Газовая промышленность № 09 2018

Из числа наиболее сложных участков транспортировки газа можно выделить те, где газопровод пересекается с железнодорожными путями, магистральными автодорогами или сближается с фундаментами различных со-оружений. Высокие динамические нагрузки в таких зонах могут приводить к повреждению газопровода и образованию опасной концентрации взрывоопасной смеси в полостях защитного футляра.

Для мониторинга данных процессов ГК «СервисСофт» разработала автоматизированную Систему контроля загазованности переходов (СКЗП).

Система содержит два автономных газоанализатора во взрывозащищенном исполнении, вмонтированных в трубу вытяжной свечи или установленных в газовом ковере. Анализ полученных с газоанализаторов данных осуществляет встроенный контроллер телеметрии со сверхнизким энергопотреблением. При получении предаварийного/аварийного сигнала с газоанализатора контроллер автоматически устанавливает удаленное соединение с диспетчерским центром по GSM-каналу связи. Также СКЗП позволяет предоставлять доступ к данным мониторинга для различных ведомств, например ЦДС «Газпром» и РЖД. Автономность работы обеспечивает функционирование без замены элементов питания в течение трех лет, что экономит ресурсы эксплуатирующей организации.

В зависимости от технических требований Система может размещаться во взрывоопасной или взрывобезопасной зоне, иметь сетевое или автономное исполнение. При автономном исполнении питание Системы осуществляется солнечной панелью или аккумуляторной батареей.

ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМЫ

– установка непосредственно на вытяжную свечу, что не требует дополнительного выделения и согласования отводов земельных участков под размещение оборудования;

– отсутствие необходимости в организации линий электропередач и кабельных каналов передачи данных (в автономном исполнении);

– автоматическая выдача аварийно-предупредительных сигналов о возможных утечках газа эксплуатирующей организации и дежурным по станциям;

– соответствие отраслевым документам: СТО Газпром 2-3.5-454–2010; СТО Газпром газораспределение 2-2.1-249–2008; Инструкции ОАО «РЖД» от 17.03.2005 № ЦПИ-22.

На основании положительного опыта эксплуатации на различных объектах были получены разрешения на применение системы на Северо-Кавказской, Восточно-Сибирской, Октябрьской железных дорогах, на подведомственных объектах и в местах пересечения с магистральными и межпоселковыми газопроводами.

На сегодняшний день Система успешно эксплуатируется на объектах ООО «Газпром трансгаз Краснодар» по программе переустройства газопроводов при строительстве автомобильной и железной дороги в обход Украины и на других объектах.

Применение СКЗП позволит повысить надежность и безопасность эксплуатации газопроводов в местах пересечения с транспортной инфраструктурой.

ГК «СервисСофт»

300004, РФ, г. Тула,

ул. Щегловская Засека, д. 30

Тел.: 8 (800) 250-01-04

E-mail: sales@ssoft24.com

www.neftegas.ssoft24.com

Программно-технический комп-лекс (ПТК) состоит из следующих устройств:

– устройство сбора и отображения информации, состоящее из сервера сбора и хранения телеметрических данных и автоматизированных рабочих мест диспетчера;

– территориально распределенные контролируемые пунк-ты (шкафы телемеханики, в том числе с системой автономного питания на основе возобновляемых источников энергии – ветроэлектрогенераторов, солнечных панелей);

– оборудование передачи данных (радиоканал, широкополосный беспроводной доступ, волоконно-оптические линии связи и проводные каналы связи).

Опционально для скважин:

– система подачи ингибитора (ООО «НПФ «Вымпел»);

– пневмосистема управления клапаном-отсекателем;

– узел учета газа.

Устройства разработаны на микроэлектронной компонентной базе российского производства.

Предлагаемое компанией оборудование успешно эксплуатируется на объектах блока разведки и добычи ПАО «Газпром нефть» в системах кустовой телемеханики и объектах блочного исполнения, на энергонезависимых контролируемых пунктах скважин ПАО «Оренбургнефть» и ПАО «НК «Роснефть», энергонезависимом контролируемом пункте на нефтесборном коллекторе ООО «Иркутская нефтяная компания», обеспечивает контроль параметров нефтяных скважин ООО «Газпромнефть-Оренбург» и обладает всеми необходимыми сертификатами для его применения.

В настоящий момент ООО «АСУ ПРО» сконструирован опытный образец ПТК для макроклиматического района с холодным климатом с температурным диапазоном эксплуатации от –55 °С в соответствии с ГОСТ 15150–69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды».

При предоставлении полигона ООО «АСУ ПРО» может изготовить системы и оборудование для ПТК арктического исполнения, выполнить поставку, монтаж и провести необходимые опытно-промышленные и эксплуатационные испытания в реальных арктических условиях.

ООО «АСУ ПРО»

460048, РФ, г. Оренбург,

пр-д Автоматики, д. 12Е

Тел.: +7 (3532) 68-90-88,

68-92-41, 68-92-42

E-mail: asupro@asupro.ru

www.asupro.ru

ИСТОРИЯ СОЗДАНИЯ

Идею цифровых двойников выдвинул М. Гривз, профессор Университета штата Мичиган. В 2002 г. он выступил с презентацией, предложив для управления жизненным циклом промышленных изделий и систем создать так называемое виртуальное пространство, в котором «живет» модель изделия или системы. По замыслу, в виртуальное пространство поступают данные из реального пространства – физического мира, в котором существует изделие, а из виртуального в реальное течет поток информации об этом изделии. Причем объект физического мира и его виртуальный двойник постоянно связаны между собой в течение всего жизненного цикла промышленной системы: разработки, производства, эксплуатации, вывода из эксплуатации.

Сначала проф. Гривз назвал эту схему моделью зеркальных пространств, потом – моделью зеркалирования информации, а термин «цифровой двойник» впервые был использован им в 2011 г. в книге, посвященной применению процесса управления жизненным циклом для создания инновационных продуктов [1].

Нужно отметить, что на самом деле первые реализации цифровых двойников появились еще в 60–70-е гг. ХХ в., когда в промышленности стали востребованы системы класса SCADA, позволяющие осуществлять удаленный мониторинг и управлять состоянием оборудования. Национальное управление по аэронавтике и исследованию космического пространства США (НАСА) в течение многих десятков лет использовало симуляционные модели, построенные на численных методах решений уравнений физики для моделирования аспектов состояния и поведения космических кораблей, которые невозможно протестировать в реальном мире по соображениям безопасности или стоимости.

Достижение М. Гривза состоит в том, что, во-первых, он обратил внимание на важную роль, которую играют данные при создании цифровых двойников и, во-вторых, распространил эту концепцию на весь жизненный цикл изделия.

Наличие данных позволяет накапливать историю всего, что происходило с объектом, находить причины, повлекшие за собой те или иные события, использовать методы статистического моделирования и машинного обучения для анализа накопленной информации в целях предсказания того, что произойдет в будущем.

Именно НАСА одним из первых взяло на вооружение идею цифровых двойников. Например, в док-ладе Э. Глассгена и Д. Старгела [2] на 53-й конференции «Структуры, структурная динамика и материалы», проводимой в апреле 2012 г. Американским институтом авиации и космонавтики, отмечалось, что текущие методы сертификации, управления парком и обслуживания ракетной и другой летательной техники, основанные на статистических распределениях свойств материалов, эвристических принципах дизайна, физическом тестировании и предполагаемой схожести условий тес-тирования и реальной эксплуатации, скорее всего, окажутся недостаточно адекватными для создания летательных аппаратов будущего, которые подвергнутся гораздо более сильным нагрузкам в суровых условиях эксплуатации в течение длительных периодов времени. По мнению ученых, для преодоления недостатков текущих подходов требуется фундаментальная смена парадигмы – использование цифровых двойников, сводящих воедино высокоточное достоверное моделирование с данными бортовых систем, историей обслуживания техники и данными по полетной истории, для того чтобы имитировать жизнь своих двойников физического мира и добиться беспрецедентных уровней надежности и безопасности.

СОВРЕМЕННЫЕ ЦИФРОВЫЕ ДВОЙНИКИ

В настоящее время наибольшее распространение получили следующие реализации цифровых двойников:

– контейнеры для хранения данных об использовании оборудования, его конструкции и конфигурационной информации;

– двойники, представляющие собой имитационные модели оборудования и, как правило, разработанные самими производителями этого оборудования;

– операционные двойники, которые представляют собой модели объектов, построенные на основе накапливаемых данных о функционировании этих объектов (например, полетные данные самолета) и другой информации (например, данные о техническом обслуживании).

Цифровые двойники находят свое применение для: повышения эффективности работы оборудования; оптимизации использования промышленных активов; повышения надежности – предсказания неисправностей и поломок, а также прогнозирования технического обслуживания; проектирования и производства оборудования, улучшения его качества.

Если цифровую модель обогатить данными цепочки поставок, историей технического обслуживания и ремонта объекта, это даст возможность не только понять, как конкретные люди влияют на надежность и эффективность работы объекта, но и определить его полную жизненную стоимость от момента приобретения до вывода из эксплуатации. Это, в свою очередь, помогает оптимизировать различные аспекты, связанные с закупкой, эксплуатацией и обслуживанием объекта.

В качестве конкретного примера можно привести проект компании Teradata и ее партнера – компании Mitek Analytics – по созданию операционного двойника, предназначенного для управления производительностью работы парка оборудования. Этот двойник может быть развернут для целого класса промышленных активов, таких как газовые турбины, авиадвигатели, трансформаторы на подстанциях и др.

Использование данного двойника позволяет также решать воп-росы повышения энергоэффективности и надежности работы оборудования.

РЕКОМЕНДАЦИИ TERADATA

При приобретении или самостоятельной разработке систем цифровых двойников специалис-ты Teradata рекомендуют обращать внимание на следующие характеристики.

Недопустима потеря данных. Должна быть предусмотрена возможность использования данных из автоматизированных систем управления технологическими процессами, управления активами, лабораторных систем, систем MES, ERP, цепочки управления поставками, журналов операторов, бумажных отчетов о проведенном техническом обслуживании, файлов Excel и т. д.

Необходим контроль качества данных. Поступающие с датчи-ков данные могут быть зашумлены, в них могут присутствовать нежелательные дрейфы, поэтому система должна уметь обращаться с такими ситуациями и обладать подсистемой улучшения качества данных.

Система должна работать поверх единой масштабируемой аналитической платформы, такой как, например, Teradata Analytic Platform. Аналитика, используемая для цифровых двойников, должна уметь быстро обрабатывать «глубокие» (потенциально – по всей истории существования объекта) и «широкие» (весь парк оборудования) данные.

Целесообразно использование гибких моделей данных. Не стоит пытаться смоделировать все сразу и делать это заранее, при этом рекомендуется применять гибкие схемы данных, например объекты JSON.

Предпочтительно размещение цифровых двойников в облаке. Облачная инфраструктура обеспечивает масштаб (вычислительные возможности и хранение данных), необходимый для построения и поддержки цифровых двойников, а также облегчает совместное использование цифровых двойников в масштабах предприятия.

Teradata

105005, РФ, г. Москва,

Денисовский пер., д. 26

Тел.: +7 (495) 781-82-26

Факс: +7 (495) 933-51-54

E-mail: russia.teradata@teradata.com

www.teradata.ru

На сегодняшний день ПАО «Газпром автоматизация» принимает участие в стратегически важных проектах, реализуемых ПАО «Газпром», а также другими ведущими компаниями топливно-энергетического комп-лекса России. Общество выступает производителем и поставщиком оборудования и систем с высоким уровнем локализации комплектующих в рамках реализации крупнейших проектов: обустройства Чаяндинского и Бованенковского нефтегазоконденсатных месторождений, магистрального газопровода (МГ) «Сила Сибири», строительства Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ), МГ «Северный поток – 2». Также ПАО «Газпром автоматизация» осуществляет комплексные работы на условиях «под ключ» по созданию цент-рального диспетчерского пункта ПАО «Газпром» в многофункциональном комплексе «Лахта центр» в г. Санкт-Петербурге.

Новейшие разработки

В рамках строительства МГ «Сила Сибири» ПАО «Газпром автоматизация» выполняет работы по поставке систем автоматизации, энергоснабжения, технологической связи, метрологического обеспечения, телемеханики и т. д. В частности, ПАО «Газпром автоматизация» разработан опытный образец системы оперативно-диспетчерского управления (СОДУ) на базе программно-технического комплекса (ПТК) «Поток-ДУ» (рис. 1), рекомендованной для создания СОДУ МГ «Сила Сибири» по итогам успешно проведенных приемочных испытаний в марте 2017 г. Работа системы будет продемонстрирована на выставочной площадке в режиме реального времени.

На Петербургском международном газовом форуме (ПМГФ) «Газпром автоматизация» представит новое базовое программное обеспечение (БПО) «Горизонт», которое планируется использовать в составе СОДУ объектов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург». БПО разработано ООО «ГА диспетчерские системы» – совместным предприятием ПАО «Газпром автоматизация» и дочерним обществом PSI AG – ООО «ПСИ». Программное обес-печение «Горизонт» – преемник решений на базе PSIcontrol (PSI AG), унаследовавший все функциональные и технические характеристики системы. Это позволит при дальнейшем внедрении осуществлять бесшовный переход СОДУ предприятий ПАО «Газпром» на полностью импортозамещенное решение.

В апреле 2018 г. сведения о БПО «Горизонт» были включены в Единый реестр российских программ для электронных вычислительных машин и баз данных Министерства связи и массовых коммуникаций Российской Федерации. Планируется, что после окончания приемочных испытаний в 2018 г. БПО «Горизонт» будет использоваться на различных объектах ПАО «Газпром», в частности в рамках реализации проекта «Развитие газотранспортных мощностей Единой системы газоснабжения Северо-Западного региона, участок Грязовец – КС «Славянская».

В экспозиции можно будет увидеть решения для построения СОДУ Амурского ГПЗ, Чаяндинского и Ковыктинского месторождений на базе отечественного программного обеспечения.

Помимо этого, Общество представит 3D-модель установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ, строящейся на территории Омского нефтеперерабатывающего завода. ПАО «Газпром автоматизация» выступает генеральным строительным подрядчиком комплекса ЭЛОУ-АВТ, проект реализуется в рамках второго этапа масштабной модернизации нефтеперерабатывающих активов ПАО «Газпром нефть».

В экспозиции будут продемонстрированы и другие новейшие разработки ПАО «Газпром автоматизация»: щит управления элект-рообогревом на базе низковольтного комплектного устройства «Альбатрос», модернизированный комплект активного электромагнитного подвеса на базе системы автоматического управления электромагнитным подвесом «Неман-Р-100», оборудование из состава системы агрегатной автоматики «Неман-Р» и автоматизированной системы управления технологическим процессом компрессорного цеха «Неман-Р-КЦ» с расширенной функциональностью в части реализации функций параметрической диагностики и многое другое.

Участие в программе Петербургского международного газового форума

Представители Общества примут активное участие в круглых столах и совещаниях насыщенной конгрессной программы Форума. В рамках организации собственной конгрессной программы ПАО «Газпром автоматизация» на проводимых совместно с департаментами ПАО «Газпром» круглых столах предложит специалистам нефтегазовой отрасли обсудить вопросы автоматизации, метрологического обеспечения, информатизации и связи. Так, в 2017 г. большой интерес участников конгресса вызвали темы, обсуждаемые в рамках круглых столов, организованных ПАО «Газпром автоматизация» совместно с департаментами ПАО «Газпром»: «Диспетчерское управление», «Надежность, энергоэффективность, энергоинновации», «Техническая политика ПАО «Газпром» в области метрологического обеспечения», «Автоматизация, связь, космические технологии», а также конференций «Комплексная системно-техническая инфраструктура предприятия – подходы к развитию», «Информатизация. Информационно-управляющие системы на платформе 1С».

Кроме того, на стенде ПАО «Газпром автоматизация» пройдет серия переговоров с представителями дочерних компаний ПАО «Газпром» и партнерских организаций, на которых будут обсуждаться вопросы текущего и перспективного сотрудничества.

В рамках ПМГФ – 2018 ПАО «Газпром автоматизация» готовит и обширную деловую программу, планируется заключение стратегически важных отраслевых соглашений о сотрудничестве с ведущими международными и отечественными компаниями (рис. 2).

Сегодня ПАО «Газпром автоматизация», в состав которого входят 12 дочерних обществ, 2 филиала, 3 обособленных подразделения, собственными силами обеспечивает полный цикл работ – от проектирования и производства систем и оборудования до ввода в эксплуатацию объектов нефтегазовой промышленности и сервисного обслуживания.

Общество является генеральным системным интегратором по объектам автоматизации, метрологического обеспечения и связи ПАО «Газпром», имеет уникальный опыт в реализации важнейших проектов топливно-энергетического комплекса, регулярно расширяет линейку выпускаемой продукции.

Площадка Форума – хорошая возможность продемонстрировать разработанные Обществом решения в области основных видов его деятельности: электроснабжения, информатизации, автоматизации, диспетчеризации и телемеханики, метрологического обеспечения, связи, газораспределения, производства оборудования для газомоторного топлива.

Ознакомиться с производимым оборудованием, крупнейшими проектами и основными достижениями ПАО «Газпром автоматизация», получить консультации, а также задать вопросы руководству и специалистам Общества и его дочерних предприятий можно на стенде ПАО «Газпром автоматизация» в рамках Петербургского международного газового форума – 2018 (Международный конгрессно-выставочный центр «ЭкспоФорум»: г. Санкт-Петербург, пос. Шушары, Петербургское ш., д. 64, корп. 1, лит. А, павильон F, стенд № С3.2).

Мы будем рады видеть вас в числе почетных гостей нашей компании!

ПАО «Газпром автоматизация» 

119435, РФ, г. Москва, Саввинская наб., д. 25

Тел.: +7 (499) 580-41-40,

766-44-44, доб. 1122

Факс: +7 (499) 580-41-36,

газ. (700) 3-41-36

E-mail: gazauto@gazprom-auto.ru

www.gazprom-auto.ru

ОАО «Севернефтегазпром» – динамично развивающееся предприятие, уделяющее особое внимание разработке и внедрению инновационных решений, в том числе в области промышленной автоматизации, в целях безопасной экс-плуатации применяемого оборудования, поддержания на высоком уровне качества выпускаемой продукции, обеспечения экономической эффективности и стабильности производственной деятельности.

Ввод в промышленную эксплуатацию установки комплексной подготовки газа (УКПГ) Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) произведен 25 октября 2007 г. Проектная мощность УКПГ – 25 млрд м3 газа в год – достигнута досрочно, в начале августа 2009 г., с опережением на 5 мес. В 2011 г. реализован пилотный проект по опытно-промышленной разработке туронской газовой залежи Т1–2.

Месторождение находится на Южно-Русском лицензионном участке размером 85 × 14 км, расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 150 км к востоку от Уренгойского НГКМ и в 80 км к юго-востоку от Заполярного НГКМ. Основные производственные мощности сосредоточены на площадке УКПГ (рис. 1) и производственной площадке юга месторождения (ППЮМ).

МЕТОДИЧЕСКИЙ ПОДХОД К АВТОМАТИЗАЦИИ

Все применяемые на объектах Южно-Русского месторождения средства и системы автоматизации объединены в единую информационно-управляющую систему (ИУС), которая эксплуатируется с главного щита управления (ГЩУ), расположенного в служебно-эксплуатационном блоке (СЭБ) на площадке УКПГ.

Надежную и безаварийную эксплуатацию технологических объектов обеспечивают 86 цент-ральных контроллеров Siemens, на базе которых построены все системы автоматизации основного и вспомогательного производства. В системе телемеханики кустов газовых скважин применяются контроллеры ControlWave™ Micro. Кроме того, на объектах эксплуатируется 75 локальных сис-тем автоматического управления (САУ), которые интегрированы в ИУС и доступны оператору с ГЩУ в СЭБ для контроля при работе САУ в автоматическом режиме.

Использование комплекса сис-тем автоматизации позволяет эксплуатировать основное и вспомогательное производство с обеспечением оптимального режима работы оборудования при минимальном участии эксплуатирующего персонала. Высокое качество управления исполнительными механизмами и технологическими процессами достигается за счет привязки алгоритмов работы к существующим условиям эксплуатации и характеристикам применяемого оборудования.

В целях решения задач оптимального и рационального управления технологическими процессами при минимальном расходе материально-технических ресурсов (МТР) и наработке оборудования специально разработан и внедрен с положительным результатом комплекс математических задач, который формирует процессы управления, объединяющие необходимые датчики, исполнительные механизмы, каналы передачи данных различных систем автоматизации и обеспечивает их взаимодействие друг с другом под контролем эксплуатирующего персонала.

Непосредственное участие работника в процессе решения задач не требуется, задачи реализованы на языке SCL и выполняются автоматически в программируемых логических контроллерах Siemens Simatic CPU 417-4H в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ и АСУ ТП добычи газа с заданной периодичностью.

Все реализованные математические задачи являются неотъемлемой частью ИУС и продолжают свое непрерывное развитие вместе с технологическим комплексом Южно-Русского НГКМ.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

Для предупреждения гидратообразования реализован комп-лекс задач по автоматическому управлению подачей метанола в затрубное пространство скважин на устье или в струну в целях предотвращения гидратообразования в скважинах и газосборной сети. Расчет удельного минимально необходимого расхода метанола, требуемого для предотвращения гидратообразования в любой точке возникновения гидратов, реализован в автоматическом режиме. Минимально необходимый удельный объем метанола U, л/тыс м3, подаваемый в защищаемый участок, рассчитывается по сложной функциональной зависимости:

U = f (MM, Vж, , , k, CM, м, Wпл, p1, t1, p2, t2),                         (1)

где MM – молекулярная масса метанола; Vж – мольный объем метанола, см3; , , k – коэффициенты уравнения гидратообразования для сеноманской (туронской) залежи; CM – концентрация подаваемого в поток газа метанола, мас. %; м – плотность подаваемого в поток газа метанола, кг/м3; Wпл – удельный вынос пластовой воды из сеноманской (туронской) залежи, кг/тыс. м3; p1 – давление газа в начале защищаемого участка, МПа; t1 – температура газа в начале защищаемого участка, °С; p2 – давление газа в конце защищаемого участка, МПа; t2 – температура газа в конце защищаемого участка, °С.

Необходимо отметить, что в результате совершенствования алгоритмов математических задач предотвращения гидратообразования в период с 2007 по 2017 г. удалось добиться снижения удельного расхода метанола в четыре раза (рис. 2). Удельный расход метанола в 2017 г. составил 90,46 г/тыс. м3, что на 74,3 % меньше удельного расхода метанола 2007 г.

Функционирование задачи предупреждения гидратообразования осуществляется с использованием системы телемеханики кустов газовых скважин (СТМ КГС). Сбор исходных данных от полевых датчиков СТМ КГС (давление, температура и расход газа, давление метанола), необходимых для решения задачи предупреждения гидратообразования, и последующая подача метанола через соленоидный клапан полностью автоматизированы. Контролируемый пункт СТМ КГС построен как локальная САУ, которая при потере УКВ-радиосвязи управляет оборудованием площадки в автоматическом режиме, используя последние полученные уставки с ГЩУ в СЭБ.

Схема обвязки эксплуатационной скважины Южно-Русского НГКМ, на которой указано расположение средств измерения и автоматизации, необходимое для эффективной эксплуатации газовой скважины, представлена на рис. 3 (здесь: экспликация оборудования арматурного блока АР-1С: ЗУ – расходомер газа «Гипер-Флоу-3Пм» либо ультразвуковой; УР – регулирующее устройство с электрическим приводом AUMA MATIC; КО – клапан-отсекатель УО 1610А Ца 2.504.085; задвижка шиберная трубопроводная ЗШС-100×160ХЛ с ручным приводом; экспликация оборудования блока дозирования ингибитора (метанол) БРМ4: Ф – фильтр; давление метанола перед соленоидным клапаном РТ1, затрубное давление РТ2 – датчик избыточного давления «Метран-150 TG4»; К1, К2, К3, К4, К5, К6 – шаровой двухходовой кран; КЭ – регулятор расхода жидкости (клапан соленоидный модели КС 2501 модернизированный); Коб1 – клапан обратный; Д – дроссель между фланцевой парой; PI – манометр показывающий). Расположение и количество датчиков, исполнительных механизмов, запорной арматуры проверено временем и доказало рациональность и эффективность внедренных технических решений.

В целях подачи метанола к кустам газовых скважин на Южно-Русском месторождении обустроена разветвленная сеть метанолопроводов общей протяженностью 176 км, давление в которой поддерживается автоматически при помощи надежных и герметичных мембранных насосов (рис. 4).

Контроль за бесперебойной работой насосных метанола на УКПГ и ППЮМ осуществляет оператор по добыче газа с автоматизированного рабочего места АСУ ТП УКПГ, расположенного на ГЩУ в СЭБ на площадке УКПГ, удаленной на расстояние более 25 км от ППЮМ. Подача метанола в струну или в затрубное пространство скважины осуществляется через клапан соленоидный КС 2501, точка ввода метанола и расчет его удельного количества на 1000 м3 газа определяются по результатам решения комплекса математических задач по предупреждению гидратообразования.

ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

В целях управления процессом осушки природного газа разработана и апробирована с положительным результатом математическая задача по обеспечению требуемой точки росы на выходе УКПГ согласно СТО Газпром 089–2010 [1]. Решение задачи базируется на математических моделях осушки газа с выполнением периодического контроля и корректировки коэффициентов абсорбции с привлечением собственной аккредитованной химико-аналитической лаборатории.

Комплекс задач по управлению процессом осушки природного газа позволяет поддерживать заданную температуру точки росы на выходе УКПГ автоматически в круглосуточном режиме при минимальном расходовании триэтиленгликоля (0,8 г/тыс. м3), а также обеспечивать оперативный персонал УКПГ информацией о качестве и эффективности процесса подготовки газа как в каждом абсорбере, так и в целом по УКПГ.

Задача стабилизации процесса регенерации триэтиленгликоля предназначена для управления технологическим процессом при подготовке природного газа. Сущность решения заключается в том, что по заданной концентрации регенерированного триэтиленгликоля определяется необходимая температура в испарителе блока регенерации, которая регулируется расходом топливного газа на горелки огневого подогрева насыщенного триэтиленгликоля. Решение задачи базируется на математической модели процесса регенерации гликоля, в основу модели положено уравнение Антуана, устанавливающее связь между упругостью паров гликоля и его температурой. Коэффициенты уравнения получены по фактическим экспериментальным данным. Массовая концентрация кипящего гликоля (мас. %) в испарителе установки регенерации определяется выражением:

,                         (2)

где М – относительная моле-кулярная масса гликоля; Xг – молярная доля гликоля в растворе; m – относительная молекулярная масса воды, m = 18.

Молярная доля гликоля в растворе определяется выражением:

,                         (3)

где Pv – упругость насыщенного пара воды, мм рт. ст.; Qus – удельный расход стрипинг-газа, м3/кг; Pia – абсолютное давление в испарителе, мм рт. ст.; Pг – упругость насыщенного пара гликоля, мм рт. ст.

Абсолютное давление в испарителе, мм рт. ст:

Pia = 7600P,                                   (4)

где P – абсолютное давление в испарителе, МПа.

Упругость насыщенного пара воды (мм рт. ст.) определяется выражением:

Pv = 10Zv,                                       (5)

где Zv = 8,006 – 1691/(230 + t), t – температура в испарителе, °C.

Упругость насыщенного пара гликоля (мм рт. ст.) определяется выражением:

Pг = 10Zг,                                                       (6)

где Zг = A – B/(230 + t), A – эмпирический коэффициент, для ТЭГ A 8,54; B – эмпирический коэффициент, для ТЭГ B 2927,5; t – температура в испарителе, °C.

В результате решения задачи, разработанной и внедренной на Южно-Русском месторождении, применяется автоматическое регулирование расхода топливного газа для обеспечения заданной концентрации триэтиленгликоля.

УПРАВЛЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬЮ УКПГ

Для обеспечения оптимального режима работы оборудования УКПГ и ДКЦ-1 с минимальным потреблением энергоресурсов на Южно-Русском месторождении реализовано автоматическое управление производительностью УКПГ. Ключевым элементом при этом является коммерческий узел учета товарного газа (УКУГ), расположенный в газоизмерительной станции (ГИС) (рис. 5). Узел построен с использованием ультразвукового расходомерного комплекса KOS FCS 217 на базе контроллеров KOS FPM 207 производства FMC Kongsberg Metering AS и представляет собой четыре измерительные линии с ультра-звуковыми преобразователями расхода MPU-1200 (Ду 500) для коммерческого учета и две линии (Ду 150) на собственные нужды, используемые при плановом останове УКПГ. Допустимая относительная погрешность измерения УКУГ составляет ±0,55 %.

Автоматическое управление производительностью УКПГ реализовано в качестве контура регулирования, в котором исполнительными механизмами являются ГПА № 1–8, при этом ДКЦ-1 реализует функцию стабилизации: поддержание требуемого значения расхода товарного газа. Цеховое регулирование осуществляется посредством формирования заданий на частоты вращения роторов нагнетателей ГПА. Вычисленные величины заданий, обеспечивающие управление дозаторами топ-лива газотурбинных приводов с обеспечением оптимального расхода топливно-энергетических ресурсов, подаются в САУ ГПА. Источником информации для канала обратной связи является значение расхода подготовленного и осушенного газа, измеренное на ГИС.

Ввод оператором задания производится с АРМ АСУ ТП УКПГ, далее в работу подключается локальная интеллектуальная станция (ЛИС КЦ 5000-01-02-107) ДКЦ-1, построенная с использованием контроллера Siemens Simatic S7 CPU 414-2. Обмен данными между АСУ ТП УКПГ и АСУ ТП ДКЦ-1 организован с применением распределенной технологической контроллерной сети, при этом передача данных осуществляется от АСУ РГ ГИС в ЛИС КЦ.

УПРАВЛЕНИЕ ППЮМ

В целях оптимизации инвестиционных затрат при строительстве газосборной сети Южно-Русского месторождения в 2009 г. введена в эксплуатацию удаленная от УКПГ на 25 км ППЮМ, предназначенная для сбора пластового газа с 55 газовых скважин и последующей транспортировки по двум газосборным коллекторам Ду 700 на УКПГ, а также для приема и подачи метанола к кустам газовых скважин южной части месторождения. Сбор и транспорт газа через ППЮМ составляет около 8,6 млрд м3/год (34,2 % от годовой добычи газа на месторождении).

Система автоматизированного управления ППЮМ обеспечивает работу всех технологических процессов и вспомогательных систем на удаленном объекте в автоматическом режиме с исключением необходимости постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Комплекс АСУ ТП ППЮМ реализован на базе программно-технических средств Siemens Simatic РCS 7 для функционирования в автоматическом режиме. При этом АСУ ТП ППЮМ обеспечивает выполнение следующих основных функций:

– сбор и первичную обработку аналоговой и дискретной информации;

– управление технологическим оборудованием с регулированием рабочих параметров;

– противоаварийную защиту оборудования ППЮМ;

– контроль состояния компонентов АСУ ТП ППЮМ и технологического оборудования;

– передачу данных на ГЩУ в СЭБ с отображением информации на АРМ;

– формирование предупредительных и предаварийных сообщений, сигнализации.

Автоматическая система пожарной сигнализации, контроля загазованности и пожаротушения (АСПС КЗиПТ) ППЮМ является распределенной и имеет два взаимосвязанных уровня управления (верхний и нижний), функционирующих в реальном режиме времени, входит в состав единой системы объектов Южно-Русского месторождения.

Верхний уровень управления АСПС КЗиПТ ППЮМ представляет собой автоматизированное рабочее место на базе промышленного компьютера, размещенное в операторной на площадке ППЮМ. Дополнительно вся информация передается по радиоканалу на центральный контроллер АСПС КЗиПТ ARK8.1 и доступна оператору в полном объеме на ГЩУ в СЭБ на площадке УКПГ.

СИСТЕМЫ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ И ТОИР

В составе ИУС успешно функционирует автоматизированная система энергообеспечения (АСУ Э), включающая в себя следующие подсистемы:

– водоснабжение (артезианские скважины, насосные, установки очистки воды и т. д.);

– водоотведение (установки очистки бытовых и производственно-дождевых сточных вод, закачки стоков в пласт и т. д.);

– теплоснабжение (управление всеми объектами теплоснабжения месторождения и т. д.);

– электроснабжение (НКУ, ЗРУ, ЭСН, ТП и т. д.).

Вся информация о состоянии объектов энергообеспечения, аккумулируемая и обрабатываемая в АСУ Э, доступна оператору по добыче нефти и газа на ГЩУ в СЭБ, а также работникам службы энерговодоснабжения на ГЩУ элект-ростанции собственных нужд.

В целях автоматизированного управления процессом технического обслуживания и ремонта (ТОиР) оборудования объектов добычи, подготовки и промыслового транспорта газа Южно-Русского НГКМ в ОАО «Севернефтегазпром» внедрена с положительным результатом автоматизированная система управления техническим обслуживанием и ремонтом оборудования (АСУ ТОиР). Основные характеристики АСУ ТОиР указаны в таблице.

Первостепенные цели АСУ ТОиР следующие:

– обеспечение технически и экономически обоснованного (оптимального) уровня эксплуатационной надежности оборудования при одновременном снижении материальных, трудовых и, как следствие, финансовых затрат предприятия;

– обеспечение возможности централизованного и оперативного управления процессом обслуживания оборудования;

– создание условий перехода от календарного планирования обслуживания к обслуживанию по фактической наработке и состоянию для части оборудования.

Система позволяет в автоматическом режиме сформировать план потребления МТР на следующий год с существенным сокращением трудозатрат персонала и обеспечением корректности планирования в соответствии с требованиями документации заводов – изготовителей оборудования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

За счет внедрения малолюдных технологий, комплексной автоматизации, совершенствования математического аппарата, организации передачи данных и команд управления на газовом промысле Южно-Русского месторождения ОАО «Севернефтегазпром» создан надежный высокоавтоматизированный технологический комплекс добычи и подготовки газа к транспорту, позволяющий эксплуатировать производственные объекты с минимальной численностью персонала.

Основные характеристики АСУ ТОиРMain characteristics of the automated control systems of maintenance and repair

Капитальное строительство и его центральный бизнес-процесс основываются на реализации строительно-монтажных работ (СМР). Календарный анализ выполнения СМР и процесс их ценообразования – одни из главных задач системы управления генподрядной строительной организацией, основа мониторинга хода строительства.

Традиционно задачи календарного анализа, в том числе задачи мониторинга строительства, связывают с применением специального класса продуктов – систем управления проектами (Oracle Primavera, Microsoft Project, Spider Project и др.). Вместе с тем большое количество ресурсов и видов работ в совокупности с желанием осуществлять детальный анализ реализации строительства затрудняет использование этих продуктов. При этом применение сметных данных в чистом виде ввиду их детальности и большого количества для промышленных объектов газовой отрасли (магистральных газопроводов, обустройства месторождений и др.) делают подобное использование бесперспективным. Необходимо оптимизировать эти данные, обеспечить удобную постоянную адаптацию модели к реалиям строительства.

По инициативе ООО «Стройгазконсалтинг» в целях формирования исходных данных для календарного планирования с помощью Microsoft Project (Turbo Planner) был применен продукт разработки ООО «Центргазсервис» – «Комплекс расчетов оценки стоимости строительства» (КРОСС), который базируется на работе с математической моделью строительства [1]. КРОСС реализован на основе SQL-базы данных и web-технологий доступа к этим данным [2], используется для мониторинга строительства [3], создает всеобщее информационное поле пользователей сметной информацией участников единого инвестиционного процесса [4]. КРОСС способен создавать укрупненные единичные виды работ и оптимизировать затраты, работать с укрупненными данными, осуществлять сопоставительный анализ затрат на строительство [5, 6].

Для применения КРОСС в календарном планировании силами ООО «Центргазсервис» под методическим руководством кафедры АСУ ФГАОУ ВО «Российский государственный университет (НИУ) нефти и газа имени И.М. Губкина» с участием ООО «Стройгазконсалтинг» проведена доработка КРОСС, связанная прежде всего с модификацией математической модели строительства и технологии ее использования для решения специфических задач календарного планирования.

МОДЕЛЬ СТРОИТЕЛЬСТВА

В основу математической модели строительства положены сметные данные, которые изменяются, детализируются и дополняются в процессе жизненного цикла проекта. На первом этапе проектирования (стадия «Проект») это могут быть сметы объекта-аналога, приведенные к году строительства и условиям стройки. На втором этапе модель строится на основе детальных и уточненных данных по сметам, разработанным на стадии «Рабочая документация».

Модель может быть построена из оптимизированных наборов ресурсов и расценок, составляющих исходные данные расчета договорной цены. При этом переход от сметной стоимости к до-говорной цене иногда (при работе с укрупненными единичными видами работ и оптимизацией их затрат) приводит к изменению структуры модели из сметных данных. Но предлагаемая система обеспечивает сопоставимость затрат, позволяет иметь информацию о реализации затрат как по сметам, так и по укрупненным видам работ.

При подготовке строительства модель дополняется данными о плановых сроках выполнения каждой работы. По мере выполнения СМР добавляется информация коммерческого учета затрат – актов выполненных работ по форме КС-2 и др., что позволяет отслеживать выполнение намеченного календарного плана, осуществлять его оперативную корректировку. Дополнение модели данными оперативного учета позволит осуществлять оперативное управление ходом строительства.

В процессе строительства модель также пополняется данными о согласованных с заказчиком (инвестором) изменениях технологий проведения отдельных видов работ, замене ресурсов и расценок со сроками действия этих замен, данными о фактическом выполнении работ.

Таким образом, модель строительства используется в трех видах:

– линейная модель в виде структуры данных в формате свод-ного сметного расчета;

– двумерная модель в виде дерева объектов (ландшафта строительства), когда на каждый объект разнесены сметные данные или данные укрупненных видов работ;

– трехмерная модель, когда на объекты (и относящиеся к ним расценки и ресурсы) разнесена информация о времени начала и окончания их использования, полученная в результате календарного планирования, а также информация о фактическом времени исполнения работ.

