственный потенциал НГК заметно отстает от мирового уровня, при этом в стоимости основных активов большую часть занимает стоимость сырья. Коэффициент извлечения нефти значительно ниже в сравнении с ведущими зарубежными компаниями.

Запасы легкой нефти ежегодно сокращаются, и растут объемы трудноизвлекаемых запасов, в связи с этим коэффициент извлечения нефти падает. Это, в свою очередь, требует изменения методов поиска и добычи. По оценке Института проблем нефти и газа РАН, доля добычи нефти при применении традиционных технологий составляет 29  %, цифровых (оснащенных локальной автоматикой) – 38  %, а у интеллектуальных месторождений этот показатель равен 47  % [1]. По информации Росстата, степень изношенности производственных активов в РФ составляет 48,1  %, а по ряду ключевых отраслей этот показатель еще выше (в добыче полезных ископаемых составляет более 56,4  %), вследствие чего растет опасность отказов оборудования и возникновения аварийных ситуаций. Учитывая высокую долю эксплуатационных затрат (до 40  % от себестоимости продукции), одним из важнейших направлений развития становится совершенствование моделей технического обслуживания, регламентация этих процессов с учетом требований цифровой индустрии.

ЦИФРОВАЯ ЭКОНОМИКА

Переход к новому экономическому укладу связан со значительными преобразованиями и в других направлениях: разработка нормативно-правовой базы, совершенствование технологических процессов, применение методов современной диагностики и материалов, внедрение интеллектуальных технологий на принципах удаленного управления. Однако с учетом ограниченности финансовых возможностей первоочередные инвестиции должны быть направлены не в ремонт мощностей прошлого века, а на создание современных высокорентабельных роботизированных производств (рис. 1). Таким образом, в рамках государственной и отраслевой политики в сжатые сроки необходимо обеспечить:

– анализ нормативной деятельности в области инвестиций, обновление имеющейся базы с учетом мировых практик и технологий будущего;

– создание технологических проектных консорциумов, что определяется возрастающей сложностью компетенций и инженерных задач, выполнением работ в длительной перспективе 2025–2030 гг.;

– развитие инженерного образования и подготовки, что является следствием для обеспечения успеха первых двух тенденций.

Цифровые технологии «Индустрии 4.0» нашли поддержку и реализуются в принятых государственных программах: «Цифровая экономика Российской Федерации» и «Национальная технологическая инициатива» (НТИ).

Программа «Цифровая экономика» разработана и утверждена в июле 2017 г. и рассчитана до 2024 г. Она предполагает создание условий для перехода России к новому технологическому укладу и состоит из пяти направлений: нормативное регулирование, образование и кадры, кибернетическая безопасность, формирование технологических заделов и исследовательских компетенций, ИТ-инфраструктура.

Программа НТИ обеспечивает циф­ровую трансформацию различных отраслей. В частности, цель дорожной карты «Технет», разработанной для развития и эффективного применения сквозных технологий для новых производственных технологий, состоит в увеличении доли России на рынке производства глобальных услуг, соответствующих требованиям «Индустрии 4.0», до 1,5  % от объема [2].

Министерством строительства в рамках этих задач подготовлен проект Федерального закона «О внесении изменений в Градостроительный кодекс Российской Федерации» [3] в части перехода к системе управления (СУ) жизненным циклом (ЖЦ) объектов капитального строительства (ОКС) путем внедрения технологий информационного моделирования. В материалах проекта отчетливо видны «проблемы роста»: отсутствие единой терминологии и методологического аппарата; нечеткое понимание сути цифровой трансформации; ошибки в подходах: описание задач трансформации в качестве основной цели, а не инструмента для обеспечения эффективности бизнес-процессов. Не берется в расчет совокупность инструментов информационного моделирования, применимая к выполнению задачи. Эти характерные проблемы относятся к разряду временных, понимание может быть найдено через практику применения и обсуждения с компетентными специалистами в области нормативно-правового применения цифровых технологий. В рамках проводимых работ принят ряд стандартов [4–8]. В 2016–2018 гг. наблюдался устойчивый рост отечественных разработок, внедрение которых может не только сократить отставание по отношению к западным компаниям в области цифровизации процессов, но и вывести на передовые позиции.

Компания Huawei Technologies Co. Ltd оценила коэффициент индустриальной цифровой трансформации, который свидетельствует о степени внедрения/развития цифровых технологий в разных отраслях (рис. 2): на первом месте находится категория BFSI (банки, финансовые сервисы и страхование), на втором месте – информационно-коммуникационные технологии, в тройку лидеров также входит здравоохранение [9]. Добыча занимает пятую, а промышленность – девятую позицию. Это обусловлено не только сложившимися традиционными подходами, но и определенной осторожностью внедрения не проверенных временем решений на технологически сложных и опасных объектах, имеющих специфические ограничения на применение.

СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЖИЗНЕННЫМ ЦИКЛОМ ОБЪЕКТОВ КАПИТАЛЬНОГО СТРОИТЕЛЬСТВА

Для организации эффективной СУ ЖЦ ОКС необходимо учитывать ряд важных моментов.

Современные ОКС – сложные технико-экономические системы открытого типа и имеют внутреннюю и внешнюю среды, которые во многом определяют особеннос­ти реализации и содержат риски неопределенности.

В вопросе управления ЖЦ ОКС особенно важны такие понятия, как целостность и неразрывность. Стадии ЖЦ, согласно ISO 15288 [10], отражают следующую идею: «Шаги разработки новой системы можно рассматривать как постепенную «материализацию» системы – постепенный переход от абстрактной потребности к сборке и монтажу пригодных к работе компонентов, совместно выполняющих сложные функции ради удовлетворения данной потребности» [11]. Управление осуществляется по замкнутому контуру (рис. 3).

Методологической основой СУ ЖЦ служит системная инженерия, представляющая набор технических и управленческих усилий, необходимых для того, чтобы преобразовать совокупность потребностей заказчика и других заинтересованных сторон, имеющихся ожиданий и ограничений в эффективное системное решение и поддерживать это решение в течение его жизни [12]. В основу деятельности системного инженера должно быть заложено понимание, что целью всего процесса системной инженерии является оптимальное проведение функциональных границ между человеческими интересами, внутренней системой и ее окружением.

Управление ЖЦ ведется в координатах «информированность – определенность» в целях достижения установленных характеристик с минимальными рисками.

Суммарно более 70  % издержек относятся к этапу эксплуатации. Все, что реализовано на предыдущих этапах, должно быть направлено на снижение этого показателя в длительной перспективе. Так, по оценкам экспертов, «умные скважины» позволяют снизить эксплуатационные затраты не менее чем на 20  %.

Объект эксплуатации характеризуется тремя степенями свободы: надежность, безопасность, эффективность. Между тем инвестиционный цикл объекта существует в рамках известного «золотого треугольника»: срок реализации – цена объекта – достигнутое качество.

Управление ЖЦ заключается в реализации перехода от одной системы координат к другой в условиях постоянных изменений (рис. 4). Если разложить показатели «сроки – цена – качество» на составляющие, обнаружится, что для всех показателей имеются общие требования: технические требования, требования к экологии и безопасности, требования государства, требования участников и заинтересованных сторон, корпоративные требования и т. д. Исполнение совокупности требований служит кодом перехода от одной системы координат к другой. В свою очередь, требования основаны на стандартах, нормах и правилах регулятора, отраслевых требованиях. В частности, стандарты управления ЖЦ ОКС – это совокупность группы стандартов по управлению проектами и группы стандартов по управлению ЖЦ систем.

Стандарты управления проектами представлены «Руководством к своду знаний по управлению проектами» [13], «Руководством к качеству при управлении проектами» [14], а также структурированным методом управления проектами PRINCE 2, одобренным правительством Великобритании, и выступают наиболее ранней и достаточно проработанной по структуре и содержанию группой стандартов.

Совмещение требований в периметре одного ОКС приводит к соз­данию модели – образа будущего объекта. Авторами предлагается модельно-ориентированный подход к управлению ЖЦ ОКС.

Объект капитального строительства описывается многими моделями, дополняющими друг друга как по этапам, так и по охвату процессов ЖЦ и в совокупности составляющими единую модель. В табл. 1 приведен подход к формированию моделей ЖЦ: приведены модели, соответствие каждой модели ее основному содержанию, стандартам, инструментам технологий цифрового моделирования. Представленная структура показывает, что содержание модели формируется либо базой данных (БД), либо совокупностью различных БД.

Возникает задача их взаимодействия, которое должно быть основано на приемлемом стандарте приведения в соответствие различных БД между собой. По экспертному видению, в контуре управления ЖЦ могут быть задействованы до тридцати БД, образующих единую информационную платформу, характерную для представления модели объекта.

МОДЕЛЬНО-ОРИЕНТИРОВАННЫЙ ПОДХОД

Объединение работы функциональных направлений возможно в рамках модельно-ориентированного подхода, который обеспечивает: централизованное управление документами и данными; гибкий менеджмент процессов внутри и за границами организации; мониторинг проекта и контроль деятельности заинтересованных сторон при помощи методов автоматизированного учета; полную доступную информацию о проекте и полный пакет документов при завершении строительства.

Для работы с заданными итогами показателей междисциплинарной команде необходимо организовать в реальном времени: комплексный анализ состояния проекта для всех стадий реализации; создание общего интегрированного плана комплексных мероприятий; оперативное управление и координацию работ, в т. ч. прогнозирование корректирующих воздействий при нештатных ситуациях.

Эффективность от внедрения составляющих технологий информационного BIM-моделирования приведена в табл. 2, где дано сопоставление между компонентами и ожидаемыми выгодами для заказчика.

По данным Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства РФ, при реализации модельного проектирования сроки работ снижаются не менее чем на 20  % от начальных, на 40  % снижается количество ошибок в проекте, на 10  % сокращаются сроки строительства и не менее чем на 30  % снижаются затраты на строительство и эксплуатацию. По оценке зарубежных экспертов, при внедрении модельного подхода до 85  % операций при проектировании могут быть автоматизированы и применяться как типовые.

Несмотря на широкое распространение цифровых технологий, в период с 2014 по 2018 г. в НГК не менее 70  % проектов реализуются с превышением сроков или сметной стоимости. Примерно половина этих проектов (43  %) завершаются с превышением этих двух показателей одновременно.

Анализ практической деятельности при использовании технологий информационного моделирования показывает, что эксперты разных уровней готовы работать с моделью ОКС как с разновидностью проектно-сметной документации, но только технически. Они понимают возможности цифровых технологий, но несколько опережают события, стремятся получить результат, который избыточен, например, на этапе проведения экспертизы утверждаемой части. Необходимо также учитывать другие особенности применения цифровых технологий:

– BIM-технологии обеспечивают в основном «физический каркас» объекта и дают возможность корректировать параметры созданной модели и оценивать влияние изменений на ход создания объекта с учетом реального состояния и возможных рисков развития ситуации;

– эффективность применения BIM-технологии существенно снижается за счет имеющихся системных разрывов между стадиями инвестиционного цикла;

– реализация «бесшовного» порядка обмена информацией, сведениями, документами и материалами об объекте капитального строительства для всех используемых информационных модулей – необходимое условие эффективности применения циф­ровых технологий.

Создаваемая модель ОКС также имеет свой собственный ЖЦ. На каждой стадии ЖЦ модель наполняется информацией, которая необходима для отражения состояния в текущей стадии. В табл. 3 показано предлагаемое разделение стадий ЖЦ самой модели.

При использовании модельно-ориентированных практик возникает необходимость дополнительного финансирования. Затраты неравномерны по разным стадиям ЖЦ. Для трех основных этапов (проектирование, строительство, эксплуатация) можно привести обоснования, приведенные в табл. 4.

Все участники процесса должны одинаково понимать цели, задачи, пути решения, а в отсутствие необходимых компетенций заказчики используют самые разные формы организации мониторинга, заключая при необходимости договоры с консалтинговыми фирмами и проектными организациями. Это обеспечивает повышение ряда показателей, в том числе: точность оценки рисков строительства; осведомленность и отчетность по состоянию хода строительства объектов/подобъектов; оценку возможности перераспределения ресурсов подрядчика и упреж­дающего маневра ресурсами; достижение качества деятельности участников процесса строительства в соответствии с требованиями заказчика; эффективность корректирующих действий для минимизации рисков строительства, связанных с отставанием по срокам, снижением качества строительства, изменением стоимости работ.

В совокупности процесс мониторинга представляется в виде следующих взаимосвязанных этапов (рис. 5).

Несмотря на большое количество публикаций и площадок для обсуждения, выполнить анализ и привести оценку успешности применяемых решений достаточно сложно. Успех находится в сфере совершенствования операционной модели (видение, структура, процесс, культура, управление, кадровое воспроизводство). Каждое предприятие должно сформулировать и принять для себя концепцию и план перехода от индустриальной экономики к цифровой с учетом уникальности работающих внутри бизнес-процессов. Компаниям нужны не просто назначенные ответственными за цифровую трансформацию и наделенные полномочиями топ-менеджеры, а люди, способные создать циф­ровые бизнес-модели.

Как только компания начинает с помощью механизмов цифрового учета налаживать прозрачность затрат, повышать эффективность и скорость принятия решений, выясняется, что: контрактные стратегии не разработаны или проработаны плохо либо несвоевременно; в процессе участвует огромное количество ненужных чиновников-курьеров, порой выполняющих одно и то же указание руководителя независимо друг от друга; подрядчики и поставщики привлечены не на основании оценок компетентностей, а по другим критериям.

Как видим, на проект действует не цифровая, а реальная, «аналого­вая» среда.

Имеющиеся отечественные решения в области модельно-ориентированного подхода для объектов добычи позволяют соз­давать интегрированную модель, которая начинается с уровня пласта с учетом различных видов взаимодействия до уровня скважин и насосного оборудования, включая модель поверхности, течения сырья по трубопроводам, вплоть до пункта сбора. Это позволяет обеспечить оптимизацию добычи от устья скважины до подготовки газа к транспорту.

