Газовая промышленность Спецвыпуск № 2 2017

Сергей Скрынников родился в 1972 г. в Башкирcкой АССР. Окончил Уральскую государственную горно-геологическую академию по специальности «Горные машины и оборудование». Имеет степень МВА. В структуре «Газпрома» работает 21 год. В 1996–2004 гг. прошел путь от машиниста газокомпрессорной службы до главного инженера – заместителя начальника Канчуринской станции подземного хранения газа ООО «Газпром трансгаз Уфа».

В 2005–2013 гг. – ведущий инженер, начальник производственного отдела эксплуатации компрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Уфа».

В 2013 г. – заместитель генерального директора по ремонту и капитальному строительству ООО «Газпром трансгаз Уфа».

В 2013–2016 гг. – заместитель генерального директора по производству ООО «Газпром трансгаз Уфа».

В 2016–2017 гг. – заместитель начальника Департамента 308 ПАО «Газпром».

С сентября 2017 г. – начальник Департамента 338 ПАО «Газпром».

РАЗВИТИЕ ПО ЭКСПОНЕНТЕ

История развития системы управления капитальным ремонтом основного технологического оборудования объектов добычи и транспорта газа, газоперерабатывающих заводов и станций подземного хранения берет начало в середине 40-х гг. прошлого века. После Великой Отечественной войны остро встал вопрос восстановления энергетического хозяйства нефтегазовой промышленности и выведения ее на новый научно-технический уровень.

В 1945 г. началось строительство первого в стране магистрального газопровода «Саратов – Москва». В ходе этой эпохальной стройки определялись основные принципы строительства, монтажа и ремонта будущих газовых магистралей, оборудования компрессорных станций. На тех первых трассах плеядой профессионалов-ремонтников отрабатывались методы ремонта, которые стали применяться затем на других газопроводах и станциях.

В 1946 г. создано Главное управление газовой промышленности при Совнаркоме СССР, получившее название «Главгазтоппром» (с 1956 г. – Главгаз СССР). В том же году при Министерстве нефтяной промышленности была создана специализированная контора «Оргэнергонефть» для монтажа, пуска в работу и ремонта насос-ных и компрессорных агрегатов, получаемых по ленд-лизу из США и в качестве репарации из Германии. Задачами конторы были монтаж и наладка паровых и газовых турбоагрегатов, двигателей внутреннего сгорания и компрессоров для нефтяной промышленности.

Между тем в СССР началась эпоха строительства магистральных газопроводов. В 1952 г. принят в эксплуатацию магистральный газопровод «Дашава – Киев – Брянск – Москва»; в 1956 г. построена первая нитка газопровода «Ставрополь – Москва»; в начале 1960-х гг. строились компрессорные станции газопроводов «Бухара – Урал» и «Средняя Азия – Центр».

Монтаж и наладка основного технологического оборудования компрессорных станций занимали продолжительное время и требовали высококвалифицированного труда. Со временем газовая отрасль была выведена из структуры нефтяной промышленности, и в 1958 г. Союзная контора «Оргэнергонефть» была переименована в Союзную контору «Оргэнергогаз». С 1960 г. контора стала именоваться «Оргмонтажэнергогаз»; квалифицированные специалисты конторы – турбинисты, поршневики, электрики, котельщики, КИПовцы – выполняли качественные работы по монтажу и наладке газовых турбин, газомотокомпрессоров, котлов, электротехнического оборудования магистральных газопроводов.

Из книги Ильи Игоревича Соко-ловского (в 1971–1988 гг. – генеральный директор ПО «Союзгазэнергоремонт», ныне – ОАО «Газэнергосервис») «Мы, монтажники и ремонтники ГПА. Хроники ремонтной подотрасли»:

Меня могут спросить: «Зачем спустя 40 лет ты пишешь о людях, имена которых забыты?» Ответ прост: главное, чем я был силен, – это работа в команде единомышленников, каждый из которых не похож на другого, но все они были тогда и теперь мне безмерно дороги.

Мы вспоминаем свою тяжелую работу на трассах как лучшие прожитые годы, когда сформировалась наша жизненная философия, построенная на бережном отношении к рабочему человеку, преданности «Газпрому» и совершенствовании ремонтного мастерства… В течение двадцати лет мы упорно создавали стройную систему планового ремонта газоперекачивающих агрегатов. Она включала в себя 15 территориальных предприятий, 4 прекрасно оснащенных завода, эффективную систему снабжения отрасли запасными частями.

