Газовая промышленность № 11 2016

Головной офис предприятия находится в г. Екатеринбурге, две производственные площадки – в городах Качканар и Полевской Свердловской области. В состав предприятия входят конструкторский отдел, производственные участки, монтажно-наладочное управление, офисные и складские помещения. Собственная производственная база позволяет успешно решать задачи, среди которых:

• разработка и производство электронной и электротехнической продукции промышленного назначения;
• монтаж и пусконаладка, ввод в эксплуатацию, сервисное обслуживание оборудования как своего производства, так и сделанного на других предприятиях;
• капитальный ремонт и ремонтно-техническое обслуживание оборудования энергохозяйства.

Основные направления деятельности ЗАО «Робитэкс»

1. Разработка и производство автоматизированных систем управления двигателями и насосами с применением систем ЧП (частотное преобразование) и ПП (плавный пуск):
• устройства управления насосами теплоснабжения по температуре и давлению с применением устройства мягкого пуска (УМП) и частотно-регулируемого электропривода (ЧРП);
• групповые устройства управления двигателями аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО) с применением УМП и ЧРП;
• устройства управления двигателями мостовых кранов (с применением ЧРП), в том числе эксплуатируемых при высоких температурах в одномашинных и многомашинных цехах;
• устройства управления насосами водозабора, пожаротушения, складов нефтепродуктов, автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС).
2. Разработка и производство оборудования распределения электроэнергии:
   высоковольтные комплектные распределительные устройства внутренней установки для карьерных экскаваторов;
• ячейки карьерные наружной установки;
• комплектные трансформаторные подстанции (КТП);
• щиты постоянного тока (ЩПТ).
3. Разработка и производство устройств защиты оборудования и аварийных переключений:
• узел защиты от перенапряжения датчиков и цепей управления;

• блок автоматического включения резерва питания аппаратуры КИПиА;
• щит автоматического включения резервного питания;
• блок аварийного включения резервной станции катодной защиты.
4. Разработка и производство систем управления экскаваторным электроприводом:
• низковольтные комплектные устройства управления электроприводами экскаваторной техники (одноковшовые карьерные гусеничные экскаваторы и экскаваторы на шагающем ходу).
5. Телеметрия (разработка решения, проектирование, монтаж, пуск в эксплуатацию, обслуживание):
• мониторинг и диспетчеризация удаленных объектов, таких как насосные станции водоотведения и водоснабжения;
• автоматизированные системы управления, диспетчеризация энергоснабжения и тепловодоснабжения промплощадок;
• автоматизированные системы контроля и технического учета энергоресурсов (АСТУЭ);
• автоматизированные системы управления технологическими процессами.
6. Мобильная лаборатория высоковольтных испытаний.
7. Капитальный ремонт и техническое обслуживание оборудования энергохозяйства:
• капитальный ремонт систем комплексной электрификации (электроснабжение, освещение) цехов и укрытий (с применением различных моделей систем освещения, в том числе с приборами на светодиодных элементах);
• монтаж, наладка оборудования комплектных трансформаторных подстанций, агрегатных щитов станций управления, контрольно-измерительных приборов, как собственного изготовления, так и сторонних производителей;
• ремонтно-техническое обслуживание агрегатов бесперебойного питания (АБП), инверторов и распределительных устройств.

ЗАО «Робитэкс»

620103, РФ, r. Екатеринбурr,
yл. Окружная, д. 3
Тел.: +7 (343) 217-22-55
Факс: +7 (343) 216-13-11
E-mail: secretar-ekb@robiteks.ru
www.robiteks.ru

Обособленные подразделения:
624350, РФ, Свердловская обл.,
г. Качканар, ул. Тургенева, д. 1
Тел/факс: +7 (34341) 6-04-12
623377, РФ, Свердловская обл.,
г. Полевской, с. Косой Брод,
ул. Урицкого, д. 6
Тел/факс: +7 (34350) 4-92-20

Удаленность подразделений и филиалов ООО «Газпром добыча Ноябрьск» от головного офиса компании в значительной мере затрудняет мониторинг достижения целей и выполнения программ, разработанных в рамках Единой системы управления охраной труда и производственной безопасностью (ЕСУОТиПБ). Для преодоления этой проблемы был разработан модуль АИС ПиК (автоматизированная информационная система планирования и контроля), доступный в режиме реального времени всем сотрудникам всех филиалов и подразделений Общества.

Силами специалистов Управления автоматизации и метрологического обеспечения (УАиМО) совместно с Отделом охраны труда (ООТ) были проанализированы бизнес-процесс, его документооборот и участники. На основе полученных данных была разработана система, обеспечивающая информационную инфраструктуру и необходимый функционал для ввода, согласования, утверждения, оперативного мониторинга и контроля достижения целей и выполнения программ (планов) мероприятий ЕСУОТиПБ.

АИС ПиК представляет собой веб-приложение в корпоративной сети и имеет модульную структуру. Модуль представляет собой совокупность программных функций и описаний. Сюда входят типы документов процесса, их структура, описание жизненного цикла, его этапов и последовательностей, возможные состояния или статусы элементов, а также их возможные переходы. Кроме того, описания содержат настройки системы управления правами пользователей: список, роли, привязку действий с документами к ролям и к этапам жизненного цикла. Описание создается только один раз при добавлении рабочего процесса. Впоследствии все действия в рамках рабочего процесса осуществляются программными механизмами автоматизированной системы (рис. 1).

С помощью панели управления владельцы бизнес-процесса могут открывать доступ пользователям. Система интегрирована с Active Directory, для выбора пользователей можно использовать организационную структуру либо воспользоваться поиском.

Одной из особенностей АИС ПиК является возможность делегирования полномочий. Пользователи могут выбрать тех, кому хотят делегировать свои права в рабочем процессе (на период отпуска или командировки).

Жизненный цикл документов представлен на специальной диаграмме (рис. 2).

Рабочее место пользователя имеет простой и интуитивно понятный интерфейс: выпадающие списки с выбором (год документа, документ и т. д.) и рабочая область документа.

 Рабочая область документа состоит из нескольких окон для изменения или просмотра записи.

Документы связаны между собой по принципу «документ – документ-основание». Так, документ «Цели в области охраны труда, промышленной и пожарной безопасности» является основанием для остальных документов процесса, так как программы (планы) мероприятий направлены на достижение поставленных целей.

Все документы создаются в единичном экземпляре на год и имеют одинаковый жизненный цикл, состоящий из следующих этапов: ввод данных; консолидация; утверждение руководством ГДН; исполнение; корректировка; завершение.

На первом этапе производятся постановка целей, ввод и корректировка мероприятий, их согласование с соответствующими службами и отделами компании, а также утверждение руководством структурных подразделений.

Этап консолидации необходим для внесения изменений (корректировок) владельцами бизнес-процесса перед утверждением документов высшим руководством Общества. После внесения корректировок документ формируется и передается на утверждение руководству.

Утвержденный документ передается в структурные подразделения на исполнение. На этапе исполнения ответственные пользователи ставят соответствующие отметки.

После утверждения руководством Общества цели и программы мероприятий направляются в ПАО «Газпром». В случаях необходимости внесения изменений в документ, находящийся на исполнении, владельцы бизнес-процесса могут перевести документ на этап «Корректировка». После корректировки документ опять попадает на утверждение руководству и далее на исполнение.

Автоматизация процедуры «Разработка целей и программы мероприятий СМОТПиПБ» в рамках программного комплекса АИС ПиК позволяет решать такие задачи, как:

·         повышение оперативности работы за счет автоматизации рутинных операций, доступности и использования единой информационной и программной инфраструктуры;

·         оперативный обмен данными о мероприятиях между структурными подразделениями;

·         оперативный мониторинг изменений состояний и выполнение целей программ (планов) мероприятий.

Возможности разработанной автоматизированной информационной системы достаточно широки: с ее помощью можно описать и реализовать множество процессов, обеспечивающих автоматизацию процедур
СМОТПиПБ, а также других под­систем управления в рамках общей Интегрированной системы менеджмента (ИСМ), которая внедрена в ООО «Газпром добыча Ноябрьск». В состав ИСМ помимо СМОТПиПБ сегодня входят также система экологического менедж­мента, система качества, система энергоменедж­мента.
В перспективе в АИС планируется реализация еще трех модулей: «Специальная оценка условий труда – СОУТ», «Нормативно-правовые акты» и «Административно-производственный контроль».

Технологические объекты добычи нефти, газа и газового конденсата характеризуются тем, что они территориально распределены. Технологические узлы и агрегаты вместе с системами управления и обеспечения безопасности, входящие в один производственный комплекс, могут находиться на расстоянии нескольких километров друг от друга. Централизованное управление работой такого производственного комплекса, в котором число исполнительных устройств может составлять десятки и сотни единиц, технически и экономически не оправданно. Поэтому управление территориально удаленными установками, как правило, производится автономными управляющими подсистемами, а координация их работы – вручную с использованием различных средств связи. При этом возникают ситуации, когда из-за запаздываний и ошибок в принятии решений операторы не справляются с задачами управления, что приводит к возникновению аварийных инцидентов и событий.

Например, система поддержания пластового давления (ППД) включает насосное оборудование вододобывающих артезианских скважин или других источников воды, сепараторы для дегазации воды (булиты), сепараторы установок подготовки газа, нефти, агрегаты высокого давления (АВД) для закачки воды в пласт, магистрали и трубопроводную арматуру. Управление насосным оборудованием, сепараторами, кранами, задвижками и т. д. осуществляется из автономных операторных.

Несмотря на то что рассматриваемый в примере технологический процесс является наиболее распространенным и эффективным средством управления нефте- и газоотдачей пластов, задача автоматизации такой системы и координации работы объектов до конца не решена вследствие распределенности ее структуры, большого количества неизмеряемых параметров, по которым должно проводиться управление, необходимости учета большого числа технологических ограничений и т. д. [1].

Вопросам координации работы управляющих устройств для целей повышения эффективности и безопасности производства посвящены работы [1–5].

В целом данное направление развития автоматизированных технологических комплексов соответствует актуальной задаче интеллектуализации систем управления и обеспечения безопасности [6–8].

В данной работе предлагается подход к построению и метод алгоритмизации координированного управления аппаратами и узлами технологических процессов. Модель системы управления оформляется в виде сетей Петри с последующей декомпозицией ее на подсети, каждой из которых ставится в соответствие автомат конечно-автоматного вида.

В соответствии с изложенной концепцией задачи управления могут быть разделены на два уровня. Задачи верхнего уровня:

• стабилизация режимов закачки воды в пласт при наличии возмущений со стороны пласта, напряжения питания электродвигателей, изменения характеристик АВД;

• стабилизация режимов работы системы ППД при наличии возмущений со стороны пласта по количеству жидкостей, поступающих с установки подготовки газа (УПГ) или нефти (УПН);

• обеспечение безаварийного включения/выключения АВД, т. е. обеспечение реализации управлений по числу включенных в работу АВД.

К задачам нижнего уровня относятся задачи поддержания технологических параметров: уровней в сепараторах, давления газовой подушки в сепараторах, уровня в резервуарах УПГ или УПН, давления на входе АВД.

Необходимо при этом учитывать ограничения на число операций включения/отключения всех насосов, используемых в технологическом процессе.

При разработке более совершенной системы управления в качестве управляющих воздействий на объект рассматривались:

• управление работой дискретного клапана – сброс газа из сепараторов (поддержание давления в сепараторах косвенно влияет на давление на входах АВД и расход жидкости с УПГ или УПН);

• включение/выключение насосов артезианских скважин и изменение производительности некоторых из них за счет использования частотно-регулируемого привода (регулирование подачи от скважин позволяет поддерживать уровень и давление в сепараторах);

• включение/выключение насосов откачки жидкости с УПГ или УПН, что позволяет регулировать уровень в сепараторах, давление на входах АВД и подачу жидкости из сепараторов. 

• сильной взаимосвязью управляемых параметров как между собой, так и с управляющими параметрами, что не позволяет выделить для каждого управляемого параметра собственный (главный) управляющий параметр;

• наличием жестких ограничений на отдельные технологические параметры; в частности, если не обеспечивается давление жидкости на входе АВД, работа последних должна блокироваться. По аналогичным причинам должна блокироваться работа насосов откачки жидкости с УПГ или УПН при понижении уровня в резервуарах ниже допустимого значения. Работа АВД должна блокироваться также по минимально допустимым уровням в сепараторах и в резервуарах;

• число управляющих параметров меньше числа управляемых параметров.

Алгоритмы управления такими объектами зачастую описываются в виде набора правил, большинство которых изложены в терминах дискретного управления. Для реализации алгоритмов управления на базе промышленных контроллеров необходима их интерпретация в виде логических выражений конечно-автоматного вида. Для этого предложен метод формирования логических выражений, адекватных исходным правилам, включающий алгоритмы разрешения конфликтов и выявления тупиковых ситуаций, основанные на промежуточном представлении наборов правил в виде сетей Петри [3]. Метод реализуется путем выполнения следующих шагов.

Шаг 1. Подготовка правил. В исходном наборе правил (продукционной системе) возможно использование лингвистических высказываний и нечетких переменных. На этом шаге необходима их замена четкими переменными, а возвращение к нечетким переменным с их последующей фаззификацией будет производиться на шаге 5.

Шаг 2. Обобщение правил. Проводится сокращение числа правил путем объединения правил, имеющих одинаковые консеквенты.

Шаг 3. Представление набора правил в виде сетей Петри. Поскольку для данного класса сетей разработаны алгоритмизированные (формализованные) методы определения их свойств, анализ набора правил сводится к более простым и надежным процедурам анализа сетей Петри (определения живости, безопасности и др.). Далее сложные сети, как правило, декомпозируются на подсети с целью синтеза конечных автоматов для управления отдельными агрегатами известными методами.

Шаг 4. Синтез логических выражений для переменных состояния. Свойства полученных подсетей обычно определяются путем построения графа достижимости определения количества состояний, в которых может находиться каждая подсеть. Для кодирования состояний вводятся промежуточные логические переменные состояния. Предлагается синтезировать логические выражения для переменных состояния с помощью укрупненных таблиц состояний, описанных в [2].

Шаг 5. Синтез логических выражений для управляющих воздействий. На заключительном шаге записываются логические выражения для управляющих воздействий. В целях более адекватного формирования интенсивности управлений для текущих технологических ситуаций возможно проведение фаззификации входных и промежуточных переменных и замена булевских функций на нечеткие логические расширения с последующей дефаззификацией нечетких управляющих переменных.

В результате применения методики формируется автоматная модель, адекватная исходной системе правил управления и легко реализуемая в большинстве логических контроллеров.

Субавтоматы управления агрегатами реализуются на отдельных контроллерах и могут работать независимо друг от друга, решая задачи нижнего уровня. В рассматриваемом примере это:

• автомат управления давлением газа и уровнем в сепараторах (А1);

• автомат поддержания режимов работы АВД (А2);

• автомат поддержания уровня в резервуарах и сепараторах (А3);

• автомат управления артезианскими скважинами (А4);

• координирующий автомат (КА).

Для решения задач верхнего уровня координирующий автомат генерирует управляющие дискретные сигналы К_i (i = 1,2, …, n, n – число сигналов) пуска и останова работы суб­автоматов (например, запуск субавтомата, команды на включение или выключение насоса или АВД, открытие/закрытие крана и т. д.) на основе информации о ситуации, включая ответные сигналы S_j от субавтоматов (j = 1, 2, …, m, m – число субавтоматов). В качестве S_j могут быть сигналы об окончании выполнения технологической операции, о выполненных или не выполненных до конца командах на перестановку положения исполнительных устройств.

Схема взаимодействия автоматов изображена на рис. 1. Сеть Петри для координирующего автомата имеет вид, представленный на рис. 2, где каждому переходу поставлена в соответствие секция правил.

Для оценки эффективности разработанных алгоритмов на имитационной модели проведены сравнительные эксперименты с существующей и синтезированной системами управления, которые показали, что синтезированная система отрабатывает возмущения со стороны АВД и УПН заявленной интенсивности, обеспечивает меньшую амплитуду колебаний уровней в сепараторах при минимальном количестве включений/выключений насосов. На рис. 3 приведены графики изменения давлений на входах каждого (в примере – из четырех) АВД при отсутствии разработанной системы управления, на рис. 4 – при автоматической отработке алгоритма управления при тех же условиях эксперимента. Видно, что даже при возникновении значительных возмущений по расходу (около 500 м³/ч) система управления как по уровням в сепараторах, так и по давлениям успешно его парирует, поддерживая параметры в заданных пределах.

В ходе работы алгоритм управления поддерживает величину давления на всасе АВД не ниже 1,0 атм при любых допустимых изменениях расхода на АВД.

Таким образом, проверка работоспособности системы координированного управления на имитационной модели показала, что разработанный алгоритм управления обеспечивает высокое качество управления при решении задач как нижнего, так и верхнего уровня.

Как известно, классическая ИТ-инфраструктура представляет собой оборудование различных подсистем, служащее только для одной конкретной цели. Серверные подсистемы предоставляют вычислительные ресурсы, системы хранения данных – ресурсы для хранения данных, технология виртуализации позволяет изолировать друг от друга вычислительные процессы на одном физическом сервере. Большинство современных вычислительных комплексов (далее – ВК) и центров обработки данных (далее – ЦОД) реализованы именно таким путем и придерживаются данной стратегии развития.

Каждая из вышеуказанных подсистем требует отдельной конфигурации и настройки, на что уходит много времени.

Такая разрозненность подсистем и работ между ними создает узкие места, снижающие качество обслуживания и повышающие операционные расходы из-за медленного развертывания рабочих нагрузок и большей вероятности ошибок (человеческий фактор).

В настоящее время в течение последних нескольких лет наблюдается тенденция перехода от классической инфраструктуры, которую образуют системы хранения, серверы, сети, программное обеспечение, к универсальной – конвергентной инфраструктуре, которая представляет новый этап в развитии информационных технологий.

Конвергентная инфраструктура, как следует из самого названия, подразумевает сближение различных компонентов вычислительного комплекса или ЦОД, чтобы обеспечить максимальную эффективность их совместного использования. Она подразумевает сведение воедино серверных платформ, систем хранения данных, сетевого оборудования, технологий виртуализации и ряда других ресурсов в одно интегрированное решение, управляемое как единое целое и заранее сконфигурированное для работы в ЦОД.

На рис. 1 справа изображен пример такого интегрированного решения – стойка, в которой все компоненты (СХД, серверы, сетевая часть, гипервизор) подогнаны тесно друг к другу и протестированы заранее.

Указанный подход сокращает время развертки инфраструктуры с нескольких недель, а то и месяцев, до нескольких дней.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХПОДДЕРЖКА

Классическая инфраструктура, как уже было сказано, включает многочисленные компоненты и решения, которые в большинстве своем требуют отдельных специалистов для управления и эксплуатации. При возникновении проблем, которые администратор эксплуатирующей организации не способен решить сам, производится обращение в техническую поддержку производителя оборудования. Обычно центры обработки данных не представляют собой решение от одного производителя (моновендорное), и поэтому количество сервисных организаций напрямую зависит от количества производителей, чьи решения были внедрены в ЦОД. В случае если заключен контракт на поддержку всего оборудования ЦОД с одной сервисной компанией, то данная компания в большинстве случаев (серьезных сбоев) все равно направит запрос на решение проблемы производителю оборудования.

Что же касается конвергентной инфраструктуры, то ситуа­ция с поддержкой выглядит совсем иначе. Конвергентный тип инфраструктуры представляет собой готовое решение от производителя, как уже было сказано выше. Основная идея при поддержке таких решений состоит в том, чтобы обеспечить одну точку входа для технической поддержки и упростить обслуживание компонентов. Для эксплуатирующей организации пропадает необходимость в большом количестве администраторов для обслуживания инфраструктуры. Одного администратора, прошедшего обучение, достаточно, чтобы обслуживать конвергентное решение.

СУЩЕСТВУЮЩИЕ ТИПЫ РЕШЕНИЙ КОНВЕРГЕНТНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ

Компания IDC (консалтинг и исследования на рынке ИТ) делит рынок конвергентных (или интегрированных) систем на два сегмента:

1) интегрированные платформы – решения, в которых аппаратные компоненты интегрированы с программным функционалом для решения определенных задач (например, Oracle Exadata Database Machine);

2) интегрированные инфраструктуры – решения для построения конвергентной инфраструктуры для широкого спектра приложений и типов нагрузки. Примером таких систем является FlexPod Cisco/NetApp.

Компания Gartner (исследования и консалтинг на рынках информационных технологий) разделяет сегмент «Интегрированные инфраструктуры» на два типа:

1) Integrated infrastructure systems (IIS) – решения, где все аппаратные компоненты для разделяемой инфраструктуры поставляются как неделимый блок по одному каналу от одного вендора (например, Huawei FusionCube, VCE Vblock, HP ConvergedSystem);

2) Integrated reference architectures – решения, аналогичные IIS, в которых компоненты заранее подобраны и разработаны для создания интегрированных решений, но допускается наличие различных каналов закупки (например, FlexPod компаний NetApp и Cisco).

ГИПЕРКОНВЕРГЕНТНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА

Под гиперконвергенцией производители понимают еще большее упрощение компонентной базы системы. В конвергентной инфраструктуре каждый компонент является дискретным и может использоваться отдельно, тогда как гиперконвергентные решения базируются на программно-определяемой технологии. Такой технологией во многих решениях является программно-определяемая система хранения данных (software defined storage – SDS).

Внедрение программнопределяемой системы хранения (SDS) данных позволяет использовать любой сервер с дисковыми ресурсами в качестве полноценной системы хранения данных (далее – СХД) с функционалом современной СХД: мгновенные снимки, репликация, многоуровневое хранение, отказоустойчивость на нескольких площадках, управление из одной консоли. В результате использование SDS предоставляет следующие возможности:

• общее хранилище для всех хостов на основе локальных дисков серверов;

• возможность использовать функции технологий VMware – vMotion и High Availability;

• полное дублирование хранилища за счет перекрестной репликации (диски «отзеркаливаются» на другие виртуальные машины кластера);

• синхронная и асинхронная репликация на удаленные объекты позволяет обеспечить катастрофоустойчивость и быстрое восстановление работоспособности;

• помимо отказоустойчивости на уровне сервера приобретается отказоустойчивость на уровне системы хранения данных;

• легкое возвращение физического сервера после его аварии обратно в структуру кластера, не затрагивая при этом работоспособность функционирующих приложений.

