Газовая промышленность № 06 2020
![]() |
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Автоматизация
Газораспределение и газоснабжение
HTML
Когда населенный пункт или промышленное предприятие необходимо снабдить природным газом, перед ПАО «Газпром» и дочерними обществами встает задача по обеспечению его бесперебойной подачи от магистральных газопроводов до конечных потребителей. На решение данного вопроса затрачивается множество ресурсов, связанных с подбором, совместимостью и запуском в эксплуатацию оборудования различных производителей.
«Объединенная металлургическая компания» продолжает развивать комплексные современные решения. Одно из направлений деятельности предприятия – проектирование, производство, поставка и ввод в эксплуатацию блочно-модульного оборудования для объектов нефтяной, газовой и энергетической отраслей промышленности. Изготовление продукции осуществляется на производственных мощностях завода «Трубодеталь» (г. Челябинск, входит в состав АО «ОМК», г. Москва) при поддержке собственного инженерно-технологического центра (ИТЦ) в г. Уфе. Совместное сотрудничество позволило разработать новейшую блочно-модульную автоматизированную газораспределительную станцию нового поколения (АГРС НП).
ХАРАКТЕРИСТИКИ АГРС НП
Станция предназначена для бесперебойной и безопасной подачи природного газа с заданными параметрами к населенным пунктам, промышленным предприятиям и другим потребителям в необходимом объеме. Оборудование позволяет автоматически снижать давление газа до заданного уровня, регулировать количество подаваемого газа, обеспечивать его фильтрацию, обезвоживание, подогрев, поддерживать постоянное давление на выходе при нестабильном потреблении, учитывать количество потребленного газа и передавать данные о режиме работы оборудования на центральный диспетчерский пункт.
Среди прочего АГРС НП ОМК обладает рядом существенных преимуществ:
– возможность ступенчатого прироста мощностей. По мере роста потребления газа к станции можно добавлять дополнительные съемные технологические модули, наращивая мощность, а в случае снижения потребления – уменьшать их количество;
– оснащение комплекса турбодетандером – устройством для выработки электрической энергии, использующим поток природного газа;
– способность работать полностью в автономном режиме без присутствия оператора. Данное техническое решение особенно важно, если объект удален от крупных городов и тех мест, где есть линии электропередач;
– расширенная гарантия на оборудование до 5 лет.
Еще одним дополнительным преимуществом АГРС НП производства ОМК стал увеличенный срок безопасной эксплуатации – 50 лет. В результате газовые предприятия смогут получить дополнительный экономический эффект и снизить расходы на обслуживание станции.
Станция состоит из следующего оборудования:
– блок переключений – обеспечивает коммерческий учет расхода газа, отбор газа на собственные нужды, снабжен обводной линией, а также предусматривает возможность подключения одоризационной установки;
– блок операторный – обеспечивает автономную работу станции через систему автоматического управления;
– блок технологический – в нем размещены узлы очистки, узел предотвращения гидратообразования и узел редуцирования, турбодетандерная установка;
– блок подготовки теплоносителя – обеспечивает работу трех действующих технологических блоков и одного резервного (суммарной производительностью до 10 тыс. нм3 / ч);
– блок сепаратора-пробкоуловителя (по требованию заказчика) – предназначен для улавливания из потока газа пробок воды и конденсата, идущих по трубопроводу как сплошным сечением, так и в виде расслоенного потока.
Завод «Трубодеталь» совместно с ИТЦ продолжает проводить мероприятия по усовершенствованию и дальнейшему развитию АГРС НП. На сегодняшний день ведутся работы по созданию математической модели станции с возможностью предиктивной аналитики и электронным паспортом объекта. Наличие данной опции позволит прогнозировать состояние станции и в случае необходимости переходить к выполнению ремонта по техническому состоянию. Помимо этого, будут проводиться онлайн-мониторинг и анализ состояния станции, а также сбор статистики по наработке.
Первый опытно-промышленный блок АО «Трубодеталь» представило на VII Петербургском международном газовом форуме в октябре 2017 г. После выставки блочная конструкция была направлена на испытательный полигон ОАО «Оргэнергогаз» (г. Саратов).
В июне 2018 г. АГРС успешно прошла испытания на полигоне АО «Газпром Оргэнергогаз» в Саратове. Комиссия по допуску к применению на объектах ПАО «Газпром» трубопроводной арматуры и оборудования ГРС рекомендовала использовать эту продукцию в комплексе или отдельными блоками.
Каждая блочно-модульная АГРС собирается индивидуально по техническим требованиям заказчика с возможностью регулировки входного, выходного давления и диапазона расходов газа.
Комплекс завода «Трубодеталь» обладает широкими производственными возможностями, включая лабораторию неразрушающего контроля, метрологическую службу, собственный железнодорожный терминал, погрузочное оборудование и др., что позволяет в полном объеме удовлетворять потребности компаний нефтегазовой отрасли.
Добыча газа и газового конденсата
Авторы:
С.М. Мартинцов, martincov@yandex.ru
Литература:
1. Johnson E.E. Ground water resources and their conservation // The Johnson National Drillers’ Journal. 1948. No. 5. P. 3.
2. Гаврилко В.М., Алексеев В.С. Фильтры буровых скважин. М.: Недра, 1976.
3. Shlumberger. Speciality Screens [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.slb.com/completions/well-completions/sand-control/screens-and-icds/specialty-screens (дата обращения: 20.05.2020).
4. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1948.
5. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1949.
HTML
ПРОБЛЕМАТИКА
В настоящее время организации, занимающиеся проектированием строительства и разработкой месторождений, при оборудовании скважинными фильтрами не берут в расчет то, что значения площади контакта ствола скважины с пластом-коллектором на несколько порядков отличаются от таковых при открытом стволе. Также не учитывают тот факт, что со временем скважины, оборудованные фильтрами, быстрее кольматируют, что приводит к снижению периода их эффективной эксплуатации: все прогнозные дебиты рассчитывают из условия открытого ствола.
В результате ошибки, снижающие результативность эксплуатации скважин, закладываются еще на начальной стадии, т. е. на стадии проектирования.
ВАРИАНТ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ
В этой связи рационально вспомнить неоправданно забытую конструкцию скважинного фильтра, позволяющую повысить эффективность работы скважины на этапе постоянной добычи и одновременно увеличить продолжительность этого ключевого этапа. Данные фильтры называют каркасно-стержневыми, каркасно-проволочными, бескаркасными. Они представляют собой сварную конструкцию, состоящую из фильтрующего элемента и трубных частей в виде соединительных колец и ниппелей, необходимых для фиксации на колонне. Фильтрующий элемент – это самостоятельная часть, он не требует наличия дополнительного силового каркаса.
Конструкция каркасно-стержневого фильтра запатентована еще в 1890 г. в США [1]. Советские ученые неоднократно пытались ее повторить, но, к сожалению, им не удалось добиться положительного результата. Можно отметить тот факт, что в 1970‑х гг. под патронажем Министерства газовой промышленности СССР на механическом заводе экспериментального оборудования в г. Дрогобыче Львовской обл. Украинской ССР осваивали централизованное промышленное производство бескаркасных скважинных фильтров [2]. В настоящее время благодаря доступу к современным технологиям ряд отечественных предприятий располагает оборудованием, позволяющим их изготовить. Однако вопрос внедрения остается открытым.
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ СКВАЖИННЫХ ФИЛЬТРОВ
В эпоху рыночной экономики нет дефицита скважинных фильтров различных типов. Помимо зарубежных производителей появилось много отечественных. Трансформировался и подход к общению с потребителем: вместо профильных специалистов пришли маркетологи. Они часто предлагают конструкции, неэффективность которых была доказана. Такие фильтры под новыми названиями стали применять в отрасли для заканчивания скважин. В качестве примера можно привести «Премиальные скважинные фильтры с возможностью 3D-фильтрации» [3]. При детальном рассмотрении это обычный сетчатый фильтр, имеющий множество недостатков, описанных еще советскими учеными [2].
Вопрос о выборе того или иного типа скважинного фильтра для заканчивания скважины на самом деле намного сложнее, чем может показаться на первый взгляд. Много десятилетий (два века) специалисты проводят расчеты и эксперименты для решения этой задачи. Однако ввиду существенного различия условий на разных скважинах невозможно определить оптимальную унифицированную конструкцию фильтра.
В России на сегодняшний день массово применяются три различных типа скважинных фильтров:
– перфорированный;
– проволочный;
– сетчатый.
Они имеют как положительные, так и отрицательные стороны.
Перфорированный скважинный фильтр (перфотруба) представляет собой перфорированную обсадную или насосно-компрессорную трубу с отверстиями различной формы, размеров и количества. Он предназначен для удержания стенок скважины от обрушения в процессе эксплуатации. Имеет одинарную поверхность фильтрации. Не защищает от пескования.
Проволочный скважинный фильтр – это опорный каркас в виде перфотрубы и фильтрующего элемента (щелевого цилиндра), изготовленного методом контактной фасонной сварки (в большинстве случаев трапецеидальной формы) проволоки из нержавеющей стали. Щели спиралью проходят по всей окружности и длине (щелевой зазор от 0,05 мм). Его назначение – защита от механических примесей. Проволочный фильтр имеет две поверхности фильтрации. Он уязвим к механическому кольматажу (закупорка отверстий из‑за наличия тупиковых зон), неустойчив к коррозии (в том числе электрохимической). Отсутствует возможность регенерации фильтрующих поверхностей.
Сетчатый скважинный фильтр представляет собой опорный кар-кас – перфотрубу, фильтрующие элементы (минимум два слоя) в виде тканых металлических сеток (ячейки от 0,02 мм) и защитный кожух (предотвращает от повреждений фильтрующие сетки при спуске в скважину). Его назначение – защита от механических примесей. Сетчатый фильтр имеет не менее четырех поверхностей фильтрации. Он характеризуется большим гидравлическим сопротивлением, уязвим к механическому кольматажу, неустойчив к коррозии (в том числе электрохимической). Так же как и у проволочного, невозможно регенерировать фильтрующие поверхности сетчатого фильтра.
Бескаркасный фильтр предназначен для защиты от механических примесей. Он представляет собой фильтрующий элемент в виде щелевого цилиндра, изготовленного методом контактной фасонной сварки проволоки из нержавеющей стали. Щели (зазор от 0,05 мм) проходят по всей окружности и длине в виде спирали. К торцам цилиндра привариваются трубные части, необходимые для монтажа. Бескаркасный фильтр имеет одинарную фильтрующую поверхность (отсутствует опорный трубный каркас), которая исключает возможность создания тупиковых зон и в разы снижает гидравлические потери при притоке флюида в скважину. Возможно проводить регенерацию его фильтрующей поверхности.
В связи с тем, что бескаркасный фильтр – это сварная конструкция, особые требования предъявляются к его прочностным характеристикам, несоблюдение которых может привести к потере скважины как на этапе строительства, так и в процессе эксплуатации.
Основная количественная оценка эффективности скважинного фильтра – пропускная способность, которая находится в прямой зависимости от его открытой поверхности. В табл. перечислены площади открытой поверхности различных типов фильтров, полученные на основе расчетных данных как для одной секции, так и для всего продуктивного горизонта длиной 500 м. Оказалось, что ни одна из конструкций скважинных фильтров не позволяет достигнуть значений площади живого сечения [4] ствола. Однако для различных конструкций наблюдается существенный разброс величин общей площади сообщения обсаженного фильтром ствола скважины на участке с продуктивным горизонтом.
Достижение отрицательного скин-фактора при применении скважинных фильтров любого типа невозможно, но снизить его при правильном подборе фильтра реально.
Еще в 1949 г. было известно: «…без знания закона фильтрации в пласте, особенно вблизи забоя скважин, нельзя рассчитать возможные дебиты жидкости и газа, их изменения во времени при различных условиях эксплуатации скважин, а также невозможно определение параметров пласта (проницаемость, пористость и другие) по данным исследования (испытания) нефтяных и газовых скважин» [5]. Проблема заключается в том, что в отрасли не осталось специалистов, изучающих особенности конструкций скважинных фильтров и их влияние на скважину. Ввиду отсутствия регламентов и единой формулы для расчета гидравлического сопротивления для различных типов скважинных фильтров проектным организациям приходится основываться на не всегда достоверных данных, предоставленных произво-дителем.
ВЫВОДЫ
Один из способов, позволяющий повысить эффективность работы скважины на всем ее жизненном цикле, – правильный, обоснованный с точки зрения математических расчетов выбор скважинного фильтра.
Характеристики открытой поверхности фильтровCharacteristics of open screen surfaces
Характеристика Characteristic |
Бескаркасный Frameless |
Проволочный Wire-wrap |
Сетчатый Mesh |
Перфотруба Perforated pipe |
Необсаженный (открытый) ствол скважины Uncased (open) wellbore |
Типоразмер Typical size |
114 |
||||
Наружный диаметр, мм Outer diameter, mm |
127,00 |
127,00 |
118,12 |
114,3 |
|
Общая длина, м Total length, m |
10,00 |
10,00 |
|||
Длина фильтрующего элемента, м Screen filter element length, m |
8,00 |
8,00 |
|||
Величина просвета, мм Clearance, mm |
0,15 |
10,20 |
|||
Количество отверстий, шт. / м Number of holes, pieces / m |
540 (условно) (nominal) |
36 |
|||
Диаметр отверстий на трубе, мм Pipe hole diameter, mm |
– |
10,20 |
|||
Количество отверстий, шт. / м Number of holes, pieces / m |
– |
– |
220 |
– |
|
Диаметр отверстий на защитном кожухе, мм Casing hole diameter, mm |
– |
– |
18,00 |
– |
|
Открытая поверхность трубы, % Open surface of the pipe, % |
– |
0,66 |
0,66 |
0,66 |
|
Открытая поверхность дренажной сетки, % Open surface of drain screen, % |
– |
– |
74,80 |
– |
|
Количество слоев дренажной сетки, шт. Number of drain screen layers, pieces |
– |
– |
2 |
– |
|
Открытая поверхность фильтрующего элемента, % Open surface of filter element, % |
8,11 |
6,98 |
28,70 |
– |
|
Количество слоев фильтрующего элемента, шт. Number of layers in the filter element, pieces |
1 |
2 |
2 |
– |
|
Открытая поверхность защитного кожуха, % Open surface of casing, % |
– |
– |
15,09 |
– |
|
Общее количество фильтрующих элементов, шт. Total number of filter elements, pieces |
1 |
2 |
6 |
– |
|
Скважность фильтра, % Screen open area, % |
8,11 |
0,05 |
0,005 |
0,66 |
Долото, мм Bit, mm |
Общая открытая поверхность одной секции фильтра, дм2 Total open area of one screen section, dm2 |
25,68 |
0,15 |
0,01 |
1,88 |
139,7 |
Длина горизонтального участка скважины в продуктивном горизонте, м Length of well horizontal section in pay horizon, m |
500,00 |
||||
Длина горизонтального участка, имеющего сообщение ствола скважины с продуктивным горизонтом, обсаженного фильтром, м Length of wellbore horizontal section connected with pay horizon and cased by the screen, m |
400,00 |
400,00 |
400,00 |
400,00 |
500,00 |
Эффективная пористость пласта, % Effective porosity of the formation, % |
18,00 |
||||
Площадь сообщения ствола скважины с продуктивным горизонтом, обсаженного фильтром, м2 Connection area between the wellbore cased by the screen and pay horizon, m2 |
2,311 |
0,013 |
0,001 |
0,169 |
39,50 |
Метрология
Авторы:
А.И. Горчев, к.т.н., Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (Казань, РФ), nio13@vniir.org
А.В. Мингалеев, Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева», aydarmv@gmail.com
А.Б. Яковлев, к.т.н., доцент, Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева», ABYakovlev@vniir.org
И.А. Исаев, Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева», nio13@vniir.org
Литература:
1. Cox M.G. The evaluation of key comparison data // Metrologia. 2002. Vol. 39. No. 6. P. 589–595.
2. Мингалеев А.В., Горчев А.И. Государственный первичный эталон единиц объемного и массового расходов газа ГЭТ 118–2017 // Законодательная и прикладная метрология. 2018. № 3. С. 7–10.
3. BIPM. Mutual recognition of national measurement standards and of calibration and measurement certificates issued by national metrology institutes [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.bipm.org/utils/en/pdf/CIPM-MRA-2003.pdf (дата обращения: 26.05.2020).
4. Li C.H., Mickan B., Isaev I. The comparison of low-pressure gas flowrate among NIM, PTB and VNIIR [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://metrology.asn.au/flomeko2016/papers/57b1685c25466-04-The%20comparison%20of%20low%20pressure%2... (дата обращения: 26.05.2020).
5. КООМЕТ. COOMET R/GM/19:2016. Руководство по оцениванию данных дополнительных сличений KOOMET [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.coomet.net/fileadmin/user_files/DOCUMENTS/COOMET_Publication/Pecommendations/Recommendat... (дата обращения: 26.05.2020).
HTML
Государственный первичный эталон единиц объемного и массового расходов газа ГЭТ 118–2017 был создан в результате научно-технической работы, проведенной силами ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР) и направленной на повышение уровня точности, расширение диапазона расхода и увеличение производительности эталона на фоне роста потребности в предоставлении метрологических услуг. Он состоит из пяти эталонных установок и обеспечивает воспроизведение и передачу единиц расхода газа на уровне ведущих зарубежных аналогов [2]: диапазон объемного расхода воздуха при атмосферном давлении составляет 3.10–4–16.103 м3 / ч с расширенной неопределенностью (при коэффициенте охвата, равном двум) 0,06–0,10 %; при избыточном давлении до 1,0 МПа – 10–2300 м3 / ч с расширенной неопределенностью не более 0,11 % (табл. 1).
В соответствии с международной договоренностью Mutual recognition of national measurement standards and of calibration and measurement certificates issued by national metrology institutes («Взаимное признание национальных эталонов измерений и сертификатов калибровки, выданных национальными метрологическими институтами») [2] в качестве основы для взаимного признания национальных измерительных эталонов и сертификатов калибровок и измерений принимают результаты сличения национальных эталонов, реализованных национальными метрологическими институтами (НМИ). Сличение эталонов – это сравнение размеров единицы, воспроизводимых и (или) хранимых двумя или более эталонами. При сличении эталонов устанавливается степень их эквивалентности и подтверждаются калибровочные и измерительные возможности (CMC, calibration and measurement capability) НМИ, которые вносятся в общедоступную базу данных Международного бюро мер и весов (МБМВ).
В 2018 г. по проекту Европейской ассоциации национальных метрологических институтов (European Association of National Metrology Institutes) EURAMET № 1396 проведено международное сличение ГЭТ 118–2017 с аналогичными эталонами Германии (Physikalisch-Technische Bundesanstalt, PTB) и Чехии (Czech Metrology Institute, CMI – Чешский метрологический институт) в диапазоне 1–250 м3 / ч с использованием эталонов сравнения на базе эталонных критических сопел (ЭКС) [4]. В результате подтверждены заявленные метрологические характеристики исходной эталонной установки ЭУ-1 колокольного типа, и в базе данных МБМВ в 2019 г. была зарегистрирована первая связанная с ГЭТ 118–2017 строка CMC Российской Федерации в области измерения расхода газа с идентификатором RU-13.04: «Объемный расход воздуха от 1 до 100 м3 / ч с расширенной неопределенностью от 0,06 до 0,1 % при температуре от 15 до 25 ºС и давлении от 96 до 104 кПа».
Для подтверждения калибровочных и измерительных возможностей ГЭТ 118–2017 в широком диапазоне расхода воздуха (20–6500 м3 / ч) при атмосферном давлении специалисты ВНИИР инициировали дополнительное международное сличение национальных эталонов единиц объемного расхода газа в рамках Евро-Азиатского сотрудничества государственных метрологических учреждений (Euro-Asian Cooperation of National Metrological Institutions, COOMET) по теме № 680 / RU / 16 (индекс МБМВ – COOMET.M.FF-S9), которое проводили с мая 2019 г. по январь 2020 г.