…Мы преодолевали все препятствия, характерные для того времени. Что же способствовало нашим успехам на протяжении многих лет? Первым фактором был стремительный рост новых газовых магистралей, на которых мы работали не покладая рук, а значит, были постоянно востребованы. Вторым фактором был коллектив единомышленников, сплоченный общей творческой идеей. На наши технические советы мы приглашали ученых, ведущих специалистов заводов-изготовителей, руководителей отрасли. Иногда мы терпели жесткую критику, а бывали и удачные эпизоды…

Специалисты монтажного участка «Северный Устюрт» работали с 1962 по 1967 г. на КС-7, КС-10, КС-11 и КС-12. За это время сложился трудовой коллектив из 70 слесарей… Иногда меня спрашивали: «Почему вы беретесь за работу на нескольких КС одновременно?
У вас что, мало забот на одной станции?» Мы научились вести монтажные и ремонтные работы на ГПА по собственной технологии, и для нас важно было сохранить каждого человека, прошедшего нашу школу. Поэтому и была придумана схема работы по единому сетевому графику, по которому звенья и бригады перебрасывались с объекта на объект по готовности фронта работ.

…Темп работы на любом объекте был неправдоподобно высоким, загрузка бригад – максимальной. Мы дорожили редко выпадавшими днями отдыха, когда могли уехать на Аральское море – до него было больше ста километров по песчаным барханам. Впервые я увидел его в 1945 г. из двери «теплушки», возвращавшей нас из эвакуации. Хлопчик с украинского села, я никогда не видел другого моря, но мечтал быть моряком. Правда, судьба распорядилась иначе, и я на всю жизнь остался монтажником.

Нигде в мире, кроме России, нет такой масштабной газотранспортной системы, значительная часть объектов которой располагается в малонаселенных регионах с суровым климатом. Для ее создания использовали газоперекачивающие агрегаты десятков фирм-производителей, как отечественных, так и зарубежных. По этой причине в 1970-х гг. встал вопрос об организации предприятия, которое взялось бы за ремонт всех установленных на трассах газотранспортной системы газоперекачивающих агрегатов.

Реальным воплощением идеи объединения ремонтных подразделений отрасли и новым качественным витком в истории ремонта стало создание в 1970 г. производственного объединения «Союзгазэнергоремонт», которое отвечало за ремонт газоперекачивающих агрегатов. В него вошли 15 филиалов, расположенных на территории СССР.

1970-е гг. оказались богатыми на появление ряда предприятий, которые составили впоследствии базис современной ремонтной системы. Так, в 1971 г. было создано ОАО «Оргэнергогаз» (его функция – техническое и диагностическое обслуживание газодобывающего и газотранспортного оборудования и трубопроводов ПАО «Газпром»); в 1972 г. – ООО «Подводгазэнергосервис» (ныне – ООО «ПГЭС»), специализирующееся на диагностике технического состояния и капитальном ремонте подводных переходов магистральных трубопроводов; в 1977 г. – специализированный монтажно-наладочный трест «Союзгазэнергореммонтаж» – предшественник АО «Газпром электрогаз», которое сегодня обеспечивает монтаж, наладку, реконструкцию, техперевооружение и ремонт электрооборудования объектов Единой системы газоснабжения.

В 1980-х гг. берет начало история развития крупнейших отраслевых заводов, миссия которых по сей день заключается в производстве запчастей и комплектующих к оборудованию газовой отрасли. Так, например, в 1981 г. начал работу завод «Ротор», в 1986 г. – завод «Турбодеталь», в 1989 г. – завод «Турборемонт». Помимо решения вопросов обеспечения комплектующими для ремонта отечественного оборудования заводы успешно решали актуальные на тот момент в условиях эмбарго Рейгана задачи по импортозамещению комплектующих для зарубежного оборудования.

УСКОРЯЯ ТЕМПЫ

В 1990-е гг. после реструктуризации газовой отрасли ремонтно-техническое обслуживание оборудования компрессорных станций выполнялось преимущественно хозяйственным способом ремонтными подразделениями, входящими в состав газотранспортных и газодобывающих предприятий. Децентрализация системы техобслуживания и ремонта оборудования компрессорных станций сопровождалась утратой единого подхода к выполнению ремонтов.