В результате гиперконвергентная инфраструктура представляет собой набор «кирпичиков», где каждый такой модуль уже содержит в себе основные компоненты ИТ: вычислитель (процессоры), хранилище данных (жесткие диски SAS, SATA или SSD) и инструмент для управления, а также комплектуется гипервизором (VMware, Hyper-V, FusionSphere ОС). Наращивание мощностей в такой системе производится добавлением «кирпичиков» (одновременно добавляются процессорные мощности и емкость) и занимает короткий промежуток времени.

В зависимости от производителя решения система из «кирпичиков» способна масштабироваться до определенного размера. Обычно при масштабировании коммутация между шасси производится с помощью внешних задублированных коммутаторов, соединяющихся по технологии Infiniband, 10 Gb Ethernet или 40 Gb Ethernet. При этом необходимости в построении отдельной сети хранения данных (storage area network, SAN) нет.

Для обеспечения отказо- и катастрофоустойчивости «кирпичики» объединяются в кластер. Данные одного такого модуля доступны всем участникам кластера. Все множество «кирпичиков» управляется из единого интерфейса.

Среди минусов гиперконвергентных систем стоит отметить невозможность гранулярного апгрейда. Увеличение объема хранилища и повышение производительности являются критически важными пунктами для любой компании, но, если место на СХД-кластере подходит к концу, а вычислительных ресурсов более чем достаточно, потребуется увеличить общую вычислительную мощность, добавив новый «кирпичик».

ПРЕИМУЩЕСТВА КОНВЕРГЕНТНОЙ И ГИПЕРКОНВЕРГЕНТНОЙ ИНФРАСТРУКТУР

Главные преимущества конвергентных инфраструктур – это снижение затрат на ИТ и уменьшение времени, необходимого для запуска новых решений и услуг. Эксплуатация таких систем требует гораздо меньше человеческих ресурсов. Конвергентная (и гиперконвергентная) инфраструктура – это набор «кубиков», из которых можно строить свою информационно-управляющую систему, не заботясь о том, как устроена работа внутри данных модулей. Это также дает экономию времени и денег при внедрении новых информационных систем, позволяет унифицировать решения в зависимости от размера предприятий, упростить хранение и подсчет ЗИП.

Для управления и эксплуатации инфраструктуры нет необходимости в многочисленном программном обеспечении. Достаточно единого ПО, с помощью которого осуществляется управление всем комплексом – программной и аппаратной частью.

Все компоненты решения протестированы и оптимизированы для работы друг с другом, в особенности при решении конкретных задач.

– Михаил Владимирович, как Вы оцениваете рынок газомоторного топлива в России?

– Сегодня его можно охарактеризовать как динамично развивающийся. За последние годы мы наблюдаем стабильный рост спроса на природный газ на 6–11 % ежегодно. В 2015 г. фактическая реализация природного газа в качестве моторного топлива Группой Газпром в России увеличилась на 7,3 % и составила 436 млн м³ (в 2014 г. – 406,1 млн м³). Этому способствует последовательная работа, которую ведет «Газпром» по развитию рынка. На сегодня ПАО «Газпром» – ключевой инвестор отрасли. На создание новых автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) в 2016 г. компания направила около 8 млрд руб. Строительство объектов ведется в 21 регионе, на данный момент закончено строительство 19 новых объектов и проведена реконструкция трех действующих станций. АГНКС заработали в Алтайском, Ставропольском и Сахалинском крае, республиках Башкортостан и Татарстан, в Воронежской, Кемеровской, Ленинградской, Новгородской, Новосибирской, Оренбургской, Томской и Ярославской областях и г. Санкт-Петербурге. Всего на сегодня Группа Газпром эксплуатирует 238 газозаправочных станций. К 2021 г. компания планирует увеличить собственную газозаправочную сеть до 685 объектов.

– Какие регионы нашей страны считаются наиболее перспективными для развития сети АГНКС и почему?

– В качестве 10 приоритетных регионов по расширению газозаправочной инфраструктуры и развитию рынка газомоторного топлива определены: Санкт-Петербург и Ленинградская область, Москва и Московская область, Краснодарский край и Ставропольский край, республики Татарстан и Башкортостан, Ростовская и Свердловская область. С 2013 г. действует Распоряжение Правительства Российской Федерации № 767-р,
в соответствии с которым к 2020 г. в городах с численностью населения более 100 тыс. человек на природный газ должно быть переведено до 10 % пассажирского транспорта и коммунальной техники, в городах с численностью населения более 500 тыс. человек – до 30 %, в городах с численностью населения более 1 млн человек – до 50 %. Помимо пассажирского транспорта рассматриваются также и другие сегменты. В части грузовых перевозок, например, совместно с ПАО «КАМАЗ» сформирован проект по созданию сети криогенных автозаправочных станций на маршруте Набережные Челны – Магнитогорск, рассматриваются возможности формирования газомоторных коридоров на основных федеральных автомобильных дорогах.

– Какие основные задачи сегодня стоят перед вашей компанией, как они решаются?

– Ключевая задача компании «Газпром газомоторное топливо» – развитие газозаправочной инфраструктуры. Как единый оператор рынка от ПАО «Газпром» наша компания взаимодействует со всеми целевыми группами: федеральными органами власти, регионами, автопроизводителями, топливными операторами и финансовыми институтами. В первую очередь это вопросы взаимодействия по расширению газозаправочной сети, обеспечению потребителей доступным по цене транспортом, а также реализация программ стимулирования к переходу на природный газ.

– Насколько ново и не освоено сегодня для отечественных предприятий изготовление оборудования для АГНКС и всего цикла производства газомоторного топлива? Какая работа ведется в этом направлении? В своем докладе на Газовом форуме в Санкт-Петербурге Вы напрямую связали развитие рынка газомоторного топлива в России с использованием оборудования отечественного производства.

– Формирование рынка газомоторного топлива – это комплексный процесс, который способствует развитию смежных отраслей. В частности, отечественные производители активно работают над выпуском современного оборудования для АГНКС, что имеет огромное значение для развития импортозамещения в газомоторной отрасли России. Компанией «Газпром газомоторное топливо» проведен анализ ведущих отечественных и иностранных производителей технологического оборудования для автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС), а также проанализирован опыт эксплуатации отечественного компрессорного оборудования. Переход на импортозамещение оборудования АГНКС будет по­этапным. На первом этапе, который завершится в конце 2016 г., компанией «Газпром газомоторное топливо» будет проведена работа по апробации одной из важнейших частей будущих АГНКС – отечественных компрессорных установок. Начиная с 2017 г., при условии получения положительных результатов апробации отечественных компрессорных установок или локализации производства иностранных компрессоров на территории Российской Федерации, на объектах нового строительства планируется применение оборудования с максимально возможным уровнем импортозамещения. Отмечу, что в Республике Башкортостан уже успешно проведена опытно-промышленная эксплуатация модуля компримирования природного газа от отечественного производителя ЗАО «БАРРЕНС», разработанного в сотрудничестве с компанией «Газпром газомоторное топливо».

– Заправка транспорта сжиженным природным газом (СПГ) – в чем преимущества такой технологии и каковы особенности инфраструктуры этого направления?

– СПГ как вид моторного топлива имеет целый ряд пре­имуществ по сравнению с традиционными нефтяными видами топлива. Прежде всего, это его экологичность. Не менее важна экономичность СПГ: имеется значительный потенциал для сокращения топливных расходов за счет более низкой цены на СПГ. Следует признать, что у сжиженного природного газа есть некоторые преимущества также по сравнению с компримированным газом. Главные из них – это увеличение пробега транспортного средства без дозаправки более чем в 3 раза, а также массогабаритные характеристики оборудования, которые существенно ниже. Все это делает СПГ крайне привлекательным видом моторного топлива в отдельных сегментах транспорта, таких как дальние грузовые перевозки, когда межзаправочные пробеги транспорта составляют 500 км и более. Перспективными направлениями для нас также являются морской флот и железнодорожный транспорт.

– Можно ли говорить о том, что компримированный и сжиженный природный газ – это топливо для различных сегментов транспорта?

– Компримированный природный газ применяется на пассажирском, легком грузовом, легковом транспорте и коммунальной технике. В свою очередь, сжиженный природный газ перспективно применять на магистральном автомобильном, железнодорожном, водном транспорте, карьерной и сельскохозяйственной технике. По нашим оценкам, суммарный потенциальный объем спроса на СПГ в качестве моторного топлива по пяти ключевым сегментам транспорта к 2030 г. составит 5,2 млн т/год. При этом наибольшая доля придется на магистральный автотранспорт и составит 1,7 млн т СПГ.

– Как будет развиваться это направление в Группе Газпром?

– В этом году ПАО «Газпром» утвердило Программу развития малотоннажного производства и использования сжиженного природного газа (СПГ). Это стратегический документ, определяющий методику создания производственных объектов СПГ на территории России. К 2032 г. потенциальные производственные мощности на 104 КСПГ составят около 5,5 млн т/год. Таким образом, они полностью обеспечат растущий спрос на сжиженный природный газ. Что касается сбытовой стратегии для СПГ, то предусмотрено три основных решения, ключевыми из которых являются КриоАЗС и производственно-сбытовые модули на существующих и планируемых объектах сети АГНКС «Газпром». Ввод сбытовой инфраструктуры СПГ также синхронизирован с ростом спроса и создаваемой производственной инфраструктурой. К 2032 г. сбытовая сеть должна составить около 280 объектов.

Беднодемьяновское поднятие расположено в северо-западной части Пензенской области и граничащей с ней Республики Мордовия. В тектоническом отношении площадь приурочена к зоне Окско-Цнинских дислокаций, наложенных на рифейскую структуру Пачелмского авлакогена. По результатам разведочного бурения наиболее полно Беднодемьяновское поднятие охарактеризовано по отложениям верейского горизонта среднего карбона и представляет собой брахиантиклиналь с крутым западным крылом и пологим восточным.

На Беднодемьяновской площади изучены геологическое строение и параметры перспективных для подземного хранения газа (ПХГ) ловушек в пластах-коллекторах 1 и 2а щигровского горизонта франского яруса верхнего девона. На Беднодемьяновской площади, также как на Увязовской, Касимовской и Щелковской площадях, где уже созданы ПХГ, осадки формировались в условиях прибрежного аккумулятивного мелководья [1]. Пласт 1 и пласт 2а щигровского горизонта представлены высокопроницаемыми песчаниками с прослоями глинистых песчаников и низкопроницаемыми алевролитами и глинами [2, 3]. Отложения характеризуются резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), связанной со сменой фациальных обстановок осадконакопления за счет незначительных колебаний уровня моря.

Беднодемьяновское антиклинальное поднятие сложено двумя куполами: северным и южным. На сегодняшний день на площади для подземного хранения газа проводится эксплуатационное бурение. В начале этапа разбуривания эксплуатационными скважинами было установлено отклонение параметров геологической модели, полученной при завершении стадии ГРР, от фактического геологического строения залежи, что привело к существенному изменению количества и размещения эксплуатационных скважин в южном куполе. В данных обстоятельствах пришлось пересмотреть стратегию создания и внести коррективы в уже утвержденный и прошедший экспертизу проект обустройства подземного хранилища газа.

При эксплуатационном бурении на северном куполе также было уточнено геологическое строение структуры и возникла вероятность развития ловушки в северном направлении, что могло привести к реализации нерациональных решений, так как в этом случае пришлось бы часть скважин располагать за автотрассой, с соответствующим прохождением шлейфов скважин под ней. 

Для уточнения геологического строения северного купола Беднодемьяновской структуры применялся метод палеоструктурного анализа, предложенный А.Н. Давыдовым [4]. Данный метод позволяет выявить по ограниченному числу пробуренных скважин основные структурообразующие этапы в истории развития поднятий, в том числе с малыми амплитудами и сложным геологическим строением. С целью заложения скважин
в изучаемом разрезе выделяется интервал отложений, соответствующий последней фазе наиболее интенсивного роста складки (структурообразующий этап), и по толщинам этого этапа уточняется актуальный структурный план и корректируется положение последующих скважин, закладываемых в выявленных зонах минимальных «информативных» мощностей [5].

С помощью метода «информативных» мощностей была изучена история тектонического развития южного поднятия Беднодемьяновской площади, проанализированы структурные карты, каротажные диаграммы по разведочным скважинам и выделены основные реперные горизонты. Выявлены амплитуды складки, характеризующие ее рост в палеопериоды, рассчитанные по разностям палеоотметок, и составлены графики роста складки. Расчеты проведены относительно сводовой скважины № 10 южного купола и по периклинальным разведочным скважинам. Результаты расчетов приведены в табл. 1.

Этап с наибольшей амплитудой вертикальных движений соответствует наиболее интенсивному росту складки, и мощности, соответствующие этому этапу, являются «информативными»: минимум мощностей соответствует куполу ловушки. На графике роста складки (рис. 1) по вертикальной оси отмечены разности палеоотметок между пластом 2а щигровского горизонта в сводовой и периклинальных скважинах. На горизонтальной оси выделены реперные горизонты. Кривые роста соответствуют характеру развития периклиналей складки. Репер 0 соответствует современному положению кровли пласта 2а
щигровского горизонта. Из анализа данных структурных и разведочных скважин следует, что основным структурообразующим этапом для южного, северного и западного крыльев купола со сводом в скв. № 10 является период накопления отложений от аптского горизонта до современного этапа. Для восточного крыла основными структурообразующими этапами являются периоды накопления отложений от верейского до валанжинского горизонта и от аптского до современного этапа.

Благодаря применению метода «информативных» мощностей выявлено смещение купола южного поднятия в восточном направлении (рис. 2). В ходе эксплуатационного бурения было уточнено геологическое строение южного поднятия и подтверждено смещение свода ловушки, прогнозируемое по изопахитам «информативного» комплекса отложений (рис. 3).

Для оценки параметров ловушки на начальном этапе эксплуатационного бурения методом «информативных» мощностей были проанализированы также северная и центральная части Беднодемьяновской площади. Основным структурообразующим этапом в отношении северного и восточного крыльев поднятия является время формирования валанжинского горизонта.

Основным структурообразующим этапом в развитии южного и западного крыльев является период с аптского горизонта до настоящего времени. Примеры расчетов амплитуд ловушки представлены в табл. 2.

Результаты построений карт «информативного» комплекса отложений с учетом данных разведочного, структурного и эксплуатационного бурения позволяют выявить характер положения свода северного поднятия (рис. 4). Палеоструктурный анализ подтвердил, что геологическое развитие поднятия по основным структурообразующим этапам происходило унаследованно.

Восточная и южная части поднятия относительно скв. № 21 являются благоприятными для проведения дальнейших работ.

На сегодняшний день северное поднятие недостаточно изучено и требует проведения более детальных исследований.

   В результате палеоструктурного анализа выявлено, что северное крыло поднятия не является перспективным участком для размещения эксплуатационных скважин. Данный прогноз подтвердился бурением эксплуатационной скв. № 112 и результатами выполненных в ней работ методами скважинной сейсморазведки (рис. 5). Сейсмометрические работы выполнены комплексированием непродольного вертикального сейсмического профилирования (НВСП) с методом обращенного годографа (МОГ), что позволило проследить разрез на расстоянии до 500 м к северу от скважины, несмотря на расположение здесь газопровода и федеральной трассы М-5. Купол структуры не выходит за пределы федеральной трассы М-5. Рекомендуется проводить заложение эксплуатационных скважин в купольной части структуры «информативного» комплекса отложений.

Анализ амплитуды движений пласта 2а щигровского горизонта и карт изопахит для южного и северного куполов Беднодемьяновского поднятия, построенных с помощью метода «информативных» мощностей, позволяет сделать следующие выводы:

• метод «информативных» мощностей может применяться совместно со стандартными геолого-геофизическими методами исследований как на месторождениях нефти и газа, так и для создания и эксплуатации подземных хранилищ газа на стадиях поиска залежей структурного типа, оценки залежей, подготовки залежей к разработке, доразведки на разрабатываемых объектах;

• эффективность применения метода «информативных» мощностей подтверждена на примере южного купола Беднодемьяновской площади. Рост ловушки продолжался на протяжении накопления всех реперов, однако структурообразующим этапом является современный период накопления осадков к реперу 0. По данным разведочного и структурного бурения проведен анализ толщин и построены карты изопахит структурообразующего этапа, выявившие смещение свода поднятия к востоку от предполагаемого положения купола. Результаты эксплуатационного бурения подтвердили смещение поднятия. Таким образом, с учетом проведенного комплекса геолого-геофизических исследований для южного купола наиболее оптимальным участком для бурения эксплуатационных скважин является свод структуры, прогнозируемый в пределах минимальных изопахит «информативных» мощностей;

• палеоструктурный анализ cеверного купола показал, что северное крыло поднятия, расположенное за пределами федеральной трассы М-5, не является перспективным участком для размещения эксплуатационных скважин. Данный прогноз подтвердился бурением эксплуатационной скв. № 112 и результатами выполненных в ней работ методами скважинной сейсморазведки. Учитывая унаследованность развития структуры, влияние палеотектонических движений и связанных с ними напряжений на фильтрационно-емкостные свойства пород, для северного поднятия свод палеоструктуры, прогнозируемый в пределах минимальных изопахит «информативных» мощностей, является, вероятно, благоприятным участком для заложения эксплуатационных скважин;

• для оптимального заложения эксплуатационных скважин следует также более детально оценить влияние напряженно-деформированного состояния пород на распределение емкостных свойств пластов-коллекторов щигровского горизонта [5]. 

Таблица 1. Анализ мощностей крыльев складки по скв. № 10-5, № 10-11

В январском номере «Газовой промышленности» 1960 г. выходит статья Н.С. Ерофеева «Ресурсы природного газа в первом году семилетки». В ней сообщается, что основная часть газа добывается в стране на месторождениях Северного Кавказа, быстро развивается газоносный район Восточной Украины, разведка в Поволжье вызывает «серьезную тревогу», поскольку ни в Саратовской, ни в Сталинградской областях за последние годы не было открыто ни одного крупного месторождения.

Разведанные запасы месторождения Газли в Бухаро-Хивинской газоносной области Узбекской ССР позволяют газифицировать Урал. В 1965 г. здесь планируется добывать 60–65 млн м³ ежесуточно.

«Поисковые и разведочные работы на газ в Сибири ведутся уже давно, – пишет Н.С. Ерофеев. – Но, кроме Березовского газоносного района (Игримское и Чуэльское месторождения. – Прим. ред.), других крупных месторождений пока не открыто… В 1959 г. ассигнования на эти работы составили 754 млн рублей или 18,5 % ассигнований по РСФСР. Если даже исключить работы в Тюменской области, то и тогда ассигнования превысят 0,5 млрд рублей. Как видим, и по удельному весу, и по абсолютному размеру ассигнования достаточно велики».

Сейчас уже понятно: полмиллиарда рублей «старыми» на разведку газовых ресурсов Западной Сибири были потрачены не зря. За 1960-е гг. там было открыто 20 крупных месторождений, а модная профессия геолога, песни у костра под гитару, кеды, ковбойки и рюкзаки стали главными приметами 1960-х.

Сталь и пластмасса

«Пропесоченный» Ю.И. Боксерманом за качество своих турбин на страницах «Газовой промышленности» Невский завод начинает в 1960 г. выпуск газоперекачивающих агрегатов ГТ-700-5 мощностью 5000 кВт. Пятого марта этого же года в докладной записке председателя Главгаза А.К. Кортунова в ЦК КПСС и Совмин СССР основным препятствием на пути развития газовой промышленности в текущей семилетке называется «…отсутствие необходимого количества компрессоров требуемой мощности…». Впредь до освоения производства Ленинградским и Горьковским заводами работоспособных компрессоров Главгаз считает необходимым «…усилить работы в области использования авиационных турбин для транспорта газа… а также изыскать возможности закупки по импорту компрессоров». На это руководство страны отвечает долгосрочным соглашением по импорту, но пока что не компрессоров, а трубопроката немецких компаний Krupp и Mannesmann.

В рубрике «Иностранная техника» журнал публикует обзор «Применение пластмассовых покрытий и оберток для защиты газопроводов от коррозии». Вощеной бумаге и битуму, которые до этого использовались в качестве изоляции отечественных трубопроводов, предлагается альтернатива в виде амино-эпоксидных смол и английской липкой поливинилхлоридной пленки, успешно зарекомендовавшей себя во Франции и США. В этой же статье рассматривается опыт применения пластмассовых труб американскими газораспределительными компаниями. Так, на момент выхода номера из печати в США было проложено 420 км пластмассовых труб для газопроводов низкого давления.

1 августа 1960 г. в Москве проходит сессия Международного газового совета (МГС). В ней принимают участие делегации Великобритании, Франции, ФРГ, Нидерландов, Дании, Швеции, Италии, Румынии, Чехословакии. В ходе работы сессии иностранные гости посещают ВНИИГАЗ, компрессорные станции, строящийся газопровод.

Танки газа не боятся

В 1961 «космическом» году Главгаз СССР обзаводится собственным «ЦУПом» – Объединенным диспетчерским управлением. Буровые работы также централизованы созданием треста «Союзбургаз».

В эти годы на страницах журнала «Газовая промышленность» появляется первая иностранная реклама. Британская фирма The Diaphragm and General Leather Co. Ltg предлагает кожаные мембраны для газовых счетчиков, а в головном офисе компании (графство Сассекс) говорят по-русски.

В июне 1962 г. на строящемся двухниточном газопроводе «Бухара – Урал» одновременно сданы в эксплуатацию три компрессорные станции, оснащенные ленинградскими агрегатами ГТ-700-4. В воспоминаниях об этом событии ветерана отрасли И.С. Соколовского нет ни слова о проблемах работы ленинградских турбин. Видимо, заводчане во главе с главным конструктором В.Г. Семичевым уже успели внести в свои агрегаты улучшающие доработки.

В начале 60-х на страницах журнала мирно уживаются старое и новое. Газификация торфа, к примеру, соседствует с обзором новинки – автоматического газовоздушного калорифера МГП-8, а отапливаемые газом парники – с первыми очистными сооружениями промышленных объектов. Революционные для того времени материалы – пластик и нейлон – предполагается синтезировать не только из нефти, но также из природного газа, методом пиролиза. В статье Г.С. Лутошкина, В.И. Ермилова, А.В. Демина, В.П. Гончарова анализируется опыт гидроразрыва пластов в газовых скважинах и перспективы его применения.