УЧАСТНИКИ МЕЖДУНАРОДНЫХ СЛИЧЕНИЙ COOMET.M.FF-S9
В сличении национальных эталонов COOMET.M.FF-S9 приняли участие шесть европейских НМИ: три – ВНИИР, PTB и ДП «Івано-Франківськстандартметрологія» (ИФСМ) – выступали как независимые и три – Беларускі дзяржаўны інстытут метралогіі (БелГИМ), Lietuvos energetikos institutas (LEI) и Laboratorija za kalibraciju mjerila protoka / volumena gasa (LABSAGAS) – как зависимые, эталоны которых прослеживаются к национальным эталонам других стран (табл. 2). Функции НМИ-пилота, ответственного за организацию и проведение сличения и обработку его результатов, выполнил ВНИИР; представители LABSAGAS участвовали в сличении только в диапазоне расхода 20–400 м3 / ч, остальных НМИ – во всем заявленном диапазоне 20–6500 м3 / ч.
Национальные метрологические институты применяли для сличения эталонные установки, реализованные в основном на базе ЭКС или эталонных счетчиков-расходомеров турбинного и роторного типов.
ЭТАЛОННАЯ УСТАНОВКА ВНИИР
Для сличения во ВНИИРе использовали эталонную установку ЭУ-2 (модуль 1) из состава ГЭТ 118–2017. Ее принцип работы заключается в сравнении массовых расходов воздуха через размещенные друг за другом тестируемое средство измерения и систему параллельно расположенных ЭКС (рис. 1). Газ прокачивается через установку посредством трех воздуходувок, параллельно подключенных к всасывающей магистрали. В целях предотвращения помпажа в газодинамическом тракте воздуходувок при потоке через измерительную линию с относительно небольшим расходом в эталонном модуле установлены противопомпажные сопла, автоматически открывающиеся при падении расхода через отдельную воздуходувку ниже определенного значения.
Корпус модуля 1 состоит из расходного блока и цилиндрического ресивера (рис. 2), разделенных между собой герметичной перегородкой, на которой размещаются 45 ЭКС. Посредством различных комбинаций открытых ЭКС обеспечивается изменение расхода в диапазоне 10–16 000 м3 / ч. Установка ЭУ-2 оснащена автоматизированной системой управления, контроля и обработки результатов. Включение и отключение ЭКС производится запорной арматурой с пневмоприводом.
ЭТАЛОНЫ СРАВНЕНИЯ
В связи с тем, что непосредственное сличение стационарных национальных эталонов невозможно, использовали транспортируемые эталоны сравнения, которые поочередно направляли для испытаний в участвующие в проекте НМИ:
– счетчик газа ротационный IRM-A-DUO G250 (Elster-Instromet B. V., Нидерланды), диапазон измерения 20–400 м3 / ч (рис. 3а);
– счетчик газа турбинный TRZ G4000 (ООО «ЭЛЬСТЕР Газ-электроника», Россия), диапазон измерения 320–6500 м3 / ч (рис. 3б).
Согласно техническому протоколу сличения испытания счетчика IRM-A-DUO проводили в десяти измерительных точках (20, 40, 60, 100, 150, 200, 250, 300, 350 и 400 м3 / ч), а счетчика TRZ G4000 – в девяти точках (320, 650, 1000, 1500, 2500, 3500, 4500, 5500 и 6500 м3 / ч), изменяя расход от максимального значения к минимальному с отклонением от установленных значений в пределах ± 5 %. В каждой точке выполнили три измерения.
В соответствии с требованиями протокола счетчики испытывали при температуре воздуха от 18 до 26 °C (колебания температуры в течение одного эксперимента не превышали 0,2 °C) и давлении, близком к атмосферному. Перед началом тестов счетчики работали не менее 20 мин при номинальном расходе.
ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ
При проведении испытаний эталонов сравнения в каждой точке по результатам трех измерений определяли среднюю относительную погрешность er:
, (1)
где VM – объем, полученный от эталона сравнения; VE – объем, воспроизведенный эталоном НМИ-участника. Расширенную неопределенность измерений Umeas НМИ рассчитывали по формуле:
, (2)
где Ulab – расширенная неопределенность, заявленная НМИ; urepeat – повторяемость значения er (стандартная неопределенность по типу А).
Величину urepeat вычисляли по соотношению:
, (3)
где ej и m – относительная погрешность одного измерения и количество измерений в каждой точке соответственно (m = 3).
Результаты сличения обрабатывали согласно методике М.Г. Коха [1]. В первую очередь определяли опорные значения сличения y в каждой измерительной точке:
, (4)
где x1, x2, …, xn – значения погрешности er эталона сравнения в независимых лабораториях (i = 1, 2, …, n), участвующих в сличении; ux1, ux2, …, uxn – стандартные неопределенности (не расширенные) оценки погрешности эталона сравнения в независимых лабораториях, включающие неопределенность urs, обусловленную стабильностью счетчика:
. (5)
Значения urs для каждого эталона сравнения рассчитывали по результатам их калибровок пилотным НМИ (ВНИИР), проведенных до и после сличения: они составили 0,009 % для IRM-A-DUO G250 и 0,003 % для TRZ G4000.
Далее находили стандартную неопределенность uy и расширенную неопределенность Uy опорного значения в каждой измерительной точке:
, (6)
Uy = 2uy. (7)
После вычисления опорного значения в каждой точке выполняли проверку согласованности данных сличений с использованием критерия Пирсона 2 в соответствии с руководством по оцениванию данных дополнительных сличений [5].
Основой для оценки успешности участия НМИ в сличении в каждой измерительной точке служит степень эквивалентности эталона Ei, которую рассчитывали по уравнению:
, (8)
где di = xi - y – разность между значением НМИ и опорным значением; U(di) – неопределенность величины di, которая по рекомендациям [1] для всех НМИ – участников данного сличения находили по формуле:
. (9)
Результаты лаборатории считали приемлемыми, если Ei ≤ 1. При Ei > 1,2 их относили к неприемлемым, поскольку такие результаты оценки сигнализируют о наличии серьезных проблем, которые необходимо проанализировать и устранить. Для значений 1 < Ei ≤ 1,2 установили так называемый предупреждающий уровень, который сигнализирует участвующей лаборатории о недостатках менее серьезного характера и необходимости принять корректирующие меры.
РЕЗУЛЬТАТЫ СЛИЧЕНИЯ
На рис. 4 для примера показаны опорное значение и результаты НМИ-участников с указанием интервалов неопределенности для одной измерительной точки. Общие результаты сличения приведены на рис. 5 и в табл. 3, 4.
Анализ представленных данных позволяет сделать вывод, что сличение COOMET.M.FF-S9 прошло успешно для всех участников: все НМИ в каждой измерительной точке получили приемлемые значения степени эквивалентности (Ei < 1) и подтвердили свои калибровоч-ные и измерительные возможности в заявленных диапазонах расхода.
ВЫВОДЫ
Согласно результатам сличения Государственный первичный эталон единиц объемного и массового расходов газа ГЭТ 118–2017 в очередной раз подтвердил соответствие лучшим зарубежным аналогам, что способствует созданию в РФ современных высокоточных средств измерений расхода и количества газа. Положительные результаты сличения COOMET.M.FF-S9 позволяют РФ подать заявку на регистрацию в базе данных МБМВ новой строки СМС в широком диапазоне расхода.
Таблица 1. Метрологические характеристики ГЭТ 118-2017Table 1. Metrological performance of GET 118-2017 (GET–State primary standard)
Эталонная установка Test rig |
Параметр Parameter |
|||
Объемный расход, м3/ч Volumetric flow rate, m3/h |
Массовый расход, кг/ч Mass flow rate, kg/h |
Абсолютное давление, кПа Absolute pressure, kPa |
Расширенная неопределенность, % Expanded uncertainty, % |
|
ЭУ-1 EU-1 |
1–65 0,4–1 65–100 |
1,2–78 0,5–1,2 78–120 |
96–104 |
0,06 0,10 0,10 |
ЭУ-2 EU-2 |
1–16 000 |
1,2–19 200 |
96–104 |
0,10 |
ЭУ-3 EU-3 |
1–64 |
1,2–77 |
96–104 |
0,09 |
ЭУ-4 EU-4 |
10–2300 |
12–2700 |
≤ 1100 |
0,11 |
ЭУ-5 EU-5 |
0,0003–3 |
0,000 36–3,6 |
96–104 |
0,10 |
Таблица 2. Участники сличения национальных эталонов расхода газа по проекту COOMET.M.FF-S9Table 2. Participants of the comparison of national gas flow rate standards within COOMET.M.FF-S9
Национальный метрологический институт National metrology institute |
Страна Country |
Прослеживаемость Traceability |
Эталонная установка Test rig |
Диапазон расхода, м3/ч Flow range, m3/h |
Расширенная неопределенность, % Expanded uncertainty, % |
ВНИИР VNIIR |
Россия Russia |
Независимый Independent |
На базе эталонных критических сопел Based on reference critical nozzles |
10–16 000 |
≤ 0,1 |
PTB |
Германия Germany |
Независимый Independent |
На базе эталонных критических сопел Based on reference critical nozzles |
2–5600 |
< 0,08 |
На базе эталонных счетчиков Based on reference meters |
≤ 30 000 |
< 0,12 |
|||
ДП «Івано-Франківськстандартметрологія» (ИФСМ) Ivano-Frankivsk Research-and-Production Center for Standardization, Metrology and Certification (IFRPC SMC) |
Украина Ukraine |
Независимый Independent |
Колокольного типа Bell type |
4–200 |
≤ 0,1 |
На базе эталонных счетчиков Based on reference meters |
1–7800 |
≤ 0,12 |
|||
БелГИМ BelGIM |
Беларусь Belarus |
К PTB To PTB |
На базе эталонных счетчиков Based on reference meters |
1,5–6500 |
0,25 |
LEI |
Литва Lithuania |
К PTB To PTB |
На базе эталонных счетчиков Based on reference meters |
1–1600 |
0,25 |
1600–9700 |
0,3 |
||||
LABSAGAS Laboratory for Gas Flow and Volume Meters (LABSAGAS) |
Босния и Герцеговина Bosnia and Herzegovina |
К CMI To CMI |
На базе эталонных счетчиков Based on reference meters |
0,35–4000 |
0,35 |
Таблица 3. Степень эквивалентности эталонов Ei (8) национальных метрологических институтов (эталон сравнения TRZ G4000)Table 3. The equivalence degree of standards Ei (8) of various national metrology institutes (TRZ G4000 reference standard)
Расход газа, м3/ч Gas flow rate, m3/h |
ВНИИР VNIIR |
PTB |
ИФСМ IFRPC SMC |
БелГИМ BelGIM |
LEI |
6500 |
0,63 |
0,17 |
0,51 |
0,01 |
0,18 |
5500 |
0,69 |
0,50 |
0,19 |
0,83 |
0,24 |
4500 |
0,29 |
0,31 |
0,03 |
0,68 |
0,30 |
3500 |
0,00 |
0,08 |
0,12 |
0,23 |
0,30 |
2500 |
0,14 |
0,09 |
0,05 |
0,59 |
0,29 |
1500 |
0,21 |
0,03 |
0,27 |
0,29 |
0,33 |
1000 |
0,35 |
0,03 |
0,35 |
0,07 |
0,38 |
650 |
0,17 |
0,41 |
0,69 |
0,02 |
0,10 |
320 |
0,25 |
0,28 |
0,64 |
0,01 |
0,20 |
Таблица 4. Степень эквивалентности эталонов Ei (8) национальных метрологических институтов (эталон сравнения IRM-A-DUO G250)Table 4. The equivalence degree of the standards Ei (8) of various national metrology institutes (IRM-A-DUO G250 reference standard)
Расход газа, м3/ч Gas flow rate, m3/h |
ВНИИР VNIIR |
PTB |
ИФСМ IFRPC SMC |
БелГИМ BelGIM |
LEI |
LABSAGAS |
400 |
0,08 |
0,13 |
0,06 |
0,26 |
0,01 |
0,12 |
350 |
0,17 |
0,02 |
0,23 |
0,14 |
0,06 |
0,04 |
300 |
0,00 |
0,23 |
0,28 |
0,08 |
0,12 |
0,03 |
250 |
0,03 |
0,38 |
0,48 |
0,05 |
0,09 |
0,05 |
200 |
0,02 |
0,28 |
0,33 |
0,44 |
0,16 |
0,05 |
150 |
0,03 |
0,13 |
0,13 |
0,15 |
0,11 |
0,05 |
100 |
0,08 |
0,11 |
0,23 |
0,36 |
0,07 |
0,05 |
60 |
0,00 |
0,20 |
0,20 |
0,25 |
0,04 |
0,06 |
40 |
0,35 |
0,41 |
0,10 |
0,29 |
0,12 |
0,00 |
20 |
0,64 |
0,41 |
0,26 |
0,22 |
0,31 |
0,13 |
Новые технологии и оборудование
Авторы:
М.В. Омельянюк, к.т.н., доцент, ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет» (Армавир, РФ), m.omelyanyuk@mail.ru
Литература:
1. Родионов В.П. Моделирование кавитационно-эрозионных процессов, возбуждаемых гидродинамическими струйными излучателями: дис. … д.т.н. СПб.: ИПМаш РАН, 2001.
2. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000.
3. База данных № 2017620066. Техника и технологии гидродинамической очистки оборудования транспорта и хранения газа / А.И. Каменюка, А.С. Кравченко, И.А. Пахлян, М.В. Омельянюк. Заявл. 25.07.2016, опубл. 18.01.2017 [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
HTML
В процессе работы различного оборудования компрессорных станций и добывающих предприятий на внутренних и наружных поверхностях образуются отложения – соли, выпадающие из пересыщенных растворов, продукты коррозии, различные технологические загрязнители. Это справедливо и для поршневых газоперекачивающих агрегатов, в которых применяется рубашечное охлаждение силовой и (или) компрессорной частей. Известны случаи эксплуатации агрегатов с отложениями толщиной до 20 мм, в том числе с полным перекрытием проходного сечения, особенно в компрессорной части.
Многокомпонентные отложения в системе охлаждения приводят к образованию очагов теплонапряженности в деталях цилиндро-поршневой группы, особенно во втулках силовых цилиндров в районе перемычек между выхлопными окнами агрегатов типа газомотокомпрессора (ГМК) «МК-8М», а также в нижней части компрессорных цилиндров агрегатов типа ГМК «10 ГК». При перегреве образуются трещины, разрушаются втулки, головки поршня, комплекты маслосъемных и компрессионных колец, вкладышей подшипников силового или компрессорного шатуна, выхлопные газы прорываются в картер ГМК.
Обеспечить эффективную безаварийную работу агрегатов можно путем очистки внутренних поверхностей систем рубашечного охлаждения от отложений. Применяют различные методы очистки: химический, механический, электрогидроимпульсный, гидродинамический и др., каждый из которых имеет свои достоинства, недостатки и ограничения. В настоящее время сильно загрязненные рубашки охлаждения ГМК очищают комплексными методами, которые включают механическое рассверливание (сверла, ерши, шарошки), электрогидроимпульсную и кислотную обработку.
При эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения (АВО) также в ряде случаев имеет место загрязнение трубного и межтрубного пространства. В результате образования отложений снижается коэффициент теплопередачи, в итоге уменьшается коэффициент полезного действия агрегата, а в некоторых случаях ГМК приходится останавливать в связи с превышением допустимого предела температуры газа на выходе из АВО первой ступени и входе во вторую ступень компримирования. Кроме того, повышается расход электроэнергии на привод вентиляторов. На компрессорных станциях, газодобывающих предприятиях и газоперерабатывающих заводах межтрубное пространство АВО различных агентов обычно очищают промывкой с помощью пожарных брандспойтов или автомобильных моек высокого давления, пропариванием, пневмоабразивной (пескоструйной) очисткой.
Очистка наружных цилиндрических и плоских поверхностей различного оборудования от отложений с разным химическим составом и сродством к поверхности не представляет проблем. Более сложная задача – очистка внутренних фигурных поверхностей. Применение в этих целях затопленных и незатопленных струй высокого давления открывает новые перспективы для эксплуатирующих организаций. Преимущества данного способа:
– эффективность в труднодоступных для механических методов (сверла, ерши, шарошки) полостях, в том числе с отложениями, занимающими 100 % сечения (такие участки невозможно очистить механическими или химическими методами);
– интенсивное динамическое воздействие струи высокого давления (концентрация энергии струи в ограниченном пространстве) при отсутствии разрушающего действия на поверхности, характерного для механических и химических методов;
– интенсификация очистки за счет кавитации, возникающей при истечении затопленной струи высокого давления из насадки специального профиля;
– возможность применять прогрессивные способы регенерации моющих растворов в замкнутой системе ввиду малого расхода жидкости и высокого давления;
– доступность качественной безразборной (или с частичной разборкой) промывки многих узлов и агрегатов широкого спектра оборудования компрессорных станций;
– дополнительный нагрев моющего раствора во внутренней полости промываемого объекта за счет преобразования потенциальной и кинетической энергии рабочей жидкости в тепловую;
– сокращение времени очистки внутренних полостей.
Несмотря на широкое применение гидродинамических методов очистки различного оборудования в РФ и за рубежом и значительное количество опубликованных работ, посвященных экспериментальному исследованию струйного истечения, силовых и эрозионных характеристик затопленного и незатопленного истечения, а также моделированию данных процессов, при проектировании установок очистки и их апробации исследователи сталкиваются с трудностями расчета и достоверного прогнозирования результата очистки.
Для решения задач, связанных с разработкой метода гидродинамической очистки затопленными или незатопленными струями жидкости от отложений с различными прочностью и сродством к поверхности, необходимо использовать математическую модель струйного истечения, учитывающую силовые и эрозионные характеристики струй при разных технических и технологических параметрах насосного агрегата и струеформирующих насадков, и данные о прочностных свойствах компонентов отложений. Отложения в различном оборудовании имеют разные химический состав, прочность и сродство к поверхности, зачастую они анизотропны. В результате при проектировании установок и прогнозировании результата очистки приходится оперировать эмпирическими данными, полученными при натурных исследованиях по разрушению различных материалов (например, бетонов). На основании этих данных можно только качественно описать процесс разрушения; существующие отдельные модели в лучшем случае дают возможность вычислять математические ожидания параметров результатов очистки применительно к тем или иным условиям и ограничениям.
С помощью аналитических и эмпирических моделей истечения затопленных и незатопленных струй жидкости в сочетании с оценкой прочности материалов невозможно достоверно прогнозировать процесс разрушения. Особенно трудно учесть влияние на силовые и эрозионные способности струй конфигурации внутренних проточных каналов насадков или кавитаторов, что позволило бы рассчитать технологические параметры струйного воздействия, необходимые для решения частных задач разрушения различных металлических (в случае кавитационной эрозии) и неметаллических материалов. Недостаточно изучены закономерности растекания потока в ограниченном пространстве в том случае, когда преграда (очищаемая поверхность) находится вблизи насадка и вместо увеличения силы давления струи происходит вакуумирование, обусловленное влиянием вторичных высокоскоростных потоков. Не исследованы полностью гидродинамические свойства потоков, формируемых затопленными струями высокого давления, соответственно, не определены оптимальные параметры струйного силового и эрозионного воздействия.
В результате оборудование высокого давления (30–70 МПа) не всегда позволяет добиться требуемого качества или скорости очистки от отложений, особенно с высокими прочностью и сродством к поверхности (например, отложения солей в теплообменном оборудовании или насосно-компрессорных трубах). Аппараты сверхвысокого давления (150–350 МПа) удаляют любые по химическому составу и прочности отложения, однако их высокая стоимость и низкая скорость очистки снижают эффективность (в большинстве случаев применение таких аппаратов экономически неоправданно).
Отсутствие научно обоснованных критериев выбора параметров очистки поверхностей различного оборудования от отложений вынуждает использовать частные эмпирические зависимости, справедливые для ограниченного диапазона условий, и в большинстве случаев при разработке гидроочистного оборудования опираются не на результаты аналитических или экспериментальных исследований, а на опыт проведения аналогичных работ с применением более мощного оборудования (с высоким давлением), но с меньшей подачей и, соответственно, низкой скоростью (производительностью) очистки.
С 1970‑х гг. в Армавирском механико-технологическом институте (филиал ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет») исследуют силовые и эрозионные характеристики струйных затопленных и незатопленных истечений, в том числе с включением в моющий состав абразивов и поверхностно-активных веществ. Создают эффективное оборудование, реализующее кавитационно-волновые эффекты в струйных высокоскоростных потоках для гидродинамической очистки объектов транспорта и хранения газа. На рис. 1 в качестве примера представлены гидравлические распределители, которыми комплектуются установки гидродинамической очистки российского и зарубежного производства. Просверливание каналов формирования струй (наружных цилиндрических насадков) хотя и обеспечивает низкую стоимость и высокую технологичность производства, но не позволяет добиться должного качества очистки и требует бóльших энергетических затрат в процессе эксплуатации.