В 1989 г. было создано специализированное предприятие ДОАО «Центрэнергогаз», которое спустя 5 лет вошло в число дочерних акционерных обществ РАО «Газпром», полностью интегрировавшись в систему газовой отрасли и выполняя миссию по восстановлению централизованной системы обеспечения предприятий запасными частями. Позже, в 2004 г., началась фаза наиболее динамичного развития централизованной системы ТОиР оборудования в отрасли, когда на «Центрэнергогаз» были возложены функции головной организации по комплексному ремонту оборудования КС на объектах «Газпрома».

После решения задачи организации единого ремонтного предприятия руководство Общества «Центрэнергогаз» приняло решение о необходимости наличия собственного машиностроительного подразделения, которое отвечало бы за производство запасных частей, и прежде всего лопаток газовых турбин. Отсутствие оперативной поставки комплектующих увеличивало сроки ремонта газоперекачивающих агрегатов, а качество поставляемых запчастей зачастую негативно сказывалось на результатах ремонта.

В 2005 г. стартовала работа по консолидации ремонтных активов ОАО «Газпром», а в 2008 г. решением Совета директоров компании было принято решение о создании холдинговой компании ООО «Газпром центрремонт» путем объединения в холдинг с единым управлением специализированных организаций Группы «Газпром».

Так началась консолидация производственных активов компаний холдинга в целостный производственный организм. Параллельно разрабатывались унифицированные регламенты и технологические стандарты в области ТОиР, внедрялись общие технические стандарты ремонтной деятельности, налаживался мониторинг качества работ.

Дмитрий Доев, генеральный директор ООО «Газпром центрремонт» (в 2004–2013 гг. – генеральный директор ДОАО «Центрэнергогаз»):

Я возглавил «Центрэнергогаз» в период реализации глобальной задачи по централизации системы ремонта и техобслуживания объектов Единой системы газоснабжения. Когда я только начал работать в Обществе, стал принимать участие в отраслевых совещаниях уровня Председателя Правления и его заместителей. Каждый из них занимался тогда проблемой, которая называлась «реструктуризация». «Газпром», борясь за повышение эффективности деятельности компании, решил выводить из состава своей работы так называемые непрофильные активы. Собственно, таковых было на тот момент уже довольно много, причем это были не только ремонтные подразделения в составе «Трансгазов», но и строительные подразделения, и службы связи, охраны.

Ремонтная область, к которой мы имели непосредственное отношение, тоже планировалась к реформированию. Дело было новое, не совсем понятное. Тогда и родилась идея сделать ремонтное направление одним из пилотных по реструктуризации активов «Газпрома». Предполагалось действовать сначала по-крупному – отделить транспорт от добычи, добычу от переработки и т. д. Мы готовы были этим заняться, стать, так сказать, первопроходцами в деле реструктуризации, начиная с выделения ремонтных активов, – были и силы, и энергия, и понимание вопроса… Мы получили поддержку руководства.

Сейчас, оглядываясь назад, можно сказать, что один из первых шагов по реструктуризации «Газпрома» – выделение непрофильных активов, связанных с капитальным ремонтом, – был проведен успешно.

С января 2009 г. функции по организации технического обслуживания и ремонта на всех объектах «Газпрома» и его дочерних обществ были возложены на «Газпром центрремонт». В сферу деятельности компании вошли объекты линейной части магистральных газопроводов, а также добычи, переработки и подземного хранения газа.

В состав холдинга вошли несколько крупных компаний, каждая – со своей многолетней историей и богатыми производственными традициями. В числе этих компаний были ДОАО «Центрэнергогаз», в состав которого входило около
20 филиалов в различных регионах России (ныне – АО «Газпром центрэнергогаз»), ОАО «Оргэнергогаз» с разветвленной сетью филиалов и представительств, ОАО «Газэнергосервис» с мощными филиалами-заводами в своей структуре, ДОАО «Электрогаз» с несколькими заводами в составе (ныне – АО «Газпром электрогаз»), а также ОАО «Газавтоматика» (ныне – ПАО «Газпром автоматизация»).

В 2011 г. руководство холдинга приняло решение о расширении машиностроительного комплекса холдинга и о вхождении в его состав предприятия «Тюменские моторостроители», что и произошло годом позже. Данный шаг был обусловлен рядом причин, главная из которых заключалась в том, что предприятие специализировалось на ремонте конвертированных судовых газотурбинных двигателей, парк которых в «Газпроме» составлял на тот момент почти тысячу единиц. Это открыло новые возможности по загрузке заводов холдинга в части производства различных комплектующих и лопаток турбин. Сегодня тюменский завод обеспечивает капитальный ремонт авиационных двигателей, ремонт и сервисное обслуживание газотурбинных двигателей судового типа, а также производство широкой номенклатуры деталей для их ремонта.