Цифровая трансформация позволяет повысить интеллектуальные возможности системы, принимающей решения не только на основе тех данных, которые в ней уже находятся, а исходя из всей доступной ей информации – как исторически накопленной и прогнозной, так и контекстной, которая изначально не содержится в системе и формируется на основании анализа из разных источников. Созданные отечественные программные продукты в области моделирования газового месторождения за счет уникальной технологии поиска совместного решения гидродинамической модели и модели поверхностной инфраструктуры адаптированы для выполнения расчетов на высокопроизводительном отечественном кластере с использованием облачных технологий. Цифровая интегрированная модель месторождения приведена на рис. 6.

Для поиска совместного решения используется частично неявная схема расчета, которая предпочтительна для более точного моделирования процессов, но также может использоваться полностью явная схема расчета интегрированной модели. Поскольку обычные алгоритмы, применяемые в настоящее время, работают медленно, расчет газового месторождения (формат Eclipse 100) с 30–50 скважинами на 10 лет прогноза занимает более 24 ч машинного времени расчета [15].

Основные тренды, происходящие в цифровизации НГК:

– автоматизация основных производственных объектов уровней: скважина, промысел, месторождение, с обеспечением режимов по контролю, управлению и регулированию;

– сбор, передача и обработка данных с месторождения;

– создание интегрированной интеллектуальной системы управления и принятия решений в режиме реального времени;

– применение наукоемких инновационных технологий для увеличения эффективности (downstream и upstream);

– создание ОКС на базе применения современных эффективных решений в сложных геологических, климатических условиях;

– цифровое моделирование процессов добычи, подготовки, транспортировки, переработки и сбыта, основных технологических объектов в режиме реального времени и рискованных ситуационных моделей;

– снижение влияния человеческого фактора за счет автоматизированных технологий и организации «умных производств»;

– подготовка экспертов по тес­тированию и специалистов новой формации, обладающих широкими компетенциями.

Модельно-ориентированный подход создает возможность перехода от реагирования на проблемы к управлению по прогнозу развития и упреждению проблем, строго соблюдая проектные показатели ЖЦ проекта. Внедрение модельно-ориентированного подхода ЖЦ ОКС представляется организационной структурой решений в последовательности «постановка задачи – ресурсы – выбор приоритетного направления – инфраструктура – показатели эффективности – технологии – качество данных – текущая операционная деятельность – кадры – исполнители».

В существующей сегодня практике ИТ-специалисты под руководством топ-менеджеров занимаются «лоскутной» информатизацией, т. е. преобразованием отдельных процессов в цифровые, а потом предпринимают меры к объединению их в единое целое. Однако очень важно иметь цельное видение задач развития до начала внедрения, оно может объединить все «лоскуты» в единую «бесшовную» структуру для достижения цели и экономии ресурсов. В табл. 5 представлено основное содержание этапов программы внедрения модельно-ориентированного подхода.

ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Создание СУ ЖЦ ОКС должно происходить в контексте процессов цифровой трансформации компании. Инвестиционный замысел должен стать логическим выводом из выполняемого анализа бизнеса. Принятие решения о ликвидации или создании ОКС должно являться следствием обработки большого количества информации. Мощным инструментом анализа и принятия решения на этой стадии служит метод имитационного моделирования.

Практические исследования и планирование сложных объектов в России начали проводиться гораздо раньше, чем на Западе, хотя термин «исследование операций» пришел из Англии (С. Карлин и Р. Акофф). Российские аналитики Л. В. Канторович, М. К. Гавурин, В. В. Новожилов, В. С. Немчинов, А. Н. Колмогоров и многие другие вели исследования в области эффективности, оптимальности, теории управления, статистического моделирования еще в конце 30‑х гг., хотя это тогда не называлось имитационным моделированием. Эти исследования возникли в России вследствие практической необходимости принятия решений по большим и сложным народнохозяйственным задачам, а не в результате умозрительных теорий управления сравнительно небольшими объектами (участок, цех, отдельное предприятие).

Обзоры по имитационному моделированию часто не учитывают российский опыт и направлены на перечисление иностранных пакетов, многие из которых трудно отнести к имитирующим программам. Имитационное моделирование часто сводится к использованию конкретных программных продуктов без учета сути процессов имитации – построение модели объекта на основе аналогии протекающих в ней процессов.

Имитационные модели описывают и формализуют большие (глобальные) системы при помощи математических, алгоритмических, физических, натурных и др. способов и в любых постановках и языках позволяют понять правила функционирования сложных систем. Компьютерные имитационные модели – не только и даже не столько математическое и программное построение, но действующий «слепок» объекта. Они позволяют использовать многокритериальные подходы и условия заданного компромисса, а также обеспечивать оптимальное управление процессом создания объекта [15].

Модельно-ориентированный подход представляет структуру ОКС в нескольких интерпретациях:

– CAD-модель – физические характеристики объекта и связь объекта с внешними геопространственными данными;

– PLM-модель – описание бизнес-процессов, набор внутренних моделей, координация с CAD-моделью;

– искусственный интеллект – модель всех эксплуатационных характеристик и показателей объекта;

– цифровой двойник клиента – цифровая модель бизнес-процессов поставщика, сервисной компании, сбытовой компании, покупателя.

Все вместе эти модели создают цельную цифровую модель ОКС, с помощью которой решаются задачи симуляции, поддержки принятия решений и прогноза для обеспечения эффективных бизнес-процессов.

Цифровая трансформация в условиях ускоряющихся темпов научно-технического прогресса – уже не вопрос следования модным подходам, а по сути, вопрос выживания предприятий отечественного НГК в условиях сложных изменений рынка, включающих меняющиеся оценки активов и компетенций компаний и сотрудников, новые экологические, геологические и другие вызовы, проблемы преемственности научной и инженерной школы знаний.

Статья подготовлена по результатам работ, выполненных в рамках Программы государственных академий наук на 2013–2021 гг. Раздел 9 «Науки о земле»; направления фундаментальных исследований: 132 Комплексное освоение и сохранение недр Земли, инновационные процессы разработки месторождений полезных ископаемых и глубокой переработки минерального сырья, в рамках государственного задания по теме: «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности (фундаментальные, поисковые и прикладные исследования)».

Рис. 1. Строительство ОКС ДКС ГП-2 Бованенковского НГКМ

Fig. 1. Construction of the capital construction facility of the boosting compressor station at the GP-2 Bovanenkovskoye oil and gas condensate field

Рис. 2. Коэффициент внедрения цифровых технологий в разных отраслях

Fig. 2. The rate of introduction of digital technologies in various industries

Рис. 3. Информационный обмен по жизненному циклу

Fig. 3. Information exchange on the life cycle

Рис. 4. Переход из одной системы координат к другой

Fig. 4. Transition from one coordinate system to another one

Таблица 1. Представление мультипредметности модели

Table 1. Representation of the multidisciplinary model

Таблица 2. Составляющие BIM-модели и возможные выгоды для заказчика

Table 2. Components of BIM-model and possible benefits for the customer

Таблица 3. Стадии ЖЦ модели

Table 3. Stages of the model life cycle

Таблица 4. Распределение дополнительных затрат

Table 4. Distribution of additional costs

Рис. 5. Этапы мониторинга хода строительства

Fig. 5. Stages of monitoring the progress of construction

Рис. 6. Цифровая интегрированная модель месторождения

Fig. 6. Digital integrated field model

Таблица 5. Этапы внедрения модельно-ориентированного подхода

Table 5. Stages of implementation of the model-oriented approach

С развитием рынка сжиженного природного газа перед многими российскими предприятиями встала задача адаптации процессов к требованиям нормативных документов иностранных лицензиаров с одновременным соответствием отечественным нормам по безопасности оборудования. Это связано с тем, что лицензиарами, проектировщиками, а также комплексными, так называемыми EPC-подрядчиками в сфере СПГ в силу многих обстоятельств становятся иностранные компании. Эти причины приводят к необходимости перестройки на предприятиях-изготовителях производственных процессов и системы управления ими. 

В силу сложившейся в советское время геополитической обстановки система проектирования и обеспечения безопасности сосудов, работающих под давлением, на территории СССР развивалась практически независимо от остального мира, в котором лидирующие позиции заняла система, разработанная Американским обществом инженеров-механиков (ASME).

Советский и американский подходы в некоторых вопросах существенно разнились, но оба достаточно успешны, о чем свидетельствует многолетняя безаварийная работа большого количества оборудования, функционирующего на предприятиях всего мира. Именно разница в системах служит первым и основным поводом отказа зарубежных лицензиаров и EPC-контракторов (от англ. Engineering, Procurementand and Construction) от российских производителей.

Многочисленные препятствия на пути к успеху начинаются с покупки у зарубежных компаний лицензионных технологий и продолжаются заключением с иностранными партнерами ЕРС-договоров на поставку оборудования и строительство. В результате заложниками ситуации становятся две стороны. Предприятия нефтегазовой отрасли вынуждены закупать оборудование, запасные части и комплектующие за рубежом. Отечественные производители, которые владеют технологиями, позволяющими изготавливать требуемую номенклатуру продукции, не имеют возможности реализовать ее отечественному заказчику при наличии иностранного ЕРС-подрядчика.

Для реализации оборудования российских компаний-производителей своим соотечественникам необходимо прохождение аккредитации у иностранных лицензиаров. Подготовка к аудиту требует провести большую работу по интеграции в существующую систему менеджмента качества (СМК) требований по ASME, а также дополнительных требований лицензиаров и EPC-подрядчиков. Это подразумевает полный пересмотр всех процессов, начиная с менеджмента и заканчивая производством, консервацией и отгрузкой. Все процессы на предприятии необходимо формализовать и в дополнение к существующим технологическим картам разработать новые формы сопроводительных документов на детали и сборки с указанием технологических операций и точек контроля, которые передаются с изделиями по производственной линии. Реализация указанных мероприятий не только позволит производителю выйти на качественно новый уровень, но и послужит ощутимым бонусом заказчику, для которого процессы производителя станут понятными и прозрачными. Но не все компании способны перестроить сложившуюся годами систему в целях получения возможности поставлять даже свою стандартную продукцию для меж-дународных проектов и заменить иностранных поставщиков.

АО «Борхиммаш» – один из немногих российских производителей нефтегазового оборудования, приблизившийся к мировым стандартам выпуска аппаратов воздушного охлаждения.

Для выполнения задач по выпуску продукции с новыми для отечественного рынка требованиями завод провел большое количество научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, оснастил производство новейшим оборудованием, освоил современные технологии сварки с применением автоматических линий. Завершающим этапом на пути к участию в проектах иностранных EPC-подрядчиков стало внедрение на заводе адаптированной согласно международным требованиям СМК, стандартов ASME и CE. Высокую оценку проведенной на предприятии работы в ходе квалификационных аудитов для поставки оборудования для СПГ дали такие компании, как Linde AG, Chioda Corporation, Petrofac и Technip S. A.

АО «Борхиммаш»

397164, РФ, Воронежская обл.,

г. Борисоглебск, ул. Проходная, д. 4а

Тел.: +7 (47354) 6-05-14

E-mail: info@bhm.ru

www.oaobhm.ru

ГАЗОВЫЕ ХАБЫ – ОСНОВА МИРОВОЙ ТОРГОВЛИ ГАЗОМ

Рост популярности природного газа в мире приводит к совершенствованию механизмов торговли, в частности, к созданию рыночных хабов. Наличие хаба и уровень его развития свидетельствуют о степени зрелости газового рынка и служат механизмом балансирования интересов покупателей и поставщиков.

Считается, что наиболее развитыми хабами, а значит, и наиболее развитыми рынками газа в мире выступают Henry Hub (США), NBP (National Balancing Point, Великобритания) и TTF (Title Transfer Facility, Нидерланды).

При этом Henry Hub – реальный газовый хаб, в котором сочетаются и физические объемы газа, и финансовые инструменты торговли, в то время как NBP и TTF – виртуальные газовые хабы, в которых поставка газа не привязана к месту его физического расположения.

Следует отметить, что вне зависимости от того, является хаб виртуальным или реальным, наиболее развитые из них находятся в регионах, для которых выполняются следующие условия:

– ограниченное влияние государства и рыночное ценообразование на газ;

– режим доступа третьих лиц (ТРА) к объектам инфраструктуры – газопроводам, подземным хранилищам газа, терминалам сжиженного природного газа (СПГ);

– наличие масштабного рынка потребителей газа;

– расположение в странах с большим объемом внутренней добычи, т. е. наличие внутреннего предложения газа.

Газовый хаб (СПГ или природного газа) не только служит эффективным инструментом для определения рыночных цен, но в первую очередь – результатом развития газовой отрасли, в котором определяющую роль играет конкуренция и рыночные принципы.

Этапы развития рынка газа достаточно полно описаны в работах [1–2] (табл. 1).

Международная энергетическая ассоциация (International Energy Association, IEA) определяет несколько структурных и институциональных условий для создания рынка газа [3], которые перечислены в табл. 2.

Необходимые и достаточные условия для создания газового хаба включают:

– прозрачное ценообразование и объемы сделок;

– доступ третьих лиц к объектам инфраструктуры;

– стандартизированные условия контрактов и торговли;

– большой диверсифицированный рынок сбыта;

– наличие физических объемов газа.

ГАЗОВЫЙ ХАБ ВО ВЛАДИВОСТОКЕ – НОВАЯ РОЛЬ РОССИИ НА РЫНКЕ ГАЗА АЗИИ

Азия – крупный рынок без хаба

Экономический рост в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР), стремление решить социальные и экологические проблемы приводят к повышенному спросу на газ. В условиях ограниченных ресурсов газа и роста экологических требований к промышленности и энергетике страны АТР вынуждены покупать его на внешних рынках. В результате АТР стал крупнейшим мировым импортером газа (рис. 1). Рост объемов торговли, вызванный ростом предложения и спроса, а также достаточным уровнем конкуренции, приводит к постановке вопроса создания газового хаба в Азии. На эту роль претендуют Китай, Сингапур и Япония. Достаточно странно отсутствие России в данном списке претендентов. При наложении необходимых и достаточных условий видно, что у Сингапура и Японии отсутствует собственная добыча, а у Китая прирост спроса существенно превышает объемы собственного производства (в т. ч. из нетрадиционных источников и за счет синтетического метана) (табл. 3).