На основе этой актуальной модели создаются все отчетные документы о ходе строительства. Предполагается, что модель будет сопровождать эти документы.

ПРОЦЕСС КАЛЕНДАРНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ

Процесс календарного планирования (рис. 1) начинается с формирования набора объектов, по которым будут вестись планирование и мониторинг затрат, изменения их сметной стоимости. Исходными данными являются сводная ведомость основных комплектов рабочих чертежей и сметы.

Раскладка смет на объекты (подобъекты) производится в два этапа: автоматическая, «грубая» (с использованием данных, имеющихся в сметных документах) и ручное уточнение.

За объектом закрепляются сметы – полные или частичные. Если одна смета описывает работы и ресурсы, относящиеся к нескольким объектам, она разделяется на соответствующие части. Разделение смет и закрепление за объектом соответствующей части производится вручную.

Второй этап календарного планирования заключается во вводе исходных данных на начало периода планирования, который осуществляется путем ввода всех подписанных актов приемки выполненных работ по форме КС-2. При этом модель должна быть дополнена информацией о замене ресурсов путем ввода соответствующих справок. В случае изменения технологий проведения отдельных видов работ, наличия объемов так называемых невыполняемых работ необходимо сформировать эти данные путем ввода соответствующих документов.

Третьим этапом календарного планирования является определение сроков начала и конца строительства объектов, подобъектов или выполнения отдельных работ, что может быть осуществ-лено либо в специальной программе – системе управления проектами (СУП) Microsoft Project (Turbo Planner), либо в КРОСС.

КРОСС обеспечивает обмен данными с СУП для работы с проектом как на основе данных из структурированных смет (по иерархии: объект – подобъект – объектная смета – локальная смета – расценка – ресурс), так и на основе укрупненных видов работ (по иерархии: объект – подобъект – конструктивный элемент – вид работ – ресурс).

Передача сметных данных в СУП организована либо по полной сметной стоимости объектов, либо по стоимости незавершенного строительства (опционально). При этом осуществляется предварительная подготовка данных, необходимых для передачи в СУП, связанных с переводом стоимостей ресурсов в текущие уровни цен и «накручиванием» лимитированных затрат.

После загрузки данных запускается СУП и производится планирование. Затем осуществляется возврат данных по плановым срокам из планировщика в КРОСС, чтобы можно было сформировать плановое выполнение работ на любую дату, а также стоимость и виды работ по незавершенному строительству в целом.

Определение сроков начала и окончания строительства объектов, подобъектов или выполнения отдельных работ может быть осуществлено в КРОСС с помощью КРОСС-планировщика. Для этого создан функционал, обеспе-чивающий ручное задание сроков и равномерное распределение объемов работ либо неравномерное задание месячных планов. КРОСС-планировщик дает возможность использовать для планирования диаграммы Гантта. С помощью диаграмм осуществ-ляются групповой сдвиг сроков, их групповое сжатие или расширение. По существу, диаграммы Гантта – удобное средство оптимизации планов.

Завершается третий этап переносом сроков выполнения работ с объектов (подобъектов) планирования на расценки путем их опускания вниз, что позволяет получить ресурсные затраты на строительство в виде четырех стоимостных показателей: оборудование, материалы, машины и механизмы, труд.

Таким образом, модель строительства приобретает третье измерение – время. Результат – календарный график производства работ плюс графики ожидаемых ресурсных затрат.

КАЛЕНДАРНЫЙ АНАЛИЗ СТРОИТЕЛЬСТВА

Мониторинг хода строительства – перманентный процесс постоянного изменения модели, получения информации о ходе строительства. Модель надо корректировать, вносить в нее новые, актуальные данные и смотреть, что при этом получится в результате.

Прежде всего, модель дополняется актами выполненных работ по форме КС-2 (и всеми сопутствующими документами: формами КС-3, КС-6а, М-29 и т. д.).

Формирование актов КС-2 осуществляется по следующей технологии (рис. 2):

– в КРОСС готовится шаблон акта в формате MS Excel с объемами и суммами, в качестве объемов проставляются значения на конец текущего планового периода;

– шаблон правится вручную – в качестве объемов проставляются реальные данные, если они не соответствуют плановым, суммы вычисляется автоматически;

– имеется возможность проставить результат суммой; в этом случае расценка редактируется так, чтобы суммарное значение не отличалось от сметного;

– оформленный акт в процессе согласования дополнительно правится и после подписания, в том числе у заказчика, вводится в КРОСС;

– после ввода подписанного акта, с учетом того что может быть некоторое опережение или отставание от плана, корректируется календарный график.

Аналогичным образом собираются данные оперативного учета. В результате формируются показатели сопоставительного анализа оперативного и коммерческого учета выполнения работ, а также прочие данные текущих стоимостных показателей строительства.

Здесь следует обратить внимание на то, что система шаблонированного сбора данных о выполнении обеспечивает переход от объектов к видам выполняемых на этих объектах работ. Но это происходит не в СУП, а в КРОСС, имеющем полную базу данных (полную модель строительства) и инструментарий доступа к этим данным.

Получение отчетных форм на основе текущего состояния модели реализовано в КРОСС и обес-печивает календарный анализ (мониторинг хода) строительства: выборка вовлеченных в производство ресурсов (в том числе в определенный период); выборка не вовлеченных в производство ресурсов (остаток); ведомость сметной стоимости выполненных работ (в том числе в определенный период); ведомость текущей стоимости выполненных работ (в том числе в определенный период); ведомость сметной стоимости невыполненных работ; ведомость текущей стоимости невыполненных работ; сопоставительная ведомость.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Рассмотрим перспективы развития методологии календарного анализа процесса строительства и инструментальных средств (системы).

Первое направление перспективного развития системы – использование единой информационной цифровой среды во взаимодействии всех предприятий, образующих единый строительный комплекс: заказчик, генподрядчик, зависимые от него субподрядчики, управляющая машинами и механизмами компания и др. Все эти компании могут пользоваться единой моделью, совместно поддерживать ее в актуальном состоянии. В том числе может быть организован независимый ввод данных оперативного и коммерческого учета. Целесообразно уйти от «вывода» шаблонов и их корректировки, с последующим вводом согласованных и подписанных документов. Перспективно весь процесс согласования документов организовать внутри КРОСС, в том числе разными организациями. Для этого должны быть разработаны система статусов и система ре-естров. Необходимо реализовать систему управления распределенным актированием.

Второе направление перспективного развития системы – организация перехода от сметных данных к фактическим. Необходимо обеспечить ведение оперативного учета выполнения работ по фактическим ресурсам и их реальной стоимости. Для этого нужно преобразовать модель, найти ее проекцию на реальные материалы, машины и механизмы, трудовые ресурсы (реальные строительные бригады, укомплектованные реальными специалистами). В перспективе необходимо реализовать систему контроля инвестиционных и фактических затрат, расчета реальной себестоимости строительно-монтажных работ.

Третье направление перспективного развития системы – использование КРОСС не как инструмента получения отдельных форм, а как хранилища текущей модели, определяющей теку-щее состояние стройки. Перспективно сформировать с помощью КРОСС полный набор оперативных данных, поле структурированной информации (ПСИ).

С помощью специальных универсальных средств ПСИ легко превращается в набор видеограмм, к которым обеспечивается оперативный доступ руководства генподрядчика. Тем самым будет реализован пульт системного анализа работ на объектах. При этом для отображения данных могут использоваться как внут-ренние инструментальные средства КРОСС, так и специальное программное обеспечение для бизнес-аналитики (например, Microsoft Power BI).

Перспективно в ПСИ погружать не только законченные оформлением документы (например, акты КС-2), но и вводить промежуточные их версии с погружением данных на расценки, что позволит организовать качественное сопоставление оперативного и коммерческого учета работ, реализовать полноценный мониторинг процесса ценообразования строительства.

По существу, КРОСС представляет документоориентированную систему. Целесообразно развивать КРОСС в тесной связке со стандартной Системой электронного технического документооборота (СЭТД). Предполагается организовать доступ в КРОСС из СЭТД и автоматическое формирование данных в соответствии с документами настройки. Таким образом, КРОСС превратится в специальный продукт образования и ведения модели строительства в виде единой информационной цифровой среды у генподрядчика.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Система внедрена и функционирует в ООО «Стройгазконсалтинг» для мониторинга строительства объектов наземного строительства: обустройство Бованенковского месторождения, строительство компрессорных станций магистральных газопроводов «Бованенково – Ухта», «Ухта – Торжок», дожимная компрессорная станция на Песцовой площади Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

Основные участники, использующие систему при реализации проектов, – это головное общество ООО «Стройгазконсалтинг»: производственные департаменты; Департамент ценообразования и контрактации; Департамент подготовки строительства наземных объектов; Департамент материально-технического обеспечения и логистического обеспечения; производственные компании (субподрядчики): СГК-2, СГК-4, СГК-8. Планируется подключение ООО «СГК-Механизация».

После определенной адаптации система может быть использована у заказчиков и подрядчиков больших строек.

– Владимир Сергеевич, Ассоциация строительных организаций газовой отрасли (АСОГО) действует с 28 февраля 2017 г. Какие задачи ставились учредителями перед АСОГО изначально и как они изменились с назначением вашей Ассоциации Центральным органом сертификации (ЦОС) Системы добровольной сертификации (СДС) ИНТЕРГАЗСЕРТ 5 октября 2017 г.?

– Глобальной целью АСОГО было и остается создание цивилизован­ного строительного рынка, спо­собного обеспечить потребности ПАО «Газпром» в качественных строительных материалах, рабо­тах и услугах и исполнении сроков реализации проектов. Вслед за главной целью выстраиваются задачи по сертификации участников этого рынка с оценкой производствен­ного потенциала компаний по созданию современной норма­тивно-технической документации в области строительства.

Важно отметить, что с появлением АСОГО и передачей ей функций ЦОС ПАО «Газпром» был наконец дополнен сектор, относящийся к сертификации деятельности поставщиков стройматериалов и подрядчиков. До этого момента ПАО «Газпром» регулировало деятельность поставщиков трубной продукции, арматуры, газоперекачивающего и иного производственного оборудования, а строительный сегмент – достаточно обширный – оставался в ином, более сложном положении. Создание АСОГО позволило решить этот вопрос за счет регулирования строительного рынка продукции и работ (услуг), потребляемых ПАО «Газпром».

– Потребовал ли статус ЦОС СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ организационных изменений в структуре Ассоциации?

– С октября 2017 г., когда Ассоциация подписала соглашение с ПАО «Газпром», она приступила к формированию соответствующей СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ инфраструктуры в рамках своей деятельности, к сфере ответственности которой относятся строительные материалы, поставляемые подрядчиками, работы и услуги. В состав данной инфраструктуры вошли органы сертификации, эксперты, учебные центры, лаборатории, инспекционные органы. После этого на базе Управления по техническому нормированию и оценке соответствия АСОГО был создан Аппарат ЦОС, который начал свою работу во II квартале 2018 г.

– Что в процедурном отношении отличает сертификацию стройматериалов от оценки качества услуг подрядной организации?

– Основная задача Системы ИНТЕРГАЗСЕРТ – обеспечение качественной продукцией, работами и услугами объектов, которые строятся для нужд ПАО «Газпром» в рамках развития Единой системы газоснабжения и инвестиционных программ отрасли. Помимо обеспечения качества строительно-монтажных работ (СМР) и квалификации персонала важно также соблюдение сроков.

Механизм сертификации материалов, работ и услуг Системы ИНТЕРГАЗСЕРТ регламентирован документами ПАО «Газпром» и описан на сайте intergazcert.ru. Работа по выполнению этих требований организована в рамках ЦОС. На сегодняшний день ЦОС АСОГО решены такие основные задачи, как обеспечение объективности независимой оценки потенциальных заявителей, качества выпускаемой ими продукции, технических возможностей производства. В контексте данной работы большую роль играет определение того, насколько продукты, поставляемые в систему ПАО «Газпром», могут быть признаны новыми, экспериментальными, или они представляют собой отлаженное современное серийное производство. Соответствующее понимание должно сложиться и насчет потенциальных производственных возможностей компаний для гарантированно качественного выполнения ими заказов на новую продукцию.

Подрядные организации, предоставляющие СМР и услуги, оцениваются по такому же принципу, при этом большее внимание уделяется оценке их оснащенности строительной техникой и квалификации персонала. От производственных мощностей подрядной организации зависит объем СМР, который она способна выполнять на объектах «Газпрома» ежегодно. Производственные мощности подрядчика также служат ключевым фактором, влияющим на сроки и качество выполняемых работ.

– По какому механизму осуществляется сертификация?

– В нашем случае он стандартен. Сначала на сайте Системы ИНТЕРГАЗСЕРТ подается заявка. Сотрудники ЦОС ее обрабатывают, заявителю предоставляется обратная связь. Определяются коды Общероссийского классификатора видов экономической деятельности, по которым заявитель – будь то производитель продукции или подрядчик СМР – планирует осуществить сертификацию в добровольном порядке. После этого заявка передается в аккредитованный в Системе орган по сертификации. Между ним и заявителем заключается договор, производятся проверка и аттестация всех указанных характеристик товара, работ и услуг на соответствие прежде всего нормативным документам ПАО «Газпром», федеральным нормам и правилам.

В проверке и аттестации участвуют эксперты и лаборатории. Итогом становится экспертное заключение. В случае положительного решения для выдачи сертификата документы заявителя направляются в координационный орган, функции которого выполняет Департамент 335 ПАО «Газпром». В случае наличия замечаний заявитель об этом уведомляется и принимает для себя решение: устранить эти несоответствия (и тогда производится повторная проверка по факту устранения данных несоответствий требованиям СДС и нормативам ПАО «Газпром») либо снять заявку и не получить сертификат ИНТЕРГАЗСЕРТ.

Необходимо отметить, что в результате сертификации будут созданы базы данных производителей и подрядных организаций, которыми смогут пользоваться заказчики Группы «Газпром» в целях определения контрагентов для дальнейшей работы на этапе реализации инвестиционных проектов, а также программы реконструкции и капитального ремонта.

Процедуры оценки качества материалов и работ подрядных организаций практически аналогичны. Если мы проверяем изготовителя стройматериалов, то выезжаем для осмотра его производственных мощностей и ознакомления с аппаратом управления. У подрядной организации по СМР мы также проверяем управленческий аппарат, наличие документов, подтверждающих квалификацию персонала, обеспеченность техникой. В апреле 2018 г. вышел новый стандарт ПАО «Газпром» – СТО Газпром 2-2.2-1139–2018, который требует, чтобы подрядные организации на стройплощадках компании были обеспечены собственной техникой на 70 %. Это ключевое требование инвестора существенно повлияло на оценку производственных мощностей подрядчиков.

В офисе подрядной организации мы не только проверяем документы на технику и персонал, но также следим за ведением документооборота в целом с точки зрения соблюдения требований и нормативов при выполнении работ. Выезжаем на задекларированные подрядчиком объекты и уже «на земле» изучаем качество работ. Если это новая организация, не имеющая опыта строительства на объектах ПАО «Газпром», смот-рим другие ее текущие объекты. В своем заключении обязательно указываем, что данная компания является новой для «Газпрома». Приток подобных новых предприятий по-своему необходим, поскольку одной из задач АСОГО стала помощь заказчикам в мониторинге рынка строительных организаций России и привлечении на свои объекты новых компаний, хорошо себя зарекомендовавших в иных областях – например в дорожном, гражданском или промышленном строительстве. Подобное насыщение отраслевого рынка новыми строительными мощностями обеспечит здоровую конкуренцию, способствующую повышению качества и оптимизации цен.

– Где находятся лаборатории и экспертные группы – они должны быть централизованы или распределены по стране?

– Предлагая существующим лабораториям принять участие в программе ИНТЕРГАЗСЕРТ, Ассоциация принимает во внимание их локацию. Они должны не только базироваться в обеих столицах, но и учитывать территориальное распределение компаний – производителей и поставщиков стройматериалов. В настоящее время АСОГО аккредитовала в системе лабораторию ООО НПП «Инициатива», расположенную в г. Туле. С учетом ее нахождения в московской агломерации она может обслуживать стройки Центрального промышленного региона, а также Южного федерального округа.

– В мае 2018 г. на конференции ПАО «Газпром» по Системе ИНТЕРГАЗСЕРТ было объявлено, что сертификацией оборудования занимается ЦОС на базе Ассоциации «Новые технологии газовой отрасли» (АНТГО). Строительная техника также подпадает под категорию «оборудование»? Кто в итоге ее сертифицирует – АСОГО или АНТГО?

– Ассоциация «Новые технологии газовой отрасли» занимается сертификацией любого производственного оборудования. Например, сертифицировать мостовой кран, который находится в цехе ремонтного завода «Ротор», должна АНТГО, поскольку данная техника участвует в процессе производства. В то же время автокран, прибывший на стройплощадку в составе технического парка подрядчика, сертифицируем мы, как и другую строительную технику, на которую у ЦОС АСОГО имеются соответствующие коды.

С точки зрения оценки строительной техники особое внимание будет уделяться вопросам обновления парка подрядных организаций. Средний возраст техники – один из ключевых показателей, который влияет на коэффициент ее выхода на трассу, на выработку производственных бригад на объектах. В целом по отрасли заметен дефицит в обновлении производственного парка, и АСОГО совместно с подрядчиками готовит предложение о решении данного вопроса. В рамках этой работы мы, с одной стороны, будем призывать подрядные организации обновлять свой парк – будут предусмотрены ограничения на заявленные мощности по возрасту техники. С другой – акцентировать внимание на том, чтобы ПАО «Газпром» как основной заказчик и инвестор также учитывало фактор обновления техники при финансировании своих проектов.

Строительные объекты «Газпрома» – возьмем ли «Силу Сибири», Северный газовый коридор, газопровод «Северные районы Тюменской области» или месторождения Ямала – отличаются крайней удаленностью от сервисной инфраструктуры, и наличие там неработоспособной техники наносит организациям убыток. Мы заинтересованы, чтобы на этих объектах применялись наиболее современные и эффективные строительные технологии. По-этому вопрос обновления парка техники и внедрения новых технологий является ключевым.

– Сколько сейчас у АСОГО учебных центров ИНТЕРГАЗСЕРТ?

– В апреле 2018 г. нами сов-местно с координационным органом Системы ИНТЕРГАЗСЕРТ был аккредитован Учебный центр на базе Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. После этого был аккредитован еще один Учебный центр – ООО «НУЦ «Качество». В соответствии с принципом добровольности СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ у заявителей теперь есть выбор между государственным и частным учебными центрами. Контакты обеих организаций есть на нашем сайте asogo.ru и на сайте ИНТЕРГАЗСЕРТ.

– Когда началась и по каким направлениям осуществляется сертификация?

– Сейчас задействовано около пяти лабораторий, мощности которых позволяют проводить испытания монолитных железобетонных конструкций, металлов, пластиков всех видов – от геотекстиля до полимерных труб, антикоррозионных покрытий, кабельно-проводниковой продукции. Этот выбор коррелирует с основной номенклатурой строительных материалов, применяемых сегодня на объектах ПАО «Газпром».

В настоящее время в АСОГО аккредитованы два органа по сертификации, еще четыре находятся в процессе аккредитации. Сертификационные процедуры стартовали в августе текущего года как в отношении материалов, так и в отношении работ и услуг. Среди материалов – геотекстиль и связанные с ним элементы, такие как утяжелители для магистральных газопроводов, элементы для борьбы с эрозией почв, размывами, – все, что для «Газпрома», на наш взгляд, сейчас является «критическими позициями» в номенклатуре материалов, обес-печивающих качество стройки.

Начата работа по сертификации подрядных организаций. Первыми в этом списке стоят генподрядные организации, уже имеющие контрактные обязательства с ПАО «Газпром», проектные организации и специализированные подрядные организации.

– Кто в Системе ИНТЕРГАЗСЕРТ отвечает за сертификацию проекта как предшествующего этапа строительных работ?

– Ассоци­ация строительных организаций. Любая стройка начинается с проекта, и мы сейчас также начинаем сертификационную деятельность в данной области. В качестве пилотной сертифицируемой проектной организации мы взяли структурную единицу «Газпрома» – ДОАО «Газпроект-инжиниринг». На ее примере хотим ознакомиться со спецификой этой сферы, узнать, какие здесь есть подводные камни, предложить «Газпрому» пути развития. Сейчас отраслевые проектные комплексы реформируются, институты объединяются в рамках новой централизованной структуры ООО «Газпром проектирование», и мы надеемся, что сертификация проектных работ по Системе ИНТЕРГАЗСЕРТ сможет повысить их качество.

– Стройплощадки «Газпрома» не ограничиваются новыми газопроводами. Также строятся новые добывающие комплексы, перерабатывающие заводы, подземные хранилища газа (ПХГ). Как в этих направлениях ведется сертификация строительных материалов, работ и услуг?

– Ассоциация работает во всех названных направлениях, в частности сейчас занимаемся сертификацией буровых компаний. Заявку на сертификацию в Системе ИНТЕРГАЗСЕРТ подало ООО «Газпром бурение» – одна из ведущих компаний на рынке буровых услуг и разработки месторождений. Мы хотим наработать механизм сертификации данного вида работ и услуг с тем, чтобы через СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ повысить качество буровых работ и уровень применения инновационных технологий.

– Следующим шагом, вероятно, станет сертификация строительства ПХГ и заводов по переработке газа, подобно Амурскому?

– В адрес АСОГО поступают заявки от участников данных строек «Газпрома», в частности от ряда подрядчиков на площадке Амурского газоперерабатывающего завода. Надо отметить, что количество поставщиков строительных работ и материалов, заказываемых «Газпромом», весьма значительно. Поступление заявок к нам исчисляется сотнями. Мы сейчас во взаимодействии с координационным органом Системы формируем графики проведения работ, чтобы охватить в целом весь рынок.

– Каков процент иностранных компаний в общем объеме за-явителей? Как, например, развивается по линии ИНТЕРГАЗСЕРТ сотрудничество «Газпрома» и китайских нефтегазовых корпораций в рамках инициативы «Один пояс – один путь»?

– В настоящее время к нам обратилось много китайских компаний, желающих получить сертификат ИНТЕРГАЗСЕРТ. В процессе строительства объектов Восточной газовой программы многие китайские компании-партнеры изъявили желание участвовать в сертификации. В частности, недавно мы встречались со строительными подрядными организациями компании CNPC.

В соответствии с принятой ПАО «Газпром» политикой с 1 января 2019 г. наличие сертификата ИНТЕРГАЗСЕРТ станет одним из ключевых требований к участникам строительного рынка. Как мы видим, эту политику хорошо понимают не только российские, но и зарубежные компании.

– Сколько предприятий сейчас входит в АСОГО, планируется ли изменение состава в сторону дальнейшего расширения?

– Основные учредители Ассоциации – ООО «Газпром добыча Надым», которое представляет в АСОГО интересы «Газпрома», и три крупнейшие отраслевые подрядные организации – ООО «СТРОЙГАЗМОНТАЖ» (СТГ), АО «СтройТрансНефтегаз» (СТНГ), ООО «Стройгазконсалтинг» (СГК). Помимо них в качестве членов Ассоциации выступают еще около трех десятков дочерних обществ ПАО «Газпром»: основные заказчики строительных работ, участники инвестиционной программы, в их число входят газодобывающие и газотранспортные компании.

Главная задача, которая поставлена перед Ассоциацией ее учредителями, – стать переговорной площадкой для всех участников инвестиционного процесса с тем, чтобы вырабатывать в рамках конструктивного диалога единый подход к формированию строительного рынка ПАО «Газпром». По сути, это решение задачи, при реализации которой рынок начинает саморегулироваться, учитывая требования как законодательства РФ, так и основного инвестора – ПАО «Газпром». Европа прошла этот путь уже много лет назад, и сейчас «Газпром» сделал первый шаг в направлении формирования единого цельного рынка с понятными критериями и требованиями ко всем его участникам, начиная с подрядчиков (это главные исполнители – подряды по проектированию, СМР и т. д.), заказчиков и основного инвестора, каковым выступает ПАО «Газпром».

Расширение членства в Ассоциации возможно по решению Общего собрания. В текущем году к нам добавилось ООО «Газпромтранс», выразили желание вступить в АСОГО наши соседи – ЗАО «Газпром Армения» и ОАО «Газпром трансгаз Беларусь» – и ряд дочерних компаний (ОАО «Чеченгаз» и др.). Дочерние компании «Газпрома» проявляют активный интерес к вступлению в Ассоциацию, понимая важность совместно решаемых задач по централизации строительного рынка.

– Что подразумевается под понятием «качество строительных работ в газовой отрасли?» Насколько повышению уровня качества способствует СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ?

– Текущий, 2018 г. объявлен в ПАО «Газпром» Годом качества, поэтому все сертификационные мероприятия АСОГО, а также формирование баз данных производителей и подрядчиков проходят в рамках соответствующей Программы, охватывающей весь цикл производственной деятельности компании.

– Входящие в АСОГО организации занимаются реализацией крупнейших отраслевых инфраструктурных проектов, таких как «Сила Сибири». Как проходит сертификация строительства объектов этого магистрального газопровода?

– В строительстве «Силы Сибири» принимают участие ООО «Газпром трансгаз Томск», ООО «Газпром проектирование», три строительных подрядчика: ГК «СГМ», СГК, СТНГ. Сертификация этих организаций ведется с учетом реализации этапов данной инвестиционной программы. АСОГО планирует выезды на объекты «Силы Сибири» в целях подтверждения квалификации наших подрядчиков либо выдачи рекомендаций по улучшению качества выполняемых работ и оптимизации сроков их выполнения на проверяемых объектах.

– Как проецируется корпоративная стратегия импортозамещения на деятельность вашей Ассоциации? Какие шаги в этом направлении делаются?

– Импортозамещение – одна из основных задач, поставленных перед Ассоциацией ПАО «Газпром». Первый год своего существования мы посвятили анализу рынка строительной техники. Если 99 % материально-технических ресурсов на объекты «Газпрома» сейчас поставляется из России, то со строительной техникой ситуация пока обстоит иначе. Присутствует значительный процент техники как иностранной сборки, так и производящейся по лицензии в России. Примером могут служить автоматические сварочные комп-лексы.

«Газпрому» в сотрудничестве с Ассоциацией производителей труб удалось решить глобальную проблему полномасштабного производства на территории нашей страны труб большого диаметра. Это действительно серьезное достижение газовой отрасли и национальной экономики в целом. Считаем, что АСОГО должна пойти подобным путем, и сейчас готовим предложения для ПАО «Газпром» и наших учредителей о формировании опытной эксплуатации на стройках ПАО «Газпром» комплексных технологических потоков полностью отечественного производства. В них мы хотим предложить предварительно аккредитованный в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «Газпром газнадзор» сварочно-монтажный комплекс «Луч» – полностью отечественную разработку. Данный комплекс планируем объединить в общую технологическую цепочку с российскими экскаваторами, бульдозерами, трубоукладчиками и самосвалами.

В настоящее время ведутся переговоры с заводами ООО «РМ-Терекс», АО «Четра – Промышленные машины», ООО «НПО «МАШИНОСТРОЕНИЕ», а также с разработчиками сварочного комплекса – СМТ «Луч». Богатый опыт работы специалистов этого предприятия позволил им создать аналог автоматического комплекса CRC-Evans. Учитывая, что средний возраст этих комп-лексов, широко используемых ПАО «Газпром», сейчас приближается к 10 годам, а санкционное давление с каждым годом усиливается, мы надеемся, что ставка на отечественное производство аналогов будет интересна компании как с точки зрения снижения стоимостных показателей, так и с точки зрения достижения технологической независимости. Считаем проект создания серийного производства автоматического сварочного комплекса (АСК) «Луч» основной задачей Ассоциации в рамках стратегии импортозамещения, рассчитанной на реализацию в течение ближайших 2–3 лет.

– Какие технологии сварки реализованы в комплексе «Луч»?

– Это автоматическая электродуговая сварка проволокой сплошного сечения в среде защитных газов. АСК «Луч» состоит из основного сварочного оборудования – внутреннего центратора сварочного со сварочными головками для автоматической сварки внутреннего шва (корневого слоя) и двухдуговых сварочных головок ГАС-2 для наружной автоматической сварки заполняющих и облицовочных слоев шва. Также в состав комплекса входят две вспомогательные установки – для подготовки разделки кромок труб и индукционной установки предварительного подогрева стыка.

Речь идет о создании на территории России производителя сварочных комплексов, который может насытить не только рынки ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Транснефть» и других компаний топливно-энергетического комплекса (ТЭК). Запуск серийного производства сварочных автоматов в России даст импульс к созданию на базе данного предприятия инновационных технологий сварки. Мы представим АСК «Луч» на выставке «InGAS Stream 2018 – Инновации в газовой отрасли» в рамках VIII Петербургского международного газового форума, который пройдет со 2 по 5 октября 2018 г.

– Как Ассоциация регулирует проблемы кадрового дефицита на строительном рынке?

– Сейчас мы решаем задачу разработки единых «правил игры» на подрядном рынке путем создания корпоративного документа, своего рода кодекса этики взаимодействия.

– В настоящее время каждый инфраструктурный проект «Газпрома» и других компаний ТЭК уделяет первоочередное внимание экологии в регионах присутствия. Каковы последние инициативы АСОГО в данном направлении?

– Реализовать мероприятия в контексте Года качества невозможно без учета влияния производственной деятельности на окружающую среду.

В частности, при разработке нормативно-технической документации, в процессе внедрения новой техники и технологий в области строительства и ремонта объектов газовой отрасли особое внимание уделяется вопросам экологической безопасности.

В процессе ведения сертификационной деятельности наших подрядчиков мы обязательно будем проводить проверку устранения полученных организациями предписаний органов государственного экологического конт-роля, таких как Роспотребнадзор, Росрыболовство, местных подразделений Министерства природных ресурсов и экологии. В ходе этих проверок особое внимание будет уделяться как отсутствию предписаний, так и оперативному устранению указанных недо-статков.

В рамках сертификации материалов будут проверяться их экологическая безопасность, наличие соответствующих заключений и сертификатов аккредитованных федеральных органов.

– Вы упомянули о создании Ассоциацией нормативной базы. На какой стадии сейчас находится эта работа?

– Помимо формирования единого строительного рынка, сертификационной деятельности в целях повышения качества продукции, работ и услуг на этом рынке, одной из основных задач Ассоциации выступает создание новой нормативной базы. В советское время нормативная база строительства постоянно совершенствовалась, но в 1990-х гг. эта работа прекратилась. Нормативная база «Газпрома», относящаяся к специфике производства – сварке трубопроводов, монтажа газоперекачивающего оборудования, сейчас детально обновлена и проработана. При этом нормативная база, связанная с выполнением общестроительных работ, обновлялась значительно медленнее и нуждается в серьезной доработке.

– Как оценивается производственный потенциал компании и насколько важную роль он играет на рынке строительных материалов и работ (услуг)?

– Невозможно создать единый строительный рынок, ограничиваясь только сертификацией подрядчиков и стройматериалов, проверкой уровня организации строительных процессов, наличия квалифицированного персонала и соответствующей техники. Требуется нечто большее, в частности понимание возможностей строительных компаний для осуществления ими новых инвестиционных проектов. Как я уже говорил, такие проекты «Газпрома» имеют уникальные, зачастую экстремальные условия и предусматривают использование инновационных технических решений, как правило, применяющихся впервые в истории строительства. Поэтому перед АСОГО поставлена отдельная задача комплексной оценки готовности подрядных организаций к выходу на объекты строительства ПАО «Газпром». В структуре Ассоциации существует блок, в функции которого входят выезд на объекты строительства – как действующие, так и перспективные – и формирование заключения о производственных возможностях подрядных организаций. Наряду с формированием базы данных таких организаций означенное отдельное направление способствует объективной и достоверной оценке потенциала «игроков» строительного рынка, способствуя успешной реализации инвестиционных проектов и эффективности производственной деятельности ПАО «Газпром» в целом.

Объединенная двигателестроительная корпорация в рамках контракта с газотранспортной компанией Transportadora de Gas del Sur S.A. (Буэнос-Айрес, Аргентина) поставила для эксплуатации в составе газоперекачивающего агрегата на компрессорной станции «Индио-Рико» индустриальный газотурбинный двигатель НК-14СТ.

Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS) – крупнейший производитель и поставщик природного газа в Аргентине. Компания эксплуатирует самую протяженную трубопроводную систему страны и Латинской Америки. При помощи трех своих магистральных газопроводов Neuba I, Neuba II и San Martín TGS транспортирует 60 % всего природного газа, потребляемого в Аргентине, и поставляет его дистрибьюторам и промышленным предприятиям.

Объединенная двигателестроительная корпорация (ОДК) и TGS в настоящее время расширяют взаимодействие. Так, в марте 2017 г. было подписано Соглашение о поставке запасных частей для ранее закупленных TGS газотурбинных двигателей (ГТД) НК-12СТ. Выполняется контракт по капитальному ремонту двух ГТД НК-14СТ. Прорабатывается возможность заключения новых контрактов на поставку запчастей и новых двигателей.

Перспективным направлением сотрудничества ОДК и TGS могут стать модернизация компрессорных станций и локализация на производственных мощностях аргентинской компании отдельных работ по капитальному ремонту ГТД НК-14СТ.

Двигатель НК-14СТ предназначен для привода центробежного нагнетателя газоперекачивающего агрегата, разработан и серийно производится самарским ПАО «Кузнецов» с 1995 г. Изделие стало модификацией НК-12СТ, созданного на базе авиационного турбовинтового двигателя НК-12.

По сравнению с базовым двигателем НК-14СТ обладает большей мощностью и более высоким КПД, имеет измененную проточную часть и конструкцию турбин. Двигатель работает во всеклиматических условиях, его ресурс составляет 50 000 ч.

ПАО «Кузнецов» входит в состав АО «Объединенная двигателестроительная корпорация». Осуществляет проектирование, изготовление, ремонт и сопровождение эксплуатации газотурбинных авиационных двигателей, жидкостных ракетных двигателей, газотурбинных установок для использования в газовой отрасли и энергетике. Производит двигатели для ракет-носителей типа «Союз» и самолетов дальней авиации ВКС РФ. Расположено в г. Самаре.

АО «Объединенная двигателестроительная корпорация»

105118, РФ, г. Москва, пр-кт Буденного, д. 16 

Тел.: +7 (495) 232-55-02,

558-18-62

Факс: +7 (495) 232-69-92

E-mail: info@uecrus.

Компания MAN Energy Solutions более чем за 20-летний срок выпуска промышленных газовых турбин (ГТ) накопила глубокие знания в области их проектирования, производства и применения в различных отраслях, а суммарное время наработки всех выпущенных на сегодняшний день компанией турбин превышает 50 млн ч.

Как никогда ранее компания сфокусирована на улучшении экологических показателей газотурбинных установок, требования к которым постоянно ужесточаются. Применение технологий производства двигателей большой мощности и авиационных двигателей позволяет компании успешно трудиться над улучшением экологических показателей и рабочих характеристик ГТ, а также повышать их эффективность.

МОДУЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ

Газовая турбина MGT6000 имеет модульную конструкцию, обеспечивающую быстрый и легкий доступ ко всем деталям и узлам во время ее техобслуживания.

Основные конструктивные особенности:

– привод с холодного конца для одновальной и привод с горячего конца для двухвальной ГТ;

– компактный высокопроизводительный 11-ступенчатый осевой компрессор с четырьмя рядами регулируемых направляющих аппаратов;

– массовый расход воздуха согласно условиям ISO – 27 кг/с;

– степень повышения давления в компрессоре ~15;

– шесть легко заменяемых выносных низкоэмиссионных трубчатых камер сгорания типа ACC (Advanced Can Combustor – передовые трубчатые камеры сго-рания);

– одновальная конструкция: трехступенчатая турбина высокого давления (ВД) с охлаждаемыми воздухом рабочими лопатками и направляющими аппаратами на первой и второй ступенях;

– двухвальная конструкция: двухступенчатая турбина ВД с охлаждаемыми воздухом рабочими лопатками и направляющими аппаратами на первой и второй ступенях;

– двухступенчатая неохлаждаемая силовая турбина с широким рабочим диапазоном оборотов – от 45 до 110 %.

Двухвальный вариант ГТ MGT6000 (рис. 1) состоит из модулей, каждый из которых представляет собой группу сборочных единиц. Передний радиальный упорный подшипник расположен в средней части корпуса воздухозаборника ГТ, что обес-печивает легкий доступ к подшипнику. Редуктор для привода вспомогательных систем турбины служит неотъемлемой частью газогенератора ГТ и непосредственно соединен с корпусом ее воздухозаборника. Он крепится к опорной раме для компенсирования термических расширений и дополнительно поддерживает агрегат в передней части.

Осевой 11-ступенчатый компрессор рассчитан на степень повышения давления ~15 и позволяет работать без подогрева воздуха при температуре окружающей среды до –40 °C, а его конструкция обеспечивает упрощенный процесс установки и капитального ремонта. Корпус компрессора выполнен с горизонтальным разъемом. Входной направляющий аппарат и три последующих ряда направляющих аппаратов компрессора имеют возможность регулирования в целях оптимизации его газодинамических характеристик и повышения запаса устойчивости при эксплуатации в режимах с частичной нагрузкой.

За компрессором ГТ установлено шесть внешних отдельных камер сгорания трубчатого типа, которые равномерно распределены по окружности цельного промежуточного корпуса турбины. Такая конструкция упрощает их осмотр и обслуживание за счет легкой установки и снятия камеры сгорания и переходных каналов.