Постановлением ЦК КПСС и Совета министров СССР от 13 марта 1963 г. № 282 Главгаз СССР переименован в Государственный комитет по газовой промышленности – Газпром СССР. Буквально через месяц под давлением союзников по НАТО канцлер ФРГ Конрад Аденауэр запрещает поставку в Советский Союз немецких труб. Это мотивируется тем, что в случае нападения на Европу советские танки якобы будут заправляться на ГРС новых газопроводов. В результате запрета концерны Krupp и Mannesmann, уже два года к тому времени исправно поставлявшие в СССР сталь и трубопрокат, терпят убытки общей суммой около 200 млн дойчмарок.

В этом же 1963 г. Государственный комитет по делам печати Сов­мина СССР объединяет Гостоптехиздат, выпускавший журнал «Газовая промышленность», с Госгортехиздатом, Госгеолтех­издатом и Геодезиздатом. Образовавшийся, как сказали бы сейчас, издательский дом или медиахолдинг называется «Недра».

В 1964 г. Вуктыльское месторождение дает первый газ. В 1965 г. Газпром ждет нового переименования, на этот раз – в Министерство газовой промышленности СССР.

Буйный газ и мирный атом

В 1966 г. газ месторождения Уренгой получают москвичи и жители других городов. Как пишет «Газовая промышленность», при освоении месторождений газа в эти годы активно применяются взрывные работы. Так, в статье «Вскрытие плотных малопроницаемых пластов взрывом больших зарядов» Н.В. Белов и В.П. Тамбеллини приводят диапазон используемых тротилово-гексогеновых шашек – от 6,9 до 17,7 кг. Вскоре дело доходит и до атомных бомб.

1 декабря 1963 г. при бурении разведывательной скважины месторождения Урта-Булак (80 км от Бухары) бур попал в пласт аномально высокого пластового давления (около 300 атм) с высоким содержанием сероводорода. По воспоминаниям очевидцев, вначале из скважины, как пробка из бутылки шампанского, вылетела буровая колонна, потом вспыхнул газ. Фонтан огня поднялся на высоту до 70 м, расплавил буровую вышку и устьевую арматуру. Факел Урта-Булака не могли потушить три года, даже с применением артиллерии.
С ревом сотен реактивных двигателей в сутки сгорало от 12 до 14 млн м³ газа – дневная норма крупного райцентра. ЦК КПСС привлек к решению проблемы Академию наук во главе с М.В. Келдышем. Было принято решение заглушить скважину ядерным взрывом, заложив заряд в наклонную штольню. Это был уже второй случай применения мирного атома для нужд народного хозяйства. Первый и самый мощный заряд –140 килотонн – взорвали в январе 1965 г. на Семипалатинском полигоне в рамках «проекта Чаган».

Расчеты физиков-ядерщиков показали, что для Урта-Булака хватит и 30 килотонн. Бомбу делали в КБ-11 (ныне ВНИИЭФ) под руководством В.С. Лебедева и В.А. Разуваева, главным условием была ее «чистота», т. е. минимальный период полураспада. 30 сентября 1966 г. заряд заложили в охлаждаемую наклонную, в подмосковных условиях рассчитанную штольню на глубину 1532 м. Через 22 секунды после взрыва газовый факел погас, скважина была пережата слоями сместившейся породы. Ядерными взрывами горящие скважины потом тушили еще трижды – в Кашкадарьинской (1968), Харьковской (1972) и Марыйской (1972) областях.

В цветном изображении

27 июля 1967 г. министр газовой промышленности СССР А.К. Кортунов и первый секретарь Тюменского обкома Б.Е. Щербина обратились в ЦК КПСС с письмом, в котором предлагалось организовать комплексное использование газа месторождений Западной Сибири. Там, согласно данным разведки, находилось 71,5 % газовых ресурсов страны.

В 60-х гг. ХХ в. предприятия отрасли уделяют много внимания рационализаторской деятельности. За год внедряются тысячи изобретений, а начальников, ограничивающих гениям полет фантазии, публично порицают. «Газовая промышленность» публикует информацию об изобретениях и рацпредложениях практически в каждом номере. Так, в статье Г.В. Раевского рассматривается применение плоскосворачиваемых металлических труб в сетях газораспределения. «Гипрониигаз» обращает внимание читателей на инфракрасную газовую горелку «Рефлектор», которой удобно сушить штукатурку или греть зимой ходовую часть городского электротранспорта перед выходом на линию. Газовые резаки, газосварочные аппараты, краны из капрона и многое другое…

Первая статья, в заголовке которой появляется слово «Автоматизация», выходит в октябре 1960 г. А.С. Боронихин и М.В. Веселовский пишут о Серпуховской ГРС, оборудованной пневматическими регуляторами 04-МГ-410 клапанов МИМ. Такое усовершенствование «Укргипрогаза» позволило операторам станции работать «на дому». В дальнейшем статьи по автоматизации появляются все чаще, как, впрочем, и политические призывы. В 60-х на страницах журнала начинают появляться и первые некрологи. Война и порой нечеловеческие климатические условия освоения месторождений дают о себе знать фронтовикам-газовикам.

В 1968 г. строят самый северный в СССР газопровод «Мессояхское месторождение – Норильск». Впервые трубопровод укладывается надземным способом на бетонных опорах. В апреле 1969 г. на выставке Hannover Messe министр иностранных дел СССР Андрей Громыко предлагает представителям администрации, промышленного и финансового сектора ФРГ идею контракта «Газ-трубы», подразумевающую поставку строящимся газопроводам немецкого трубопроката диаметром 1420 мм в обмен на «голубое топливо». К «сделке века» официальный Бонн поначалу отнесся скептически, однако немецкие предприниматели, заинтересовавшись, пролоббировали этот проект.

В мае 1969 г. состоялось расширенное заседание коллегии Госплана под председательством Н.К. Байбакова, заместителя А.Н. Косыгина, председателя Совмина. На нем было принято решение считать максимальным диаметром газотранспортных труб 1420 мм. Мощность газопроводов в связи с этим было решено повышать за счет увеличения рабочего давления, о чем в тот же год вышло Постановление Совета министров СССР № 336.

В трубу такого диаметра поместились не только новенький «Москвич-412», но и даже миниатюрная фотомодель (как тогда говорили, манекенщица) – на обложке майского номера 1970 г. Новое десятилетие начиналось с долгожданного контракта: 1 февраля 1970 г. в конференц-зале эссенского отеля «Кайзерхоф» министр внешней торговли СССР Николай Патоличев и министр экономики ФРГ Карл Шиллер подписали соглашение «Газ-трубы», состоящее из трех договоров. В соответствии с условиями «контракта века» СССР обязался поставлять в Западную Германию природный газ в объеме 3 млрд м3 ежегодно. Германия в лице фирмы Mannesmann брала на себя обязательство расплатиться за получаемое топливо трубами диаметром 1420 мм в количестве 1,2 млн т. Финансовое обеспечение сделки гарантировал Deutsche Bank, выделивший на льготных условиях кредит в 1,2 млрд марок. Компания Ruhrgas из Эссена должна была закупать советский газ и снабжать им клиентов в Германии через собственные газораспределительные сети.

Строительство газопровода «Игрим – Серов»

НОВЫЙ ШАГ МЕЖДУНАРОДНОГО НАУЧНОГО ПАРТНЕРСТВА

Первое заседание по научно-техническому сотрудничеству с участием Координационного комитета ПАО «Газпром» и австрийской нефтегазовой компании OMV AG прошло в Москве в конце ноября.

Заседание вели сопредседатели комитета – член Правления, начальник Департамента ПАО «Газпром» Олег Аксютин и член Исполнительного комитета OMV AG Йохан Пляйнингер. Участники обсудили перспективы совместной работы в рамках реализации программы научно-технического сотрудничества и партнерства между ПАО «Газпром» и OMV на 2016–2020 гг. В частности, поднимались вопросы поставок СПГ, управления буровыми работами, повышения эффективности добычи низко­напорно­го газа, обеспечения экологичес­кой безопасности нефтегазовых  объектов. Было отдельно отмечено активное участие профильных вузов России и Австрии: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и Горного университета г. Леобена.
В 2017 г. стартует совместная магистерская программа «двух дипломов», предусматривающая синхронизацию учебных планов по профильным специальностям. Помимо этого планируется привлечение профессоров и аспирантов к совместным исследованиям и разработкам в рамках программы научно-технического сотрудничества.

УТВЕРЖДЕНЫ ПРАВИЛА СУБСИДИРОВАНИЯ ПИЛОТНЫХ ПАРТИЙ ПРОМЫШЛЕННОЙ ПРОДУКЦИИ

14 ноября Минпромторг России на своем сайте сообщил, что на правительственном уровне утверждены правила предоставления субсидий из федерального бюджета российским организациям на компенсацию части затрат на изготовление и реализацию пилотных партий средств производства потребителям в 2016 г.

Правила устанавливают порядок, условия и сроки субсидирования, требования к организациям, имеющим право претендовать на их получение, и к подаче ими заявок на участие в отборе. Субсидии предоставляются на возмещение части документально подтвержденных затрат, фактически понесенных организациями в период с 1 марта по 10 декабря 2016 г. при производстве и реализации потребителям пилотных партий средств производства, произведенных на территории Российской Федерации. Наименования продукции, которые относятся к средствам производства, отражены в соответствующем перечне, включающем 69 позиций по различным видам экономической деятельности.

«Субсидирование пилотных партий промышленной продукции – это новый инструмент поддержки, предлагаемый Минпромторгом России, на реализацию которого выделены бюджетные ассигнования в размере 1 млрд руб., – отметил заместитель министра промышленности и торговли Российской Федерации Василий Осьмаков. – Производители смогут компенсировать до 50 % своих расходов, а потребители получат возможность закупать новое оборудование по ценам ниже рыночных на 15–50 %. Этот механизм поддержки позволит увеличить количество выпускаемых высокотехнологичных средств производства, создать новые рабочие места, будет способствовать снижению доли импортной техники на российских предприятиях».

ПЕРВЫЙ В РОССИИ КАТАЛИТИЧЕСКИЙ НЕЙТРАЛИЗАТОР ДЛЯ ГПА

Как сообщает пресс-служба ООО «Газпром ВНИИГАЗ», на компрессорной станции «Горно­заводская», находящейся на балансе ООО «Газпром трансгаз Чайковский», успешно прошли приемочные испытания системы каталитической очистки, предназначенной для сокращения выбросов оксидов азота в атмосферный воздух.

Испытания пилотной установки показали эффективность очистки в диапазоне от 71 до 100 % в зависимости от выбранного режима работы агрегата и расхода реагента, что позволило не только достичь европейских показателей, но и превысить их в разы. Проект был инициирован совместными усилиями ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «Газпром трансгаз Чайковский» в рамках договора с ПАО «Газпром». Основы технологии специалисты ВНИИГАЗа разработали еще в 90-е гг. ХХ в., апробировали на агрегате 10 ГКН Щелковского СПХГ в 2002 г., а в 2015 г. сопровождали разработку от идеи до монтажа, пуска и приемочных испытаний.

В рамках проекта была достигнута стратегически важная задача: продемонстрировать ПАО «Газпром» эффективность применения технологии СКВ, учитывая потребность, обозначенную в Программе инновационного развития ПАО «Газпром» до 2020 года, и высокие требования к экологическим показателям ГПА в зарубежных проектах.

«Мы считаем, что результаты приемочных испытаний пилотной установки по снижению выбросов оксидов азота, смонтированной на газотурбинном агрегате типоразмера ГПА-16 «Урал», обнадеживают в части достижения европейских норм выбросов NOx в составе отходящих газов агрегата,– отметил заместитель генерального директора ООО «Газпром ВНИИГАЗ» А.З. Шайхутдинов. – При этом нельзя останавливаться на достигнутом – необходимо продолжать работы по оптимизации технологических параметров процесса, архитектуре и габаритам установки. На наш взгляд, важно, чтобы все оборудование установки и сам катализатор были отечественного производства и система не нарушала работу газотурбинного агрегата».

Учитывая, что разработка камер сгорания ГТУ с сухим подавлением оксидов азота на сегодня пока не решена, работы в этом направлении необходимо продолжать. Для дальнейшей отработки типового проекта необходимо определить объект для пилотного проекта, на котором будут отработаны типовые решения и продолжены ресурсные испытания. Это позволит к моменту использования данного решения в проектах на территории РФ и при реализации экспортных проектов использовать российское оборудование, оснащенное системой СКВ.

СЖИЖЕННЫЙ ГАЗ АВСТРАЛИИ

Операторы СПГ-кластера на о. Кертис (восточное побережье Австралии) опубликовали квартальные отчеты. Как следует из них, производство сжиженного природного газа из добываемого в континентальных угольных пластах метана растет.

В кластер Кертис сегодня входят три действующих завода по производству сжиженного природного газа. Согласно отчету австралийской нефтегазовой компании SantosLimited, совместно с малазийским нефтегазовым концерном Petronas владеющей заводом Гладстоун (GLNG), объемы продаж СПГ в III квартале возросли на 31 %. За это время завод произвел 1,3 млн т сжиженного природного газа и отгрузил 21 танкер. Общее количество перевалки c терминала GLNG с момента открытия завода в сентябре 2015 г. составило 60 судов.

Австралийская компания Origin Energy, владеющая заводом Australia Pasific (APLNG) совместно с американским брендом ConocoPhillips и китайской энергетической компанией Sinopec, означила в своем отчете 1,8 млн т СПГ, произведенного в III квартале 2016 г., и 32 % роста по отношению к предыдущему отчетному периоду.

– В октябре терминал APLNG отгрузил первый танкер на второй производственной линии и 120-е судно на первой, – заявил директор по переработке OriginEnergy Дэвид Болдуин.

Полным пакетом акций оператора завода Queensland Curtis (QCLNG), австралийской BB Group, с 15 февраля 2016 г. владеет Royal Dutch Shell. Первая очередь завода действует с декабря 2014 г., вторая – с лета 2015 г. Юбилейный сотый газовоз был отгружен в феврале 2016 г.

– Завод QCLNG лидирует по производительности среди других СПГ-активов «Шелл»,– отчитался финансовый директор концерна Саймон Генри. – Так, из 12 млн т сжиженного природного газа, отгруженного нашими предприятиями с начала 2016 г., большинство было произведено в Австралии.

«ЛУКОЙЛ» ВЗЯЛ КРЕДИТ НА РАЗРАБОТКУ ГКМ ГИССАРСКОЙ ГРУППЫ

По сообщению пресс-центра ПАО «Лукойл», в рамках реализации проекта по разработке Гиссарской группы газоконденсатных месторождений в Узбекистане компанией привлечен необеспеченный кредит в размере 500 млн долл. США сроком на пять лет. Заем­щиком по кредиту стала дочерняя компания «Лукойл» – предприятие «Союзнефтегаз Восток Лтд.».

Кредит предоставлен консорциумом коммерческих банков в составе: Intesa Sanpaolo Bank Luxembourg S.A. (Люксембург), Natixis (Франция), Mizuho Bank Ltd. (Япония), UniCredit S.p.A. (Италия), VTB Bank Deutschland AG (Германия), ING Bank N.V. (Нидерланды) и Raiffeisen Bank International AG (Австрия).

Доказанные запасы Гиссарской группы газоконденсатных месторождений на конец 2015 г. составили более 3 млн т газового конденсата и свыше 37 млрд м3 газа. Начиная с 2012 г. здесь добывается около 1 млрд м3 природного газа ежегодно. В марте 2016 г. была введена в эксплуатацию опорная база промысла. Пуск основных объектов запланирован на начало 2017 г. В их число входит установка комплексной подготовки газа «Джаркудук», мощностью 4,4 млрд м3 газа в год. В настоящее время газ Гиссарского блока полностью идет на экспорт.

НОВЫЕ СТАНДАРТЫ СОТРУДНИЧЕСТВА РОССИИ И КИТАЯ

7 ноября в Константиновском дворце в пригороде Санкт-Петербурга компании ПАО «Газпром», CNPC и China Development Bank Corporation подписали ряд документов о развитии сотрудничества. Это произошло в рамках встречи глав правительств России и Китая.

В присутствии Председателя Правительства Российской Федерации Дмитрия Медведева и Премьера Государственного совета Китайской Народной Республики Ли Кэцяна Председатель Правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер
и Вице-президент CNPC Сюй Вэньжун подписали Соглашение о сотрудничестве в области взаимного признания стандартов и результатов оценки соответствия. Документ предусматривает совместную работу по созданию межкорпоративных технических стандартов и их применению в деятельности компаний. Затем «Газпром» и CNPC подписали Меморандум о проведении исследования возмож­ности сотрудничества в области
газомоторного топлива. Стороны
до­говорились провести совместное маркетинговое исследование потенциала использования сжиженного природного газа в качестве моторного топлива на международном транспортном маршруте
«Европа – Китай».

С президентом China Development Bank Corporation Чжэн Чжицзе Алексей Миллер подписал Меморандум о взаимопонимании. Документ определяет общие принципы сотрудничества сторон в сфере организации проектного и иного финансирования, в частности при реализации проекта строительства Амурского газоперерабатывающего завода.

«Российско-китайское сотрудничество в газовой сфере продолжает расширяться и демонстрировать отличную динамику, – отметил в ходе правительственной встречи Алексей Миллер. – Сегодня подписаны важные документы по целому ряду направлений двустороннего партнерства. Эти соглашения являются значимым этапом в развитии взаимодействия «Газпрома» и китайских компаний в совместных энергетических проектах».

«СИБУР» СМОНТИРОВАЛ ОБОРУДОВАНИЕ

На установке пиролиза нефтехимического комплекса, строящегося в Тобольске, смонтировано крупногабаритное оборудование – 16 технологических колонн, один реактор, два теплообменника и четыре части компрессора.

Самые длинные и тяжелые колонны предназначены для выделения пропановой фракции. Длина каждой из них составляет 106 м, диаметр – 8,5 м, масса – 917 т. Также смонтированы колонны водной промывки пирогаза, первичного фракционирования, абсорбер, деэтанизаторы, колонна стабилизации бензина и др.

«В промышленный порт Тобольска доставлены все 58 единиц крупногабаритного оборудования навигации 2016 г., – отметил руководитель направления «Наземная транспортировка негабаритных грузов» «СИБУР» Роман Максимов. – До конца года на строительной площадке будут смонтированы еще 13 единиц крупногабаритного колонного оборудования, включая четыре колонны, а также компрессоры, теплообменники, емкости, турбины и конденсатосборники».

МАСЛО ИЗ ГАЗА УВЕЛИЧИВАЕТ ПРИБЫЛЬ ПРЕДПРИЯТИЙ

Первый в мире производитель масла из природного газа – концерн «Шелл» доказал, что рациональное использование смазочных материалов снижает издержки предприятий и увеличивает их прибыль.

Согласно данным международного исследования, проведенного по заказу концерна «Шелл», горнодобывающие предприятия сильно недооценивают возможности экономии, которой можно достичь при рациональном использовании смазочных материалов. В опросе приняли участие горнодобывающие компании из России, Бразилии, Канады, Китая, Германии, Индии, Великобритании и США. Примерно 60 % из них считают, что за счет смазочных материалов могли бы снизить свои затраты на 5 % и даже больше. Около 10 % опрошенных полагают, что экономия могла бы составить до 25 %. По данным концерна «Шелл», грамотно подобранные смазочные материалы позволяют снизить расходы предприятий на 30 %.

– 40 % компаний, опрошенных нами, посчитали, что за последние три года их убытки из-за простоя оборудования, связанного с неверным использованием смазочных материалов, составили около 250 000 долл.,– подчеркнул Ренэ Пауэр, глобальный менеджер «Шелл» по горнодобывающему сектору. – Мы верим, что внимательный подход к выбору смазочных материалов позволит предприятиям увеличить свою прибыль.

С 2016 г. масло из природного газа по технологии Shell Pure Plus синтезируется и в России. В основе производства лежит процесс газожидкостной конверсии (GTL), открытый в 1925 г. немецкими химиками Францем Фишером и Гансом Тропшем.

СТРОИТЕЛЬСТВо ОБЪЕКТОВ «ГАЗПРОМА» В АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ

Строительные работы на газопроводе «Сила Сибири» и Амурском газоперерабатывающем заводе продолжаются в соответствии с графиком. Это подтвердили ноябрьские рабочие встречи Председателя Правления ПАО «Газпром» Алексея Миллера с губернатором Амурской области Александром Козловым и генеральным директором Linde AG Вольфгангом Бюхеле.

Как было отмечено в ходе встреч, в настоящее время ведутся подготовительные работы к строительству российского участка трансграничного перехода газопровода «Сила Сибири». 875 км этой магистрали пройдут по территории Амурской области, способствуя реализации Программы газификации региона до 2026 года. В рамках реализации совместного соглашения ПАО «Газпром», Linde AG,
ОАО «Силовые машины» и ОАО «Салаватнефтемаш» по созданию Амурского ГПЗ продолжается изготовление основного технологического оборудования первого пускового комплекса. В ближайшее время планируется приступить к производству оборудования второй очереди. Инженерная подготовка территории завода продолжается, строят подъездные автодороги, речной причал, железнодорожные объекты, временные здания и сооружения, в частности вахтовый рабочий поселок. В Амурской области также планируется создать территорию опережающего социально-экономического развития «Свободненская», резидентом которой станет ООО «Газпром переработка Благовещенск», ведущее строительство Амурского ГПЗ.

Освоение удаленных месторождений и работа в труднодоступных районах предъявляет особые требования к оборудованию, поставляемому для обеспечения технологических процессов добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья. Такое оборудование должно быть максимально надежным, простым в обслуживании, иметь резервирование основных узлов, работать в автоматическом режиме с возможностью удаленного управления. В условиях сложного климата, отсутствия инфраструктуры и ограниченной численности эксплуатационного персонала особую важность приобретает поставка технологического оборудования на площадку в виде модулей максимальной заводской готовности. Тем самым достигается значительное сокращение сроков и стоимости монтажных работ.

Современные автоматизированные блочные компрессорные станции НПК «Грасис» для компримирования воздуха и газов обеспечивают надежность, простоту и удобство эксплуатации.

БКС для компримирования воздуха

Станции серии БКС, предназначенные для снабжения сжатым воздухом объектов нефтегазовой отрасли, осуществляют следующие функции:

• подготовку барьерного воздуха для системы газодинамических уплотнений ГПА;

• вентиляцию магнитного подвеса ротора агрегата;

• питание пневмоарматуры и приборов КИПиА;

• подключение пневмоинструмента.