Цель настоящей работы – повышение эффективности безразборной очистки внутренних полостей оборудования объектов транспорта и хранения газа затопленными и незатопленными струями высокого давления:
– улучшение качества;
– сокращение продолжительности;
– снижение давления без потери качества.
В результате – уменьшение себестоимости очистки за счет применения менее энергоемкого оборудования.
ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЫСОКОНАПОРНОГО СТРУЙНОГО ИСТЕЧЕНИЯ
Для достижения поставленной цели был выполнен теоретический анализ истечений затопленных и незатопленных струй в ограниченном пространстве и выявлены факторы, влияющие на динамику процесса очистки внутренних полостей. Эти сведения получены путем численного моделирования с использованием современных CFD-пакетов (computational fluids dynamics).
Экспериментально в лаборатории института и в натурных опытно-промышленных условиях были подтверждены теоретические положения, на основании которых разработаны новые конструкции гидродинамических насадков и генераторов кавитации, прошедшие практическую апробацию на различных объектах транспорта и хранения газа.
При проектировании насадков использовали математическую модель на основе системы уравнений Навье – Стокса, усредненных по Рейнольдсу (RANS, Reynolds-averaged Navier–Stokes). Для замыкания системы уравнений применили k – модель (k – кинетическая энергия; – диссипация кинетической энергии турбулентности). В ней уравнения движения преобразуются к виду, в котором учитывается влияние флуктуации средней скорости (в виде турбулентной кинетической энергии) и уменьшение этой флуктуации за счет вязкости (диссипации). В k – модели решается два дополнительных уравнения для транспорта кинетической энергии турбулентности и диссипации турбулентности. Ее часто используют при проведении инженерных расчетов. Модель k – отличается лучшей сходимостью и адекватна при простой геометрии проточной части.
Кавитацию рассчитывали с помощью модели Эйлера для многофазных сред с применением метода жидких объемов, позволяющего отслеживать поверхность раздела между фазами в пределах каждой ячейки (свойства среды изменяются в зависимости от объемной доли каждой фазы в ячейке). Для описания динамики газового пузырька на каждом временном шаге решали уравнение Рэлея – Плессета.
Модели RANS обеспечивают хорошее соотношение достоверности результатов и скорости расчета, позволяя оптимизировать конструкцию гидроструйного устройства в сжатые сроки на основании геометрических параметров очищаемой полости (трубы), гидрораспределителя для насадков, подводящих высоконапорных штанг (рукавов высокого давления), а также условий затоплен-ного или незатопленного истечения. В качестве примера на рис. 2 изображены сравнительные поля распределения абсолютной скорости для цилиндрического насадка (наиболее распространенного в аппаратах для гидродинамической очистки) и насадка специального профиля из трех участков (двух входных конических сходящихся и одного цилиндрического выходного), рассчитанные в программном комплексе Star-CCM+ (Siemens PLM Software). На рис. 3 представлены расчетные зависимости полного давления на оси струи для трех типов насадков (цилиндрический, конический сходящийся, конический расходящийся) от расстояния от насадка (при идентичных параметрах давления и расхода) для случая затопленного истечения. Хорошо видно, что использование конических сходящихся насадков при прочих равных условиях эффективнее, чем цилиндрических. Форма насадков отражается как на скорости, так и на качестве очистки (она определяет возможность / невозможность очистки конкретных отложений с помощью имеющихся гидроочистных установок с ограниченным максимальным давлением). Для сравнения на рис. 4 приведен эмпирический график зависимости изменения полного давления на оси струи жидкости от противодавления в камере.
Результаты исследований модели насадков и кавитаторов при параметрах, идентичных натурным, показали удовлетворительную сходимость с экспериментальными данными. С помощью модели можно прогнозировать последствия эрозионного воздействия струи жидкости (ширина и глубина зоны эрозии), что важно при проектировании установок очистки.
На рис. 5 представлен концентрационный профиль водяного пара в случае кавитационного течения для цилиндрического и конического сходящегося насадков. Эти данные представляют интерес для оптимизации параметров очистки различного оборудования от отложений в затопленных условиях с учетом эффекта кавитации.
Использование математических моделей струйного истечения, экспериментальное и натурное изучение сравнительной эффективности применения струйных генераторов кавитации и гидродинамических насадков различных типов [1, 2], выявление их достоинств и недостатков, комбинация различных элементов и исследования в широком диапазоне параметров (длины участков, углы раскрытия конусов, радиусы закруглений, количество участков, расходно-напорные характеристики) позволили разработать конструкции насадков и генераторов гидродинамической кавитации для затопленных и незатопленных условий, повышающие эрозионную способность (эффективность очистки) по сравнению с выпускаемыми промышленностью образцами. Использование специализированных программных комплексов с последующей верификацией результатов в экспериментальных и натурных условиях дает возможность проектировать установки для оперативной очистки (системы рубашечного охлаждения, пылеуловители и др.) и механизированные (насосно-компрессорные трубы, теплообменники, АВО и др.) с оптимальными параметрами струйного гидродинамического истечения.
АПРОБАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ
При работе девяти газоперекачивающих агрегатов в Краснодарском подземном хранилище газа ежегодно за период закачки в результате превышения допустимой температуры происходило две–четыре поломки втулок силовых цилиндров, а также головки поршня, комплекта маслосъемных и компрессионных колец, вкладышей подшипников силового шатуна; восемь–девять поломок крышек силовых цилиндров. С увеличением толщины отложений росло число поломок. Для решения проблемы перегрева газоперекачивающих агрегатов силовую часть ГМК высоконапорным методом очистили от многокомпонентных отложений. В течение пяти лет после этого обусловленных перегревом поломок не наблюдалось.
В 2014 г. в Вуктыльском газопромысловом управлении провели опытно-промышленные испытания технологии высоконапорной очистки внутренних полостей рубашечного охлаждения компрессорной части газоперекачивающих агрегатов ГМК «10 ГК». В результате отложения солей и продуктов коррозии во внутренних полостях (рис. 6а) прекратилась циркуляция охлаждающей воды по ряду каналов. В целом нарушилась циркуляция в рубашках охлаждения, что привело к превышению допустимых значений температуры компрессорных цилиндров. Кислотная очистка оказалась неэффективной, особенно на участках, где отложения полностью перекрыли проходное сечение. В результате высоконапорной очистки были удалены отложения в системах охлаждения (рис. 6б), нормализованы температурные параметры работы агрегатов. Температура цилиндров до и после очистки одного из агрегатов представлена в табл.
Результаты настоящей работы были также использованы для оптимизации параметров гидродинамической высоконапорной очистки широкого спектра оборудования, применяемого на компрессорных станциях и газодобывающих предприятиях, в том числе: трубного и межтрубного пространства АВО различных агентов (газа, воды, диэтиленгликоля), кожухотрубных, U-образных и пластинчатых теплообменников, внутренних полостей мультициклонных, циклонных и масляных пылеуловителей, рубашек охлаждения вспомогательных воздушных и кислородных компрессоров с помощью установки, разработанной и изготовленной автором [3].
Экспериментально определено оптимальное сочетание напорных и расходных характеристик, которое обеспечивает эффективную очистку оребрения двух, четырех, шести или восьми рядов труб АВО без нарушения их целостности и повреждения оребрения. Ввиду шахматного расположения рядов труб очистку требуется проводить в два этапа, оперативно или механизированными установками. В большинстве случаев для очистки оребрения АВО достаточно воды без добавления химических реагентов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Численное моделирование затопленного и незатопленного высоконапорного струйного истечения, анализ экспериментальных данных о параметрах силового и эрозионного воздействия струйного истечения затопленных и незатопленных струй в совокупности позволяют разрабатывать и проектировать оптимальные по энергозатратам конструкции, обеспечивающие эффективность очистки широкого спектра нефтепромыслового и газоперекачивающего оборудования от отложений с различными химическим составом, прочностью и сродством к поверхности.
Проведенные аналитические, численные и экспериментальные исследования позволили разработать технологии и технические средства высоконапорной очистки внутренних и наружных поверхностей различного оборудования компрессорных станций и добывающих предприятий, позволяющие в сжатые сроки удалить отложения с теплообменного оборудования без негативного воздействия на его материал, восстановить паспортную теплопередачу, обеспечить безаварийную эффективную работу.
Температура цилиндров газомотокомпрессораGas-engine compressor cylinders’ temperature
Этап |
№ цилиндра Cylinder No. |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Температура, ºС Temperature, ºС |
|||||
До очистки Before cleaning |
93 |
105 |
115 |
115 |
117 |
После очистки After cleaning |
88 |
90 |
89 |
89 |
91 |
Новые технологии и оборудование (Трубопроводная арматура)
Авторы:
HTML
Появление новых продуктов и технологий, улучшение качества изделий обязывает современного руководителя и технического специалиста отслеживать эти процессы в своей сфере деятельности и внедрять их для повышения конкурентоспособности. Газовая отрасль не исключение, и даже монопольное положение в России не снимает проблему конкурентоспособности в целом, с учетом все более агрессивной политики других игроков на мировом газовом рынке.
Основной аспект, который рассматривается в данной статье, – свойства и преимущества уплотнительных паст и пластичных смазок на основе ультрадисперсного политетрафторэтилена (PTFE).
Политетрафторэтилен, более известный под такими торговыми наименованиями, как фторопласт или тефлон, давно и широко применяется в газовой промышленности. Непревзойденная химическая стойкость, термостабильность, негорючесть, абсолютная инертность и великолепные трибологические характеристики позволяют использовать PTFE для изготовления большого ассортимента специальной продукции: прокладок, набивок, вкладышей подшипников, фильтровальных тканей, внутреннего покрытия насосов, труб, клапанов, в качестве изоляции для проводов и кабелей и т. д.
В нефтегазовой отрасли России, в отличие от конкурирующих стран, использование специальных PTFE-смазок и паст до недавних пор было ограниченно и основывалось на применении импортных продуктов таких фирм, как Вaker Hughes, Jet-Lube, BESTOLIFE Corporation и др. Объяснялось это тем фактом, что в СССР, а затем и в России не производился PTFE-порошок необходимого качества. Обычным химическим путем ультрадисперсный PTFE с требуемыми характеристиками получить невозможно. За рубежом для этих целей был разработан так называемый лучевой метод производства. Суть данного метода заключается в обработке первичного фторопласта на промышленном ускорителе электронов с последующей диспергацией в высокоскоростных струйных мельницах. Такой продукт обладает способностью загущать любые жидкости на порядок лучше, чем порошок, полученный химическим путем. В отличие от обычного фторопласта он может образовывать прочную и стабильную структуру уплотнительных паст и пластичных смазок.
ОТЕЧЕСТВЕННОЕ ПРОИЗВОДСТВО
В России проблемой инновационного производства порошка PTFE в конце 1990‑х гг. начала заниматься группа сотрудников ЗАО «Томимпэкс», затем данное направление было передано ООО «Фторполимерные технологии». Результатом упорной работы стало появление собственной отечественной лучевой технологии производства ультрадисперсного PTFE. В 2002 г. полученный порошок PTFE был зарегистрирован под торговой маркой «ТОМФЛОН» и запущено производство первых оригинальных российских PTFE-смазок и паст с аналогичным наименованием.
Достоинство паст и смазок «ТОМФЛОН» быстро оценили практически во всех отраслях промышленности, но их использование в нефтегазовом секторе оказалось особенно эффективным. Так, арматурные пасты и смазки на основе PTFE, в отличие от паст и смазок на основе графита, не имеют тенденции к спеканию под воздействием нагрузок, температур и агрессивной среды. Свойства графита, полезные в порошковой металлургии, крайне негативны при использовании его в арматуре различного типа. Плотные отложения графитового порошка вызывают необходимость более частого обслуживания арматуры, использование специальных промывочных составов снижает срок службы оборудования. Фторопластовые пасты и смазки лишены этих недостатков, и, несмотря на более высокую цену, имеется ощутимый положительный экономический эффект от их использования.
При сравнении с арматурными пастами и смазками на основе аэросила мы также наблюдаем преимущества продукции на основе PTFE. Так, аэросильные пасты и смазки обладают повышенной абразивностью и имеют невысокую механическую стабильность. С течением времени под воздействием нагрузок и агрессивной внешней среды они разжижаются и теряют свои герметизирующие свойства. Именно поэтому в США все большее распространение находит практика применения полутвердых смазок на основе аэросила в виде «карандашей», где процентное содержание данного вещества в разы превышает традиционное. Но такое улучшение имеет и обратную сторону: значительно усложняется процесс обслуживания арматуры, особенно в зимний период. Резко возрастает износ металлических и еще в большей степени резиновых и пластиковых деталей. Смазки на основе ультрадисперсного PTFE лишены перечисленных недостатков: со временем они не теряют стабильности и герметизирующих свойств, сохраняется удобство в обслуживании арматуры при нанесении смазочного материала.
Применение порошка «ТОМФЛОН» в качестве присадки к традиционным смазкам также значительно улучшает их смазывающие и противоизносные характеристики. Например, введение в состав смазки ЦИАТИМ-221 ультрадисперсного PTFE почти в два раза увеличивает нагрузку сваривания и значительно уменьшает диаметр пятна износа. Необходимо отметить, что в настоящее время в России ни одно предприятие не выпускает ЦИАТИМ-221 в соответствии с ГОСТ 9433–80. Хотя, судя по тендерным заявкам, совокупная реализация данного продукта исчисляется десятками тонн. Согласно ГОСТ 9433–80 и технологической карте, разработанной Центральным институтом авиационных топлив и масел (сейчас АО «ВНИИ НП»), ЦИАТИМ-221 на 80 % должна состоять из полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС 132–24. Единственные производители данного продукта не только в России, но и в мире на данный момент – АО «Алтайский Химпром» имени Верещагина и ГНЦ РФ АО «ГНИИХТЭОС». Цена на ПЭС 132–24 колеблется от 2300 до 2800 руб. / кг. Нетрудно посчитать, что изготовленная в соответствии с ГОСТ смазка с учетом цены на сырье, производственных издержек, налогов и минимальной прибыли не может стоить ниже 3000 руб. / кг. Средняя же цена победителей большинства торгов редко превышает 1000 руб. Очевидно, что рабочие свойства таких смазок значительно хуже продукта, произведенного в соответствии с требованиями ГОСТ 9433–80.
В 2004 г. была разработана смазка ЦИАТИМ-221F по ТУ 0254‑030‑12435252‑04, в которой смесь кремнийорганических масел максимально воспроизводила достоинства ЦИАТИМ-221. Новая смазка почти не уступала по морозостойкости оригиналу, обладала высокой химстойкостью и инертностью по отношению к резине и полимерам. При этом она превосходила прототип по трибологическим характеристикам и соотношению «цена – качество». В дальнейшем в целях минимизации изготовления контрафакта ЦИАТИМ-221F стала производиться и под товарным знаком «ТОМФЛОН СК 170».
В заключение хотелось бы поблагодарить за доверие и сотрудничество наших партнеров в нефтегазовом секторе России: ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», ПАО «Сургутнефтегаз», АО «Арктикгаз», ООО «Газпром трансгаз Краснодар», Астраханский газоперерабатывающий завод – филиал ООО «Газпром переработка», АО НПО «Тяжпромарматура», ОАО «АК «Корвет», ООО НПО «Нефтегаздеталь», ООО Завод «Калининградгазавтоматика», ООО «Инвестгазавтоматика», ООО Фирма «Саратовгазпри-боравтоматика», ООО «НПО «Газ-техномаш», ООО Завод «Газпром-маш», Великолукский завод «Транснефтемаш», ОАО «Завод «НефтеПромМаш», ООО «Фирма «Радиус-Сервис», ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент», АО НПП «РосНефтеГазИнструмент», ООО «НПФ Кубаньнефтемаш», АО «Верхнечонскнефтегаз», Нижневартовский филиал ООО «Везерфорд».
Авторы:
А.А. Бакулина, Научно-промышленная ассоциация арматуростроителей
С.Б. Коркунов, Научно-промышленная ассоциация арматуростроителей
Литература:
1. Афанасьева О.В., Бакулина А.А. Российское арматуростроение в 2019 году. Аналитический обзор / под ред. Коркунова С.Б. СПб.: Научно-промышленная ассоциация арматуростроителей, 2020. С. 5–6.
2. Коркунов С.Б. Основные способы оборудования нефтяных и газовых скважин и оценка емкости российского рынка устьевой арматуры // Арматуростроение. 2020. № 2. С. 44.
3. ПАО «Газпром». «Газпрому» поручено приступить к предынвестиционной стадии проекта «Сила Сибири – 2» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.gazprom.ru/press/news/2020/march/article502469/ (дата обращения: 01.06.2020).
4. Дзядко Т. Михельсон отказался пересмотреть планы НОВАТЭКа из-за падения цен на газ [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.rbc.ru/business/11/03/2020/5e68caf69a7947fe436c61ae (дата обращения: 01.06.2020).
5. Калюков Е., Фадеева А. ЛУКОЙЛ сократит расходы на $1,5 млрд после падения цен на нефть [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.rbc.ru/business/19/03/2020/5e736fc79a7947c7bf9e49ab (дата обращения: 01.06.2020).
6. Филипенок А. Fitch предсказало сокращение инвестиций российскими нефтяными компаниями [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.rbc.ru/economics/26/03/2020/5e7c02359a794739ab51a2a5 (дата обращения: 01.06.2020).
HTML
Российские производители трубопроводной арматуры и приводов в большинстве своем ориентированы на потребности нефтегазового сектора (см. табл.) и имеют возможность их обеспечения различными видами и разновидностями продукции.
С 2014 г. производство трубопроводной арматуры в России ежегодно растет в натуральном (рис. 1) и стоимостном (рублевом) (рис. 2) выражении1.
Подобная ориентация объясняется наибольшим устойчивым платежеспособным спросом со стороны нефтегазовых компаний. Например, наиболее крупные инвестиции нефтегазовые компании планировали направить в добычу углеводородов (главным образом в нефтедобычу). Как показал проведенный Научно-промышленной ассоциацией арматуростроителей (НПАА) [2] анализ сегмента добычи, среди поставщиков в нем абсолютно доминируют российские производители2. Средняя оценка объема российского рынка устьевой арматуры в стоимостном выражении – 6,4 млрд руб. В этом объеме импорт цельных комплектов устьевой арматуры составляет всего 0,8 млрд руб. (13 млн долл. США) – около 13 % рынка.
Таким образом, в отдельных сегментах нефтегазовой отрасли и в настоящее время используется арматура почти исключительно российского производства (устьевая арматура для добычи на суше), в некоторых отечественные производители могут практически полностью обеспечить импортозамещение (запорная нефтегазовая арматура), в прочих потребуется не менее нескольких лет для значительного импортозамещения (сложная регулирующая и предохранительная арматура, а также отдельная высокотехнологичная арматура других видов).
ТЕНДЕНЦИИ И ПРОГНОЗЫ
Однако события последних месяцев внесли в эту картину резкий диссонанс. Срыв сделки ОПЕК+ и пандемия COVID-19 спровоцировали падение цен на углеводороды. На фоне сложившейся ситуации вполне закономерно ожидать сокращения ранее заявленных инвестиций компаний.
Очевидно, что бесспорный лидер по объему инвестиций – ПАО «Газпром». Помимо этого, в последнее время наблюдался рост инвестиционной активности ПАО «НОВАТЭК».
Из основных тенденций, сложившихся в последнюю пятилетку в газовой отрасли, можно выделить (рис. 3):
– спрогнозированный рост инвестиций в газодобычу в 2020–2023 гг. на 15–20 % по сравнению с размерами инвестиций 2015–2017 гг.;
– сокращение инвестиций в трубопроводный транспорт примерно на треть;
– поддержание инвестиций в газопереработку на высоком уровне в ближайшие три года, драйверами роста служат два крупных проекта;
– значительные инвестиции в проекты по сжиженному природному газу (СПГ).