Главная задача созданного холдинга ООО «Газпром центрремонт» заключалась в обеспечении бесперебойной работы каждой точки на обширной производственной карте «Газпрома», где ключевую роль играет качество ремонтов.

Владимир Калачев, заместитель генерального директора по ремонтному производству ООО «Газпром центрремонт» (в 1993–2004 гг. – генеральный директор АО «Центрэнергогаз» РАО «Газпром»):

Согласно определению ГОСТ техническое обслуживание и ремонт – это поддержание и восстановление работоспособности. При использовании даже самого надежного оборудования ремонт неизбежен. Процесс эксплуатации так или иначе приводит к износу техники и поломкам. А в газовой промышленности даже небольшая поломка может привести к сбою в работе ЕСГ. Поэтому ремонт – статья расходов, на которой нельзя экономить. При отсутствии ресурсов можно сэкономить на наращивании мощностей или замене оборудования, но не на ремонте.

Главная цель при организации, планировании и проведении ремонтов – обеспечение надежной и безопасной работы оборудования. Отсюда и главные риски. Если перефразировать высказывание капитана Титаренко из фильма «В бой идут одни старики», «все преходяще, а ремонт – вечен». Основная техническая особенность ремонтной деятельности заключается в уникальности ремонта каждого объекта. Унификация технических решений, регламентация, стандартизация методов и технологий частично снижают оригинальность каждого ремонта, но не устраняют этот фактор полностью. Здесь всегда следует учитывать многообразие и количество объектов ремонта ПАО «Газпром».

С переходом от хозяйственной к подрядной форме выполнения работ возникла необходимость формирования современной нормативной базы для проведения технического обслуживания и ремонта технологического оборудования в изменившихся экономических условиях.

В «Газпром центрремонт» с момента его образования были созданы инженерно-технические подразделения в составе производственного блока, работа которых была направлена на решение вопросов, возникающих как на этапе подготовки к ремонту, так и в процессе выполнения работ.

Первоочередной задачей, стоящей перед инженерными службами, было решение проблемы отсутствия документации, необходимой для планирования и выполнения ремонта. Так, на вновь вводимые стратегически важные газопроводы в постсоветское время ни один агрегат (отечественный или импортный) не был поставлен с необходимым комплектом ремонтной документации.

Специалистами «Газпром центрремонт» совместно с производственными департаментами, эксплуатирующими дочерними обществами и организациями «Газпром» была проведена системная работа по созданию и внедрению в производство пакета базовой нормативно-технической документации, необходимой для планирования, организации, проведения работ, оценки объемов и качества ремонта технологического оборудования.

В новых геополитических условиях, а также в условиях оптимизации затрат возникла необходимость выработки решений по снижению зависимости ПАО «Газпром» от импорта технологий, оборудования и комплектующих зарубежных компаний при максимальном использовании потенциала российских предприятий в обеспечении запланированных проектов в газовой отрасли.
В 1990-е гг. в условиях децентрализации работа по импортозамещению услуг и комплектующих для техобслуживания и ремонта газоперекачивающих агрегатов была практически прекращена.
Ее возобновление стало возможным с созданием ООО «Газпром центрремонт», поскольку данная работа предполагает комплексный подход, а именно – непосредственную прямую и обратную связь производителей с ремонтным персоналом, кооперацию предприятий машиностроительного комплекса, инженерное обеспечение внедрения продукции и пр.

«Газпром центрремонт», объединив в себе машиностроительный, инженерно-конструкторский и производственный потенциалы, принимал в решении задач импортозамещения самое активное участие. Одним из успешных проектов, реализуемых на базе машиностроительных заводов, входящих в холдинг, является освоение ремонта судовых двигателей украинского производства. Кроме того, проводятся работы по реализации программ импортозамещения комплектующих для ГТУ ГПА «Балтика-25», ГПА-32 «Ладога», оборудования производства СНПО им. Фрунзе.

В 2014 г. в холдинг «Газпром центрремонт» вошли еще два предприятия, осуществляющие капитальный и текущий ремонт скважин всех типов и назначений, – ООО «Газпром подземремонт Уренгой» и ООО «Газпром подземремонт Оренбург».

Таким образом, процесс интеграции компаний, вошедших в состав ООО «Газпром центрремонт», позволил обеспечить устойчивое развитие каждого предприятия холдинга и, как следствие, всей системы технического обслуживания и ремонта.