Воздух на выходе из станции БКС соответствует требованиям ГОСТ 17433–80. Класс загрязненности воздуха определяется в зависимости от области применения. Блок-боксы БКС изготавливаются на базе морских 40‑футовых контейнеров, а также могут быть изготовлены в блок-модулях требуемых размера и конфигурации. Станции в зависимости от производительности и требований заказчика могут быть одно- и многомодульной конфигураций.

Основные преимущества БКС «Грасис» для компримирования воздуха:

• 100%-е резервирование по компрессорам (для работы на особо важных объектах предусмотрено 200%-е резервирование);

• блочно-модульное испол­нение;

• сдвоенная или строенная конструкция, при которой возможно техническое обслуживание внутри станции;

• скрытая вентиляция;

• возможность установки дополнительного оборудования, компрессорного оборудования различных типов;

• полная автоматизация (автоматизированное, ручное и удаленное управление станцией);

• быстрый запуск и остановка системы;

• эксплуатация в широком температурном диапазоне;

• низкие эксплуатационные затраты.

БКС для компримирования газа

Для решения актуальных задач по компримированию природного и попутного нефтяного газа для дальнейшей закачки газа в пласт и утилизации НПК «Грасис» предлагает блочные компрессорные станции специального назначения. Такие БКС могут использоваться также и для других методов утилизации ПНГ – подготовки топливного газа для ГТЭС или котельных установок.

Конструктивное исполнение БКС для компримирования газа в виде блок-модуля позволяет устанавливать ее на любой ровной поверхности (площадке) с покрытием, отвечающим требованиям в части удельной нагрузки. Кроме того, БКС возможно размещать на платформах, скидах, шасси спецавтомобилей, прицепах и полуприцепах, удовлетворяющих требованиям в части грузоподъемности.

Климатическое исполнение станции определяется конструктивным исполнением блок-модуля и может быть любым, предусмотренным ГОСТ 15150. Станции БКС производства НПК «Грасис» изготавливаются в соответствии с технической документацией, утвержденной в установленном порядке, техническими условиями и требованиями ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.016, ГОСТ 12.1.019, ГОСТ Р МЭК 60204-1,
ПБ 03-576-03, ПБ 03-581-03, ПБ 08-624-03.

Импортозамещение

НПК «Грасис» успешно решает существующие задачи по импортозамещению станций БКС по компримированию воздуха и газа. Все инженерные системы блочно-модульных компрессорных станций, такие как АСУ ТП, КИП, электроснабжение, ОПС, комплектуются оборудованием отечественных производителей с высокими техническими показателями надежности. Операторный блок может быть выполнен с компрессорным блоком на единой раме или устанавливается отдельно.

В соответствии с технологией утилизации и требуемыми параметрами газа БКС может быть изготовлена на базе различных типов компрессоров: поршневые, винтовые, жидкостно-кольцевые, роторно-пластинчатые.

Используются газовые и электрические двигатели. Подбор оборудования осуществляется исходя из требований заказчика и сроков поставки.

Возможна комплектация БКС по компримированию газа газоразделительным оборудованием, предназначенным для разделения (концентрирования) других газовых смесей, включая водород- и углеводородсодержащие.

Заказчик получает комплекс по переработке ПНГ с выходом товарных продуктов (подготовленный газ, газовый бензин, жидкий пропан и т. д.).

Преимущества БКС «Грасис» по компримированию газов:

• сжатые сроки поставки и монтажа на объекте;

• простота конструкции;

• комплексность исполнения;

• блочно-модульная конструкция, позволяющая производить быстрый монтаж-демонтаж и модернизацию БКС;

• полный комплекс сервисных услуг на гарантийный и постгарантийный период, выполняемый собственной сервисной службой;

• возможность реализации проекта «под ключ», включая все необходимые стадии работ и согласований;

• предоставление полного пакета эксплуатационной и разрешительной документации.

Станции БКС НПК «Грасис» выпускаются на производственной площадке компании. Сборка оборудования, опытные испытания, контроль качества и приемка выполняются на основе современных методов управления проектами в производстве. НПК «Грасис» имеет всю необходимую разрешительную документацию на блочные компрессорные станции серии БКС, также по результатам эксплуатации станции серии БКС одобрены сертификатом в системе ГАЗПРОМСЕРТ. 

Диапазон основных характеристик станций БКС

НПК «Грасис»

Тел.: 8 (495) 777-77-34

E-mail: info@grasys.ru

www.grasys.ru

Доклад о ходе и перспективах освоения нефтегазовых месторождений континентального шельфа России, подготовленный членом Правления, начальником Департамента ПАО «Газпром» Всеволодом Черепановым и первым заместителем начальника Департамента ПАО «Газпром» Андреем Филипповым, участникам Конференции представил заместитель начальника Управления ПАО «Газпром» Марат Нуриев. Он, в частности, сообщил, что руководством Общества принята Единая политика Группы Газпром по освоению шельфа РФ, целями которой служат повышение эффективности геологоразведочных работ, обеспечение своевременного ввода в эксплуатацию морских месторождений, снижение зависимости от импорта техники и технологий, повышение эффективности корпоративного управления работами на шельфе.

Немаловажную роль в оптимизации такого рода процессов играет техническое регулирование. Так, усилиями ПАО «Газпром» уже разработаны 14 национальных стандартов в отношении работ на шельфе в арктических условиях. На сегодняшний день в сфере внимания компании находится 11 шельфовых месторождений углеводородов.
В частности, в сентябре этого года было открыто новое месторождение в Южно-Лунской структуре Сахалина. Разведка и проектирование Южно-Киринского месторождения предполагает начало добычи в 2021 г. Готовится освоение месторождения Каменномысское-море в Обской губе. ПАО «Газпром» также получило 25%-ю долю в концессии по освоению НГКМ «Центральное» на шельфе Каспийского моря.

Мир подводный и надводный свой

Согласно Единой политике Группы Газпром по освоению шельфа РФ научное сопровождение проектов разработки морских месторождений осуществляет ООО «Газпром ВНИИГАЗ». О сейсмогеологическом моделировании и других исследованиях отраслевого института рассказал его руководитель Дмитрий
Люгай, отметив, что убедительным свидетельством масштаба проделанной работы служит тот факт, что ВНИИГАЗ внесен в санкционный список США наряду с ведущими предприятиями российской индустрии.

Заместитель губернатора Архангельской области Владимир Щелоков в своем выступлении подчеркнул, что мощность судостроительного кластера заводов Северодвинска позволит удовлетворить потребности в изготовлении ледостойких платформ, трубных эстакад и другого необходимого шельфовым разработкам оборудования. Помимо этого складские объемы 62-гектарного и углубляемого в перспективе порта, а также строящаяся совместно с Мурманской областью и Республикой Коми железная дорога «Белкомур» позволяют решить большинство логистических задач в рамках данного направления.

Главный инженер ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» Андрей Суетинов и заместитель генерального директора ООО «Газпром добыча Ямбург» Владимир Миронов в своих докладах рассматривали не только инновационные достижения шельфовых промыслов, но также и вопросы промышленной и экологической безопасности. На Киринском месторождении действует первый в российской практике и полностью импортонезависимый подводный добычной комплекс. Для освоения месторождений Каменномысское-море конструируется ледостойкая стационарная платформа свайного типа. Добыча на российском шельфе сегодня предусматривает технологию «нулевого сброса», когда твердые отходы вывозятся на берег, а жидкие закачиваются обратно в пласт.

Главный инженер ООО «Газпром флот» Владимир Палий рассказал о роли своей компании в строительстве шельфовых скважин и эксплуатирующих их плавсредств. В частности, работавшие в 2009 г. на Сахалине южнокорейские буровые установки сегодня успешно заменены плавучими полупогружными буровыми устройствами российского производства. Создана подводная фонтанная арматура, применяется оригинальная технология безрайзерного удаления шлама.

Стратегии поисково-разведочных работ в Российской Арктике, созданию единой структурно-тектонической модели данного бассейна был посвящен доклад завкафедрой геологического факультета МГУ Антонины Ступаковой. Об инновационных технологиях сейсмической разведки месторождений рассказал помощник генерального директора ОАО «МАГЭ» Геннадий Иванов.

Атака дронов

Отдельного внимания в ходе пленарного заседания конференции заслуживали выступления иностранных коллег. Вице-президент компании Sunsub (морское подразделение итальянской компании Saipem) Массимо Фонтолан рассказал, в частности, о подвод­ном «беспилотнике» HyDrone, позволяющем дистанционно контролировать инфраструктуру шельфовых месторождений, предотвращая аварийные ситуации. Три режима работы аппарата предусматривают управление по кабелю с борта ледокола, контроль при помощи WiFi и 8-часовое автономное плавание на аккумуляторах.

Совместное франко-американское предприятие Forsys Subsea предложило на рассмотрение участников конференции свою новую технологию, позволяющую минимизировать количество сопряжений в подводных коммуникациях. Генеральный директор шотландской Xodus Group Саймон Эллисон в своем выступлении поделился опытом стратегических разработок в области освоения морских месторождений в Арктике.

Оценку геолого-ресурсного обеспечения зарубежного производства СПГ дал ведущий научный сотрудник Центра ресурсов и запасов углеводородов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Юрий Силантьев. Согласно приведенным им данным наиболее крупные иностранные проекты по производству СПГ из 37 существующих сегодня в большей степени зависят от шельфовых, чем от сухопутных месторождений. При этом строительство плавучих заводов FLNG только усиливает означенный дисбаланс.

Тайны двух океанов

Семь секционных заседаний конференции проводились на следующий день и были посвящены различным составляющим процесса добычи углеводородов на шельфе. В рамках секции «Гео­логические и геофизические исследования морских месторождений» анализировался нефтегазоносный потенциал Сахалина и моря Лаптевых, а также шельфов Баренцева и Карского морей. На других секциях говорили об особенностях подводного бурения, о гидратных пробках, мультифазных насосах, аварийно-спасательном обеспечении при освоении морских нефтегазовых ресурсов. Участники «Промышленной безопасности и экологии» затронули широкий круг тем – от лабораторных исследований цунами до правильного выбора площадок для строительства заводов СПГ. Законодательное и нормативно-техническое регулирование, а также экономические аспекты освоения морских нефтегазовых месторождений обсуждали в рамках одной из секций. В общей сложности в ходе пленарного и секционного заседаний ROOGD-2016 было заслушано около 100 докладов.

Выступления участников Молодежной секции были посвящены фактически всем темам, затронутым на конференции. Как отметила начальник Управления ПАО «Газпром» Татьяна Токарева: «Все шельфовые проекты характеризуются высокой наукоемкостью, требуют инновационных решений, и безусловно, задача освоения Арктики в большей степени принадлежит будущему, молодым кадрам».

Подавляющее большинство надземных технологических трубопроводов компрессорных станций (КС), дожимных компрессорных станций (ДКС), КС подземных хранилищ газа (КС ПХГ), газораспределительных станций (ГРС) ПАО «Газпром» оснащены звукоизолирующими покрытиями, основное предназначение которых – защита органов слуха персонала станции от акустического воздействия, а также обеспечение допустимых уровней звука в санитарно-защитных зонах и на селитебных территориях. К сожалению, контроль за техническим состоянием и эффективностью покрытий осуществляется вне рамок диагностических работ по контролю за техническим состоянием трубопроводов и оборудования. Вместе с тем наличие звукоизолирующих покрытий надземных трубопроводов существенно уменьшает их контроле- и ремонтопригодность. Не контролируются состояние сварных швов, качество монтажных работ, образование и развитие коррозионных процессов под изоляцией в местах ее отслоения от поверхности трубы, что приводит к снижению надежности трубопроводов. Обустройство в покрытиях диагностических лючков лишь частично повышает контролепригодность, но способствует ускоренному коррозионному износу трубы под покрытием. При проведении работ по капитальному ремонту технологических трубопроводов (КРТТ) под изоляцией часто обнаруживается большое количество ранее не установленных дефектов изготовления и монтажа, коррозионного износа, не допускающих возможности дальнейшей эксплуатации трубопроводов. Возникает потребность в незапланированном увеличении материальных и технических средств на КРТТ. Таким образом, при современном состоянии применения звукоизоляции трубопроводных обвязок газоперекачивающих агрегатов (ТПО ГПА) КС задачи обеспечения санитарно-экологических требований входят в противоречие с задачами обеспечения надежности и безопасности эксплуатации КС. Немаловажной экономической задачей является оптимизация изолируемых участков трубопроводов, так как стоимость современных звукоизолирующих покрытий приближается к стоимости изолируемой трубы в расчете на 1 погонный метр.

За последние 8 лет ОАО «Орг­энергогаз» выполнило большой объем натурных обследований ТПО ГПА КС с наиболее распространенными звукоизолирующими покрытиями трубопроводов. Была выполнена оценка этих покрытий по акустической эффективности, долговечности, горючести, влиянию на техническое состояние изолируемой трубы. (Под акустической эффективностью понимается уменьшение звукового давления или звуковой мощности у трубы до и после нанесения покрытия.) Выполнено сопоставление по акустической эффективности результатов натурных и стендовых испытаний с расчетными значениями для некоторых типов однослойных и комбинированных покрытий [1].

В ПАО «Газпром» наиболее широко применялись ранее или применяются в настоящее время следующие типы звукоизолирующих покрытий надземных технологических трубопроводов КС.

Покрытия на основе битумной мастики: запрещены по условиям горючести (класс горючести Г4). Не применяются на новых объектах, заменяются другими типами при КРТТ.

Покрытия на основе матов из минерального волокна: в настоящее время наиболее эффективны, но не соответствуют требованиям [2] по водопоглощению и паропроницаемости. Их применение способствует коррозионному износу поверхности труб в местах нарушения антикоррозионного покрытия. Могут выполняться в быстросъемном виде.

Покрытия на основе пеностекла: наиболее распространенные в последние годы при строительстве, реконструкции и КРТТ КС. Рекомендованы для проектирования КС, ДКС и КС ПХГ [3, 4]. Как показали исследования ОАО «Оргэнергогаз», данные покрытия малоэффективны по звукоизоляции (снижение звука у трубы – не более 5 дБА), недолговечны (после 1 года эксплуатации зафиксированы сквозные трещины по швам склейки элементов покрытия), вызывают нарушения антикоррозионного покрытия труб, должны быть отнесены к классу горючести Г4 из-за используемых для монтажа мастик. Из-за большой жесткости пеностекла между трубой и покрытием возникают участки пустот, которые при нарушении герметичности заполняются влагой и воздушными парами. Несъемные покрытия.

Комбинированные покрытия из пеностекла и матов из минерального волокна: пеностекло наносится на трубу, маты –
на покрытие из пеностекла. Акустические свойства определяются слоем матов из минерального волокна. Недостатки покрытия аккумулируют недостатки его составляющих. Высокая цена.

По результатам обследований звукоизолирующих покрытий ТПО центробежных нагнетателей с выходным давлением до 7,6 МПа было установлено следующее.

Вне зависимости от наличия или отсутствия звукоизоляции, типа применяемой в настоящее время звукоизоляции максимальные уровни звука у ТПО ГПА в большинстве случаев превышают 100 дБА, что как минимум на 20 дБА превышает допустимое значение 80 дБА [5].

Эквивалентные уровни звука по маршрутам обхода эксплуатационного персонала, рассчитанные по применяемой в ПАО «Газпром» методике, превышают предельно допустимый уровень (ПДУ) вне зависимости от наличия или отсутствия звукоизоляции ТПО ГПА. Нанесение звукоизоляции в большинстве случаев не приводит к изменению класса условий труда. Как до, так и после нанесения звукоизоляции в большинстве случаев условия труда относятся к вредным 2-й степени (класс 3.2) или 3-й степени (класс 3.3) по классификации Руководства [6].

Ни одно из обследованных покрытий не соответствует требованиям [7] по эффективности звукоизоляции трубопроводов.

В спектрах звука у ТПО ГПА с центробежными нагнетателями всех типов доминируют октавные составляющие с центральными частотами 1 и 2 кГц, что естественно, так как в этих октавных полосах располагаются наиболее энергоемкие составляющие спектра пульсаций газа, генерируемых центробежными компрессорами и дросселирующими устройствами и являющихся основным источником звуковых колебаний трубы. Отсюда следует, что звукоизолирующие покрытия должны иметь максимальную эффективность в области этих частот.

Расчетные значения акустической эффективности покрытий, полученные по принятой в отрасли методике [3], существенно отличаются в сторону завышения от полученных на стенде и при натурных испытаниях. На рис. 1 показаны результаты определения акустической эффективности одного и того же типа покрытия, полученные при стендовых испытаниях в НИИСФ РААСН, при натурных испытаниях на КС, а также расчетом по принятой методике.

В проектах строительства, реконструкции и КРТТ ТПО КС нередко нецелесообразно предусматривается звукоизоляция труб с малой звуковой активностью, например труб аппаратов воздушного охлаждения и блоков очистки газа.

Все известные звукоизоли­рующие покрытия труб неэффективны в низкочастотном диапазоне до 250–500 Гц. Однако они иногда применяются на КС с поршневыми компрессорами, где трубы испускают звук в диапазоне частот до 200 Гц. Применение здесь звукоизоляции ТПО не только бесполезно, но и вредно для технического состояния изолируемых трубопроводов и оборудования.

На базе Московского института строительной физики РААСН проведен большой объем исследований акустических характеристик покрытий различного типа по методике, отвечающей требованиям [8]. Получены обширные экспериментальные данные, касающиеся эффективности однослойных, многослойных звукоизолирующих покрытий с использованием различных волокнистых и эластомерных материалов
[9, 10, 11], производимых в России. В лаборатории инженерной акустики НИИСФ РААСН разработан ряд технических решений, позволяющих подобрать звукоизолирующее покрытие согласно требуемому снижению шума. Сопоставление результатов стендовых испытаний с акустическими характеристиками ТПО центробежных нагнетателей позволило сделать вывод о том, что покрытия на основе эластомерных материалов пригодны для акустического проектирования оптимальной с точки зрения акустики и экономики защиты от шума звукоактивных трубопроводов и промышленного оборудования. Проанализировав акустические спектры конкретного звукоактивного оборудования и определив требуемое снижение уровня звука в полосе частот, можно подобрать состав и количество слоев звукоизолирующего покрытия. Материалы на основе вспененного каучука (K-FONIK K-FLEX) не имеют волокон, не разрушаются от вибрации, не впитывают влагу, долговечны, ремонтопригодны и зарегистрированы в Реестре ПАО «Газпром» [12]. Все это позволяет их использовать c большой эффективностью для решения задач звукоизоляции трубопроводов, ГПА, узлов редуцирования газа и запорно-редуцирующего оборудования.

По рекомендациям, разработанным в результате обследований контрольно-измерительного пункта (КРП), выполненных ОАО «Оргэнергогаз» в 2015 г., ООО «Газпром трансгаз Москва» приняло решение о применении многослойного звукоизолирующего покрытия на основе материалов K-FONIK K-FLEX, которое было установлено в 2016 г. на участках редуцирующих линий КРП. На рис. 2 показана схема измерений звука с расстояния 1 м у сечений редуцирующей линии, где:

С3–С16 – сечения измерений;

ДКД – дросселирующий клапан дискретного типа;

К9, К3 – входной и выходной краны, соответственно.

На рис. 2 красным цветом выделены участки трубы, на которые было нанесено покрытие внутри укрытия ДКД и на выходном трубопроводе за укрытием до границы «земля – воздух». На рис. 3 показано распределение звукового давления вдоль одной из линий редуцирования до и после нанесения звукоизоляции.

Применение предложенного покрытия позволило:

·         обеспечить полную контролепригодность участка входного трубопровода от границы «земля – воздух» до стены укрытия ДКД;

·         за счет эластичности покрытия и обеспечения при монтаже полного его прилегания к трубе устранить льдообразование на выходном трубопроводе, возникающее при положительных атмосферных температурах в результате дросселирования газа;

·         снизить максимальные уровни звука у редуцирующих линий на 15–20 дБА, а на территории КРП и за ней – до допустимых значений.

По инициативе ООО «Газпром трансгаз Москва» промышленно-экспериментальная оценка многослойных покрытий на основе материалов K-FONIK K-FLEX продолжилась на КС с ГПА типа ГТ-750-6 с ЦБН 370-14-1. При выполнении работы учитывалось, что нагнетатели расположены в общей галерее, где при работе цеха может проводиться ремонт одного из компрессоров.

Для разработки технического решения были проведены предварительные акустические измерения при работе ГПА на разных режимах. Уровень звукового давления в точках на расстоянии 1 м от участков входного и выходного трубопроводов, расположенных в галерее и непосредственно примыкающих к нагнетателям, составил 92–100 дБА. Следует отметить, что шумообразование в обследованной зоне создается как нагнетателем, так и участками трубопровода. Оценить вклад каждого из источников в общее звуковое поле достаточно сложно из-за идентичности частотного спектра сигналов от этих источников.

Первоначально было принято решение об изоляции только участков технологических трубопроводов, расположенных в галерее. Это привело к снижению максимального звукового давления до 88 дБА. Такое снижение следует считать достаточным для персонала, находящегося в галерее при выполнении работ по маршруту обхода оборудования. Однако такой уровень шума может быть некомфортным для персонала, выполняющего ремонтные работы рядом с работающим агрегатом. Поэтому было принято решение «одеть» корпус нагнетателя в звукоизолирующий чехол (см. рис. 4).

После нанесения покрытия на корпус нагнетателя максимальный уровень звукового давления в измерительных точках стал менее 80 дБА.

Примененные на КС звукоизолирующие покрытия обеспечили допустимый уровень звукового давления в галерее нагнетателей и полную контролепригодность надземных технологических трубопроводов вне галереи ГПА.

Опыт натурных, стендовых и расчетных исследований показал, что при качественном выполнении монтажных работ применение однослойных и многослойных покрытий на основе отечественных эластомерных материалов может быть успешным для обеспечения звукоизоляции надземных технологических трубопроводов и оборудования КС с центробежными нагнетателями и ГРС ПАО «Газпром». При этом в каждом конкретном случае должны учитываться звуковая активность и обеспечение надежности и безопасности эксплуатации изолируемого объекта. Принятый выборочный подход к назначению мест нанесения покрытий существенно повысил контролепригодность ТПО и позволил снизить затраты на звукоизоляцию.

Потребление газа существенно зависит от температуры окружающего воздуха, ощутимо возрастая в периоды похолоданий. Неравномерная подача газа потребителям может осуществляться из месторождений-регуляторов, а также из подземных хранилищ газа.