К 2020 г. положение нефтегазовой отрасли можно охарактеризовать следующими факторами:
– свыше половины инвестиций приходится на нефтедобычу (порядка 72–75 %), этот сегмент до последнего времени был весьма перспективным для арматуростроителей, т. к. большая часть инвестиций идет на повышение отдачи от имеющихся месторождений, в т. ч. и за счет наращивания числа скважин;
– в сегменте нефтепереработки компании не планируют рост объемов инвестиций, но программу модернизации никто не отменял, и если правительство решит «заставить» нефтяников выполнять свои обязательства, то сегмент получит приток денежных средств;
– наименее перспективная отрасль для арматуростроения в последнее время – это сегмент нефтетранспортировки, в котором большие стройки закончились, объемы вложений сокращаются, а компания инвестирует в техперевооружение.
В последнее время компании газового сектора не заявляли о сокращении своих вложений на 2020 г. Председатель Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллер на встрече с Президентом РФ В.В. Путиным 27 марта 2020 г. отметил, что «…инвестиционная программа запланирована в объеме 1 трлн 80 млрд руб.». И «никаких проблем с исполнением <…> обязательств по финансированию инвестиционной программы в 2020 г. не будет» [3].
Глава ПАО «НОВАТЭК» Л.В. Михельсон 11 марта 2020 г. также заявил о сохранении объемов инвестиций: «Несмотря на падение цен на газ, которые «практически достигли дна», «НОВАТЭК» не будет отказываться от планов строительства новых заводов по сжижению природного газа» [4].
Большинство нефтяных компаний пока не делали официальных заявлений о сокращении объемов инвестиций, за исключением ПАО «ЛУКОЙЛ», которое сообщило о планируемых сокращениях в размере 1,5 млрд долл. [5].
Тем не менее чудес на свете, как известно, не бывает. Низкие цены на углеводороды спровоцировали затаривание имеющихся резервуаров и хранилищ, что привело к дальнейшему падению биржевых цен вплоть до отрицательных значений. Очевидно, что в таких условиях не сокращать добычу невозможно – добытое просто не в чем будет хранить. К тому же из‑за вынужденной изоляции мировая промышленность сократила объемы производства, что также сказалось на уровне потребления энергоносителей. Индексы промышленного производства, упавшие во всех странах до 30 %, свидетельствуют о невозможности скорого восстановления спроса на углеводороды.
При нынешних ценах на нефть российским компаниям придется пойти на сокращение инвестиций минимум на 10–20 %. Такой прогноз «РИА Новости» дал старший директор группы по природным ресурсам и сырьевым товарам агентства Fitch Дмитрий Маринченко [6].
ВЫВОДЫ
Итак, при развитии сценария, связанного с низкими ценами на углеводороды, мы ожидаем снижения инвестиционной активности нефтегазовых компаний, как следствие – падения спроса на нашу продукцию и, соответственно, уменьшения объемов ее производства в России. В первую очередь в области изготовления арматуры для континентальной добычи (хорошо развита в России). Предполагается замедление (или приостановка) разработки и освоения производства трубопроводной арматуры для подводной добычи и сжижения природного газа. При самом неблагоприятном сценарии ожидаем снижения объема потребления трубопроводной арматуры до уровня, необходимого для обеспечения ремонтно-эксплуатационных нужд (не более 30 % текущего объема потребления) с соответствующими социально-экономическими последствиями (сокращение персонала, банкротства и т. п.).
В качестве одного из путей решения намечающейся проблемы НПАА в настоящее время прорабатываются варианты переориентирования производств на другие рынки сбыта, например на химическую промышленность, тепловую и атомную энергетику, развитие экспорта. В любом случае перспектива развития производства трубопроводной арматуры в ближайшее время представляется достаточно негативной.
1 За исключением 2017 г., в котором курс рубля значительно укрепился, вызвав рост импорта, заместившего часть закупок российской продукции. Значительное «падение» производства арматуры в долларовом выражении в 2015 г. носит исключительно расчетный характер – натуральное производство арматуры в России выросло.2 Исключение составляет арматура для подводной добычи.
3 В 2019 г. в объемах российского производства был учтен ряд иностранных производителей, значительно повысивших уровень локализации своего производства, расположенного в России; также был уточнен в сторону увеличения объем производства устьевой арматуры по результатам детального исследования данного сегмента, проведенного НПАА. На графике по 2019 г. показаны объемы, как учитывающие данные факторы, так и не учитывающие их.
4 В исследовании были рассмотрены инвестиционные планы следующих компаний: ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «НОВАТЭК».5 В исследовании были рассмотрены инвестиционные планы следующих компаний: ПАО «НК «Роснефть»,, ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Сургутнефтегаз».
Распределение производства по отраслям потребления трубопроводной арматуры (в стоимостном выражении) [1]
Отрасль |
Год |
|
2018 |
2019 |
|
Нефтяная, % |
30,0 |
30,9 |
Газовая, % |
27 |
25,8 |
Гидроэнергетика, % |
0,6 |
0,5 |
Теплоэнергетика, % |
10,2 |
10,2 |
Теплоснабжение, % |
7,1 |
7,4 |
Атомная энергетика, % |
7,1 |
7,9 |
Судовая, % |
5,3 |
5,6 |
Металлургия, % |
1,5 |
1,0 |
Химия, % |
2,5 |
1,8 |
Пищевая, % |
0,3 |
0,1 |
Целлюлозно-бумажная, % |
0,3 |
0,3 |
Водоснабжение и водоотведение, % |
3,2 |
3,2 |
Другие отрасли, % |
4,9 |
5,3 |
Авторы:
А.В. Гордеев, ООО «БРОЕН»
HTML
ООО «БРОЕН» разрабатывает собственную линейку пневмо- и пневмогидравлических приводов, которые применяются в дистанционно управляемой трубопроводной арматуре. Пневматические устройства управления дают возможность работать от энергии транспортируемого газа или из отдельной линии импульсного газа, что позволяет обходиться без мощных силовых электрических цепей, используя для управления только слаботочные.
Рассмотрим конструктивные особенности пневмогидропривода «БРОЕН» на высокое давление. Основные узлы: механизм перестановки поршневого типа двойного действия; пневмосистема, включающая фильтр – осушитель газа, узел управления и трубная обвязка; гидросистема с ручным насосом-дублером, расширительным гидробаком и трубной обвязкой; механический указатель положения (рис. 1). Для удобства пользования все органы управления размещены с одной стороны.
В целях исключения вероятности смешивания газа и гидрожидкости в приводе в отдельный цилиндр подается управляющий газ и в отдельный – гидрожидкость от насоса-дублера.
Интересным решением стала организация регулируемых упоров крайних положений не в цилиндрах, а непосредственно в корпусе. Это дает возможность избавиться от дополнительной системы уплотнения этих упоров, делая, таким образом, конструкцию более надежной. Помимо этого, такое решение уменьшает продольный размер привода.
В самом ответственном узле уплотнения пневмогидроприво-да – «поршень-цилиндр» – применена система двойного уплотнения: используются по два уплотнительных кольца, обеспечивающих большую надежность. Для предотвращения попадания возможных продуктов износа в уплотнение и во избежание выдавливания колец в зазор «поршень-цилиндр» применены дополнительные фторопластовые шайбы. Применение подобных, проверенных временем и опытом эксплуатации технических решений позволяет получить надежную и ремонтопригодную конструкцию.
Механизм перестановки – кулисного типа, что позволяет реализовать несимметричную характеристику. Это особенно важно при управлении шаровым краном. Применив «косую» кулису, можно максимально подстроиться под силовую характеристику крана, экономя на материалоемкости, а значит, и массе пневмогидропривода.
Для системы управления приводом используется электропневматический узел управления, установленный на специальной присоединительной стойке. Однако заказчику может быть необходима система управления с устройствами других типов: пневмоклапаны в паре с указателями положения типа ВКЭ, УКП, БКВ, комбинированные устройства типа БУК и др.
Применив проверенные временем технические решения и выбрав оптимальные параметры конструкции, компания «БРОЕН» разрабатывает пневмогидроприводы, удовлетворяющие различным требованиям заказчика и соответствующие различным условиям эксплуатации.
Ремонт и диагностика
HTML
Новгородский производитель трубопроводной арматуры дал старт продажам широкой линейки инновационных изделий – быстродействующих механизированных отсечных устройств, отвечающих возросшим требованиям потребителей к надежности и скорости перекрытия трубопроводов.
Быстродействующие механизированные отсечные устройства (БМОУ) по своему функциональному назначению аналогичны традиционным заглушкам в виде восьмерки и также гарантируют 100%-ную изоляцию за счет размещения металлической пластины и двух прокладок между двумя фланцами (рис. 1). Но их существенное отличие и преимущество состоит в том, что сам процесс перекрытия производится очень быстро одним человеком и без инструментов. Изделие состоит из двух половин, представляющих собой, по сути, фланцевые катушки, которые связаны между собой механизмом сведения-разведения, и шибера с прокладками, расположенного между половинами корпуса и способного возвратно-поступательно перемещаться в момент, когда эти половины разведены.
Управление БМОУ осуществляется чрезвычайно просто (рассмотрим последовательность действий для начального положения «открыто»). 1. С помощью рычага половинки корпуса разводятся, высвобождая шибер. 2. Шибер перемещается по направляющим в положение «перекрыто». 3. Механизм сведения-разведения под воздействием рычага сжимает две половинки корпуса и фиксирует шибер в положении «перекрыто». Трубопровод надежно перекрыт. Для открытия прохода необходимо выполнить те же действия в обратном порядке.
Устройство позволяет одному человеку перекрыть трубопровод диаметром 250 мм за несколько секунд. Кроме стандартного управления рычагом, для БМОУ больших диаметров и давлений также применяются редукторы и приводы любого типа.
Помимо очевидного снижения трудоемкости, БМОУ также позволяют минимизировать риски, связанные с созданием потенциально опасных зон, которые неизбежно возникают вблизи участков трубопроводов с традиционной заглушкой во время ее перестановки и характеризуются высокой степенью вероятности выбросов опасных сред. Немаловажное преимущество БМОУ, несмотря на их заведомо более высокую цену в сравнении с традиционными заглушками, – экономический эффект от применения, который не только сводит финансовые затраты в долгосрочной перспективе практически к нулю, но и ведет к росту доходов и прибыли за счет сокращения затрат на обслуживание, времени простоев из‑за вынужденных остановов, а также потерь дорогостоящих сред.
Рассмотрим это на реальном примере замены семи традиционных заглушек семью БМОУ на модуле компримирования газа производительностью 3,4 млн м3 / сут при программе обслуживания, предполагающей останов каждые 6 мес. (см. табл.).
ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ БМОУ
Отдельно остановимся на особенностях применения БМОУ на объектах транспортировки газа.
Компрессорные станции (рис. 2). Дожимные компрессорные станции, устанавливаемые по ходу трубопровода, оснащаются БМОУ в целях повышения уровня безопасности за счет гарантированного перекрытия и увеличения времени работы компрессора благодаря сокращению времени перекрытия.
Распределительные станции (рис. 3). Устройства обеспечивают гарантированное перекрытие байпасных линий выравнивания давления. Операторам больше не нужно использовать леса для управления факельным клапаном, а перекрытие трубопровода осуществляется просто, быстро и эффективно. Появляется свобода в выборе места установки факельного клапана, и теперь он может устанавливаться вне сертификационной зоны, что снижает затраты. При вводе в эксплуатацию распределительной станции используется трехпозиционный шибер с откалиброванными отверстиями для облегчения продувки трубопровода, заполненного воздухом.
Станции хранения (рис. 4). Устройства делают буферизацию колебаний нагрузки транспортной и распределительной сети и техническое обслуживание всех мощностей безопасным и эффективным.
Варианты применения:
– в системе быстрой смены сетчатых фильтров на базе БМОУ (рис. 5);
– в качестве держателей разрывных мембран (рис. 6);
– в замках для защиты от несанкционированного доступа.
– в криогенных средах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Быстродействующие механизированные отсечные устройства изготавливаются в диапазоне размеров от 15 до 1250 мм, классов давления – от вакуума до 42,0 МПа и температур – от –104 до 760 °C под требования заказчика с учетом условий применения. Запасные детали – только эластомерные или графитовые прокладки, пригодные для многократного использования. Профилактическое обслуживание предполагает только периодическое смазывание малоподвижных деталей. Среди прочих преимуществ: быстрота и легкость использования; повышение продуктивности за счет снижения времени простоев; снижение расходов на содержание; минимизация потерь во время перекрытия магистрали; отсутствие необходимости в инструментах и подъемных механизмах; повышение безопасности и эффективности производства в целом.
Сравнение методов использования традиционных заглушек и БМОУ АО «Энергомаш»
Параметр |
Традиционный метод (семь заглушек) |
Метод АО «Энергомаш» (семь БМОУ) |
Преимущества метода АО «Энергомаш»* |
Персонал, чел. |
10 |
1 |
Освобождается 9 |
Инструменты |
Много |
Ни одного |
Снижение затрат и рисков |
Время перекрытия, ч |
72 (на каждую операцию – от полностью открытого до полностью перекрытого прохода) |
8 (на каждую операцию – от полностью открытого до полностью перекрытого прохода) |
Экономия (64 – на каждую операцию) |
Потери за время останова, у. е. |
1 млн |
120 тыс. |
Экономия (880 тыс.) |
Стоимость оборудования, у. е. |
Стоимость заглушек включена |
380 тыс. |
– |
Срок окупаемости, дней |
– |
70 |
Рост доходов и прибыли в перспективе |
Примечание. Дополнительные преимущества использования БМОУ: минимизация выброса газа в окружающую среду; уменьшение подверженности работников воздействию вредных веществ; уменьшение потери продукта в случае аварии
Авторы:
Е.Ю. Тимаков, ООО «СургутГазАрматура+» (Алексин, РФ)
Литература:
1. Колотовский А.Н. Эксплуатация запорной арматуры на объектах магистральных газопроводов ОАО «Газпром» // Арматуростроение. 2006. № 2 (41). С. 62–65.
2. Трофимов Е.В., Афанасов Г.В., Санников А.А. Применение уплотнительных паст – необходимый элемент обеспечения длительной технологической герметичности ТПА на МГ // Газовая промышленность. 2014. № 9 (711). С. 46–48.
3. BORSIG ZM. Шаровой кран superbloc типа Г. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. Краны Ду 1000 мм и 700 мм Рраб. 75 бар, Транс. № 286 471-286130; Кран Ду 1400 мм, Рраб 75 бар, Транс. № 294 604 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://vk.cc/avEvYJ (дата обращения: 09.06.2020).
4. Захаров А.В., Сухолитко А.А. Герметичность – основной параметр при оценке технического состояния трубопроводной арматуры // Территория НЕФТЕГАЗ. 2013. № 12, С. 51–57.
5. Трофимов Е.В., Тимаков Е.Ю., Фоменко Т.А. и др. Возможность эксплуатации существующей шаровой запорной арматуры на магистральном газопроводе без образования негерметичности в затворе // Вестник арматуростроителя. 2020. № 2 (58). С. 28–29.
6. Колотовский А.Н., Топилин А.В., Захаров А.В. и др. Основные критерии вывода ГРС в капитальный ремонт и техническое обслуживание ТПА на объектах транспорта газа // Газовая промышленность. 2015. S1 (720). С. 23–26.
7. Росстандарт. ГОСТ Р 56001–2014. Арматура трубопроводная для объектов газовой промышленности. Общие технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200111797 (дата обращения: 09.06.2020).
8. Мумбаев А., Трофимов Е.В. Обеспечение герметичности шаровой запорной арматуры на магистральных газопроводах Республики Казахстан и Российской Федерации // Вестник арматуростроителя. 2019. № 7 (56). С. 14–16.
9. Трофимов Е.В., Фоменко Т.А., Суринович В.К., Копылова Л.И. Инновационный способ поддержания герметичности шаровой запорной арматуры на весь период ее функционирования на магистральных газопроводах. Вестник арматуростроителя. 2019. № 2 (51). С. 48–50.
10. Трофимов Е.В., Фоменко Т.А., Суринович В.К., Копылова Л.И. Об эксплуатационных возможностях инновационного способа обеспечения герметичности шаровых кранов на магистральных газопроводах системы ЕСГ. Вестник арматуростроителя. 2019. № 3 (52). С. 68–70.
11. Росстандарт. ГОСТ Р 27.202-2012. Надежность в технике (ССНТ). Управление надежностью. Стоимость жизненного цикла [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200102419 (дата обращения: 09.06.2020).
12. ПАО «Газпром». СТО 2-2.3-385–2009. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://zinref.ru/000_uchebniki/01500_gaz/301_00_STO_gazprom_raznie/153.htm (дата обращения: 09.06.2020).
HTML
В последнее время значимой проблемой, приводящей к нарушению устойчивого функционирования магистральных газопроводов, становится ухудшение технического состояния шаровой запорной арматуры. В связи с частотой ее использования (количество исчисляется сотнями тысяч единиц) неудовлетворительное техническое состояние в конечном итоге существенно влияет на надежность, безопасность и экономичность всех эксплуатируемых магистральных газопроводов в ПАО «Газпром».
Важно подчеркнуть, что в процессе эксплуатации шаровой запорной арматуры при сложившемся уровне ее технического обслуживания практически неизбежно возникает неустранимая негерметичность. Это приводит к необходимости вырезки арматуры из газопроводов.
Авторы предлагают два инновационных подхода к обеспечению длительной эксплуатационной герметичности применяемых на магистральных газопроводах типов шаровой запорной арматуры. Их внедрение практически снимает данную проблему на весь период функционирования изделий.
Шаровая запорная арматура – важнейший функциональный элемент в системе магистральных газопроводов (МГ), который обеспечивает технологический режим работы газотранспортной системы (ГТС). Предполагается, что она должна безотказно переставляться в дистанционном режиме по команде диспетчера (или по сигналу местного управления), т. е. стабильность ее работы во многом определяет надежность, безопасность и экономичность функционирования системы ГТС. Так, ликвидация отказа линейного шарового запорного крана диаметром 1400 мм привела к необходимости стравливания газа из участка МГ протяженностью 60–70 км, что повлекло за собой безвозвратные потери транспортируемого газа в размере около 70 млн м3. Эта аварийная ситуация серьезно повлияла на энергетическую безопасность целых регионов страны [1].
Трубопроводная арматура (ТПА) изначально создавалась как восстанавливаемый технический объект, нуждающийся в периодическом техническом обслуживании и ремонте, а также диагностическом обследовании. Это означает, что поддержание ТПА в работоспособном состоянии принципиально невозможно без затрат определенного количества квалифицированного (эксплуатационного) персонала [2].
Совокупное взаимодействие знаковых конструктивных элементов ТПА и безотказное выполнение возложенных на нее технологических функций в реальных условиях эксплуатации свидетельствуют о техническом состоянии арматуры. Узел уплотнения затвора крана отвечает за герметичность, готовность привода к безотказной перестановке крана и работоспособность системы управления крана при любых погодных условиях как по команде диспетчера, так и при ручном управлении (местное управление). Важным свойством крана считается его конструктивная приспособленность к техническому обслуживанию и ремонту (кроме капитального) на трассе. Устойчивое техническое состояние ТПА имеет важнейшее значение для обеспечения как нормального режима работы МГ, так и аварийного и при нештатных ситуациях.
Относительная простота устройства и управления ТПА, ее длительное нахождение в режиме ожидания (краны в зависимости от их функционального назначения на МГ переставляются 3–10 раз в год), а также утверждения ряда заводов-поставщиков и фирм-изготовителей шаровых кранов, что, например, шаровой кран BORSIG «…является арматурой, не нуждающейся в техобслуживании…» [3], создали устойчивый миф, что шаровой запорной арматуре практически не требуется регулярное техобслуживание. Тем не менее из инструкции [3] следует, что при возникновении негерметичности затвора ее можно устранить подачей высоковязкой уплотнительной пасты, нагнетаемой специальным ручным насосом, который развивает давление до 98 МПа (1000 кгс / см2). Однако негерметичность крана можно обнаружить только при техническом обслуживании и диагностировании.
ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ
Многолетний опыт эксплуатации ТПА в составе МГ позволяет утверждать, что герметичность затвора крана – основной показатель технического состояния шаровой запорной арматуры [4, 5].
В процессе функционирования ТПА без должного техобслуживания в силу воздействия негативных факторов неизбежно появляется негерметичность в затворе крана с дальнейшим ее переходом в неустранимую негерметичность. Это приводит к вынужденному вырезанию запорной арматуры из МГ и ее замене. Появление негерметичности в процессе эксплуатации арматуры авторы [6] напрямую связывают с отсутствием должного технического обслуживания, в процессе которого в сопрягаемые детали крана подается смазка, необходимая для уменьшения риска загрязнения и износа деталей седла и затвора. Такое конструктивное решение продлевает срок службы затвора.