Пока достижение цели создания регионального газового СПГ-хаба для всех претендентов остается вопросом долгосрочной перспективы, на первом плане оказалась конкуренция в сфере бункеровки СПГ и борьба за создание экологичного азиатского морского транспортного узла. В этой связи приобретение статуса крупнейшего морского транспортного узла становится задачей первостепенной важности. Сегодня лидирующие позиции сохраняют за собой Китай, Япония и Сингапур. Кроме того, Южная Корея имеет серьезные намерения присоединиться к этой гонке.

Международная морская организация (IMO) приняла решение о снижении до 0,5  % предельно допустимого содержания серы в морском топливе начиная с января 2020 г. Кроме того, существуют зоны, например, в Балтийском и Северном морях, по береговой линии Северной Америки, в Карибском море, где количество выбросов серы хорошо контролируется, и предельной отметкой служит значение 0,1  %. В некоторых зонах осуществляется контроль за выбросами оксидов азота. Поскольку меры по защите окружающей среды становятся все более строгими и на данный момент нет более дешевых и доступных альтернатив, лучшим вариантом становится использование СПГ в качестве морского топлива.

Россия может активно поддержать его использование для бункеровки. Ее вкладом могут стать поставки СПГ для бункеровки судов с проектируемого завода «Владивосток-СПГ» (ПАО «Газпром») или строящегося терминала на Камчатке (ПАО «НОВАТЭК»).

Российская верфь «Звезда» имеет потенциал, в т. ч. и для производства газовозов и судов, работающих на СПГ. Наличие собственного сжиженного газа и верфи может стать основой для совместного продвижения судов на СПГ и продаж его для бункеровки.

Проекты производства СПГ на Сахалине, планируемые проекты «Дальневосточный СПГ», «Владивосток-СПГ», терминал на Камчатке в совокупности с газопроводными системами «Сахалин – Владивосток» и «Сила Сибири» позволяют включиться в процесс создания эффективного регионального газового хаба.

Для этого необходимо:

– вывести на рынок новые объ­емы СПГ до запуска китайско-американского завода на Аляске. Вполне вероятно, что компании Royal Dutch Shell plc и Exxon Mobil Corporation уже сознательно тормозят развитие Сахалина, открывая дорогу американскому СПГ в АТР;

– вернуться к Восточной газовой программе и объединить газопроводы «Сила Сибири» и «Сахалин – Владивосток», направив восточно-сибирский газ в Приморье;

– предложить наполнение газопровода и участие в софинансировании строительства газопроводов-интерконнектеров региональным независимым производителям;

– вводить перерабатывающие мощности на условиях ТРА (модель Sabine Pass LNG);

– создавать инфраструктуру торговли газа во Владивостоке на мультивалютной основе.

В этом случае возможен синергетический эффект от расширения сахалинских СПГ-проектов: завода «Владивосток – СПГ», строительства терминала на Камчатке, развивающейся газотранспортной системы, – который позволит России задуматься о создании газового хаба для АТР и выступить достойным конкурентом Сингапура, Японии и Китая.

Газ России на востоке – ключ к газовому хабу во Владивостоке

Азиатско-Тихоокеанский регион – важнейший рынок, определяющий стратегическое развитие газовой промышленности России. Практически все имеющиеся крупнотоннажные проекты производства СПГ на данный момент ориентированы на азиатских потребителей (рис. 2). Крупнейшим поставщиком газа в Азию выступает ПАО «Газпром». Газ поставляется в сжиженном виде с действующего производства СПГ проекта «Сахалин-2». Дефицит газа накладывает ограничения на расширение этого проекта, а именно – строительство его третьей линии, хотя проектная документация третьей линии разработана и прошла государственную экспертизу. Для организации трубопроводных поставок газа ПАО «Газпром» реализует проект «Сила Сибири». Периодически появляется информация о продолжении работы ПАО «Газпром» над идеями строительства трубопроводов в Южную Корею и Японию.

ПАО «НОВАТЭК» со своими арктическими проектами намерено активно побороться за лидерство в поставках газа в АТР. Для повышения экономической стабильности поставок ПАО «НОВАТЭК» планирует реализацию инфраструктурного проекта терминала СПГ на Камчатке (табл. 4).

При этом остается незадействованным потенциал месторождений Восточной Сибири с запасами 2,5 трлн м3 и газопровода «Сахалин – Владивосток» с мощностью в 28 млрд м3/г.

Географическое расположение Владивостока позволяет реализовать дополнительные возможности поставок трубопроводного газа из Приморского края в Корею и Китай и газа с о-ва Сахалин в Японию.

Одним из важнейших факторов в осуществлении подобных планов выступает возможность добычи и реализации дополнительных объемов газа. В условиях, когда многие газоперерабатывающие проекты в России не реализованы по причине отсутствия доступных объемов газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, независимые производители газа в Восточной Сибири могут оказать существенную поддержку развития отрасли за счет большого потенциала добычи, который составляет до 30 млрд м3. Они способны сыграть роль для:

– замещения поставок газа ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром» для потребителей Хабаровского и Приморского краев;

– направления замещенных объ­емов газа на производство СПГ на Сахалине или для газопровода «Сахалин – Япония»;

– удовлетворения внутреннего спроса и поставки газа для крупных проектов АО «Восточная нефтехимическая компания» (АО «ВНХК», нефтехимия) и ЗАО «НХГ» (газохимия) (табл. 5, рис. 3).

Привлечение дополнительных производителей газа приводит не только к росту объемов добычи, но, что намного важнее в современных условиях развития газовой отрасли, обеспечивает большую устойчивость и надежность газоснабжения.

Долгое время независимые поставщики газа рассматривались ПАО «Газпром» как потенциальная угроза экспортным проектам, но в условиях санкций перспектива добычи газа на шельфе Сахалина становится неопределенной, что вносит сложности не только в заполнение газопровода «Сахалин – Владивосток», но и в строительство третьей линии завода СПГ «Сахалин-2». Наращивание мощности «Силы Сибири» поглотит объемы газа независимых производителей для замещения газа, поставляемого в Хабаровский край (2,4 млрд м3) и Приморье (2 млрд м3), и обеспечит полное заполнение газопровода «Сахалин – Владивосток».

Высвобожденные объемы газа могут быть направлены на Сахалин для обеспечения сырьем новых СПГ-проектов:

– «Дальневосточный СПГ» – 6,2 млн т – 9,3 млрд м3;

– «Сахалин-2» 3‑я очередь – 5,6 млн т – 8,5 млрд м3.

При необходимости участок газопровода «Сахалин – Владивосток» на участке до Хабаровска может быть запущен в реверсном режиме и использоваться для покрытия дефицита газа на о-ве Сахалин в случае реализации масштабных перерабатывающих проектов.

Крупные внутренние потребители газа на Дальнем Востоке в скором времени появятся в Находке и Владивостоке. Проекты АО «ВНХК» с объемом потребления газа около 6 млрд м3 и Припортовый завод минеральных удобрений с сопоставимым объемом потребления не реализованы по причине недостаточного количества газа в системе «Сахалин – Владивосток». По этой же причине пока нельзя с уверенностью говорить о проекте «Владивосток-СПГ» любой производительности. Завод СПГ даже на 1,5 млн т потребует поставки газа более 2 млрд м3.

Таким образом, независимые производители газа Восточной Сибири позволят высвободить газ для наращивания производства СПГ на Сахалине и обеспечить внут­ренний спрос, наполнение газопровода «Сахалин – Владивосток». Восточно-сибирским газом будут обеспечены поставки потребителям, перечисленным в табл. 6.

Механизм реализации

В числе мероприятий, проведение которых требуется для реализации газового хаба в российских условиях:

– инвестиции в инфраструктуру и строительство интерконнектера «Сила Сибири» – «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» с привлечением инвестиций независимых производителей газа, которые включают расширение пропускной способности «Силы Сибири»

с 38 до 68 млрд м3 и строительство газопровода «Свободный – Хабаровск»;

– мероприятия по созданию хаба, включающие обеспечение рыночных условий работы с доступом третьих лиц; подготовку и проведение торгов газом с условиями поставки «FOB Владивосток»; отсутствие привязки поставки газа на внутренний рынок или на переработку сверх лимитированных объемов; раскрытие информации о свободных транспортных мощностях; возможность вторичного обращения прав доступа к газопроводу.

На Владивостокском газовом хабе может быть организована физическая торговля 113 млрд м3 для внутреннего и внешнего рынков, что существенно превосходит поставки газа по газопроводу «Сила Сибири» в Китай и обеспечивает достаточную рыночную диверсификацию для российских производителей газа (рис. 4).

ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Быстро изменяющиеся рыночные условия на мировом и азиатском газовых рынках требуют использования новых эффективных технологий и рыночных стратегий. Правительства стран, в которых реализуются экспортные проекты, оказывают колоссальную поддержку владельцам и операторам газовых проектов.

Последний регион в мире, в котором отсутствует газовый хаб, – Азия. На роль газового хаба претендуют Сингапур, Китай и Япония. Россия может вступить в эту борьбу не только в качестве крупного поставщика, но и как эффективный центр торговли газом.

Газовый хаб может быть создан во Владивостоке.

Деятельность газового хаба обеспечит: рост добычи газа и рост эффективности недропользования в России; снятие энергетического дефицита для развития газо- и нефтехимии в Дальневосточном федеральном округе (ДФО); рост эффективности использования соз­данной газотранспортной системы «Сахалин – Владивосток»; диверсификацию экспортных рынков сбыта; повышение устойчивости работы газотранспортной системы на востоке страны; создание условий для конкурентного внут­реннего рынка; создание новых рабочих мест и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней; развитие финансовой и биржевой инфраструктуры в ДФО; создание инфраструктуры торговли трубопроводным газом и СПГ для национальных потребителей и для экспортных поставок; повышение роли России на энергетическом рынке АТР; множество поставщиков СПГ и трубопроводного газа; развитие промышленного потенциала ДФО; мультипликативный (синергетический) эффект от выполнения вышеперечисленных планов.

Таблица 1. Этапы развития рыночных газовых хабов

Table 1. Stages of development of market gas hubs

Таблица 2. Условия для создания рынка природного газа

Table 2. Conditions for the creation of a natural gas market

Рис. 1. Глобальный рост спроса на газ по регионам мира (млрд м3) [4]

Fig. 1. Global gas demand growth by region of the world (billion m3) [4]

Таблица 3. Сравнительный анализ основных вариантов газового хаба в Азии [5]

Table 3. Comparative analysis of the main options for a gas hub in Asia [5]

Источник информации: Экономическая лаборатория Александра Климентьева

Source of information: Alexander Klimentiev’s Economics Laboratory

Рис. 2. Ожидаемые потоки российского газа в АТР к 2030 г. (инерционный сценарий)

Fig. 2. Expected flows of Russian gas to the Asia-Pacific region by 2030 (inertial scenario)

Таблица 4. Объемы поставки природного газа в АТР

Table 4. Volumes of natural gas supply to the Asia-Pacific region

Источник информации: Экономическая лаборатория Александра Климентьева

Source of information: Alexander Klimentiev’s Economics Laboratory

Таблица 5. Независимые производители газа в Восточной Сибири

Table 5. Independent gas producers in Eastern Siberia

Источник информации: Экономическая лаборатория Александра Климентьева

Source of information: Alexander Klimentiev’s Economics Laboratory

Таблица 6. Рыночная роль восточно-сибирского газа на Дальнем Востоке

Table 6. The market role of East-Siberian gas in the Far East

Источник информации: Экономическая лаборатория Александра Климентьева

Source of information: Alexander Klimentiev’s Economics Laboratory

Рис. 3. Ожидаемые потоки российского газа в АТР к 2030 г. (сценарий хаба)

Fig. 3. Expected Russian gas flows to the Asia-Pacific region by 2030 (hub scenario)

Источник информации: Экономическая лаборатория Александра Климентьева

Source of information: Alexander Klimentiev’s Economics Laboratory

Рис. 4. Роль газового хаба во Владивостоке в торговле российским газом к 2030 г.

Fig. 4. The role of the gas hub in Vladivostok in the trade of Russian gas by 2030

Источник информации: Экономическая лаборатория Александра Климентьева

Source of information: Alexander Klimentiev’s Economics Laboratory

Рис. 5. Газовый хаб во Владивостоке к 2030 г.

Fig. 5. Gas hub in Vladivostok by 2030

Источник информации: Экономическая лаборатория Александра Климентьева

Source of information: Alexander Klimentiev’s Economics Laboratory

Входящий в состав холдинга АО «Сибирская Промышленная Группа» подольский Завод «ПромИнТех» последовательно расширяет номенклатуру продукции, востребованной в нефтегазовом секторе. Собственный проектно-конструкторский центр, высокоточное оборудование и цифровые технологии программирования полного жизненного цикла продукции позволяют предложить потребителю комплексные решения с высоким качеством и коротким сроком реализации. Производственная культура крупнейшего завода машиностроительного дивизиона АО «СПГ» служит примером и перенимается другими предприятиями холдинга.

Запорно-регулирующая арматура (ЗРА), криогенное оборудование, арматура для высоких температур и агрессивных сред, выпускаемые ООО «Завод «ПромИнТех», пользуются заслуженным спросом у газовиков и нефтяников, зачастую превосходя по качественным характеристикам аналоги иностранного производства. Примером может служить новая продукция Завода – быстродейст­вующие шаровые краны. Этот тип ЗРА, предназначенный для оперативного управления потоком рабочей среды, разработан проектным центром Завода «ПромИнТех» и внедрен в серийное производство в рамках федеральной Программы по импортозамещению.

Называемые также предохранительными запорными кранами, быстродействующие шаровые краны применяются на трубопроводах, которые заполняются средой с высокой концентрацией сероводорода, метанола и других аварийно-опасных компонентов. Ключевым преимуществом таких кранов выступает конструкционная возможность перекрыть поток жидкости или газа менее чем за одну секунду, что позволяет минимизировать риски возникновения аварийной ситуации в трубопроводе.

Быстродействующие шаровые краны широко применяются на нефтеперерабатывающих заводах, предприятиях нефте- и газохимии. Данный вид ЗРА активно использует ПАО «Газпром» для своих газопроводов нового поколения – таких как «Северный поток», а также Северный и Южный коридоры, в состав которых входят магистрали «Грязовец – Выборг», «Бованенково – Ухта», «Ухта – Торжок» и др.