В отсутствие выработанных газовых месторождений и отложений каменной соли вблизи центров потребления ПХГ создаются в геологических ловушках водоносных пластов [1], что накладывает определенные ограничения на режимы их эксплуатации. За годы с момента создания первого ПХГ в водоносных пластах под Калугой (1959 г.) сформировалась теория технологического проектирования со своими двумя постулатами:

·         продолжительным периодом отбора, составлющим 150 и более суток;

·         равенством отборов и закачек газа.

Причины смены концепции в теории технологического проектирования отечественных подземных хранилищ газа обоснованы авторами в работе [2]. С тех пор повторяющиеся теплые зимы, как и изменения рыночной конъюнктуры, только подтверждают правоту сформулированных требований.

Первый базисный принцип новой концепции – существенное сокращение периода отбора газа из подземных хранилищ, создаваемых в пористых пластах. При этом если для ПХГ с газовым или неактивным водонапорным режимами сокращение периода отбора, очевидно, не составляет особых гидродинамических проблем, то такого нельзя сказать о ПХГ с активным влиянием водоносного бассейна. В классической теории проектирования создания ПХГ в водоносных пластах [1, 3] период отбора принимался равным полугоду. В работе [4] описаны этапы отечественной истории подземного хранения газа, направленные на сокращение периодов отбора сначала до 150, а затем до 120 суток. Более существенного системного сокращения периода отбора, по нашим сведениям, не рассматривалось. Единственный пример – Калужское ПХГ, созданное в водоносной структуре, в настоящее времени после проведенной реконструкции имеет максимальную суточную производительность 20 млн м³ при активном объеме 390 млн м³.

Нам представляется, что для решения проблемы сокращения периода отбора прежде всего необходимо сломать в головах инженеров по гидродинамике ПХГ устоявшиеся ограничения (стереотипы) по продолжительности периода отбора газа. Сошлемся на анализ продолжительности периода отбора по различным типам ПХГ в разных странах (табл. 1), выполненный на основе Мировой базы данных ПХГ, созданной и актуализируемой усилиями Международного газового союза [5]. Собственно данные по периоду отбора здесь не приведены, поэтому анализу подвергался условный «период отбора», который составляет расчетное количество суток отбора всего активного объема газа с максимальной производительностью. Понимая некоторую условность такого подхода, тем не менее отметим, что значительное количество ПХГ, созданных в водоносных пластах в США и Канаде, имеют условный «период отбора» около 40 суток при 80–120 сутках для ПХГ в РФ.

Каких проблем следует ожидать при сокращении периода отбора? Прежде всего, резкого падения пластового давления и уменьшения минимального газонасыщенного порового объема. Для этого в первую очередь необходимо изучить реакцию водоносного бассейна.

Изучение взаимодействия газовой залежи и водоносного бассейна при сокращении периода отбора мы провели по методике, описанной в работах [1, 3].

В этих классических работах получены решения для изменения газонасыщенного порового объема и давления, когда отбор-закачка газа описывается формулой:

.         (1)

Однако для проектирования рекомендована простейшая формула, когда расход газа описывается по закону синуса (далее такой подход будем назвать классическим):

.    (2)

И более того, приведены расчеты, по которым доказывается, что отклонение графика закачки от «классического» случая не приводит к большой погрешности [3]. Очевидно, что период отбора газа в соответствии с (2) составляет половину года.

Для выполнения анализа влияния длительности периода отбора на гидродинамику хранилища мы подобрали коэффициенты в формулу (1) таким образом, чтобы сформировать соответствующие кривые отбора с продолжительностью периода 40–60–80–120 суток, с максимальным отбором на одну и ту же дату – 274-е сутки от начала закачки (15 апреля), что соответствует дате 15 января. При этом кривая закачки соответствует (2), поэтому от классического случая [1, 3] рассматриваемые варианты отличаются только появлением продолжительных нейтральных периодов и сокращенным периодом отбора. Объем отбора во всех случаях одинаков и соответствует объему закачки, т. е. условие квазистационарности для всех вариантов выполняется [1, 3]. Максимальная производительностьность при сокращении периода отбора составляет 1,5–2,3–3,05–4,8 от максимальной производительности в «классическом» случае.

Для изучения влияния продолжительности периода отбора на основные показатели хранилища был рассмотрен пример из [3] с сокращенными периодами отбора, форма которых приведена на рис. 1. На графике отбора появились осцилляции из-за того, что форма графика закачки-отбора – сложная, в формуле (1) пришлось подбирать по 10–15 коэффициентов А и В.

Как видно из полученных расчетов, в связи с сокращением периода отбора:

·         начальный период, в течение которого не происходит ни закачка, ни отбор газа, приводит к расширению газовой залежи, так как давление в ней значительно выше, чем в окружающем водоносном бассейне;

·         при пиковом отборе газа уменьшается пластовое давление. Из-за высокого темпа отбора водоносный бассейн не успевает «отреагировать». Чем меньше период отбора, тем выше максимальная производительность и тем ниже минимальное пластовое давление;

·         несмотря на то что максимальный отбор приходится на одну и ту же дату, минимальное давление достигается в различные моменты времени. Чем меньше период отбора, тем раньше достигается минимальное давление.

Что очень важно, максимальное пластовое давление и минимальный газонасыщенный поровый объем остаются неизменными для рассмотренных вариантов в пределах точности расчетов.

Если опустить из рассмотрения влияние подошвенных вод, то переход к сокращенному периоду отбора:

·         не уменьшает минимальный газонасыщенный поровый объем залежи;

·         не увеличивает буферного объема газа (так как минимальный газонасыщенный поровый объем и давление в ПХГ на начало закачки сохраняют свои прежние значения в пределах точности расчетов);

·         при сохранении активного объема приведет к увеличению максимального газонасыщенного порового объема залежи в период нейтрального периода перед отбором.

Полученные результаты для отдельного примера описывают качественную картину для любого ПХГ. В [1, 3] были выведены комплексные параметры, характеризующие реакцию водоносного бассейна на периодические колебания давления на контуре газовой залежи:

;  (3)

,         (4)

где:

Р_ср – среднее давление в залежи за годовой цикл;

Ω_ср – средний газонасыщенный поровый объем (за годовой цикл);

μ – вязкость воды;

kh – проводимость водоносного пласта;

χ – коэффициент пьезопроводности водоносного пласта;

R – радиус газовой залежи;

Т – период, в рассматриваемом случае – 1 год.

В [1, 6] введен коэффициент активности водоносного бассейна (λ). В [1, 6] показано, что практически при всех значениях Ω* коэффициент активности водоносного бассейна незначительно отличается от 1,0, но при малых значениях Ω* (<1) этот коэффициент значительно возрастает.

Интересно изучить поведение газовой залежи ПХГ при значениях коэффициента активности водоносного бассейна, близких к единице и значительно больших единицы. По данным проф. С.Н. Бузинова [6], существуют полярные условия, например, для следующих двух ПХГ: Полторацкого (х = 0,96 и Ω* = 9,2, активности водоносного бассейна 1,03) и Щелковского ПХГ (х = 0,54 и Ω* = 0,52, активности водоносного бассейна 3,8).

На рис. 3 и 4 приведены результаты расчетов для примера из [3] по изменению давления и газонасыщенного порового объема ПХГ при значении коэффициента активности водоносного бассейна 1,03 и 3,8 для вариантов отбора с сокращенным периодом.

Из сопоставления полученных результатов видно, что при коэффициенте активности водоносного бассейна, близком к единице, как и ожидалось, изменение газонасыщенного порового объема незначительно, и изменение объемов газа в хранилище происходит за счет изменения давления. И наоборот, при значении коэффициента активности водоносного бассейна значительно больше единицы большому изменению давления в ПХГ препятствует большая подвижность воды. Однако все остальные закономерности поведения залежей остаются такими же, как было описано выше.

Выводы

При сокращении периода отбора при прочих равных условиях:

·         уменьшается минимальное давление;

·         увеличивается максимальное значение газонасыщенного порового объема хранилища;

·         минимальное значение газонасыщенного порового объема хранилища и максимальное давление практически не меняются;

·         величина буферного объема практически не меняется;

·         величина изменения выше­указанных параметров зависит от подвижности пластовой воды: коэффициента активности водоносного бассейна.

Таблица 1. Распределение по условным периодам отбора ПХГ, созданных в водоносных пластах [4]

В известных исследованиях по вопросам пригодности ловушек водоносных пластов рассматриваются требования для создания оперативных резервов газа (ОРГ) на ПХГ [1].

При обосновании выбора ПХГ для создания долгосрочных резервов газа (ДРГ) к водоносным пластам как геологическим объектам хранения предъявляется ряд требований. Эти требования позволяют качественно оценить технологическую возможность хранения ДРГ. В целях количественной оценки пригодности ловушек водоносных пластов для создания ДРГ разработан соответствующий комплекс наиболее важных геологических критериев. Использование таких критериев дает возможность выбранные ПХГ ранжировать по степени их пригодности для создания ДРГ.

К основным требованиям пригодности ловушек водоносных пластов ПХГ для создания ДРГ можно отнести простое геологическое строение пласта-коллектора, сплошность покрышки в пределах прогнозируемой газонасыщенной зоны пласта, наличие гидродинамически средне- или высокоамплитудного структурного поднятия, достаточную емкость ловушки с учетом коэффициента ее использования для хранения ДРГ вместе с ОРГ и закачиваемым объемом буферного газа. Кроме того, такими требованиями можно считать необходимую среднемноголетнюю приемистость водоносного пласта для приемлемых сроков вытеснения пластовых вод и заполнения ловушки газом, а также подвижность периодически оттесняемых/вторгающихся пластовых вод при циклической эксплуатации ПХГ.

Требование к простому геологическому строению пласта-коллектора заключается в слабой тектонической осложненности и выдержанности толщин и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по площади и разрезу,
по крайней мере в пределах прогнозируемой газонасыщенной зоны.

В целях оценки пригодности ловушек водоносных пластов по степени их осложненности тектоническими нарушениями можно условно выделить два типа: без тектонических нарушений в предполагаемой области заполнения газом и при возможных тектонических нарушениях, но с амплитудой не более половины толщины пласта [2].

Вязкость газа в пластовых условиях – до двух порядков ниже вязкости пластовой воды. Это обусловливает значительное влияние неоднородности пласта по ФЕС на конфигурацию ГВК и распределение газонасыщенности при формировании искусственной газовой залежи.

В сравнительно однородных терригенных пластах риски избирательных латеральных уходов газа за пределы ловушки в виде языков и прорывов по наиболее проницаемым участкам и пропласткам от зоны закачки оцениваются как минимальные [3]. Одна из основных причин ограниченного использования водоносных карбонатных трещиновато-пористых пластов заключается в их обычно значительной неоднородности по ФЕС.

Для количественной оценки неоднородности пласта-коллектора можно использовать следующий безразмерный критерий – коэффициент неоднородности по проницаемости

,   (1)

где k₁, k₂, …k_n – средняя проницаемость разных зон пласта с геометрическими объемами V₁, V₂, … V_n; k_ср – средневзвешенное по рассматриваемому объему пласта-коллектора V значение проницаемости.

Средневзвешенное по объему пласта-коллектора значение проницаемости определяется по формуле

.          (2)

При постоянной толщине пласта в (1) и (2) вместо объемов V_i можно использовать площади, в пределах которых проницаемость принимается одинаковой.

Аналогичные выражения можно получить и для гидропро­водности пласта, заменив значения k_i произведениями k_ih_i.

С использованием коэффициента K_но можно условно выделить следующие типы водоносных пластов по степени их неоднородности: пласты однородные при K_но < 1; пласты средней однородности при 1 ≤ K_но ≤ 3 и пласты значительно неоднородные при K_но > 3.

В качестве критерия пригодности ловушек водоносных пластов для создания ДРГ принимается условие, что пласты – однородные и средней однородности с соответствующими коэффициентами неоднородности по гидропроводности (проницаемости).

Важным требованием пригодности ловушки водоносного пласта для создания ДРГ является сплошность покрышки в пределах прогнозируемой газонасыщенной зоны. Сплошность покрышки значительно снижает риски потери герметичности объекта хранения газа при повышении пластового давления выше гидростатического [4]. Это требование может быть обеспечено при условии выдержанности толщин покрышки и отсутствии тектонических нарушений и литологических замещений более половины толщины непроницаемых пород коллекторами.

В [2, 3] показано, что при повышении амплитуды поднятия усиливается влияние гравитационных сил, которые препятствуют растеканию газа по прикровельной части пласта и способствуют достижению более высоких значений газонасыщенности и газонасыщенных толщин. Гравитационные силы ограничивают расширение искусственной газовой залежи по площади и, таким образом, приводят к более компактному ее формированию в сводовой части поднятия, что, в свою очередь, повышает эффективность создания и использования ДРГ.

В общем гидродинамическом аспекте амплитудность ловушки определяется как геолого-геометрическими, так и технологическими факторами. В работе [2] предложен технолого-гидродинамический критерий амплитудности ловушки – коэффициент амплитудности, который представляет собой отношение гидростатического напора, соответствующего амплитуде ловушки, к максимальной при закачке газа репрессионной воронке давления в пласте

,           (3)

где h – безразмерный коэффициент амплитудности ловушки; P_max – максимальное при закачке газа в пласт допустимое пластовое давление в залежи; P₀ – начальное гидростатическое давление в верхней точке ловушки; H – амплитуда поднятия; H₀ – глубина залегания пласта-коллектора в верхней точке ловушки; r_B – плотность пластовой воды; g – ускорение свободного падения; h* = H/H₀ – относительная амплитуда; r  – коэффициент репрессии в пласте.

Из (3) следует, что коэффициент амплитудности прямо пропорционален плотности пластовой воды и амплитуде поднятия и обратно пропорционален репрессионной воронке пластового давления. Поэтому поднятия даже с малой амплитудой могут оказаться пригодными для создания ДРГ в случае высокой плотности пластовой воды, например рассолов, или пониженного коэффициента репрессии в пласте, например в высокопроницаемых пластах-коллекторах.

Структурные ловушки по коэффициенту амплитудности можно разбить на три типа: малоамплитудные h < 0,15; среднеамплитудные 0,15 ≤ h ≤ 0,3 и высокоамплитудные h > 0,3.

Чем больше коэффициент амплитудности, тем выше доля гравитационной составляющей по сравнению с фильтрационной составляющей в репрессионной воронке пластового давления и меньше риски ухода газа за пределы поднятия. При коэффициенте амплитудности ловушки h > 1 уход газа за замок ловушки вообще невозможен.

Одно из основных требований пригодности ловушки водоносного пласта ПХГ для создания ДРГ заключается в использовании гидродинамически средне- и высокоамплитудных структурных ловушек с соответствующими коэффициентами амплитудности поднятия. Такому требованию отвечают, в частности, структурные ловушки на Касимовском и Беднодемьяновском ПХГ, как среднеамплитудные с коэффициентами амплитудности около 0,17 [5].

В практическом аспекте пригодности ловушек водоносных пластов ПХГ для создания ДРГ важен не столько абсолютный поровый объем ловушки, сколько соотношение всего необходимого закачиваемого объема газа в пласте, включающего ДРГ, ОРГ, буферный газ, и порового объема ловушки с учетом коэффициента ее использования [2].

В качестве критерия оценки величины размера ловушки можно использовать коэффициент
относительного объема ловушки K₀. Под этим коэффициентом понимается отношение порового объема пласта над горизонтальной плоскостью, проходящей через замок ловушки, Ω_{пор.лов} к наибольшему поровому объему в ловушке, который займет весь закачанный газ, находясь в статическом состоянии, Ω_{пор.газ}

.          (4)

Структурные ловушки по коэффициенту относительного объема можно разделить на три типа: малого размера K₀ < 1; среднего размера 1 ≤ K₀ ≤ 2 и большого размера K₀ > 2.

Для создания ДРГ используются ловушки среднего и большого размера. Этому требованию соответствуют, в частности, ловушки водоносных пластов Касимовского и Беднодемьяновского ПХГ.

Степень подвижности пластовых вод обусловливает темпы их многолетнего оттеснения и заполнения ловушки газом, режим создания и эксплуатации искусственной газовой залежи ПХГ. Для обеспечения экономически приемлемых (в пределах 5–7 лет) сроков создания ДРГ гидропроводность водоносного пласта должна быть не менее 4000–4500*10^–11 м³/Па·с при эффективной толщине пласта не менее 4–5 м.

По коэффициенту проницаемости пригодные для создания ДРГ пласты ПХГ можно условно разделить на две группы: среднепроницаемые 1 ≤ k ≤ 1 и высокопроницаемые k > 1 (k в 10^–12 м²).

При циклической эксплуатации ПХГ подвижность периодически оттесняемых/вторгающихся пластовых вод можно оценить параметром их циклической подвижности λ. Этот параметр характеризует отношение активного объема газа в условиях проявления водонапорного режима при циклической эксплуатации газовой залежи ПХГ к активному объему газа в условиях газового режима.

По параметру циклической подвижности пластовых вод водоносные пласты можно разбить на три типа: с небольшой подвижностью 1 ≤ λ < 1,1; со средней подвижностью 1,1 ≤ λ ≤ 1,2 и с высокой подвижностью пластовых вод λ > 1,2.

Предпочтительными для создания ДРГ можно считать пласты ПХГ со средней и высокой циклической подвижностью пластовых вод. В этом случае удается поддерживать повышенное по сравнению с газовым режимом пластовое давление после отбора ОРГ. Для обеспечения режима отбора ДРГ, который может заключаться в необходимости отбора всего объема за два сезона без проведения дозакачки в этот период, сохраняются более высокие дебиты скважин или повышенные устьевые давления при одинаковых дебитах. Поэтому можно экономить на потребном количестве эксплуатационных скважин или мощности КС.

Однако при высокой подвижности пластовых вод в неоднородных пластах необходимо учитывать риски ухода газа за пределы ловушки при закачке ДРГ или преждевременного избирательного обводнения эксплуатационных скважин при его отборе. Кроме того, неклассические режимы эксплуатации ПХГ, которые могут обусловливаться отбором и закачкой ДРГ, не должны оказывать критического влияния на многолетнюю установившуюся циклическую эксплуатацию искусственной газовой залежи [3, 5]. Поэтому оценку пластов для создания ДРГ по критерию циклической подвижности пластовых вод необходимо проводить с учетом критерия неоднородности пласта-коллектора по прони­цаемости.

Предложенные геологические требования и критерии позволяют с использованием комплекса геолого-технических параметров обоснованно выбирать и ранжировать ловушки водоносных пластов ПХГ по степени пригодности для создания долгосрочных резервов газа с учетом специфики их создания и использования.

Магистральные газопроводы являются сложнейшими сооружениями, условия эксплуатации которых сугубо специфичны. Опыт эксплуатации компрессорных станций магистральных газопроводов свидетельствует о том, что при проектировании технологических трубопроводов невозможно учесть все нагрузки и воздействия, которым подвергается в процессе эксплуатации металл труб и соединительных деталей. При этом неучтенные нагрузки зачастую приводят к переходу газопроводов в предельное состояние.

Как следствие, обеспечение требуемого уровня безопасности технологических трубопроводов на протяжении всего срока эксплуатации возможно только путем их системного диагностического обслуживания, а максимальная эффективность такого обслуживания может быть достигнута за счет использования непрерывного автоматизированного мониторинга.

В настоящее время существует множество систем непрерывного мониторинга параметров состояния комплекса «окружающая среда – трубопровод – перекачиваемый продукт», которые, по заявлениям производителей, позволяют оценить техническое состояние газопроводов и предотвратить возможное наступление их аварийных отказов. Однако единая классификация таких систем отсутствует, а методологическая база их применения до конца не разработана.

Так как действующие в течение последних 50 лет нормы проектирования регламентируют расчет на прочность газопроводов по предельному состоянию, очевидно, что целесообразность и эффективность применения различных систем мониторинга следует определять на основании анализа возможности оценки с их помощью факта наступ­ления различных предельных состояний.

Для большинства предельных состояний трубопроводов существуют общепризнанные критерии, характеризующие условия их наступления. Как видно из табл. 1, для точной оценки возможности перехода в любое из возможных предельных состояний необходима достоверная оценка напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода.

Кроме того, при оценке НДС должны определяться значения всех компонентов тензоров напряжений (деформаций), что наглядно иллюстрируют выражения для расчета широко применяемых критериев – эквивалентного напряжения по теории Губера – Мизеса – Генки и инвариантного J-интеграла [2, 3]:

;            (1)

,   (2)

где σ₁, σ₂, σ₃ – главные напряжения, Па; Г – произвольный замкнутый контур, охватывающий вершину трещины; T_i = σ_ijn_i – компонента единичного вектора внешней нормали к элементу контура ds; i = 1…3; j = 1…3;
u_i – компонента вектора перемещений; w – плотность энергии деформации, определяемая по формуле:

;           (3)

где σ_ij – компоненты тензора напряжений, Па; e_ij – компоненты тензора деформаций. Деформации – безразмерная величина, так как они относительные, а не абсолютные величины.

В настоящее время оценка НДС конструкций выполняется расчетным, экспериментальными и расчетно-экспериментальными методами.

Расчетный метод основан на аналитическом или численном решении систем дифференциальных уравнений механики деформируемого твердого тела [2]. При этом расчетная схема трубопровода включает как минимум следующие данные:

• о геометрической форме ненагруженного трубопровода;

• о свойствах применяемых материалов;

• о нагрузках и воздействиях на трубопровод.

При расчетной оценке НДС эти данные берутся из проекта и не всегда точно соответствуют фактическим, вследствие чего данный метод применяется, как правило, только при проектировании и экспертизе проектов.

В отличие от расчетного метода расчетно-экспериментальный метод основан на использовании данных, полученных в результате натурных измерений планово-высотного положения трубопроводов, оценки режимов и условий их нагружения. Также в процессе расчетно-экспериментальной оценки НДС расчетная схема трубопровода корректируется до достижения максимального соответствия результатов расчета НДС локальных областей результатам его экспериментальной оценки в этих областях.

Среди экспериментальных методов оценки НДС трубопроводов необходимо выделить тензометрию, магнитные и акустические методы.

К методам экспериментальной оценки НДС также могут быть отнесены методы оценки планово-высотного положения трубопровода, так как компоненты тензора деформации неразрывно связаны с относительными смещениями точек тела следующим выражением:

,         (4)

где x_i – координатные оси, i = 1…3, j = 1…3.