Созданная централизованная система управления ремонтом позволила:

• реализовывать единую техническую и ценовую политику в ТОиР;

• обеспечивать прозрачность и управляемость финансовых потоков;

• оптимизировать запасы материально-технических ресурсов за счет организации единого склада и возможности оперативного маневра;

• оптимизировать структуры и состав переданных от газотранспортных и газодобывающих предприятий ремонтных подразделений.

В ЭПИЦЕНТРЕ РАБОТЫ

В 2013 г. в ПАО «Газпром» был создан профильный производственный Департамент капитального ремонта, закрепивший за собой на верхнем уровне Администрации ПАО «Газпром» функции планирования и организации капитального ремонта объектов «Газпрома».

В результате проведенной реформы системы технического обслуживания и ремонта Департаментом капитального ремонта ООО «Газпром центрремонт» была отведена роль «единого окна» в реализации технической и ценовой политики, программ импортозамещения, комплексного подхода к ремонту, в том числе на вновь вводимое оборудование на приоритетных для «Газпрома» направлениях.

Сохранившийся потенциал холдинга ООО «Газпром центрремонт» под руководством Департамента капитального ремонта и других профильных производственных департаментов «Газпрома» позволяет и на сегодняшний день реализовывать ряд важных проектов ПАО «Газпром».

Это стало возможным с учетом того, что в составе многотысячного холдинга ООО «Газпром центрремонт» действует ряд предприятий, каждое из которых имеет свою сферу деятельности. Так, АО «Газпром центрэнергогаз» выполняет ремонт механического оборудования компрессорных станций, ОАО «Газэнергосервис» – заводской ремонт и производство запасных частей, АО «Газпром электрогаз» – ремонт электротехнического оборудования и оборудования электрохимзащиты,
ОАО «Оргэнергогаз» – техническую диагностику, ПАО «Тюменские моторостроители» – заводской ремонт приводных двигателей судового типа, ООО «Газпром подземремонт Оренбург» и ООО «Газпром подземремонт Уренгой» – капитальный ремонт скважин; ремонт и диагностика подводных переходов магистральных газопроводов находятся в зоне ответственности предприятия в составе холдинга ООО «ПГЭС».

Инженерная поддержка и сопровождение техобслуживания и ремонта обеспечиваются специализированными подразделениями дочерних компаний холдинга, а также Брянским инженерным центром под непосредственным руководством центрального аппарата ООО «Газпром центрремонт».

Проектная организация ДОАО «Газпроектинжиниринг», дочернее общество ОАО «Оргэнергогаз» в составе холдинга ООО «Газпром центрремонт», проектирует подземные хранилища газа, магистральные газопроводы, газопроводы-отводы, компрессорные, газораспределительные и газоизмерительные станции, а также проекты гражданского назначения, выполняя также функции головной проектной организации Группы «Газпром» по системам безопасности.

Кроме того, в составе дочерних предприятий холдинга функционируют заводы – филиалы компании ОАО «Газэнергосервис». Так, например, машиностроительный завод «РТО» специализируется на изготовлении рабочих и направляющих лопаток к газоперекачивающим агрегатам, завод «Турбодеталь» – лопаток из жаропрочных сплавов для турбин газоперекачивающих агрегатов, заводы «Ротор» и «Турборемонт» – на изготовлении запасных частей и ремонте узлов газоперекачивающих агрегатов.

Завод «Афипэлектрогаз», входящий в состав другой дочерней компании холдинга – АО «Газпром электрогаз» – изготавливает блочно-комплектные и блочно-модульные устройства электротехнического назначения и щитовое оборудование, завод ОАО «Электрощит» (также в составе АО «Газпром электрогаз») – комплектные трансформаторные подстанции, щитовое оборудование, низковольтные комплектные устройства, сухие и масляные трансформаторы для дальнейшего использования на объектах газовой отрасли.

О ПЕРСПЕКТИВАХ

Уже в течение девяти лет холдинг ООО «Газпром центрремонт» реализует полноценную систему ремонта, которая во многом способствует обеспечению стабильной работы объектов Единой системы газоснабжения России.

В числе перспективных планов – повышение качества выполняемых работ и услуг по всем направлениям производственной деятельности компаний холдинга на базе современных высоконадежных технологий, увеличение номенклатуры выпускаемой продукции, продолжение эффективной работы по импортозамещению запасных частей и материалов, используемых в производственном цикле, а также расширение рынка сбыта. 