Для снижения тепловой нагрузки на сопловой аппарат и рабочие лопатки турбины ВД предусмот-рено их внутреннее воздушное охлаждение. Внутри рабочих лопаток первой ступени созданы петлевые каналы для протекания охлаждающего воздуха, который перед выходом из лопатки проходит через штырьковую матрицу. Для снижения потерь от перетекания газа в радиальном зазоре между пером лопатки и корпусом турбины на торцевой поверхности рабочей лопатки предусмотрено уплотняющее ребро по обводу. Рабочие лопатки второго ряда выполнены с бандажными полками.

Подшипник газогенератора со стороны выхлопа установлен на задней опоре за турбиной ВД, что позволило свести к минимуму утечки воздуха в корпус подшипника и обеспечило легкий доступ к нему. Кроме того, задняя опора обеспечивает поддержку ГТ и ее фиксацию в осевом направлении.

На двухступенчатую турбину низкого давления (НД) двухвального двигателя устанавливаются неохлаждаемые рабочие лопатки с бандажными полками с предварительной закруткой для обес-печения их контакта при сборке. Дополнительная функция корпуса подшипника турбины НД заключается в размещении эффективного выхлопного патрубка.

В дополнение к линейке двухвальных ГТ серии MGT6000 компания MAN параллельно разработала и одновальную турбину (рис. 2) той же мощности, которая конструктивно похожа на двухвальную, за исключением деталей турбины и способа присоединения привода к ней. Одновальная ГТ получается посредством замены консольно установленной силовой турбины в двухвальной ГТ на дополнительно установленную третью ступень к двухступенчатой турбине ВД.

Одновальная ГТ спроектирована для выработки электроэнергии. В отличие от конструкции двухвальной турбины, у которой привод присоединяется со стороны горячего конца, у одновальной привод присоединяется со стороны холодного конца, что позволяет использовать удлиненный выходной патрубок с пониженным гидравлическим сопротивлением, который в сочетании с котлом повышает эффективность выработки электрической энергии и тепла.

ТЕХНОЛОГИЯ СЖИГАНИЯ ДЛЯ ДОСТИЖЕНИЯ НИЗКИХ УРОВНЕЙ ВЫБРОСОВ

Компания MAN разработала новую конструкцию камер сгорания с сухим подавлением оксидов азота (NOx) – ACC, гарантирующую минимально возможный уровень выбросов. Она впервые была апробирована на ГТ серии THM. Камера сгорания спроектирована для обеспечения идеальных условий при подготовке обедненной топливовоздушной смеси и последующем ее сжигании. При использовании обедненной смеси снижается температура в камере сгорания и, как следствие, снижается уровень образующихся в процессе горения NOx. Уровень выбросов остается низким в широком диапазоне мощности, начиная почти с 50 %, при этом он значительно ниже норм по допустимым уровням выбросов, установленным международными соглашениями. При устойчивой работе ГТ уровень NOx будет ниже 15 мг/дм³ (при содержании сухого кислорода 15 %).

Газовые турбины семейства MGT6000 способны работать при широком диапазоне состава топ-ливного газа, а также на жидком топливе при двухтопливном режиме эксплуатации.

К камерам сгорания, закрепленным на цельном промежуточном корпусе, топливным форсункам, жаровым трубам и переходным каналам предусмотрен легкий доступ. Каждый компонент сделан съемным, что значительно сокращает время обслуживания. При обычной бороскопической инспекции обеспечена возможность осмотра всей камеры сгорания, переходного канала и первого соплового аппарата турбины.

НАДЕЖНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ И ПРОСТОТА ТЕХОБСЛУЖИВАНИЯ

Турбины MGT6000 рассчитаны на длительные циклы работы между сервисными интервалами обслуживания установленных в горячем тракте турбины деталей, равными 40 000 эквивалентных часов эксплуатации, включая многочисленные запуски и остановы (табл. 1). Прочность конструкции турбин семейства MGT6000 делает их наиболее подходящими для эксплуатации в широком рабочем диапазоне и гарантирует высокий уровень их надежности.

Конструкция энергетической установки (рис. 3) обеспечивает простоту ее монтажа и эксплуатации и включает все вспомогательные системы, необходимые для работы ГТ. Габаритные размеры всей установки составляют 13,6 м в длину, 3,2 м в ширину и 6,9 м в высоту. Она состоит из двух модулей с возможностью изменения их размеров, необходимых, например, для соблюдения соответствия различным требованиям по шумоизоляции. В нижнем модуле размещаются ГТ, силовой редуктор и генератор, а также все вспомогательные системы, такие как система топливного газа, система смазочного масла и встроенный блок (отсек) с системой управления.

Одно из преимуществ газотурбинной энергетической установ-ки – простота ее обслуживания за счет применения новой системы крепления панелей шумозащитного кожуха. Для планового осмот-ра турбины спроектирована система ее бокового выката из кожуха (рис. 4), а для технического обслуживания других компонентов установки продумано несколько подъемных устройств.

Установленный в нижнем модуле отсек управления включает в себя все системы управления ГТ и генератора, а также низковольтное распределительное устройство для вспомогательных систем. Все соединения между отсеком управления и системами установки предварительно собраны и протестированы на заводе, что значительно сокращает время ее монтажа и ввода в эксплуатацию, а также гарантирует соответствие высоким стандартам качества. В верхнем модуле установлены системы фильтрации воздуха и вентиляции.

ПРОЦЕСС РАЗРАБОТКИ ДВИГАТЕЛЯ – СОЧЕТАНИЕ ИННОВАЦИЙ И ОПЫТА

После успешного завершения проектирования, сборки и проведения отдельных функциональных стендовых испытаний основных компонентов был изготовлен первый прототип опытного двигателя двухвальной MGT6000, оснащенный измерительными приборами для пусковых испытаний. Первые испытания турбины проходили на испытательном стенде MAN в г. Оберхаузене, оборудованном более чем 1300 датчиками и телеметрической системой.

Недавно на базе турбины MGT6000 был разработан и предложен на рынке обновленный вариант двигателя повышенной мощности. Степень повышения давления в компрессоре была увеличена, также были внесены изменения в турбину ВД в целях поддержания на входе в нее более высокой температуры. Проведенные модификации позволили увеличить мощность двухвального двигателя до 8300 кВтмех (табл. 2), а электрическая мощность обновленного одновального двигателя варьируется в диапазоне 6630–7800 кВтэл с максимальным электрическим КПД 33,2 % при условии соблюдения ISO (табл. 3).

ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА С ПРИВОДОМ ОТ ТУРБИНЫ MGT6000 НА МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ

Газотранспортная компания GASCADE, расположенная в г. Касселе (Германия), установила газоперекачивающий агрегат (ГПА) на базе ГТ MGT6000-2S и центробежного компрессора RV50/40-1 на компрессорной станции (КС) «Реден» (рис. 5). Он служит частью подводного участка газопровода «Северный поток», который эксплуатируется с 2011 г. для транспортировки газа из России через Балтийское море в Германию. Компрессорная станция расположена в месте стыковки нескольких газопроводов, перекачивающих газ в разных направлениях. Центробежный компрессор серии RV был произведен на заводе компании MAN в Берлине. Данный ГПА характеризуется с лучшей стороны при работе на частичных нагрузках и гарантирует низкий уровень выбросов в широком рабочем диапазоне за счет разработанной компанией MAN низкоэмиссионной камеры сгорания ACC, установленной на турбине MGT6000. Пожелание оператора получить решение с минимальным уровнем выбросов в сочетании с высоким уровнем надежности было полностью реализовано компанией MAN в ГПА MGT6000.

ВЫВОДЫ

При проектировании ГТ MGT6000 компания MAN Energy Solutions опиралась на свой многолетний опыт в области разработки турбин и использовала новейшие подходы в сфере проектирования, материаловедения, производства и испытаний.

Турбина MGT6000 успешно прошла проверку на достижение заложенных при ее проектировании параметров по эффективности, надежности и уровням выбросов. Вместе с одновальным решением семейство ГТ MGT6000 предлагает рынку турбины мощностью до 8 МВт, используемые для выработки электроэнергии и для применения с механическим приводом.

Для гарантии непревзойденной надежности оборудования компания MAN организовала работу центров по удаленному мониторингу и диагностике работоспособности оборудования в целях предупреждения и устранения на ранней стадии причин возникновения возможных неполадок. Компания MAN продолжит инвестирование в развитие своих локальных компетенций и возможностей в России.

Таблица 1. Интервалы между капитальными ремонтами основных компонентов турбины

* Только одновальное исполнение; ** только двухвальное исполнение

Таблица 2. Рабочие характеристики двухвальной газовой турбины серии MGT6000

Таблица 3. Рабочие характеристики одновальной газовой турбины серии MGT6000

ООО «МАН Энерджи Солюшнс Рус»

107061, РФ, Москва,

Преображенская пл., д. 8

Тел.: +7 (495) 258-36-70

Факс: +7 (495) 258-3671

E-mail: info-ru@man-es.com

www.russia.man-es.com

Применение природного газа в качестве моторного топлива является одним из приоритетных направлений государственной политики Российской Федерации, направленной на снижение экологической нагрузки от транспортного комплекса, уменьшение топливной составляющей в себестоимости продукции, повышение показателей энергетической безопасности в связи с диверсификацией топливоснабжения потребителей, развитие наукоемких производств.

Применение газомоторного топлива в настоящее время базируется на компримированном природном газе (КПГ) ввиду того, что технологии систем компримирования (автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС)) и хранения (газовые баллоны) в России отработаны и применяются весьма широко. При этом КПГ используется в основном потребителями, расположенными в черте города: легковым транспортом, автобусами, коммунальной техникой.

Вместе с тем использование КПГ на транспортных средствах, имеющих повышенный расход топлива (дорожно-строительная техника) либо большие пробеги (магистральный грузовой автотранспорт), нецелесообразно. Массогабаритные характеристики системы хранения КПГ для такой техники значительно увеличиваются, что не позволяет транспорту выполнять необходимую работу в полном объеме.

Использование сжиженного природного газа (СПГ) в качестве моторного топлива в указанных сегментах имеет ряд преимуществ перед КПГ:

– увеличенный пробег транспортных средств без дозаправки (примерно в три раза больше, чем на КПГ);

– повышенная безопасность (вследствие конструктивных особенностей криогенных топливных баков, а также существенно более низкого давления СПГ в них: от 0,6 до 1,6 МПа);

– существенно меньшие массогабаритные характеристики оборудования топливной системы транспортных средств.

Сжиженный природный газ представляет собой криогенную жидкость, состоящую в основном из метана, с содержанием небольшого количества углеводородов С2+, азота, диоксида углерода и других примесей. Состав СПГ может меняться в широком диапазоне, поэтому определить его точные физико-химические свойства достаточно сложно. Плотность СПГ зависит от давления и компонентного состава и может изменяться от 430 до 470 кг/м3, а в некоторых – до 520 кг/м3 [1]. Низшая теплота сгорания составляет 31,8–36,8 МДж/м3 [2].

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СПГ НА ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОМ ТРАНСПОРТЕ

В 2015–2016 гг. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» совместно с ООО «Газпром газомоторное топливо» по поручению ПАО «Газпром» разработана Программа развития малотоннажного производства и использования СПГ, которая была утверждена Постановлением Правления ПАО «Газпром» от 26.10.2016 № 42. Основной целью Программы является развитие бизнес-сегмента малотоннажного СПГ для его использования в качестве моторного топлива [3].

Одним из наиболее крупных якорных потребителей СПГ в качестве моторного топлива выступает ОАО «Российские железные дороги». В качестве единственного варианта пополнения парка тягового подвижного состава газомоторной техникой рассматривается закупка новых магистральных и маневровых локомотивов, работающих на СПГ. Это связано с высокой степенью износа существующего парка тягового подвижного состава, в связи с чем его переоборудование для использования СПГ в качестве моторного топлива экономически неэффективно.

В 2013 г. по заказу ОАО «РЖД» ЗАО «Трансмашхолдинг» (АО «УК «БМЗ») изготовило первый в мире газопоршневой тепловоз ТЭМ19, работающий на СПГ (рис. 1). На локомотиве установлен газопоршневой двигатель 8ГЧН21/26, изготовленный ОАО «Волжский дизель имени Маминых». В настоящее время газопоршневой тепловоз ТЭМ19 проходит подконтрольную эксплуатацию на станции Егоршино Свердловской железной дороги.

Тепловоз ТЭМ19 предназначен для эксплуатации на крупных железнодорожных узлах. В настоящее время завершен полный комплекс его испытаний, включая сертификационные, оформлен сертификат соответствия на газотепловоз. Результаты подконт-рольной эксплуатации маневрового тепловоза ТЭМ19 показали, что по сравнению с маневровыми тепловозами ТЭМ18ДМ газотепловоз позволяет снизить удельные затраты на топливо до 26 %. Экономия затрат за период жизненного цикла газотепловоза по сравнению с тепловозом ТЭМ18ДМ составляет 5,7 %.

Также по заказу ОАО «РЖД» разработан первый в России магистральный газотурбинный локомотив (газотурбовоз) ГТ1-001. Это двухсекционный локомотив, в первой (тяговой) секции которого размещается оборудование силового блока (газотурбинный двигатель, тяговый генератор и их вспомогательные системы), вспомогательное оборудование, оборудование системы газоподготовки и системы подготовки воздуха. Во второй (бустерной) секции располагается криогенная емкость с запасом СПГ в количестве 17 т, тягово-энергетическое оборудование и оборудование системы газоподготовки.

В 2008 г. на Московской железной дороге состоялись первые опытные поездки газотурбовоза ГТ1-001, в результате которых на участке Рыбное – Бекасово проведены поезда массой до 8300 т, что значительно превысило установленные весовые нормы для данного участка. На экспериментальном кольце Всероссийского научно-исследовательского института железнодорожного транспорта (Щербинка) 23.01.2009 газотурбовозом проведен грузовой поезд массой 15 020 т – поставлен мировой рекорд для одного автономного локомотива с одной силовой установкой. Подконтрольная эксплуатация магист-рального газотурбовоза ГТ1-001 на Московской железной дороге подтвердила заявленные технико-экономические параметры локомотива и его эффективность.

По завершении первого этапа испытаний газотурбовоз передислоцирован на Свердловскую железную дорогу для продолже-ния подконтрольной эксплуатации. Заправка газотурбовоза СПГ осуществляется ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» на газораспределительной станции ГРС-4 (станция Аппаратная Свердловской железной дороги). На участке Березит – Алапаевск Свердловской железной дороги газотурбовозом ГТ1-001 проведен поезд массой 9000 т, для которого при использовании тепловозов 2ТЭ116 установленная весовая норма составляет 4500 т. В 2012 г. газотурбовоз ГТ1-001 модернизирован, новые модификации получили индекс «h» (рис. 2).

В настоящее время газотурбовозы продолжают проходить подконтрольную эксплуатацию на Свердловской железной дороге. Анализ поездок газотурбовоза ГТ1h-002 на полигоне Серов-Сор-тировочный – Егоршино общей протяженностью 640 км и имеющем тяжелый профиль показывает средний расход газа около 15–16 т за поездку.

Предварительные результаты подконтрольной эксплуатации показывают, что по сравнению с грузовыми тепловозами 2ТЭ116 магистральный газотурбовоз поз-воляет снизить на 30 % расходы на перевозку 1 т груза и получить экономию текущих расходов на топливо до 35 %. Экономия затрат за период жизненного цикла по сравнению с тепловозами 2ТЭ116 составляет 19,4 % [4].

По данным Свердловской железной дороги, при освоении мощных грузопотоков применение тягового подвижного состава на СПГ позволит существенно сократить эксплуатационные затраты за счет использования более дешевого топлива (стоимость СПГ на 40–50 % ниже стоимости дизельного топлива), высокой мощности газотурбовоза (один газотурбовоз заменит два тепловоза 2ТЭ116). Кроме того, в связи с повышенной тяговой мощностью газотурбовоза на стыковочных станциях электро- или тепловозной тяги можно избежать работ по расформированию состава при переходе на иной вид тяги.

Важно отметить, что расчетный срок службы газотурбовоза составляет 40 лет, что в два раза выше, чем у тепловоза. При этом потребность в ремонте газотурбовоза ниже за счет меньшего загрязнения движущихся частей по сравнению с дизельными двигателями, что дает возможность повысить коэффициент технической готовности локомотива. Таким образом, стоимость жизненного цикла газотурбовоза ниже по сравнению с тепловозом за счет меньших затрат на топливо, обслуживание и ремонт.

Газовозы – более экологичный вид тягового подвижного состава по сравнению с тепловозами. Испытания ГТ1h показали пятикратный запас по выбросам относительно действующих требований к дизельным двигателям [4].

Для эксплуатации газотурбовозов и газотепловозов необходимо создание инфраструктуры для заправки и замены топливных цистерн. Заправочная станция для тепловозов должна размещаться вблизи экипировочного хозяйства и иметь с ним общую позицию для снабжения газотепловозов СПГ, дизельным топливом, смазочным и другими экипировочными материалами [4, 5]. При необходимости локомотивы могут заправляться специальными автомобильными заправщиками [6, 7].

Создание железнодорожной газомоторной техники предполагает формирование технических требований к соответствующей газотопливной инфраструктуре (склады горюче-смазочных материалов, пункты экипировки и технического обслуживания локомотивов и т. д.) с учетом вида используемого топлива, технологических параметров и особенностей эксплуатации подвижного состава, обеспечения безопасности и др.

В 2013 г. ОАО «РЖД» и ПАО «Газпром» подписали Меморандум о сотрудничестве в области использования газомоторного топлива, в соответствии с которым ОАО «РЖД» обеспечит координацию создания локомотивов и адаптацию производственно-технической базы, а ПАО «Газпром» – формирование газотопливной инфраструктуры.

В границах Свердловской железной дороги определен опытный полигон эксплуатации магистральных локомотивов, использующих СПГ. Результаты испытаний опытных образцов газомоторного тягового подвижного состава подтверждают основные эксплуатационные параметры (мощность, скоростные и тяговые характеристики в различных режимах, расход топлива, запас хода, уровень вредных выбросов в атмосферу и пр.), заявленные при разработке проектной документации. При условии обеспечения необходимой надежности, а также относительной простоты сервисного обслуживания (включая экипировку) и низкой стоимости СПГ востребованность новой газомоторной техники на неэлектрифицированных участках железных дорог со стабильными объемами промышленных перевозок не вызывает сомнений.

ПРИМЕНЕНИЕ СПГ В КАЧЕСТВЕ МОТОРНОГО ТОПЛИВА

За рубежом СПГ в качестве моторного топлива широко используется продолжительное время. Среди мировых лидеров использования СПГ на транспорте – Китай, США, Испания и Великобритания. Парк автомобилей на природном газе с 2013 по декабрь 2017 г. вырос в 73 раза, а число заправочных станций на СПГ увеличилось с 4000 ед. в 2013 г. до 8400 ед. в 2017 г.

В России в настоящее время отсутствуют отечественные транспортные средства серийного производства, использующие СПГ. Вместе с тем отдельные производители ведут разработки в данном направлении. Так, компанией «РариТЭК» совместно с ПАО «КАМАЗ» разработаны первые автомобили «КамАЗ», работающие на СПГ (рис. 3).

Для масштабного внедрения СПГ ПАО «Газпром» совместно с ведущими отечественными производителями грузовой техники (КАМАЗ, Группа ГАЗ) проводит опытно-промышленную эксплуатацию автотранспортных средств. Для этих целей выбраны пять дочерних обществ, находящихся в различных природно-климатических зонах: ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Чайковский», ООО «Газпром трансгаз Томск», ООО «Газпром ПХГ».

Также немаловажным фактором стала доступность производственной СПГ-инфраструктуры, обеспечившей автомобили топливом.

Опытно-промышленная эксплуатация проводилась со следующими целями:

– определение технико-экономических показателей работы автомобилей, включая показатели надежности топливной системы в условиях реальной эксплуатации;

– определение эксплуатационных свойств техники, проверка работоспособности автомобильных систем, выявление неисправностей, подготовка предложений по улучшению конструкции автомобилей;

– определение требований к эксплуатирующему и техническому персоналу;

– формирование требований к заправочной инфраструктуре.

Для опытной эксплуатации поступили пять различных автомобилей (рис. 4):

– седельный тягач «КамАЗ-65116» (в ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург»);

– вахтовый автобус «Урал-32551» (ООО «Газпром трансгаз Чайковский»);

– грузопассажирский автомобиль на шасси «Урал-4320» (ООО «Газпром ПХГ»);

– бортовой грузовой автомобиль «КамАЗ-65117» (ООО «Газпром трансгаз Томск», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»).

В ходе опытной эксплуатации дочерними обществами ПАО «Газпром» выявлены характерные особенности СПГ-автомобилей, требующие доработок со стороны производителей. Основные особенности рассмотрены ниже.

Перемерзание топливной сис-темы. В ходе эксплуатации выявлены случаи перемерзания различных элементов топливной системы (клапанов, трубопроводов). Данные проблемы, характерные только для СПГ, связаны как с использованием комплектующих, так и c качеством СПГ. В случае наличия в СПГ повышенного содержания СО2 происходит образование на элементах топливной системы твердого осадка, препятствующего подаче топливного газа в систему зажигания.

В качестве мероприятий по решению проблемы c производителями комплектующих оперативно отрабатывается применение аналогов, позволяющих избегать либо минимизировать последствия промерзания систем.

Значения физико-химических показателей СПГ, используемого в качестве моторного топлива, предусмотрены в ГОСТ 56021–2014 [2]. Поэтому для решения проблем, связанных с качеством топлива, разрабатываются рекомендации по контролю за качеством газа, а также определяются схемные решения, направленные на повышение качества производимого СПГ.

Потери, утечки газа связаны в первую очередь с особенностями хранения СПГ, которые в соответствии с технической документацией производителей бортового криогенного оборудования составляют до 2 % в сутки.

Основным сегментом использования СПГ на автомобильном транспорте рассматриваются магистральные перевозки, т. е. сегмент с постоянным значительным потреблением топлива. В ходе опытной эксплуатации потребление топлива происходит эпизодически. Поэтому данная проблема рассматривается как естественно устранимая при промышленной эксплуатации транспортных средств.

Вместе с тем в ходе опытной эксплуатации подтверждаются основные технико-экономические преимущества СПГ-автомобилей:

– стоимость 1 км пробега на СПГ ориентировочно в два раза ниже по сравнению с пробегом аналогичного автомобиля на дизельном топливе [3];

– масса топливной системы в 2–3 раза ниже по сравнению с газобаллонной системой, рассчитанной на аналогичный пробег без дозаправки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Применение СПГ в качестве моторного топлива рассматривается Группой «Газпром» в качестве перспективного направления для таких сегментов потребления, как магистральный и железнодорожный транспорт, а также карьерная техника. Каждое из указанных направлений характеризуется существенным расходом топлива и протяженными пробегами. Развитие бизнес-сегмента малотоннажного производства и использования СПГ направлено на развитие инфраструктуры объектов газомоторного топлива и актуально в рамках проводимой работы по импортозамещению на объектах ПАО «Газпром».

Несмотря на то что геолого-гео-физическое изучение миоценовых отложений Таманского п-ова имеет длительную историю, специализированных систематических исследований, посвященных региональному изучению гидрогеологии, флюидодинамики и условий формирования залежей углеводородов (УВ), в рассматриваемом регионе не проводилось. Вместе с тем значительный объем накопленной фактической информации в сочетании с высоким качеством и детальностью гидродинамических исследований советского периода предоставляет редкую возможность на основе кондиционного материала изучить флюидодинамические особенности формирования залежей УВ в обстановке активного протекания современных тектонических процессов.

Следует отметить, что традиционный анализ гидрогеологической обстановки, предполагающий создание послойно стратифицированных флюидодинамических и гидрохимических схем, в рассматриваемом регионе весьма затруднителен, поскольку миоценовые отложения здесь, во-первых, довольно сложно коррелируются, включая их детальную стратификацию [1–3], а во-вторых, многие интервалы испытывались совместно (сармат – караган, караган – чокрак и др.). Кроме того, степень исследования миоценового комплекса восточной части Керченско-Таманского прогиба в отношении флюидодинамических данных весьма неравномерна.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

Наибольшее количество – 16 за-меров пластовых давлений произведено на Северо-Нефтяной структуре (восточная часть Карабетовской антиклинальной зоны), шесть замеров выполнено на площади Капустина Балка (Кизилташская зона), а также по три замера – на Старотитаровской (Карабетовская зона) и Запорожской (Фонталовская зона) площадях. По два замера пластового давления произведены в скв. 26 Прикубанской площади (зона со-членения Керченско-Таманского и Западно-Кубанского прогибов, Карабетовская зона) и в колонковой скв. К-45 Благовещенской площади (Благовещенская зона).

Принимая во внимание несом-ненное генетическое единство (приуроченность к диапировым структурам), а также учитывая дискуссионность границы, разделяющей Керченско-Таманский и Западно-Кубанский прогибы (Джигинский разлом), для анализа флюидодинамической обстановки в зонах диапировой тектоники привлечено 28 замеров пластовых давлений по Курчанской площади.

На рис. 1 и 2 показано изменение пластовых давлений с глубиной залегания миоценовых отложений по Северо-Нефтяной и Курчанской площадям. Из графиков видно, что на локальном уровне в пределах отдельных структур закономерность увеличения давлений с глубиной прослеживается далеко не всегда. Так, в скв. 18 Северо-Нефтяной площади в сарматских отложениях на глубине 1175,5 м зафиксировано примерно такое же давление, как и в одновозрастных отложениях в скв. 14 на глубине 893,5 м (см. рис. 1), в скв. 15 на большей глубине зафиксировано меньшее давление, чем в скв. 14 и 17.

Аналогичная картина наблюдается и на Курчанской площади, где в скв. 11-ф в сарматских отложениях на глубине 1200 м давление меньше, чем в тех же отложениях по скв. 21-ф и 50-а на глубинах около 1000 м (рис. 2). Кроме того, если качественная тенденция увеличения пластовых давлений с глубиной сохраняется, то изменение пластовых давлений происходит весьма прихотливо и не может быть аппроксимировано в линейную зависимость. Это относится к скв. 14 Северо-Нефтяной площади, а также к скв. 21-ф и 50-а Курчанской площади.

Подчеркнем, что с результатами исследования всех скважин, замеры давлений по которым вынесены на график, авторы имели возможность ознакомиться. Это позволило исключить возможность технического брака и дает основание считать картину распределения пластовых давлений по разрезу миоценовых отложений реальной. Приведенные факты резкой гидравлической дифференцированности резервуаров в плане и по разрезу, в том числе и по одной скважине, позволяют утверждать, что флюидодинамическая связь между проницаемыми разностями миоценовых отложений отсутствует.

КОЛИЧЕСТВЕННОЕ СРАВНЕНИЕ

Для количественного сравнения энергетического потенциала миоценового комплекса по различным зонам и разновозрастным отложениям все пластовые давления сначала пересчитывались на середину интервала перфорации, а затем приводились к единой плоскости сравнения (уровню моря) по формуле:

Hпр = 100Рпл – (h – A),

где Hпр – приведенный к уровню моря напор, м вод. ст.; Рпл – пластовое давление, МПа; h – глубина середины интервала перфорации, м; А – альтитуда, м.

Анализ данных, приведенных на рис. 3 и 4, показывает, что флюидодинамическая обстановка мио-ценовых отложений Таманского п-ова отличается резкой контрастностью по антиклинальным зо-нам, в различных частях одной зоны, а также в пределах локальных структур. По Северо-Нефтяной площади ((см. рис. 3) приведенные напоры по верхнесарматским отложениям изменяются от 114,5 до 628,2 м над уровнем моря (более чем в 5 раз), по нижнесарматским – от 100,15 до 593 м (почти в 6 раз), по караганским – от 461,3 до 785,5 м (почти в 2 раза), по чокракским – от 242,2 до 937,9 м (почти в 4 раза).

Столь же резкий перепад приведенных напоров наблюдается и по Курчанской площади (рис. 4), где изменения рассматриваемого показателя составляют от 255 до 633,1 м по верхнесарматским отложениям, от 535 до 1158,9 м – по нижне-среднесарматским (совместно испытанные интервалы), от 544,3 до 1207,7 м – по караганским, от 640,6 до 1052 м – по чокракским.

По смежным антиклинальным зонам перепад напоров еще более контрастен (1038,8 м в скв. 26 Прикубанской зоны, нижний сармат, Карабетовская зона; 59,8 м в тех же отложениях в скв. 3 Капустиной Балки, Кизилташская зона).

Наблюдаемая флюидодинамическая обстановка в миоценовом комплексе Таманского п-ова является убедительным свидетельством резкой гидравлической дифференцированности разреза, локального изолированного характера развития коллекторов и отсутствия латеральной гидродинамической связи. Об отсутствии стабильной во времени вертикальной сообщаемости отложений рассматриваемого региона говорит инверсионный характер изменения пластовых давлений на площади Курчанская (рис. 4), где напор в карагане составляет 1207,7 м (скв. 14-ф), а в чокраке – 1052 м (скв. 21-ф).

Характерно, что распределение флюидодинамических полей чок-ракских отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба, который является смежным геоструктурным элементом, также не подчиняется видимым закономерностям [4].

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Вышеизложенное позволяет с полным основанием утверж-дать, что флюиды миоценовых отложений Керченско-Таманского прогиба и северного борта Западно-Кубанского прогиба находятся в квазистатическом состоянии. Очевидно, что в этом случае флюидодинамическая обстановка является следствием современных геотектонических процессов и отражает прежде всего распределение полей и векторов существующих геонапряжений.

Для большей части миоценовых отложений в пределах диапировых структур восточной части Керченско-Таманского прогиба характерна высокая флюидодинамическая напряженность резервуаров. Исключение составляют структуры Благовещенская и Капустина Балка, где аномально высокое пластовое давление не зафиксировано. Можно предположить, что в пределах этих объектов произошел интенсивный сброс геотектонических напряжений, приведший к снижению пластовых давлений до субгидростатических значений. Учитывая тот факт, что эти площади располагаются в разных антиклинальных зонах, можно полагать, что восточная часть Керченско-Таманского прогиба находится под воздействием нескольких очагов генерации современных геотектонических напряжений, находящих отражение в контрастности флюидодинамической обстановки, и представляет собой сложный тектонический узел.

Современная геотектоническая активность рассматриваемого региона подтверждается периодическими извержениями грязевых вулканов (например, вулкан Голубицкий), а также образованием в течение одной ночи участка суши в районе мыса Каменный [5].

Эти факты в сочетании с квазистатическим состоянием флюидов позволяют считать, что формирование залежей УВ в регионе носит характер импульсов, обус-ловленных тектоническими событиями, когда в моменты скачкообразного сброса напряжений происходит кратковременное раскрытие каналов, по которым осуществляется инъецирование флюидов, после чего зоны вновь становятся непроницаемыми [6]. Поскольку процессы деформации сопровождаются выделением большого количества тепла, происходят ускоренное преобразование органического вещества пород и образование дополнительного количества УВ. Подобный механизм позволяет также объяснить отсутствие фазовой дифференциации УВ в миоценовых залежах Таманского п-ова.

В тех случаях, когда интенсивность и продолжительность сброса напряжений относительно невелика, в коллекторы поступают в основном наиболее миграционно способные газообразные углеводороды, а при увеличении интенсивности данного процесса происходит инъецирование неф-тяных УВ. Импульсный характер формирования залежей УВ имеет немаловажный практический аспект, так как при сохранении вектора напряжений их сбросы могут происходить многократно, что ведет к поступлению дополнительных порций УВ и динамическому восполнению их запасов.

ВЫВОДЫ

Анализ распределения плас-товых давлений в плане и по разрезу миоценовых отложений восточной части Керченско-Таманского межпериклинального прогиба (Таманский п-ов) позволяет сделать следующие выводы.

Флюидодинамическая обстановка миоценовых отложений Таманского п-ова отличается резкой контрастностью по антиклинальным зонам, в различных частях одной зоны, а также в пределах локальных структур.

Резкая гидравлическая дифференцированность резервуаров в плане и по разрезу, в том числе и по одной скважине, доказывает, что флюидодинамическая связь между проницаемыми разностями миоценовых отложений Таманского п-ова отсутствует, а сами флюиды находятся в квазистатическом состоянии.

Флюидодинамическая обстановка миоценовых отложений Таманского п-ова является следствием современных геотектонических процессов и отражает прежде всего распределение современных полей и векторов существующих геонапряжений.

Формирование залежей УВ в регионе носит характер импульсов, обусловленных скачкообразным сбросом тектонических напряжений, что приводит к инъецированию УВ.

При сохранении вектора напряжений их сбросы могут происходить многократно, что ведет к поступлению дополнительных порций УВ.

Статья подготовлена при поддержке гранта РФФИ (№ 16-45-230109 р_а).

Введенное в эксплуатацию с 1968 г. Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) в Республике Коми по размерам относится к крупным, этаж газоносности достигает 1500 м. Месторождение обладает уникальными особенностями геологического строения и состава углеводородного сырья. Газоконденсатная залежь установлена в нижнепермско-каменноугольных отложениях и характеризуется как массивно-пластовая, тектонически экранированная с единым газоводяным контактом. По компонентному составу газ Вуктыльского месторождения относится к группе с высоким содержанием конденсата – 360 г/м³ для начальных термобарических условий (пластовое давление 36,3 МПа).

Разработка месторождения до 1993 г. осуществлялась в режиме истощения естественной энергии пласта. Форсированные отборы газа на начальных стадиях разработки привели к резкому снижению пластового давления, что вызвало интенсивное выпадение конденсата из газа. Значительно увеличилась доля трудноизвлекаемых запасов ретроградных компонентов. Средневзвешенное пластовое давление к этому времени прошло порог максимальной конденсации и составило 3,78 МПа, средневзвешенное содержание конденсата в пластовом газе достигло 52,9 г/м3 (рис. 1).

ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ СУХИМ ГАЗОМ

Анализ разработки и расчеты на постоянно действующей модели месторождения показали, что к 2014 г. пластовое давление достигнет значения давления забрасывания (1,8 МПа), что приведет к остановке практически всего фонда скважин. В целях предотвращения данного сценария и для увеличения углеводородоотдачи с 1993 г. на Вуктыльском месторож-дении реализуется технология активного воздействия на истощенный газоконденсатный пласт сухим газом. Технология основана на инициировании процесса прямого испарения выпавшего в пласте конденсата в газовую фазу при его взаимодействии с неравновесным закачиваемым агентом (рис. 2).

Закачка сухого газа осуществ-лялась через нагнетательные скважины на участках комплексной подготовки газа (УКПГ) поэтапно [1]. Первым участком, на котором было решено опробовать технологию в качестве эксперимента, стал район УКПГ-8. После оценки эффективности применяемой технологии в 1997 г. в эксперимент был вовлечен район УКПГ-1, в последующем – районы УКПГ-4 (2003 г.), УКПГ-2 (2004 г.) и УКПГ-3 (2017 г.) (рис. 3). В настоящее время воздействием сухим газом охвачена значительная площадь месторождения, фонд нагнетательных скважин составляет 33 ед., добывающих с поступлением закачанного сухого газа в продукцию – 89 ед. (70 %) из 127 действующего фонда. Суммарный объем закачанного газа на текущий момент составляет около 27 млрд м3.

На протяжении всего периода реализации технологии ведутся научно-исследовательские работы, включающие газоконденсатные, газодинамические и геофизические исследования. Комплексный анализ результатов этих работ позволил получить представление о состоянии гео-флюидальной системы и процессах, происходящих в пласте. Определены пути распространения фильтрации закачиваемого газа от нагнетательных скважин к добывающим [2]. На основании балансовых расчетов добываемого сырья установлено, что 64 % закачиваемого газа поступает в пермско-московские отложения, а 36 % – в нижележащие башкирско-нижнекаменноугольные. Также определено наличие локального флюидоупора, разделяющего эти отложения [3].

ЭТАПЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Период разработки месторождения с применением закачки в пласт можно разделить на три этапа. Первый этап характеризуется нарастающими объемами закачки сухого газа в пласт (по 2007 г.), второй (2008–2015 гг.) – постепенным снижением объемов нагнетания, третий (с 2016 г. по настоящее время) – стабилизацией объемов закачки.

На этапе нарастающей закачки газа проявились все положительные физические эффекты и технологические результаты применяемой технологии: поддержание и на отдельных участках рост пластового давления в зонах дренирования добывающих скважин; увеличение продуктивности и сохранение фонда добывающих скважин; извлечение ретроградных углеводородов, выпавших в пласте; оттеснение поступающей в скважины активной пластовой воды; создание буферного объема закачанного сухого газа в пласте.

Основной целью второго и третьего этапов является разработка схем управления процессом, поддержание достигнутых положительных эффектов при снижении объемов закачки. Разработаны и внедрены следующие схемы нагнетания сухого газа в пласт: синусоидальный темп закачки (изменение рабочего пространства в нагнетательных скважинах по лифтовым трубам или по лифтовым трубам и затрубному пространству); массированная закачка газа в течение определенного времени (количество дней); поочередная закачка в нагнетательные скважины, расположенные рядом друг с другом.

В результате внедрения вышеперечисленных схем управления закачкой удалось сохранить добывные возможности по большинству скважин, в продукции которых присутствует сухой газ. Несмотря на достигнутые успехи, остро стоит вопрос повышения эффективности метода, вовлечения в процесс участков, слабо охваченных или не охваченных воздействием. Наиболее целесообразным решением представляется разработка новых способов активного управления процессом воздействия на пласт.

ПРОГРАММА ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ

Специалистами Филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта и ООО «Газпром добыча Краснодар» Вуктыльского ГПУ в 2016 г. разработана Программа опытно-промышленных работ по применению новых технологий увеличения углеводородоотдачи на шести участках месторождения. Целью Программы стало перенаправление потоков закачиваемого газа и расширение зоны фильтрации по продуктивному разрезу и латерали. Всего в Программе задействованы 42 скважины, в том числе семь нагнетательных (рис. 4).

Реализуемые в Программе мероприятия можно разделить на три основные группы.