Ведущими мировыми производителями быстродействующих шаровых кранов в мире считаются британская компания IMI, итальянская ATV и американское предприятие Mogas. На базе собственного инжинирингового центра Завод «ПромИнТех» одним из первых на российском рынке самостоятельно разработал конструкторскую документацию и освоил производство быстродействующих шаровых кранов, позволяющих осуществлять открытие и закрытие потока рабочей среды всего за 0,4 сек – вдвое быстрее установленной нормы. Отвечающие наиболее высоким стандартам отрасли, быстродействующие шаровые краны «ПромИнТех» дают хороший пример производства на основе импортозамещения продукции, превосходящей по качественным характеристикам исходные иностранные аналоги.

КРИОГЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ – СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯК ЗРА

В связи с расширением производства в России сжиженного природного газа (СПГ) и гелия очевидно повышение спроса на трубопроводную криогенную арматуру. К такому оборудованию предъявляются особые требования, обусловленные спецификой воздействия криогенных температур. Эти особо низкие температуры меняют свойства полимерных уплотнителей, нарушая герметичность и снижая эффективность работы ЗРА.

В 2017 г. в инжиниринговом центре Завода «ПромИнТех» была подготовлена конструкторская документация на модель шарового крана с нижним температурным порогом использования –196 °С. Она включала в себя разработку удлиненного сильфона с паровой рубашкой для поддержания уплотнения штока в необходимом температурном интервале, а также конструкции увеличенного седла и уплотнения для гарантии герметичности. Конструкторская документация на криогенное оборудование разработана заводом в соответствии с ГОСТ 21957–76. В том же 2017 г. Завод «ПромИнТех» успешно прошел технический аудит «Бюро Веритас» и был рекомендован в качестве поставщика криогенной арматуры для крупнотоннажного завода СПГ на о-ве Сахалин.

ЗАПРОГРАММИРОВАНО НА УСПЕХ

Как и в случае с быстродействующими шаровыми кранами, при разработке криогенного оборудования на Заводе «ПромИнТех» интервал «от идеи до конвейера» был значительно сокращен благодаря специально адаптированному под специфику производства ЗРА программному обеспечению. Современная PLM-система (от англ. product lifecycle management) позволяет управлять жизненным циклом продукции от ее проектирования до финальной стадии серийного производства.

Процесс создания конструкторской документации начинается с определения структурного состава изделий. Затем на основе программы сквозного трехмерного проектирования строится 3D-модель. После этого в инжиниринговом центре осуществляется расчет для создания управляющих программ и симуляции последующего производственного процесса на каждом агрегате. Комплект двухмерной документации (чертежей) формируется автоматически на основе взаимодействия с 3D-моделированием. Сформированные данные поступают на станки с программным обеспечением для производства продукции.

ТРАДИЦИИ ПРОФЕССИОНАЛИЗМА

Важно отметить, что высокое качество продукции напрямую зависит от квалификации сотрудников, их профессионализма, особой культуры производства, выработанной за годы существования и развития компании. Социальная политика Завода «ПромИнТех» как ведущего машиностроительного предприятия холдинга АО «Сибирская Промышленная Группа» ориентирована на развитие эффективной системы мотивации и повышение квалификации персонала.

В 2018 г. на Заводе «ПромИнТех» был организован конкурс «Лучший по профессии» в традициях компаний – лидеров российской промышленности. Конкурс проводился в номинациях «Лучший оператор станков ЧПУ» и «Лучший слесарь механосборочных работ». Победителей на основе результатов теоретических и практических экзаменов методом голосования определяла конкурсная комиссия под председательством операционного директора ООО «Завод «ПромИнТех» П. В. Дубовицкого, в состав которой вошли руководители подразделений завода и управляющей компании – АО «СПГ». Подводя итоги, представители комиссии отметили высокий профессионализм всех участников конкурса.

В конце декабря 2018 г. на торжественном собрании заводского коллектива победители конкурса «Лучший по профессии» были награждены почетными грамотами и денежными премиями. Руководством АО «Сибирская Промышленная Группа» конкурс признан эффективным инструментом достижения приоритетных корпоративных целей. В 2019 г. конкурс «Лучший по профессии» будет проведен и на других производственных предприятиях холдинга, таких как Ижорский трубопрокатный завод и Ижевский завод изоляции.

АО «СПГ»

117638, РФ, г. Москва,

ул. Одесская, д. 2, эт. 12

Тел.: +7 (495) 230-75-01

E-mail: office@aospg.ru

www.aospg.ru

ПЕРЕЧЕНЬ ОТМЕНЕННЫХ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ» (СТО газпром и Р Газпром) в период с 01.03.2019 по 31.03.2019

Якутия – крупнейший по территории регион России, расположенный в северо-восточной Сибири. Ее площадь составляет 3,1 млн км2. В современных условиях важное стратегическое и экономическое значение приобретает топливно-энергетическое сырье (уголь, газ, нефть, конденсат), выявленное на более чем 20  % континентальной территории Якутии. Балансовые запасы нефти на сегодняшний день составляют 330 млн т, природного газа – 2,4 трлн м3, и это при том, что геологически изучено не более 10  % территории четырех якутских нефтегазовых провинций.

История газификации Якутии начинается с далекого 1967 г. В 2017 г. в Республике Саха (Якутия) отмечали 50‑летие газификации.

Начало газификации начиналось с открытия и освоения Усть-Вилюйского газоконденсатного месторождения (ГКМ), которое имело большое общественно-политическое и социально-экономическое значение. В конце 50‑х гг. ХХ в. численность населения и количество промышленных предприятий в столице республики г. Якутске увеличивалось интенсивными темпами. Остро встал вопрос обеспечения теплом и электроэнергией в целях поддержания систем жизнеобеспечения всего градообразующего комплекса. В этой ситуации академик Н. В. Черский, первый директор Института физико-технических проблем Севера имени В. П. Ларионова СО РАН (ИФТПС СО РАН), в то время председатель президиума Якутского филиала СО АН СССР, один из первооткрывателей Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции Якутии, предложил поднять вопрос о газификации г. Якутска. В проектировании, строительстве и дальнейшей эксплуатации газопровода «Мастах – Берге – Якутск» принимали активное участие ученые Института мерзлотоведения, Института физико-технических проблем Севера и других институтов ЯФ АН СССР. Впервые под руководством будущего академика РАН В. П. Ларионова были разработаны новые технологии сварки при низких климатических температурах Крайнего Севера. Впоследствии с конца 60‑х по 90‑е гг. ХХ столетия на газопроводе вышеупомянутыми научными организациями регулярно проводились обследования, научно-исследовательские работы и изыскания.

На сегодняшний день газоснабжение центральной части Якутии обеспечивается по газотранспортной системе (ГТС) «Средне-Вилюйское ГКМ – Мастах – Берге – Якутск», состоящей из трех ниток. Первая нитка магистрального газопровода (МГ) «Таас – Тумус – Якутск» эксплуатируется с 1968 г., а вторая нитка «Мастах – Берге – Якутск» – с 1982 г. Размеры трубопровода – 529 × 7 мм, марка стали – 09Г2С, способ прокладки – подземный, трубопровод рассчитан на рабочее давление 5,5 МПа, глубина залегания на исследованном участке 0,5–0,8 м. В целях обеспечения повышения надежности транспортировки газа начиная с 2001 г. началось поэтапное строительство 3‑й нитки МГ «Средне-Вилюйское ГКМ – Мастах – Берге – Якутск», которое было завершено в 2014 г. Эксплуатацией данной системы занимается АО «Сахатранснефтегаз».

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ АО «САХАТРАНСНЕФТЕГАЗ»

Общая протяженность ГТС «Средне-Вилюйское ГКМ – Мастах – Берге – Якутск» составляет 2693 км (табл. 1), в том числе магистральные газопроводы и газопроводы-отводы. Количество действующих автоматизированных газораспределительных станций (АГРС) – 58 ед., районных распределительных станций (РРС) – 38 ед., опорные пункты и базы – 12 ед.

Как видно из таблицы, доля МГ, срок эксплуатации которых превышает 35 лет, составляет 26  % от всей протяженности. В этой связи с каждым годом уделяется большое внимание определению технического состояния МГ с помощью технического диагностирования (рис. 1).

Ввиду того, что на МГ со сроком эксплуатации свыше 35 лет отсутствует техническая возможность (отсутствие камер запуск-приема очистных устройств, трубы с подкладными кольцами) для проведения внутритрубной диагностики, а также учитывая несовершенство существующих методик проведения экспертиз промышленной безопасности, для выявления более объективной картины по техническому состоянию данных объектов АО «Сахатранснефтегаз» привлекает научные институты, в том числе ИФТПС СО РАН.

Данные работы выполняются в рамках научно-исследовательских работ (НИР) и на локальных участках МГ. Одна из таких работ представлена в следующем разделе данной статьи.

АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКА 269–271 КМ 1‑Й И 2‑Й НИТОК МГ «ТААС – ТУМУС – ЯКУТСК», «МАСТАХ – БЕРГЕ»

Работы в рамках НИР включали: проведение рекогносцировки, визуальное обследование состояния трассы газопровода, отбор проб прилегающего грунта для проведения лабораторных исследований, проведение температурных замеров грунта и стенок газопровода, инструментальные исследования материала трубы, численные расчеты тепловлажностного режима и пучения грунта, а также разработку рекомендаций по повышению надежности.

Исследования материала трубы включали в себя следующие работы:

– измерение толщины стенок газопровода ультразвуковым толщиномером, которое позволяет произвести оценку остаточной толщины стенок трубы и коррозионного износа трубы;

– определение твердости материала газопровода переносным твердомером. Путем пересчета значений твердости определяются механические свойства металла трубы;

– измерение продольных и кольцевых механических напряжений, которое позволяет произвести оценку напряженно-деформированного состояния трубы;

– измерение скорости звука в металле трубы с помощью автоциркуляционного измерителя скорости акустических волн «ИСАВ-1» (рис. 2). Данная методика позволяет оценить состояние металла по скорости распространения звуковой волны в материале трубы;

– бесконтактную магнитометрическую диагностику с применением прибора ИКН 6М-8 (рис. 3), которая выявляет локальные зоны концентрации напряжений трубы газопровода.

Кроме того, в ходе полевых работ проводились измерения температуры стенки трубы и грунта вблизи газопровода, определение глубины оттаивания грунта.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

В рамках НИР использованы результаты лабораторных исследований материала трубы. Целью данных исследований стало изучение влияния деградационных процессов на механические и прочностные свойства основного металла МГ. Проведены испытания на одноосное растяжение, ударный изгиб и определение статической трещиностойкости материала труб аварийного запаса и после длительной эксплуатации.

Анализ результатов испытаний образцов на растяжение показал, что деградационные процессы слабо отражаются на механических характеристиках (рис. 4). Отношение предела текучести к временному сопротивлению изменилось от 0,75 для труб аварийного запаса до 0,80 – после эксплуатации. По требованиям СНиП 2.05.06–85 [7] для низколегированной конструкционной стали эта величина не должна быть больше 0,90. Значительным изменениям подверглись ударная вязкость и трещиностойкость материала труб. Ударная вязкость металла трубы за 50 лет эксплуатации снизилась относительно аварийного запаса более чем на 30  % и составила 160 Дж/см2 при температуре 20 °С. Результаты исследований трещиностойкости также показывают, что после длительной эксплуатации снижаются показатели сопротивления материала к хрупким разрушениям.

Исследования, проведенные в данном разделе, показывают, что структурно-деградационные изменения, происходящие при длительной эксплуатации, хорошо отражаются на способности материала сопротивляться хрупким разрушениям. Использование данных характеристик целесообразно для оценки степени деградации материала.

Для оценки условий подземной прокладки трубопровода были проведены численные расчеты тепловлажностного режима грунта и численная оценка динамики пучения грунта. Расчет тепловлажностного режима грунта выполнен для варианта с наличием подземных вод. Полученный график распределения температур и суммарной влажности в разрезе двумерной области с газопроводом представлен на рис. 5. Глубина и ширина области, соответственно, равны 16 м и 54 м.

В правом нижнем углу на глубине 16 м поступает грунтовая вода с положительной температурой 0,2 °С (закрытая система). Сверху идет обычное циклическое сезонное промерзание и протаивание грунта с учетом атмосферных осадков и испарений. Наличие грунтовой воды оказывает отепляющее влияние на температурный режим горного массива. Циклическое промерзание – протаивание с поверхности вызывает миграцию грунтовой воды, происходит образование инъекционного льда (рис. 5) на глубине 12–16 м. Данный процесс в геокриологии известен как бугры пучения (булгунняхи – якутское название).

На рис. 6 приведена рассчитанная динамика пучения грунта на открытом участке в левом и правом конце газопровода рассматриваемой области.

Увеличение инъекционного льда приводит с каждым годом к повышению напряженно-деформационного состояния трубопровода. Неоднородность поднятия газопровода небольшая, влияние ее незначительно.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Текущее состояние материала газопровода на исследованном участке удовлетворительно, недопустимых коррозионных повреждений не обнаружено. Возникающие в газопроводе продольные напряжения 76 МПа от нормативных нагрузок и воздействий (внутреннего давления и температурного перепада до 50 °С) не превышают расчетные сопротивления 144,5 МПа при растяжении (сжатии) металла труб и сварных соединений.

Экспериментальные исследования показывают, что существенного изменения механических свойств металла труб МГ не наблюдается (табл. 2). Изменения механических свойств лежат в 10 %-ном интервале погрешности. За время эксплуатации (50 лет) значительному изменению подверглись параметры сопротивления хрупкому разрушению, а именно ударная вязкость с острым надрезом и критический коэффициент интенсивности напряжений, которые служат основными параметрами, характеризующими надежность и хладостойкость материала. Сравнение с характеристиками в начале эксплуатации показывает снижение данных параметров до 50–65  %. Несмотря на это, данные параметры имеют достаточный запас до своего предельного состояния.

Значения, полученные на исследованных участках (269–271 км МГ) с помощью собственной методики неразрушающего контроля ударной вязкости, показали, что данные параметры также имеют запас до достижения своего предельного состояния, но требуют периодического мониторинга для обеспечения надежности и безопасной эксплуатации. При последующих технических диагностиках рекомендуется уделять внимание именно этим характеристикам металла трубы для оценки степени деградации.