Герметичность затвора шаровых кранов нарушается в результате следующих основных причин:
– технологическая – определяется качеством транспортируемого газа, который в соответствии с [7] содержит жидкие углеводороды (конденсат), турбинные масла, метанол, воду и механические примеси (до 0,01 г / м3). Эта причина практически неустранима в ближайшее время;
– отсутствие на протяжении длительного времени необходимого технического обслуживания. Эта причина в настоящий момент устраняется соответствующими подразделениями ПАО «Газпром», что стало итогом специального совещания по вопросу повышения технического состояния ТПА в г. Уфе 27–30 ноября 2018 г. [5];
– неустранимые конструктивные особенности отечественных и импортных шаровых кранов, которые приводят к зависанию (заклиниванию) подвижного седла в неопределенном положении вследствие закоксовывания масла в кольцевом зазоре между корпусом и подвижным седлом (см. рис.). В результате возникает зазор между «мягким» уплотнением и шаром (это образование негерметичности в затворе крана). Возможность устранения этой причины обстоятельно изложена авторами в работе [5] и в настоящей статье.
Ряд эксплуатационных причин, также приводящих к появлению негерметичности, описан в статье авторов [8]. Эти причины устраняются, как правило, в процессе технического обслуживания и ремонта на трассе квалифицированным персоналом.
ИННОВАЦИОННЫЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ
С 2017 г. для контроля за работой газотранспортных организаций и оценкой технического состояния всего парка эксплуатируемой ТПА ПАО «Газпром» ввело интегральный коэффициент технического использования ТПА:
, (1)
где Tэ – количество эксплуатируемой ТПА (для труб диаметром 50–1400 мм), Tд – количество демонтированной ТПА (для труб диаметром 50–1400 мм) без учета капитального ремонта и реконструкции объектов ПАО «Газпром». Величина Kти составила в 2017 г. 0,995, в 2018 г. – 0,997, в 2019 г. – 0,998.
Недопущение появления в затворе шарового крана негерметичности возможно при использовании двух инновационных предложений специалистов ООО «Орггазнефть» и ООО «СургутГазАрматура+». Одно предложение основано на использовании высоковязкой уплотнительной пасты 131–435 КГУ ООО «Орггазнефть» [9, 10].
Другой подход базируется на оригинальной методике устранения негерметичности шаровой запорной арматуры на компрессорных станциях и линейной части МГ способом гидравлического расхаживания зависшего в неопределенном положении подвижного седла, переставшего обеспечивать герметичность затвора шарового крана (см. рис.). Суть способа состоит в следующем.
В процессе эксплуатации шарового крана происходит закоксовывание всех типов смазок в кольцевой проточке подвижного седла и корпусе крана. Седло теряет свою подвижность, и запрессованное в него «мягкое» уплотнение перестает обеспечивать необходимый контакт с шаром. Прямыми замерами на потерявших герметичность затвора технологических кранах № 1 и 2 получены данные о том, что зазор составил 0,1–0,2 мм. Этого вполне достаточно для потери герметичности крана при работе. Путем гидравлического расхаживания по специальной методике восстанавливается подвижность седла, с помощью пружины обеспечивается необходимый контакт «мягкого» уплотнения и шара.
Таким способом специалисты ООО «СургутГазАрматура+» в 2018 г. в условиях трассы восстановили герметичность 30 ед. запорной арматуры различных диаметров в ООО «Газпром трансгаз Самара». В Волгоградском управлении подземного хранения газа ПАО «Газпром ПХГ» в 2019 г. из 33 ед. запорно-регулирующей арматуры (импортного производства) восстановлена герметичность затвора 32 шаровых кранов. Помимо этого, в ООО «Газпром трансгаз Ухта» восстановлена герметичность затвора 12 шаровых кранов.
Методика работ по восстановлению герметичности шаровой запорной арматуры на работающем МГ изложена авторами в статье [5].
В России разработан и введен в действие ГОСТ [11], который устанавливает расширение понятия «надежность». В [11] надежность рассматривается как безопасность, работоспособность и, самое важное, как эффективность технического обслуживания и ремонта. Все три указанных фактора надежности следует критически рассматривать во всех стадиях жизненного цикла создаваемого технического продукта (в данном случае – ТПА): при разработке технических условий, критической оценке и оптимизации конструктивных решений и эффективности технического обслуживания и ремонта. Все они влияют на стоимость жизненного цикла разрабатываемого технического устройства. Этот ГОСТ может позволить обосновать необходимые эксплуатационные расходы на техническое содержание и ремонт эксплуатируемого парка ТПА с возможным отнесением этих затрат на себестоимость транспортирования газа.
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
Герметичность шаровых запорных кранов в условиях эксплуатации стабильно нарушается по следующим причинам:
– транспортируемый газ в соответствии с [7] содержит жидкие и твердые включения, которые негативно воздействуют на рабочие элементы ТПА с точки зрения их работоспособности. Это фактор длительного действия;
– необходимое техническое обслуживание и ремонт на трассе отсутствуют в течение длительного времени. Это легко устраняется организационно-технологическими мерами и дополнительным финансированием;
– неустранимые технические особенности отечественных и импортных шаровых запорных кранов приводят к закоксовыванию масла, необходимого для свободного перемещения подвижного седла, в конструктивном зазоре (поз. «а» на рис.). В итоге в процессе эксплуатации крана седло теряет свою подвижность, что в конечном счете приводит к появлению недопустимого в принципе зазора между шаром и «мягким» уплотнением. Это гарантированно становится причиной появления и развития неустранимой негерметичности в затворе крана. Решением проблемы может стать способ, предложенный авторами в настоящей статье.
Возникшую начальную негерметичность затвора шарового крана можно устранить только своевременным использованием специальных высоковязких уплотнительных паст (например, типа 131–435 КГУ отечественных производителей) при его регулярном техническом обслуживании.
Использование для шаровых запорных кранов инновационных решений ООО «Орггазнефть» и ООО «СургутГазАрматура+» позволит при надлежащей организации их техобслуживания обеспечить устойчивую работоспособность арматуры на весь период функционирования МГ (коэффициент Kти стремится к 1).
Целесообразно в разумные сроки актуализировать СТО Газпром 2–2.3–385–2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры» [12] с учетом опыта эксплуатации ТПА в газотранспортных организациях, а также инновационных предложений ООО «Орггазнефть» и ООО «СургутГазАрматура+».
Авторы:
А.С. Кайдаш, ПАО «Газпром», A.Kaydash@adm.gazprom.ru
А.Н. Виденеев, ПАО «Газпром», A.Videneev@adm.gazprom.ru
С.В. Тарасов, ПАО «Газпром», S.V.Tarasov@adm.gazprom.ru
В.В. Попов, ООО «Газпром трансгаз Ухта» (Ухта, РФ), Popov@sgp.gazprom.ru
Е.М. Лаптев, ООО «Газпром трансгаз Ухта», Elaptev@sgp.gazprom.ru
А.В. Захаров, АО «Газпром оргэнергогаз» (Москва РФ), Zaharov@oeg.gazprom.ru
А.А. Сухолитко, АО «Газпром оргэнергогаз», Syholitko@oeg.gazprom.ru
Литература:
1. Росстандарт. ГОСТ 18322-2016. Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document.aspx?control=7&id=206815 (дата обращения: 27.05.2020).
2. Плесняев В.А., Жучков К.Н. Развитие информационной системы оценки технического состояния «Инфотех» // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2019. № 2 (110). С. 34–37.
3. ОАО «Газпром». СТО Газпром 2-2.3-385-2009. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
HTML
Данная статья начинает цикл публикаций о трубопроводной арматуре, основных особенностях и этапах ее жизненного цикла (выбор, поставка, хранение, эксплуатация, техническое обслуживание, ремонт, утилизация). Первая часть посвящена реализуемой в ПАО «Газпром» системе технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры.
В соответствии с [1] система технического обслуживания и ремонта (СТО) – это «совокупность взаимосвязанных средств, документации технического обслуживания и ремонта и исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления (качества либо эксплуатационных характеристик) объектов, входящих в эту систему». При формировании системы СТО трубопроводной арматуры (ТПА) необходим учет основных особенностей и условий эксплуатации ТПА.
Трубопроводная арматура представляет собой техническое устройство (ТУ), основная функциональная задача которого – управление потоком рабочей среды. В настоящее время без нее не обходится ни один технологический процесс. От надежности ТПА в значительной степени зависит безопасность эксплуатации газовых объектов в целом: ее самые важные свойства проявляются при отключении участков технологических трубопроводов, а также в случае возможного возникновения нештатных ситуаций, когда необходимо своевременно и герметично отсечь участок трубопровода и стравить газ из технологической линии. Поддержание ТПА в работоспособном состоянии – главная цель СТО арматуры.
Отличительная особенность ТПА как ТУ состоит в том, что ее количество в разы превышает количество другого оборудования, эксплуатируемого на магистральных газопроводах ПАО «Газпром». Общее число единиц ТПА с номинальным диаметром 50–1400 мм, установленной на объектах транспортировки, хранения и переработки газа ПАО «Газпром», постоянно растет за счет реализации важнейших проектов развития газотранспортных систем Российской Федерации (мегапроект «Ямал», Ухта – Торжок, Бованенково – Ухта, Северо-Европейский газопровод, «Сила Сибири» и др.) и по состоянию на 01.01.2020 составляет более 551 тыс. ед. (рис. 1).
Трубопроводная арматура установлена в различных подразделениях эксплуатирующих организаций (ЭО), функционирует в достаточно широком диапазоне технических и технологических, природно-климатических условий. Это требует поддержания и своевременной адаптации существующей СТО ТПА с учетом специфики эксплуатационных объектов и сервисных служб. В обслуживании арматуры принимают участие работники различных специальностей (машинисты, линейные трубопроводчики, слесари, операторы и др.).
Парк ТПА ПАО «Газпром» формировался более 50 лет и представлен в основном отечественной продукцией (83 %). Импортная арматура, как правило, поставлялась на объекты, введенные в эксплуатацию до 1990 г. (рис. 2). В настоящее время все необходимые типы и виды ТПА изготавливают на отечественных заводах, они не уступают иностранным производителям ни по техническим характеристикам, ни по качеству продукции.
К информационной базе данных о характеристиках и техническом состоянии ТПА предъявляются повышенные требования в отношении наличия сведений о параметрах каждой единицы арматуры, их достоверности и своевременности заполнения. В ПАО «Газпром» в этих целях используют информационную систему контроля технического состояния объектов Единой системы газоснабжения «Инфотех» [2]. Данные в нее непрерывно поступают от удаленных терминалов дочерних обществ, где проводят их обобщение и анализ, и результаты рассматриваются в профильных департаментах ПАО «Газпром». Наличие актуальной и достоверной информации на всех уровнях СТО ТПА имеет существенное значение для принятия оперативных управленческих решений.
Для поддержания удовлетворительного технического состояния ТПА важно обеспечить единство требований к организации ее эксплуатации на объектах ПАО «Газпром». Действующий стандарт [3] не в полной мере соответствует современным реалиям. В настоящее время представители Департамента 308 ПАО «Газпром» (начальник Департамента В.А. Михаленко) и ООО «Газпром трансгаз Ухта» с участием представителей других газотранспортных обществ ведут работы по актуализации [3]. Основные положения проекта стандарта «Арматура трубопроводная. Система технического обслуживания и ремонта. Общие требования» прошли апробацию в ЭО.
Систему технического обслуживания и ремонта формировали с учетом взаимосвязанной централизованной структуры, включающей:
– специализированные подразделения (группы) в филиалах ЭО;
– ответственных за техническое состояние ТПА на уровне ЭО и ее филиалов;
– анализ технического состояния арматуры в производственных отделах и инженерно-технических центрах ЭО;
– организационные мероприятия на уровне руководства ЭО;
– контроль выполнений мероприятий Департаментом 308.
Следующий важный аспект в СТО ТПА – технические мероприятия с организацией и проведением работ в соответствии с [3] (рис. 3). Их своевременное и качественное выполнение направлено на поддержание исправного состояния, безопасной и надежной эксплуатации ТПА. Наряду с техническим обслуживанием и ремонтом мероприятия включают ввод в эксплуатацию (входной контроль, предмонтажная подготовка, монтажные и сварочные работы, испытания, пусконаладочные работы), техническое диагностирование, обеспечение хранения, транспортировки, повторного вовлечения и утилизации. К важным нововведениям проекта стандарта относится формулирование базовых требований к организации СТО ТПА, критериев повторного вовлечения ТПА в производственный процесс, типовых перечней работ и актов СТО ТПА. Перечень основных работ СТО формировали с учетом накопленного опыта использования ТПА, в том числе современных типов приводных устройств. Проект СТО согласован с основными отечественными изготовителями ТПА, его можно рекомендовать как базовый для эксплуатируемой арматуры.
Качественное и своевременное выполнение работ СТО ТПА должно обеспечиваться за счет:
– количественного и кадрового состава требуемой квалификации по специализации ТПА;
– укомплектованности современными средствами технического обеспечения.
Особое внимание следует обращать на обучение работников, которое должно осуществляться на основе многоуровневой системы повышения квалификации ответственных за техническое состояние ТПА, организации и проведения конкурсов профессионального мастерства, семинаров-совещаний с участием ответственных в филиалах за техническое состояние ТПА.
Подразделения ЭО, выполняющие работы СТО ТПА, должны оснащаться в соответствии с утвержденным перечнем и нормативами.
На завершающем этапе согласно данной системе выполняют контрольные мероприятия, направленные на соблюдение разработанных организационных и технических процедур. Предусмотрено четыре уровня контроля (рис. 4) работ ЭО:
– административный контроль представителями Департамента 308 и ООО «Газпром газнадзор»;
– административный контроль руководством ЭО;
– предупреждающий мониторинг представителями (специалистами по ТПА) филиалов ЭО;
– организация мониторинга руководством филиала и начальниками служб.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Трубопроводная арматура выполняет важную роль в процессе эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Ввиду ее специфических особенностей большое значение имеет уровень организации СТО ТПА. Изложенные в статье принципы построения работ внедрены в ЭО ПАО «Газпром»; они постоянно совершенствуются с учетом современных требований и условий эксплуатации.
Реализуемая СТО позволяет поддерживать техническое состояние ТПА на должном уровне, а внедренные подходы повышают безопасность и надежность эксплуатации объектов газотранспортной системы в целом.
Сделанный вывод подтвержден результатами оценки эффективности работы ЭО по техническому обслуживанию ТПА с помощью коэффициента технической исправности арматуры (Kти):
, (1)
где Тэ – количество функционирующей ТПА DN 50–1400 со сроком эксплуатации до 20 лет включительно; Тд – количество демонтированной ТПА DN 50–1400 со сроком эксплуатации до 20 лет включительно (без учета арматуры, демонтированной в рамках реконструкции, капитального ремонта и частичной ликвидации объектов магистрального транспорта газа).
В результате проведенных работ за 2014–2019 гг. количество демонтируемой арматуры снизилось с 6,8 до 5,7 тыс. ед. / г. и стабилизировалось на уровне 1,1 % от состава эксплуатируемого парка ТПА, а Kти повысился с 0,95 до 0,98.
Сжиженный природный газ
Авторы:
И.Г. Родичкин, Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО (Москва, РФ), Rodichkinigor@hotmail.com
П.В. Сарафанников, Национальная Ассоциация сжиженного природного газа, (Кингисепп, РФ), sarafannikov_pv@nasslng.ru
С.Н. Иванов, Национальная Ассоциация сжиженного природного газа, ivanov_sn@nasslng.ru
Литература:
1. Подобедова Л. Стоимость газификации России оценили более чем в ¤1 трлн [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.rbc.ru/business/07/12/2019/5dea49289a79470347fc6f43 (дата обращения: 06.05.2020).
2. Родичкин И., Талипова А., Ткаченко М. и др. Возможности и перспективы развития малотоннажного СПГ в России / под ред. А.Ю. Климентьева, Т.А. Митровой, А.А. Собко. М.: Московская школа управления СКОЛКОВО, 2018.
3. Ишмуратова М., Сницкий Д., Трофимов Г. и др. Российский мало- и среднетоннажный СПГ. Региональная серия: Кузбасс, Якутия, Дальний Восток, Сахалин, Черное море / под ред. А.Ю. Климентьева, Т.А. Митровой, А.А. Собко. М.: Московская школа управления СКОЛКОВО, 2018.
4. Росстандарт. ГОСТ 21.609-2014. Система проектной документации для строительства. Правила выполнения рабочей документации внутренних систем газоснабжения [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document1.aspx?control=31&baseC=6&page=0&month=4&year=2020&search=ГОСТ%2021.6... (дата обращения: 12.05.2020).
5. Росстандарт. ГОСТ Р 55892-2013. Объекты малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа. Общие технические требования [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document.aspx?control=7&id=186007 (дата обращения: 12.05.2020).
6. Ланихин Р. Использование сжиженного природного газа (СПГ) в качестве моторного топлива [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://ngvrus.ru/image/news/2019/gassuf/2-roman-lanihin.pdf (дата обращения: 12.05.2020).
7. Алиферова Е. В сентябре 2019 г. Газпром трансгаз Екатеринбург отгрузит в Казахстан около 270 т СПГ. Дальше – больше [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://neftegaz.ru/news/transport-and-storage/495139-v-sentyabre-2019-g-gazprom-transgaz-ekaterinbu... (дата обращения: 06.05.2020).
HTML
С момента выравнивания цены природного газа на внешнем и внутреннем рынках все большее значение обретает увеличение его потребления субъектами Российской Федерации. Задача обеспечения отдаленных районов страны этим экологичным и технологичным сырьем и топливом по‑прежнему актуальна. Однако ситуация осложняется тем, что подлежащие газификации населенные пункты по численно-сти населения меньше и расположены дальше от магистральных трубопроводов, чем подключенные ранее. Соответственно, удельные затраты на их газификацию повышаются по объективным причинам: «…каждый дополнительный процент газификации российских регионов с текущих 69 % обходится значительно дороже предыдущего. Особенно дорого, по мнению главы РГО [Российского газового общества], газифицировать отдаленные села и небольшие деревни с помощью альтернативных источников газа…» [1].
В таких условиях поиск способов оптимизации стоимости поставки газа конечным потребителям становится все более актуальным. Один из путей – перевозка природного газа в сжиженном виде для снижения стоимости его транспортировки. Это решение хорошо известно и описано [2], в том числе для условий Российской Федерации [3]. Сжиженный газ можно поставлять либо с действующих средне- и крупнотоннажных производств путем его отгрузки в автомобильный, железнодорожный или водный транспорт через малотоннажные терминалы, либо с построенных для этих целей малотоннажных производств. Такой способ часто называют «виртуальный газопровод».
Очевидно, что выбирать способ доставки следует на основании оценки суммарной себестоимости, поскольку для транспортировки газа по «виртуальному газопроводу» он должен быть сжижен, перевезен в жидком виде, а для использования – регазифицирован, что требует определенных затрат. В первую очередь необходимо определить граничные условия – объем поставки и расстояние доставки газа, при которых выгоднее его поставлять в сжиженном виде, чем по газопроводу. Обсуждению решения этой задачи посвящена данная статья. Для сравнительного анализа в качестве исходного выбран проект газификации Приозерского р-на Ленинградской обл.
ТРУБОПРОВОДНАЯ ГАЗИФИКАЦИЯ ПО ГАЗОПРОВОДУ САНКТ-ПЕТЕРБУРГ – ПРИОЗЕРСК
Данный объект строится ООО «Газпром инвест» с 2012 г., его экономические показатели известны широкой аудитории. Следует подчеркнуть, что использованные в работе характеристики нужно рассматривать как оценочные, поскольку они получены из открытых источников, о достоверности которых невозможно судить с полной определенностью.
Газопровод-отвод от компрессорной станции (КС) «Северная» до газораспределительной станции (ГРС) «Приозерск» построен из труб размером 325 × 7 мм. Он рассчитан на давление 5,4 МПа, включает четыре ГРС и 50 км газопроводов Г1–Г3 (согласно [4]) после ГРС. Поставки планируется осуществлять до ГРС «Сосново» (построена, введена в эксплуатацию, частично функционирует) в объеме 20 тыс. м3 / ч, ГРС «Приозерск» (построена, введена в эксплуатацию, не функционирует) – 17,2 тыс. м3 / ч, ГРС «Коммунары» (строится, не введена в эксплуатацию, не функционирует) – 4,2 тыс. м3 / ч, ГРС «Саперное» (строится, не введена в эксплуатацию, не функционирует) – 16,1 тыс. м3 / ч. Итого согласно проекту: 57,5 тыс. м3 / ч и 142 млн м3 / г.