Разобщение объектов воздействия. Впервые на месторождении были проведены работы по разобщению объектов воздействия сухим газом в нагнетательные скв. 194 (УКПГ-2) и 198 (УКПГ-4) путем установки пакера с отсечением отложений московского яруса (С2m) от нижезалегающих башкирского, серпуховского и визейского ярусов (С2b – C1s-v). Это позволило осуществлять как раздельную, так и одновременную закачку газа в разновозрастные отложения для регулирования интенсивности воздействия по разрезу (рис. 5). В ходе закачки по новым схемам было подтверждено наличие флюидоупорных пропластков в подошве отложений московского яруса. Это дает новую информацию, положительно влияющую на принятие решений о закачке в другие нагнетательные скважины, при этом только остается учитывать наличие тектонических нарушений.

Перевод добывающих скважин в нагнетательный фонд. На основании результатов анализа состояния геофлюидальной обстановки для перевода в нагнетательный фонд были выбраны пять скважин (скв. 112, 154, 158, 265, 277) на разных участках месторождения. Основной целью данного мероприятия стало вовлечение в процесс участков, ранее слабо охваченных воздействием закачки сухого газа в пласт:

– для увеличения охвата отложений башкирского и серпуховского ярусов карбона (С2b – C1s) воздействием закачанным газом на участке УКПГ-1 (скв. 265) и УКПГ-8 (скв. 277);

– для поддержания зоны фильт-рации отложений московского яруса (C2m) и охвата воздействием сухим газом отложения башкирского, серпуховского и визейского ярусов (С2b – C1s-v) на участке УКПГ-8 (скв. 158);

– для расширения зоны фильт-рации отложения московского яруса (С2m) и нижезалегающие (С2b – C1) на участке УКПГ-2 (скв. 112);

– для изменения направления воздействия закачиваемого газа по латерали в целях вовлечения в процесс неохваченных участков месторождения (УКПГ-3 скв. 154).

Перевод нагнетательных скважин в добывающий фонд. На участке УКПГ-1 скв. 84 и УКПГ-2 скв. 249 были переведены в добывающий фонд в целях изменения потоков фильтрации закачиваемого газа, а также перенаправления объемов (40 млн м3/год) на другие участки месторождения.

Контроль за реакцией добывающих скважин на расширение зон воздействия сухим газом осуществлялся путем проведения комплексных газоконденсатных, газодинамических и геофизических исследований. Основными показателями оценки эффективности проведения опытно-промысловых работ (ОПР) по результатам газодинамических и геофизических исследований являются продуктивность скважин и изменение пластового давления в зоне дренирования. По результатам газоконденсатных исследований оцениваются такие параметры, как доля сухого прорывного газа, которая, в свою очередь, зависит от изменения состава добываемой продукции, дебит газа сепарации, добыча ретроградного конденсата (С5+) и ретроградных компонентов С2–С4.

По результатам контроля установлена реакция на мероприятия по 18 из 35 добывающих скважин на разных участках ОПР. Проявление реакции по скважинам отмечается в виде:

– увеличения доли сухого прорывного газа в продукции;

– стабилизации и незначительного увеличения дебита газа сепарации;

– стабилизации или снижения темпа падения пластового давления;

– увеличения добычи ретроградного конденсата (С5+) и ретроградных компонентов С2–С4 за счет изменения интервалов воздействия по разрезу путем во-влечения в процесс фильтрации нижних интервалов продуктивной толщи (С2b–C1s–v);

– блокирования поступления пластовых вод к забоям добывающих скважин.

ВЫВОДЫ

Внедрение ОПР на Вуктыльском месторождении по скважинам, задействованным в Программе, позволило за 1 год 9 мес дополнительно добыть 94 млн м3 газа, 7,3 тыс. т ретроградного конденсата и 2,8 тыс. т ретроградных фракций С3–С4. Результат может быть оценен как отличный, с учетом большого этажа газоносности, расстояний между скважинами (до 4,5 км), наличия разнонаправленных тектонических нарушений и, соответственно, с высокой инертностью пласта.

В связи с принятием в марте 2018 г. Решения ПАО «Газпром» о рассмотрении и подготовке технико-экономического обоснования об использовании Вуктыльского НГКМ в качестве подземного хранилища газа результаты проведенных работ, разработанные системы и методы активного управления процессами закачки и отбора газа крайне актуальны.

Опыт практического решения проблемы коррозии металла под воздействием газового конденсата, содержащего более 25 % H₂S и CO₂, на Астраханском газоконденсатном месторождении (ГКМ) освещен ГК «Некст Трейд» в статье [1]. Для увеличения срока службы оборудования рекомендована плакировка проточной части и уплотнительных поверхностей корпуса задвижки материалом INCONEL 625. При этом фонтанная арматура с шиберными задвижками американской компании Сameron надежно эксплуатировалась на месторождении более 25 лет. Секрет надежности заключается в том, что корпусные детали фонтанной арматуры были изготовлены из низкоуглеродистой хромоникелевой стали CA6NM, состав которой оптимизирован в соответствии с ASTM А487 [2] для повышения стойкости к воздействию H₂S.

Данный материал относится к классу мартенситных сталей, и согласно СТ ЦКБА 005.3–2004 [3] его российским аналогом служит материал 08Х14Н7МЛ, ГОСТ 977–88 [4]. Химический состав сплавов приведен в табл. 1.

Отечественная промышленность пока не предлагает полного аналога данного материала, требования к которому установлены в стандарте MR 0175 [5], изданному National Association of Corrosion Engineers (NACE).

При использовании высоколегированных мартенситных сталей в нефтегазовой промышленности растворенный H₂S в сплавах с высоким содержанием углерода и, соответственно, повышенной твердостью может вызвать коррозию на поверхности сосудов и затем их растрескивание. Поскольку CA6NM широко применяется в оборудовании, работающем под давлением, то риск появления сульфидного растрескивания высок.

Стандарт NACE MR 0175 [5] устанавливает для материалов, используемых в среде с содержанием H₂S и CO₂, максимальную твердость более HВ 235. Тем не менее, по данным [6], при содержании углерода 0,06 % и использовании специальной термической обработки добиться значения твердости HВ 235 не представляется возможным. Самый низкий показатель определен на уровне HВ 241.

Дальнейшие исследования показали, что содержание углерода на уровне не выше 0,03 % и использование специальной термической обработки дают результат, удовлетворяющий требованиям стандарта [5], и снижают риск появления сульфидного растрес-кивания.

В [6] также рассмотрен метод снижения углерода до требуемых значений способом аргонно-кислородной продувки при выплавке стали.

РОССИЙСКАЯ РАЗРАБОТКА

В рамках опытно-конструкторской разработки изготовления шиберной задвижки для эксплуатации на Астраханском ГКМ по Программе импортозамещения литейному предприятию ООО «Завод Некст Трейд», входящему в ГК «Некст Трейд», поставлена задача по разработке технологии выплавки стали CA6NM и производству корпуса задвижки, удовлетворяющей требованиям стандарта NACE MR 0175 [5]. Для сокращения сроков решения поставленной задачи ГК «Некст Трейд» привлекла Национальный исследовательский технологический университет «МИСиС», сформулировав техническое задание: разработать и внедрить технологию выплавки стали CA6NM с заданными характеристиками (см. табл. 1). Механические свойства после термической обработки должны соответствовать следующим требованиям: предел прочности ≥655 МПа; предел текучести ≥517 МПа; относительное удлинение ≥17 %; поперечное сужение ≥35 % при t = 20 °С, ударная вязкость KV ≥27 Дж/см²; твердость ≤23 HRC.

Основной проблемой стал отказ от технологии аргонно-кислородной продувки при выплавке стали, так как существующие технологические возможности предприятия этого не позволяли.

В результате лабораторных исследований ученые МИСиС нашли оптимальный вариант снижения уровня углерода в сплаве до требуемого значения 0,03 %.

В ходе следующего этапа подтверждения полученного результата выполнены три контрольные плавки. После проведения химического анализа и испытания образцов на механические свойства специалисты литейного предприятия ООО «Завод Некст Трейд» констатировали, что полученные результаты соответствуют техническому заданию (см. табл. 2).

Сотрудничество с НИТУ «МИСиС» позволило сделать следующий шаг в развитии технологий литейного предприятия ООО «Завод Некст Трейд».

ПРЕИМУЩЕСТВА CA6NM

Необходимо отметить, что производимое оборудование ГК «Некст Трейд» с использованием корпусных деталей из материала CA6NM может быть востребовано не только на Астраханском ГКМ, но и при освоении ачимовских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа.

Проведенные испытания регулирующего клапана на объекте ООО «Газпром добыча Уренгой» в 2016 г. и шиберной задвижки в АО «АРКТИКГАЗ» в 2018 г. подтвердили надежность и устойчивость к агрессивным средам в условиях Крайнего Севера, а также пре-имущества применения материала CA6NM перед традиционно используемой сталью 30ХМЛ.

Результаты промысловых испытаний, выполненных ООО «Некст Трейд» с использованием корпусного материала CA6NM, позволяет исключить плакировку проточной части и уплотнительных поверхностей корпусов запорной арматуры с применением дорогого импортного материала Inconel 625, что снижает себестоимость и временные затраты на производство.

Сегодня ГК «Некст Трейд» владеет технологиями производства запорной и регулирующей арматуры, которые могут удовлетворить потребности газодобывающих компаний в оборудовании при разработке газоконденсатных месторождений на рабочие давления от 50 до 70 МПа, содержащих агрессивные компоненты.

Таблица 1. Химический состав марок стали, мас. %

Таблица 2. Фактические механические свойства стали CA6NM

ГК «Некст Трейд»

394038, РФ, г. Воронеж,

ул. Дорожная, д. 17з

Тел/факс: +7 (4732) 60-50-05

(многоканальный)

http://nt-group.ru

Специалистами ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ» разработан, изготовлен и успешно испытан модуль автоматизированной технологической обвязки скважин МОС2/1-04 с концентрическими лифтовыми колоннами и автономным источником питания АИП-400, обеспечивающим энергонезависимость модуля и его применение на удаленных скважинах. Конструкция представляет собой технологическую трубную обвязку скважины, расположенную внутри обогреваемого блока. В МОС2/1-04 применено более 90 % комплектующих российского производства, что соответствует целям реализации стратегии импортозамещения.

Метод постоянного выноса капельной жидкости из забоя по сравнению с существующим циклическим выносом (осуществ-ляющимся периодически по мере накопления ее в забое) является более выгодным по количеству добываемого газа и по воздействию на призабойную зону. Принцип заключается в создании усло-вий для постоянного удаления жидкости из ствола скважины за счет подвески колонны меньшего диаметра в ранее установленной лифтовой колонне большего диаметра и управления режимом работы скважины по вновь образованному межколонному кольцевому пространству (МКП). Результат достигается за счет отбора газа одновременно по центральной лифтовой колонне (ЦЛК) и кольцевому пространству, при этом отбор газа по ЦЛК ведется с дебитом, необходимым для выноса жидкости.

Потоки ЦЛК и МКП объединены в линию комбинированного потока (КП), где имеется свой датчик расхода газа (расходомер РМ1). Далее газ поступает в газосборный коллектор.

Регулирование дебита ЦЛК производится при помощи клапана РП1, установленного на линии МКП, исходя из показаний расходомера РМ2, установленного на линии ЦЛК. Регулирование дебита КП производится при помощи клапана РП2, установленного в линии КП, исходя из показаний расходомера РМ1.

Поддержание дебита газа на уровне, обеспечивающем бесперебойную работу скважины и предотвращение самозадавливания скважины из-за водяных и песчаных пробок, достигается за счет автоматического изменения степени открытия клапанов.

По итогам опытно-промышленной эксплуатации в 2017–2018 гг. на скв. № 814 Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения, разрабатываемого ООО «Газпром добыча Надым», приемочная комиссия ПАО «Газпром» рекомендовала автономный модуль МОС2/1-04 к применению на объектах компании. Его использование приведет к росту рентабельности и позволит вовлечь в хозяйственный оборот бездействующие и законсервированные скважины, что станет выгодно для отрасли в целом, так как применение технологии продлевает срок эксплуатации скважины в среднем до 11 лет и дает дополнительный объем добычи газа до 41 млн м³.

ООО «ФПК «Космос-Нефть-Газ»

394019, РФ, г. Воронеж,

ул. 9 Января, д. 180

Тел/факс: +7 (473) 247-91-00/07

E-mail: office@kng.vrn.ru

www.kng.ru

Продолжительная разработка сеноманского и валанжинского комплексов Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) привела к сокращению добычи углеводородного сырья. Перспективы развития ООО «Газпром добыча Уренгой» связаны с разработкой ачимовских отложений, залегающих на глубинах от 3,2 до 3,8 км и имеющих более сложное геологическое строение по сравнению с разрабатываемыми комплексами.

Освоение трудноизвлекаемых запасов углеводородов позволит компенсировать объемы газа и газового конденсата из залежей с падающей добычей, а также реализовать стратегию Общества по поддержанию достигнутого уровня добычи природного газа. Существенными факторами высокой экономической эффективности создания комплекса по добыче углеводородов из ачимовских залежей являются внедрение «легкой» конструкции скважин и проведение гидроразрыва пласта (ГРП).

Первоначальный проект на бурение шести скважин преду-сматривал строительство вертикальных и субгоризонтальных скважин с диаметрами эксплуатационной колонны 426 мм, технической колонны – 324 мм, эксплуатационной колонны и хвостовика – 245 и 178 мм соответственно. Проведение ГРП в скважинах не планировалось.

Опыт бурения этих скважин показал, что строительство субгоризонтальных скважин сопровождалось осложнениями, обусловленными потерей устойчивости ствола скважины. Это приводило к значительным материальным и временным затратам на проработку, а в отдельных случаях – к перебуриванию ствола скважины. Дополнительные затраты времени на бурение составили от 17 до 81 сут. Из-за большой разницы в диаметрах эксплуатационной и лифтовой колонн требовались значительные объемы жидкостей для освоения скважин. Проведенные газодинамические исследования показали, что скважины не обеспечивают дебита пластового газа, преду-смотренного проектом.

По инициативе ООО «Газпром добыча Уренгой» и ООО «Тюмен-НИИгипрогаз» были проведены научно-исследовательские работы (НИР), направленные на совершенствование конструкций скважин, технологий бурения и составов буровых и тампонажных растворов. Последующие скважины с так называемой облегченной конструкцией имели диаметры эксплуатационной колонны 324 мм, технической колонны – 245 мм, эксплуатационной колонны и хвостовика – 178 и 114 мм соответственно. Был также изменен профиль субгоризонтальных скважин на S-образный, что позволило избежать проблем с обрушением стенок скважины, кавернообразованием и поглощением бурового раствора. Повышение дебита скважины было обеспечено за счет применения ГРП.

Выбор оптимальных технологий строительства скважин облегченной конструкции и конструкций забойных окончаний скважин обеспечил снижение металлоемкости в расчете на одну скважину на 36 % (на 145 т) и увеличение коммерческой скорости бурения на 33 % (на 421 м/ст.-мес) [1].

Одной из основных особенностей ачимовских отложений является низкая проницаемость коллекторов. Показатели разработки и проектные дебиты обеспечиваются за счет проведения работ по ГРП [2]. В настоящее время этот способ интенсификации притока продукции применен практически на всех ачимовских скважинах эксплуатационного фонда.

В статье представлены экономическая оценка эффективности проведения ГРП в скважинах за период с 2009 по 2016 г., а также результаты сравнения эффективности разработки участка 2А ООО «Газпром добыча Уренгой» с учетом проведения ГРП и без проведения ГРП при различных конструкциях скважин за период с 2015 по 2069 г.

Экономическая оценка эффективности проведена в соответствии с общепринятой методикой расчета экономической эффективности инвестиционных проектов [3] и СТО Газпром 2-3.3-1084–2016 [4] по динамике прироста чистого денежного потока. Основополагающим фактором экономической эффективности является прирост добычи углеводородов от проведения ГРП.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА

Расчет дополнительной добычи углеводородной продукции за период эксплуатации скважин участка 2А осуществлялся с использованием постоянно действующей геолого-гидродинамической модели и представляет собой разницу между вариантом, предусматривающим проведение ГРП, и вариантом, в котором исключена операция ГРП, но на скважинах проводится стандартная перфорация пласта. По результатам анализа разработки ачимовских залежей Уренгойского НГКМ установлено, что после проведения ГРП обеспечивается почти трехкратный рост продуктивности скважин. В среднем объем дополнительной добычи на каждую стимулированную ГРП скважину составляет около 100 млн м3 газа в первый год эксплуатации [1].

На диаграмме (рис. 1) представлена информация о количестве операций ГРП, проведенных на участке 2А за период с 2009 по 2016 г. Всего за рассматриваемый период разработки участка 2А выполнено 55 операций ГРП на 48 скважинах.

При расчете динамики прироста чистого денежного потока учитывались затраты, условно зависящие от объема добываемых углеводородов: затраты на вспомогательные материалы, электроэнергию, прочие расходы, налоги на добычу газа и конденсата. Для расчета расходов на основании информации отчетных форм о затратах на добычу газа и конденсата ООО «Газпром добыча Уренгой» в период с 2009 по 2016 г. определены удельные стоимостные показатели расходов в расчете на 1000 м3 газа и 1 т конденсата.

Абсолютный размер затрат зависит от объема дополнительно добываемых углеводородов и величины удельных затрат. Налог на добычу полезных ископаемых определен по фактическим ставкам, действовавшим в годы расчетного периода и объемам дополнительной добычи газа и конденсата. Кроме того, при расчетах учтены амортизационные отчисления на новые капитальные вложения в соответствии со сроком полезного использования (10 лет). Налог на имущество определен по ставке 2,2 % от остаточной стоимости новых основных фондов. Выручка от реализации дополнительно добытых углеводородов рассчитана по ценам, рекомендованным ПАО «Газпром» для оценки инвестиционных проектов.

Основным критерием оценки эффективности проведения ГРП принят приростной дисконтированный чистый денежный поток, приведенный методом дисконтирования к текущему уровню цен, представленный на рис. 2.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Проведение ГРП в скважинах ачимовских отложений участка 2А Уренгойского НГКМ экономически обосновано. Базой для сравнения приняты результаты НИР «Дополнение к Единой технологической схеме разработки залежей углеводородного сырья ачимовских залежей Уренгойского НГКМ», утвержденной протоколом заседания Западно-Сибирской неф-тегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС [5]. Сокращение добычи углеводородов при рассмотрении варианта без применения ГРП, несмотря на сокращение стоимости строительства установки комплексной подготовки газа и системы сбора, привело к значительному снижению проектных показателей экономической эффективности.

Сравнение основных экономических показателей освоения ачимовских залежей участка 2А с проведением и без проведения ГРП за весь рассматриваемый период представлено далее.

Проектные показатели экономической эффективности проведения ГРП значительно превышают вариант, не предусматривающий его проведение. Относительные основные технико-экономические показатели (ТЭП) представлены на рис. 3.

Проведение ГРП приведет к увеличению добычи углеводородов и, соответственно, к росту выручки на 63 %, увеличению капитальных вложений на 24 %, росту чистого денежного потока и дисконтированного денежного потока на 79 и 85 % соответственно. Чистая приведенная стоимость (NPV) при освоении ачимовских отложений участка 2А без проведения ГРП составила всего 15 % от соответствующего показателя с проведением интенсификации притока методом ГРП.

Экономическая эффективность от внедрения технологии облегченной конструкции скважин определена по двум направлениям:

– снижение стоимости строительства скважин при изменении проектных решений на основе фактических данных о стоимости строительства скважин на участке 2А ООО «Газпром добыча Уренгой» (для исключения влияния инфляционной составляющей фактическая стоимость всех скважин приведена к уровню цен на 01.01.2017 г. с помощью индексов удорожания, рекомендуемых ПАО «Газпром». Средняя стоимость одной скважины, пробуренной по базовой конструкции, в ценах 2016 г. выше на 20 %, чем стоимость скважин с облегченной конструкцией. Условная экономия затрат по скважинам, пробуренным с 2014 по 2016 г. по облегченной конструкции, составила около 3 млрд руб.);

– проведение сравнения экономической эффективности разработки ачимовских залежей участка 2А при различных конструкциях скважин – базовой и облегченной (проектным документом является «Дополнение к Единой технологической схеме разработки залежей углеводородного сырья ачимовских залежей Уренгойского НГКМ», утвержденное протоколом заседания Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС [5]. В данной работе ТЭП разработки участка 2А по рекомендуемому варианту определялись на основании фактической стоимости скважин по данным 2014 г., т. е. с учетом облегченной конструкции скважин).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для оценки влияния оптимизации конструкции скважин на эффективность освоения ачимовских залежей проведены расчеты показателей с учетом стоимости скважин базовой конструкции. Результат расчетов позволил сделать вывод об экономической эффективности освоения участка 2А за счет оптимизации конструкции скважин.

Относительные основные ТЭП представлены на рис. 4.

Капитальные вложения сократились на 8 %. Чистая приведенная стоимость при освоении ачимовских отложений участка 2А с учетом облегченной конструкции скважин увеличилась на 3 % по сравнению с соответствующим показателем при базовой конструкции скважин.

Таким образом, мероприятия по оптимизации проведения ГРП и внедрению облегченной конструкции скважин способствуют увеличению добычи углеводородов, сокращению капитальных вложений и, как следствие, повышению эффективности строительства и эксплуатации комплекса по добыче углеводородов из ачимовских залежей Уренгойского НГКМ.

Суммарная эффективность мероприятий по оптимизации строительства скважин при освоении ачимовских отложений участка 2А с проведением ГРП и внедрением облегченной конструкции скважин составит 33 млрд руб.

Разработанные и внедренные с положительным результатом инновационные технические решения ОАО «Севернефтегазпром» позволяют совершенствовать существующие технологии на всех этапах производственного цикла, повышать уровень охраны труда и промышленной безопасности, сокращать потребление энергоресурсов и выбросы в атмосферу вредных веществ и парниковых газов, обеспечивая устойчивое развитие компаний топливно-энергетического комплекса России.

Одно из значимых достижений Общества – разработанная и апробированная с положительным результатом инновационная система управления технологическими потерями газа сухих газодинамических уплотнений (СГУ) газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на дожимной компрессорной станции. Утечки буферного газа первой ступени СГУ от всех работающих ГПА собираются в общий коллектор и направляются на технологические нужды производства. Реализация системы позволила достигнуть существенных положительных результатов: с 2013 г. выбросы парниковых газов в атмосферу сокращены на 3,167 тыс. т (79,172 тыс. т в СО2-эквиваленте), энергосбережение составило порядка 5 млн м3 подготовленного природного газа.

За период эксплуатации газового промысла в целях оптимизации финансовых затрат при выполнении технологических операций, обеспечения экологической безопасности, совершенствования системы охраны труда и промышленной безопасности работниками Общества предложено и внедрено более 300 рационализаторских предложений и 21 объект интеллектуальной собственности, которые оформлены в Роспатенте в установленном порядке. Наиболее значимые из них: «Способ герметизации резьбового соединения муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки на скважине без вывода в капитальный ремонт», «Способ регенерации триэтиленгликоля». Разработан и внедрен способ использования газов дегазации в качестве топливного газа после дополнительной подготовки на инновационном фильтре-сепараторе.

ОАО «Севернефтегазпром» признано пионером в освоении трудноизвлекаемого турона. Данные, полученные при опытно-промышленной эксплуатации туронской газовой залежи, и разработанные коллективом Общества инновационные технико-технологические решения имеют важнейшее социально-экономическое значение не только для «Севернефтегазпром», но и для реализации стратегического курса государства, направленного на освоение трудноизвлекаемых запасов природного газа.

ОАО «Севернефтегазпром»

629300, РФ, Ямало-Ненецкий АО,

г. Новый Уренгой, а/я 1130

Тел.: +7 (3494) 248-106

Факс: +7 (3494) 248-116

E-mail: sngp@sngp.com

Методика проведения газо-гидродинамических исследований (ГДИ) и обработки результатов при стационарных и нестационарных режимах фильтрации хорошо известна и описана в инструкции по испытанию газовых скважин, в инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин и др. [1–4].

Опыт проведения ГДИ в газовых скважинах при стационарных режимах фильтрации доказал правомерность применения двухчленного закона притока газа к забою скважины [5, 6]. Вместе с тем на практике далеко не всегда можно добиться полностью установившегося режима фильтрации газа на всех режимах исследований. В связи с этим полученные продуктивные характеристики исследованных скважин часто оказываются завышенными, что не позволяет использовать полученные коэффициенты фильтрационных сопротивлений скважин для достоверного прогноза их производительности в процессе эксплуатации.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

Для решения перечисленных задач в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработан ряд программ, которые позволяют обрабатывать результаты ГДИ скважин на нестационарных (неустановившихся) режимах фильтрации при помощи функции влияния [7–10]. Для обработки ГДИ при нестационарных режимах фильтрации газа в настоящем исследовании использовалась программа GDI_FV, разработанная в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Бузинов С.Н., Толмачев Д.В., Федорова Е.Н.), которая реализована на языке Turbo Delphi. Обработка данных ГДИ в этой программе проводится с использованием функции влияния, доказанные свойства которой изложены в [11].

В качестве примера представлены результаты ГДИ эксплуатационных скважин на одном из зарубежных подземных хранилищ газа. Исследования проводились с выпуском газа в атмосферу с использованием диафрагменного измерителя критического течения на диафрагмах диаметром (мм): 6,35; 7,95; 9,51; 11,11; 15,91. Обработка результатов ГДИ скважин произведена методом установившихся режимов фильтрации (стационарный метод) и методом неустановившихся режимов фильтрации (нестационарный метод).

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ И ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Ход проведения исследования по скв. № 123, результаты обработки ГДИ для установившихся режимов фильтрации газа и сопоставление продуктивных характеристик, полученных с использованием методики обработки для установившихся и неустановившихся режимов фильтрации, приведены на рис. 1.

На графике (см. рис. 1а) при исследовании на режиме 6 (диафрагма 15,9 мм) скважина улучшала свои характеристики. При стабильном дебите забойное давление увеличивалось, т. е. депрессия на пласт уменьшалась. Очищение скважин подтверждено повторением исследований на диафрагме 7,95 мм (режим 2 – прямой, режим 6 – обратный ход) – при дебите, равном прямому ходу, расчетное забойное давление выше, а депрессия на пласт ниже.

Это же наблюдается при обработке исследований методом установившихся режимов фильтрации газа (рис. 1б). Точка режима 6 (повтор режима 2) при равном дебите оказалась ниже точки прямого хода на этой же диафрагме и в случае повтора других режимов исследования группа точек и, соответственно, линия тренда также расположились бы ниже, чем при прямом ходе.

На рис. 1в сопоставлены продуктивные характеристики, полученные при разных способах обработки результатов. Лучше оказались характеристики при обработке ГДИ скважины по нестационарному методу, что также свидетельствует об улучшении характеристик скважины в процессе проведения исследований.

На графиках наглядно показаны признаки улучшения продуктивных характеристик (доосвоения) скважины:

– снижение депрессии на пласт в процессе проведения исследований на повышенных дебитах при анализе хода проведения исследований;

– достижение меньшей депрессии на пласт при постоянном дебите при проведении обратного хода по сравнению с тем же режимом прямого хода;

– улучшение продуктивных характеристик в результате сопоставления по нестационарному методу последних режимов исследования (обратный ход) по сравнению с начальными режимами прямого хода.

На примере хода исследований по скв. № 124 (рис. 2а) показана возможность определения поступления воды в скважину без выноса ее на поверхность. Для диагностики, как и для скв. № 123, использовался график с ходом проведения исследований. На режиме 5 (прямой ход, диафрагма 15,91 мм) увеличивается забойное давление и одновременно с этим происходит уменьшение дебита и значения устьевого давления скважины. Дебит вычислялся по формуле критического истечения. Поскольку режим 5 был непродолжителен, вода не успела выйти на устье и исследователи ее не зафиксировали, но отсутствие восстановления давления после исследования на обратном ходе (на диафрагме 7,95 мм, режим 6) с уверенностью свидетельствует о наличии воды в стволе скважины.

При сопоставлении продуктивных характеристик скв. № 124 (рис. 2б) при обработке на стационарном и нестационарном методе получена хорошая сходи-мость, что подтверждает вывод о том, что скважина свои продуктивные характеристики не изменила (не ухудшила).

Очень важно, что на каждом режиме определялся коэффициент , характеризующий потери давления при движении газа в насосно-компрессорных трубах. На режимах 5 и 6 коэффициент оказался в три раза больше, чем на «сухих» режимах 1–4 прямого хода, что подтверждает заключение о появлении воды на забое и в стволе скважины на режимах 5 и 6, при этом «кажущегося» ухудшения фильтрационных характеристик скважины на режиме 6 не происходит. Представленный комплексный подход анализа ГДИ скважины позволяет диагностировать водопроявления даже в случае невыноса воды на устье скважины.

Вторым ключевым моментом комплексного подхода с применением как стационарного, так и нестационарного методов обработки ГДИ скважины является практика работ, когда добиться полностью установившегося режима фильтрации бывает затруднительно. Время работы на режиме может быть ограниченно или давление быстро не стабилизируется и переходные процессы принимаются за стационарные.

На примере скв. № 136 показано, что при недостаточной стабилизации забойного (затрубного) давления без использования методов неустановившейся фильтрации газа по скважине получаются завышенные продуктивные характеристики, не отражающие их реальные возможности при отборе газа (рис. 3а, 3б).

Данный пример показывает, что в случае отсутствия стабилизации забойного (затрубного) давления при работе на режимах для более адекватного получения продуктивных характеристик скважин предпочтение следует отдавать результатам ГДИ, полученным с использованием обработки методом неустановившейся фильтрации газа. Использовать результаты обработки ГДИ по методу установившейся фильтрации газа в таких случаях некорректно.

ВЫВОДЫ

В проведенном исследовании рассмотрен комплексный подход, при котором проведение и обработка результатов ГДИ скважин с использованием методов установившейся и неустановившейся фильтрации сопровождается обязательным анализом хода проведения исследований.

Такой подход позволяет оценивать качество проведенных исследований, достижение установившихся режимов фильтрации газа, выявлять случаи доосвоения скважин в процессе исследований, диагностировать появление воды на забое и в стволе скважины в случае невыхода ее на устье.

Важно комплексно анализировать полученные данные и применять стационарные и нестационарные методы обработки результатов ГДИ скважин. Сравнение продуктивных характерис-тик скважин, полученных при различных способах обработки ГДИ, позволяет более объективно анализировать результаты проведенных исследований и принимать фильтрационные коэффициенты, позволяющие точнее прогнозировать дебиты скважин в процессе их эксплуатации.

Нельзя найти «правильные» коэффициенты фильтрационных сопротивлений при обработке данных ГДИ скважин. Можно определить значения, позволяющие более точно прогнозировать дебит скважин при заданных депрессиях на пласт.

Авторы описали относительно простой способ использования хода проведения исследований и анализа различных вариантов обработки ГДИ для получения дополнительной информации, руководствуясь которой исследователи смогут обоснованно оценить процессы, проходящие при проведении ГДИ, и оценить качество выполненных исследований.

Монтаж аппаратов воздушного охлаждения (АВО) в северных условиях (на объектах нефте- и газодобычи, а также перерабатывающих заводах) для заказчика всегда сопряжен с рядом трудностей, связанных со значительным ростом временных и финансовых расходов. Производительность труда на морозе заметно снижается, а смета на монтажные работы, наоборот, увеличивается с учетом «северных» коэффициентов.

Аппараты первого поколения чаще всего имели сборно-разборную конструкцию. Единственным узлом полной заводской готовности был блок теплообменной секции, остальные металлоконструкции поставлялись в разобранном виде. Для того чтобы привести аппарат в рабочее состояние, нужно было смонтировать электродвигатель, вентилятор с коллектором, систему рециркуляции, ограждения, отрегулировать стойки и стяжки. В отдельных контейнерах поставлялись электрооборудование, контрольно-измерительные приборы и аппаратура (КИПиА), кабель-конструкции. Монтаж данного оборудования считался отдельным видом работ и требовал привлечения специалистов, имеющих соответствующую квалификацию.

Отчасти преодолеть трудоемкость сборки помогли АВО второго поколения, поставляемые на современные объекты строительства. Они имеют блочно-модульную конструкцию и поставляются укрупненными сборочными единицами, но, как и аппараты первого поколения, зачастую не снабжаются предустановленными заводами-изготовителями электрооборудованием, средствами КИПиА и блоками управления, что в конечном счете сказывается на сроках ввода оборудования в эксплуатацию.

С 2011 г. АО «Борхиммаш» изготавливает системы автоматизированного управления (САУ) АВО собственными силами. В структуре предприятия предусмотрена отдельная служба по проектированию, производству и сопровождению пусконаладочных работ оборудования автоматизации АВО и САУ. На заводе реализовано свыше 30 проектов по автоматизации технологического оборудования различной сложности.

В настоящее время АО «Борхиммаш» освоило выпуск АВО третьего поколения – оснащенных системами автоматизированного управления. В число реализованных проектов вошли такие, как дожимная компрессорная станция «Северный Нишан» (ООО «Газпромнефть-Оренбург») и дополнительные скважины «Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Шестая очередь» (СП ООО GISSARNEFTGAZ). Комплексный подход позволил повысить энергоэффективность установок, обеспечить надежность и безопасность их эксплуатации.

Монтаж АВО третьего поколения упрощен по времени и трудозатратам за счет проложенных на заводе кабельных трасс, установленных систем КИПиА и блоков управления. Применение новых отечественных разработок значительно снижает долю импортных комплектующих.

Подобное комплексное решение позволяет осуществить конт-рольную сборку и испытание АВО в заводских условиях.

Получаю­щий такое оборудование заказчик может быть уверен в его надеж­ности и работоспособности. Но что особенно важно – актуальное для северных условий время монтажа и подготовки к пуску АВО значительно сокращается.

АО «Борхиммаш»

397164, РФ, Воронежская обл.,

г. Борисоглебск, ул. Проходная, д. 4А

Тел.: +7 (47354) 6-05-14

Факс: +7 (47354) 6-48-68

E-mail: info@bhm.ru

www.oaobhm.ru

Яркий пример развития промышленного потенциала российских регионов – производственная деятельность одного из предприятий, входящих в структуру АО «Сибирская Промышленная Группа», – ООО «Завод «ПромИнТех». Об особенностях производственного процесса, оригинальных технологиях, применяемом оборудовании и собственной аккредитованной лаборатории рассказывает операционный директор завода Павел Викторович Дубовицкий.

– Павел Викторович, основанный в 2013 г. в г. Подольске завод можно считать ровесником старта Программы импортозамещения в российских регионах. Каков итог пятилетней работы предприятия, начавшего свою деятельность фактически с нуля?

– За истекший период ООО «Завод «ПромИнТех» освоило полный цикл производства шаровых кранов различного (цельносварного, разборного и с верхним разъемом) исполнения для многих видов установок. На современном оборудовании мы производим все типоразмеры запорно-регулирующей арматуры для объектов добычи, транспортировки, переработки и хранения газа, а также других жидких и газообразных углеводородов. Благодаря передовым технологиям и высокопроизводительному оборудованию мы обладаем технической возможностью гибко наращивать производственные мощности, необходимые для выполнения крупных заказов.

– Какова проектно-конструкторская база предприятия?

– Первоначально для запуска производства основу конструкторской документации на все типоразмеры шаровых кранов разрабатывал наш инженерно-конструкторский коллектив, ориентируясь на лучшие мировые аналоги. Сегодня, оглядываясь в прошлое, можно смело утверждать, что ООО «Завод «ПромИнТех» обладает всеми необходимыми ресурсами и компетенциями, позволяющими в короткое время найти оптимальное техническое решение задачи любого уровня сложности. Другими словами, мы не только производим линейку шаровых кранов собственной разработки Dn 50–1000 (NPS 2˝–40˝) Pn 1,6–25,0 МПа (Class 150–1500), но и постоянно модифицируем существующие конструкции под требования конкретных заказчиков, предлагаем рынку наши новые разработки – шаровые краны специального исполнения, предназначенные для работы в агрессивных средах.

– Назовите, пожалуйста, основ-ные преимущества вашей продукции.

– Помимо шаровых разборных и цельносварных кранов, мы предлагаем рынку достаточно редкие по своей конструкции шаровые краны с верхним разъемом, обладающие высокой ремонтопригодностью при эксплуатации. Их конструкция позволяет осуществ-лять диагностику, обслуживание и ремонт крана без вырезки и (или) демонтажа из трубопровода с возможностью восстановления герметичности не только шпиндельного узла, но и самого затвора. Материал шаровой пробки и седла – конструкционная низколегированная сталь с напылением опорных поверхностей седла и сферической поверхности твердыми сплавами на основе кобальта и хрома, а также на основе карбидов вольфрама и хрома. Кроме уплотнения по типу «металл по металлу» существует вариант седел с главным уплотнением, изготовленным из различных полимеров, подобранных исходя из параметров рабочих сред. Существует возможность применения данных материалов, которая в зависимости от типа полимера позволяет расширить температурный интервал от –190 до 250 °С. В зависимости от агрессивности рабочей среды и температуры эксплуатации в качестве материала для изготовления седел могут применяться как углеродистые стали, так и высоколегированные, в качестве покрытия – гальванические (твердый хром, никель) и с напылением твердых сплавов на основе кобальта и хрома, а также на основе карбидов вольфрама и хрома.

– Существуют ли специальные решения для сложных условий эксплуатации?

– Да, безусловно. Стоит отметить прежде всего шаровые краны, разработанные для криогенной отрасли, которые могут работать при температуре рабочей среды до –196 °С. Их основными особенностями считаются удлиненная крышка, увеличивающая расстояние от оси трубопровода до сальника, и высокие требования к уплотнительным элементам затвора – высокотехнологичным полимерам, способным противостоять термической усадке, изменению механических свойств и стеклованию. Необходимо также упомянуть об опыте поставок арматуры, находящейся в постоянном контакте с агрессивными средами, в том числе с повышенным содержанием метанола, сероводорода, углекислого газа и абразивных частиц.