Численные расчеты показывают, что грунт подвергается сезонному пучению с амплитудой 3,6 см, положение газопровода при этом меняется незначительно – на 1,1 см. Пиковые значения расшатывания грунта: в середине мая – максимальное, в конце сентября – минимальное. Сезонное расшатывание газопровода происходит с некоторым опозданием.

Численные расчеты тепловлажностного режима и пучения грунта в зоне открытого участка на 271‑м км показывают, что многолетняя динамика пучения имеет максимальные значения в местах выхода трубы из грунта в начале и конце открытого участка. После 10 лет при наличии подземных грунтовых вод эти значения могут достигать 30–40 см, при этом относительное поднятие и напряженно-деформированное состояние трубы газопровода на данном участке незначительное.

Исследованный в рамках данной работы участок газопровода соответствует нормативным требованиям, в то же время на всем протяжении трассы МГ существуют участки, пролегающие в более сложных и опасных условиях. Для более подробной и полной оценки текущего состояния газопровода и условий его пролегания необходимо предварительное выделение потенциально опасных участков трассы и последующее их тщательное обследование.

Таблица 1. Сроки эксплуатации ГТС «Средне-Вилюйское ГКМ – Мастах – Берге –Якутск»

Table 1. Dates of operation of the gas transportation system Sredne-Vilyuiskoye gas condensate field – Mustakh – Berge – Yakutsk

Рис. 1. Динамика проведения диагностирования МГ и газового оборудования, эксплуатируемых линейным производственным управлением МГ

Fig. 1. Dynamics of diagnostics of gas pipelines and gas equipment operated by linear production management of gas pipelines

Рис. 2. Общий вид прибора ИСАВ-1

Fig. 2. General view of the instrument ISAB-1

Рис. 3. Прибор ИКН 6М-8 со сканирующим устройством типа 11-6КБ

Fig. 3. Instrument IKN 6M-8 with scanning device type 11-6KB

Рис. 4. Характеристики материала труб: а) ударная вязкость; б) трещиностойкость

Fig. 4. Characteristics of the pipe material: a) impact strength; b) crack resistance

Рис. 5. Распределение через 5 лет: а) температуры; б) суммарной влажности

Fig. 5. Distribution after 5 years: a) temperature; b) total moisture

Рис. 6. Динамика пучения грунта по времени при наличии подземных вод

Fig. 6. Dynamics of soil heave by time in the presence of groundwater

Таблица 2. Механические свойства металла исследованных труб

Table 2. Mechanical properties of the metal of the investigated pipes

В настоящее время на компрессорных станциях (КС) ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» существует несколько вариантов обеспечения сжатым воздухом оборудования компрессорных цехов (КЦ). В состав единой пневматической системы КЦ обычно входят не менее двух воздушных компрессоров, системы очистки и осушки воздуха, сеть трубопроводов до оборудования, использующего сжатый воздух. Состав оборудования таких систем определяется величиной давления, необходимым расходом и требованиями по степени очистки и осушки воздуха. Наиболее распространенный диапазон давления общецеховых пневматических систем составляет 0,6–1,2 МПа [1–4].

В некоторых случаях подача сжатого воздуха производится установкой локального компрессора и дополнительных устройств для каждой единицы оборудования. Так организовано воздухоснабжение газоперекачивающих агрегатов (ГПА) 16М на КС «Елизаветинская» и других КС с такими же агрегатами. Особенность агрегатов этого типа состоит в отсутствии подшипников ротора центробежного нагнетателя (ЦБН) газа и использовании системы магнитного подвеса. Ротор с рабочими колесами удерживается в рабочем положении в корпусе нагнетателя с помощью управляемого электромагнитного поля. Для удержания и стабилизации положения ротора при работе агрегата система магнитного подвеса потребляет около 5 кВт электрической энергии, часть которой выделяется в виде тепла элементами магнитного подвеса в корпусе нагнетателя. Для отвода этого тепла используется часть воздушного потока, нагнетаемого одним из двух компрессоров буферного воздуха (КБВ), установленных на каждом агрегате. Применяемые КБВ имеют мощность по 22 кВт, производительность – 10 м3/мин с напором 60 кПа. Другая часть воздушного потока КБВ вентилирует зону между двумя лабиринтными уплотнениями нагнетателя, что гарантированно предотвращает появление взрывоопасной концентрации газа после вторых ступеней пакетов газовых динамических уплотнений (ГДУ). Такая конструкция не предусматривает тщательной очистки и осушки воздуха, что неизбежно отрицательно влияет на состояние и ресурс устройств, использующих сжатый воздух.

Наиболее требовательны к качеству подготовки сжатого воздуха системы ГДУ, барьерные уплотнения которых используют сжатый воздух. Рассмотрим более детально конструкции барьерных уплотнений и их влияние на работу ГДУ в целом, чтобы более подробно обосновать технико-экономическую выгоду от применения качественных систем очистки воздуха.

ТИПЫ БАРЬЕРНЫХ УПЛОТНЕНИЙ

В мировой практике используются барьерные уплотнения четырех типов. Далее они описаны в порядке появления и с учетом широты распространения и стоимости.

Лабиринтное уплотнение применяется с 1980-х гг. (рис. 1а). Принцип работы заключается в создании барьера из воздуха между вторичной ступенью ГДУ и масляным подшипником либо магнитным подвесом. Изготавливается из дюралюминия или бронзы.

Лабиринтные уплотнения широко распространены за счет низкой стоимости. Это наиболее простое решение для ГДУ может работать при медленном вращении вала. Чистота применяемого барьерного газа – 10–20 мкм без капельной влаги. Лабиринтные уплотнения не чувствительны к точке росы барьерного газа. К минусам следует отнести наличие постоянного зазора с валом. При выключении подачи буферного газа лабиринтное уплотнение пропускает масло с подшипника внутрь сухого уплотнения, что приводит к выходу из строя ГДУ. Помимо этого, из-за жесткой конструкции при повышенных вибрациях или опускании вала могут повреждаться зубья лабиринта, что повышает расход буферного газа и снижает работоспособность барьерного уплотнения.

Щелевое уплотнение с постоянным зазором представлено на рис. 1б. В качестве примеров можно рассмотреть уплотнения следующих типов: Espey (EagleBurgmann), T82 (John Crane), K-MRC (Kaydon) и др. Принцип действия уплотнения основан на том, что пара графитовых «плавающих» колец охватывают вал, создавая равномерный зазор по всей окружности вала. В отличие от лабиринтного уплотнения, за счет подвижной структуры «плавающие» графитовые кольца не могут быть повреждены из-за повышенной вибрации либо смещений вала. За счет более плотного обхвата вала (зазор <0,1) графитовые кольца расходуют меньше барьерного газа, чем лабиринтное уплотнение. Данный вид уплотнения имеет возможность работать при медленном вращении вала. К минусам данных уплотнений относится наличие постоянного зазора, как у лабиринтного уплотнения, что периодически приводит к пропуску масла при отключении КБВ, а также чувствительность к качеству воздуха. Требуется очистка барьерного газа до 10–20 мкм.

Щелевое уплотнение с перекрываемым зазором показано на рис. 1в. Примерами служат тип CSR (EagleBurgmann) и тип K-CBS (Kaydon). Данный тип уплотнения отличается от графитового уплотнения с постоянным зазором тем, что на торцевую поверхность графитовых сегментов со стороны вала нанесены газодинамические канавки. При отсутствии вращения вала данное уплотнение плотно, без зазора обхватывает вал, не позволяя проникать маслу с подшипника в сторону сухого уплотнения, даже когда отключен КБВ. Когда вал начинает вращаться, газодинамические канавки захватывают газ и «всплывают» над валом, создавая плотную газодинамическую пленку (3–5 мкм), препятствующую проникновению масла. Расход барьерного газа через такое уплотнение в 5–8 раз меньше, чем у лабиринтного. К минусам относится чувствительность к повышенной вибрации, невозможность работать на медленном вращении и с очень низкой точкой росы барьерного газа. В основном применяется на нефтеперерабатывающих и химических предприятиях с повышенными требованиями по экологии выбросов. Рекомендуемая очистка барьерного газа – до 5 мкм.

Торцевое коаксиальное уплотнение представлено на рис. 1г, например тип CobaSeal (EagleBurgmann). Довольно редкое уплотнение, сложное в обслуживании. Компоновка сходна с обычным торцевым механическим уплотнением. Отличие от пары трения ГДУ состоит в том, что на одном из колец нанесено два контура газодинамических канавок. Применяется на нефтеперерабатывающих и химических предприятиях с повышенными требованиями по экологии выбросов. Высокая стоимость и сложность в обслуживании и эксплуатации ограничивают распространение данного вида уплотнений.

АНАЛИЗ РАБОТЫ ГДУ

В ПАО «Газпром» бóльшая часть сухих ГДУ, установленных на компрессорах с масляными подшипниками, используется с лабиринтными уплотнениям, меньшая – с щелевым уплотнением с постоянным зазором, еще реже – с CSR или K-CBS, как на КС «Северная». На примере этих барьерных уплотнений проанализируем работу ГДУ в целом.

Рассмотрим самый распространенный в ПАО «Газпром» тип ГДУ – двухступенчатое уплотнение в компоновке «тандем» без промежуточного лабиринта (рис. 2). В линию А на первичную ступень уплотнения подается очищенный перекачиваемый газ. Очистка происходит, как правило, фильтрами тонкой очистки панели управления. Тонкость очистки – не крупнее 3 мкм.

Бóльшая часть утечки после первичной ступени по каналу B уходит на свечу, остальное проходит через вторичную ступень и по каналу С, смешавшись с барьерным воздухом, поступающим по каналу D, уходит в атмосферу. Вторая половина барьерного воздуха (канал D) отдувает масло со стороны масляного подшипника нагнетателя.

Как видно из схемы ГДУ (см. рис. 2), внутри уплотнения чистота поддерживается за счет подачи очищенных газов, что позволяет продлить ресурс уплотнений. Тем не менее влияние степени очистки барьерного газа на состояние и работу ГДУ в целом следует рассмотреть подробнее.

Согласно компоновке уплотнения барьерный воздух не в состоянии при нормальной работе уплотнения достичь первичной ступени, т. е. влияние на первичную ступень ГДУ отсутствует. При этом на вторичной ступени барьерный газ достигает пары трения и, что наиболее важно, динамического диаметра, по которому движется герметизирующее кольцо под торцом вторичной ступени.

Чистота барьерного воздуха составляет 5–20 мкм, но, помимо размера пропускаемых частиц, важно их количество. Как показывает практика, иногда при подаче барьерного воздуха в систему поступает большое количество частиц ржавчины и мелкодисперсной пыли, которую воздушные фильтры пропускают. Эта пыль, поступая внутрь вторичной ступени уплотнения, оседает на динамическом диаметре под герметизирующим кольцом и через некоторое время существенно снижает подвижность торца вторичной ступени вплоть до полной блокировки.

При сравнении лабиринтного уплотнения с щелевым более надежным следует признать второе, поскольку для щелевого уплотнения применяется более чистый барьерный газ. Также из-за меньшего зазора между валом и графитовыми кольцами объем поступающего барьерного воздуха в несколько раз меньше, чем для лабиринтного уплотнения. Например, для барьерных уплотнений на вал 150 мм расход для лабиринтного типа – 26,8 моль (600 Нл/мин), а для щелевого типа – 5,4 моль (120 Нл/мин).

Таким образом, при использовании щелевого барьерного уплотнения время накопления критического количества загрязнения на динамическом диаметре вторичной ступени уплотнения как минимум в пять раз больше.

При работе лабиринтного уплотнения после вторичной ступени может поддерживаться избыточное давление до 5 кПа (полость CD, см. рис. 2), что создает противодавление для вторичной ступени сухого уплотнения, так как в линии первичной утечки – атмосферное давление. Это влияет на скорость износа рабочих поверхностей пары трения вторичной ступени, так как при пусках-остановах стабильный зазор между кольцами вторичной ступени устанавливается намного позже, и пара трения вторичной ступени дольше трется всухую.

ПРАКТИЧЕСКИЕ ПРИМЕРЫ

Пример такой ситуации можно наблюдать на сухих уплотнениях для нагнетателей ГТНР-25И (PCL804-2/36/В). У поступающих на сервисное обслуживание ГДУ кольца первичной ступени обычно не несут видимых следов выработки (рис. 3а), полированная поверхность без повреждений. Тогда как кольца вторичной ступени (рис. 3б) имеют сильно потертую поверхность и чаще подлежат замене, несмотря на то, что вторичная ступень по определению должна работать без нагрузки.

В панелях управления сухими газодинамическими уплотнениями на ГТНР-25И для подачи воздуха на барьерные уплотнения используются воздуходувки Robuschi. Воздух от них проходит одноступенчатую очистку через фильтр 20 мкм. На фото (рис. 4) продемонстрировано состояние динамического диаметра и наличие загрязнения, которое влияет на подвижность динамического кольца и работоспособность вторичной ступени ГДУ в целом.

Второй тип барьерных уплотнений – щелевые с постоянным зазором (рис. 5). Подобный тип барьерных уплотнений установлен в ГДУ DGS 21/220-TA2-U в составе ГПА-25/76 ДН80Л (RV090/02) «Газпром трансгаз Югорск» и «Газпром трансгаз Чайковский». Количество проходящих через фильтры частиц для данных уплотнений значительно меньше, поэтому обслуживание требуется проводить не чаще одного раза в три-четыре года, при этом зависимости работоспособности основного ГДУ от барьерного уплотнения не ощущается за исключением нескольких случаев отключения КБВ и попадания масла внутрь сухого уплотнения.

Для работы барьерных уплотнений третьего типа K-CBS (Kaydon), как на КС «Северная», требуются особые условия подготовки барьерного воздуха. Напомним, что такое барьерное уплотнение работает за счет газодинамических канавок с очень малым зазором и требует наиболее чистого газа из всех перечисленных вариантов.