Стоимость линейной части газопровода составляет 2,1 млрд руб. (здесь и далее не учитываются налог на добавленную стоимость, региональные и дефляционные коэффициенты), ГРС – 0,3 млрд руб., распределительных газопроводов Г1–Г3 после ГРС – 0,5 млрд руб. Кроме того, для обеспечения подачи требуемых объемов газа необходима реконструкция КС «Северная», на что будет затрачено порядка 1,3 млрд руб. Предполагаемый срок службы оборудования – 30 лет, операционные расходы на перекачку оценены из расчета 200 руб. на 100 км на 1 тыс. м3. Приведенная к общему сроку службы такой газопроводной системы стоимость прокачки газа равна 1,2 руб. / м3.
Рассчитанные в настоящей работе показатели (табл. 1) получены путем экстраполяции этих характеристик на газопроводы большей протяженности с аналогичными начальным давлением и диаметром.
МАЛОТОННАЖНОЕ ПРОИЗВОДСТВО СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА В ЛЕНИНГРАДСКОЙ ОБЛ.
Методика расчета основных экономических параметров малотоннажного производства «Калькулятор СПГ» разработана экспертами Национальной Ассоциации сжиженного природного газа. Методика основана на конкретных примерах действующих производств с допущением возможности экстраполяции эмпирических зависимостей. Она позволяет анализировать стоимостные параметры в зависимости от технологических (мощность, технология, режим производства) и местных (тарифы на сетевые газ и электроэнергию, средняя заработная плата персонала, налоги, состав газа, индексы капитального строительства, стоимость земельного участка с подведенными коммуникациями) условий. В работе все местные параметры взяты из статистических данных официальных источников.
Для корректности сравнения со стоимостью газопровода-отвода КС «Северная» – ГРС «Приозерск», расположенного в Ленинградской обл., стоимость производства сжиженного природного газа (СПГ) рассчитана для этого же региона. Принята максимально возможная (согласно [5]) мощность малотоннажного производства СПГ 10 т / ч, что соответствует 14 тыс. м3 / ч природного газа и совпадает по порядку величины с мощностью каждой ГРС газопровода-отвода КС «Северная» – ГРС «Приозерск». При расчетах использованы исходные данные за первый квартал 2020 г., их изменение в течение первого полугодия 2020 г. не должно существенно повлиять на результаты сравнения. Исходные данные и результаты приведены в табл. 2.
Согласно результатам оценки малотоннажное сжижение создает добавочную стоимость природного газа 5,3 руб. / м3 (п. 11 табл. 2). Далее эта величина принята условно-постоянной.
МАЛОТОННАЖНАЯ ДОСТАВКА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА ПОТРЕБИТЕЛЯМ
Методика расчета основных экономических параметров малотоннажной транспортировки СПГ разработана экспертами Национальной Ассоциации сжиженного природного газа. Она позволяет проводить как упрощенный, так и углубленный анализ стоимостных параметров в зависимости от технологических и местных условий. К технологическим относятся как общие, так и специфические для каждого типа перевозок (автомобильные, железнодорожные, морские) параметры и нормативы. Местные условия – это стоимость горюче-смазочных материалов: дизельного топлива (ДТ) и компримированного природного газа для автотранспорта (АКПГ), средняя заработная плата персонала, налоги. Все местные параметры взяты из статистических данных официальных источников для Ленинградской обл. Варианты рассмотрены от общих случаев к частным; сначала – стоимость доставки различными видами транспорта при прочих равных условиях в наиболее пригодных для этого 40‑футовых (40 м3) танк-контейнерах. Сопоставлены результаты экспресс-версии методики расчета, предназначенной для упрощенной оценки стоимостных параметров различных видов доставки (табл. 3).
Согласно полученным данным для расстояний до 1500 км оптимальный способ доставки СПГ – автомобильный транспорт (при наличии автомобильных дорог). На следующем этапе использована более сложная схема расчета именно для автомобильных перевозок. Она позволяет точнее оценить стоимость доставки в зависимости от емкости танк-контейнера (автоцистерны) и расстояния перевозки. Помимо 40‑футовых (40 м3) рассмотрены 20‑футовые (20 м3) танк-контейнеры (задействованы в ПАО «НОВАТЭК» [6]) и автоцистерны объемом 52 м3 (применяются в ТОО «Global Gas Group» [7]).
В последнее время для транспортировки различных грузов часто используют газомоторное топливо. Более чем в 70 % российских регионов имеются заправки компримированным природным газом, что положительно сказывается на экономических показателях перевозки (в том числе природного газа). Согласно проведенной оценке (табл. 4) затраты на перевозку можно существенно снизить (на 8–16 %) при замене ДТ на АКПГ.
На основании сравнительного анализа (табл. 4) можно сделать вывод, что для автоперевозки СПГ наиболее рационально использовать автоцистерну объемом 52 м3 с работающим на АКПГ тягачом.
СРАВНЕНИЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ И ВЫВОДЫ. ФАКТИЧЕСКИЕ ПРИМЕРЫ
Для сравнения и анализа результаты расчетов целесообразно свести вместе, приведя их к единой размерности (руб. / м3 при нормальных условиях) (табл. 5, 6, рис.).
Оказалось, что суммарная стоимость сжижения и доставки в оптимальном варианте (автоцистерны 52 м3) меньше, чем стоимость транспортировки с помощью трубопровода, начиная с 820 км при использовании ДТ и 720 км – на АКПГ.
Экономическая целесообразность доставки СПГ автотранспортом на большие расстояния подтверждается на практике:
– транспортировка 20‑футовы-ми танк-контейнерами на автомобильных платформах на 710 км от ООО «Криогаз-Высоцк» до криозаправки ПАО «НОВАТЭК» в с. Го-родня Тверской обл. на трассе М-10;
– стабильная многолетняя поставка СПГ из Екатеринбурга в Нур-Султан (Республика Казахстан) в автоцистернах объемом 52 м3 более чем на 1200 км.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Решение о необходимости строительства трубопровода или малотоннажного завода СПГ с доставкой нетрубопроводным транспортом необходимо принимать на основе результатов экономического моделирования альтернативных вариантов, в том числе с помощью специализированных программных продуктов, позволяющих детально анализировать капитальные и операционные затраты, себестоимость, налоговые и прочие отчисления, а также другие параметры.
Несомненно, мгновенная мощность перекачки по газопроводам диаметром 325 мм на расстояния до 2 тыс. км заметно выше мощности малотоннажных заводов СПГ. Газопроводы с меньшим диаметром, например 273 мм, при прочих равных условиях имеют в 1,6 раза меньшую пропускную способность, что повышает в 1,5 раза затраты на прокачку газа. В этом случае осуществлять автомобильные поставки становится выгоднее, чем с помощью газопроводов, уже с 480 км. Транспортировать не превышающие 10 тыс. м3 / ч объемы природного газа рационально в сжиженном виде начиная с гораздо меньших расстояний. Для определения этих расстояний необходимо сравнить затраты со стоимостью прокладки газовых сетей мощностью до 10 тыс. м3 / ч в конкретных условиях (сбор необходимых данных уже проводится).
С помощью «виртуального трубопровода» доставлять можно не только сжиженный, но и компримированный природный газ. Рассмотрению экономических пределов реализуемости такого способа будет посвящена следующая статья.
Таблица 1. Оценка приведенной стоимости транспортировки газа по газопроводу Санкт-Петербург – ПриозерскTable 1. Assessment of the present value of gas transmission via Saint Petersburg–Priozersk gas pipeline
Расстояние, км Distance, km |
Мощность, тыс. м3/ч Capacity, thousand m3/h |
Мощность, млн м3/г. Capacity, mln m3/year |
Стоимость линейной части, млрд руб. Line section cost, billion rubles |
Стоимость газораспределительных станций, млрд руб. Gas distribution stations cost, billion rubles |
Стоимость газопроводов Г1–Г3, млрд руб. G1–G3 gas pipelines cost, billion rubles |
Реконструкция компрессорной станции, млрд руб. Compressor station revamp, billion rubles |
Операционные затраты, руб./м3 Operational expenditure, rubles/m3 |
Приведенная стоимость, руб./м3 Present value, rubles/m3 |
120 |
57,5 |
142,0 |
2,1 |
0,30 |
0,50 |
1,30 |
0,2 |
1,2 |
480 |
28,8 |
71,0 |
8,4 |
0,15 |
0,25 |
0,65 |
0,8 |
5,2 |
1080 |
19,2 |
47,3 |
18,9 |
0,10 |
0,17 |
0,43 |
1,8 |
15,6 |
1920 |
14,4 |
35,5 |
33,6 |
0,08 |
0,13 |
0,33 |
3,2 |
35,2 |
Таблица 2. Оценка стоимости малотоннажного производства сжиженного природного газа (СПГ)Table 2. Cost estimate for small-scale production of liquefied natural gas (LNG)
Данные Data |
№ No. |
Параметр Parameter |
Значение Value |
Примечание Note |
Входные Input |
1 |
Стоимость газа, руб./тыс. м3 Gas cost, rubles/thousand m3 |
5187 |
Для юридических лиц For legal entities |
2 |
Цена электроэнергии, руб./(кВт.ч) Electricity price, rubles/(kW.h) |
8,94 |
||
3 |
Средняя заработная плата персонала, тыс. руб./мес. Average staff wage, thousand rubles/month |
51,743 |
– |
|
4 |
Технология сжижения Liquefaction technology |
Азотный цикл Nitrogen cycle |
– |
|
5 |
Производительность, т/ч Capacity, t/h |
10 |
Максимальная Maximum |
|
6 |
Режим работы, ч/г. Operation mode, h/year |
8232 |
Максимальный Maximum |
|
7 |
Плотность газа, кг/м3 Gas density, kg/m3 |
0,7 |
При 20 ºС At 20 ºС |
|
Выходные Output |
8 |
Капитальные затраты, млн руб. Capital expenditure, mln rubles |
5410 |
В ценах 2019 г. In 2019 prices |
9 |
Операционные затраты, млн руб./г. Operational expenditure, mln rubles/year |
962 |
||
10 |
Себестоимость СПГ, тыс. руб./т LNG cost price, thousand rubles/t |
14,975 |
||
11 |
Стоимость сжижения газа, руб./тыс. м3 Gas liquefaction cost, rubles/thousand m3 |
5296 |
Оценка по данным табл.: п. 10 × п. 7 – п. 1 Estimate according to the table data: paragraph 10 × × paragraph 7 – paragraph 1 |
Таблица 3. Экспресс-анализ стоимости малотоннажной доставки СПГ (Ленинградская обл.)Table 3. Express analysis of small-scale LNG delivery cost (Leningrad Oblast)
Данные Data |
Параметр Parameter |
Значение Value |
Примечание Note |
Входные Input |
Стоимость танк-контейнера, млн руб. Cost of tank container, mln rubles |
11,45 |
40 м3 (40 футов) 40 m3 (40 feet) |
Стоимость прицепа-тележки для танк-контейнера, млн руб. Cost of trailer carriage for tank container, mln rubles |
2,15 |
12 м (m) |
|
Стоимость автомобильного тягача, млн руб. Cost of tractor, mln rubles |
9,00 |
На дизельном топливе Diesel |
|
Мощность двигателя автомобильного тягача, кВт Tractor motor power, kW |
295 |
||
Ресурс тягача авто, млн км Tractor operating life, mln km |
1,00 |
||
Стоимость дизельного топлива, руб./л Diesel fuel cost, rubles/l |
48,69 |
– |
|
Средняя заработная плата персонала, тыс. руб./мес. Average staff wage, thousand rubles/month |
40,541 |
– |
|
Коэффициент заполняемости танк-контейнера, % Capacity utilization rate of tank container, % |
90,0 |
– |
|
Неснижаемая норма заполнения, % Minimum level rate, % |
5,0 |
– |
|
Плотность СПГ, кг/м3 LNG density, kg/m3 |
390 |
– |
|
Стоимость фитинговой железнодорожной платформы 12 м, млн руб. Cost of 12 m fitting platform, mln rubles |
3,00 |
– |
|
Себестоимость перевозки на 120 км, тыс. руб./т Delivery cost price (120 km), thousand rubles/t |
|||
Автомобильный транспорт Road transport |
3,353 |
– |
|
Железнодорожный транспорт Rail transport |
9,641 |
– |
|
Морской транспорт Maritime transport |
15,459 |
– |
|
Себестоимость перевозки на 480 км, тыс. руб./т Delivery cost price (480 km), thousand rubles/t |
|||
Автомобильный транспорт Road transport |
6,789 |
– |
|
Железнодорожный транспорт Rail transport |
16,912 |
– |
|
Морской транспорт Maritime transport |
15,741 |
– |
|
Себестоимость перевозки на 1080 км, тыс. руб./т Delivery cost price (1080 km), thousand rubles/t |
|||
Автомобильный транспорт Road transport |
12,349 |
– |
|
Железнодорожный транспорт Rail transport |
18,739 |
– |
|
Морской транспорт Maritime transport |
16,212 |
– |
|
Себестоимость перевозки на 1092 км, тыс. руб./т Delivery cost price (1092 km), thousand rubles/t |
|||
Автомобильный транспорт Road transport |
19,999 |
– |
|
Железнодорожный транспорт Rail transport |
27,699 |
– |
|
Морской транспорт Maritime transport |
16,871 |
– |
Таблица 4. Результаты детального расчета стоимости малотоннажной доставки СПГ (Ленинградская обл.) Table 4. Detailed cost calculation results for a small-scale LNG delivery (Leningrad Oblast)
Данные Data |
Параметр Parameter |
Значение Value |
Примечание Note |
Входные Input |
Стоимость танк-контейнера, млн руб. Cost of tank container, mln rubles |
5,73 |
20 м3 (20 футов) 20 m3 (20 feet) |
Стоимость прицепа-тележки для танк-контейнера, млн руб. Cost of trailer carriage for tank container, mln rubles |
1,08 |
6 м (m) |
|
Стоимость автоцистерны, млн руб. Cost of tank car, mln rubles |
17,69 |
52 м3 (m3) |
|
Стоимость автомобильного тягача, млн руб. Cost of tractor, mln rubles |
9,00 |
На дизельном топливе Diesel |
|
Мощность двигателя автомобильного тягача, кВт Tractor motor power, kW |
295 |
||
Ресурс автомобильного тягача, млн км Tractor operating life, mln km |
1,0 |
||
Стоимость дизельного топлива, руб./л Diesel fuel cost, rubles/l |
48,69 |
– |
|
Стоимость автомобильного тягача, млн руб. Cost of tractor, mln rubles |
11,00 |
На компримированном природном газе для автотранспорта Compressed natural gas for vehicles |
|
Мощность двигателя автомобильного тягача, кВт Tractor motor power, kW |
295 |
||
Ресурс автомобильного тягача, млн км Tractor operating life, mln km |
1,5 |
||
Стоимость топлива, руб./м3 Fuel cost, rubles/m3 |
18,00 |
||
Средняя заработная плата персонала, тыс. руб./мес. Average staff wage, thousand rubles/month |
40,541 |
– |
|
Коэффициент заполняемости танк-контейнера, % Capacity utilization rate of tank container, % |
90,0 |
– |
|
Неснижаемая норма заполнения, % Minimum level rate, % |
5,0 |
– |
|
Плотность СПГ, кг/м3 LNG density, kg/m3 |
390 |
– |
|
Выходные Output |
Себестоимость перевозки на 120 км, руб./т Delivery cost price (120 km), thousand rubles/t |
||
Танк-контейнер Tank container |
3396 |
20 м3 (m3) |
|
Автоцистерна Tank car |
1660 |
52 м3, на дизельном топливе 52 m3, diesel |
|
1421 |
52 м3, на компримированном природном газе для автотранспорта 52 m3, compressed natural gas for vehicles |
||
Себестоимость перевозки на 480 км, руб./т Delivery cost price (480 km), thousand rubles/t |
|||
Танк-контейнер Tank container |
9241 |
20 м3 (m3) |
|
Автоцистерна Tank car |
4587 |
52 м3, на дизельном топливе 52 m3, diesel |
|
3590 |
52 м3, на компримированном природном газе для автотранспорта 52 m3, compressed natural gas for vehicles |
||
Себестоимость перевозки на 1080 км, тыс. руб./т Delivery cost price (1080 km), thousand rubles/t |
|||
Танк-контейнер Tank container |
20,651 |
20 м3 (m3) |
|
Автоцистерна Tank car |
10,363 |
52 м3, на дизельном топливе 52 m3, diesel |
|
8,025 |
52 м3, на компримированном природном газе для автотранспорта 52 m3, compressed natural gas for vehicles |
||
Себестоимость перевозки на 1092 км, тыс. руб./т Delivery cost price (1092 km), thousand rubles/t |
|||
Танк-контейнер Tank container |
34,615 |
20 м3 (m3) |
|
Автоцистерна Tank car |
7,447 |
52 м3, на дизельном топливе 52 m3, diesel |
|
13,258 |
52 м3, на компримированном природном газе для автотранспорта 52 m3, compressed natural gas for vehicles |
Таблица 5. Оценка стоимости доставки и сжижения СПГTable 5. Cost estimate for LNG delivery and liquefaction
Расстояние, тыс. км Distance, thousand km |
Стоимость перевозки, руб./м3 Transportation cost, rubles/m3 |
Стоимость малотоннажного сжижения, руб./м3 Small-scale liquefaction cost, rubles/m3 |
|||||
Танк-контейнер 40 м3 (40 футов) 40 m3 (40 feet) tank container |
Танк-контейнер 20 м3 (20 футов) 20 m3 (20 feet) tank container |
Автомобильная цистерна 52 м3 52 m3 tank car |
|||||
Море Sea |
Железная дорога Railway |
Автомобильная платформа на дизельном топливе Diesel truck platform |
Тягач на дизельном топливе Diesel tractor |
Тягач на компримированном природном газе Compressed natural gas tractor |
|||
0,12 |
10,8 |
6,7 |
2,3 |
2,5 |
1,2 |
1,0 |
5,3 |
0,48 |
11,0 |
11,8 |
4,8 |
6,9 |
3,2 |
2,5 |
5,3 |
1,08 |
11,3 |
13,1 |
8,6 |
15,0 |
7,2 |
5,6 |
5,3 |
1,92 |
11,8 |
19,4 |
14,0 |
25,0 |
12,0 |
9,3 |
5,3 |
Таблица 6. Сравнение стоимости транспортировки природного газа различными способамиTable 6. Cost comparison for different ways of natural gas transportation
Расстояние, тыс. км Distance, thousand km |
Стоимость, руб. / м3 Cost, rubles / m3 |
|||||||
Танк-контейнер 40 м3 (40 футов) 40 m3 (40 feet) tank container |
Танк-контейнер 20 м3 (20 футов) 20 m3 (20 feet) tank container |
Автомобильная цистерна 52 м3 52 m3 tank car |
Газопровод Gas pipeline |
|||||
Море Sea |
Железная дорога Railway |
Автомобильная платформа на дизельном топливе Diesel truck platform |
Тягач на дизельном топливе Diesel tractor |
Тягач на компримированном природном газе Compressed natural gas tractor |
Диаметр 325 мм Diameter 325 mm |
Диаметр 273 мм Diameter 273 mm |
||
0,12 |
16,1 |
12,0 |
7,6 |
7,8 |
6,5 |
6,3 |
1,2 |
1,6 |
0,48 |
16,3 |
17,1 |
10,1 |
12,2 |
8,5 |
7,8 |
5,2 |
8,4 |
1,08 |
16,6 |
18,4 |
13,9 |
20,3 |
12,5 |
10,9 |
15,6 |
38,6 |
1,92 |
17,1 |
24,7 |
19,3 |
30,3 |
17,3 |
14,6 |
35,2 |
– |
Авторы:
А.Ю. Климентьев, Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО (Москва, РФ), T_diamonds@mail.ru
П.В. Сарафанников, Национальная Ассоциация сжиженного природного газа (Кингисепп, РФ), sarafannikov_pv@nasslng.ru
С.Н. Иванов, Национальная Ассоциация сжиженного природного газа, ivanov_sn@nasslng.ru
Литература:
1. Возможности и перспективы развития малотоннажного СПГ в России / под ред. А.Ю. Климентьева, Т.А. Митровой, А.А. Собко. М.: Московская школа управления СКОЛКОВО, 2018.