– Как ООО «Завод «ПромИнТех» гарантирует качество своей продукции?

– На заводе внедрена система многоступенчатого контроля качества – начиная с отдельных операций, деталей, сборок и заканчивая готовым изделием. Проверка качества производится отделом технического контроля согласно требованиям конструкторской, нормативной и технической документации.

Мощности собственной лаборатории позволяют осуществлять входной контроль продукции, ее производственные испытания и сдаточный контроль с оформлением соответствующей документации. Технологически – это визуально-измерительный, ультразвуковой, капиллярный контроль, измерение твердости металла и других материалов, контроль целостности лакокрасочного покрытия (определение микроотверстий в покрытии).

Гарантией качества нашей продукции также может служить ее сертификация в Системе добровольной сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ ПАО «Газпром». Изделия завода соответствуют ТУ 3742-002-17871972–2014 «Краны шаровые DN 50–1000 (NPS 2˝–40˝) PN 1,6–25,0 МПа (Class 150–1500)», а также ГОСТ 21345–2005, СТО Газпром 2-4.1-212–2008, СТО Газпром 2-4.1-1108–2008, СТ ЦКБА 052–2008, API 6D и другим российским и международным стандартам.

– Каковы новейшие разработки завода?

– К числу перспективных разработок ООО «Завод «ПромИнТех», которые проходят сейчас опытно-промышленные испытания, можно отнести шаровый трехходовой кран для запуска-приема очистных и диагностических устройств. Он способен полностью заменить существующие камеры запуска-приема, сократив тем самым массогабаритные размеры используемого оборудования и итоговые расходы заказчиков на содержание и ремонт техники.

– Кто входит в пул целевых заказчиков вашего предприятия, насколько охвачены российские арктические проекты?

– Продукция ООО «Завод «Пром-ИнТех» рекомендована к поставкам на объекты ПАО «Газпром», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Сургутнефтегаз», «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.», ООО «Иркутская нефтяная компания», АО «Ачимгаз» и ряда других нефтегазодобывающих предприятий и проектов по сжиженному природному газу.

Выпускаемые нами шаровые краны успешно прошли промышленные испытания на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» и ООО «Газпром добыча Ямбург». Документально зафиксирована их надежная работа при температурах до –60 °C. Наша запорно-регулирующая аппаратура в холодноклиматическом исполнении хорошо зарекомендовала себя на объектах добычи, транспортировки и переработки углеводородов в условиях Крайнего Севера, что немаловажно для заказчиков, ведущих разработку трудноизвлекаемых запасов с использованием российского оборудования, способного без потери качества заменить импортные аналоги.

– Где можно увидеть продукцию вашего предприятия?

– АО «Сибирская Промышленная Группа» ведет активную выставочную деятельность: в этом году мы участвовали в выставках, проходивших в Новом Уренгое, в Москве и планируем принять участие в Петербургском международном газовом форуме, который состоится в Санкт-Петербурге 2–5 октября 2018 г. Приглашаем посетить выставку и наш стенд, где специалисты завода проконсультируют по заинтересовавшим вопросам еще более подробно.

Пользуясь случаем, хотелось бы поздравить коллег и партнеров с прошедшим недавно Днем работников нефтяной и газовой промышленности, пожелать дальнейшего развития и процветания отрасли, а также здоровья, успехов и благополучия всем нефтяникам и газовикам!

АО «Сибирская Промышленная Группа»

117638, РФ, г. Москва,

ул. Одесская, д. 2, эт. 12

Тел.: +7 (495) 230-75-01

E-mail: office@aospg.ru

http://aospg.ru

Компания «Микран» более 10 лет выступает партнером ПАО «Газпром» в рамках реализации проектов в области связи и безопасности. Аппаратура компании хорошо зарекомендовала себя на сетях связи «Газпрома» и активно эксплуатируется его дочерними обществами на территории всей страны, включая суровые арк-тические районы. За все годы работы компанией разработано и произведено более 20 000 цифровых радиорелейных станций – профессиональных систем для беспроводной передачи информации на дальние расстояния – различного назначения и функцио-нала, что считается абсолютным рекордом среди отечественных предприятий.

Системы связи

Богатый опыт и работа с передовыми технологиями в сфере телекоммуникаций поз-волили компании «Микран» в период с 2015 по 2016 г. по заказу ПАО «Газпром» впервые в истории российской радиоэлектронной отрасли разработать и протестировать радиорелейные системы связи магистрального типа МИК-РЛ4...15Р+ с внутренним и наружным расположением приемопередающих устройств. Эти системы не имеют аналогов в России и по ряду важных показателей превосходят имеющиеся мировые. Оборудование прошло все необходимые испытания и было выбрано в качестве основного в рамках федерального проекта «Сила Сибири». В 2016 г. системы связи магистрального типа были поставлены в серийное производство.

С применением этой аппаратуры реализовано несколько проектов по заказам ПАО «Газпром», ПАО «Транснефть», ФГУП «Рос-морпорт» и других заказчиков. МИК-РЛ4...15Р+ производства НПФ «Микран» хорошо зарекомендовала себя в текущей работе и планируется к использованию в качестве резерва и (или) альтернативы волоконно-оптических сетей связи во множестве проектов ПАО «Газпром» и его дочерних обществ.

В дополнение к системам радиорелейной связи компанией «Микран» был разработан набор продукции, необходимой для поставки комплексных решений связи высокой заводской готовности, в частности аппаратные связи в блок-контейнерном исполнении и системы электроснабжения и бесперебойного питания. Данная аппаратура также поставляется на сети заказчиков, в том числе ПАО «Газпром».

В целях исполнения дорожной карты по взаимодействию ПАО «Газпром» с промышленным комплексом Томской обл. НПФ «Микран» были созданы комплексы радиорелейной связи высокой заводской готовности для реализации проектов «под ключ». Данное решение подразумевает сборку и испытания основных элементов связи на производственных площадях с последующей поставкой на места установки в виде готового комплекса. Такой подход позволяет обеспечить высокую степень надежности систем, сократить сроки монтажных и пусконаладочных работ на объектах, а также обеспечивает экономию стоимости владения за счет сокращения как логистических, так и эксплуатационных затрат.

Реализация комплексных решений

Следующий шаг развития компании – переход от поставки отдельных телекоммуникационных устройств к реализации комплексных решений на базе томской промышленности. Что это дает нашим потребителям?

Единый центр ответственности и сервисной поддержки. Комплексное решение от отечественного производителя.

АО «НПФ «Микран» – отечественный разработчик и производитель продукции. Наличие производственного и R&D-центров обеспечивает высокое качество обслуживания, оперативный сервис и модернизацию оборудования. Политика компании в области качества гарантирует ремонт и замену оборудования на протяжении всего жизненного цикла аппаратуры, так называемый пожизненный сервис, что сводит к нулю риски прекращения обслуживания аппаратуры в период ее эксплуатации у заказчика.

Гарантия дальнейшей модернизации аппаратуры.

Предприятия нефтегазового сектора в целом и ПАО «Газпром» в частности выступают в качестве ключевых потребителей продукции НПФ «Микран», что обусловливает высокую степень внимания со стороны производителя к текущим и потенциальным проблемам в области связи и выделение максимального ресурса для предоставления кастомизированных решений за счет производителя. На протяжении всей истории работы с ПАО «Газпром» компания «Микран» внимательно и оперативно реагировала на требования «газового гиганта», предоставляя уникальные варианты решения проблем, разрабатывая их без привлечения каких-либо инвестиций и гарантий.

Технологическая безопасность сети заказчика и сокращение зависимости от импорта.

АО «НПФ «Микран» – 100%-ная российская компания. Использование аппаратуры МИК-РЛ Р+ обеспечивает импортозамещение зарубежных аналогов и сокращает риски утечки данных, несанкционированного доступа в сеть технологической связи, а также снижает степень зависимости потребителя от иностранных поставщиков.

Такой подход позволяет поставлять изделия высокой заводской готовности от одного производителя и сократить стоимость владения аппаратурой на 30–40 %.

АО «НПФ «Микран»

634041, РФ, г. Томск, пр-кт Кирова, д. 51д

Тел.: +7 (800) 301-00-29,

+7 (3822) 41-34-03, 41-34-06

Факс: +7 (3822) 42-36-15

E-mail: mic@micran.ru

www.micran.ru

ПРОМЫШЛЕННЫЕ УЛЬТРАЗВУКОВЫЕ РАСХОДОМЕРЫ ГАЗА

Ультразвуковые расходомеры газа семейства Q.Sonic (рис. 1) европейского производства успешно применяются на многих объектах в России – например, на газораспределительных станциях «Джубга» и «Кудепста», запущенных в эксплуатацию в Краснодарском крае в преддверии Олимпийских игр в г. Сочи. В этом году ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» освоило производство нового прибора этого семейства – ультразвукового расходомера газа Q.Sonic^max (номинальный диаметр от Ду100 до Ду1400, давление газа до 15 МПа). Для достижения лучших метрологических и эксплуатационных характеристик относительно предыдущих моделей в Q.Sonic^max скомбинированы два метода и одновременно используются шесть симметричных измерительных прямых канала и два симметричных измерительных канала с отражением от стенок расходомера. Такая конфигурация расширяет диапазон применения расходомера, позволяет учитывать влияние любых изменений профиля потока газа и обеспечивает измерение расхода и объема газа с очень высокой точностью при заявленных условиях эксплуатации. Помимо этого, ультразвуковые расходомеры газа Q.Sonic^max при выпуске из производства могут быть укомплектованы прямыми участками трубопроводов.

КОРРЕКТОРЫ ОБЪЕМА ГАЗА И ВЫЧИСЛИТЕЛИ РАСХОДА

С ультразвуковыми расходомерами Q.Sonic^max могут работать электронные корректоры ЕК270 и потоковые корректоры ЕК280 и ЕК290. Если в корректоре ЕК270 реализован только метод вычисления коэффициента сжимаемости в соответствии с ГОСТ 30319.2–2015 и он может применяться при давлении газа до 7,5 МПа, то в корректоры ЕК280 и ЕК290 в середине 2018 г. был добавлен метод вычисления коэффициента сжимаемости в соответствии с ГОСТ 30319.3–2015, и эти корректоры теперь могут применяться при давлении газа до 15 МПа. Тем не менее корректоры ЕК270, ЕК280 и ЕК290, подключенные к ультразвуковому расходомеру Q.Sonic^max, на основе полученных от него данных о рабочем расходе газа могут только вычислить стандартный объем газа – какой-либо сервисной информации о работе расходомера они передать не могут.

Полную информацию может предоставить новый вычислитель расхода газа еnСore FC1 (рис. 2), производство которого также начато в этом году. Данный конфигурируемый вычислитель в зависимости от исполнения может одновременно обслуживать до семи расходомеров. В нем также реализованы методы вычисления коэффициента сжимаемости в соответствии с ГОСТ 30319.2–2015 и ГОСТ 30319.3–2015. В отличие от корректоров объема газа серии ЕК, которые имеют в своем составе датчики давления и температуры, к вычислителю расхода еnСore FC1 подключаются датчики давления и температуры со стандартизированными выходными сигналами. Для передачи данных в системы более высокого уровня вычислитель еnСore FC1 может быть оснащен платами расширения с портами Ethernet (LAN), RS232/422/485. Для работы с вычислителем еnСore FC1 используются как специализированные программные продукты, так и обновленный ПК «СОДЭК». Еще одна важная отличительная особенность вычислителя расхода газа еnСore FC1 – возможность автоматизированной совместной работы с промышленным газовым хроматографом.

ГАЗОВЫЕ ХРОМАТОГРАФЫ

При оценке больших объемов газа необходимо определять его компонентный состав и учитывать результаты при вычислении стандартного объема газа. Для этой цели применяются газовые хроматографы. В 2018 г. ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» освоило производство промышленного газового хроматографа EnCal 3000 (рис. 3), который выпускается в двух исполнениях: специализированное (определение состава природного газа по ГОСТ 31371.7–2008) и универсальное (расширенный анализ состава различных газов). Отличительные особенности хроматографа – наличие до пяти независимых входов для отбора газовых проб, высокая точность величин (относительная погрешность менее 0,1 % для всех расчетных величин), высокая скорость анализа (3 мин для С₆₊ и 5 мин для С9) и возможность работы по различным интерфейсам (Ethernet UTP10 Base-T и RS232/RS485).

УЗЕЛ УЧЕТА ГАЗА НА БАЗЕ УЛЬТРАЗВУКОВОГО РАСХОДОМЕРА ГАЗА Q.SONIC^MAX

Наличие в выпускаемой линейке продукции всех вышеперечисленных приборов позволяет ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» предложить потребителю законченный узел учета газа, состоящий из одного или нескольких ультразвуковых расходомеров Q.Sonic^max, хроматографа EnCal 3000, датчиков давления и температуры серии SmartLine с возможностью организации передачи данных на удаленный диспетчерский пункт (рис. 4).

Расширение номенклатуры выпускаемой продукции, комплексный подход к вопросу учета газа, использующий возможности взаимодействия приборов между собой, позволяет ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» предлагать потребителям надежные современные технические решения для работы как при низком и среднем, так и при высоком давлении.

– Дмитрий Николаевич, военную и нефтегазовую технику объединяет возможность обходиться без дорог. Мы рады, что Брянский автомобильный завод, входящий в российский оборонный концерн «Алмаз – Антей», наладил выпуск продукции, активно востребованной нефтяниками и газовиками. Каков актуальный модельный ряд по этому направлению?

– АО «Брянский автомобильный завод» (БАЗ) обеспечивает полный цикл производства специальных колесных шасси и тягачей (СКШТ) высокой проходимости. За 60-летнюю историю завода на конвейере сменилось несколько поколений СКШТ. Сегодня мы выпускаем технику четвертого поколения – семейство «Вощина-1». Наша продукция хорошо известна в России и за рубежом, используется в широком климатическом диапазоне и комплектуется с учетом индивидуальных требований заказчика.

В производственной линейке БАЗ сегодня представлены различные модели СКШТ: от 3-осной до 6-осной, могут быть изготовлены 7- и 8-осные машины. Есть в модельном ряду и «широкие» модели – с габаритной шириной 3,1 м, которые обладают большей устойчивостью и используются для монтажа уникального оборудования.

– Каковы основные преимущества автомобилей и шасси Брянского автомобильного завода в сравнении с аналогами отечественного и зарубежного производства?

– В отличие от обычных грузовиков-вездеходов наша техника обладает более высокой проходимостью. За счет разрезных мостов, независимой торсионной подвески и колесных редукторов несоосного типа обеспечивается больший дорожный просвет, проходимость и отсутствие «бульдозерного» эффекта. Специальные колесные шасси и тягачи обладают низкой монтажной высотой по раме, что позволяет разместить крупногабаритное технологическое оборудование и обеспечить низкий центр тяжести. Для повышенной проходимости предусмот-рены блокировки межколесного, межосевого и межтележечного дифференциалов.

У «гражданских» версий нашей техники есть еще одно любопытное преимущество – возможность обходиться без бортового электричества. Эта опция была задумана еще на стадии разработки семейства «Вощина-1», для того чтобы ракетные установки и другая военная техника оставались «на ходу» при поражении электромагнитным импульсом ядерного взрыва.

Даже если на шасси и тягачах БАЗ выйдут из строя одновременно стартер, электрогенератор, аккумуляторная батарея, светотехника и вся остальная электрика и электроника, запустить двигатель можно с помощью пневмосистемы, регулирующей давление в шинах. После этого для передвижения, маневрирования и торможения СШКТ электричество также не требуется.

– Как оснащаются СКШТ Брянского завода для работы в нефте-газовой отрасли?

– На полноприводные шасси семейства «Вощина-1» монтируются мобильные буровые установки (МБУ) и другое оборудование для нефтегазовой отрасли. Завод имеет опыт по изготовлению шасси для автоцистерн большой емкости для перевозки нефтепродуктов, специальных крановых шасси с опорно-ходовыми рамами, различных шасси и тягачей для специальных транспортных операций. Особо следует отметить технику для транспортировки труб большой длины и диаметра – такую технику марки БАЗ нефтяники и газовики использовали в Сибири еще в 1960–1970-е гг. Сегодня завод готов выпускать трубоплетевозы нового поколения. Кроме этого, у нас есть возможность размещать на базе шасси специальное оборудование массой до 43 т.

– Допустимо ли технике перемещаться по дорогам общего пользования? Какая водительская категория нужна для управления?

– Осевая нагрузка нашей техники не превышает 10 т, что делает возможным ее эксплуатацию на всех видах дорог при оформлении спецразрешения. Колесные шасси и тягачи БАЗ имеют централизованную систему регулирования давления воздуха в шинах и гид-роусилитель рулевого управления с дублирующим насосом, что повышает безопасность движения и обеспечивает возможность буксирования с неработающим двигателем. Допустимая масса буксируемого прицепа по дорогам с твердым покрытием составляет 50 т, по всем видам дорог и местности – 15 т. В Ростехнадзоре наши машины регистрируются не как грузовые автомобили, а как тракторы. Это значительно упрощает постановку техники на учет и ее эксплуатацию в отдаленных районах.

– В каких нефтегазовых проектах участвует ваша техника в этом году?

– В 2018 году мы начали сотрудничество с ООО «Калининградская буровая компания». Первая машина – шасси БАЗ-69099 – уже отправлена в ООО «Идель Нефтемаш» (г. Ишимбай, Республика Башкортостан) для монтажа мобильной буровой установки МБУ-140. Эта модель предназначена для монтажа специального оборудования массой более 40 т: мобильных буровых установок, автотопливозаправочного оборудования, пожарного оборудования, системы для перевозки контейнеров, краново-манипуляторной установки для погрузки и транспортировки различных грузов.

– Инвестиционные нефтегазовые проекты сейчас сконцентрированы в Заполярье и Восточной Сибири, отличающихся сложным рельефом. Как техника адаптирована к работе в труднодоступных горных районах?

– В конструкции СКШТ используются решения, облегчающие эксплуатацию в холмистой и горной местности с высотой до 4650 м над уровнем моря. Мощности и крутящего момента 8-цилиндрового V-образного многотопливного двигателя с турбонаддувом – 470 л. с. и 1800 Н.м – достаточно для 30-градусных подъемов с полной массой автопоезда до 90 т. Машины оснащаются 9-ступенчатой механической коробкой передач ЯМЗ-2393-10, позволяющей настроить нужное тяговое усилие при подъеме с грузом. В систему выхлопа включен моторный замедлитель, повышающий безопасность движения на длительных спусках. В 2017 г. техника приняла участие в длительной экспедиции в районы жарко-пустынной и горной местности, в том числе на Эльбрус, а в текущем году зимой – в северные регионы страны. Никаких отказов в ходе таких испытаний не было, шасси БАЗ зарекомендовали себя с самой лучшей стороны.

– Как защищена «арктическая» версия вашей машины от экстремальных климатических воздействий?

– Вся техника адаптирована для эксплуатации в различных климатических условиях нашей страны – от Крайнего Севера до жаркого юга – и рассчитана на работу при температурах от –60 до 50 °С, относительной влажности воздуха до 98 % при 25 °С, запыленности воздуха до 2,0 г/м³.

Если говорить о шасси в «северном» исполнении, то они обладают уникальным набором характеристик для применения в арктических регионах, в числе которых: комплектующие российского производства, отсутствие электроники, в том числе для двигателя, независимая торсионная подвеска каждого колеса, полная блокировка в колесных редукторах и раздаточной коробке, высокая проходимость, клиренс 580 мм, статическая устойчивость к опрокидыванию – 40° (крен), эксплуатация при экстремальных температурных режимах, минимальный радиус поворота от 13 м, низкая стоимость эксплуатационных расходов по сравнению с импортными аналогами.

В частности, «арктический» вариант шасси БАЗ-69092, изготовленный для работы на Крайнем Севере, в настоящее время проходит испытания в экстремальных условиях в Якутии. Здесь машина уже успела подтвердить свои главные качества– высокую проходимость и большую грузоподъемность, приняв участие в спасательной операции в Респуб-лике Саха. БАЗ-69092 доставлял гуманитарные грузы в труднодоступные, наиболее пострадавшие от паводков районы. Уверен, такая техника будет востребована также нефтяниками и газовиками, работающими в Арктике, Заполярье и Восточной Сибири. Эти районы нашей страны, как известно, отличаются сложным рельефом и суровыми погодными условиями.

– Что вы предпринимаете для обеспечения качества сервисного обслуживания СКШТ БАЗ в этих отдаленных районах?

– Сервисное обслуживание техники, в том числе БАЗ-69099 и БАЗ-69092, в гарантийный и пост-гарантийные периоды проводится мобильными выездными бригадами официального дилера АО «БЗКТ Алмаз – Антей» на территории заказчика и в местах эксплуатации техники.

Завод проводит серьезную работу по расширению количества дилерских и сервисных центров. В удаленных районах страны обслуживание техники производится местными сервисными компаниями, специалисты которых прошли обучение и знают специфику обслуживания наших машин. Для ремонта используются оригинальные запасные части АО «БАЗ».

– В этом году Брянский автомобильный завод отметил 60-летний юбилей. Какие главные традиции коллектив завода пронес через столь внушительный срок?

После вхождения в состав Концерна ВКО «Алмаз – Антей» завод переживает «вторую молодость»: полным ходом идут модернизация предприятия, обновление станочного парка, рост производственных показателей. Помимо серийного выпуска высокопроходимых СКШТ БАЗ обеспечивает сервисное обслуживание продукции, поставку запасных частей, осуществляет обучение и повышение квалификации собственных сотрудников и специалистов сторонних организаций, в том числе и эксплуатирующих СКШТ, в собственном Учебном центре, открытом в 2018 г.

Сегодня завод не только выполняет государственный оборонный заказ, но и готов дополнительно обеспечить значительное увеличение выпуска гражданской продукции уже в текущем году, в том числе для нефтегазовой отрасли.

АО «Брянский автомобильный завод»

241038, РФ, г. Брянск,

ул. Сталелитейная, д. 1

Тел/факс: +7 (4832) 22-15-00,

22-14-80

www.baz32.ru

Наряду с различными конструкциями запорной арматуры в криогенных процессах широко применяются дисковые поворотные затворы с трехкратным эксцентриситетом. Как показывает практика последних лет, многие производители таких затворов сталкиваются с проблемой несоответствия классу герметичности по стандарту BS 6364 (British Standard Valve for Cryogenic Service) в силу овальной геометрии седла и уплотнения диска, высокой протечки, а также небольших сроков эксплуатации.

Рассмотрим подробно конструкцию с трехкратным эксцентриситетом (рис. 1) и причину протечки.

ТЕПЛОВОЕ РАСШИРЕНИЕ МАТЕРИАЛОВ ПРИ ПОВЫШЕНИИ ТЕМПЕРАТУРЫ

Эксперименты показали, что даже неравномерное овальное отверстие в металле при нагреве имеет относительно пропорцио-нальные тепловые линейное и объемное расширения металла. Если компоненты запорной арматуры изготовлены из материалов, близких по своим физическим свойствам, тогда даже при нагреве до температуры 1000 °С тепловые расширения всех деталей обеспечивают продолжительную герметичность арматуры. Увеличиваясь в объеме, детали арматуры, особенно седло и уплотнение диска, входят в еще более тесный контакт, что благоприятно сказывается на герметичности, – это можно назвать эффектом вспомогательного самоуплотнения. Благодаря этому физическому явлению затворы с трехкратным эксцентриситетом и овальной геометрией седла обеспечивают продолжительную герметичность при повышенных температурах в момент теста на огнестойкость по стандарту FireSafe API 607 (ГОСТ 33856–2016) при температуре 1000 °С.

Овал имеет множество различных радиусов, зона радиусов большой дуги, где окружность овала более «плоская» и отрезок соприкосновения уплотнения с седлом более длинный, подвержена трению и повышенному износу. При нагреве контакт усиливается, и такой износ приводит к протечке.

СЖАТИЕ МАТЕРИАЛА ПРИ ПОНИЖЕНИИ ТЕМПЕРАТУРЫ

При охлаждении материала происходит его сжатие. По причине овальной геометрии и, как следствие, неравномерной толщины материалов сжатие происходит непропорционально, овальная геометрия седла затвора с трехкратным эксцентриситетом становится еще более эллиптической по отношению к идеально круглой форме. В результате такой деформации появляются зазоры в системе уплотнения. Этот феномен долгое время представлял для криогенных процессов нерешаемую проблему.

ДИСКОВЫЙ ЗАТВОР С ЧЕТЫРЕХКРАТНЫМ ЭКСЦЕНТРИСИТЕТОМ QUADAX®

При разработке дискового затвора нового поколения компанией müller co-ax group была поставлена первостепенная задача: обеспечить абсолютную герметичность при сверхнизких температурах. Результатом работы стал дисковый затвор с четырехкратным эксцентриситетом (рис. 2), в котором были устранены конструктивные недостатки дискового затвора с трехкратным эксцентриситетом.

Дисковый затвор с четырехкратным эксцентриситетом QUADAX® имеет абсолютную круглую геометрию седла и уплотнения, у всех деталей конструкции одинаковая толщина стенок. Соответственно, происходит пропорционально равномерное тепловое расширение и сжатие материалов. Круг имеет только один радиус, по-этому зоны трения во всей равномерной окружности отсутствуют.

ПРЕИМУЩЕСТВА НА РЫНКЕ

Благодаря круглой геометрии седла и уплотнения обеспечивается абсолютная герметичность при сверхнизких температурах до –196 °C.

Это доказывают многочисленные тесты, проведенные независимыми сертификационными организациями и промышленными клиентами. Один из таких клиентов – немецкая компания Linde AG, которая предъявляет бескомпромиссные требования к качеству и надежности арматуры.

Разделение воздуха на его составляющие путем ректификации позволяет получить кислород, азот, аргон, а также благородные газы: криптон, ксенон, неон, гелий и др.

Полученный газ можно транспортировать как в газовой фазе по трубопроводам, так и в сжиженном состоянии в цистернах.

Дисковый затвор QUADAX® успешно зарекомендовал себя на таких установках, которые работают по всему миру и в России.

КРИОГЕННЫЙ ТЕСТ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

Дисковый затвор QUADAX® не только выполняет требования стандарта BS 6364 по протечке, но и превосходит эти требования.

Формула для определения допустимой протечки: Q = 100 мм³/с . DN

Пример: DN 300

BS 6364 разрешает 100 мм³/с . 300 = = 30 000 мм³/с = 1800 мл/мин

Результат теста QUADAX® – 0 мл/мин

Сегодня дисковый затвор QUADAX® производится компанией müller quadax gmbh – дочерним предприятием фамильной производственной промышленной компании müller co-ax ag, основу которой в 1960 г. положил Готфрид Мюллер. Более чем за 50-летнюю историю предприятие выросло до мирового лидера в производстве коаксиальных и специальных электромагнитных клапанов.

Название QUADAX выбрано не случайно: QUAD означает «четыре» и подразумевает затвор с четырехкратным эксцентриситетом; AX – аббревиатура компании co-ax.

Интенсивность работ по освоению углеводородных ресурсов континентального шельфа не-уклонно растет. В настоящее время добыча и освоение морских нефтегазовых месторождений ведутся в Мексиканском заливе, на шельфах Бразилии, Южной Африки, в Юго-Восточной Азии. Активно осваиваются морские неф-тегазовые месторождения арктического и субарктического регионов Норвежского, Печорского и Северного морей, моря Бофорта и шельфа о. Сахалин. По мере увеличения добычи морских нефтегазовых ресурсов и реализации новых шельфовых проектов стало возрастать количество аварий и инцидентов, возникающих как в процессе работ по обустройству, так и при эксплуатации [1].

Целью настоящей статьи является рассмотрение актуальных вопросов комплексных морских инженерных изысканий и подходов к оценке морских геологических опасностей для шельфовых месторождений Киринского блока о. Сахалин (РФ).

Для успешной реализации проектов освоения углеводородных ресурсов континентального шельфа и обеспечения проектного режима эксплуатации на начальном этапе проектирования необходимо проведение оценки потенциальных опасностей, возникающих на протяжении всего жизненного цикла, и обеспечение минимизации этих рисков для объектов морского добычного промысла. С этой целью для предварительного выявления, описания, систематизации и ранжирования возможных опасностей могут применяться разнообразные качественные и полуколичественные методы, такие как метод инженерно-геологических аналогий, метод идентификации источников опасности (HAZID), сценарный метод и др.

Для объектов обустройства морских месторождений выделяются три основные группы опасностей, которые могут возникать в ходе реализации морских проектов, – техногенные, природные и геологические (табл. 1).

Регионы реализации проектов отличаются друг от друга природно-климатическими и геологическими условиями и изученностью, в связи с чем появляется вероятность столкновения с опасностями, не включенными в перечень (см. табл. 1).

В свою очередь, негативное влияние опасностей на объекты проектирования можно разбить по группам в зависимости от видов объектов и опасностей (табл. 2).

Минимизация возникающих опасностей и их негативного влияния достигается путем проведения ряда мероприятий, направленных на оценку риска потенциальных техногенных, природных и геологических опасностей. В первую очередь производится сбор исходных данных, включающий анализ имеющихся материалов по инженерно-геологическим и гидрометеорологическим условиям района реализации проекта, данных по проводимым ранее строительно-монтажным работам и информации по наличию техногенных объектов.

Далее производится оценка уровня риска потенциальных опасностей. В случае если результаты оценки положительные (риски минимальны) и имеющихся материалов достаточно для реализации проекта, процесс оценки может считаться завершенным. В противном случае, если рис-ки потенциальных опасностей велики или для окончательной оценки недостаточно материалов, осуществляется подготовка технического задания на выполнение комплексных инженерных изысканий, обоснования объе-мов изысканий согласно программе работ и проведение комплексных инженерных изысканий с последующей актуализацией материалов для оценки рисков.

В случае когда риски потенциальных опасностей все еще остаются большими, основные проектные решения подлежат корректировке. Причем по результатам корректировки проектных решений может возникнуть потребность в проведении уточняющих комплексных инженерных изысканий. Данный цикл повторяется до тех пор, пока не будут подтверждены достаточность имеющихся материалов и минимизация возможных рисков для успешной реализации проекта.

Процесс оценки риска потенциальных техногенных, природных и геологических опасностей представлен на рис. 1.

ИССЛЕДОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИРИНСКОГО БЛОКА

В настоящее время в РФ осуществляется реализация проектов освоения углеводородных месторождений шельфа арктических и дальневосточных морей, среди которых особое внимание стоит уделить проектам обустройства Киринского газоконденсатного и Южно-Киринского месторождений, входящих в состав Киринского блока.

При реализации данных проектов впервые в российской инженерной практике была использована технология подводной добычи. Применение технологического оборудования подводной добычи позволяет избежать целого ряда проблем для морских объектов обустройства, связанных с тяжелыми гидрометеорологическими условиями о. Сахалин, и исключает воздействие некоторых видов природных опасностей, таких как ледовые воздействия, волнение моря.

В условиях Охотского моря чрезвычайно опасными процессами являются землетрясения и подвижки по активным разломам, цунами, разжижение грунтов, особенно при учете их возможного воздействия на подводные объекты обустройства. Серьезной проблемой при проектировании и строительстве скважин являются так называемые газовые карманы в приповерхностной толще осадочных пород с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Разгерметизация такого кармана в ходе бурения может привести к прорыву газа, прихвату колонны, поглощению бурового раствора, образованию котлована и загазованности водной толщи. К береговым опасным процессам можно отнести эрозию дна и торошение в прибрежной зоне, что обусловливает возможное воздействие на подводные трубопроводы в местах их выхода на берег.

Для оценки рисков, которые могут возникнуть в ходе работ по обустройству месторождений Киринского блока, следует выделить группу опасностей, представляющих основную угрозу для эксплуатационной надежности объектов МТК:

– тектоника и сейсмическое воздействие – устойчивость и возможные смещения объектов обустройства при сейсмических воздействиях определяются возможными смещениями их фундаментов и опорных оснований, напрямую зависящих от грунтовых условий в местах расположения объектов. Учитывая, что шельф о. Сахалин находится в сейсмоопасной зоне, имеющиеся сейсмические риски необходимо учитывать при проектировании объектов обустройства;

– наличие зон залегания приповерхностного газа – наличие газонасыщенных осадков и изолированных линз придонного газа, которые регулярно встречаются при бурении в различных частях Мирового океана, что указывает на их широкое, практически повсеместное распространение. Мировая история шельфового бурения насчитывает ряд случаев аварий и катастроф, связанных с проявлениями придонного газа, последствиями которых стали существенные повреждения технических устройств (вплоть до потери установок) и человеческие жертвы (буровая баржа C.P. Baker, 30.06.1964; буровое судно Petromar, 27.08.1981, и др.);

– геодинамические процессы (регрессивный прогиб морского дна) – негативные технические и экологические последствия, возникающие в ходе разработки углеводородных месторождений, что связано с развитием геодинамических процессов при выработке запасов месторождений как на суше, так и на континентальном шельфе. Опасные геодинамические процессы связаны с деформацией поверхности морского дна (регрессивный прогиб морского дна). Характерными примерами проявления опасных геодинамических процессов в мировой практике являются месторождение Экофиск в Норвегии (оседание – 7,8 м) и месторождение Уилмингтон в США (оседание – 9 м).

В целях минимизации рисков возникновения указанных опасностей и снижения возможных неблагоприятных последствий необходимо на этапе принятия решений по обустройству месторождений поставить следующие задачи: оценка устойчивости и возможных смещений фундаментов и опорных оснований при сейсмических воздействиях с учетом специфики грунтовых условий; обнаружение зон расположения приповерхностного газа; прогнозирование регрессив-ного прогиба морского дна.

Вышеуказанные задачи необходимо решать в комплексе, так как последствия обозначенных опасностей тесно взаимосвязаны. Так, газопроявление может быть последствием сейсмического воздействия на линзу придонного газа, а деформация поверхности морского дна может быть последствием газопроявления.

Для решения данных задач и успешной реализации шельфовых проектов на этапе обустройства необходимо проведение комп-лексных морских инженерных изысканий. Качество проведения инженерных изысканий и корректная интерпретация данных, полученных в ходе изыскательских работ, в значительной степени влияют на принятие проектных решений и эксплуатационную надежность объектов морского обустройства.

КОМПЛЕКС ИЗЫСКАНИЙ

Комплекс морских инженерных изысканий для шельфовых проектов включает инженерно-геодезические, инженерно-гидрометеорологические, инженерно-экологические, инженерно-геологические изыскания.

Инженерно-геодезические (гидрографические) изыскания выполняются в целях получения карт рельефа морского дна и для обеспечения других видов изысканий.

Инженерно-гидрометеорологические изыскания включают изучение гидрологических, метеорологических условий, литодинамические и гляциологичес-кие исследования. Литодинамические исследования занимают немаловажную часть данного раздела изысканий, изучая литолого-геоморфологические условия, рельеф дна и береговой линии, воздействия ледовых образований на дно, включая оценку динамики наносов. На основе исследований возможно построение моделей процессов перемещения наносов под влиянием течений и волн и последующего выявления участков размыва дна, аккумуляции наносов, определения источников их поступления, особенности потоков и прогноз направления перемещения. Гляциологические исследования также занимают важную часть данного раздела, позволяя получить данные о скорости и траектории движения ледников и айсбергов в северных и арктических широтах.

Инженерно-экологические изыскания позволяют оценить состояние морской экосистемы в районе проведения работ и прогнозировать возможные изменения окружающей среды под влиянием антропогенной нагрузки в целях минимизации или предотвращения вредных и нежелательных экологических последствий в результате выполнения работ на акватории.

Инженерно-геологические изыскания представляют основной объем комплексных инженерных изысканий и делятся на два подраздела: инженерно-геофизические и инженерно-геотехнические. Цель изысканий – в комплексе изучить инженерно-геологические условия района реализации проекта в общем и конкретных площадок и трасс в частности и определить: геологическое строение, сейсмотектонические, геоморфологические, гидрогеологические и геокриологические условия; состав, свойства, температуру и состояние грунтов; наличие опасных геологических процессов и явлений (тектонических нарушений, зон приповерхностного газа и разгрузки подземных вод). Также особое внимание уделяется сейсмическому микрорайонированию, входящему в состав сейсмологических исследований, для уточнения оценок сейсмических воздействий.

Геотехнические изыскания желательно проводить в комплексе с геофизическими и определять точки бурения и пробоотбора на площадках и трассах, а также необходимую глубину бурения на основе материалов геофизики. В противном случае геотехнические изыскания в районе реализации проекта будут проводиться вслепую, что может привести к негативным последствиям.

Главная отличительная черта комплексных морских инженерных изысканий – необходимость привлечения специализированных технических средств: судов, плавучих установок и понтонов для выполнения работ (исключением являются арктические зоны, где выполнение работ возможно со льда). По причинам же специ-фики морских условий к проводимым работам применяются особые требования, напрямую влияющие на успешное выполнение. Необходимо использование современных эффективных способов бурения, методов геодезической привязки, оборудования для осуществления промеров, съемок и наблюдений.

Говоря об отечественном подходе к выполнению комплексных морских инженерных изысканий, можно отметить, что в части техники и технологии он не уступает зарубежным странам. Применяется современное оборудование, испытания грунта проводится как в лабораториях, так и in situ, на основании полученных данных определяются напряжения, деформации и прочность в сложных геотехнических системах с учетом взаимодействия оснований нефтегазовых морских сооружений с донными грунтами на этапах строительства и эксплуатации. Как и за рубежом, в отечественных компаниях применяется специализированное программное обеспечение для выполнения расчетов, построения моделей, прогнозирования и мониторинга.

Основное отличие отечественного подхода к выполнению комп-лексных морских инженерных изысканий связано с организацией проведения изысканий на стадии проектно-изыскательских работ при реализации проекта и нормативно-правовой и рекомендательной базой, причем оба этих аспекта тесно взаимосвязаны.