В самом начале строительства и освоения крупнейшей в будущем газотранспортной системы «Тюменьтрансгаз» со стационарными газоперекачивающими агрегатами, оснащенными газотурбинными двигателями, была поставлена задача: найти из потенциальных вариантов ремонтно-технического обслуживания основного технологического оборудования газокомпрессорных цехов возможный и наиболее эффективный способ.

При рассмотрении имевшихся вариантов учитывались:

• тип оборудования и его производитель;

• наличие в регионах Западной Сибири и Урала промышленных и энергетических предприятий с ремонтными базами и системами ремонтно-технического обслуживания;

• наличие квалифицированных специалистов по обслуживанию тепловых двигателей;

• наличие центров профильной подготовки специалистов;

• транспортные условия доставки ресурсов на компрессорные станции и магистральные газопроводы;

• возможность сервисного обслуживания заводами-изготовителями произведенного ими газокомпрессорного оборудования.

Была изучена многолетняя наработка по созданию системы ремонтно-технического обслуживания в региональных энергосистемах Урала и Западной Сибири Минэнерго СССР. Учитывалось и то, что в штате компрессорных цехов были старшие инженеры по ремонту со слесарями, сварщиком, изолировщиком, машинистом мостового крана и ремонтная мастерская с токарным, фрезерным и заточным станками. Эти мастерские были внесены в проекты соответствующими институтами.

При изучении и анализе вышеизложенных факторов было установлено:

1) заводы-изготовители по многим внутриотраслевым положениям не могут осуществлять такой вид деятельности, как сервисное ремонтно-техническое обслуживание собственных изделий, стационарно установленных на компрессорных станциях;

2) наиболее приемлемой оказалась система ремонтно-технического обслуживания стационарных паровых турбин на тепловых электростанциях региональных энергосистем;

3) при создании аналогичного варианта ремонтно-технического обслуживания газоперекачивающего оборудования компрессорных цехов необходимо было учитывать специфику газотранспортных объектов, их удаленность, а также ненадежность транспортных сообщений, особенно в межсезонье.

Начиная работу в газовой отрасли (в составе бригады специалистов по ремонту паровых турбин в период строительства первых компрессорных цехов газопровода «Игрим – Серов»), я как старший инженер газокомпрессорного цеха по ремонту Краснотурьинского райуправления изложил свое понимание будущей структуры системы ремонтно-технического обслуживания газотурбинного и газоперекачивающего оборудования. К этому времени я уже имел опыт ремонта турбин на тепловых электростанциях Сибири и Урала. Мое предложение было принято как вариант и после анализа вышеизложенных факторов окончательно утверждено руководством в виде концепции.

Можно следовать концепциям, направлениям, схемам и т. п., учитывая специфические условия, но любая деятельность эффективна тогда, когда учитывается основной фактор – люди, специалисты своего дела, их положение в коллективе, профессиональная реализация, достойное вознаграждение за труд.

Эффективность созданной системы ремонтно-технического обслуживания заключалась в том, что руководством объединения было определено: основная оплата труда и ремонтного, и эксплуатационного персонала формируется от единого показателя, т. е. от выполнения плана-заказа транспорта природного газа по магистральным газопроводам.

Этот показатель стал основополагающим фактором при планировании:

1) режима эксплуатации оборудования;

2) неснижаемого резерва мощности для бесперебойного транспорта газа;

3) наработок технологического оборудования;

4) ремонтов всех видов;

5) количества ремонтного персонала и его постоянной плановой загрузки в течение года;

6) приобретения и расходования материальных ремонтных ресурсов;

7) эксплуатационных издержек;

8) капитальных издержек для восстановления технических параметров основного технологического оборудования.

В связи с тем, что все факторы планирования основного параметра были связаны с работой специалистов, особую важность приобрело руководство всеми видами деятельности.

В «Тюменьтрансгазе» (ныне – ООО «Газпром трансгаз Югорск») была создана логически завершенная единая система эксплуатации и ремонтно-технического обслуживания основного технологического оборудования газокомпрессорных станций магистральных газопроводов. Это был единый коллектив квалифицированных специалистов всех уровней в области эксплуатации и ремонта с чувством ответственности за качество работы и гордости за нее.