Среди современных методов оценки планово-высотного положения трубопроводов необходимо выделить позиционирование с использованием спутниковых (GNSS) технологий. Сущность данного метода состоит в том, что в непосредственной близости от объекта контроля устанавливается базовая (референсная) станция, координаты которой известны, а на сам объект контроля устанавливается приемник сигнала (рис. 1), связанный беспровод­ным каналом связи с базовой станцией. Приемник принимает сигнал со спутников, определяет свое положение и уточняет его, связываясь с базовой станцией.

К преимуществам данного метода следует отнести возможность оперативного увеличения числа точек контроля, отсутствие необходимости прямой видимости между объектом контроля и базовой станцией, возможность определения абсолютных координат точки контроля. Недостатками данного метода являются невозможность мониторинга объектов внутри укрытий, зданий и сооружений, необходимость установки дорогостоящей базовой станции, а также зависимость точности определения координат от погодных условий и видимости спутников.

Тем не менее натурные исследования, проведенные специалистами СУ «Леноргэнергогаз» ОАО «Оргэнергогаз» на объектах ПАО «Газпром», показали, что погрешность определения координат точек поверхности надземных трубопроводов данным методом не превышает 5 мм, что позволяет оценить НДС с необходимой для практических задач точностью.

Не менее привлекательной для мониторинга изменения планово-высотного положения трубопровода является технология лазерной дальнометрии, реализованная в современных роботизированных тахеометрах (рис. 2) и лазерных сканерах.

Преимуществом данной технологии является высочайшая точность определения координат (до 1 мм), а также возможность контроля любой визуально доступной точки поверхности объекта. Кроме того, применение лазерной дальнометрии позволяет не только оперативно увеличивать количество точек контроля, но и делать это без значимого увеличения стоимости всей системы. Недостатком данного метода является необходимость визуального контакта точки измерения и тахеометра (лазерного сканера), а также отсутствие на рынке приборов, стабильно работающих в условиях экстремальных температур, характерных для отдельных объектов ПАО «Газпром».

Еще одним методом оценки планово-высотного положения трубопроводов является контроль состояния их опорной системы, в частности углов наклона опор с применением трехосевых инклинометров. На рис. 3 представлен элемент такой системы, разработанной СУ «Кубаньорг­энергогаз» ОАО «Оргэнергогаз» и успешно внедренной в производство.

Переходя к рассмотрению тензометрии, нельзя не отметить, что эта технология позволяет достигнуть максимальной точности оценки деформированного состояния металла, однако и она не лишена недостатков.

На объектах ПАО «Газпром» нашли применение следующие типы тензометрических датчиков:

• тензорезистивные датчики;

• струнные датчики;

• волоконно-оптические датчики на решетках Брэгга;

• протяженные волоконно-оптические сенсоры.

Тензорезистивные датчики имеют малую базу, что позволяет монтировать розетки из трех датчиков на небольшой площадке и оценивать все компоненты деформаций, определять величину и направление главных напряжений.

Классические тензорезистивные датчики применяются на объектах ПАО «Газпром» уже несколько десятилетий. Они использовались в первых интеллектуальных вставках [4], установленных в 2001 г. на нагорном участке магистрального газопровода «Россия – Турция». К настоящему времени накоплен значительный опыт эксплуатации датчиков такого типа, однозначно свидетельствующий о том, что они обладают высокой точностью и надежностью.

К недостаткам тензорезистивных датчиков следует отнести необходимость их электропитания, высокую чувствительность к внешним электромагнитным полям, необходимость защиты от внешних механических воздействий, а также вывода отдельного канала связи на каждый датчик.

Струнные датчики обладают всеми недостатками тензорезистивных датчиков, кроме того, они имеют сложную конструкцию, низкую стойкость к воздействию влаги и грунтового электролита.

Датчики данного типа имеют бόльшую базу, что не позволяет устанавливать их в кольцевом направлении и определять все необходимые компоненты деформации.

Волоконно-оптические датчики на решетках Брэгга лишены недостатков тензорезистивных и струнных датчиков. Они обладают точностью, соизмеримой с тензорезистивными датчиками, имеют малую базу измерений, что также позволяет делать из них розетки (рис. 4). При этом они не требуют электропитания, не чувствительны к внешним электромагнитным полям, на один волоконно-оптический кабель может быть установлено несколько датчиков.

Тем не менее системы на базе волоконно-оптических технологий не лишены недостатков: при относительно низкой цене самих датчиков вторичное оборудование обладает существенной стоимостью.

Несмотря на относительную молодость данной технологии, уже имеется положительный опыт применения датчиков такого типа на объектах ПАО «Газпром» в составе систем мониторинга технического состояния [5], а в настоящее время осуществляются монтаж и пусконаладка систем мониторинга на базе интеллектуальных вставок с волоконно-оптическими датчиками на газопроводе-отводе «Чусовой – Березники – Соликамск» и на Южно-Европейском магистральном газопроводе.

Существенным недостатком тензометрии является тот факт, что любой тензометрический датчик позволяет определить только ту деформацию, которая происходит после его монтажа. В то же время НДС металла труб изменяется на всех этапах жизненного цикла трубы, начиная от момента проката листа: 

σ_ij = σ_ij’+ Dσ_ij’’+ Dσ_ij’’’+ Dσ_ij’’’’, (5)

где σ_ij – текущее напряженное состояние в локальной области металла; σ_ij’ – исходное напряженное состояние металла трубы, обусловленное технологией производства проката и труб; Dσ_ij’’ – изменение напряженного состояния при монтаже трубопровода; Dσ_ij’’’ – изменение напряженного состояния при испытаниях газопровода;
Dσ_ij’’’’ – изменение напряженного состояния под действием эксплуатационных нагрузок и воздействий.

Как видно из формулы (5), если тензометрические датчики будут приклеены/приварены после проведения строительно-монтажных работ, точность экспериментальной оценки напряженного состояния будет определяться суммой σ_ij’+ Dσ_ij’’. Чем она больше, тем ниже точность итоговой оценки НДС с помощью тензометрических датчиков.

В 2003–2004 гг. при эксплуатации системы мониторинга на базе интеллектуальных вставок в составе 4-й нитки Камского перехода (газопровод «Уренгой – Центр 1», резерв) было выявлено, что в отдельных сечениях труб продольные напряжения после сварки трубопровода и до начала его эксплуатации достигали 120 МПа, при том что суммарные продольные напряжения при эксплуатации не превысили 250 МПа.

Таким образом, если бы монтаж тензометрических датчиков осуществлялся после сварки трубопровода, ошибка оценки продольных напряжений превысила бы 40 %.

Рассматривая системы мониторинга на базе протяженных волоконно-оптических сенсоров, нельзя не отметить, что монтаж этого типа тензометрических датчиков возможен только после завершения сварочно-монтажных работ, что является существенным, но не единственным их недостатком.

Протяженные сенсоры не позволяют определить все компоненты деформации в точке (локальной области), так как измеряют осредненную на базе 0,5–1,0 м деформацию волоконно-оптического кабеля, являющегося их основой. Датчики этого типа монтируются поверх защитного антикоррозионного покрытия труб, что может привести к возникновению значительной погрешности измерений в случае отслоения этого покрытия. Частота опроса протяженных сенсоров значительно ниже, чем у датчиков на решетках Брэгга, что не позволяет использовать их для оценки воздействия переменных нагрузок, характерных для трубопроводов КС.

К достоинствам датчиков данного типа следует отнести отсутствие чувствительности к электромагнитным возмущениям, устойчивость их основного элемента – волоконно-оптического кабеля – к почвенной коррозии, возможность контроля усредненной деформации кабеля большой протяженности.

Переходя к критическому анализу акустических и магнитных методов, нельзя не отметить, что системы мониторинга, основанные на использовании данных методов, не нашли широкого применения на объектах ПАО «Газпром», так как реали­зующие их средства измерения при сопоставимой или меньшей точности, чем у средств тензо­метрии, имеют бόльшую стоимость и меньшую надежность.

Тем не менее данные методы могут быть использованы для определения уровня напряжений в трубопроводах перед установкой тензометрических датчиков для оценки начального (базового) уровня напряжений, кроме того, они могут применяться в качестве дублирующего контроля.

Среди магнитных методов наибольшее распространение получил магнитно-шумовой [6]. К достоинствам данного метода относятся относительная оперативность измерения и невысокие требования к подготовке места измерения, а к недостаткам – необходимость тарировочных кривых для исследуемых материалов и значительная погрешность при низких уровнях напряжений.

Также за последние годы значительное развитие получили приборы, реализующие магнитоанизотропный метод, тем не менее у данных приборов подтверждена только корреляция показаний прибора с величиной первого главного напряжения при одноосном напряженном состоянии. В случае двухосного напряженного состояния данные приборы позволяют оценить только разность первого и второго главных напряжений, но не их абсолютные значения.

Среди акустических методов необходимо выделить метод акустоупругости [7], позволяющий с высокой точностью оценить уровень и направление главных напряжений при двухосном напряженном состоянии, характерном для нагруженных трубопроводов. Недостатком данного метода является возможность оценки только усредненных по толщине стенки трубы напряжений.

Как видно из представленных результатов анализа различных методов экспериментальной оценки НДС трубопроводов, ни один из них не является совершенным, а главное, ни один из них не позволяет оценить НДС всего объекта, что обусловливает необходимость расчетно-экспериментальной оценки НДС технологических трубопроводов при мониторинге их технического состояния. При этом целесо­образно комплексное применение нескольких экспериментальных методов оценки НДС.

Определение пространственного положения надземных трубопроводов предпочтительно осуществлять методами GNSS-позиционирования и лазерной дальнометрии, а для оценки НДС подземных трубопроводов в локальных областях применять тензометрию. В качестве дублирующих методов контроля, а также для оценки базового уровня напряжений целесообразно применение магнитных и акустических методов.

Основные выводы

Для непрерывного автоматизированного мониторинга технического состояния технологических трубопроводов необходимо применять системы, позволяющие однозначно определять переход трубопровода
в возможные предельные со­стояния.

Системы мониторинга технического состояния технологических трубопроводов должны реализовывать расчетно-экспериментальную оценку их напряженно-деформированного состояния.

При оценке напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов необходимо учитывать влияние нагрузок и воздействий на всех этапах жизненного цикла трубопроводов.

Для достоверной оценки напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов необходимо осуществлять контроль их фактического планово-высотного положения современными методами (контроль положения опор, лазерная дальнометрия, GNSS-позиционирование и др.).

При оценке напряженно-деформированного состояния локальных зон металла труб целесообразно применение волоконно-оптических тензометрических датчиков на базе решеток Брэгга.

Оптимальными являются тарировка и установка тензометрических датчиков на элементы трубопровода до проведения строительно-монтажных работ, в противном случае для определения начального уровня напряжений в металле труб при установке этого типа датчиков целесообразно использование дополнительных методов контроля.

Таблица 1. Типы предельных состояний (за исключением аварийных) [1]

Обеспечение надежности и безопасности эксплуатации оборудования и трубопроводов газотранспортных систем является важнейшей задачей в связи с возможностью тяжелых последствий аварийных отказов на таких производствах. Основным инструментом обеспечения надежности эксплуатации оборудования таких объектов является система технического обслуживания (ТОиР).

Традиционным подходом к организации ТОиР опасных производственных объектов в нашей стране является система планово-предупредительного ремонта (ППР), основанная на выполнении регламентных работ и текущих ремонтов оборудования через определенные промежутки времени (календарного времени или по фактической наработке).
Однако хотя система ППР и обеспечивает относительно высокий уровень надежности и безопасности эксплуатации оборудования и трубопроводов опасных объектов, тем не менее она является достаточно ресурсоемкой. Это обусловливает усилия, которые в различных подотраслях ТЭК направляются на внедрение более совершенных систем управления ТОиР, позволяющих сохранить высокий уровень надежности, но при этом оптимизировать затраты на его достижение.

В газовой промышленности разработана и внедряется Система управления техническим состоянием и целостностью магистральных газопроводов (СУТСЦ) –
[1], основанная на применении:

количественных моделей и методов расчетно-аналитического прогнозирования показателей надежности и техногенного риска;

иерархической модели критериев принятия решений и формирования долгосрочных программ комплексного капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ), основанной на точечном расчетном анализе текущих значений и ожидаемой динамики показателей технического состояния, надежности и техногенного риска, а также на расчетной оценке оптимального срока вывода объекта в капитальный ремонт.

Следует отметить, что внедрение СУТСЦ в ПАО «Газпром» в целом является примером общей тенденции, характерной для многих подотраслей топливно-энергетического комплекса. Например, на нефтеперерабатывающих заводах ПАО «Газпром нефть» сейчас внедряется сис­тема управления ТОиР [2] на основе американской системы RCM (Reliability-centered Maintenance – техническое обслуживание, ориентированное на надежность), предусматривающая сочетание на одном объекте для разных единиц оборудования (в зависимости от их конкретных технических особенностей) четырех принципов управления ТОиР:

• реактивное техническое обслуживание (по факту отказа);

• превентивное техническое обслуживание (плановое обслуживание по наработке или сроку эксплуатации – аналог ППР);

• проактивное техническое обслуживание (по техническому состоянию);

• прогнозное техническое обслуживание (на основе факторов риска или показателей надежности).

В перспективе внедрение систем управления ТОиР по показателям надежности техногенного риска позволит сохранить достигнутые в ПАО «Газпром» высокие показатели надежности и безопасности эксплуатации. Но по сравнению с этими системами управление ТОиР по показателям надежности является значительно менее ресурсоемкой системой и позволяет оптимизировать затраты на обеспечение надежности.

Основой принятия управленческих решений при этом будет являться количественная оценка показателей надежности. Однако существующая методология оценки показателей надежности оборудования и трубопроводов опасных объектов в ряде случаев демонстрирует не вполне корректные результаты.

Применяемые в настоящее время подходы к оценке надежности основываются на оценке соотношения обобщенных функций несущей способности конструкции R и действующей нагрузки S. При этом вероятность разрушения конструкции Q оценивается (при использовании в качестве показателей обобщенных функций R и S предела прочности материала и максимального значения действующих напряжений в конструкции, соответственно) как [3]:

Q = ∫_-∞^+∞ f₁ (σ)[∫_-∞^σ f₂ (σ)] dσ,
где ∫_-∞^+∞ f₁ (σ) – вероятность того, что максимальное напряжение в конструкции примет случайное значение в малом интервале ; f₁ (σ) dσ [∫_-∞^σ f₂ (σ)] dσ – вероятность того, что одновременно предел прочности стали окажется меньше этого случайного значения напряжения.

Такой подход разработан в 70–80-е гг. ХХ в. (см., например, [4], [5]) и является базовым даже для нормативных документов, разработанных в последние годы (например, [6]).

Особенностью такого подхода является выделение доминирующего механизма технической деградации оборудования, в наибольшей степени определяющего его техническое состояние, и оценка параметров надежности на основе статистического анализа и сравнения текущих и предельных показателей, характеризующих протекание доминирующего процесса деградации. Например, для магистральных газопроводов, эксплуатируемых в типичных для России равнинных условиях, в качестве основного показателя надежности рассматривается вероятность его отказа по условиям прочности и/или устойчивости.

Однако в общем случае в конструкциях оборудования и трубопроводов нефтегазовых производств могут быть реализованы несколько предельных состояний [7]:

ПС 1 – разрушение при статическом нагружении;

ПС 2 – развитие недопустимых пластических деформаций;

ПС 3 – общая или местная потеря устойчивости;

ПС 4 – усталостное разрушение в мало- или многоцикловой области;

ПС 5 – хрупкое разрушение;

ПС 6 – развитие трещин механического и коррозионно-механического характера.

В конструкциях оборудования и трубопроводов газотранспортных систем одновременно протекают не один, а несколько процессов технической деградации (коррозионный и эрозион­ный износ, циклическое нагружение, изменение свойств материалов, возникновение и развитие локальных дефектов, в том числе трещиноподобных, и т. д.). Указанные механизмы технической деградации воздействуют на конструкции оборудования и трубопроводов не изолированно друг от друга, а совместно, зачастую имеет место взаимо­влияние деградационных механизмов.

Целый ряд крупных аварий на объектах нефтегазового комплекса происходит по причинам комплексного характера (одновременного воздействия на конструкции нескольких механизмов технической деградации).

Примером такой аварии является разрушение участка магистрального газопровода Ургалинского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» 2 апреля 2014 г. (рис. 1), информация о котором размещена на интернет-сайте Ростехнадзора РФ [8].

Как следует из указанных материалов, технической причиной аварии стало «…одновременное воздействие следующих факторов:

• положение профиля участка газопровода, способствующего неравномерному распределению напряжений, а также появлению переменных сезонных напряжений;

• старение металла, приведшее к снижению прочностных свойств и охрупчиванию металла трубы;

• дефекты сварного стыка из-за наличия: пор, шлаковых включений, несплавлений и непровара в корне шва, вызывающие концентрацию напряжений» [8].

Анализируя указанные причины, необходимо отметить следующее.

1. Выявленные локальные дефекты сварного шва (поры, шлаковые включения, несплавления и непровары) являются дефектами монтажа трубопровода, т. е. были локализованы в трубопроводе с самого начала его эксплуатации. Указанный участок трубопровода неоднократно проходил диагностику, вероятнее всего, размер выявленных дефектов был менее браковочного уровня. Сведения о развитии указанных дефектов
в трещиноподобные в материалах Ростехнадзора РФ отсутствуют. Это позволяет предположить, что сам факт локализации указанных дефектов в сварном шве не мог послужить единственной причиной аварийного отказа.

2. По имеющейся на сайте Рос­технадзора РФ информации [8] участок газопровода, на котором произошел аварийный отказ, эксплуатировался с 1979 г., т. е. срок его эксплуатации на момент аварии составлял около 35 лет. Учитывая технологическое назначение отказавшего трубопровода – узел подключения компрессорной станции, можно предположить, что за этот период трубопровод выдержал около 10³ циклов нагружения. По опыту эксплуатации аналогичных газопроводов, такой срок эксплуатации и количество циклов нагружения не являются критическими. Однако здесь следует отметить, что критическое число циклов нагружения зависит от уровня статического нагружения конструкции, эта зависимость выражается кривой усталостной прочности, приводимой в отраслевых нормативных документах, например в [9].

3. Из формулировки первой причины аварийного отказа: «…положение профиля участка газопровода, способствующего неравномерному распределению напряжений, а также появлению переменных сезонных напряжений…» [8] достаточно явно следует, что участок газопровода, на котором произошел аварийный отказ, был подвержен воздействию непроектных кинематических нагрузок.

Дополнительным фактором, подтверждающим эту версию, является дата аварии – 2 апреля 2014 г. В работе [10] показано, что именно на апрель – время оттаивания – и ноябрь – время замерзания грунта, характеризуемые наибольшей интенсивностью воздействия непроектных кинематических нагрузок, приходится пик аварийности технологических трубопроводов КС. В этот период частота аварий может увеличиваться в 2–2,5 раза по сравнению с другими месяцами года.

Анализ указанной информации позволяет акцентировать внимание на ключевом выводе, содержащемся в материалах Ростехнадзора РФ [8], – тезис об «одновременном воздействии» трех перечисленных факторов:

• уровня статического НДС;

• накопления циклов нагружения;

• воздействия локальных дефектов, ослабляющих несущую способность конструкции, т. е. о взаимном влиянии этих факторов.

При этом аварийное разрушение такой конструкции может характеризоваться отсутствием предельного состояния по каждому отдельному механизму деградации, рассматриваемому независимо от других:

• уровень статического нагружения может не превышать допустимых значений;

• количество циклов нагружения может не превышать предельно допустимого для таких конструкций;

• размер дефектов может не превышать браковочного уровня.

Эта особенность не позволяет провести корректную оценку технического состояния газопровода с использованием имеющейся нормативно-методической базы, регламентирующей оценку параметров надежности, и своевременно принять управленческие решения, нацеленные на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации участка газопровода.

Можно констатировать, что описанная выше модель оценки надежности конструкции по параметрам доминирующего процесса технической деградации не позволяет получить корректных результатов.

Примером аналогичной ситуации в другой подотрасли ТЭК является резонансная авария на Ачинском НПЗ ОАО «Роснефть» 15 июня 2014 г., информация о которой также размещена на сайте Ростехнадзора РФ, в ходе которой «в верхней части колонны деэтанизации произошла разгерметизация горизонтальных участков шлемового трубопровода колонны с выбросом смеси углеводородов, загазованностью территории с последующим взрывом парогазовой смеси и пожаром» [8] (рис. 2).

Результатами аварии стали [8]:

• гибель 8 человек и травмы различной степени тяжести 24 человек;

• остановка работы предприятия;

• разрушение зданий и сооружений, находившихся в радиусе ударной волны на расстоянии до 300 м от эпицентра взрыва;

• общий размер ущерба – 6,2 млрд руб.

Анализ имеющейся информации позволяет в качестве причин аварии выделить воздействие следующих факторов.

1. Наличие локального дефекта, вызванного «низкотемпературной сероводородной коррозией в присутствии хлористого водорода» [8].

2. Воздействие непроектной нагрузки (гидроудар) при пуске установки после остановочного ремонта. Не случайна рекомендация Ростехнадзора: «Конкретизировать в технологическом регламенте и технологических инструкциях требования по безопасному пусковому режиму работы установки ЛК-6УС» [8].

3. Неудовлетворительное техническое состояние системы паровой защиты печи секции 200 установки ЛК-6УС, позволившей парогазовому облаку, возникшему из-за разгерметизации трубопровода, проникнуть в район горелочных устройств, воспламениться и возвратиться в район утечки жидкости на секции ГФУ комбинированной установки [11]. Ростехнадзор РФ в связи с этим рекомендовал «…обеспечить проведение перед вводом в эксплуатацию технологических установок комплексной проверки работоспособности паровой завесы блоков нагревательных печей» [8].

Очевидно, что авария на Ачинском НПЗ стала следствием целого комплекса факторов, гипотетическое устранение одного из которых привело бы либо к отсутствию аварийного отказа, либо к гораздо меньшей тяжести последствий.

И вышеописанная модель оценки параметров надежности, основанная на выборе доминирующего процесса технической деградации, также не позволила бы своевременно принять управленческие решения по предотвращению аварийного отказа.

Главный урок описанных аварий состоит в необходимости совершенствования методологии оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов опасных объектов, что является важнейшим необходимым условием успешного внедрения передовых систем управления ТОиР, таких как СУТСЦ и RCM.