Особенности организационного подхода

Основная особенность организационного подхода проведения инженерных изысканий заключается в том, что заказчику не допускается устанавливать состав и объем работ, методику и технологию их выполнения; им прописываются только сведения об объекте изысканий и основные требования к отчетным материалам и результатам изысканий. Это изложено в общих положениях актуального в настоящее время Свода правил по инженерным изысканиям для строительства СП 47.13330.2016 [2].

Традиционно вопросом объемов работ и методики занимается непосредственно исполнитель при формировании программы работ, являющейся основным организационно-руководящим, техническим и методическим документом при выполнении инженерных изысканий. Программа работ в обязательном порядке согласуется заказчиком и утверждается исполнителем.

Опыт показывает, что крупные организации-заказчики при реализации проекта работают с организацией – генеральным проектировщиком (как правило, в роли таковой выступают проектные институты). Генеральный проектировщик берет на себя ответственность за выполнение всего комплекса изысканий, полноту и достаточность материалов по результатам его выполнения. Но часто генеральный проектировщик выполняет своими силами только один или два вида изысканий, нанимая для выполнения остального комплекса работ субподрядные организации. Таким образом, в организационном плане заказчик как минимум на один шаг отдаляется от непосредственного исполнителя работ.

Как в отечественной практике, так и в зарубежной распространен специализированный подход, при котором для выполнения работ привлекаются специализированные компании, выполняющие эти работы. В данных компаниях может не быть специалистов-интерпретаторов и инженеров, занимающихся камеральной обработкой материалов или лабораторными исследованиями, – они выполняют лишь съемку, бурение и т. д. Вместе с тем встречаются консалтинговые фирмы, обладающие необходимым штатом специалистов-геологов, геотехников или супервайзеров.

Зарубежную практику отличает подход, при котором организация-заказчик обладает своим штатом специалистов: инженеров-изыскателей (геологов, геотехников и т. д.) и проектировщиков, осуществляющих контроль не только на стадии камеральной обработки, но также при выполнении полевых работ, выступая в качестве супервайзеров и обладая правомочиями корректировать объемы и виды работ в ходе их выполнения. Помимо профессионального опыта и знаний, данные специалисты компетентны в технических деталях проектируемых объектов, ограничениях в эксплуатации и нагрузках, создаваемых при их взаимодействии с естественным основанием грунтов. Такие организации заключают контракты непосредственно с исполнителем работ, который отвечает только за достоверные результаты работ. Всю дальнейшую ответственность за полноту и достаточность объемов несет сам заказчик, а также проектировщик и (или) консультант.

Модель, предполагающая реальную заинтересованность заказчика в результатах изысканий и их надежности, подразумевает бóльшую эффективность и результативность. На рис. 2 приведены рассмотренные выше модели организационного подхода к выполнению изысканий.

Основным отличием представленных моделей является возможность заказчика при выборе модели № 2 контролировать в ходе выполнения работ необходимый и достаточный объем изысканий, учитывающий как сложность объекта проектирования, так и геологические условия, физико-механические свойства донных грунтов и пород района проектирования. Эффективность и качество результатов изысканий, а также капитальные затраты по проекту зависят от выбора данной модели.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выбор модели организационного подхода к выполнению изысканий влияет на эффективность и качество результатов изысканий, а также в конечном счете на капитальные затраты по проекту. Применение модели № 2 предпочтительнее, но в настоящее время осложнено в отечественной практике ввиду ограничений, накладываемых основными нормативно-правовыми и рекомендательными документами РФ.

Следует отметить, что в соответствии с Приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства РФ от 14.12.2016 № 940пр утвержден План разработки и утверждения сводов правил и актуализации ранее утвержденных строительных норм и правил, сводов правил на 2017 г. В данном Плане на 2017 г. предусмотрено формирование 10 сводов правил по проведению всех видов инженерных изысканий, в том числе свод правил по выполнению инженерных изысканий на континентальном шельфе.

Таблица 1. Виды опасностейTable 1. Types of hazards

Таблица 2. Негативное влияние опасностей на объекты проектирования и виды изысканий, выполняемые для минимизации рисковTable 2. Negative impact of hazards on design objects and types of surveys performed to minimize risks

В качестве одного из основных способов защиты персонала производственных объектов от опасных факторов пожара при его возникновении выступает свое-временная эвакуация людей из здания (помещения), где возник пожар. Эвакуация считается свое-временной, если персонал успеет покинуть здание (помещение) до того, как опасные факторы пожара блокируют эвакуационные пути. Это условие может быть использовано при оценке пожарной безопасности путей эвакуации производственного помещения или здания, параметров технологического процесса, а также условий труда работников производственного объекта [1–9].

ПОСТРОЕНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

Математическая формулировка поставленной задачи может быть решена посредством научных разработок В.А. Трефилова [2], связанных с моделированием процессов развития опасностей. На их основе разработан принцип построения сценариев возникновения и развития пожара на основе диаграммы причин и следствий, связность которых количественно описывается моделью возникновения и развития пожароопасных ситуаций «появление источника зажигания» (1) и «образование горючей среды» (2). В соответствии с правилом построения диаграммы (см. рис.) главным событием считается пожар на производственном объекте; событиями первого уровня – образование горючей среды и появление источника зажигания (пожароопасные ситуации); событиями второго уровня – причины возникновения пожароопасных ситуаций; событиями третьего уровня – условия появления причин возникновения пожароопасных ситуаций.

Преобразование диаграммы в математическую модель осуществляется в соответствии с известными принципами, по которым образуются пожароопасные ситуации, с помощью аппарата математической статистики и классическими законами надежности технических устройств и систем:

                      (1)

где bгс – показатель опасности пожароопасной ситуации «возникновение горючей смеси»; доп, доп – допустимые значения (t), (t) соответственно, доп – не более чем величина нижнего концентрационного предела распространения пламени горючего газа или пыли, определяется по справочным данным, доп – принимается равной нулю; (t) – параметр события выброса горючего газа в помещение (объемная доля, %), содержание горючего газа в помещении, выраженное в нижнем концентрационном пределе распространения пламени (НКПР), метод расчета НКПР приведен в НПБ 105-03 [10], в зависимости от сценария пожара может быть принята в качестве параметра доля содержания горючей пыли в помещении; (t) – параметр события выброса горючей жидкости, площадь разлива горючей жидкости на полу помещения, м2, расчет количества горючей жидкости, вытекшей из коммуникации или резервуара, приведен в [10, 11]; , – коэффициент усечения (t), (t) соответственно; , – среднеквадратичное отклонение (t), (t) соответственно; М((t)), М((t)) – математическое ожидание (t), (t) соответственно; Q, Q – вероятность возникновения (t), (t) соответственно; Кг(), Кг() – коэффициент готовности системы (технических средств) защиты от событий (t) > доп, (t) > доп соответственно.

                      (2)

где bиз – показатель опасности пожароопасной ситуации «появление источника зажигания»; доп, доп – допустимые значения (t), (t) соответственно, доп – устанавливается по служебной документации (проект, паспорт на техническое устройство, руководство по эксплуатации, инструкция, нормативные документы), доп – принимается равной нулю; (t) – параметр события появления источника зажигания в горючей среде в виде электрической искры, величина тока в сети, величина тока короткого замыкания, МДж, определяется по служебной документации (проект, паспорт на техническое устройство, инструкции) или по справочной литературе, величина тока короткого замыкания определяется по соответствующим методикам или справочным материалам, некоторые сведения указаны в ГОСТ 12.1.004–91 [12], в зависимости от сценария пожара (t) может рассматриваться как параметр появления искр статического электричества; (t) – параметр события появления источника зажигания в горючей среде в виде открытого пламени при производстве огневых работ (температура воспламенения, температура самовоспламенения), величина температуры открытого пламени принимается по справочным данным; , – коэффициент усечения (t), (t) соответственно; , – среднеквадратичное отклонение (t), (t) соответственно; М((t)), М((t)) – математическое ожидание (t), (t) соответственно; Q, Q – вероятность возникновения (t), (t) соответственно; Кг() – коэффициент готовности системы (технических средств) защиты от событий (t) > доп.

Ниже приведена классификация остальных параметров и коэффициентов, использованных в формулах (1) и (2). , , , , , , , , М((t)), М((t)), М((t)), М((t)) – принимаются по справочным сведениям. Если имеется статистическая информация, рассчитываются в соответствии с аппаратом математической статистики. Могут быть получены посредством использования методов имитационного моделирования и статистических испытаний. Q, Q, Q – в зависимости от вида распределения, которое характеризует отказ технических устройств, изделий, приборов:

Qi1 = 1 – e–t,                                  (3)

где Qi1 – экспоненциальное распределение; – интенсивность отказов, ч–1;

Qi2 = 1 – (0,5 – Ф(u)),                   (4)

где Qi2 – нормальное распределение; Ф(u) – стандартная функция нормального распределения;

,         (5)

где Qi3 – гамма-распределение; и т. д.

Может быть использована модель «нагрузка – прочность»:

,     (6)

где M[] – средняя прочность конструкции сосуда (трубопровода), МПа; M – среднее напряжение конструкции сосуда (трубопровода), МПа; S[] – среднеквадратичное отклонение M[]; S – среднеквадратичное отклонение M.

Вероятность ошибки (несоблюдения мер безопасности) сотрудника организации, предприятия определяется из выражения:

Q = 1 – [Pоб.exp(Kо – Kз)tц],         (7)

где Pоб – вероятность безошибочного выполнения работ перед обучением; Kо – коэффициент интенсивности обучения; Kз – коэффициент интенсивности забывания; tц – время цикла. Методы определения Pоб, Kо, Kз указаны в научных трудах Б.Ф. Ломова и С.В. Борисова, посвященных инженерной психологии (например, [13]).

На примере компрессорного цеха Кг(), Кг(), Кг() определяются как сис-тема защиты от вибрации, антипомпажная система, система конт-роля загазованности, система аварийно-вытяжной вентиляции, система охлаждения турбины, маслосистема и др.

Далее показан пример расчета величины . Основываясь на этом примере, несложно найти величины , , . Коэффициент находится с помощью М((t)), среднеквадратичного отклонения исходного нормального распределения , точек усечения (t)1 и (t)2 (минимальное и максимальное значения (t)) [14]. Для случая (t)1 ≤ (t) ≤ (t)2 формула расчета принимает следующий вид:

,                         (8)

где Ф0(ui) – стандартная функция нормального распределения; величины u1 и u2 находятся из формул:

;                         (9)

.                       (10)

Если применить правило «трех сигм», то (t)1 - M((t)) = -3 и (t)2 - M((t)) = 3. После подстановки в (8) получим (t)1 = –3, (t)1 = 3. По таблице значений функций Лапласа [15] находим Ф0(–3), Ф0(3) и получаем = 1,0028.

Источники зажигания, описываемые в модели (2), могут меняться в зависимости от природы возникновения. Соответственно, в этом случае меняются и топология диаграммы начиная со второго уровня, а значит, и модели возникновения пожароопасных ситуаций (1) и (2).

Сценарий пожара принимается для расчета бл при bгс ≤ 0 и bиз ≤ 0, т. е. когда образовалась горючая среда и в ней появился источник зажигания.

В дальнейшем, зная как будет протекать процесс возникновения пожара и используя технологическую информацию производственного объекта (объем емкости, резервуара, трубопроводной коммуникации, давление, свойства горючего вещества, парамет-ры помещения), определяем время блокировки путей эвакуации опасными факторами пожара бл с помощью известных методов моделирования пожара (интегральный, зонный, дифференциальный).

После расчета бл находится величина показателя пожарной безопасности эвакуационного пути:

(11)

где bэпi – показатель пожарной безопасности i-го эвакуационного пути; бл – время блокирования эвакуационных путей опасными факторами пожара, мин; tэi – расчетное время эвакуации по i-му эвакуационному пути; – коэффициент усечения Utэi; Ui – среднеквадратичное отклонение Utэi, мин; Utэi – событие случайного изменения tэi, мин; M(Utэi) – математическое ожидание Utэ, мин; PUi – вероятность возникновения Utэi.

В формуле (11) выражение

описывает случайное изменение времени эвакуации персонала, которое может быть вызвано следующими событиями Utэ: Utэ1 – увеличение времени эвакуации персонала, связанное с движением людей внутри технических аппаратов, технологических кон-струкций (отсеки, ниши, каналы и т. п.); Utэ2 – увеличение времени эвакуации, связанное с медленной подготовкой к эвакуации (спуск по вертикальным конструкциям зданий, освобож-дение от страховочных систем, спуск с подъемных сооружений); Utэ3 – увеличение времени эвакуации, связанное с выполнением действий по отключению электрооборудования, остановке технологического процесса, аварийного сброса пожароопасных веществ в аварийные емкости, запуску автоматических установок пожаротушения, спасению пострадавших.

Перечисленные события могут реализоваться в момент возникновения пожара с вероятностью РU. Вероятности возникновения Utэ1, Utэ2 находят по формуле: РU = tрм/24, где tрм – время нахождения на рабочем месте, относительно которого определяется Utэ, ч. Вероятность возникновения Utэ3 принимается равной 1, так как персонал объекта обязан выполнить действия, характерные для Utэ3. Это подтверждается и исследованиями поведения людей при пожаре отечественных и зарубежных ученых, а также пожарной статистикой [16–19].

Время эвакуации tэi находим из выражения:

tэi = tэпi + нэi,                              (12)

где tэi – время эвакуации людей из i-го помещения (здания), с; tэпi – время движения людей по i-му эвакуационному пути, с; нэi – время начала эвакуации, с.

Время движения по эвакуационному пути tэп определяется по экспериментальным данным. Параметр нэi рассчитывается по формуле, в которой учитываются психологические свойства людей, скорость образования признака пожара, время срабатывания СОУЭ и ее надежность:

                          (13)

где tсоуэ – время срабатывания СОУЭ, с, определяется в ходе эксплуатационных испытаний; tрч – время реакции человека, с, значение tрч колеблется в диапазоне 0,4–1,0 с; tпр – время принятия решения, с; Kгсоуэ – коэффициент готовности СОУЭ; tпп – время образования признака пожара, с.

Эвакуационный путь считается безопасным, если bэп > 0. После оценки bэп всех эвакуационных путей в помещении (здании) рассчитывается вероятность эвакуации персонала, при этом учитывается влияние на развитие пожара систем противопожарной защиты:

     (14)

где Pэ – вероятность эвакуации из производственного помещения (здания); Nэп(bэп ≤ 0) – количество эвакуационных путей, которые не отвечают условиям пожарной безопасности, т. е. bэп ≤ 0; Кгi – коэффициент готовности i-й системы противопожарной защиты.

Некоторые виды огнетушащих веществ, которые используются в автоматических установках пожаротушения (АУПТ), могут оказывать вредное воздействие на людей, если они окажутся в зоне их воздействия. Подобное случилось 25 августа 2010 г. в г. Тобольске, когда произошло срабатывание АУПТ в здании банка. В результате срабатывания 1 человек погиб, 13 человек отравились диоксидом углерода, который использовался в качестве огнетушащего вещества в АУПТ. Для этого в формулу (11) взамен бл следует подставить величину времени выхода АУПТ на рабочий режим. Тогда bэп покажет уровень безопасности эвакуационного пути относительно указанного опасного фактора, а Рэ – вероятность воздействия огнетушащих веществ АУПТ относительно всех эвакуационных путей производственного зданий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разработана модель показателя пожарной безопасности путей эвакуации производственных помещений и зданий, учитывающая случайное и закономерное изменение времени эвакуации людей. Получены показатели, позволяющие оценивать пожарную безопасность пожароопасных ситуаций «образование горючей среды» и «появление источника зажигания». Кроме этого, указан способ проверки вероятности воздействия на людей огнетушащих веществ автоматических установок пожаротушения.

Жемчужиной учебного центра Салаватского катализаторного завода (СкатЗ) является уникальный тренажер высотой с пятиэтажный дом. Пятнадцатиметровая конструкция – это полноразмерный макет, который полностью воссоздает устройство адсорберов и реакторов, действующих на нефтеперерабатывающих, нефтехимических и газоперерабатывающих заводах. Полигон Учебного центра, где установлен тренажер, занимает площадь 200 м². Здесь будущих специалистов учат обращаться с оборудованием, производить качественный ремонт и обслуживание технологических аппаратов, которые используются для переработки углеводородного сырья.

Важнейшей частью обучения является отработка правил техники безопасности. Манипуляции с тяжелыми грузами на большой высоте, перегрузка легковоспламеняющихся материалов, обслуживание реакторов – все это требует тщательной отработки и постоянного поддержания специальных навыков. Соблюдение повышенных требований техники безопасности – главный принцип катализаторного сервиса. Обучение происходит в условиях, максимально приближенных к производственной реальности. Используется настоящее оборудование: специальные рукава и машины плотной загрузки, а также вакуумные машины и штуцеры для выгрузки отработанных материалов.

Обучение в Тренировочном центре проходят специалисты «МТЕ Сервис» – первой в России компании, оказывающей услуги профессионального катализаторного сервиса. СкатЗ выступил одним из инициаторов ее создания. «МТЕ Сервис» занимается обслуживанием технологических аппаратов: осуществляет загрузку и выгрузку катализаторов, силикагелей, цеолитов и защитных материалов, а также проводит инспекцию и футеровку внутренних слоев оборудования. Технические навыки каждого специалиста компании ежеквартально проверяются на тренировочном полигоне. Параллельно проводятся плановые занятия по отработке различных производственных ситуаций, испытанию новых приемов и технологий.

Значение тренировок на полигоне невозможно переоценить: от четкости и слаженности работы всей бригады зависят безопасность людей, сохранность оборудования, а также будущая эффективность работы промышленных установок. Качество и скорость закладки сорбентов и катализаторов напрямую отражаются на итоговых производственных показателях и рентабельности предприятий-заказчиков.

ООО «Салаватский катализаторный завод» – инновационное предприятие, которое занимается производством и реализацией катализаторов, силикагелей, синтетических цеолитов и другой продукции. СкатЗ осуществляет полный цикл работ по повышению эффективности действующих установок, а также инжиниринг процессов подготовки газов и жидкостей и проектирование сорбционных систем. В числе постоянных заказчиков – крупнейшие российские и зарубежные компании, включая ПАО «Газпром», ПАО «Роснефть», ПАО «СИБУР Холдинг», Госкорпорацию «Росатом», ОАО «ТАИФ», ПАО «ЛУКОЙЛ», ТОО «Корпорация Казахмыс», РУП «ПО «Белоруснефть», ГК SOCAR и др.

ООО «Салаватский катализаторный завод»

453256, РФ, Республика

Башкортостан, г. Салават-6

Тел.: +7 (34476) 39-20-30,

39-27-84

E-mail: mail@skatz.ru

http://skatz.ru

«Для выполнения работ по внут-ритрубной дефектоскопии коротких участков линейной части (ЛЧ) магистральных газопроводов (МГ), неравнопроходных подводных переходов, не оборудованных камерами запуска/приема внутритрубных устройств, технологических перемычек наиболее технологически приемлемым считается метод внутритрубной диагностики с применением роботизированных сканеров-дефектоскопов», – рассказывает начальник производственного отдела по эксплуатации МГ ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Р.Н. Юнусов. На базе Общества в период с 20 августа по 14 сентября этого года проводились испытания внутритрубных роботизированных сканеров-дефектоскопов различных организаций-разработчиков в целях выявления наиболее эффективных устройств. Проверка включала два этапа: стендовые и трассовые испытания.

В состав рабочей группы вошли представители Департаментов 308 и 338 ПАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород». В испытаниях участвовали внутритрубный автономный роботизированный сканер-дефектоскоп А2072 IntroScan (ЗАО «ИнтроСкан Технолоджи») и телеуправляемый диагностический комплекс ТДК-400-М-Л (ГК «Диаконт»).

Трассовые испытания проведены на участке газопровода «Ямбург – Елец II», на котором в настоящее время проводится текущий ремонт по устранению дефектных труб.

Стендовые испытания образцов внутритрубных дефектоскопов прошли в филиале ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Управление аварийно-восстановительных работ – на испытательном стенде ДУ 1400 мм, оснащенном необходимым количеством искусственных и естественных дефектов.

По итогам натурных испытаний до конца года Департаментами 308 и 338 ПАО «Газпром» планируется формирование Реестра диаг-ностических роботизированных комплексов, допущенных на объекты ЛЧ МГ. ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» сов-местно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» будет разработана Методика оценки технического состояния трубопроводов на основе обследований роботизированными сканерами-дефектоскопами.

Внедряя роботизированные сканеры-дефектоскопы, ПАО «Газпром» не просто следует тренду на автоматизацию с помощью новейших технологий, но получает высокоэффективные диагностические комплексы для контроля состояния сложных участков ЛЧ МГ (с точки зрения «традиционных» средств внутритрубного технического диагностирования), тем самым повышая качество, надежность и безопасность всей газотранспортной системы.

ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»

603950, РФ, г. Нижний Новгород,

ул. Звездинка, д. 11

http://n-novgorod-tr.gazprom.ru

Временная инструкция по планированию диагностических обследований (ДО) и ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций [1] введена в действие в 2016 г. для обеспечения необходимого уровня надежности эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций (ТТКС) в соответствии с политикой ПАО «Газпром» в области управления техническим состоянием и целостностью (УТСЦ) объектов транспортировки и хранения газа.

В Инструкции [1] реализован комплексный подход к формированию долгосрочных программ технического диагностирования и капитального ремонта (КР) ТТКС ПАО «Газпром», основанный на оценке их фактического технического состояния. Основой предложенной методики является интегральный количественный показатель технического состояния компрессорных цехов (КЦ):

Птс = (крнYкрн + корYкор + зпYзп) ×× (1 - ) + (тYт + ссYсс).,                        (1)

где крн, кор, зп, т, сс – весовые коэффициенты параметров ТТКС, определяющих их техническое состояние; Yкрн – параметр, учитывающий предрасположенность трубопровода к коррозионному растрескиванию под напряжением (стресс-коррозия, КРН); Yкор – параметр, учитывающий скорость коррозии на трубопроводе; Yзп – параметр, учитывающий качество защитного покрытия подземных трубопроводов; – параметр, учитывающий полноту исходных данных диагностических обследований, выполненных на оцениваемом трубопроводе; Yт – параметр, учитывающий техническое состояние металла труб, соединительных деталей трубопроводов (СДТ) и крановых узлов; Yсс – параметр, учитывающий техническое состояние кольцевых сварных соединений.

В показатель Птс входят не только параметры дефектности обследованных элементов (Yт, Yсс), но и параметры, характеризующие конструктивное исполнение трубопроводов и состояние окружающих объектов (Yкрн, Yкор, Yзп).

Особого внимания в предлагаемой методике заслуживает параметр , учитывающий полноту исходных данных ДО и их достаточность для оценки технического состояния ТТКС (впервые данный параметр было предложено использовать в работе [2]).

В рамках разработки проекта Программы комплексного ремонта ТТКС ПАО «Газпром» на 2018–2022 гг. Инженерно-техническим центром выполнен расчет и организован мониторинг показателей технического состояния и приоритета по важности в соответствии с требованиями Инструкции [1]. Расчет выполнен с использованием результатов периодических ДО (неразрушающий контроль труб в шурфах (рис. 1), комплексные электрометрические обследования), а также статистической информации об отказах, возникающих в процессе эксплуатации на трубопроводной обвязке КЦ и магистральных газопроводах.

АНАЛИЗ ПРОБЛЕМНЫХ ВОПРОСОВ

В процессе расчета выявлены проблемные вопросы и существенные для дальнейшего практического применения Инструкции [1] недостатки, требующие принятия мер разработчиков.

Анализ показал, что наибольшее количество вопросов, не позволяющих однозначно трактовать алгоритмы Инструкции, вызывает расчет параметра (формула (2)), учитывающего полноту исходных данных ДО, а именно коэффициент KL.

,                                        (2)

где Lф – фактическая протяженность обследованного участка трубопровода; L – минимальная рекомендуемая протяженность обследований участка трубопровода; KL – коэффициент, ответственный за количество труб, которые необходимо обследовать с учетом территориальной предрасположенности КС; L – общая протяженность трубопровода, планируемого в ремонт, м.

В регионах с высокой предрасположенностью к стресс-коррозии по [3] коэффициент KL определяется по формуле:

,                         (3)

где n – число труб, обследованных на анализируемом или идентичном объекте соседнего КЦ, шт.; k – число труб с КРН, которые необходимо найти с вероятностью p (k ≥ 2), шт.; p – вероятность обнаружения труб с дефектами.

Для корректного выполнения расчета коэффициента KL необходимо решить следующие основные вопросы:

1) при назначении показателя n, входящего в коэффициент KL, не указан минимальный объем обследования трубных секций для того, чтобы их можно было учитывать в расчете;

2) в Инструкции [1] не приводятся рекомендации по назначению показателя k, отвечающего за количество труб с КРН, которые необходимо найти при обследовании с вероятностью р. Указано только, что k принимает значения ≥2. В то же время в Инструкции [1] для KL предложен биномиальный закон распределения. Согласно данному распределению k может принимать значения от 0 до n, в связи с чем возникает вопрос, почему исключены варианты расчета для k = 0 и k = 1;

3) в Инструкции [1] нет четких рекомендаций по назначению вероятности обнаружения труб с дефектами КРН. Известно лишь, что при биномиальном распределении (основа коэффициента KL) вероятность наступления события р во всех случаях должна быть постоянной. На практике плотность распределения КРН зависит от множества внешних и внутренних факторов, воздействующих на газопровод. Дифференциация участков газопроводов по степени стресс-коррозионной опасности определяется СТО Газпром 2-2.3-407–2009 [4]. Поскольку вероятность обнаружения дефектов КРН на различных участках одного трубопровода не одинакова, задать величину р в условиях рассматриваемой задачи не представляется возможным.

Анализ также показал, что между параметром и количеством обследованных на участке труб нет четкой зависимости, что создает неопределенность при установлении объемов предремонтного диагностирования (рис. 2).

На рис. 2а видно, что при обследовании на участке 2–4 трубных секций функция возрастает, при увеличении объемов диаг-ностирования (4 трубы и более) параметр принимает значения, превышающие максимально допустимое, и в соответствии с требованиями Инструкции [1] ему присваивается значение 0,9. Из рис. 2б следует, что увеличение значения параметра k при той же вероятности р не влияет на вид графика зависимости. Но при изменении вероятности р (см. рис. 2в) наблюдается иной закон распределения, с ярко выраженным экстремумом.

Наличие возрастающего и убывающего участков на графике свидетельствует о том, что параметр будет принимать одни и те же значения при разных объемах ДО. К характерным точкам можно отнести следующие: n = 2 и n = 25; n = 4 и n = 24; n = 7 и n = 15 и т. д. На рис. 2г показан случай, при котором параметр будет принимать значения, превышающие максимально допустимое на всей числовой прямой.

ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

При расчете параметра предлагается руководствоваться следующими правилами.

Во-первых, не должен быть привязан к предрасположенности региона расположения газопровода к стресс-коррозии. В формуле показателя Птс дефекты КРН учитываются дважды:

– при расчете Yкрн – параметр, учитывающий предрасположенность трубопровода к КРН;

– при расчете Yт – параметр, учитывающий техническое состояние металла труб, СДТ и крановых узлов.

Во-вторых, параметр должен зависеть от протяженности оцениваемого участка (обратная пропорциональность).

В-третьих, для обеспечения физического смысла расчета параметр должен зависеть от количества обследованных на участке в шурфах труб n (прямая пропорциональность).

Таким образом, для обеспечения третьего условия предполагаемая функция должна иметь постоянно возрастающий характер. Основными возможными зависимостями между указанными величинами являются: линейная (формула (4)), показательная (формула (5)) и логарифмическая (формула (6)).

                                                                                              (4)

                                                                                              (5)

                                                                               (6)

где a, b, c – переводные коэффициенты, получаемые из условия = 1 при обследовании на участке всех труб.

Чтобы ответить на вопрос, какой из законов наиболее предпочтителен в условиях рассматриваемой задачи, обратимся к формуле расчета предельной ошибки выборки для бесповторного отбора. Выразив объем выборочной совокупности n, получим следующее выражение:

,                                                                             (7)

где t – коэффициент Стьюдента; S – среднее квадратичное отклонение; N – объем генеральной совокупности; x – предельная ошибка выборки для бесповторного отбора.

Если t, S и x принять постоянными (t = 2,008 при p = 0,95 – доверительная вероятность, f = 42 – число степеней свободы; S = 0,0177; x = 0,01), то можно увидеть, что между n и N существует логарифмическая зависимость с достаточно высоким коэффициентом достоверности аппроксимации R2 (рис. 3). Отметим, что предельная ошибка задана в соответствии с возможными принимаемыми значениями показателя технического состояния Птс и равна 1 % от его диапазона. Выборочная дисперсия признака рассчитана для входного шлейфа с краном 7А с использованием генератора случайных чисел. Выбор данного трубопровода обусловлен большим объемом статистической информации, полученной при ДО в ходе капитального ремонта участка.

Из графика (см. рис. 3) видно, что для обеспечения достоверности параметра необходимо при увеличении N повышать объем n. При этом на протяженных участках нет необходимости значительно увеличивать объемы обследования, как в случае с линейной и показательной зависимостью.

Именно поэтому предлагается использовать логарифмическую зависимость при определении параметра . Учитывая тот факт, что длина труб на участке не одинакова, в итоговой формуле вместо протяженности целесо-образно использовать общее количество труб на участке d. Таким образом, предлагаемая формула устанавливает единый характер зависимости между величинами и n на всей числовой прямой и имеет следующий вид:

                                         (8)

где с – коэффициент, рассчитываемый как c = при условии = 1, n = d; n – количество обследованных на участке труб, шт.; d – количество труб на участке, шт.

Расчет полноты исходных данных предложено выполнять без использования задаваемых экспертно параметров – коэффициента k и вероятности p. Это позволит уйти от дополнительной неопределенности и выполнять расчет параметра разным специалистам с использованием одного и того же массива исходных данных одинаково. Коэффициент c индивидуален для каждого ТТКС, за счет его использования область значений не выйдет за границы максимально допустимого. Указанный коэффициент рассчитывается в характерной граничной точке – при обследовании на участке всех труб (n = d, = 1).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изменение процедуры учета полноты исходных данных позволит газотранспортным Обществам планировать обоснованное количество шурфов для проведения неразрушающего контроля ТТКС. Обеспечение необходимого объема исходных данных повысит достоверность расчета. Кроме того, необходимо решить вопрос установления промежуточных границ для показателя технического состояния Птс в целях обоснования методов ремонта технологических трубопроводов КЦ, аналогично показателю Pвтд, алгоритм расчета которого представлен в СТО Газпром 2-2.3-292–2009 [5].

Сохраняя полную локализацию производства от разработки идеи до изготовления на заводе, компания «Энергомера» непрерывно совершенствует управление процессами на всех этапах, что значительно сокращает время прохождения заказов от стадии заявки до исполнения готового изделия. Кроме того, повышение эффективности использования приборов на объектах и снижение эксплуатационных расходов на системы катодной защиты остаются приоритетными задачами в рамках программ по развитию оборудования и предлагаемых услуг торговой марки «Энергомера».

На смену выпрямителям В-ОПЕ было запущено серийное производство линейки преобразователей модульной конструкции, которые адаптированы под все современные требования эксплуатирующих организаций.

Преобразователи торговой марки «Энергомера» обладают рядом преимуществ. Следует отметить некоторые из них.

Модульный принцип конструкции. Более 150 стандартных исполнений преобразователей построено на базе унифицированных модулей, сопрягаемых между собой в различных сочетаниях посредством цифровых интерфейсов.

Цифровое управление. Большинство функций реализовано программным обеспечением, где возможности преобразователей постоянно расширяются, сохраняя совместимость.

Адаптивность. Использование преобразователей адаптировано для любых видов сооружений.

Надежность. Аппаратные решения отработаны с расчетом на многолетнюю эксплуатацию. В том числе применены элементы усиленной грозозащиты на вводах питающей сети.

Эргономичность. Преобразователи сочетают оригинальные конструктивные решения и интуитивно понятное управление.

Интегрируемость. Наличие встроенного цифрового интерфейса связи адаптировано к различным проводным и беспровод-ным системам телемеханики.

Отдельно стоит сказать о возможности встраивания в монтажные шкафы и стойки 19˝ малогабаритных преобразователей. Это актуально при размещении систем катодной защиты (СКЗ) в помещениях зданий, укрытиях и блок-боксах.

Допускается размещение преобразователей на открытом воздухе. Системы включают различные исполнения с резервированием силовых модулей, а также многоканальные преобразователи с независимым регулированием параметров для каждого из каналов.

Наряду с производством оборудования АО «Энергомера» предлагает собственные решения телемеханики СКЗ на базе комплекса программного обеспечения «Энергомера». Применение современных технологий позволило достичь следующих характеристик комплекса.

Масштабируемость. Сетевая архитектура построения дает возможность внедрять и масштабировать комплекс для решения различных задач – от базовых функций мониторинга до сложной аналитической системы с поддержкой до нескольких тысяч СКЗ.

Гибкость. Использование web-технологий позволяет безопасно эксплуатировать систему без жесткой привязки к стационарным рабочим местам.

Доступность. Обеспечены легкое конфигурирование и использование без специальной подготовки.

Особое внимание компания уделяет вопросам качества, а также гарантийного и постгарантийного обслуживания выпускаемой продукции, в том числе снятой с производства. Подробнее о создании эффективных систем катодной защиты можно узнать на официальном сайте производителя.

Пользуйтесь тем, что удобно для вас. Выбирайте АО «Энергомера»!

АО «Электротехнические заводы «Энергомера»

355029, РФ, г. Ставрополь,

ул. Ленина, д. 415, оф. 294

Тел.: +7 (800) 200-75-27

E-mail: concern@energomera.ru

www.energomera.ru

Производственная деятельность постоянно развивающейся глобальной компании невозможна без потребления большого количества материально-технических ресурсов (МТР), услуг (работ), поставляемых как внешними, так и внутренними поставщиками. От качества МТР и услуг (работ) существенно зависит исполнение компаниями Группы «Газпром» своих обязательств по поставке газа потребителям.

При этом принципиально важно не только не допустить поставку некачественной продукции на объекты ПАО «Газпром», но и создать условия, гарантирующие своевременную поставку продукции и услуг (работ), отвечающих установленным требованиям.

ПАО «Газпром» придает особое значение качеству продукции, услуг (работ), потребляемых и поставляемых Обществу. В связи с этим в 2006 г. разработан, а в 2018 г. актуализирован Комплекс стандартов ПАО «Газпром» на Системы менеджмента качества (СМК, Комплекс стандартов) на основе национальных стандартов ГОСТ Р ИСО серии 9000.

СООТВЕТСТВИЕ ТРЕБОВАНИЯМ СТО ГАЗПРОМ 9001

Демонстрируя приверженность вопросам качества, ПАО «Газпром» определило наличие СМК, соответствующей требованиям СТО Газпром 9001, одним из критериев прохождения тендера при проведении конкурсных процедур для внутренних и внешних поставщиков.

Сертификация СМК в Системе добровольной сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ (далее – Система) на соответствие требованиям СТО Газпром 9001 является одним из ключевых инструментов оценки соответствия при допуске МТР к применению на производственных объектах ПАО «Газпром».

С момента введения в действие Комплекса стандартов (февраль 2006 г.), его последующей актуализации (июнь 2012 г.) и до настоящего времени более 450 дочерних обществ, организаций ПАО «Газпром» и поставщиков продукции, услуг (работ) для ПАО «Газпром» разработали, внедрили и успешно подтвердили при сертификации соответствие СМК требованиям СТО Газпром 9001.

В данный период сертификаты соответствия выданы: 28 дочерним обществам и организациям ПАО «Газпром»; 76 предприятиям – поставщикам продукции (МТР) для ПАО «Газпром»; 108 поставщикам услуг (работ) для ПАО «Газпром».

НОВЫЕ ПОДХОДЫ

В настоящее время ведутся работы по определению новых подходов к проведению про-цедур признания компетентности органов по сертификации на соответствие требованиям Системы и сертификации на соответствие требованиям СТО Газпром 9001. В рамках данных подходов осуществляется взаимодействие Центрального органа Системы (Департамент ПАО «Газпром», П.В. Крылов) СМК, методических центров Системы, консалтинговых организаций и органов по сертификации СМК.

Комплекс стандартов позволяет организациям разрабатывать и внедрять результативные СМК и направлен:

– на создание механизмов и процедур объективной оценки выполнения поставщиками требований стандартов как со стороны заказчиков, так и органов по сертификации СМК;

– создание условий, устанавливающих приоритетность интересов потребителей и обеспечивающих качество поставляемой поставщиками продукции и оказываемых услуг;

– повышение конкурентоспособности предприятий за счет повышения качества продукции и создания более эффективной системы управления.

С момента введения в действие СТО Газпром 9001 накоплен опыт разработки и внедрения требований стандартов на СМК и оценки соответствия СМК требованиям, предъявляемым ПАО «Газпром» к внешним и внутренним поставщикам. Кроме того, введены в действие новые версии национальных стандартов на СМК ГОСТ Р ИСО 9000–2015 [1] и ГОСТ Р ИСО 9001–2015 [2], что послужило в 2016 г. причиной начала работ по актуализации стандартов ПАО «Газпром» на СМК с использованием опыта и предложений всех заинтересованных участников, а также требований Системы стандартизации ПАО «Газпром» о периодической актуализации стандартов, изменений международной нормативной базы в области менеджмента качества, с введением новых стандартов группы «Системы менеджмента».

Деятельность по актуализации СТО Газпром 9000 и СТО Газпром 9001 осуществлялась специалистами Департамента ПАО «Газпром» (П.В. Крылов) на основании Перспективного плана разработки документов по техническому регулированию ПАО «Газпром» на 2016–2020 гг., утвержденного Приказом от 29.09.2016 № 606 [3].