Планированием и руководством работами ремонтной структуры непосредственно занимался отдел по компрессорным станциям объединения в количестве шести человек во главе с заместителем генерального директора по компрессорным станциям. При этом мы руководствовались следующими выработанными положениями:

1) основная работа по ремонтно-техническому обслуживанию производится на компрессорных станциях персоналом постоянных ремонтных участков;

2) на ремонтных базах выполняются специальные работы, так как заводы-изготовители не участвуют в сервисном обслуживании;

3) вахтовое обслуживание ремонтов отрицательно сказывается на качестве ремонта и, как следствие, на эффективности и надежности работы оборудования;

4) на ремонтных базах в Краснотурьинске, Белоярске и Надыме должны быть сосредоточены и загружены постоянной работой разъездные бригады по 10 человек во главе с мастером по ремонту. Эти три коллектива специалистов являются резервом руководства объединения в экстренных ситуациях.

Говоря об эффективности работы созданной в 1980-х гг. системы ремонта в рамках ПО «Тюментрансгаз», хотелось бы особо отметить, что тогда немногочисленный руководящий отдел занимался исключительно производственными вопросами. В настоящее время, насколько я понимаю, этот штат существенно увеличен в связи с необходимостью обслуживания запросов контролирующих органов. Насколько это целесообразно, судить уже не мне, но хотелось бы предупредить: управление процессом эффективно до тех пор, пока руководитель непосредственно занимается производственными вопросами, а не «документооборотом». 

– Прежде чем возглавить «Тюментрансгаз», вы как турбинист по образованию занимались в этой компании техническим обслуживанием и ремонтом (ТОиР) газоперекачивающей техники. Вы застали смену ремонтной парадигмы, причем дважды: от советской схемы централизованного сервиса – к ремонту хозяйственным способом – и вновь к централизации процессов ТОиР в середине «нулевых». Оцените, пожалуйста, историческую востребованность каждой модели.

– К началу 1990-х гг. советскую систему ремонта (по крайней мере, в масштабах «Тюментрансгаза») уже трудно было назвать централизованной, скорее наоборот. ГП «Газэнергосервис» – специализированная ремонтная структура Мингазпрома, которую представляли сервисные центры в Надыме, Белом Яре, Краснотурьинске, и прикомандированные бригады из других организаций «Газэнергосервиса» – все занимались практически только ремонтом газоперекачивающих агрегатов. Текущий ремонт общестанционного и вспомогательного оборудования осуществляли наши слесари, которых согласно штату было по трое на компрессорный цех. Обслуживанием ГПА с авиационным приводом, сложных ГПА-25/76 Невского завода и судовых приводов занимались представители заводов-изготовителей.

– Каково было соотношение отечественных и импортных турбоагрегатов в парке «Тюментрансгаза»? Чем они отличались в плане обслуживания и ремонта?

– У нас в общей сложности работало около 1400 агрегатов различных типов и единичной мощности, только 56 из них были импортными. Это были турбины Nuovo Pignone в компрессорных цехах ранней постройки (Надым и Сорум) газопровода «Медвежье – Пунга». Еще были турбины ГТК-25И производства General Electric, которыми оснащались КС газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород». Основной же наш парк составляли отечественные ГПА производства Невского завода (Ленинград), Турбомоторного завода (Свердловск) и СНПО им. Фрунзе (Сумы).

Несмотря на то что импортные стационарные турбины имели большие межремонтные пробеги, о специфике их обслуживания задумывались уже на стадии приобретения. Обслуживанием и ремонтом агрегатов иностранного производства в это время было поручено заниматься организации «Газэнергосевис» под руководством С.М. Первушина. Для ремонта этого оборудования в рамках контрактов были приобретены целые заводы, установленные в Брянске, Наро-Фоминске и Камышине. Были также сформированы специализированные сервисные бригады, которые обучались и стажировались на заводах-изготовителях импортного оборудования. 

– В 1983 г. в Пелыме при вскрытии турбины ГТК-25И был обнаружен незачеканенный замок лопатки, приводящий при пуске к поломке ротора. Это была диверсия или заводской брак?

– Нельзя утверждать однозначно. Все ГТК-25И были поставлены в рамках эмбарго неамериканскими кампаниями (AEG Kanis, John Braun, Dresser и др.), изготовлявшими турбины по лицензии GE. Поэтому брака хватало. Хорошо, что уже тогда существовали нормы международного права, позволившие нам компенсировать ущерб по суду. 

– Как обслуживались и где ремонтировались турбины отечественного производства?