Фактически вероятность отказа у нас является функцией многих переменных, и для проведения корректной оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию нескольких сопоставимых по своему влиянию на надежность процессов технической деградации, необходимо построить n-мерную математическую поверхность отклика (рис. 3) (где n^{– 1} – число предельных состояний, которые могут быть реализованы в конструкции вследствие воздействия существенно влияющих деградационных механизмов), описывающую возможные условия аварийного отказа при различных значениях параметров технического со­стояния конструкции и при отсутствии предельных состояний «в чистом виде».

Оценки надежности будут включать определение с помощью методов диагностики и расчетно-аналитических процедур текущих параметров технического состояния конструкции и сравнение с предельными параметрами, определяемыми поверхностью отклика.

Совершенствование методологии оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов объектов транспорта газа является важным условием достижения целей внедрения СУТСЦ: сохранения высокого уровня надежности при условии оптимизации затрат на его достижение.

Введение

В данной статье рассмотрены основные положения разработанного ФГУП ВНИИР национального стандарта на счетчики газа диафрагменные ГОСТ Р 8.915-2016, который носит название «ГСИ. Счетчики газа объемные диафрагменные. Общие технические требования, методы испытаний и поверки». Данный стандарт вводится взамен ГОСТ Р 50818-95 «Счетчики газа объемные диафрагменные. Общие технические требования и методы испытаний» и вступает в действие 1 января 2017 г.

Целесообразность разработки и внедрения стандарта взамен ГОСТ Р 50818-95 была вызвана необходимостью обновления и дополнения требований, предъявляемых к объемным счетчикам газа.

Ожидается, что основной экономический эффект от внедрения стандарта будет состоять в сокращении объема неучтенного газа в результате применения коррекции по температуре и обеспечения высокого уровня метрологической достоверности измерений счетчиков.

Например, в результате проведенных экспериментальных исследований в ООО «Газпром меж­регионгаз Оренбург» в пе­риод отопительного сезона 2014–2015 гг. в четырех климатических зонах Оренбуржья было установлено, что потери неучтенного газа от неприменения коррекции по температуре составляют до 8 % от потребленного объема, а потери от несовершенства определения поправочного коэффициента приведения к стандартным условиям составляют до 5 % от потребленного объема газа.

Необходимо сразу отметить, что разрабатываемый стандарт будет распространяться только на счетчики с механической или электронной автоматической температурной коррекцией (примеры данных счетчиков приведены на рис. 1, 2), счетчики газа без температурной компенсации под действие данного стандарта не подпадают.

Во время разработки стандарта высказывалось предложение распространить на счетчики коррекцию не только по температуре, но и по давлению. Однако было принято решение об избыточности данного предложения в связи с тем, что давление в сетях газораспределения и газопотреб­ления регламентируется соответствующими нормативными документами по безопасности сетей. Также это привело бы в дальнейшем к определенным проблемам по поверке приборов учета (поверка проводится при атмосферном давлении). К тому же влияние погрешности счетчиков от изменения температуры существенно выше, чем от изменения давления.

Кроме того, введение в действие данного стандарта позволит производителям счетчиков сосредоточиться на выпуске счетчиков газа с температурной коррекцией и постепенно отказаться от выпуска счетчиков без температурной компенсации, что в конечном счете приведет к выводу с рынка счетчиков без температурной коррекции.

Основные разделы разработанного стандарта

В разработанном стандарте присутствуют следующие разделы.

·         Назначение и область применения.

·         Общие требования.

·         Нормативные ссылки.

·         Термины и определения.

·         Сокращения. Условные обозначения и индексы.

·         Технические требования.

·         Правила приемки.

·         Методы испытаний.

·         Проведение поверки.

·         Рассмотрим подробнее каждый из разделов.

Область применения стандарта

В разделе «Область применения стандарта» указано, что стандарт распространяется на счетчики газа объемные диафрагменные (далее – счетчики) с номинальным расходом до 10 м³/ч, с температурной компенсацией, предназначенные для измерения количества израсходованного газа, применяемого в бытовых и производственных целях. В области применения также указано, что стандарт устанавливает общие технические требования к конструкции счетчиков газа, методам испытаний в целях утверждения типа и основным операциям поверки счетчиков газа.

Здесь следует отметить, что счетчики газа диафрагменные с номинальным расходом до 10 м³/ч – это 90 % всего парка счетчиков газа, используемых для учета потребляемого газа, представленных на рынке
жилищного и коммунально-бытового хозяйства, и было принято решение, что распространять действие разрабатываемого стандарта на счетчики газа других типов или номинального расхода выше 10 м³/ч нецелесообразно (принципиальные схемы приведены на рис. 3 и 4).

Используемые нормативные документы

В данном разделе стандарта представлены основные нормативные документы и нормативно-правовые акты, с учетом положений которых был разработан стандарт. Это, в первую очередь, Федеральный закон от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» и Федеральный закон от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ
«О техническом регулиро­вании».

Методы испытаний счетчиков газа остались те же, что и в заменяемом стандарте ГОСТ Р 50818-95
«Счетчики газа объемные диафрагменные. Общие технические требования и методы испытаний», переработанные и дополненные с учетом положений группы стандартов ГОСТ Р МЭК 60068 «Испытания на воздействие внешних факторов».

Основные операции поверки указаны с учетом требований ГОСТ 8.324-2002 «ГСИ. Счетчики газа. Методика поверки».

Требования к метрологическим характеристикам счетчиков газа разрабатывались с учетом требований ГОСТ Р 8.618-2014 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газов», ГОСТ Р 8.741-2011 «ГСИ. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений», Приказа Министерства энергетики РФ от 15 марта 2016 г. № 179 «Об утверждении Перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений».

Так как основная доля рынка счетчиков диафрагменных приходится на коммунально-бытовой сектор, то были учтены положения Приказа Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2013 г. № 961 «Об утверждении Правил учета газа» и Постановления Правительства РФ от 21 июля 2008 г. № 549 (ред. от 15.04.2014) «О порядке поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан».

Термины и определения

В этом разделе приведена основная терминология по счетчикам газа и его компонентам, параметрам потока газа и метрологическим характеристикам. В стандарте термины указаны по ГОСТ 15528 «Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения», Федеральному закону от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» и РМГ 29-2013 «Рекомендации по межгосударственной стандартизации. Государственная система обеспечения единства изменений. Метрология. Основные термины и определения».

Общие требования

В данном разделе указано два основных требования к счетчикам.

Счетчики газа должны работать в течение всего срока эксплуатации с сохранением технических и метрологических характеристик, обеспечить единообразные процедуры проведения их испытаний в целях утверждения типа и операций поверки счетчиков газа.

Вторым общим требованием к счетчикам является то, что они должны иметь механическую или электронную автоматическую температурную коррекцию, соответствующую требованиям разрабатываемого стандарта.

Технические требования

В этом разделе стандарта указаны технические требования, которые регламентируют требования к конструкции счетчиков, их основным техническим и метрологическим характеристикам, нормируемым рабочим условиям измерений и маркировке.

Основные характеристики счетчиков газа

Основные характеристики счетчиков газа, такие как типоразмер, номинальный, наименьший и наибольший расходы, перепад давления на счетчике и циклический объем, приведены в табл. 1.

Здесь также указаны требования по обозначению направления потока, обратного потоку газа, и особенностям применения жидко­кристаллического индикатора.

Метрологические характеристики счетчиков газа

В этом подразделе стандарта представлены метрологические характеристики счетчиков газа.

Пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика для «верхнего» (δV0В) и «нижнего» (δV0Н) диапазонов измерения, которые не должны превышать, соответственно:

±3 % – в диапазоне расходов от Q_min до Q_t;

±1,5 % – в диапазоне расходов от Q_t до Q_max включительно.

Дополнительная относительная погрешность счетчика, вызванная отклонением температуры измеряемого газа вне диапазона температур от 15 до 25 °С, которая не должна превышать 0,4 % на каждые 10 °С отклонения от границы диапазона.

Порог чувствительности счетчика был оставлен как в заменяемом стандарте, и он не должен превышать 0,002Q_ном.

Переходный расход должен составлять 0,1Q_ном или 0,2Q_max.

Данные метрологические характеристики были выбраны, в том числе, исходя из требований гармонизации с Приказом Ми­нистерства энергетики РФ № 179 и ГОСТ Р 8.741-2011.

Здесь же указаны нормируемые рабочие условия измерений, которые приведены в табл. 2.

Конструкция счетчиков

Основным требованием к конструкции счетчиков является их возможность автоматического приведения к температуре 20 °С.

Также в этом подразделе приведены дополнительно следующие условия:

·         счетчик газа должен быть сде­лан из такого материала и сконструирован таким образом, чтобы выдерживать влияние физических, химических и тепловых условий, в диапазонах изменения которых счетчик может эксплуатироваться в течение его срока службы;

·         корпус счетчика газа должен быть герметичным при максимальном давлении рабочей среды.

·         Конструкция счетчика газа должна обеспечивать его опломбирование, исключающее:

·         доступ к измерительной камере и счетному механизму без повреждения пломбы;

·         демонтаж счетчика с места эксплуатации без повреждения пломбы (предприятия-изготови­теля, государственного поверителя, газоснабжающей организации).

Конструкция счетчика газа также должна предусматривать дополнительное место пломбирования, необходимое для установки навесной пломбы, несущей на себе знак поверки, при проведении очередной (внеочередной) поверки счетчика.

Маркировка счетчиков газа

В данном подразделе указаны требования по маркировке счетчика. На счетчик нужно наносить следующую информацию:

·         знак об утверждении типа;

·         наименование или торговая марка изготовителя;

·         наименование типа счетчика газа;

·         серийный номер счетчика газа и год изготовления;

·         пределы допускаемой относительной погрешности;

·         максимальный и минимальный расходы;

·         температура рабочей и окружающей среды;

·         значения числа импульсов частотных выходов (для счетчиков с электронной температурной коррекцией);

·         указание направления потока;

·         стандартная температура;

·         интервал между поверками.

Для сертифицированных счетчиков маркировка дополнительно должна содержать знак соответствия сертификату безопасности по ГОСТ Р 50460.

Отсчетное устройство

В этом подразделе представлены требования к отсчетному устройству счетчиков газа. Приведем здесь основные.

Отсчетное устройство счетчика газа должно показывать объем измеренного газа, приведенный к температуре 20 °С, в соответствующих единицах измерения (м³). Пример отсчетного устройства приведен на рис. 5.

Отсчетное устройство может быть как механическим, так и электронным.

Значение на индикаторе показывающего устройства должно быть несбрасываемым и восстанавливаемым (в случае неисправности батареи для электронного счетчика газа после восстановления питания оно должно отображать последнее сохраненное показание в привязке к дате и времени его фиксации).

Когда отсчетное устройство отображает доли десятичных кратных единиц измеряемого количества, то эти доли должны отделяться от показываемых единиц измерения десятичным знаком.

Отсчетное устройство должно записывать и отображать идентифицированное количество газа, соответствующее не менее чем 1000 часам работы счетчика при наибольшем расходе Q_max без возврата к исходному показанию.

Наименьшая значащая цифра механического отсчетного устройства должна отражать не менее 0,001 м³ объема газа, а для счетчиков с электронным отсчетным устройством – не менее 0,0001 м³.

Для типоразмеров счетчиков 4, 6, 10 емкость отсчетного устройства должна обеспечивать учет измеренного количества газа не менее 99 999 м³. Для типоразмеров 1,6 и 2,5 – не менее 9999 м³.

В этом же подразделе прописаны требования к контрольному элементу отсчетного устройства.

Методы испытаний

В данном разделе указаны основные виды испытаний, которым должны будут подвергнуться счетчики газа при проведении испытаний в целях утверждения типа:

·         проверка внешнего вида, состава, комплектности и маркировки;

·         проверка габаритных размеров;

·         проверка массы;

·         проверка программного обеспечения (для электронных счетчиков);

·         определение номинального расхода газа;

·         определение основной относительной погрешности счетчика;

·         определение перепада давления при максимальном расходе;

·         определение дополнительной погрешности счетчика, вызванной отклонением температуры измеряемого газа от 20 ºС;

·         испытания на воздействие внешних факторов (такие, как испытание на прочность и герметичность соединительных элементов счетчика, испытание на сухой нагрев, испытание на холод, испытание на вибрацию, ударные испытания);

·         испытание на воздействие магнитного поля;

·         анализ конструкции счетчиков

Следует отметить, что при испытаниях в целях утверждения типа для определения метрологических характеристик счетчиков газа применяются эталонные установки единиц объемного и массового расходов газа с пределами допускаемой относительной погрешности ∆0 ≤ 0,5 % (относительной расширенной неопределенностью U_k = 2 ≤ 5∙10^–3) в соответствии с ГОСТ Р 8.618.

И в отличие от заменяемого стандарта добавлены испытания по оценке защиты и идентификация программного обеспечения электронных счетчиков газа, по проверке обеспеченности счетчиков средствами ограничения доступа в целях предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства и испытания на воздействие магнитного поля.

Основные операции поверки

В последнем разделе стандарта указаны основные операции поверки счетчиков в целях подтверждения их соответствия установленным метрологи­ческим и техническим требованиям:

·         проверка внешнего вида, состава, комплектности и маркировки;

·         проверка целостности защитных пломб;

·         проверка программного обеспечения (для электронных счетчиков);

·         определение основной относительной погрешности счетчика;

·         определение потери давления при максимальном и/или минимальном расходах;

·         определение порога чувствительности;

·         определение дополнительной погрешности счетчика, вызванной отклонением температуры измеряемого газа от 20 °С;

·         проверка на воздействие постоянного магнитного поля.

Они частично совпадают с методами испытаний, и оценка результатов поверки проводится по тем же критериям, что и при испытаниях.

Заключение

Разрабатываемый стандарт распространяется только на счетчики газа с температурной коррекцией.

Требования стандарта по конструкции счетчиков, методам их испытаний и поверки актуализированы в соответствии с основными положениями законов РФ «О техническом регулировании», «Об обеспечении единства измерений», Приказа № 1815 и стандартов национальной системы стандартизации РФ. Усилены требования к счетчикам по их защите от несанкционированного доступа и конструктивного вмешательства (испытания и проверка на электромагнитную невосприимчивость, установка дополнительных защитных пломб и пр.).

Метрологические характеристики счетчиков газа по разрабатываемому стандарту гармонизированы с требованиями действующих стандартов национальной системы стандартизации РФ, такими как Приказ Министерства энер­гетики РФ № 179, ГОСТ Р 8.741-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений» и ГОСТ Р 8.618-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газов».

Таким образом, внедрение нового стандарта позволит создать благоприятные условия для разработки, производства и эксплуатации новых типов счетчиков газа, отвечающих современным требованиям, предъявляемым к метрологическому обеспечению учета газа.

Газоснабжающие системы, независимо от их масштабности (ЕСГ, региональные системы, магистральные газопроводы и распределительные сети, локальные объекты) в течение своего жизненного цикла проходят через периоды первоначального и промежуточного развития, совмещенные, как правило, с реконструкцией. Соотношение объемов работ по реконструкции и строительству объектов ГТС может меняться в самых широких пределах, выступая, в том числе, в качестве альтернатив.

Состав таких работ, их организация и проведение регулируются рядом нормативных и методических материалов. Вопросам эффективной реализации необходимых мероприятий посвящено достаточно много исследований и разработок.

Реальные возможности финансирования, как правило, ограничивают объемы реконструкции и развития. В связи с этим задача оптимизации затрат при реализации инвестиционных решений для таких сложных и капиталоемких систем, как газотранспортные сети, является актуальной, поскольку может дать существенный экономический эффект. При этом необходимость создания математического и программного обеспечения по расчету оптимальных решений и оценке рассматриваемых вариантов системы не подлежит сомнению. В качестве примера ниже рассматривается математическая модель выбора оптимальных параметров реконструкции и развития газотранспортных магистральных и распределительных сетей.

Отметим, что оптимизационные модели являются действенным инструментом реализации системного подхода в задачах проектирования развития и реконструкции крупных объектов. Помимо этого предлагаемая модель может быть взята за основу создания автоматизированной системы принятия решений, которая существенно экономит время и трудовые затраты при решении конкретных задач.

В развиваемой и реконструируемой системе транспорта газа на перспективу могут быть как новые, так и действующие (в том числе и реконструируемые) газопроводные участки и компрессорные станции, по которым предварительно оценены (сметными расчетами, экспертно или на основании аналогий) необходимые материальные или финансовые затраты на строительство, модернизацию или капитальный ремонт. С учетом этого задача оптимизации заключается в определении того сочетания вариантов развития или реконструкции линейных участков и компрессорных станций, при котором суммарные затраты на развитие и реконструкцию системы принимают минимальное значение.

Группируя участки газопроводов с априори фиксированными параметрами (диаметры и лупинги) и компрессорные станции с фиксированными параметрами (типы агрегатов, их число), а также газопроводные участки и компрессорные станции, параметры которых подлежат определению с учетом их функций затрат в результате решения задачи, целевую функцию задачи оптимизации представим в виде следующей минимизируемой суммы:

 Z_im X_im +  (a_j + b_j ∆P_j ) + C_pA_p (a_p + b_p ∆P_p )Y_p ® min,       (1)

где первая сумма отражает общие затраты на газопроводные участки и компрессорные станции с априори фиксированными параметрами, а вторая и третья суммы – соответственно, затраты на газопроводные участки и компрессорные станции, параметры которых должны быть определены в результате решения задачи оптимизации; Z_im – оцененная стоимость m-го варианта реконструкции (капремонт, модернизация и др.), а для новых участков стоимость строительства i-го газопроводного участка или компрессорной станции с априори фиксированными параметрами в соответствии с выбранным критерием оценки (суммарные приведенные, капитальные или эксплуатационные затраты и др.). Реконструируемые варианты выбираются с учетом комплексности, норм и требований природоохранных мер и промышленной безопасности.

Использованные обозначения в формуле (1) имеют следующий смысл:

G₁ и K₁ – соответственно, множества с априори фиксированными параметрами ниток участков, в том числе с учетом лупингов на них для газопроводных участков, а также множества компрессорных станций, для которых заранее определены типы и количества агрегатов внутри станций; G₂ и K₂ – соответственно, множества для участков и станций с параметрами, подлежащими определению решением модели; прямые кавычки обозначают мощности соответствующих множеств (количество элементов в множествах); символ È – знак объединения множеств; n_i – число вариантов газопроводных участков и компрессорных станций с заранее фиксированными параметрами; C_p –  удельная стоимость единицы устанавливаемой мощности на p-й компрессорной станции;

Обозначения в формуле (2) соответствуют [1, 2], где z_p1н и T_p1н, соответственно, коэффициент сжимаемости газа и его температура (в К) на входе p-й станции; q_pн – поток газа(в млн м³/сут); h_pп – коэффициент политропы; n_i – количество рассматриваемых вариантов технических решений по i-му газопроводному участку или компрессорной станции.

Что касается выражений (a_j + b_j ∆P_j ) и (a_p + b_p∆P_p ) под знаками сумм в целевой функции (1), то они представляют аппроксимирующие зависимости затрат, соответственно, на усиление газопроводных участков лупингами и затрат на компрессорные станции в зависимости от проектируемого режима их работы на перспективу.

Применительно к компрессорным станциям методика получения зависимостей и их анализ имеется в [2]. Применительно к газопроводным участкам для получения функций затрат используется аналогичный подход аппроксимации зависимости методом наименьших квадратов [3].

Строго говоря, как в случае компрессорных станций, так и в случае газопроводных участков указанные зависимости имеют нелинейный характер, однако линейные полиномы обладают достаточно высокой точностью [2, 3] для их практического применения.

Ограничениями задачи оптимизации являются функциональные условия разностей начальных и конечных давлений газа по путям его передачи, а также прямые ограничения на переменные задачи [2, 3].

При использовании полностью непрерывной линейной модели, когда не рассматриваются дискретные варианты по газопроводным участкам и компрессорным станциям (все X_im = 1), но используются полиномиальные функции затрат, можно решать оценочные и перспективные задачи практически неограниченной размерности в зоне охвата ЕСГ применением стандартных пакетов линейного математического программирования (ЛП), позволяющих проведение качественного анализа получаемых решений.

Если же ограничиться только вариантными решениями, будем иметь задачу только с двоичными (булевыми) переменными X_im. Следует отметить, что качественный анализ булевых задач при большом числе переменных на практике представляет определенную сложность в смысле анализа получаемых решений, чего целесообразно избегать.

В результате решения модели определяется, какие варианты строительства новых и реконструируемых газопровод­ных участков нужно осуществить (для которых получены значения X_im = 1) и какие – нет
(X_im = 0), какие из рассматриваемых компрессорных станций нужно строить или развивать
(Y_j = 1) и какие – нет (Y_j = 0).

Необходимые длины лупингов участков определяются по результатам решения задачи оптимизации обратным расчетом по формуле [3]:

где L_лj – рассчитываемая длина лупинга j-го участка, L_j – длина j-го участка, DP_jopt  –  оптимальное решение по j-му газопроводному участку, а DP_jд – разность квадратов начального и конечного давлений газа при действующем диаметре участка (при условии равенства диаметров действующего участка и лупинга).

Необходимые мощности компрессорных станций вычисляются по полученным оптимальным значениям ∆P_p подстановкой в С_p A_p (a_p + b_p ∆P_p) [2].

Отметим, что при использовании уравнений по мощности компрессорных станций возможны случаи, когда необходимая мощность на станции в результате расчета окажется меньше установленной. В таких случаях следует корректировать затраты по компрессорным станциям.

Технику применения предлагаемой модели рассмотрим на примере задачи развития и реконструкции локальной магистральной сети транспорта газа, представленной на рис. 1.

Параметры сети приведены в табл. 1 и 2.

Действующие газопроводные участки показаны на рисунке сплошными линиями, новые – пунктирными. Все компрессорные станции рассматриваются как новые.

Рассматривается поиск следующих оптимальных решений.

Лупинг действующего диаметра трубы на участках (1, 2), (3, 4), (7, 8), (3, 11) и (16, 17).

Необходимые рабочие мощности компрессорных станций (2, 3), (6, 7) и (15, 16).

Участки (4, 5), (4, 6) и (8, 10), по которым априори добавляется вторая нитка действующего на участке диаметра трубы.

Новые участки (17, 18) и (17, 19) по которым выбирается диаметр трубы 720 или 820 мм.

По участкам (8, 9), (11, 12), (12, 13), (12, 14) и (11, 15) новые решения не рассматриваются.

В задаче были рассмотрены 7 путей передачи газа по системе, начинающие со входа газа в систему (точка 1) до конечных потребителей: (1–5), (1–9), (1–10), (1–13), (1–14), (1–18), (1–19).