Основной целью работы по актуализации стандартов является гармонизация требований действующих документов СТО Газпром 9000 и СТО Газпром 9001 с введенными в действие в 2015 г. национальными стандартами ГОСТ Р ИСО 9000–2015 [1], ГОСТ Р ИСО 9001–2015 [2].

Одной из задач, поставленных при актуализации СТО Газпром серии 9000, была необходимость учета:

– практического опыта дочерних обществ, организаций ПАО «Газпром», поставщиков продукции, услуг (работ) для ПАО «Газпром» по внедрению СТО Газпром 9001;

– требований ГОСТ Р ИСО/ТУ 29001–2007 [4].

Информация об изменении нормативной базы национальных стандартов, вызвавших необходимость актуализации Комплекса стандартов, приведена в таблице.

КОНЦЕПЦИЯ АКТУАЛИЗАЦИИ И ЭТАПЫ РАБОТ

Исходя из результатов анализа причин актуализации определены концепция актуализации СТО Газпром 9001 и основные этапы работ:

– анализ и обобщение практического опыта дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром» по внедрению Комплекса стан-дартов;

– сбор, обобщение и анализ предложений по актуализации стандартов от поставщиков продукции, услуг (работ);

– формирование требований СТО Газпром 9001 и положений СТО Газпром 9000.

Концепция актуализации СТО Газпром 9001 учитывает:

– новую философию требований стандарта ГОСТ Р ИСО 9001–2015 [2], основанную на риск-ориентированном мышлении и усилении требований процессного подхода, связанных с пониманием организации и ее среды (контекста), а также выделении услуги в качестве одного из результатов деятельности процесса;

– улучшение возможности интеграции с другими стандартами, описывающими требования к различным системам управления;

– новые корпоративные требования ПАО «Газпром» к СМК внут-ренних и внешних поставщиков продукции, услуг (работ);

– увеличение способности внут-ренних и внешних поставщиков удовлетворять требования своих как существующих, так и будущих потребителей;

– более глубокую гармонизацию СТО Газпром 9001 и отраслевого стандарта в области газа и нефти ГОСТ Р ИСО/ТУ 29001.

В результате проведенной работы сформированы и утверждены Приказом ПАО «Газпром» от 20.08.2018 № 508 [5] новые редакции стандартов:

– СТО Газпром 9000–2018 «Сис-темы менеджмента. Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь» [6];

– СТО Газпром 9001–2018 «Сис-темы менеджмента. Системы менеджмента качества. Требования» [7].

ОСОБЕННОСТИ НОВЫХ РЕДАКЦИЙ СТАНДАРТОВ

Более подробно остановимся на тех требованиях и положениях, которые введены в новые редакции стандартов.

СТО Газпром 9000 позволяет обеспечить совместное использование терминов и определений ПАО «Газпром» применительно к СМК с терминами и определениями национального стандарта ГОСТ Р ИСО 9000–2015 [1].

Основные изменения, внесенные в стандарт, касаются:

– терминов и определений, введенных в новую редакцию стандарта из ГОСТ Р ИСО 9001–2015 [2] для удобства использования;

– размещения в одном стандарте всех терминов в области качества, используемых в Комплексе стандартов ПАО «Газпром» на СМК;

– дополнительных терминов, уточненных и введенных при корректировке требований СТО Газпром 9001;

– исключения из стандарта неиспользуемых терминов и определений.

В требования СТО Газпром 9001 изменения вносились с учетом концепции актуализации стандарта.

В стандарте нашли отражение требования ГОСТ ISO 9001–2011 [8], которые были исключены из ГОСТ Р ИСО 9001–2015 [2], но являются важными с точки зрения корпоративного отраслевого стандарта, например наличие:

– представителя руководства по СМК;

– документированной информации по управлению внутренними аудитами и несоответствующими результатами процессов и др.

Особое внимание уделено требованиям, направленным на необходимость документирования результатов рассмотрения изменений во внешних и внутренних факторах, а также тенденций по отзывам от соответствующих заинтересованных сторон, имеющих отношение к СМК.

В новую версию СТО Газпром 9001 внесены существенные изменения в дополнительные требования, касающиеся:

– определения и исследования рисков и возможностей в части управления бизнес-планом, планирования процессов, ресурсов и изменений жизненного цикла продукции и услуг;

– представителя по СМК;

– мотивации персонала;

– сбойных ситуаций;

– подготовки (одобрения) особо ответственных процессов;

– управления документированной информацией;

– управления специальными характеристиками продукции и особо ответственными процессами и их определения потребителем в договорах с поставщиком;

– входных и выходных данных разработки производственного процесса;

– методов анализа и оценки.

Структура разделов стандарта по сравнению с предыдущей версией 2012 г. изменена в целях улучшения структурной совместимости с другими стандартами на системы менеджмента и соответствует структуре высокого уровня ГОСТ Р ИСО 9001–2015, выполненной в соответствии с директивой ISO/IEC, ч. 2 (2015), правила построения и развития стандартов систем менеджмента.

Отдельные положения стандарта направлены на обеспечение способности СМК гарантировать соответствие продукции требованиям, установленным законодательством, потребителем, а также другим нормативным правовым требованиям путем их идентификации, обеспечения соответствия процессов определенным требованиям, проведения мониторинга их выполнения.

К терминологическим и прочим незначительным изменениям в дополнительных требованиях относятся:

– редакторские исправления в тексте для улучшения понимания требований и минимизации их различных интерпретаций;

– условия о возможности исключения требований из соответствующих разделов (7 и 8) стандарта;

– информация для входных данных анализа со стороны руководства;

– механизмы одобрения персонала, участвующего в выполнении особо ответственных процессов.

В целях оптимизации состава документации СМК, учета действующих законодательных, нормативных правовых требований и более результативного управления деятельностью организации в рамках СМК исключены требования о необходимости разработки отдельных планов качества в целях охраны окружающей среды при строительстве и эксплуатации, внедрении и эксплуатации информационных систем, обеспечения надежности продукции и возможностей процессов и др.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В заключение следует отметить, что в рамках работы по актуализации требований стандартов ПАО «Газпром» на СМК специалистами Департамента ПАО «Газпром» (П.В. Крылов) сов-местно со специалистами дочерних обществ ПАО «Газпром» стандарты приведены в соответствие требованиям действующих национальных и международных стандартов с учетом накоп-ленного практического опыта проведения работ по внедрению и оценке СМК. Новые редакции стандартов учитывают особенности функционирования организаций в рамках единой корпорации в соответствии с установленными требованиями ПАО «Газпром» как к внутренним, так и к внешним поставщикам.

Введение в действие новых редакций стандартов позволит:

– обеспечить актуальность методической базы для разработки, внедрения и подготовки к сертификации СМК дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром»;

– повысить качество и конкурентоспособность продукции, услуг (работ) организаций, являющихся внешними и внутренними поставщиками ПАО «Газпром»;

– повысить результативность и эффективность деятельности и процессов как организаций, внед-ривших требования стандартов, так и ПАО «Газпром» в целом;

– совершенствовать деятельность организаций путем создания открытой конкуренции между поставщиками ПАО «Газпром», а также обеспечивать возможность объективной оценки выполнения требований ПАО «Газпром» в области менеджмента качества.

В связи с выходом новых редакций стандартов и возрастающим интересом организаций к СМК, соответствующих требованиям Комплекса стандартов, планируется проведение обучающих и информационных семинаров, что позволит уменьшить риски, связанные с затратами временных и людских ресурсов при внесении изменений в действующие СМК.

Изменения нормативной базы национальных стандартов, вызвавшие необходимость актуализации Комплекса стандартовChanges in the regulatory framework of national standards that caused the updating of the Set of Standards

Трубы с антикоррозионным покрытием (АКП) производятся на Выксунском металлургическом заводе (АО «ВМЗ») с 2000 г. Защитный слой в зависимости от сортамента может наноситься на внешнюю и внутреннюю стороны электросварной заготовки. При изготовлении защитного покрытия используются одно- или многослойные пленочные и лакокрасочные материалы. Трубы с АКП на основе экструдированного полиэтилена применяются для строительства магистральных и промысловых нефте- и газопроводов, газораспределительных систем, водопроводов, сетей канализации и других инженерных систем подводной и подземной прокладки.

Этот вид продукции ВМЗ найдет широкое применение при надземной и подземной прокладке магистральных нефтегазопроводов и тепловых сетей объектов ЖКХ, поскольку теплоизоляционное покрытие имеет несколько назначений: повышение надежности трубопроводов, снижение тепловых потерь, защита перекачиваемых по ним сред от низких температур, что особенно актуально в районах Крайнего Севера, а также сокращение эксплуатационных расходов.

Магистральные трубы в пенополиуретановой изоляции также применяются в энергетике и в тепловых сетях, где температура теплоносителя не превышает 140 °С.

СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Предызолированные трубы для подземной и надземной прокладки изготавливаются в виде конструкции «труба в трубе», в которой в качестве теплоизоляции использован монолитный жесткий пенополиуретан (ППУ), а в качестве гидроизоляционного покрытия выступает металлический кожух в виде спиральновитой трубы-оболочки из оцинкованной стали. Для подземной и подводной прокладки применяется металлополимерная защитная оболочка – стальная спиральновитая труба-оболочка с нанесенным на наружную поверхность трехслойным полиэтиленовым покрытием. Диаметр оболочки определяется толщиной теплоизоляционного слоя, необходимой для работы трубопровода в заданных условиях эксплуатации. При строительстве магистральных нефтегазопроводов толщина теплоизоляции из ППУ обычно находится в диапазоне 70–120 мм, а в отдельных случаях, обусловленных проектными требованиями, доходит до 300 мм.

Для организации работы участка по нанесению ППУ АО «ВМЗ» было приобретено новейшее заливочное оборудование, спирально-навивочный станок для изготовления защитных оболочек, транспортное оборудование, а также разработана и изготовлена уникальная технологическая оснастка.

Номенклатура труб с пенополиуретановой изоляцией, выпускаемая участком, включает трубы диаметром от 219 до 1067 мм. В зависимости от области применения изоляция наносится на трубы с эпоксидным или поли-этиленовым АКП или на стальные трубы без АКП, прошедшие дробеструйную обработку наружной поверхности.

Завод успешно производит наиболее сложные конструкции тепловой изоляции, включающие трубы-спутники системы путевого подогрева трубопроводов и противопожарные вставки с толщиной теплоизоляционного слоя до 150 мм.

В настоящее время для выполнения заказов освоена технология нанесения полимерного покрытия на защитные оболочки, т. е. производство металлополимерных оболочек.

Продукция выпускается в соответствии с требованиями ГОСТ 30732–2006, ТУ 5768-154-05757848–2016 (для объектов ПАО «НК «Роснефть» и других компаний нефтегазового комплекса) и ТУ 5768-153-05757848–2017 (для объектов ПАО «Газпром»).

ОСОБЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВА

Технологический процесс производства трубы в пенополиуретановой изоляции протекает следующим образом. Труба-заготовка поступает на стапель-накопитель, откуда по транспортной линии перемещается на участок установки закладных элементов – центраторов, обеспечивающих соосность оболочки относительно основной трубы; элементов скин-системы – труб-спутников, обеспечивающих поддержание температуры перекачиваемых сред, а также негорючего материала противопожарных вставок.

Одновременно с установкой закладных элементов на спирально-навивочном станке выполняется изготовление защитной оболочки.

Транспортное оборудование перемещает трубу с предварительно установленными закладными элементами на сборочный стенд (дорн), затем на трубу надевается защитная оболочка – происходит сборка конструкции «труба в трубе».

Собранная трубная конструкция перемещается в камеру нагрева, где происходит ее термостатирование до температуры 35–40 °С. Нагрев необходим для достижения лучших физико-механических характеристик пено­полиуретановой изоляции и обеспечения адгезионной связи ППУ с защитной оболочкой и поверхностью трубы.

Нагретая трубная конструкция перемещается на участок заливки. На торцы защитной оболочки устанавливаются герметичные заливочные заглушки – фланцы. Перед заливкой заливочный стол переводится в наклонное положение, чтобы обеспечить выход воздуха из пространства между трубой и оболочкой и равномерное формирование теплоизоляционного слоя по всему объему межтрубного пространства. Затем из заливочной машины высокого давления через заливочные отверстия фланцев выполняется впрыск смеси компонентов А и Б, перемешанных в смесительной камере заливочной головки под давлением 14,2–15,2 МПа.

Жидкая смесь компонентов растекается вдоль трубной конструкции, и через 20–30 с компоненты А и Б вступают в реакцию, образуя пену. Растущая пена вытесняет воздух из межтрубного пространства и постепенно, за 2–3 мин, достигает торцов защитной оболочки, формируя жесткий теплоизоляционный слой.

Пена, применяемая при производстве предызолированных элементов трубопроводов, очень похожа на монтажную пену, используемую в быту. Разница состоит в том, что для производственных целей используется пена, состоящая из компонентов А и Б: во-первых, смеси простых полиэфиров с катализаторами, пеностабилизаторами и вспенивающим агентом, и во-вторых, метилдифенилдиизоцианата. В хозяйственных целях используется пена из баллона с эффектом свободного вспенивания (25–35 кг/м3), а в производстве трубной тепловой изоляции – жесткий ППУ с плотностью ядра теплоизоляционого слоя 60–75 кг/м3. Это позволяет обеспечивать необходимые эксплуатационные характеристики теплоизоляционного слоя, одна из которых – способность тепловой изоляции выдерживать вес трубы или давление грунта на трубопровод, сохраняя при этом высокие теплоизоляционные свойства конструкции.

После окончания процесса полимеризации компонентов ППУ трубная конструкция поступает на участок финишной подготовки, где проходит окончательную отделку, маркировку, приемо-сдаточные испытания по внешнему виду и геометрическим размерам. Затем на торцы изоляции наносится защитное гидроизолирующее покрытие.

На участке проводится входной контроль материалов, применяемых при производстве трубы с ППУ-изоляцией, а также 100%-ный контроль качества готовых изделий, включая лабораторные приемо-сдаточные испытания образцов пенополиуретана от каждой партии залитых труб.

В первый же месяц запуска продукция, выпущенная на технологической линии по нанесению ППУ-покрытия, прошла аттестацию на соответствие требованиям ПАО «Газпром» и ПАО «НК «Рос-нефть» в институтах АО ВНИИСТ и ООО «Газпром ВНИИГАЗ», что позволило немедленно приступить к выполнению заказов для нефтегазового комплекса и ЖКХ.

В настоящее время участок регулярно осваивает новые типоразмеры трубных конструкций с тепловой изоляцией, наращива-ет производственные мощности и проводит работы по аттестации альтернативных систем материалов ППУ.

БЕЗОПАСНОСТЬ

Руководство компании установило достаточно жесткие требования безопасности, предъявляемые каждый раз при организации новых производственных участков. Оборудование должно быть выполнено с обеспечением комплексной механизации и автоматизации производственных процессов, чтобы исключить тяжелый физический труд персонала. Необходимо соблюдение условий по уровню шума работающего оборудования, температурному режиму в местах нахождения сотрудников, а также других важных требований техники безопасности. 

Применяемый в качестве тепловой изоляции трубопроводов пенополиуретан обладает лучшими свойствами по сравнению с другими известными в настоящее время материалами и незаменим на трубопроводах с высокой температурой рабочей среды, а также там, где требуется обеспечить минимальные тепловые потери в сочетании с большой прочностью и герметичностью.

Тепловая изоляция из ППУ в защитной оболочке обладает следующими характеристиками:

–              долговечность – от 30 до 50 лет;

–              тепловые потери – не более 2–3 %;

–              низкие эксплуатационные расходы.

АО «ОМК»

115184, РФ, г. Москва,

Озерковская наб., д. 28, стр. 2

Тел.: +7 (495) 231-77-71

Факс: +7 (495) 231-77-72

E-mail: sales@omk.ru

www.omk.ru

Вопросы защиты подземных магистральных трубопроводов (МТ) от влияния внешних элект-ромагнитных полей актуальны в связи с быстрыми темпами электрификации, строительством мощных электростанций, линий электропередачи (ЛЭП) переменного тока большой протяженности высокого и сверхвысокого напряжения. Общая протяженность участков сближения МТ с линиями высокого напряжения, проходящих в одном коридоре, непрерывно растет. При взаимном сближении и пересечении с ЛЭП в МТ в результате электромагнитной индукции возникают длительные (при нормальном режиме работы ЛЭП) и кратковременные (при аварийных режимах работы ЛЭП) посторонние напряжения и токи. При этом на подземные трубопроводы оказывают влияние в основном только магнитные поля линий, так как силовые линии электрических полей экранируются поверхностью земли. В режиме короткого замыкания (КЗ) фазы ЛЭП на землю, когда влияющий провод образует ток через землю в МТ, помимо токов и напряжений, вызванных элект-ромагнитной индукцией, могут возникать токи и напряжения гальванической связи.

На МТ в результате влияния ЛЭП могут возникнуть: угроза поражения электрическим током персонала, обслуживающего МТ; коррозия под воздействием переменного тока; выход из строя электрических устройств, связанных с МТ.

Необходимость оценки воздействия высоковольтных ЛЭП переменного тока на МТ и разработка мероприятий по его устранению возникла в 1990-х гг. с началом строительства в России новых экспортных газопроводов с заводским защитным покрытием (ЗП) [1]. При проектировании магистрального газопровода «Ямал – Европа» за основу был принят документ, в котором был определен только уровень безопасного обслуживания МТ персоналом и не рассматривался вопрос коррозионной опасности, вызванной воздействием переменного тока.

В России первые научные исследования коррозионного воздействия переменного тока на стальные конструкции, находящиеся в земле, были выполнены в 1958–1967 гг. В это же время исследованиями коррозионного воздействия переменного тока на стальные сооружения занимались и за рубежом. По их результатам стали считать, что наблюдаемые на протяженных сооружениях наведенные переменные токи не-опасны с точки зрения коррозии, так как их коррозионное действие эффективно снижается катодной защитой.

Тем не менее в странах с развитой трубопроводной системой на участках ее прохождения в одном коридоре с ЛЭП неоднократно фиксировались характерные коррозионные повреждения, вызываемые влиянием переменного тока. Такие случаи зарегистрированы в Швейцарии, США, Канаде, Германии и Франции [2].

В России официально не зарегистрированы случаи коррозионного повреждения МТ по причинам воздействия переменного тока, но, возможно, при обнаружении коррозионных повреждений не рассматривалась их связь с влиянием ЛЭП.

Снижение напряжения прикосновения на МТ или плотности тока утечки через дефекты в ЗП, вызванные влиянием электромагнитного поля ЛЭП, осуществляется подключением к МТ специальных устройств защиты трубопровода (УЗТ) – заземляющего устройства, подключенного к МТ через блок отведения переменного тока, размещенный на стойке или внутри нее. При этом УЗТ не оказывает влияния на защитный потенци-ал МТ и может быть интегрировано в систему коррозионного мониторинга.

Статья нацелена на ознакомление широкого круга специалистов с подходом к выполнению оценки влияния ЛЭП на МТ, применяемым в ЗАО «Трубопроводные системы и технологии». Описанный подход позволяет инженерам предприятия выполнять расчетное обос-нование применения УЗТ, учитывая при этом неоднородность физических параметров МТ, ЛЭП и среды на всей протяженности участка сближения, и подбирать места установки и параметры УЗТ, обеспечивающие их высокую эффективность. В статье представлены основные положения методологии расчетов, полностью отраженной во внутренних документах предприятия.

РЕШЕНИЕ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАДАЧ

Оценка степени влияния ЛЭП на МТ выполняется на основе известных, проверенных временем и практикой решений. Количественное определение опасности влияния ЛЭП на МТ сводится к последовательному решению двух задач:

1) расчету распределения продольной электродвижущей силы (ЭДС) индукции по линии подверженного влиянию МТ;

2) расчету распределения величин напряжения прикосновения на МТ с конкретными физико-техническими характеристиками и плотности тока на возможных дефектах в ЗП.

Решение первой задачи. Комп-лекс продольной ЭДС индукции E, В, наведенной в МТ на интервале длиной под действием электромагнитного поля многопроводной ЛЭП, в проводах которой протекают токи, одинаковые по величине и сдвинутые по фазе, определяется выражением:

,                                        (1)

где kэ – коэффициент экранирования; – длина расчетного интервала трубопровода (шаг расчетной сетки), м; M – число проводов ЛЭП, шт.; Zm – взаимное магнитное сопротивление между подверженным влиянию трубопроводом и соответствующим проводом ЛЭП, Ом/м; Im – комплекс тока в соответствующем проводе ЛЭП, Im = , при IА – амплитудное (максимальное) значение тока в проводе, А; – начальная фаза тока в соответствующем проводе ЛЭП.

Расчетная формула для комп-лекса взаимного магнитного сопротивления Z между двумя однопроводными линиями на участках косого сближения получена в работе [3]. В методиках оценки влияния ЛЭП на кабели связи [3, 4] расчетная схема сближения представляется в виде проекций участков фактической трассы подверженной влиянию линии на трассу влияющей линии, представленную в виде прямой. С учетом того, что в случае оценки влияния ЛЭП на МТ целью расчета является вычисление распределения напряжений прикосновения и плотностей токов утечки по его длине, расчетная схема сближения может быть представлена в виде проекций прямолинейных участков фактической трассы влияющей линии на трассу МТ, представленную в виде прямой линии (рис. 1).

Для определения продольной ЭДС индукции трассы МТ и ЛЭП представляются в виде последовательности прямолинейных интервалов (отрезков). Каждому интервалу соответствуют два узла сетки с координатами xn и xn+1 и два расстояния от МТ до оси ЛЭП an и an+1. От шага расчетной сетки (длины интервалов) зависит точность вычисления распределения ЭДС по длине МТ.

В пределах одного интервала взаиморасположение МТ и каждого провода ЛЭП рассматривается как параллельное, и вычисление выполняется по формуле, используемой для расчета комплекса взаимного магнитного сопротивления между двумя однопроводными линиями при параллельном сближении:

,                         (2)

где i = – мнимая единица; – угловая частота влияющего поля, = 2f, где f – частота, Гц; μ0 = 4.10–7 – магнитная постоянная (проницаемость вакуума), Гн/м; a – расстояние между линиями (длина проекции на поверхность земли), м;

,

где Am – расстояние по горизонтали между соответствующим проводом и осью ЛЭП (знак «+», если провод расположен слева от оси ЛЭП по ходу ее движения, и знак «–», если провод расположен справа от оси ЛЭП по ходу ее движения, см. рис. 1), м; hз = h1 ++ hтр + bз(1 – i), где bз = , з – удельное сопротивление земли, Ом.м; h1 – высота влияющего провода над землей, м; hтр – глубина укладки подверженного влиянию трубопровода, м.

При этом должно выполняться условие

.

Если условие не выполняется, то необходимо уменьшить интервал трубопровода (шаг расчетной сетки).

Ток, индуцированный в металлических проводниках, расположенных вблизи ЛЭП или МТ, создает вторичное электромагнитное поле, воздействие которого может снижать величину ЭДС, наведенной на МТ. Отношение величины продольной ЭДС, наведенной в присутствии таких проводников, к величине ЭДС, наведенной при их отсутствии, называется коэффициентом экранирования. При работе ЛЭП в режиме КЗ основной экранирующий эффект создают грозозащитные тросы. Для ЛЭП, оборудованных одним грозозащитным тросом, коэффициент экранирования составляет от 0,7 до 0,9, для двух тросов – от 0,5 до 0,8.

Решение второй задачи. Основными параметрами, определяющими распределение токов и потенциалов по МТ, являются его электрические характеристики: продольное полное сопротивление Zпр (продольный импеданс), состоящее из омического сопротивления и индуктивности трубопровода, а также полная проводимость ЗП, состоящая из омической и емкостной проводимостей.

Расчет величины напряжения прикосновения Uac на МТ на осно-ве теории длинных линий для случая, когда длины участков МТ за пределами сближения можно считать бесконечными, может быть представлен простой формулой [5], с помощью которой выполняется только оценка величины влияния ЛЭП или контроль результатов, полученных другими методами:

,                         (3)

где N – количество расчетных интервалов трубопровода с наведенной ЭДС индукции; n = x – 0,5(xn ++ xn+1) – расстояние между координатой точки расчета потенциала и середины n-го интервала трубопровода с наведенной ЭДС индукции; En – комплекс продольной ЭДС индукции, наведенной ЛЭП на n-м интервале трубопровода, В; – комплекс постоянной распространения трубопровода, м-1.

В общем случае, если требуется не только оценить степень влияния ЛЭП на МТ, но и определить мероприятия по снижению этого влияния до безопасного уровня, расчет наведенных напряжений и токов, определение параметров заземляющих устройств и места их установки на МТ выполняют численно путем представления МТ последовательностью элементарных электрических контуров и составлением систем линейных алгебраических уравнений (рис. 2, здесь для n-го участка: E – комп-лекс продольной ЭДС индукции, В; Zпр – комплекс продольного сопротивления трубопровода, Ом; Zy – комплекс переходного сопротивления трубопровода, Ом; Zнач, Zкон – начальное и конечное сопротивления участка трубопровода, Ом; Iтр – комплекс наведенного в трубопроводе тока, А; Zз – сопротивление растеканию подключенного к трубопроводу заземления, Ом). Метод также поз-воляет учесть неравномерность распределения параметров МТ по его длине. Если к МТ необходимо подключить заземление с сопротивлением растекания Zз, то сопротивление Zyn в схеме замещения заменяется эквивалентным сопротивлением, подключенным в параллель сопротивления Zз и переходного сопротивления трубопровода Zy. Напряжение прикосновения Uac в точке МТ с координатой xn вычисляется по формуле:

Uac(xn) = (Iтрn - Iтр(n+1)).Zyn.               (4)

Для оценки опасности коррозионного воздействия переменного тока на МТ плотность тока утеч-ки jac, А/м2, с дефекта в ЗП рассчитывается из выражения [6]:

,                         (5)

где д – удельное электрическое сопротивление грунта на дефекте ЗП, Ом.м; d – диаметр дефекта, м; k – коэффициент снижения сопротивления грунта поблизости от дефекта вследствие влияния катодной защиты трубопровода (k = 1–10).

Важным фактором при оценке опасности влияния ЛЭП на МТ является выбор ширины коридора сближения. Для условий, когда оценка влияния ЛЭП выполняется для нормального режима работы, расчетная ширина коридора должна составлять не менее 1 км в обе стороны от оси ЛЭП. Для режима КЗ ширина коридора принимается равной 200 в обе стороны от оси ЛЭП. Таким же образом определяется зона обслужива-ния МТ в средствах индивидуальной защиты при КЗ фазы ЛЭП на землю, когда напряжение прикосновения определяется в основном потенциалом земли, вызванным контактом фазы ЛЭП с землей. В обе стороны от крайних проводов ЛЭП на расстоянии вычисляется зона, в которой обслуживание МТ должно проводиться персоналом только в средствах индивидуальной защиты. Величина округляется до целого десятка в бóльшую сторону и рассчитывается по формуле:

,                                        (6)

где Iкз – ток КЗ фазы ЛЭП на зем-лю, А; з – удельное сопротивление земли в районе КЗ, Ом.м; UКЗдоп – допустимое значение потенциала земли, В.

Алгоритм оценки влияния ЛЭП на МТ и определение параметров УЗТ определяется следующей последовательностью.

1. Сбор и анализ исходных данных.

2. Оценка влияния ЛЭП на МТ при нормальном режиме работы ЛЭП.

2.1. Расчет продольных ЭДС в трубопроводе, индуцированных электромагнитным полем ЛЭП при нормальном режиме работы (формулы (1) и (2)).

2.2. Расчет распределения напряжений прикосновения на МТ (формулы (3) или (4)).

2.3. Расчет плотностей токов утечки с МТ в грунт через возможные дефекты ЗП (форму-ла (5)).

3. Оценка влияния ЛЭП на МТ при аварийном режиме работы ЛЭП.

3.1. Расчет продольных ЭДС в трубопроводе, индуцированных электромагнитным полем ЛЭП при аварийном режиме работы (формулы (1) и (2)).

3.2. Расчет распределения напряжений прикосновения на МТ (формулы (3) или (4)).

4. При превышении показателей опасности допустимых пределов выполняется расстановка УЗТ по трассе МТ и выполняется повторение пп. 2.2, 2.3, 3.2.

5. Расчет зоны обслужива-ния МТ в средствах индивидуальной защиты при КЗ фазы на землю (формула (6)).

Оценка влияния ЛЭП на МТ и определение параметров УЗТ выполняются на основе следующих исходных данных:

– параметры МТ: диаметр трубопровода; удельное электрическое сопротивление стали; глубина залегания трубопровода; электрическое сопротивление ЗП; толщи-на ЗП;

– параметры ЛЭП: рабочий ток; предельно допустимый ток; ток КЗ фазы ЛЭП на землю; профиль опор ЛЭП; режим работы нейтрали;

– физико-географические характеристики района: планы трасс МТ и ЛЭП в районе сближения; электрическое сопротивление грунтов по трассе МТ в районе сближения.

Оценка степени опасности для обслуживающего персонала и оборудования, вызванной влиянием ЛЭП, выполняется по величине напряжения прикосновения (разности потенциалов между трубопроводом и землей) для нормального и аварийного режимов работы ЛЭП.

Оценка степени коррозионной опасности для МТ выполняется по величине плотности тока на дефекте в ЗП для нормального режима работы ЛЭП. Влияние ЛЭП на коррозионное состояние МТ в аварийном режиме работы не оценивается ввиду его кратковременного действия.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

В качестве примера ниже представлен расчет влияния ЛЭП на МТ (рис. 3) для следующих исходных данных: среднее значение удельного сопротивления грунтов в районе сближения с ЛЭП з = 50 Ом.м; параметры проектируемого МТ: диаметр Dтр = 273 × 8 мм, сопротивление ЗП Rиз = 3.105 Ом.м2; параметры существующей ЛЭП 110 кВ (50 Гц): рабочий ток Iр = 300 А, ток КЗ Iкз = 5 кА, средняя высота нижнего провода над землей h1 = 10 м, тип опор ЛЭП представлен на рис. 5; kэ = 1; k = 1.

Критерии опасности: напряжение прикосновения на МТ в нормальном режиме работы ЛЭП Uacmax > 60 В, напряжение прикосновения на МТ при КЗ ЛЭП на землю UacКЗ max > 1000 В, плотность тока утечки на дефекте ЗП jacmax > > 10 А/м2 (площадь дефекта 1 см2).

Значения продольной ЭДС E, наведенной на МТ при нормальном и аварийном режимах работы ЛЭП, представлены на рис. 4а и 4б соответственно. Напряжения прикосновения Uac, вызванные магнитным влиянием ЛЭП в нормальном и аварийном режимах работы ЛЭП, на МТ представлены на рис. 5а и 5б соответственно. Максимальное значение напряжения прикосновения на МТ при нормальном режиме работы ЛЭП составляет Uacmax = 4,9 В. Максимальное значение напряжения прикосновения на МТ при аварийном режиме работы ЛЭП составляет UacКЗ max = 1496,2 В. Плотности токов утечки с МТ с возможных дефектов ЗП (при их наличии на участке рассматриваемого пересечения) при нормальном режиме работы ЛЭП представлены на рис. 6. Максимально возможная плотность тока утечки jacmax с трубопровода через дефект ЗП площадью S = 1.10-4 м2 составляет jacmax = 21,9 А/м2.

ВЫВОДЫ

По результатам расчетов можно сделать следующие выводы.

В нормальном режиме работы ЛЭП (длительный режим) максимальные напряжения прикосновения на МТ не представляют опасности для обслуживающего персонала.

При аварийном режиме работы ЛЭП максимальные напряжения прикосновения на МТ являются опасными и должны быть снижены до уровня <1000 В.

Расчетные величины максимальных плотностей токов утечки являются коррозионно-опасными для МТ и должны быть снижены до уровня <10 А/м2.

С использованием метода контурных токов с учетом расчетных величин наведенных ЭДС индукции выполнен подбор параметров и места установки УЗТ на МТ путем многократного решения системы линейных уравнений. Подключение к МТ УЗТ в количестве четырех штук снижает плотности токов утечки с возможных дефектов ЗП в зоне сближения при нормальном режиме работы ЛЭП до уровня ниже коррозионно-опасного порога 10 А/м2. Места установки УЗТ, расчетное входное сопротивление заземляющего устройства Zз в точке подключения УЗТ и расчетные значения токов IУЗТ, стекающих через УЗТ при различных режимах работы ЛЭП, представлены в таблице. Максимальное значение плотности тока утечки jacmax с МТ через дефект ЗП площадью Sд = 1.10–4 м2 после подключения УЗТ не превышает jacmax = 9,3 А/м2. Максимальное значение напряжения прикосновения Uacmax на МТ при аварийном режиме работы ЛЭП после подключения УЗТ не превышает Uacmax = 735,1 В. В интервале координат МТ от 0,75 до 4,13 км относительно точки пересечения с осью существующей ЛЭП 110 кВ обслуживание МТ необходимо выполнять в средствах индивидуальной защиты.

В статье освещены история проблемы влияния ЛЭП на МТ и оценка опасности этого влияния, показан подход, применяемый в ЗАО «Трубопроводные системы и технологии», с примером выполненной оценки.

– Алексей Александрович, на освоении выпуска каких именно газотурбинных установок (ГТУ) сейчас сфокусирована деятельность вашего предприятия?

– В первую очередь это ГТУ MS5002E мощностью 32 МВт, входящая в состав газоперекачивающего агрегата (ГПА) «Ладо­га». Проект по локализации производства стартовал в 2008 г. На сегодняшний день освоена финальная сборка газовой турбины «от фланца до фланца», агрегатирование ГТУ и рамы вспомогательных устройств (РВУ), всей электрической и трубной обвязки, выпуск корпусных элементов, изготовление дисков ротора турбокомпрессора с окончательной сборкой и балансировкой. Для заводских испытаний ГТУ MS5002E на Невском заводе построен уникальный испытательный стенд.

К началу 2017 г. неосвоенными оставались компоненты горячей части турбины, лопатки осевого компрессора и комплект подшипников.

– Как ведется работа по 100%-ному освоению производства данной ГТУ?

– Более глубокая локализация производства стала возможной за счет передачи компанией General Electric (GE) полного комплекта документации, в том числе на горячую часть турбины. В январе 2017 г. создано специальное подразделение, которое целенаправленно занимается проектом локализации, в одном подразделении сосредоточены специалисты по конструкторским, технологическим и коммерческим вопросам.

В 2017 г. Советом директоров АО «РЭП Холдинг» была поставлена задача освоения производства ротора осевого компрессора и турбины высокого давления, полного комплекта компрессорных и турбинных лопаток, элементов камеры сгорания, системы автоматического управления (САУ) и комплекта подшипников.

Перед нами не стояла задача полной локализации за счет одних только мощностей АО «РЭП Холдинг». Существует ряд специализированных технологий, таких как нанесение покрытий, глубинное шлифование, перфорация охлаждающих отверстий. Наша основная промышленная площадка – Невский завод – такими производственными возможностями не располагает, поэтому проект реализовался в тесной кооперации с отечественными предприятиями.

Было привлечено более 20 со-исполнителей. Механическую обработку лопаток компрессора осуществляло ООО «Пумори-Энергия». В области нанесения износостойких и термобарьерных покрытий шло сотрудничество с АО «РОТЕК». ОАО «Уралтурбо» занималось механической обработкой направляющих лопаток турбины. ООО «ПТК Электросталь» осуществляло механическую обработку рабочих турбинных лопаток.

Проведением работ по сборке наиболее сложного узла камеры сгорания – торцевой крышки с топливными форсунками – занималось АО «Казанское моторостроительное производственное объединение» (КМПО). Вся механическая обработка основных элементов топливных форсунок была сделана силами Невского завода, а КМПО осуществляло финишную сборку с применением электронно-лучевой сварки и вакуумной пайки.

Ротор осевого компрессора был изготовлен с наибольшей степенью локализации. Предприятие ООО «ОМЗ – Спецсталь» в кратчайшие сроки освоило литье и ковку дисков ротора, а механическая обработка лопаток и дисков, включая финишную сборку и балансировку, была выполнена на Невском заводе.

– Как осуществлялся контроль качества и испытания локализованных компонентов?

– Требования к методикам конт-роля были регламентированы международными стандартами и включали магнитно-люминесцентный контроль, проникающий люминесцентный контроль, мик-рографические исследования, контроль геометрии на специализированных установках контрольно-измерительных машин и пр. В целях максимального снижения технических рисков мы совместно с Заказчиком в лице ПАО «Газпром» приняли решение расширить стандартные требования GE и определили дополнительный комплекс испытаний с привлечением специалистов и испытательной базы ОАО «НПО ЦКТИ».

Проведенные испытания компрессорных лопаток на многоцикловую усталость (HCF-тест) подтвердили качество материала и процессов обработки. Помимо этого, в ЦКТИ были проведены натурные комплексные динамические испытания опорного подшипника с полуторакратной нагрузкой на всех необходимых режимах.

Для сертификации РЭП Холдинга как производителя комп-лекта подшипников ГТУ была разработана программа квалификации, в которую входят не только динамический тест, но и проверка дизайна конструкции и материалов при проектировании, а также контроль процессов изготовления, таких как нанесение на сегменты подшипников баббита, производимого во Флоренции непосредственно специалистами GE Oil & Gas.

Испытания САУ ГТУ были проведены на стенде Невского завода. После этого было принято решение об установке данной системы на одном из ГПА компрессорной станции (КС) «Малоперанская» на магистральном газопроводе «Бованенково – Ухта» в режиме опытно-промышленной эксплуатации.

Ресурсные испытания ротора и других элементов турбины производились на ГПА нашего производства на КС «Вавожская» магистрального газопровода «Ямбург – Тула 1».

– Насколько сейчас холдингом локализовано производство турбинных лопаток для MS5002E?

– В настоящее время мы осуществляем механическую обработку и нанесение износостойких и термобарьерных покрытий на базе отливки, полученной от иностранного производителя.