Организованные на КС «Северная» мероприятия для подготовки воздуха высокой очистки позволили барьерным уплотнениям успешно работать длительное время, а также продлить ресурс основных ГДУ. По данным статистики для этой станции, срок наработки ГДУ без ремонта достигает 60 тыс. ч. Этот показатель намного превосходит средние значения по магистральным газопроводам ПАО «Газпром».

Проанализируем условия, при которых был получен этот результат. В 1995 г. на стадии проектирования КС «Северная» разработчиками проекта было предусмотрено сооружение универсальной общестанционной системы воздухоснабжения для всех потребностей оборудования.

В соответствии с проектом сжатый воздух используется для работы: четырех пневматических систем управления заслонками утилизаторов тепла ГПА; воздушных буферных узлов сухого газового уплотнения ЦБН; автоматики подогревателя топливного газа; а также для управления заслонками калориферов отопления четырех зданий ГПА, насосной горюче-смазочных материалов и узла подготовки топливного газа. В качестве источников сжатого воздуха были предусмотрены два электроприводных компрессора Sullair винтового типа производительностью 4,39 м3/мин и система очистки и осушки воздуха с использованием регенерируемых колонн, заполненных силикагелем.

Второй, выступающий в качестве основного, источник сжатого воздуха представлен последней ступенью каждого из четырех осевых компрессоров ГПА. Для этого в проекте предусмотрены два подземных стальных коллектора Ду-150 и Ду-200, расположенных вдоль линии коллекторов технологической обвязки ЦБН.

В коллекторе Ду-150 с использованием обратных клапанов собирается воздух с выходной ступени всех четырех газогенераторов ГПА, который далее по трубопроводу Ду-50 выведен в помещение воздушной компрессорной и соединен в буфере с выходом двух электроприводных компрессоров Sullair на вход системы очистки и осушки воздуха. Давление на выходе осевых компрессоров при работе ГПА находится в пределах 0,60–1,15 МПа. В этом же диапазоне работают компрессоры Sullair, которые при работе хотя бы одного ГПА не включаются.

Очищенный и осушенный воздух далее разводится по объектам КС и поступает во второй коллектор Ду-200 для технологических потребностей оборудования ГПА. Отбор потребляемого количества сжатого воздуха, с учетом примененного типа уплотняющих узлов буферного воздуха, не оказывает заметного влияния на параметры ГПА и вместе с тем имеет следующие плюсы:

– сохраняется ресурс воздушных компрессоров, так как их работа необходима, только если на КС нет работающих ГПА;

– воздух проходит тройную очистку и двойную осушку (фильтрующие устройства воздухозаборного устройства ГПА, устройство конденсации влаги в укрытии ГПА, установка осушки воздуха, фильтрующие устройства в воздушной компрессорной и фильтрующие устройства в укрытии ГПА);

– система осушки работает с равномерным постоянным расходом, поддерживая относительную влажность воздуха <1,0 %.

Следующим фактором, влияющим на ресурс работы воздушных буферных и газовых узлов ГДУ, выступает размер фильтруемых частиц. На ГПА КС «Северная» для очистки буферного воздуха и газа, поступающего в зону ГДУ, используются однотипные фильтр-элементы с качеством очистки до 0,1 мкм.

Продемонстрируем качество очистки воздуха стабильностью работы буферных узлов Kaydon. Так, в начале 2000-х гг. эксплуатировавшая их у себя компания Solar произвела их полную замену на узлы типа Espey (EagleBurgmann), работающие с вдвое меньшим перепадом давления и более высоким расходом барьерного газа.

На КС «Северная» в 2004 г. на ГПА «Таурус 60» № 2 и 3 был выявлен нестабильный расход воздуха по воздушным буферным узла Kaydon, что послужило верным признаком возможного отказа. Летом 2005 г. для решения проблемы произвели замену этих буферных узлов на всех агрегатах при наработке 13,5–16,5 тыс. ч. При этом на ГПА № 1 и 2 установили новые узлы Kaydon такой же модели, а на ГПА № 3 и 4 – новые узлы EagleBurgmann. В это же время модернизировали систему осушки воздуха за счет установки датчика влажности и управления переключением осушительными колоннами при влажности воздуха 1,0 %. До этого обратной связи по влажности воздуха не было, переключение производилось через устанавливаемый интервал времени.

Использование воздуха с влажностью <1,0 % устранило главную причину неисправностей буферных узлов Kaydon – потерю подвижности трехсегментных графитовых кольцевых уплотнений. Мелкодисперсные продукты износа графита при отсутствии влаги удаляются потоком сухого воздуха и не влияют на работоспособность узла.

Газовые уплотнения первичных и вторичных ступеней на всех четырех агрегатах установлены в 1998 г. и за это время не ремонтировались. В 2012 г. на всех агрегатах произведена модернизация систем управления ГДУ с целью контроля и архивирования параметров воздушных буферных узлов и газовых уплотнений первичной и вторичной ступеней.

Таким образом, наблюдаемая динамика изменения параметров позволяет прогнозировать оставшийся ресурс, планировать заранее и при необходимости проводить обслуживание или ремонт ГДУ. С 2005 г. до настоящего времени ГДУ на всех агрегатах КС «Северная» работают исправно, контролируемые параметры находятся в пределах нормы.

Наработка элементов ГДУ на агрегатах КС «Северная» представлена в таблице.

ВЫВОДЫ

Опыт эксплуатации и ремонта систем ГДУ на объектах ПАО «Газпром» подтверждает прямую зависимость эксплуатационного ресурса ГДУ и барьерных уплотнений от качества очистки и осушки газов, подаваемых в рабочие зоны элементов ГДУ.

Смонтированная на КС «Северная» система отбора и подготовки воздуха от газотурбинного двигателя потребовала дополнительных затрат при строительстве, но экономический эффект в виде снижения эксплуатационных расходов за 20 лет многократно их окупил: ресурс воздушных компрессоров в настоящее время не использован даже на 50 %, наработка воздушных барьерных уплотнений ГДУ на агрегатах достигает 60 тыс. ч и имеет стабильные параметры. Картриджи ГДУ первичных и вторичных ступеней ЦБН не ремонтировались с начала эксплуатации агрегатов в 1998 г. и к настоящему времени имеют наработку 51–60 тыс. ч при стабильных значениях контролируемых параметров.

Рис. 1. Типы барьерных уплотнений для центробежных компрессоров: а) лабиринтное уплотнение; б) щелевое уплотнение с постоянным зазором; в) щелевое уплотнение с перекрываемым зазором; г) торцевое коаксиальное уплотнение; D – подача барьерного газа

Fig. 1. Types of barrier seals for radial-flow compressors: a) labyrinth seal; b) groove seal with a gap; c) groove seal with overlapping gap; d) end coaxial seal; D – barrier gas supply

Рис. 2. Двухступенчатое ГДУ в тандемном исполнении без промежуточного лабиринта: А – подача буферного газа; B – выход первичной утечки; C – выход вторичной утечки; D – подача барьерного газа (воздух, азот)

Fig. 2. Two-stage gas-dynamic seal in the tandem version without intermediate labyrinth: A – buffer gas supply; B – primary leak output; C – secondary leak output; D – barrier gas supply (air, nitrogen)

Рис. 3. Состояние пар трения при осмотре ГДУ типа DGS1/210-TA1-L: а) торец первичной ступени без повреждения; б) торец вторичной ступени с выработкой (обозначено стрелкой)

Fig. 3. State of friction pairs during inspection of the gas-dynamic seal of the DGS1/210-TA1-L type: a) end of primary stage without damage; b) end of the secondary stage with damage (indicated by the arrow)

Рис. 4. Загрязнение и царапины на полированном динамическом диаметре вторичной ступени ГДУ типа DGS1/210-TA1-L

Fig. 4. Pollution and scratches on the polished dynamic diameter of the secondary stage of the gas-dynamic seal of the DGS1/210-TA1-L type

Рис. 5. Барьерное уплотнение типа Espey

Fig. 5. Barrier seal of the Espey type

Рис. 6. Барьерное уплотнение типа K-CBS

Fig. 6. Barrier seal of the K-CBS type

Наработка элементов ГДУ на ГПА КС «Северная»

Operating time of the elements of the gas-dynamic seals in the gas compressor units of the Severnaya compressor station

Объекты газовой отрасли требуют ответственного подхода к обеспечению их долговременной и бесперебойной работы. Достаточно малое число производителей в России выпускает продукцию мирового уровня – этим обусловлено широкое применение иностранных защитных покрытий. ЗАО Научно-производственный холдинг «ВМП» успешно конкурирует с зарубежными компаниями, предлагая эффективные решения для комплексной защиты объектов газового комплекса от коррозии и огня.

В нефтегазовом комплексе холдинг работает более 25 лет и является основным российским производителем защитных покрытий для нужд отрасли. В отличие от зарубежных компаний, частично локализовавших производство собственной продукции, Научно-производственный холдинг «ВМП» весь свой ассортимент производит в России.

Репутацию надежного поставщика и доверие к выпускаемой продукции холдинг ВМП получил благодаря многолетнему опыту, собственным уникальным разработкам, успешному применению цинкнаполненных и полиуретановых покрытий. При этом ассортимент противокоррозионных материалов ВМП намного шире. В частности, в него входят эпоксидные материалы.

Зарубежные эпоксидные системы распространены на отечественном рынке, поскольку в России мало местных лакокрасочных компаний, производящих качественные материалы. На сегодняшний день в число требований к эпоксидным покрытиям входит: толстослойность, ремонтопригодность, малое содержание летучих веществ и возможность нанесения при отрицательной температуре.

Холдинг ВМП находится на пике передовых разработок химической промышленности. Материалы ВМП воплощают самые эффективные технологии и обеспечивают защиту металла на срок до 30 лет. Еще несколько лет назад было трудно представить, что эпоксидный материал можно наносить при отрицательной температуре, тем не менее сегодня благодаря оригинальным рецептурам ВМП окраска успешно осуществляется при температуре до –10 ºС.

Ведущие отечественные нефтегазовые компании давно реализуют политику импортозамещения. Холдинг ВМП выделяется на общем фоне отечественных производителей: продукция ВМП включена в руководящие документы ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Транснефть» и активно применяется для защиты металлоконструкций, технологических сооружений и оборудования. Все покрытия, о которых пойдет речь в статье, включены в Единый реестр материально-технических ресурсов, допущенных к применению на объектах Общества и соответствующих требованиям ПАО «Газпром».

ОКРАСКА НА ПЛОЩАДКЕ И РЕМОНТ ПОКРЫТИЙ

Система с толстослойной эпоксидной грунт-эмалью ИЗОЛЭП-mastiс и финишным слоем ПОЛИТОН-УР(УФ), стойким к ультрафиолетовому излучению, допус­кает механизированную подготовку поверхности и может быть нанесена по остаткам прочно держащейся старой краски и ржавчины. Рекомендуется для окраски на строительной площадке, в том числе для проведения ремонта лакокрасочного покрытия. Система покрытий успешно применяется на объектах ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром трансгаз Краснодар» и многих других.

НОВЫЕ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИИ И ЗАВОДСКАЯ ОКРАСКА

Эпоксиполиуретановая система ИЗОЛЭП-primer+ПОЛИТОН-УР(УФ) рекомендуется для нанесения на заводе, поскольку обладает оптимальной скоростью высы­хания как в условиях цеха, так и в камерах сушки. Соответствует самым высоким требованиям международных стандартов.

Грунтовка ИЗОЛЭП-primer содержит пигменты: фосфат цинка, выступающий ингибитором коррозии, и железную слюдку, обеспечивающую барьерную защиту.

Система сертифицирована по СДС «ИНТЕРГАЗСЕРТ». Покрытие защищает металлические конструкции нефтеперерабатывающих заводов и других объектов нефтегазовой отрасли. Применялось в том числе при строительстве УПГТ КС «Славянская».

МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ В МОРСКОМ КЛИМАТЕ

Эпоксидные материалы ВМП обеспечивают противокоррозионную защиту объектов газовой промышленности, эксплуатирующихся в климатических районах с морской и приморско-промышленной атмосферой.

Для надводной части металлоконструкций применяются системы ЦИНЭП+ИЗОЛЭП-mio+ПОЛИТОН-УР(УФ), ИЗОЛЭП-mastic+ПОЛИТОН-УР(УФ). Первая – на основе грунтовки

ЦИНЭП содержит более 85  % цинка и обеспечивает протекторную защиту металла. Соответствует первому уровню цинкнаполненных покрытий по международному стандарту SSPC-Paint 20 Type II.

Защиту от коррозии подводной части металлоконструкций осущест­вляет система с толстослойной грунт-эмалью ИЗОЛЭП-гидро.

Покрытия ЦИНЭП + ИЗОЛЭП-mio + ПОЛИТОН-УР(УФ) и ИЗОЛЭП-гидро применяются на металлоконструкциях комплекса по производству, хранению и отгрузке сжиженного природного газа в районе КС «Портовая».

Комплексная защита металла от коррозии и огня

С 2019 г. в Единый реестр ПАО «Газпром» внесена эпоксидная огнезащитная вспучивающаяся композиция ПЛАМКОР-3 производства ВМП. Материал рекомендуется для эксплуатации в условиях открытой атмосферы и атмосферы промышленных производств. Покрытие устойчиво к высокоагрессивной среде, защищает металл от преждевременного перегрева (до 120 мин) и в разы повышает предел огнестойкости металлоконструкций. Огнезащитная эффективность, совместимость с противокоррозионными материалами подтверждена результатами комплексных испытаний в специализированных лабораториях и сертификатами соответствия.

ПЛАМКОР-3 широко применяется на нефтяных месторождениях, нефтеперерабатывающих заводах, промышленных и энергетических объектах, в том числе на КС «Славянская» ПАО «Газпром», и с этого года будет активно использоваться на других газовых объектах.

Применение огнезащитной композиции ПЛАМКОР-3 в системе с противокоррозионной грунтовкой производства ВМП обеспечивает долговременную комплексную защиту объекта от коррозии и огня.

ОПЕРАТИВНЫЕ КРУПНОТОННАЖНЫЕ ПОСТАВКИ

Сотрудники компании ВМП консультируют по подбору покрытия, оказывают помощь в освоении технологии нанесения и инспектировании окрасочных работ, нанесении покрытий, сдаче объекта надзорным органам. Развитая региональная сеть дает возможность оперативно организовать поставку любого объема продукции. Разумные цены и высокое качество материалов позволяют ВМП выдерживать конкуренцию и удовлетворять запросы самых требовательных заказчиков.