Коэффициенты аппроксимирующих полиномов b и a затрат на газопроводные участки и компрессорные станции приведены в табл. 3 и 4, соответственно. Там же через ∆P_min, ∆P_max обозначены, соответственно, использованные минимальные и максимальные пределы изменений ∆Р, а ∆P_opt – их рассчитанные оптимальные значения.

В последних столбцах табл. 3 и 4, соответственно, приведены обратным расчетом полученные длины необходимых лупингов и мощности компрессорных станций.

При использовании агрегатов, например типа ГТК 10, полученным значениям мощностей соответствуют: установление на станции (2, 3) – 4 рабочих агрегатов, на станциях (6, 7) и (15, 16) – по 2 рабочих агрегата.

По участку (17, 18) необходимо проложить нитку диаметром 720 мм, а по участку (17, 19) – нитку диаметром 820 мм. Как правило, при решении конкретных задач на практике возникает множество вариантов реализации системы. Число таких вариантов может быть достаточно велико. Варианты системы, как правило, являются следствием возможных различных ее схем (структур), в том числе и вариантов компонентов (газопроводных участков и компрессорных станций), источников газа и потребителей и др. Каждый из таких вариантов системы может быть исследован и оптимизирован вышеприведенной моделью. С учетом системных показателей по охране окружающей среды, безопасности и других рассмотренных вариантов системы можно проводить внешний и внутренний многокритериальный и многовариантный риск-анализ с привлечением для выбора наилучшего варианта решения современных подходов теории принятия решений [5–7].

Таблица 1. Параметры газопроводных участков

Таблица 2. Потоки по компрессорным станциям

Таблица 3

Таблица 4

Государственной программой Российской Федерации «Энергоэффективность и развитие энергетики» [15] определена основная задача топливно-энергетического комплекса (ТЭК) – надежное обеспечение страны топливно-энергетическими ресурсами, повышение эффективного их использования и снижение антропогенного воздействия ТЭК на окружающую среду. В целом эти задачи стоят и перед энергетикой газовой отрасли.

Фактическое состояние систем инженерной инфраструктуры (в первую очередь – электро- и теплоснабжения) технологических объектов ПАО «Газпром» характеризуется значительным физическим и моральным износом основного и вспомогательного оборудования. В ряде случаев техническое состояние систем инженерной инфраструктуры технологических объектов не соответствует современным требованиям надежности, энергетической эффективности и промышленной безопасности, следствием чего являются значительные риски аварий. Оборудование очистных сооружений и сетей канализации зачастую не соответствует требованиям Федерального закона от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» [16], что существенно повышает риски выплаты штрафных санкций.

Распоряжением Правительства РФ от 1 сентября 2016 г. № 1853-р «Об утверждении Плана мероприятий («Дорожной карты») по повышению энергетической эффективности зданий, строений и сооружений» [17] с целью рационального использования энергоресурсов предусмотрено уменьшение удельного расхода тепловой энергии в административных зданиях на 25 % к 2025 г.

В соответствии с изложенным состояние существующих систем электро- и теплоснабжения вошло в противоречие с требованиями к современным методам автоматизации, энергосбережения, конструктивным материалам для зданий, сооружений, электрических и тепловых сетей и энергоустановок.

С учетом развития научно-технического прогресса, появления на рынке большого многообразия инновационного энергетического оборудования отечественного производства возникает настоятельная необходимость разработки и технико-экономического обоснования основных направлений развития систем инженерной инфраструктуры технологических объектов ПАО «Газпром», включающих замену физически и морально устаревшего оборудования современным энергоэффективным оборудованием, наиболее полно использующим тепловую энергию топлива, с минимальными выбросами токсичных продуктов сгорания в окружающую среду, внедрение оптимальных схемных решений и режимов функционирования энергетических систем, научно обоснованных подходов к электро- и теплопотреблению объектов, управления спросом на энергию, аппаратуры контроля и диагностики состояния энергетического оборудования, что обеспечит существенное снижение затрат Общества на реконструкцию, техническое перевооружение и эксплуатацию систем электро- и теплоснабжения технологических объектов (на 25–30 %), повышение надежности энергоснабжения технологических объектов добычи, транспортировки, подземного хранения и переработки природного газа, стабильное функционирование ЕСГ России.

В связи с изложенным представляется целесообразной разработка Концепции развития систем инженерной инфраструктуры (электро- и теплоснабжения) технологических объектов ПАО «Газпром». Разработка Концепции должна проводиться на основе комплексного системного исследования передового мирового и отечественного опыта применения инновационных технических, финансово-экономических и нормативно-правовых решений в области использования систем инженерной инфраструктуры.

В Концепции планируется сформировать условия, цели и задачи использования инновационных технических решений и оборудования для энергообеспечения потребителей технологических объектов ПАО «Газпром» на основе блочно-комплектных изделий высокой заводской готовности, учитывающих применение перспективных технологий и современных технических решений с максимальным использованием оборудования отечественного производства.

Основная задача Концепции – повышение надежности энергоснабжения, энергетической эффективности и улучшение показателей энергетической безопасности ЕСГ России, решение вопросов эффективного энергообеспечения удаленных автономных объектов и вдольтрассовых потребителей, снижения расхода газа на собственные нужды и нетехнологические цели, а также укрепление имиджа ПАО «Газпром» как ведущей энергетической компании, способной реализовать энергоснабжение потребителей за счет использования передовых энергетических технологий и оптимизации затрат на электро- и теплоснабжение.

Реализация основных положений Концепции обеспечит:

·         повышение обоснованности принятия управленческих решений по разработке программ модернизации систем инженерной инфраструктуры технологических объектов ПАО «Газпром», организации на отечественных предприятиях НИОКР по созданию нового оборудования и серийного производства оборудования систем инженерной инфраструктуры для технологических объектов ПАО «Газпром»;

·         снижение затрат на реконструкцию, техническое перевооружение и эксплуатацию систем электро- и теплоснабжения;

·         выполнение заданных показателей по объемам добычи, транспортировки, подземного хранения и переработки газа;

·         обеспечение промышленной и экологической безопасности энергетических объектов;

·         снижение расхода и потерь используемых энергетических ресурсов;

·         улучшение условий труда обслуживающего персонала.

Опережающее технологичес­кое развитие ТЭК России в современных условиях связано с более широким использованием отечественных конкурентоспособных технических и технологических решений.
В настоящее время особенностью инновационного технологического развития является появившееся на мировом рынке и в нашей стране большое многообразие нового энергетического оборудования, определяющего значительные технологические прорывы в энергетической отрасли [1–3].

В этих условиях ключевыми направлениями модернизации систем энергоснабжения становятся:

·         опережающее формирование научно-технической политики в сфере технологического развития энергетики с учетом достижений научно-технического прогресса;

·         организация производства и сертификация инновационного энергетического оборудования.

В период с 10 по 14 октября 2016 г. в Уфе проведены заседание секции «Энергетика» Научно-технического совета ПАО «Газпром» на тему «Электроснабжение производственных объектов. Схемные и технические решения. Вопросы электромагнитной совместимости» и Отраслевое совещание по итогам разработки и внедрения новых видов энергетического оборудования и технологий на объектах ПАО «Газпром» в 2016 г.

В рамках заседания и совещания были рассмотрены и обсуждены следующие основные вопросы:

·         проблемные вопросы применения действующих нормативных правовых актов технического регулирования в энергетике;

·         внедрение системы управления надежностью работы энергетического оборудования;

·         вопросы эффективного применения частотно-регулируемых приводов на объектах ПАО «Газпром»;

·         вопросы электромагнитной совместимости электротехнических систем с частотно-регулируемыми электроприводами;

·         эффективное использование возобновляемых источников энергии в комбинации с традиционными энергоресурсами для энергоснабжения объектов ПАО «Газпром»;

·         применение автономных энергоустановок с различными источниками энергии (в том числе возобновляемыми) на объектах транспортировки и добычи газа;

·         применение инновационных систем при разработке и изготовлении щитового оборудования низковольтных комплектных устройств;

·         новые разработки шкафов комплектных распределительных устройств напряжением 6–35 кВ и реклоузеров с применением отечественных технологий и комплектующих;

·         результаты создания электростанций на базе агрегатов российского производства;

·         разработка нового отечественного дизельного двигателя ТМ-600 как основного элемента резервных источников энергоснабжения на объектах ПАО «Газпром»;

·         автономные энергомодули на основе твердооксидных топливных элементов и преобразователей энергии на базе турбогенератора с замкнутым циклом пара для энергоснабжения объектов магистральных газопроводов;

·         схемные и технические решения по построению систем постоянного тока для объектов ПАО «Газпром» на базе оборудования российского производства;

·         мониторинг кабельных пиний на базе распределенных волоконно-оптических датчиков;

·         повышение эффективности эксплуатации объектов энергетического хозяйства ПАО «Газпром» с учетом применения современных технических и унифицированных решений;

·         опыт применения нового энергетического оборудования отечественного производства и передовых технических решений при электроснабжении объектов ПАО «Газпром» на основе системного подхода;

·         инновационные подходы при разработке и внедрении новых перспективных видов оборудования отечественного производства;

оптимизация схемных и технических решений при использовании различных типов оборудования.

На основании вышеизложенного и существующих программ развития энергетики ПАО «Газпром» можно сформулировать основные задачи модернизации систем энергетики технологических объектов Общества:

·         обеспечение высокой надежности и качества энергоснабжения инфраструктуры;

·         повышение энергетической эффективности инженерной инфраструктуры;

·         переход от разнообразия энергоустановок и систем энергоснабжения к энергокомплексам и унифицированным решениям;

·         создание высокоэффективных энергетических систем на базе технологических объектов;

·         создание малолюдных технологий, геоинформационных систем (ГИС), переход на интеллектуальный микросетевой принцип формирования гибридных систем локальных технологических объектов.

Развитие научно-технического прогресса в мире и в России определяет следующие основные положения развития систем энергоснабжения локальных технологических объектов ТЭК, в том числе систем энергоснабжения технологических объектов ПАО «Газпром», в современных условиях.

1. Переход от большого разнообразия энергетических установок к унифицированным энергокомплексам на базе инновационных энергоэффективных блочно-комплектных изделий высокой заводской готовности.

В связи с развитием научно-технического прогресса и необходимостью решения задач широкого внедрения энергетических технологий и оборудования отечественного производства инновационное развитие на начальном этапе характеризуется многообразием вариантов, усложненностью схем и проблемами в организации технического обслуживания. Последующий переход на унифицированные оборудование и схемно-конструктивные решения позволяет существенно снизить затраты на создание и эксплуатацию энергетических систем.

Для надежного энергообеспечения новых и реконструируемых технологических объектов ПАО «Газпром», особенно в регионах с отсутствием внешних источников электроснабжения, целесообразно использовать энергокомплексы, включающие в свой состав блочно-комплектное энергетическое оборудование высокой заводской готовности, здания и сооружения с инженерными коммуникациями, которые обеспечивают функции приема, генерации и распределения электрической и тепловой энергии.

В составе энергокомплексов целесообразно использование современных когенерационных установок на базе газопоршневых электроагрегатов, обеспечивающих существенное повышение коэффициента полезного использования топлива. В АО «Газпром электрогаз» разработано и изготовлено блочно-комплектное устройство электроснабжения БКЭС-ЭГ-18-10/0/0-0-УХЛ1 на базе газопоршневого отечественного агрегата ГУ-10-400 мощностью 10 кВт на основе трехцилиндрового двигателя внутреннего сгорания, а также синхронного генератора и щита управления, произведенных в России. Когенерационные установки такой малой мощности в нашей стране пока не получили достаточно широкого применения. Преимуществами вышеуказанного агрегата являются длительные межсервисные интервалы, малое количество регламентных запчастей, отсутствие системы жидкостного охлаждения.

Получают свое развитие, особенно для автономных объектов и удаленных потребителей, источники на базе возобновляемых видов энергии и комбинированные установки на их основе. Так, например, специалистами компании «НИПОМ» разработаны установки серии БКЭУ-ВСМ с учетом всех требований, предъявляемых к энергетическому оборудованию [12]. В качестве базового источника электро­энергии применены возобновляемые источники: солнечный модуль и ветрогенераторная установка. Резервным источником, обеспечивающим стабильную работу энергоустановки в периоды недостаточной освещенности и отсутствия ветра, является дизельный или газопоршневой электрогенератор. Периодичность технического обслуживания установок – один раз в год. Одной из модификаций установок серии БКЭУ-ВСМ является энергоустановка в блок-контейнере мощностью до 30 кВт (рис. 1).

Существенное значение для организации эффективного функционирования энергокомплекса имеет комплексное диагностирование технического состояния его оборудования. Представляется целесообразной организация разработки и внедрения в практику эксплуатации энергетических систем универсального диагностического комплекса, обеспечивающего комплексную оценку и прогнозирование фактического технического состояния тепломеханической и электрической части энергокомплекса, включая автоматизированную систему управления.

Более активному внедрению инновационного энергетического оборудования на технологических объектах ПАО «Газпром» способствует Постановление Правительства РФ от 25 декабря 2015 г. № 1442 «О закупках инновационной продукции, высокотехнологичной продукции отдельными видами юридических лиц и внесении изменений в отдельные акты Правительства Российской Федерации» [18]. Постановлением установлено, что годовой объем закупки заказчиком инновационной (высокотехнологичной) продукции определяется как увеличенный на 10 % объем соответствующей закупки в предшествующем году и составляет не более чем 10 % годового объема всех закупок за отчетный календарный год. При этом заказчики вправе осуществлять закупки инновационной и высокотехнологичной продукции в объеме, превышающем годовой объем, рассчитанный в соответствии с настоящим Постановлением.

2. Переход на интеллектуальный микросетевой принцип формирования гибридных энергосистем локальных объектов.

Современная концепция развития энергетики основывается на создании активно-адаптивных сетей, включающих многоуровневые системы управления генерацией, распределением и потреблением энергии [9]. Существенное снижение затрат на строительство и эксплуатацию электросетевых объектов, повышение эффективности использования возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ) и других источников распределенной генерации, улучшение экологии технологических объектов ПАО «Газпром» может быть обеспечено за счет интеллектуализации процессов генерации, передачи, преобразования и потребления электроэнергии, автоматизации управления локальными электрическими сетями, развития систем аккумулирования электрической энергии, широкого внедрения активно-адаптивных микросетей.

В Нижегородском государственном техническом университете им. Р.Е. Алексеева разрабатывается экспериментальный образец гибридного источника электроэнергии (ГИЭ) на основе ТОТЭ, включающего системы генерирования, накопления электроэнергии, сопряжения и активно-адаптивную систему управления [7]. Структурная схема ГИЭ приведена на рис. 2.

Система генерации с модульным электрохимическим генератором (ЭХГ) на ТОТЭ обеспечивает продолжительную работу ГИЭ при заданной мощности потребителя электрической энергии. Система накопления электрической энергии состоит из ак­кумуляторной батареи (АБ) и емкостного накопителя (ЕН). Система сопряжения ГИЭ, выполненная на основе преобразователя, объединяет ЭХГ, аккумулирующие элементы и нагрузку. Преобразователь обеспечивает перераспределение токов элементов накопителя электроэнергии в зависимости от величины мгновенной мощности нагрузки.

Одним из ключевых направлений совершенствования систем электроснабжения локальных технологических объектов является применение высокоэффективных систем накопления электрической энергии на основе современных аккумуляторов и конденсаторов. Применение в составе систем постоянного тока перспективных накопителей электроэнергии (например, литий-ионных и других типов аккумуляторов, суперконденсаторов) должно обеспечивать:

·         снижение капитальных затрат при строительстве и комплексной реконструкции энергетических сооружений;

·         минимизацию площадей и объемов помещений для установки АБ;

·         повышенную энергоемкость, возможность быстрого заряда АБ;

·         минимальные объемы обслуживания аккумуляторов, снижение эксплуатационных расходов.

3. Переход на создание ресурсоэффективных энергоустановок и энергокомплексов.

В современных условиях актуальными являются задачи существенного повышения ресурсоэффективности энергоустановок и энергокомплексов, используемых на технологических объектах ПАО «Газпром» [11].

Существенное влияние на экономические показатели энергоустановок и энергокомплексов, их ресурсоэффективность оказывает система технического обслуживания, основным показателем которой является величина межсервисного интервала. Стандартный межсервисный интервал (МСИ) электроагрегатов (ЭА) на базе дизельных двигателей составляет, как правило, 250 ч. ООО «АМП КОМПЛЕКТ» разработаны газопоршневые ЭА с увеличенным межсервисным интервалом (производитель двигателя – компания Yanmar) номинальной мощностью 18,8 кВт, МСИ которых в результате конструкторских доработок оборудования доведен до 10 000 ч.

Перспективным направлением создания ресурсоэффективных энергоустановок и энергокомплексов технологических объектов ПАО «Газпром» является более широкое использование вторичных энергетических ресурсов (ВЭР).

Потенциально для выработки электроэнергии путем утилизации ВЭР на газоперекачивающих агрегатах (ГПА) могут быть использованы:

·         энергия редуцируемого топливного газа с помощью детандер-генераторных агрегатов;

·         низкопотенциальная энергия сбросного тепла ГПА с помощью ОРЦ-модулей (на основе органического цикла Ренкина).

Применение в составе ГПА-16-03 «Урал» агрегатного газомасляного блока, разработанного ОАО «ГАЗХОЛОДТЕХНИКА», позволит вырабатывать до 60 кВт электрической энергии на собственные нужды ГПА при номинальных режимах работы. На рис. 3 представлена расчетная схема для агрегатного газомасляного блока с получением электро­энергии в детандер-генераторном агрегате.

Использование агрегатных газомасляных блоков с детандер-генераторными агрегатами и ОРЦ-модулей для выработки электроэнергии позволит обеспечить полностью энергонезависимый ГПА на номинальных режимах работы.

4. Приведение в соответствие требованиям энергоэффективности и качества энергоснабжения локальных объектов.

Для повышения эффективности работы технологических объектов ПАО «Газпром», снижения капитальных и эксплуатационных затрат на источники энергии автономных объектов, снижения расхода топлива на собственные нужды и повышения энергетической эффективности предлагается использование систем управления спросом на электроэнергию потребителей технологических объектов Общества [10].

Управление спросом на электроэнергию может быть достигнуто за счет оптимизации режимов работы потребителей технологических объектов, накопителей энергии, а также с помощью потребителей, не предъявляющих высоких требований к качеству электроэнергии и допускающих изменение режимов их работы, для которых величина потреб­ляемой энергии может быть уменьшена без существенного ущерба для реализуемого ими технологического процесса либо потребление электро­энергии которыми может быть снижено в часы максимальных нагрузок за счет соответствующего увеличения потребления энергии в часы минимальных нагрузок [5, 14]. Такими потребителями-регуляторами могут выступать вспомогательное оборудование (электронагревательные приборы, вентиляционные установки), освещение, потребители, работающие в повторно-кратковременных режимах (насосные установки, холодильные установки), а также балластные сопротивления. Управление спросом на электроэнергию особенно актуально при использовании в качестве источников энергии гибридных энергоустановок на основе ВИЭ.

Существенное повышение эффективности электроснабжения потребителей технологических объектов ПАО «Газпром» может быть обеспечено путем перевода отдельных групп электроприемников на постоянный ток [13]. 

На рис. 4 представлено сравнение вариантов электроснабжения систем катодной защиты (СКЗ) от линий электропередачи на переменном и постоянном токе, выполненное специалистами Московского института энергобезопасности и энергосбережения. Результаты сравнения вариантов построения систем электроснабжения потребителей на переменном и постоянном токе показывают, что в системах электроснабжения постоянного тока отсутствуют дополнительные ступени преобразования переменного тока в постоянный с исключением соответствующего оборудования, повышаются энергетическая эффективность и надежность системы электроснабжения, существенно улучшаются массогабаритные показатели.

Одним из приоритетных направлений совершенствования информационного обеспечения развития систем энергетики ПАО «Газпром» является разработка и внедрение электронных моделей, в идеальном варианте функционирующих на всех этапах жизненного цикла объекта.

Разработка электронных моделей (ЭМ) инженерной инфраструктуры технологических объектов ЕСГ обеспечивает:

·         единство графического изображения систем и баз данных их элементов;

·         централизацию хранения и категорированного доступа к данным;

·         решение задач управления, планирования и оперативного реагирования, требующих ва­риантного моделирования.

Так, расчетные модули ГИС позволяют проводить компьютерное моделирование работы энергетических систем для принятия необходимых управленческих решений, а также планирования развития систем, в том числе в целях технического обслуживания и ремонта оборудования.

Расчетные ЭМ инженерной инфраструктуры технологических объектов ЕСГ могут быть интегрированы в единое информационное пространство Группы Газпром совместно с другими информационными системами, в том числе развиваемыми по соглашению ПАО «Газпром» с Минстроем России BIM-технологиями.

Потенциальными пользователями ЭМ могут быть как инженерно-технический персонал, диспетчеры и аварийные бригады эксплуатационных служб, так и руководители различных уровней (в зависимости от степени интеграции ЭМ в информационное пространство дочерних обществ).

Выводы

Большое разнообразие инновационных технологий формирует необходимость аналитической оценки их перспективности и выявления технических решений, наиболее актуальных для широкого внедрения на технологических объектах и актуализации Программы НИОКР ПАО «Газпром» с последующей унификацией энергетического оборудования и проектных решений.

Высокая значимость и ответственность организации качественного энергоснабжения определяют необходимость на современном этапе интенсификации НИОКР по повышению эффективности энергоснабжения объектов ПАО «Газпром» в следующих направлениях:

·         формирование инновационных энергоэффективных энергокомплексов на базе блочно-комплектных изделий высокой заводской готовности;

·         переход на интеллектуальный микросетевой принцип формирования гибридных энергосистем локальных объектов;

·         создание ресурсоэффективных энергоустановок и энергокомплексов;

·         приведение в соответствие требованиям энергоэффек­тивности и качества энергоснабжения энергосистем объектов при их мониторинге и верификации.

 Выбор комплекса инновационных энергетических технологий для внедрения на конкретном технологическом объекте должен проводиться на основе результатов детального технико-экономического анализа с учетом реальных возможностей организации серийного производства инновационного энергетического оборудования отечественными предприятиями-изготовителями.

Практическая реализация указанных направлений развития и модернизации систем энергоснабжения технологических объектов ПАО «Газпром» позволит существенно повысить технико-экономическую эффективность функционирования потребителей, обеспечить надежность поставок и качество вырабатываемой энергии.