Важнейшей задачей стала сертификация российских поставщиков. Освоение высокоточного литья турбинных лопаток требует строгого соответствия нормам лицензионного соглашения. Мы уже выбрали подрядчика, который будет заниматься освоением литья рабочих и направляющих лопаток турбины низкого давления. Поставка сертификационного комплекта запланирована на первую половину 2019 г.

Возможность и целесообразность организации собственного литья лопаток турбины высокого давления изучалась нами совместно с коллегами из ПАО «Газпром», Минпромторга и Минэнерго. В итоге было принято совместное решение о необходимости организации такого производства в России.

– В какой стадии развития сейчас находится этот проект?

– Цель проекта – создать современное предприятие по ремонту и изготовлению направляющих и рабочих лопаток, а также компонентов камер сгорания газовых турбин. В разработанном нами бизнес-плане предусмотрен полный цикл производства, начиная с выпуска литых заготовок с монокристаллической и направленной кристаллической решеткой и заканчивая нанесением защитных покрытий, а также восстановлением компонентов горячего тракта. На сегодняшний день есть все составляющие для этого: сильная команда профессионалов, опыт локализации производства, синергия с активами ПАО «Газпром» и ПАО «Интер РАО».

Строительство литейного комп-лекса позволит создать более 500 рабочих мест. На первом этапе предполагается наладить производство лопаток для ГТУ MS5002E, а в дальнейшем – для индустриальных турбин мощностью до 400 МВт.

– Каковы перспективы развития АО «РЭП Холдинг»?

– В числе стратегических задач – разработка собственной ГТУ в сегменте 30–70 МВт. Индустриальные газовые турбины такого диапазона мощности в России еще не производят, и РЭП Холдинг планирует занять эту нишу. Такие ГТУ могут быть востребованы на объектах газотранспортной системы, объектах сжижения природного газа, в энергетике и в других областях, где необходимо надежное, эффективное ресурсосберегающее оборудование.

АО «РЭП Холдинг»

192029, РФ, г. Санкт-Петербург, пр-кт Обуховской обороны, д. 51, лит. АФ

Тел.: +7 (812) 372-58-80

Факс: +7 (812) 412-64-84

E-mail: reph@reph.ru

www.reph.ru

ПОДАЧА ТОПЛИВНОГО ГАЗА

Самое популярное средство утилизации отпарного газа – применение его в качестве топлива для двигательной системы судна. В силу исторически сложившихся обстоятельств суда для транспортировки сжиженного природного газа (СПГ) были оборудованы паротурбинным приводом, а отпарной газ перенаправлялся в котлы. Более поздние разработки привели к созданию 4- и 2-тактных двигателей, способных работать на газе, а тяжелый мазут или судовое дизельное топливо при этом использовались в качестве резервного топлива.

Компания CRYOSTAR всегда была в авангарде этих разработок, поставляя для судов компрессоры топливного газа, теплообменники и топливные газовые насосы. В ассортименте производителя представлены компрессоры топ-ливного газа серии Low Duty, которые варьируются от одноступенчатых установок для паровых котлов до 4- и 6-ступенчатых установок повышенного давления для двухтактных двигателей среднего давления типа XDF. Имеются поршневые насосы топливного газа, удовлетворяющие требованиям по давлению свыше 300 бар для двухтактных дизельных двигателей с прямым впрыском.

В некоторых случаях, когда отпарного газа недостаточно для системы питания двигательной установки, из резервуаров танкера дополнительно отбирается часть СПГ, переводится в газовую фазу и подается как топливо. Этот так называемый принудительный газ также вырабатывается теплообменниками CRYOSTAR для регулирования подачи топлива, при этом для улучшения работы двигателя изменяется качественный состав топливного газа путем удаления некоторых компонентов.

КОНТРОЛЬ ОТПАРНОГО ГАЗА

Как указано выше, отпарной газ из транспортных резервуаров судна может использоваться в качестве топлива. Но в некоторых случаях, когда его объем увеличивается (например, при низких нагрузках на двигатель или в открытом море), возникает необходимость перерабатывать избыточное количество отпарного газа. Для этого существуют следующие технические решения:

– сжигание избыточного количества отпарного газа. Данный метод имеет ряд очевидных минусов.

– повторное ожижение – отпарной газ проходит через конденсатор с контуром охлаждения. Как правило, как источник холода CRYOSTAR использует азотный цикл Брайтона. Для данного способа контроля отпарного газа применяются системы полного или частичного повторного ожижения.

– переохлаждение – метод, при котором охлаждается непосредственно СПГ в транспортных емкостях танкера. Образование отпарного газа уменьшается до значений потребности в топливном газе. Система компании CRYOSTAR использует замкнутый контур охлаждения, взаимодействующий с теплообменником, в котором циркулирует СПГ из емкостей хранения.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГРУЗОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ТАНКЕРА

Грузовые резервуары танкера предназначены для работы в очень узком диапазоне давлений для транспортировки СПГ c оптимальными затратами. Конт-роль давления в емкостях во время штатной навигации осуществляется путем потребления или контроля отпарного газа, однако во время операций по погрузке и разгрузке танкера важно тщательно поддерживать необходимые уровни давления. Эти операции влекут за собой перемещение больших объемов паров в резервуарах или из них при перекачке СПГ. Компрессоры CRYOSTAR High Duty используются для достижения требуемого баланса объема и контроля давления. Расчетная производительность 35 000 м3/ч является стандартной для данного применения.

Аналогичное оборудование используется для подготовки резервуаров к техническому обслуживанию. Сначала из емкостей удаляются легковоспламеняющиеся пары, затем производится продувка азотом для очистки танкеров от углеводородов, после чего подается воздух для создания безопасных условий работы. Во время обратного процесса повторного ввода в эксплуатацию также используются испарители компании CRYOSTAR для подачи холодного газа перед заполнением резервуаров СПГ.

РЕШЕНИЕ ЗАДАЧ В ОБЛАСТИ КРИОГЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В течение 30 лет CRYOSTAR находится в числе лидеров отрасли, внедряющих инновации и совершенствующих технологии морских перевозок СПГ. Благодаря высококвалифицированной команде профессионалов, пониманию технологий и особенностей применения появились многочисленные новые проекты оборудования, которые дают судовладельцам преимущества с точки зрения эффективности, простоты эксплуатации и универсальности.

Вместе с оборудованием, уже представленным более чем на 450 танкерах для транспортировки СПГ по всему миру, в наш комплект поставки автоматически включены богатство знаний и опыта специалистов CRYOSTAR. Это обеспечивает безопасную, надежную работу и техническую поддержку парка судов – перевозчиков СПГ.

Представительство CRYOSTAR в России:

196084, РФ, г. Санкт-Петербург,

ул. Воздухоплавательная, д. 19А

Тел.: +7 (812) 612-99-99

E-mail: russia@cryostar.com

www.cryostar.com

В законодательстве Российской Федерации [1] радиоактивные отходы, а также оборудование, изделия (в том числе отработавшие источники ионизирующего излучения), содержание радионуклидов в которых превышает установленные уровни, определены как не подлежащие дальнейшему использованию материалы и вещества.

В соответствии с Федеральным законом [2] к радиоактивным отходам также относятся материалы, образовавшиеся при осуществлении техногенных ядерных взрывов, проводившихся в целях создания подземных емкостей для хранения газа и газового конденсата.

Радиоактивные отходы классифицируются в зависимости от их удельной активности как высокоактивные, среднеактивные, низкоактивные и очень низкоактивные. Классификация жидких и твердых радиоактивных отходов приведена в Основных санитарных правилах обеспечения радиационной безопасности [3].

ОБЕСПЕЧЕНИЕ РАДИАЦИОННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

На балансе ПАО «Газпром» находится 21 объект, представляющий «ядерное наследие СССР». Реализация мероприятий, связанных с реабилитацией территорий, подвергшихся радиоактивному загрязнению в результате осуществления мирных ядерных взрывов, возложена на эксплуатирующие организации. Текущий анализ показывает, что в подземных емкостях, созданных с применением ядерной взрывной технологии на объектах ПАО «Газпром», находятся в основном средне- и низкоактивные жидкие радиоактивные отходы в виде рассолов и конденсата, причем с определенным радионуклидным составом (цезий-137, стронций-90). Фиксируется присутствие очень низкоактивных твердых радиоактивных отходов в виде загрязненного грунта и оборудования.

Сегодня практически все подземные емкости, сооруженные ядерными взрывами в 1980-е гг., заполнились пластовой водой и обломками каменной соли. В настоящее время они проходят процедуру консервации как объекты хранения радиоактивных отходов.

Задача обеспечения экологической безопасности на объектах повышенной радиационной опасности, созданных в период с 1971 по 1984 г., признана актуальной. Еще одной проблемой считается недостаточная разработка нормативной базы по обращению с техногенными радиоактивными отходами, образовавшимися вследствие проведения ядерных взрывов в интересах экономики. В ПАО «Газпром» ликвидация объектов осуществляется за счет собственных финансовых и материальных средств, извлекаемых из бюджета Общества. Неурегулированными на государственном уровне остаются вопросы создания и эксплуатации долговременных пунктов хранения радио-активных отходов, не имеющих межрегионального значения, а также прав собственности на такие объекты. Следует отметить, что объем накопленных на объектах ПАО «Газпром» и подлежащих ликвидации особых радиоактивных отходов значителен, и по мере ликвидации таких объектов он ежегодно увеличивается.

Существующие методы утилизации радиоактивных отходов связаны с их локализацией в пунктах захоронения, хранения, размещения и консервации на сроки, определяемые законом радиоактивного распада. Например, для естественных радионуклидов тория-232 и урана-238, присутствующих в минеральном и органическом сырье, период полураспада составит, соответственно, 1,4.1010 и 4,47.109 лет.

В рамках существующих методов утилизации радиоактивных отходов представляется целесо-образным рассмотреть технологию преобразования радиоактивных веществ в нерадиоактивные материалы на основе трансмутации и деактивации радиоактивных изотопов в микробиологических системах.

ЯВЛЕНИЕ ТРАНСМУТАЦИИ И ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ РАДИОАКТИВНЫХ ЯДЕР

Серия работ Л. Керврана [4–5] занимает особое место в исследовании трансмутации химических элементов и изотопов в биологических объектах. Как показывают проведенные эксперименты, ядерные реакции возможны при низких энергиях, в результате воздействия которых происходит трансмутация ядер с использованием биологических структур.

Эксперименты, демонстрирующие возможность деактивации радиоактивных изотопов в микробиологических системах, приведены в статье А.А. Корниловой и В.И. Высоцкого [6].

Группой В.М. Курашева получен Патент № RU 2563511 C2 от 15.05.2014 г. «Микробиологический способ трансмутации химических элементов и превращения изотопов химических элемен-тов» [7]. Представленный микробиологический способ трансмутации позволяет получать химические элементы и их изотопы практически в неограниченных количествах простым в исполнении, безопасным для персонала и населения, экологически чистым способом, не требующим большого расхода материалов, воды, тепла и электроэнергии. В качестве радиоактивного сырья могут использоваться радиоактивные отходы техногенных ядерных взрывов. Радиоактивные изотопы цезия-137 и стронция-90 путем трансмутации могут быть инактивированы с получением стабильных изотопов ценных химических элементов: полония, франция, радия и актинидов – актиния, тория, протактиния, урана и др. Этим же способом могут быть получены марганец, никель, галлий, бром, гафний, иттербий, таллий, ртуть, золото, платина.

Бактерии рода Thiobacillus (на-пример, видов Thiobacillus aquaesulis или Thiobacillus fer-rooxidans) в присутствии элементов с переменной валентностью инициируют и ускоряют естественные природные процессы радиоактивного распада и изотопных переходов радиоактивных элементов. При этом время естественных ядерных реакций и изотопных переходов ускоряется в тысячи, миллионы и миллиарды раз – в зависимости от естественного периода полураспада исходных изотопов тех или иных химических элементов.

ВЫВОДЫ

Технологию трансмутации радионуклидных источников возможно применять для ликвидации радиоактивных отходов и их превращения в нерадиоактивные и не опасные для человека элементы и изотопы. Рассмотренный способ не требует дорогостоящих и опасных для людей и экологии ядерных реакторов, проводится в обычных условиях (температура окружающей среды, атмосферное давление), в обычных емкостях и не подразумевает расход воды. Технология ликвидации радиоактивных изотопов позволяет применять ее без затрат на сооружение хранилищ радиоактивных отходов, т. е. получить экономический эффект.

Для отработки и внедрения технологии на объектах хранения радиоактивных отходов ПАО «Газпром» (подземные хранилища газа, созданные путем применения ядерной взрывной технологии) целесообразно организовать проведение научно-исследовательской работы с соответствующими экспериментальными исследованиями.

ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром»

143522, РФ, Московская обл., Истринский р-н, с/п Костровское, дер. Хволово, д. 15

Тел.: +7 (495) 719-63-31

Факс: +7 (495) 719-63-38

www.sdo.gazprom.ru

Продолжающаяся в экспертном сообществе дискуссия о необходимости строительства грандиозного инфраструктурного энергетического проекта «Северный поток – 2» побудила нас высказать ряд соображений в пользу реализации последнего. Постараемся коснуться самых важных аспектов проектов: политического, ресурсного, экономического и экологического.

Реализация проекта «Северный поток – 2», который позволит повысить надежность поставок российского газа в Европу, минуя транзитные страны, проходит при формировании новой внешней среды. Можно отметить два фактора, которые уже частично повлияли на технологическое исполнение проекта и его коммерческую схему.

Первый фактор – это возможный риск применения норм Третьего энергетического пакета к «Северному потоку – 2». Второй фактор – применение экономических санкций со стороны США в отношении европейских компаний. В августе 2017 г. в США был принят закон «О противодействии противникам Америки путем санкций» [1], согласно которому Президент США наделяется правом во взаимодействии (координации) с союзниками США вводить определенные санкционные ограничения в сфере строительства и обслуживания российских трубопроводов, экспортирующих энергоресурсы. Особенно важно отметить, что отдельно закон декларирует оппозицию проекту «Северный поток – 2». Тем не менее работы по укладке труб уже начались, поэтому по мере строительства трубопровода можно ожидать только усиления дискуссий о необходимости реализации этого проекта.

Нужен ли дополнительный российский газ на энергетических рынках Европы? Данные по энергопотреблению европейских стран в 2017 г. показывают, что, несмотря на предпринимаемые усилия по улучшению эффективности энергетического баланса в сторону безуглеродной «зеленой» энергетики, доля экологически грязных источников энергии, таких как нефть и уголь, остается главенствующей – более половины общего энергопотребления (см. рис.) [2, 3]. Значительное сокращение нагрузки на окружающую среду возможно в этих условиях именно за счет увеличения доли природного газа как самого экологически чистого из всех органических видов топлива. Для выработки единицы энергии при сжигании газа в атмосферу выбрасывается в 1,4 раза меньше диоксида углерода, чем при сжигании нефти, и в 1,78 раза меньше, чем при сжигании угля. Потребность в газе, несмотря на достижения в области энергосбережения и расширение использования альтернативных источников энергии, несомненно, будет возрастать. Более того, именно природный газ будет основным источником энергии в процессе постепенного перехода на использование альтернативных источников энергии [4, 5].

Для анализа тенденций, связанных с европейским рынком углеводородного сырья, необходимо проанализировать динамику запасов, добычи и потребления углеводородов за период 2007–2017 гг. [3], данные по которым представлены в табл. 1.

Запасы природного газа в странах Европы на конец 2017 г. составили 3 трлн м³, причем их основная часть сосредоточена в Норвегии – 1,7 трлн м³, Нидерландах – 0,7 трлн м³ и Великобритании – 0,2 трлн м³ [3]. Темпы снижения запасов газа за период 2007–2017 гг. – 40 %. Несмотря на снижение уровня потребления газа в странах Европы на 3,5 %, темпы снижения добычи газа составили почти 16 %, что в 4,6 раза выше темпов снижения его потребления. Это свидетельствует о том, что решать проблемы энергообеспечения без импорта дополнительных объемов углеводородов, особенно газа, страны Европы будут не в состоянии даже в среднесрочной перспективе.

Вероятность открытия новых месторождений газа очень невелика, попытка начать добычу метана из сланцевых отложений, предпринятая Польшей в период 2010–2015 гг., окончилась не-удачно [6].

Таким образом, страны Европы не имеют своих ресурсов для обес-печения собственных потребностей природным газом не только на среднесрочную перспективу, но и на ближайшее будущее: при существующем уровне добычи запасов газа в странах Европы хватит немногим более чем на 12 лет [3].

РЕСУРСНАЯ БАЗА ДЛЯ ЭКСПОРТА ГАЗА В ЕВРОПУ

Откуда Европа может импортировать газ? Ответ на этот вопрос помогут дать анализ экспортных возможностей стран, обладающих крупнейшими (более 4 трлн м³) запасами газа по состоянию на 2017 г. [3], а также данные по nett-экспорту (экспорт за вычетом импорта) природного газа [3], приведенные в табл. 2.

Из табл. 2 следует, что только 7 из 11 стран с крупнейшими запасами газа обладают экспортным потенциалом, складывающимся из уровня добычи, собственного потребления и инфраструктурных мощностей, позволяющим транспортировать газ в газообразном или сжиженном состоянии.

Импорт природного газа странами Европы в 2017 г. по системе магистральных трубопроводов составил 423,4 млрд м³, из них 244 млрд м³, или 57,6 %, было импортировано из неевропейских стран [3] (табл. 3).

Доля трубопроводного газа из России составила 44,7 % от общего импорта и 77,6 % от импорта из неевропейских стран.

В 2017 г. европейскими странами был закуплен сжиженный природный газ (СПГ) в объеме 65,7 млрд м³ [3], при этом поставки из неевропейских стран составили 60,2 млрд м³, или 91,6 % (табл. 4).

В 2017 г. европейские страны импортировали 489,1 млрд м³ природного газа, из них 304,2 млрд м³ – из неевропейских стран [3]. Доля импорта газа из России составила 62,3 % от общего импорта газа из неевропейских стран, или 38,7 % от общего импорта природного газа.

Как можно оценить среднесрочные перспективы импорта газа? Для этого необходимо проанализировать экспортные возможности стран с крупнейшими запасами газа (см. табл. 2).

Россия – надежный и долговременный партнер по торговле газом в Европе начиная с середины ХХ в. Обладает разветвленной сетью экспортных магистральных трубопроводов как через транзитные страны (Украина, Республика Беларусь), так и без них («Голубой поток», «Северный поток – 1»), а также введенным в строй заводом по сжижению природного газа проекта «Ямал СПГ». В настоящий момент строятся трубопроводы проектов «Турецкий поток» общей мощностью 31,5 млрд м³, проекта «Северный поток – 2» общей мощностью 55 млрд м³. Планируется строительство завода по сжижению природного газа в рамках проекта «Балтика СПГ». Ресурсной базой для обеспечения газом всех экспортных проектов является газ, залегающий в Ямало-Ненецком автономном округе, ресурсы которого по категориям А + В + С1 сегодня оцениваются более чем в 27 трлн м³ [7] и продолжают прирастать по мере проведения геологоразведочных работ и ввода в эксплуатацию новых месторождений и залежей газа и конденсата, в том числе на шельфах Карского моря и Обской губы.

Иран обладает мощностями по прокачке около 12 млрд м³ газа в Турцию. Обладая сопоставимыми с Россией запасами природного газа, Иран из-за постоянных и долговременных санкционных ограничений со стороны США и стран Евросоюза не имеет возможности развивать систему трубопроводного газа в Европу, а также строить заводы по сжижению природного газа. В связи с перечисленными причинами надежные поставки газа из Ирана в среднесрочной перспективе проблематичны.

Катар – на сегодняшний день крупнейший экспортер СПГ в страны Европы. В 2017 г. объем экспорта составил 23,7 млрд м³, или 23 % от экспорта газа [3]. Расширение поставок маловероятно из-за проблем наращивания мощностей по добыче, подготовке и сжижению природного газа и ограниченности флота танкеров-газовозов.

Основные запасы газа в Турк-менистане сосредоточены на супергигантском месторождении Галкыныш на юго-востоке страны. Оператором разработки месторождения выступает ГК «Туркменгаз», но разработка ведется с большой долей участия компании CNPC (КНР). Экспорт газа из этого месторождения осуществляется в Китай по магистральному газопроводу, введенному в эксплуатацию в 2009 г. В 2017 г. объем экспорта газа в Китай составил 31,7 млрд м³, или 94,3 % от всего экспорта газа [3]. Переориентирование экспортных потоков на европейский рынок представляется весьма проблематичным.

Планируемые США поставки СПГ в Европу никак не смогут заменить российский газ на европейском рынке. Основная часть газа добывается из сланцевых отложений, поэтому нарастить его добычу в достаточном для экспорта объеме сложно. Но даже если это произойдет, то возникает проблема острого дефицита танкеров-газовозов на рынке морских грузоперевозок. Если предположить, что США планируют полностью заместить поставки трубопроводного газа проекта «Северный поток – 2», то нетрудно подсчитать, что потребуется непрерывная круглогодичная эксплуатация 30 крупнейших в мире танкеров-газовозов типа Q-Max вместимостью 260 тыс. м³ СПГ (габариты судна составляют 345 × 53,8 × 34,7 м по длине, ширине и высоте соответственно; оно имеет осадку около 12 м, т. е. сопоставимо по размерам и массе с современным авианосцем). Даже с учетом экономической мощи США маловероятно, что такое количество танкеров может быть построено быстрее, чем в ближайшие 15–20 лет. Немалые инвестиции и временные затраты потребуются и для строительства терминалов, дополнительных мощностей для СПГ в США и его регазификации в Европе.

Вероятность наращивания поставок газа из других стран списка, в том числе из Алжира и Нигерии, в Европу крайне невелика из-за известных технологичес-ких, логистических и политических проблем.

Таким образом, с учетом гео-графического расположения, имеющихся и находящихся в строительстве инфраструктурных мощностей по подготовке и транспорту газа, состояния ресурсной базы, а также политической стабильности, во многом определяемой военной мощью государства, можно сделать вывод о серьезных конкурентных преимуществах проекта «Северный поток – 2» перед альтернативными поставками газа на европейский рынок.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ

Очевидно, что главная цель использования органического топлива – это генерация элект-рической энергии на электростанциях конденсационного типа или с помощью газотурбинных установок. В табл. 5 приведены данные по централизованной генерации электроэнергии в странах Европы [3].

Всего в Европе самая высокая доля генерации (по 19,9 %) приходится на атомную энергетику и уголь, несмотря на разговоры о борьбе с вредными выбросами и «безуглеродной» энергетике, которые на протяжении долгих лет ведутся в странах Евросоюза. Германия вырабатывает основную долю электроэнергии (33 %) на угольных электростанциях. По этому показателю она уступает только Польше, доля угля в цент-рализованной генерации которой превышает 65 %. Но уголь – самое энергетически неэффективное и экологически грязное топливо [8]. Поэтому его пытаются заменить природным газом [4], что существенно повышает энергетическую эффективность и экологическую чистоту вырабатываемой электрической энергии.

Если предположить, что средний КПД генерации на конденсационной электростанции, работающей на нефтепродуктах и угле, не превышает 37 %, а КПД генерации на газе – 40 %, то нетрудно определить, какое количество органического топлива было сожжено для централизованной генерации электроэнергии в странах Европы (табл. 6).

Наибольшее количество угля для централизованной генерации электрической энергии потреб-ляет Германия – 56,3 млн т.н.э., и она вынуждена заниматься активными поисками замены столь высокому уровню потребления угля. Основной упор делается на выработку энергии из возобновляемых источников энергии (ВИЭ) – ветра и солнца, в чем Германия занимает лидирующие позиции в Европе. Вместе с тем на сегодняшний момент ВИЭ составляют только 13,4 % от потребляемой энергии [3].

ВИЭ И АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА КАК АЛЬТЕРНАТИВА

Эксперты часто обсуждают варианты замены природного газа проекта «Северный поток – 2» развитием проектов возобновляемой энергетики, таких как ветровая и солнечная энергия. Оценим практические аспекты реализации этих идей. Для этого используем методику, разработанную авторами [9]. Поскольку ВИЭ, такие как солнце и ветер, применяются для получения электрической энергии, а природный газ является топливом, используемым, в том числе, для получения электрической энергии на тепловых электростанциях, максимальный КПД которых не превышает 0,4, можно определить, что выходная электрическая мощность газопровода при его полной загрузке будет равна 25,1 ГВт.

Замена газа энергией ветра. Для оценки площади, которую необходимо занять под ветрогенераторы для замены поставляемого природного газа, необходимо принять некоторую среднюю скорость ветра. В странах Европы скорость ветра колеблется от 4 до 9 м/с в зависимости от удаления точки измерения от береговой линии Балтики [10]. Приняв в расчете среднюю скорость в Германии около 6,5 м/с, по методике [9] можно оценить, что для замены электрической мощности газопровода проекта «Северный поток – 2» в 25,1 ГВт потребуется около 17–18 тыс. км² (~5 % территории Германии) под монтаж горизонтально-осевых ветроэнергетических установок при коэффициенте их загрузки 0,9. Нетрудно оценить, что с учетом реального коэффициента загрузки ВЭУ 0,6–0,7 для полноценной замены электрической мощности проекта «Северный поток – 2» ветроэнергетическими установка-ми мощностью 2 МВт (выше средней мощности установок в Германии) потребуются около 18–21 тыс. подобных установок.

Замена газа энергией солнца. Среднегодовой уровень инсоляции в Германии меняется в пределах от 3,0 до 4,5 Квт.ч/м² в день [11]. Приняв средний уровень инсоляции 3,75 КВт.ч/м² в день, можно определить, что при среднем уровне КПД солнечной панели 0,2 и коэффициенте загрузки с учетом количества световых часов в году 0,25 для замены газа проекта «Северный поток – 2» в генерации электрической энергии потребуются площади более 3,2 тыс. км² (~1 % территории Германии) под строительство солнечных электростанций [9].

Полноценная реализация замены поставок газа такими ВИЭ, как солнце и ветер, в настоящее время проблематична, поскольку, кроме отчуждения огромных территорий, потребуются гигантские инвестиции непосредственно для создания энергетических станций на ВИЭ. С учетом стоимости установленной мощности 1 КВт ветровой и солнечной энергии, а также реальных коэффициентов загрузки ветрогенераторов и солнечных панелей [12] нетрудно подсчитать, что инвестиции в создание ветроэнергетических станций будут составлять более 30 млрд долл. США, а в создание солнечных электростанций – более 200 млрд долл. США.

Замена газа атомной энергией. По состоянию на 1 февраля 2017 г. в Германии эксплуатировались 8 энергоблоков на 7 атомных станциях общей мощностью 10,78 ГВт [13], т. е. 1,35 ГВт на энергоблок. С учетом того, что генерация электроэнергии на атомных станциях Германии в 2017 г. составила 75,9 ТВт.ч [3], нетрудно определить реальный коэффициент загрузки энергоблоков на атомных станциях, который в 2017 г. составил 0,8. Таким образом, для того чтобы полностью заменить энергетическую мощность газопровода проекта «Северный поток – 2», составляющую 25,1 ГВт, с учетом реального коэффициента загрузки атомных энергоблоков 0,8 потребуется дополнительно 24 но-вых энергоблока, что в три раза больше существующих на сегодняшний момент. Нельзя не отметить, что планы Правительства Германии прямо противоположны: до конца 2022 г. полностью отказаться от производства ядерной энергии.

ВЫВОДЫ

Для долгосрочных (от 30 до 50 лет) поставок природного газа в Европу ресурсной базой обладают такие страны, как Россия, Иран, Катар, Туркмения и США. При этом в настоящий момент только Россия обладает готовыми мощностями по транспортировке требуемого количества газа по системе магистральных газопроводов как через транзитные страны, так и без них. Кроме того, Россия ввела мощности по сжижению природного газа на п-ове Ямал (проект «Ямал СПГ») и практически готова к началу строительства завода по сжижению природного газа в рамках проекта «Балтика СПГ». Ничего подобного конкуренты предложить не могут ни в ближайшей, ни в среднесрочной перспективе. Реализация проекта «Северный поток – 2» позволит усилить конкурентные позиции России на рынках стран Северной Европы и минимизировать риски потерь транзита газа из-за хозяйственных и политических разногласий со странами-транзитерами.

Газ, поставляемый по газопроводу проекта «Северный поток – 2», позволит европейским странам значительно снизить долю угля в системе централизованной генерации электрической энергии. Кроме того, это поможет существенно повысить энергетическую эффективность и экологичес-кую чистоту энергетики.

Заменить предлагаемый газ ВИЭ практически невозможно из-за инвестиций, многократно превышающих инвестиции в проект «Северный поток – 2», а также необходимости выведения из оборота огромных земельных участков.

Реализация проекта «Северный поток – 2» – это взаимовыгодный энергетический проект, который позволит надежно и бесперебойно поставлять природный газ из России в европейские страны в течение как минимум ближайших 50 лет. В настоящее время реальной альтернативы этому проекту нет.

Таблица 1. Динамика запасов, добычи и потребления нефти (млн т) и природного газа (млрд м³) в странах Европы за период 2007–2017 гг.Table 1. Dynamics of reserves, oil production and consumption (million tons) and natural gas (billion m³) in European countries for the 2007–2017 period

Таблица 2. Крупнейшие запасы газа в мире и экспорт газа в 2017 г.Table 2. The world’s largest gas reserves and gas export in 2017

Таблица 3. Импорт трубопроводного газа (млрд м³) странами Европы из неевропейских странTable 3. Import of pipeline gas (billion м³) by European countries from non-European countries

Таблица 4. Импорт СПГ (млрд м³) странами Европы из неевропейских странTable 4. Import of liquefied natural gas (billion m³) by European countries from non-European countries

Таблица 5. Централизованная генерация электрической энергии (ТВт.ч) в странах Европы в 2017 г.Table 5. Centralized generation of electricity (TWh) in the European countries in 2017

Таблица 6. Органическое топливо, затраченное для централизованной генерации электрической энергии в 2017 г.Table 6. Organic fuel spent on the centralized generation of electricity in 2017

Курский электроаппаратный завод (КЭАЗ) разрабатывает и производит электротехнику с 1945 г. Полный цикл производства – от проектирования в конструкторском бюро до выпуска готового изделия со сборочного конвейера – позволяет компании гарантировать надежность каждого выпускаемого аппарата. Продукты КЭАЗ созданы специально для работы в суровых российских погодных и эксплуатационных условиях и соответствуют требованиям отечественных и международных стандартов качества.

Сегодня КЭАЗ предлагает комплекс низковольтных и высоковольтных аппаратов, кото-рые обеспечивают защиту энергооборудования объектов нефтяной и газовой отраслей. Аппараты выпущены в рамках реализации Программы импортозамещения и выступают полноценными аналогами известных зарубежных брендов по характеристикам и габаритным размерам.

Все продукты КЭАЗ селективны по отношению друг к другу, что позволяет создавать каскады потребления и полноценные системы электроснабжения любого объекта. Согласованная работа аппаратов защиты уменьшает ущерб при авариях и по-вышает общую надежность электрической сети. Совместное применение аппаратов таких серий, как OptiMat D, OptiMat A, OptiDin, предполагает возможность комплексного подхода в изготовлении низковольтных комплектных устройств.

АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ В ЛИТОМ КОРПУСЕ OPTIMAT D

OptiMat D – серия автоматических выключателей в литом корпусе с микропроцессорными расцепителями, новейшая разработка конструкторов КЭАЗ для защиты системы электроснабжения объектов, рассчитанных на ток до 630 А. Сегодня в России только КЭАЗ полностью освоил производство этих аппаратов.

Широкий выбор аксессуаров дает возможность использовать для решений любой сложности всего два типоразмера аппарата:

– OptiMat D100; 250 – номинальный ток (I_ном) от 40 до 250 А;

– OptiMat D400; 630 – номинальный ток (I_ном) от 160 до 630 А.

Преимущества автоматических выключателей OptiMat D:

– они разработаны специально для применения в суровых погодных условиях: диапазон рабочих температур – от –40 до 70 °C;

– принцип модульного построения аппарата и возможность применять дополнительные аксессуары дают сочетания, необходимые для конкретных проектов;

– электронные блоки контроля и управления нового поколения измеряют и анализируют основные параметры сети, выдавая информацию на диспетчерский пункт;

– мостиковая контактная система роторного типа обеспечивает быстрое срабатывание автоматов и коммутацию больших токов (предельная коммутационная способность – до 65 кА), позволяет уменьшить габаритные размеры и повышает термическую стойкость OptiMat D;

– электронные расцепители MR1 и MR2, позволяющие на­строить программу защиты для наиболее эффективной работы оборудования, дают высокую точность исполнения и разнообразие выбора необхо­димых настроек OptiMat D;

– гарантийный срок эксплуатации – 5 лет.

ВОЗДУШНЫЕ АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ OPTIMAT A

OptiMat A – воздушные автоматические выключатели, предназначенные для установки в ка-честве вводных и секционных аппаратов на подстанциях и распределительных пунктах и рассчитанные на номинальные токи до 4000 А. OptiMat A – единственный воздушный автоматический выключатель с микропроцессорным расцепителем, производство которого локализовано в России.

Преимущества автоматических выключателей OptiMat A:

– возможна установка в неотап-ливаемых помещениях: диапазон рабочих температур – от –25 до 40 °C;

– высокая предельная коммутационная способность – до 100 кА;

– гарантийный срок эксплуатации – 5 лет.

УСТРОЙСТВА НА DIN-РЕЙКУ OPTIDIN

OptiDin – устройства на DIN-рейку КЭАЗ – полный комплекс модульных аппаратов для построения различных схем автоматизации и управления технологическими процессами.

Более 2000 исполнений аппаратов серии OptiDin позволяют обеспечить любой проект всеми необходимыми видами и типами устройств на DIN-рейку отечественного производства:

– модульные автоматические выключатели OptiDin BM63, BM125. КЭАЗ обладает уникальными для России компетенциями по производству модульных автоматических выключателей на токи до 125 А;

– устройства дифференциальной защиты OptiDin VD63, D63, DM63;

– устройства защиты от перенапряжений OptiDin ОМ;

– реле управления и защиты OptiDin;

– контакторы модульные OptiDin МК63;

– устройства подачи команд и сигналов модульные OptiDin FSL63, SL63, KM63, ZM63.

Преимущества устройств на DIN-рейку КЭАЗ:

– они разработаны специально для применения в суровых погодных условиях: диапазон рабочих температур – от –60 до 40 °С;

– предельная коммутационная способность – до 10 кА;

– возможность доработки стандартного оборудования OptiDin с учетом специальных требований заказчика.

Девиз КЭАЗ – «Надежность без компромиссов» – определяет высокие стандарты, в соответствии с которыми завод производит комплекс современных аппаратов и гарантирует их безотказную работу на самых ответственных объектах нашей страны.

ООО «КЭАЗ»

305000, РФ, г. Курск,

ул. Луначарского, д. 8

Тел.: +7 (4712) 39-99-11

E-mail: keaz@keaz.ru

www.keaz.ru

В ходе эксплуатации силовые и осветительные кабели подвержены различным воздействиям. Постоянно присутствуют влияние жил внутри кабеля друг на друга, их тепловое и электрическое взаимодействие. Эти и дополнительные факторы в процессе эксплуатации объекта приводят к старению и разрушению материала изоляции, что может повлечь необратимые последствия.

В соответствии с правилами устройства электроустановок (ПУЭ) или Правилами технической эксплуатации электроустановок (ПТЭЭП) профилактические измерения сопротивления изоляции в процессе эксплуатации объекта должны проводиться периодически согласно его классификации.

Учитывая положения ПУЭ, для силовых кабелей, цепей вторичной коммутации и осветительных электропроводок с напряжением до 1000 В установлена норма сопротивления изоляции не менее 0,5 МОм для каждой жилы между фазными проводами и между фазным и нулевым проводом и проводом защитного заземления.

Процесс измерения сопротивления изоляции проводки в осветительных сетях крайне трудоемок. Для подготовки проведения измерений необходимо отсоединить от сети все осветительные приборы и только после этого проводить измерения. Длительность процесса зависит от количества оборудования, графика работы, труднодоступности размещения осветительных приборов, человеческого фактора и других различных условий. На период проведения подготовительных и послеизмерительных мероприятий работа персонала и эксплуатация объекта прекращаются.

В целях сокращения времени проведения измерения сопротивления изоляции проводки в осветительных системах ООО «Атон» предлагает к использованию «Систему дистанционного отключения нагрузки» («Система ДОН»). Это индивидуальный для каждого осветительного прибора блок управления, который срабатывает при подаче в питающую сеть импульсов напряжения определенной формы. Блок управления изолирует электрическую часть светильника от питающей электропроводки на время, достаточное для проведения измерений сопротивления изоляции. Для приведения системы в действие обслуживающий персонал отключает автомат, питающий группу оборудованных «Системой ДОН» светильников, и кратковременно подает на данную группу импульсы напряжения определенной формы, что приводит к разрыву электрических контактов на «входе» светильника. Длительность размыкания контактов зависит от характеристик блока управления и может составлять 2–5 мин. Этого времени достаточно для подключения к линии измерительного прибора и проведения замеров сопротивления изоляции. По истечении этого времени контакты блока автоматически замкнутся, и осветительные приборы будут рабоать в нормальном режиме.

Применение «Системы ДОН» позволяет минимизировать потери от вынужденных перерывов, снизить трудоемкость связанных с измерением мероприятий и проводить измерения сопротивления электропроводки в полном объеме согласно ПТЭЭП.

ООО «Атон» готовит к запуску в серийное производство линейку осветительных приборов, в стандартную комплектацию которых будет входить блок управления «ДОН».

ООО «Атон»

603124, РФ, г. Нижний Новгород,

ул. Вязниковская, д. 2а, оф. 32

Тел.: +7 (831) 411-51-20,

+7 (800) 707-55-39

E-mail: real@aton-svet.ru

www.aton-svet.ru