ЗАО Научно-производственный холдинг «ВМП»

8-800-500-54-00

vmp-holding.ru

Завод ВМП в Екатеринбурге

Оценочная структура рынка по игрокам в сегменте ЛКМ для нефтегазового комплекса в натуральном выражении (по материалам исследования агентства «Маркет Гайд» «Рынок лакокрасочных материалов: состояние и прогноз до 2025 г., конкуренция»)

В соответствии с концепцией энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «Газпром» на период 2011–2020 гг. один из приоритетов энергосберегающей политики общества состоит в использовании инновационных энергосберегающих технологий в энергетических проектах по добыче и транспортировке газа.

Транспортировка газа осуществляется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) линейных компрессорных станций. Наибольшее применение для перекачки газа находят ГПА с мощностью 16 МВт в разных модификациях.

Основными технологическими блоками линейных компрессорных станций служат: блок очистки газа; блок ГПА (чаще 5 ед., один из которых – резервный); блок утилизации остаточной теплоты ГПА для нужд теплоснабжения и блок охлаждения транспортируемого газа. Каждый ГПА состоит, как правило, из компрессора низкого давления (КНД), компрессора высокого давления (КВД), газовой турбины высокого давления (ТВД), газовой турбины низкого давления, или силовой турбины (СТ), и центробежного нагнетателя (ЦН). Газоперекачивающий агрегат энергетически сбалансирован таким образом, что обеспечивает как собственные энергетические мощности, затраченные на сжатие, так и транспорт газа.

Общее энергообеспечение промышленной площадки линейных компрессорных станций, кроме ГПА, может обеспечиваться дополнительными электрическими мощностями из централизованных или собственных источников.

Цель настоящей работы заключается в разработке инновационных технических решений (технологических схем), обеспечивающих повышение показателей энергоэффективности транспортировки газа ГПА линейных компрессорных станций на основе мультифункциональных установок с высоким термодинамическим КПД и представление интегральных показателей этих решений. Сами технологические схемы обладают признаками патентоспособности. К мультифункциональным установкам относятся, в частности, все системы ко- и полигенерации.

На первом этапе в целях корректировки исходных данных, найденных в литературных источниках и представленных в табл. 1, был произведен расчет технологических параметров и энергетического баланса ГПА мощностью 16 МВт с применением пакета ChemCad. Данные расчета приведены в табл. 2. Выходной поток дымовых газов после СТ с температурой > 400 °С поступает в блок утилизации теплоты.

Наибольшее распространение для целей повышения энергоэффективности установок за счет глубокой рекуперации теплоты источников среднего и низкого потенциалов в различных отраслях промышленности получил цикл Ренкина (ЦР) на низкокипящих рабочих телах (НРТ) [1–5].

По оценке экспертов, суммарная установленная мощность электрических установок с ЦР превышает 1 ГВт. Около 90  % установок занимают геотермальные электростанции (ГеоЭС), а 10  % – теплоэнергетические системы утилизационного типа, использующие сбросную теплоту промышленных производств (цементных, металлургических, химических и др.).

В частности, на Филиппинах действует ГеоЭС Upper Mahiao Geothermal plant, Leyte, с циклом Ренкина мощностью 125 МВт. На сегодняшний день одна из крупнейших в мире действующих геотермальных энергетических станций – Gunung Salak power plant, состоящая из трех энергоблоков суммарной мощностью 165 МВт. На цементном заводе HeidelbergerCement AG (Германия) создана теплоэнергетическая установка с ЦР на пентане. Эта установка мощностью 1500 кВт, построенная фирмой Ormat Technologies Inc., стала первой установкой для цементной промышленности, в которой для выработки электроэнергии используется сбросное тепло воздуха, нагретого в процессе сушки клинкерного кирпича.

Основное преимущество установок с ЦР заключается в возможности их подключения к любым источникам теплоты соответствующего потенциала независимо от специфики производства. В случае установки ЦР на потоке дымовых газов после СТ в принципе возможно два варианта передачи теплоты рабочему телу (РТ) ЦР: либо непосредственно от дымовых газов, либо через промежуточный теплоноситель.

В работе [6] представлено техническое решение по глубокой утилизации теплоты отходящих газов ГПА на основе ЦР с низкокипящим РТ из линейки оборудования компании Turboden s.r.l. (Италия), которое было выбрано авторами в качестве прототипа инновационного решения по повышению энергоэффективности ГПА линейных компрессорных станций.

Компания Turboden s.r.l. – один из лидеров в производстве установок глубокой утилизации теплоты на основе применения ЦР. В прототипе используется вариант ЦР с регенератором и промежуточным теплоносителем, в качестве которого используется термостойкое масло. Масляный котел, имеющийся в схеме ЦР, рекуперирует остаточный тепловой потенциал дымовых газов после СТ. Низкокипящее РТ испаряется и перегревается за счет передачи ему теплоты от термостойкого масла.

Обычно регенератор вводят в ЦР для повышения его эффективности. Схема ЦР с регенератором представлена на рис. 1.

Принимая во внимание, что вариантов передачи теплоты от дымовых газов два, произведем расчет ЦР для варианта непосредственной передачи теплоты рабочему телу от дымовых газов с использованием пакета ChemCad.

В табл. 3 представлены данные по расчету ЦР, устанавливаемого после силовой турбины ГПА.

Как следует из результатов расчета энергетических балансов (табл. 2 и 3), за счет глубокой утилизации теплоты дымовых газов теоретически возможно выработать дополнительно 7,3 МВт на один ГПА мощностью 16 МВт, которые могут использоваться на собственные нужды промышленной площадки по транспортировке газа. Тем не менее в случае использования промежуточного теплоносителя, как это организовано в прототипе, указанный показатель снижается. Так, по данным работы [6], при использовании ЦР с промежуточным теплоносителем и регенератором теоретическая выработка мощности оценивается в 5 МВт на один ГПА мощностью 16 МВт. Остаточный тепловой поток дымовых газов имеет низкое теплосодержание и не может обеспечить регламентные параметры теплоснабжения.

В работах [7, 8] на основе критериев организованности системы проведен анализ вариантов структурных решений ЦР с различными низкокипящими РТ класса легких углеводородов. Под организованностью понимается характеристика структуры системы, при которой ее элементы действуют согласованно за счет оптимальной дифференциации функций системы между ними.

Показано, что эффективность ЦР повышается, вплоть до достижения синергетических эффектов, в задачах оптимального энерготехнологического комбинирования ЦР с другими подсистемами [9]. Таким образом, повышение показателей энергоэффективности газоперекачивающих систем с ЦР может быть обеспечено только на основе оптимальной интеграции потоков внутри единой системы, включающей ГПА и ЦР при условии сохранения базовых регламентных параметров по транспортировке газа.

В табл. 4 представлены результаты расчета энергетического баланса интегрированной схемы ГПА с ЦР.

Как следует из данных табл. 4, с учетом предшествующих данных по генерации мощности для исходного расчетного варианта в размере 7,3 МВт и для прототипа в размере 5 МВт, в интегрированной системе возможно выработать до 8,7 МВт дополнительной мощности, что примерно на 20  %, выше, чем в исходном расчетном варианте, и на 74  % выше, чем в прототипе. Но для предлагаемого технического решения остаточный тепловой потенциал дымовых газов также не может обеспечить регламентные параметры теплоснабжения.

Поэтому в дополнение к представленному выше предлагается еще одни вариант технического решения, основанный на совмещении интегрированной схемы ГПА с ЦР и системы отопления промышленной площадки, обеспечивающей температурный график теплоносителя (горячая вода): 80–50 °С. Данное техническое решение позволяет отказаться в принципе либо от градирни, либо от воздушного конденсатора в системе охлаждения РТ в ЦР. Хладагентом в этом случае выступает теплоноситель, циркулирующий в системе отопления, что требует выбора новых РТ в ЦР. В табл. 5 приведены результаты расчета данного предложения. В табл. 6 представлено сравнение исходного и предлагаемых технических решений по показателю эксергетического КПД.

Сравнение значений эксергетической эффективности прототипа и предлагаемых технических решений, представленных в табл. 6, свидетельствует о преимуществах предлагаемых инновационных энергосберегающих технических решений в области модернизации газотранспортной системы России.

Проведем ориентировочную оценку срока окупаемости на примере интегрированного варианта технического решения, ориентируясь на базовые показатели капитальных затрат и срока службы прототипа, приведенных в работе [6]. При этом ввиду близких параметров генерации энергии ЦР в предлагаемом решении и прототипе данные капитальных затрат в размере 1026,6 млн руб. будем считать неизменными. Срок службы оборудования принят равным 25 годам (как в прототипе), а норма дисконтирования – 12  %. В целях сопоставимости сроков окупаемости предлагаемого технического решения и прототипа период непрерывной работы оборудования в год считается одинаковым и составляет 8720 ч. Стоимость электроэнергии без НДС принята равной 5 руб./кВт⋅ч. При условии, что ЦР представляет собой малообслуживаемую установку, а также что выработка электроэнергии в цикле осуществляется за счет остаточной теплоты дымовых газов, можно считать, что себестоимость выработанной электроэнергии будет определяться в основном амортизацией оборудования. Для большинства установок когенерации, в которых электроэнергия вырабатывается попутно, ее себестоимость находится на уровне 1,5 руб./кВт⋅ч (без НДС).

С учетом приведенных данных срок окупаемости инвестиций в размере капитальных затрат составит 4,75 г., что экономически выгодно для проектов подобного масштаба.

ВЫВОДЫ

Разработано инновационное энергосберегающее решение в части использования ЦР в интеграции с ГПА мощностью 16 МВт на линейных компрессорных станциях, обеспечивающее более чем в 1,7 раза большую выработку мощности на собственные нужды по отношению к прототипу технического решения компании Turboden s.r.l. (Италия).

Создано инновационное энергосберегающее решение совмещенного варианта системы на основе использования новых РТ в ЦР: интегрированный вариант ГПА с ЦР, с одной стороны, и система отопления зданий и сооружений – с другой. Это позволило отказаться от аппарата охлаждения (градирни или воздушного конденсатора), генерировать до 5,2 МВт электрической мощности и до 35 МВт тепловой мощности с отопительным графиком: 80–50 °С в расчете на один ГПА мощностью 16 МВт.

Приведенные интегральные показатели инновационных технических решений, имеющие более высокие показатели эксергетического КПД по отношению к прототипу компании Turboden s.r.l., позволят повысить рентабельность процесса транспортировки газа, в т. ч. за счет отказа от поставок зарубежного аналога при условии освоения данной технологии отечественными производителями по программе импортозамещения.

Ориентировочная оценка дисконтированного срока окупаемости интегрированного варианта технического решения составит порядка 5 лет, что меньше, чем в прототипе, и объясняется более высоким показателем его энергоэффективности.

Работа выполнена при финансовой поддержке исследований Министерством образования и науки Российской Федерации в рамках Федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014–2020 гг.» (проект № 14.583.21.0064, Уникальный идентификатор проекта RFMEFI58317X0064).

Таблица 1. Исходные технологические параметры ГПА мощностью 16 МВт

Table 1. Initial technological parameters of gas compressor unit with a capacity of 16 MW

Таблица 2. Данные энергетического баланса ГПА

Table 2. Energy balance data for gas compressor unit

Примечание: Знак минус означает выработку мощности. Значения КПД заданы по литературным данным.

Note: Minus sign indicates power output. The efficiency values are given according to the literature data.

Рис. 1. Схема цикла Ренкина: И и П – испаритель и пароперегреватель НРТ;

П.Т – паровая турбина; К – конденсатор; Н – насос по перекачке НРТ;

Р – регенератор; Тдг1, Тдг2, Тдг3 – температуры дымовых газов на входе и выходе из испарителя и на выходе из пароперегревателя соответственно; Тк, Т3, Ти, Т1, Т2, Т4 – температуры НРТ конденсации, на входе в испаритель, на выходе из испарителя, на входе в турбину, на выходе из турбины, после регенератора, соответственно;

Gсм – расход хладагента (например, смеси газов); Тсм1, Тсм2 – температуры хладагента на входе и выходе из конденсатора; Gдг – расход дымовых газов; Gрт – расход РТ;

Р1 – давление на входе в турбину; Р2 – давление на выходе из турбины

Fig. 1. Scheme of the Rankine cycle: И and П – evaporator and steam superheater of low boiling working medium; П.Т – steam turbine; К – condenser; Н – HPT transfer pump for low boiling working medium; Р – regenerator; Тдг1, Тдг2, Тдг3 – flue gas temperatures at the inlet and outlet of evaporator and at the outlet of superheater, respectively;

Тк, Т3, Ти, Т1, Т2, Т4 – temperature of low boiling working medium condensation at the outlet of the evaporator, at the turbine inlet, at the turbine outlet, after the regenerator, respectively; Gсм – refrigerant flow rate (for example, gas mixture);

Тсм1, Тсм2 – refrigerant temperature at the inlet and outlet from condenser; Gдг – flue gas consumption; Gрт – working medium consumption; Р1 – pressure at the turbine inlet;

Р2 – pressure at the turbine outlet

Таблица 3. Результаты расчета цикла Ренкина (исходный расчетный вариант)

Table 3. Results of the calculation of the Rankine cycle (the original calculation version)

Примечание. Знак минус означает выработку мощности. Температура дымовых газов на выходе принята равной 100 °C.

Note. Minus sign indicates power output. The flue gas temperature at the outlet is assumed to be 100 °C.

Таблица 4. Результаты расчета энергетического баланса интегрированной схемы

Table 4. The results of the energy balance calculation in the integrated circuit

Примечание. Знак минус означает выработку мощности. Температура дымовых газов на выходе принята равной 100 °C.

Note. Minus sign indicates power output. The flue gas temperature at the outlet is assumed to be 100 °C.

Таблица 5. Результаты расчета энергетического баланса совмещенной схемы: ГПА с циклом Ренкина и система отопления

Table 5. The results of the calculation of the energy balance of the combined scheme: gas compressor unit with the Rankine cycle and the heating system

Примечание. Знак минус означает выработку мощности. Расход воды на отопление 277,62 кг/с, температурный график теплоснабжения: 80–50 °С. Тепловая мощность на отопление –34,944 МВт.