2. Росстандарт. ГОСТ Р 55892-2013. Объекты малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа. Общие технические требования [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document.aspx?control=7&id=186007 (дата обращения: 14.04.2020).
3. Росстандарт. ГОСТ Р 56021-2014. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document.aspx?control=7&id=187183 (дата обращения: 14.04.2020).
4. ПАО «НОВАТЭК». Криогаз-Высоцк [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.novatek.ru/ru/business/criogas/ (дата обращения: 14.04.2020).
5. Klaipedos Nafta. PGNiG commences operation at Klaipéda LNG reloading station [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.kn.lt/en/news/news/pgnig-commences-operations-at-klaipeda-lng-reloading-station/3394 (дата обращения: 14.04.2020).
6. Росстандарт. ГОСТ Р 57431-2017. Газ природный сжиженный. Общие характеристики [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document1.aspx?control=31&baseC=6&page=3&month=4&year=2017&search=&id=206847 (дата обращения: 14.04.2020).
7. IMO. International Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk (IGC Code), International Marine Organization, 1998 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.imo.org/fr/Publications/SupplementsAndCDs/Documents/Anglais/IGC_2003sup.pdf (дата обращения: 14.04.2020)
HTML
Энергетический переход и глобальные изменения рынка энергоносителей приводят к изменению предпочтений потребителей. В результате структура энергоносителей становится многокомпонентной и сложной не только в масштабах страны, но и для каждого отдельного района. В условиях ужесточающихся экологических требований и современной климатической политики ожидается снижение объема потребления ископаемых топлив. Сжиженный природный газ (СПГ) представляет собой энергоноситель, который соответствует современным и перспективным требованиям.
На рынке СПГ развиваются различные производственные сегменты и рыночные модели. В табл. 1 представлен вариант классификации проектов.
Поскольку в отличие от большинства промышленных технологий получения топлив на малотоннажном заводе может производиться продукт по требованиям [3] (т. е. такого же качества, как на крупнотоннажном), отсутствуют ограничения и барьеры для продаж на различных географических рынках и в разных рыночных сегментах.
В РФ действуют крупнотоннажные СПГ-заводы и активно развиваются мало- и среднетоннажные проекты. В условиях глобального роста спроса и предложения формируются производственные цепочки, делающие этот вид топлива доступным для большего количества потребителей. Элементы малотоннажных СПГ-проектов (бункеровочные мощности, перевалка в цистерны-контейнеры и автомобильные цистерны) включаются в производственную цепочку крупнотоннажных терминалов. На этот рынок оказывает влияние рост предложения со стороны:
– действующих и новых мало- и среднетоннажных заводов СПГ [4];
– поставок СПГ с крупнотоннажных терминалов [5].
Даже в условиях высокого потенциала российской отрасли СПГ, обусловленного выгодным географическим расположением относительно рынков сбыта, доступностью сырья и сравнительно низкой стоимостью газа, необходимо разработать новые методы оптимизации издержек и повышения его конкурентоспособности. Один из способов – оптимизация комплекса производства и транспортировки СПГ.
В настоящей работе производственный и логистический комплекс СПГ моделировали на примере условного малотоннажного завода на северо-западе России, в Псковской обл., мощностью 3 т / ч (дроссельный цикл). Для расчетов применяли таблицы Microsoft Excel с рабочими названиями «Калькулятор СПГ. Производство» и «Калькулятор СПГ. Логистика», разработанные авторами статьи совместно с экспертом Национальной Ассоциации СПГ И.Г. Родичкиным.
ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ КОМПЛЕКС
Параметры производственного комплекса СПГ оценили исходя из условий поставки природного газа из Единой системы газоснабжения. В табл. 2 приведены сводные показатели проекта, стоимость сырья, целевые рынки и логистическая модель; в табл. 3 – основные исходные данные. Анализ рынка (емкость, конкурентоспособность) целевого продукта в рамках данных исследований не проводили. Псковскую обл. выбрали как регион с высокой плотностью населения, приближенный к развивающимся рынкам малотоннажного СПГ.
Результаты, полученные с использованием «Калькулятор СПГ. Производство», представлены в табл. 4. Общие капитальные затраты на производство СПГ по дроссельной технологии мощностью 3 т / ч составляют 1,34 млрд руб. Вложения осуществляются за счет заемных и собственных средств в соотношении 70 : 30.
При принятых допущениях (табл. 3) производство СПГ – экономически целесообразный проект. Его расчетная себестоимость, чистая дисконтированная стоимость, внутренняя норма рентабельности и срок окупаемости приведены в табл. 5. Для оценки финансово-экономических показателей принята цена сбыта СПГ 26 тыс. руб. / т. В течение первых 10 лет реализации проекта себестоимость производства существенно изменяется: в 1‑й г. она приближается к 20 тыс. руб. и снижается до 15,6 тыс. руб. к 10‑му г. эксплуатации. На изменение структуры себестоимости (рис. 1) влияют затраты, связанные с обслуживанием долга, и налоговые платежи. Для решения задачи оптимизации расходов в комплексе производство – логистика приняли усредненные за 10 лет операционные затраты, которые составляют около 417 млн руб. / г. (цены 2019 г.).
Как правило, на малотоннажном заводе газ производят с температурой, при которой транспортировать и хранить его необходимо при избыточном давлении. Это позволяет снизить затраты энергии на сжижение и, соответственно, себестоимость продукта. Сжиженный природный газ, который необходимо хранить под давлением, обычно называют «теплым». Некоторым потребителям (например, автомобильному транспорту) целесообразно использовать именно «теплый СПГ». Однако чем выше температура, тем ниже плотность жидкости и больше затраты на транспортировку единицы массы жидкого газа. Таким образом, в комплексе производство – транспортировка возникает оптимизационная задача определения температуры и плотности СПГ.
Плотность СПГ зависит от нескольких параметров:
– химический состав;
– температура;
– давление.
Экспериментальные данные о плотности СПГ для аналогичного модельному завода ООО «Криогаз-Псков» доступны только для температуры –135 ºС. При другой температуре плотность Tx (кг / м3) можно оценить по упрощенной формуле [6]:
Tx = T0 + 1,35.(T0 – Tx), (1)
где T0 – плотность СПГ при заданной температуре (например, – 135 ºС), кг / м3; T0 – заданная температура, ºС; Tx – целевая температура, ºС.
При расчете расходов на производство более холодного СПГ предполагали, что совокупные затраты остаются такими же, снижается только производительность установки (табл. 6).
ЛОГИСТИКА
Рынок малотоннажного СПГ развивается в различных регионах мира. Его поставки чаще всего осуществляют с помощью автомобильных и мультимодальных перевозок. В некоторых странах расстояние автомобильной транспортировки СПГ превышает 1 тыс. км; в Китае и Турции в ряде случаев – 2 тыс. км.
Затраты на перевозку СПГ в автомобильных цистернах в настоящей работе оценили с помощью «Калькулятор СПГ. Логистика». Исходные данные приведены в табл. 7.
Поскольку масса единицы объема зависит от плотности и, следовательно, от температуры, при загрузке СПГ в цистерну она будет меняться. Кроме того, необходимо хранить СПГ под давлением, причем чем выше температура, тем выше должно быть давление паровой фазы в цистерне для сохранения СПГ в жидком агрегатном состоянии. Рост давления ограничивается максимально допустимым уровнем, при котором начинается сброс газа в атмосферу в целях предотвращения разрушения емкости. Увеличение давления паровой фазы обеспечивается как за счет испарения, так и за счет увеличения объема СПГ в результате поступления энергии извне. Таким образом, для периода времени, меньшего, чем время бездренажного хранения в цистерне, для определения заполняемости З (отн. ед.) можно использовать формулу [7]:
, (2)
где T0, T(–161 °С) – плотность СПГ при заданной температуре и –161 ºС соответственно.
В целях сохранения автомобильной емкости в охлажденном состоянии ее не опорожняют полностью, оставляя порядка 5 об. % СПГ на обратный путь. Это позволяет снизить время подготовительных операций при повторном наливе продукта. В табл. 8 представлены результаты оценки при различной температуре. За один рейс «холодного» продукта транспортируется на 3,5 т больше, чем при температуре –135 ºС, как за счет роста плотности, так и вследствие увеличения заполняемости емкости. В результате можно сократить общее количество рейсов и снизить затраты на логистику. При этом появляются дополнительные расходы на охлаждение.
Прирост предельных затрат на производство и транспортировку оценили в диапазоне температур от –129 до –161 ºС (рис. 3). Обнаружили три сокращения предельного прироста затрат на транспортировку. Это связано с тем, что по мере роста плотности снижается количество рейсов для перевозки СПГ и, как следствие, сокращается требуемый парк автомобильных цистерн и тягачей, что уменьшает капитальные, постоянные и операционные затраты на перевозку.
В данном случае оптимизационная задача сводится к минимизации суммарных издержек на производство и транспортировку. В табл. 9 приведены результаты расчета. Для перевозки на расстояние 1800 км наиболее эффективное решение – производство СПГ при температуре –150 ºС: минимизация совокупных затрат позволяет получить дополнительный доход в размере 3,5 млн руб. / г.
РЕЗЮМЕ
В зависимости от удаленности потребителя от производства минимизация затрат достигается при различной температу-ре СПГ.
В настоящей работе систему «производство – логистика» моделировали на примере условного малотоннажного завода в Псковской обл. мощностью 3 т / ч с дроссельной технологией сжижения газа. Для оценки показателей производства СПГ применяли «Калькулятор СПГ. Производство», транспортировки – «Калькулятор СПГ. Логистика». Расчет провели в диапазоне температур от –126 до –161 ºС при удаленности потребителя на 300–3500 км от завода. Для каждого расстояния определили температуру СПГ, при которой суммарные затраты на производство и транспортировку минимальны (рис. 3). Оказалось, что до 1300 км выгодно получать СПГ с температурой выше –135 ºС. С увеличением расстояния эффективнее производство более холодного продукта. Начиная с 1900 км оптимальные результаты получены для «холодного» СПГ.
Следует отметить, что каждой системе «производство – логистика» соответствует собственный график оптимальных температур, который зависит от технологии производства СПГ, стоимости основных ресурсов, параметров систем транспортировки и др.
Таблица 1. Характеристики малотоннажных, среднетоннажных и крупнотоннажных СПГ-проектов в России [1]Table 1. Characteristics of small-scale, medium-scale and large-scale LNG projects in Russia [1]
Проект Project |
Малотоннажный Small-scale |
Среднетоннажный Medium-scale |
Крупнотоннажный Large-scale |
Источник сырья Feedstock source |
Газораспределительные сети Distribution grids Месторождение Field Биогаз Biogas |
Газораспределительные сети Distribution grids Месторождение Field |
Интеграция с проектами добычи Integration with production projects Национальная газовая сеть National gas network |
Объем производства Production output |
< 80 тыс. т < 80 thousand t |
< 2 млн т < 2 mln t |
> 2 млн т > 2 mln t |
Технологические решения Process solutions |
Детандерные Expander Дроссельные Throttler Азотные Nitrogen |
Смесевые хладагенты Mixed refrigerants |
Многокомпонентные смесевые хладагенты Multi-component mixed refrigerants |
Логистика Logistics |
До 600 км, в отдельных случаях до 2000 км Up to 600 km, in some cases up to 2000 km |
До 2000 км Up to 2000 km При размещении на площадке крупнотоннажного проекта — без ограничений Unlimited if placed on a large-scale site |
Без ограничений Unlimited |
Технология транспортировки Transportation technology |
Автоцистерны Tank cars Цистерны-контейнеры Tank containers |
Автоцистерны Tank cars Цистерны-контейнеры Tank containers Газовозы до 170 тыс. м3 Gas vessels up to 170 thousand m3 |
Крупные газовозы до 260 тыс. м3 классов Q-Max, Q-Flex, Yamalmax Large gas vessels up to 260 thousand m3: Q-Max, Q-Flex, Yamalmax classes |
Потребители Consumers |
Мелкий опт Small wholesale Розница Retail |
Операторы нишевых рынков Niche market operators Агрегаторы Aggregators |
Национальные газовые и энергетические компании National gas and energy companies Агрегаторы Aggregators |
Каналы сбыта Trade channels |
Криоавтозаправочные станции LNG fuel stations Автономное тепло и энергоснабжение Autonomous heat and power supply |
Национальные и региональные приемные терминалы National and regional receiving terminals Операторы малотоннажного СПГ Small-scale LNG operators |
Национальные приемные терминалы National receiving terminals Операторы малотоннажного СПГ Small-scale LNG operators |
Масштаб операции Operation scale |
Локальный Local |
Региональный Regional |
Глобальный Global |
Пример Example |
СПГ-заводы (ЗАО «Криогаз») LNG plants (CJSC CryoGas [closed joint-stock company]) СПГ-завод в д. Канюсята (ООО «Газпром газэнергосеть») LNG plant in Kanyusyata village (Gazprom gazenergoset LLC) СПГ в г. Екатеринбурге (Группа «Газпром межрегионгаз») LNG plant in Yekaterinburg city (Gazprom mezhregiongaz LLC Group) СПГ в п. Нижний Бестях (ООО «Ассоциация строителей Амуро-Якутской магистрали») LNG plant in Nizhny Bestyakh settlement (OOO Association of Amur—Yakutsk Mainline Constructors [limited liability company] [OOO «Associaciya stroitelej Amuro-Yakutskoj magistrali»]) |
Криогаз-Высоцк (ООО «Криогаз-Высоцк») Cryogas-Vysotsk (OOO Cryogas-Vysotsk [limited liability company]) Компрессорная станция «Портовая» (ООО «Газпром инвест») Portovaya compressor station (Gazprom invest LLC) Ямал СПГ, четвертая линия (ОАО «Ямал СПГ») Yamal LNG, fourth line (JSC Yamal LNG) |
Сахалин-2 (Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд) Sakhalin II (Sakhalin Energy Investment Company Ltd.) Ямал СПГ (ОАО «Ямал СПГ») Yamal LNG (JSC Yamal LNG) |
Меры государственной поддержки Government support measures |
Упрощенное регулирование согласно [2] Simplified regulation according to [2] |
— |
Соглашение о разделе продукции Production sharing agreement Налоговые льготы Tax credits Государственные инвестиции (Фонд национального благосостояния России) Government investment (National Wealth Fund) |
Таблица 2. Сводные показатели проектаTable 2. Project performance summary
Цена на природный газ (2019 г., без учета НДС), руб. / тыс. м3 Price for natural gas (2019, exclusive of VAT), rubles / thousand m3 |
Оптовая: 4700–4931 Wholesale: 4700–4931 Для производства: 5257–5488 For production: 5257–5488 |
Производство СПГ LNG production |
Малотоннажное Small-scale |
Перевозка СПГ LNG transportation |
Автомобильные цистерны Tank cars |
Рынок СПГ LNG market |
Внутренний рынок Domestic market газомоторное топливо natural gas vehicle fuel распределенная тепловая и электрическая генерация distributed heat and power generation в отдельных случаях автономная газификация in some cases, autonomous gasification Потенциал экспорта Export potential страны Восточной Европы Eastern Europe countries страны Балтии Baltic countries |
Таблица 3. Исходные данные для оценки себестоимости производства СПГTable 3. Input for evaluation of LNG production cost price
Параметр Parameter |
Значение Value |
Примечание Note |
Регион реализации проекта Project implementation region |
Псковская обл. Pskov Oblast |
Исходные базы данных Source databases Калькулятор СПГ. Производство LNG calculator Production |
Стоимость сырьевого газа, руб. / тыс. м3 Cost of feedstock gas, rubles / thousand m3 |
5370 |
|
Цена электроэнергии, руб. / (кВт.ч) Electricity price, rubles / (kW.h) |
7,03 |
|
Средняя заработная плата, руб. / мес. Average wage, rubles / month |
34 720 |
|
Производительность линии, т / ч Line capacity, t / h |
3 |
|
Режим работы, ч / г. Operation mode, h / year |
8232 |
|
Плотность СПГ, кг / м3 LNG density, kg / m3 |
390 |
|
Температура СПГ, °С LNG temperature, °С |
–135 |
|
Цена СПГ EXW (ex works), руб. / т LNG price EXW (ex works), rubles / t |
26 000 |
Допущение авторов Authors' allowance |
Таблица 4. Необходимые для реализации производственной части проекта ресурсы (эжекторно-дроссельная технология)Table 4. Resources needed for operating project component (water jet throttling technology)
Наименование Description |
Ресурс Resource |
Капитальные затраты (цены 2019 г.), млн руб. Capital expenditure (2019 prices), mln rubles |
1336 |
Продолжительность строительства, лет Construction time, years |
2 |
Плановый год ввода Planned commissioning year |
2022 |
Суммарное потребление газа, млн м3 / г. Total gas consumption, mln m3 / year |
40,25 |
Потребление энергии, кВт.ч / г. Energy consumption, kW.h / year |
6 174 000 |
Мощность источника электроснабжения, кВт Power supply source capacity, kW |
750 |
Численность персонала Staff number |
28 |
Таблица 5. Экономические показатели эффективности производства СПГ мощностью 3 т / ч (эжекторно-дроссельная технология)Table 5. Economic performance indicators of 3 t / h LNG production (water jet throttling technology)
Наименование Description |
Показатель Indicator |
Цена реализации EXW для оценки эффективности, руб. / т Selling price EXW to assess the efficiency, rubles / t |
26 000 |
Себестоимость СПГ LNG cost price |
|
Первый год, руб. / т First year, rubles / t |
19 951 |
Десятый год, руб. / т Tenth year, rubles / t |
15 630 |
Среднее значение за 10 лет, руб. / т Ten years mean, rubles / t |
16 881 |
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн руб. Net present value, mln rubles |
1090 |
Внутренняя норма доходности (IRR), % Internal rate of return, % |
9,8 |
Срок окупаемости, лет Pay back period, years |
9,0 |
Таблица 6. Зависимость произвоzдительности установки по производству СПГ от температуры целевого продуктаTable 6. Dependence of LNG plant capacity on end product temperature
Температура, °С Temperature, °С |
–161 |
–155 |
–150 |
–145 |
–140 |
–135 |
–130 |
–126 |
Объем производства, т Production output, t |
22 230 |
22 800 |
23 275 |
23 750 |
24 225 |
24 700 |
25 175 |
25 555 |
Таблица 7. Исходные данные для оценки вариантов себестоимости транспортировки СПГTable 7. Input for evaluation of cost prices for LNG transportation options
Параметр Parameter |
Значение Value |
Примечание Note |
Регион реализации проекта Project implementation region |
Псковская обл. Pskov Oblast |
Исходные базы данных Source databases Калькулятор СПГ. Логистика LNG calculator Logistics |
Параметры транспортного средства Vehicle parameters |
– |
|
Используемое топливо Fuel used |
Дизельное топливо Diesel fuel |
|
Стоимость топлива, руб. / л Fuel cost, rubles / l |
48,96 |
|
Мощность двигателя, кВт (л. с.) Motor power, kW (horsepower) |
295 (401) |
|
Плотность СПГ, кг / м3 LNG density, kg / m3 |
390 |
Фактические показатели Actual performance |
Температура СПГ, °С LNG temperature, °С |
–135 |
|
Расстояние транспортировки, км Transportation distance, km |
300–3500 |
Расстояние до потребителя Distance to the consumer |
Объем производства, т / г. Production output, t / year |
24 700 |
Для завода производительность 3 т / ч при годовом режиме работы 8232 ч For a 3 t / h plant at 8232 annual operation hours |
Объем транспортировки, т / г. Transportation output, t / year |
7400 |
Допущение Allowance |
Вместимость цистерны, м3 Tank volume, m3 |
52,615 |
Полуприцеп (China International Marine Containers (Group) Co., Ltd.) Semi-trailer (China International Marine Containers (Group) Co., Ltd.) |
Остаток СПГ в цистерне для обратной загрузки, % LNG rest in the tank for reloading, % |
5 |
Для сохранения цистерны в охлажденном состоянии при возврате на завод To maintain the tank cooled when returning it to the plant |
Таблица 8. Параметры транспортировки СПГTable 8. LNG transportation parameters
Температура, °С Temperature, °С |
Плотность, кг / м3 Density, kg / m3 |
Заполняемость цистерны, об. % Tank fill rate, vol.% |
Масса СПГ в цистерне, т LNG weight in the tank, t |
Перевозимая товарная масса, т Transported commodity weight, t |
–161 |
425,1 |
98,0 |
21,9 |
20,8 |
–160 |
423,8 |
97,7 |
21,8 |
20,7 |
–155 |
417,0 |
96,1 |
21,1 |
20,0 |
–150 |
410,3 |
94,6 |
20,4 |
19,3 |
–145 |
403,5 |
93,0 |
19,7 |
18,7 |
–140 |
396,8 |
91,5 |
19,1 |
18,0 |
–135 |
390,0 |
89,9 |
18,4 |
17,4 |
–130 |
382,7 |
88,2 |
17,8 |
16,8 |
–126 |
377,9 |
87,1 |
17,3 |
16,3 |
Таблица 9. Затраты на перевозку «теплого» и «холодного» СПГ (расстояние 1800 км)Table 9. Warm and cold LNG transportation costs (distance = 1800 km)
Температура, ºС Temperature, ºС |
Себестоимость одного рейса, руб. One trip cost price, rubles |
Количество рейсов Number of trips |
Затраты на перевозку, млн руб./г. Transportation costs, mln rubles/year |
Затраты на производство, млн руб./г. Production costs, mln rubles/year |
Суммарные затраты, млн руб./г. Total, mln rubles/year |
–135 |
272 706 |
425 |
115,9 |
124,2 |
240,1 |
–161 |
282 584 |
356 |
100,6 |
137,9 |
238,5 |
–150 |
273 890 |
383 |
104,9 |
131,7 |
236,6 |
Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов
Авторы:
Ю.А. Маянц, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), Y_Mayants@vniigaz.gazprom.ru
А.В. Елфимов, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», A_Elfimov@vniigaz.gazprom.ru
А.С. Кузьбожев, д.т.н., проф., филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта (Ухта, РФ), a.kuzbozhev@sng.vniigaz.gazprom.ru
И.Н. Бирилло, к.т.н., филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, i.birillo@sng.vniigaz.gazprom.ru
Литература:
1. ОАО «Газпром». ВСН 39-1.9-003-98. Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1998.
2. Perko H.A. Helical piles: A practical guide to design and installation. Hoboken, NJ, USA: John Wiley & Sons, 2009.
3. Пенчук В.А. Винтовые анкеры и сваи для опор. Киев: Будівельник, 1985.
4. АО «Газпром СтройТЭК Салават». ТУ 4834-029-89632342-2014. Устройство анкерное для закрепления трубопроводов [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
5. Железков В.Н. Винтовые сваи в энергетической и других отраслях строительства. СПб.: Прагма, 2004.
6. Министерство регионального развития Российской Федерации. СНиП 2.02.03-85. Свайные фундаменты. М.: Изд-во стандартов, 2011.
7. Маянц Ю.А., Беспалов В.И., Ушаков А.В. Обеспечение надежности закрепления газопроводов новыми техническими средствами и конструкциями // Наука и техника в газовой промышленности. 2012. № 4. С. 20–32HTML
ОСОБЕННОСТИ ВИНТОВЫХ АНКЕРОВ
В последние десятилетия в трубопроводном строительстве все шире применяются современные средства анкерного закрепления трубопроводов. Их принцип действия основан не на применявшемся ранее критерии достижения заданного усилия закрепления установкой лопастей анкеров на расчетную глубину, а на критерии достижения заданного момента закручивания винтового анкера.
Средства закрепления (в отличие от средств балластировки) для фиксации положения трубопровода используют прочностные свойства грунта, которые зависят от его физической природы, влажности, температуры и ряда других факторов, что вызывает значительные сложности при расчетах несущей способности винтовых анкеров. Проблемы анкерного закрепления иллюстрируют ситуацию, сложившуюся в механике грунтов: расчетные положения часто неточно отражают реальную картину.
Винтовые анкеры состоят из ствола, к которому приварена одна или несколько лопастей (не более шести, как правило две) [2, 3]. Лопасти обеспечивают восприятие всех действующих нагрузок, а также погружение анкера в грунт на стадии его установки. Чаще всего применяются анкеры со стволами из бесшовных труб диаметром 168, 180, 203 и 219 мм с лопастями диаметром 400, 500, 600, 700, 800, 1000 и 1200 мм; анкеры со стволами из квадратного стержня – сечением 40 × 40 или 45 × 45 мм с лопастями диаметром 0,3 и 0,4 м [3, 4]. Винтовые анкеры погружают в грунт путем завинчивания с приложением осевой нагрузки. При этом их максимальная несущая способность будет обеспечена только в том случае, если на стадии установки грунт не разрыхляется лопастями анкера. Увеличение диаметра и числа лопастей повышает несущую способность анкера. В [5] показано, что устройство второй лопасти в глинистом грунте позволило увеличить несущую способность анкеров по грунту на 40 % по сравнению с анкерами, имеющими одну лопасть.
В зависимости от глубины погружения лопасти в грунт различают анкеры мелкого и глубокого заложения. При h / d < 6 для песков и h / d < (3–4) для глинистых грунтов анкеры относят к категории мелкого заложения; при h / d ≥ 6 для песчаного грунта и h / d ≥ (3–4) для глинистого – к категории глубокого заложения. Т. е. в пластичном грунте анкеры начинают работать как глубоко заложенные при меньшем заглублении.
При приложении выдергивающей нагрузки к анкеру мелкого заложения образуется призма выпирания, начинающаяся от краев лопасти и заканчивающаяся на поверхности грунта. В случае анкера глубокого заложения призма выпирания не появляется, а напряженные зоны замыкаются внутри грунта. От выдергивающей нагрузки вышележащий грунт уплотняется и в нем образуется ядро, которое имеет форму конуса с вершиной на оси анкера. Такое ядро при дальнейшем увеличении выдергивающей нагрузки действует как тело, расклинивающее, уплотняющее и сдвигающее грунт. При достижении критической нагрузки уплотненное ядро выдавливает грунт в стороны.
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТНЫХ МЕТОДИК
Несущая способность однолопастного винтового анкера глубокого заложения складывается из несущей способности лопасти и ствола анкера по его боковой поверхности (рис. 1а). Последнюю можно не учитывать для анкеров мелкого заложения, что повышает запас прочности несущей способности.
Несущую способность винтового анкера глубокого заложения, имеющего две и более рабочие лопасти, можно оценить путем суммирования:
– несущей способности каждой лопасти (рис. 1б);
– несущей способности верхней лопасти и несущей способности, обусловленной сдвигом грунтового цилиндра, ограниченного крайними лопастями анкера (рис. 1в).
Несущая способность однолопастных винтовых анкеров определяется в соответствии с [6]. Для анкера с глубиной заложения лопасти от уровня планировки не менее 5d при глинистых грунтах и не менее 6d при песках она складывается из несущей способности лопасти и ствола анкера по его боковой поверхности (численные значения c приведены в табл. 7.9 [6]):
Fd = c (Fd0 + Fdf). (1)
Несущую способность лопасти винтового анкера можно вычислить по соотношению (величины a1, a2 перечислены в табл. 7.10 [6]):
Fd0 = (a1c1 + a21h1)A. (2)
Усредненное расчетное значение удельного веса грунта рассчитывается по формуле:
. (3)
В зависимости от категории местности коэффициент надежности устойчивости положения газопровода принимается равным 1,05 – для газопроводов, прокладываемых в обводненной и заболоченной местности, на болотах, в вечномерзлых грунтах и на переходах через малые водные преграды; 1,10 – для газопроводов, сооружаемых через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ.
Несущая способность ствола винтового анкера по ее боковой поверхности описывается соотношением:
Fdf = ufi(h – d). (4)
При использовании винтовых анкеров для закрепления магистральных газопроводов в талых грунтах их несущую способность рассчитывают по [1]. Несущую способность определяют без учета ствола анкера: Fd = Fd0. При этом оценка может быть выполнена для винтовых анкеров только с одной лопастью, а при глубине заложения лопасти от уровня дна траншеи 6–8 ее диаметров используют формулу (2).
Несущая способность анкера при расчете закрепления газопроводов определяется из условия:
Pa = Fd /k. (5)
Коэффициент надежности анкера принимается равным 1,40, если его несущая способность рассчитана, и 1,25, если несущая способность анкера определена при полевых испытаниях статической нагрузкой.
В соответствии с методикой А.B. Chance Co. (метод смятия лопастей) [2] несущая способность анкера складывается из несущей способности отдельных лопастей (Fd0)i без учета ствола анкера:
Fd = (Fd0)i. (6)
При этом должны быть выполнены следующие условия:
– глубина залегания верхней винтовой лопасти анкера от поверхности грунта составляет не менее пяти ее диаметров;
– винтовые лопасти по стволу анкера разнесены на расстояние не менее трех диаметров.
Несущая способность лопасти анкера определяется по формуле:
Fd0 = A(9c + 1h1Nq), (7)
а коэффициент Мейергофа – по соотношению:
Nq = 0,5 (121)(1/54). (8)
Расчетная несущая способность анкера вычисляется путем деления его несущей способности на коэффициент надежности (принимается равным 2,0 для постоянных конструкций; 1,5 – для временных конструкций).
Согласно канадской методике (метод сдвига грунтового цилиндра) [2] несущая способность анкера складывается из несущей способности верхней лопасти, ствола по его боковой поверхности и несущей способности, обусловленной трением грунта о цилиндрическую поверхность, ограниченную крайними лопастями анкера:
Fd = Fd0 + Fdf + FDf. (9)
Для выполнения расчетов по этой методике требуется больше исходных данных, необходимых для оценки параметров бокового давления. Расчетные коэффициенты приведены в табличном или графическом виде, что усложняет автоматизацию процедуры. В связи со сложностью описания бокового воздействия грунта в методе сдвига грунтового цилиндра их разделили на два принципиально разных типа: связный и несвязный грунт. С учетом того, что в природе такое деление весьма условно, в результатах расчета априори заложена существенная погрешность, хотя в этой модели учтено наибольшее количество действующих факторов.
АНАЛИЗ РАСЧЕТНЫХ ЗАВИСИМОСТЕЙ
Структура соотношения (7) для определения несущей способности лопасти анкера соответствует структуре (2) для анкера глубокого заложения. Формулы отличаются только значениями безразмерных коэффициентов.
Согласно проведенным в работе расчетам первый коэффициент в (2) равен аналогичному коэффициенту в (7) только при значении угла внутреннего трения грунта 15,6° (рис. 2а, 2в). С увеличением угла различие значений коэффициентов возрастает. Коэффициент a2 в формуле (2) всегда больше коэффициента Мейергофа – аналога a2 в формуле (7) (рис. 2б, 2г). Минимальный (в 1,44 раза) разброс наблюдается при 1 = 21°.
АНАЛИЗ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ
Для оценки общей картины изменения несущей способности анкера выполнили серию расчетов по формулам [1, 2] с варьированием глубины заложения лопасти анкера и значения угла внутреннего трения грунта (рис. 3, 4). Минимальное заглубление винтовой лопасти анкера в грунт приняли равным 6d, поскольку в соответствии с [1] с такой глубины анкер считается анкером глубокого заложения и может быть применена расчетная формула (2).
Приняли следующие исходные данные:
– анкер имеет одну винтовую лопасть диаметром 400 мм;
– удельное сцепление грунта 38 кПа;
– удельный вес грунта 27 кН / м3;
– угол внутреннего трения грунта составляет 15, 22 и 30°;
– коэффициент условий работы анкера 0,7 (только при расчете по [1]);
– глубина погружения лопасти анкера изменяется от 2,4 (6d) до 6,0 м (15d).
С повышением угла внутреннего трения грунта несущая способность винтового анкера возрастает, т. е. при одном и том же заглублении винтовой лопасти несущая способность анкера в песчаных грунтах выше, чем в глинистых (рис. 3). При одинаковых условиях рассчитанная по [1] несущая способность анкера, как правило, больше величины, вычисленной по методу смятия лопастей (рис. 4а). Меньшие значения несущей способности получаются в случае глинистых грунтов (с малыми значениями угла внутреннего трения). Равенство значений несущей способности анкера, рассчитанных разными способами, наблюдается для грунтов с углом внутреннего трения около 20° (суглинки).
Несущая способность анкера, используемая при расчете закрепления газопроводов (полученная по [1] с учетом коэффициента надежности анкера), всегда больше вычисленной для таких же условий по методу смятия лопастей (рис. 4б). Различия возрастают с увеличением угла внутреннего трения грунта.
СОПОСТАВЛЕНИЕ РАССЧИТАННЫХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ДАННЫХ
Для оценки достоверности рассмотренных методик определения несущей способности винтовых анкеров сопоставили расчетные и фактические значения – данные испытаний 27 винтовых анкеров на выдергивание [5] (рис. 5). Эксперименты были проведены на четырех площадках с разными грунтовыми условиями:
– мягкопластичный суглинок (площадка № 1, испытано 11 анкеров);
– водонасыщенный мелкий песок (площадка № 2, испытано пять анкеров);
– мелкозернистый песок и супеси (площадка № 3, испытано четыре анкера);
– гравийно-галечниковый водонасыщенный грунт (площадка № 4, испытано семь анкеров).
Результаты с площадки № 4 не привели на рис. 5 из‑за значительного расхождения вычисленных и экспериментальных значений. В частности, полученная по [1] величина всегда превышала фактическую в 3,29–8,26 раза (в среднем в 5,13 раза); рассчитанная по методу смятия лопастей – в 2,66–6,68 раза (в среднем в 4,15).
Оказалось, что значения, вычисленные по формулам [1] для мелкого заложения лопастей, существенно (до 3,32 раза) расходятся с экспериментальными данными как в связных, так и в сыпучих грунтах. При этом результаты расчета, как правило, превышают фактические значения, что не позволяет гарантировать устойчивое положение магистрального газопровода на участке, где используются анкерные устройства, поскольку на стадии эксплуатации объекта при заложенном выдергивающем усилии может произойти выход анкеров из грунта. Для глубокого заложения лопасти соотношения [1] и [2] позволяют получить удовлетворительные результаты в суглинистых и песчаных грунтах, но не работают в гравийно-галечниковых водонасыщенных грунтах. В этом случае методика [1] оказалась более точной при установке анкера в суглинистых грунтах, тогда как метод смятия лопастей лучше работает для песчаных.
Следует отметить, что значение несущей способности анкера может быть не только меньше фактического (идет в запас надежности анкера), но и больше него, что крайне неблагоприятно, поскольку в этом случае даже при более низкой, чем расчетная, нагрузке может произойти выдергивание анкера. Использование коэффициента надежности при расчете несущей способности анкера позволяет гарантировать, что его фактическая несущая способность не окажется ниже расчетного значения. Однако коэффициент надежности не учитывает особенности конкретного объекта, на котором применяются винтовые анкеры, и не определяет дополнительную величину несущей способности, необходимую для обеспечения его длительной безопасной эксплуатации. На-пример, для предотвращения лавинного разрушения анкерных устройств на линейной части газопровода следует закладывать возможность увеличения выдергивающей нагрузки в 1,75 раза при потере несущей способности одним устройством на стадии эксплуатации газопровода [7].
ВЛИЯНИЕ ОБВОДНЕНИЯ ГРУНТА
Для оценки влияния обводнения грунта при эксплуатации объекта на несущую способность ранее рассмотренных анкеров рассчитали значения несущей способности при условии полного водонасыщения грунта, в который анкеры погружены, по методам смятия лопастей и [1]. Величины удельного веса грунта, которые определяли с учетом воды по формуле (3), в исходных данных варьировали. Расчеты выполнили для трех значений коэффициента пористости грунта: 0,45, 0,65, 0,85.
Согласно полученным результатам при обводнении грунта несущая способность анкера снижается на 17–58 %. Снижение может быть еще больше, поскольку у многих грунтов при увлажнении уменьшается угол внутреннего трения. Несущая способность падает нелинейно со скоростью, зависящей как от исходных свойств грунта (угол внутреннего трения, коэффициент пористости), так и от глубины погружения лопасти анкера (скорость растет с увеличением угла внутреннего трения и коэффициента пористости грунта, а также глубины заложения лопасти в грунт).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Для обеспечения стабильного положения магистрального газопровода, закрепленного на проектных отметках анкерными устройствами, необходимо учитывать возможность увеличения выдергивающей нагрузки вследствие потери несущей способности хотя бы одним анкерным устройством в процессе длительной эксплуатации объекта, что реализуемо при заложенном значении коэффициента надежности не менее 1,75.
На участках возможного обводнения несущая способность анкерного устройства может снижаться вследствие повышения влажности грунта. В существующих расчетных методиках определения несущей способности винтовых анкеров используемые коэффициенты надежности не учитывают вышеназванные особенности работы анкеров на линейной части магистральных газопроводов.
В заключение следует отметить, что, несмотря на разные значения коэффициентов надежности анкера (k = 1,4 по [7], k = 2,0 по методу смятия лопастей), результаты расчета общего запаса несущей способности анкеров для основных видов грунтов (глины и суглинки твердые, полутвердые, тугопластичные и мягкопластичные, пески маловлажные и супеси твердые) по обеим методикам совпадают, поскольку при определении несущей способности анкеров по [1] дополнительно учитывается коэффициент условий работы, равный для вышеназванных грунтов 0,7 (формула (1), табл. 1).
СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
List of symbols
γ1 – усредненное расчетное значение удельного веса грунтов, залегающих выше лопасти анкера (при водонасыщенных грунтах с учетом взвешивающего действия воды)
mean calculated specific gravity of soils above the anchor helices (in water-saturated soils, consistent with weighting water action)
γc – коэффициент условий работы анкера (зависит от вида нагрузки, действующей на анкер, и грунтовых условий)
condition load effect factor of the anchor (depends on load type acting on the pipe and soil conditions)
γk – коэффициент надежности анкера
anchor reliability factor
γs – удельный вес частиц грунта
specific gravity of soil particles
γw – удельный вес воды
specific gravity of water
kНВ – коэффициент надежности устойчивости положения газопровода (против всплытия)
reliability factor of gas pipeline position stability (against floating up)
φ1 – угол внутреннего трения грунта в рабочей зоне (рабочая зона – прилегающий к лопасти слой грунта толщиной, равной ее диаметру)
angle of internal friction of soil in operating area (operating area is the soil layer adjacent to the helix, with thickness same as helix diameter)
A – проекция площади лопасти винтового анкера
area projection of anchor helix
a1, a2 – безразмерные коэффициенты (зависятот расчетного значения φ1)
dimensionless coefficients (depend on calculated φ1)
c – удельное сцепление грунта в рабочей зоне
specific cohesion of soil in the operating area
c1 – расчетное значение удельного сцепления грунта в рабочей зоне
calculated specific cohesion of soil in the operating area
d – диаметр лопасти винтового анкера
anchor helix
e – коэффициент пористости грунта
soil porosity
FDf – несущая способность, обусловленная трением грунта по цилиндрической поверхности, ограниченной крайними лопастями анкера
bearing capacity due to soil friction on cylindrical surface limited by the outer helix of anchor
Fd – несущая способность однолопастного винтового анкера глубокого заложения
bearing capacity of single-helix shallow anchor
Fd0 – несущая способность лопасти анкера
bearing capacity of anchor helix
Fdf – несущая способность ствола анкерапо его боковой поверхности
bearing capacity of helical anchor body along its lateral face
fi – расчетное сопротивление грунта на боковой поверхности ствола винтового анкера (усредненное значение для всех слоев в пределах глубины погружения анкера)
calculated strength of soil along the lateral face of helical anchor body (mean of all the layers within the embedment depth)
h – глубина заложения лопасти винтового анкера
laying depth of anchor helix
h1 – глубина залегания лопасти винтового анкера (отсчитывается от природного рельефа, при планировке территории срезкой – от уровня планировки)
burial depth of anchor helix (counted from local geography; when lopping counted from the grading level)
N – выдергивающее усилие
pulling load
Nq – коэффициент Мейергофа
Meyerhof factor
n – количество винтовых лопастей анкера
number of anchor helices
Pa – несущая способность анкера
anchor bearing capacity
u – периметр поперечного сечения ствола анкера
u perimeter of anchor body cross-section
← Назад к списку