Note. Minus sign indicates power output. Water consumption for heating 277.62 kg/s, temperature schedule of heat supply: 80–50 °C. Thermal power for heating –34.944 MW.

Таблица 6. Значения эксергетического КПД технических решений

Table 6. The values of the exergy efficiency of technical solutions

Строительство и оснащение российских нефтеперерабатывающих заводов требует эффективных комплексных решений с высоким уровнем надежности. Курский электроаппаратный завод в 2019 г. завершил формирование основного продуктового ассортимента, полностью соответствующего техническим требованиям топливно-энергетического комплекса России.

Курский электроаппаратный завод (КЭАЗ) – ведущий российский разработчик и производитель электротехники с 1945 г. – представляет комплексные решения для распределения и защиты электроэнергии на объектах газовой, нефтяной, транспортной и других отраслей.

Российский бренд производит современное оборудование под торговыми марками «КЭАЗ» и KEAZ Optima. Ассортиментная матрица включает более 28 тыс. номенклатурных позиций и позволяет создать решения низковольтных комплектных устройств до 6300 А на основе низковольтной аппаратуры КЭАЗ, с применением средневольтной аппаратуры – комплектные трансформаторные подстанциии (ТП) и ячейки комплектных распределительных устройств (КРУ) и камер сборных одностороннего обслуживания (КСО). Готовые решения комплектуются в шкафы любой конфигурации.

Аппараты КЭАЗ созданы в рамках реализации программы импортозамещения и являются полноценными аналогами известных зарубежных брендов.

В результате аудита на подтверждение локализации продукция КЭАЗ допущена к применению на объектах ПАО «Газпром» и включена в Единый реестр материально-технических ресурсов.

Реализовано более 200 крупных проектов по проектному оснащению объектов ПАО «Газпром», ПАО «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ГК «Росатом», Министерства обороны РФ и ОАО «РДЖ». В их числе – оборудование газотранспортной магистрали «Сила Сибири», участие в реконструкции крупнейшего комплекса для производства ракетных двигателей «Энергомаш».

Полный цикл производства – от разработки и выпуска продукции до испытаний и сервиса – позволяет в кратчайшие сроки выпустить специальные исполнения, в том числе для опасных производств и суровых российских условий. Разрабатываются изделия с учетом их взаимодействия (селективности), что обеспечивает стабильную работу готового изделия. КЭАЗ – надежность без компромиссов.

ООО «КЭАЗ»

305000, РФ, г. Курск,

ул. Луначарского, д. 8

Тел.: +7 (4712) 39-99-11

E-mail: keaz@keaz.ru

www.keaz.ru

Начиная с основания компании в 1954 г. Finder параллельно разрабатывает и производит две линейки оборудования: реле промышленного назначения и приборы для управления светом в домах и квартирах. Именно реле Finder промышленной серии хорошо знакомы российским инженерам-электротехникам.

Компания Finder представляет обширную линейку электромеханических реле, насчитывающих более 25 серий реле, модификации которых составляют несколько тысяч вариантов. Они отличаются друг от друга по множеству параметров: количество и коммутационная способность контактов, материал контактов, напряжение и тип питания катушек, способ монтажа и т. д.

На первый взгляд может показаться, что электромеханическое реле, изобретенное русским ученым П. Л. Шиллингом в 1830 г., в нынешний век электроники и микропроцессоров представляет собой архаичный, доживающий свой век аппарат, но электромеханические реле находят широкое применение в современных системах автоматики, т. к. с их помощью можно коммутировать достаточно большие нагрузки при малых по мощности входных сигналах; фиксировать отклонения контролируемого параметра от заданного уровня; нести функции запоминающего элемента; выполнять логические операции; создавать многофункциональные релейные устройства и т. д. Наибольшее применение реле находят в системах релейной защиты и автоматики в промышленности и энергетике.

В стандартном исполнении электромеханические реле имеют от одной до четырех групп контактов, способных коммутировать как активные, так и индуктивные нагрузки для цепей переменного или постоянного тока. В зависимости от типа нагрузки и от рода тока инженеры выбирают реле с контактами, изготовленными из различных сплавов. Например, самые распространенные контакты из сплава AgNi хорошо работают с резистивными цепями с умеренной нагрузкой до 16 А и с небольшими пусковыми токами. Контакты из сплава AgSnO2 могут использоваться для индуктивных нагрузок, при этом контакты выдерживают кратковременные перегрузки до 120 А. Реле с контактами с гальваническим покрытием золотом имеют два важных для электротехники преимущества: они могут коммутировать сверхнизкие нагрузки, и золотое покрытие не подвержено коррозии.

По способу монтажа различают несколько групп продукции: реле для печатного монтажа, реле для установки в шкафах управления на рейку с использованием монтажных колодок, а также реле для агрегатного монтажа с помощью фланцев и электрического подключения с помощью ножевых разъемов.

Finder уделяет большое внимание разработке и производству модульных интерфейсных реле для применения в системах автоматизации производства. Эти устройства устанавливаются в шкафах управления технологическим оборудованием и обеспечивают гальваническую развязку входных и выходных цепей, удобны в монтаже и эксплуатации, что гарантирует высокий уровень надежности и безопасности системы управления в целом.

Московский филиал Finder активно сотрудничает с российскими электротехническими компаниями. По заказам наших клиентов в компании разработали и выпускают ряд реле, отвечающих специфическим требованиям отечественных отраслевых стандартов. Прежде всего, это модификации реле и контакторов для энергетики, которые соответствуют российским отраслевым нормам: СО 34.35.302–2006 «Инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций»; СТО 56947007–29.130.10.090–2011 «Типовые технические требования к КРУЭ классов напряжения 110–500 кВ». Помимо этого, по заказу российских энергетиков в 2014 г. Finder наладил выпуск уникальных реле с магнитным втягиванием дуги, способных коммутировать высокие нагрузки постоянного тока (до 12 А при напряжении 220В DC). Сейчас эти специальные реле востребованы энергетиками во всем мире.

Линейка электронных реле Finder насчитывает 14 серий продукции, такой как: контрольные реле, силовые твердотельные (тиристорные) реле, электронные таймеры и реле времени, щитовые термостаты и гигростаты.

Контрольные реле – это класс электронных приборов, которые контролируют параметры электрических сетей, следят за допустимой температурой электромоторов, уровнем жидкости в резервуарах, дренажных приямках и колодцах, а также другие параметры.

Помимо этого, к контрольным реле относится большая группа приборов – устройства защиты от импульсных перенапряжений (УЗИП). Эти устройства предназначены для защиты электрической сети и электрооборудования от перенапряжений, вызванных ударами молнии, а также импульсными перенапряжениями коммутационных переходных процессов в сети, связанных с включением или отключением силового электрооборудования. В справочной литературе встречаются другие названия УЗИП: ограничитель перенапряжений сети и ограничитель импульсных напряжений. Принцип работы УЗИП основан на применении полупроводниковых элементов, таких как варисторы. Сопротивление варистора имеет нелинейную зависимость от напряжения, и при возникновении перенапряжения в электрической сети разряд повышенного напряжения перенаправляется в контур защитного заземления, тем самым обеспечивая защиту электрической сети всего объекта.

Хорошим спросом на рынке пользуются реле контроля уровня воды в резервуарах, дренажных приямках и колодцах. Эти приборы отслеживают уровень электропроводящей жидкости по принципу измерения электрического сопротивления между электродами, размещенными в резервуаре с жидкос­тью. В качестве электродов может быть использован любой проводник, не подверженный коррозии. В каталоге Finder представлены аксессуары к реле контроля уровня жидкости: подвесные и штыревые электроды, держатели электродов, датчики протечки, переходники и т. д. Некоторые типы подвесных электродов имеют исполнение для работы в морской, а также в хлорированной воде.

К электронным реле относятся таймеры и реле времени. Таймер – это прибор, который по истечении заданного промежутка времени автоматически дает команду на включение или выключение аппарата или машины либо сигнализирует о наступлении момента их включения. Таймеры отличаются своими программами: задержка на включение, задержка на отключение, импульсы с задержкой, циклический генератор импульсов и т. д.

Реле времени, в отличие от таймеров, имеют в своем устройстве часы и календарь и служат для включения и отключения оборудования по расписанию. Различают суточные, недельные, годовые и астрономические реле времени. Последние с помощью встроенного микропроцессора вычисляют время восхода и захода солнца для заданных географических координат. Основное предназначение этих приборов – системы управления освещением.

Finder

105082, РФ, г. Москва,

ул. Бакунинская, д. 78, стр. 1

Тел.: +7 (495) 229‑49‑27,

229‑49‑29

Факс: +7 (495) 229‑49‑42

E-mail: k.trutko@findernet.com

www.findernet.com

ПАО «Газпром» в настоящее время реализует большое количество проектов по освоению месторождений газа, его транспортировке, хранению и переработке по всей территории Российской Федерации. Большая часть таких объектов находится в районах со сложными климатическими условиями: на Крайнем Севере, в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке. Как правило, для этих районов характерно наличие вечномерзлых, многолетнемерзлых и каменистых грунтов. Кроме того, часть объектов располагается в районах с преобладанием сухих песчаных грунтов. В таких условиях важнейшими техническими задачами энергетики становятся: обеспечение безопасности обслуживающего персонала; безаварийная работа электрических систем и установок; молниезащита зданий, различных сооружений и линий связи.

Одна из основных задач по молниезащите зданий, сооружений и линий связи на объектах ПАО «Газпром» реализуется в том числе с помощью надежных заземляющих устройств (ЗУ), удовлетворяющих требованиям Правил устройств электроустановок (ПУЭ) в течение всего периода службы оборудования. Проблема снижения сопротивления растеканию тока заземляющих устройств в грунтах с высоким удельным электрическим сопротивлением выходит на первый план. Так, в условиях многолетнемерзлых грунтов выполнение ЗУ в соответствии с требованиями ПУЭ сопряжено с дополнительными трудностями, обусловленными высокими затратами, составляющими 30–35 % сметной стоимости объекта. С учетом того факта, что не менее 50 % территории РФ находится в зоне вечной мерзлоты (рис. 1), снижение капиталовложений за счет рациональных конструкций заземлителей и методов их выполнения, а также повышение надежной работы энергосистем и обеспечение безопасности персонала становится крайне актуальной задачей.

Многие годы для уменьшения удельного электрического сопротивления земли в зоне расположения заземлителя рекомендовались следующие мероприятия:

– применение глубинных заземлителей, в том числе обсадных труб;

– специальная обработка грунта;

– устройство заземлителей в деятельном слое грунта;

– вынос заземлителей в подозерный или подрусловый талики.

Как показывает практика, каждое из предложенных мероприятий имеет свои недостатки.

ЭЛЕКТРОЛИТИЧЕСКИЕ ЗАЗЕМЛИТЕЛИ

Одним из решений по выполнению заземления в зонах с большим удельным сопротивлением земли служит применение заземлителей специальных конструкций. Речь идет о так называемых электролитических (химических, активных) заземлителях. В предлагаемых устройствах для уменьшения сопротивления растеканию тока задействуется сразу два дополняющих друг друга метода, о которых говорилось выше. Во-первых, это обработка грунта электролитом в целях уменьшения его удельного электрического сопротивления. В заземлителях используется не готовый соляной раствор, а сухая смесь солей, что позволяет увеличить по времени процесс выщелачивания и, как результат, увеличить срок службы заземлителя. Во-вторых, частичная замена грунта вокруг электрода на материал оптимизации заземления с низким удельным электрическим сопротивлением для снижения переходных сопротивлений «заземлитель-грунт». Использование нержавеющей стали или меди для производства заземлителей позволило существенно повысить их коррозионную стойкость.

При разработке электролитических заземлителей компания АО «Хакель Рос» основные усилия сосредоточила на обеспечении их эффективности, способности многократно уменьшать электрическое сопротивление грунтов, препятствовать промерзанию грунта вокруг заземлителя и при этом не терять эти способности на протяжении длительного времени (до 10 и более лет) без повторной заправки заземлителя. Применение специальных солей отдельных фракций в определенных пропорциях для производства электролитических смесей, загружаемых в электрод, и выполнение «правильной» перфорации заземлителя позволяют оптимизировать скорость выщелачивания электролита, тем самым продлевая срок его службы.

ПРОДУКЦИЯ КОМПАНИИ

В результате проделанной работы была создана линейка продукции, представленная тремя сериями заземлителей:

– заземлители электролитические стальные нержавеющие серии ЗЭН-ХР;

– заземлители электролитические медные серии ЗЭМ-ХР;

– заземлители электролитические стальные оцинкованные серии ЗЭЦ-ХР.

Выбор материала заземлителей основывается, как правило, не на коррозионной активности грунта, а исходя из условий эксплуатации и требований отраслевых нормативных документов.

Электролитический заземлитель любой серии представляет собой полую перфорированную специальным образом металлическую трубу, заполненную смесью электролитических солей в определенной пропорции. Время полного выщелачивания смеси солей из заземлителя составляет от 7 до 10 лет в зависимости от влажности грунта.

Конструктивно заземлители выпускаются в вертикальном или горизонтальном (рис. 2) исполнении с длинами от 3 до 6 м и диаметром от 54 до 219 мм.

С 2013 г. АО «Хакель Рос» произвело и поставило более 1300 комплектов электролитических заземлителей на объекты газотранспортной системы дочерних компаний ПАО «Газпром», а именно: ООО «Газпром трансгаз Томск», ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Волгоград», ООО «Газпром трансгаз Махачкала», ООО «Газпром инвестгазификация». Кроме того, поставки осуществлены на объекты ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и ООО «Газпром переработка».

АО «Хакель Рос»

192171, РФ, г. Санкт- Петербург, ул. Бабушкина, д. 36, корп. 1,

лит. И, пом. 409

Тел.: +7 (800) 333-28-29,

+7 (812) 244-59-15

E-mail: info@hakel.ru

www.hakel.ru

Рис. 1. Распространение вечной мерзлоты на территории РФ

Рис. 2. Электролитический заземлитель горизонтального исполнения