– Были разные схемы обслуживания и ремонта. Например, ГПА-Ц-16 производило СНПО им. Фрунзе. Его генеральный директор Владимир Матвеевич Лукьяненко был человеком весьма прогрессивным для советского руководителя, он одним из первых организовал поставку оборудования с сервисным обслуживанием. Ко всем нашим компрессорным станциям были прикомандированы шеф-инженеры от завода и ремонтные бригады, осуществлявшие наладку и сервис, включая ремонт, поставку запчастей и расходных материалов.

По силовым приводам НК-16СТ была организована такая же схема обслуживания и ремонта со стороны производителя – Казанского моторостроительного производственного объединения (КМПО). Завод-изготовитель предоставлял услуги шеф-инженеров, слесарей-ремонтников, поставлял запасные части и расходные материалы. Мы покупали только требующие замены или заводского ремонта узлы – силовые турбины, газогенераторы, проточные части, роторы, обоймы, – создавая таким образом оборотный фонд.

Стационарные турбины отечественного производства, такие как ГТ-6-750, ГТК-10-4, ГПА-25/76, ГТН-16 и др., первоначально также обслуживали представители заводов-изготовителей. Затем их передали на обслуживание производственным территориальным подразделениям (ПТП) «Газэнергосервиса». 

– В 1991 г. одно из таких ПТП – «Тюменгазэнергоремонт» – по желанию сотрудников перешло в состав «Тюментрансгаза». Это был первый случай, давший начало общей тенденции перехода филиалов «Газэнергосервиса» (прежде – «Союзгазификация», до этого – «Союзгазэнергоремонт») в структуру газотранспортных организаций. Почему это началось именно у вас?

– В 1990-х гг. в связи со сменой курса развития государства и проведением реформ существовавшая система ремонта функционировать уже не могла по ряду причин. Министерство газовой промышленности было реорганизовано сначала в гос-
концерн, затем в акционерное общество. Все его подразделения, включая сервисные, стали дочерними обществами разных групп важности. Часть заводов сменила профиль в условиях недостаточного финансирования, часть обанкротилась, часть оказалась за границей. Нарушились производственные связи, появились таможенные барьеры и пошлины. К примеру, около 100 судовых приводов ДР-59л (ГПА-10-01) мы ремонтировали на заводе-изготовителе в украинском Кривом Роге. После распада Союза это стало делать долго, сложно и невыгодно.

Неплатежи потребителей газа истощили бюджет газотранспортных предприятий. В масштабах всего «Газпрома» неплатежи в 1993 г. составляли 85 %, а в 1998 г. – уже 98 %. В этих условиях стали развиваться бартер, взаимозачеты, но с предприятиями, расположенными за границей, такие схемы не работали. Мы не могли рассчитываться с ремонтниками за выполненные объемы работ, так как предприятие находилось на картотеке. Они, соответственно, не могли платить зарплату своим рабочим. Был системный кризис неплатежей.

Поскольку платить было нечем, а работу по техническому обслуживанию и ремонту было необходимо выполнять, мы были вынуждены перейти на «натуральное хозяйство». Стали создавать собственные ремонтные службы, комплектуя их слесарями компрессорных цехов. Там, как я уже говорил, числилось по штату три слесаря, двоих мы оставляли на текущее обслуживание, одного переводили в централизованное ремонтное подразделение.

Неплатежи в структуре «Газэнергосервиса» привели к угрозе ликвидации ПТП, и мы общим собранием трудовых коллективов проголосовали за то, чтобы эти ремонтные филиалы были включены в состав «Тюментрансгаза» со всем персоналом, зданиями и сооружениями. Старались трудоустроить всех опытных специалистов – к примеру, обеспечили квартирами желающих остаться у нас представителей СНПО им. Фрунзе, после того как официальные отношения с этим украинским заводом прекратились.

Организовали работу, начали более регулярно платить зарплату, хотя задолженность по ней в 1998 г. достигала 8 месяцев. Выживали как могли, все вместе – эксплуатация и ремонт, жизнь заставила. Запасные части и расходные материалы получали по бартеру. Таким образом, в период с 1992 по 2000 г. нам удалось создать собственную систему ремонта, достаточно эффективную. Совершенствуя систему, начали осваивать новые направления и технологии, перешли к узловому ремонту, ремонту по техническому состоянию. 

– Судя по тому, что в 1995 г. в Краснотурьинске впервые в истории «Газпрома» был осуществлен незаводской узловой ремонт авиационного двигателя, развитие шло быстрыми темпами?

– Это был АИ-20 производства украинского завода «Мотор Сич». Осуществить его узловой ремонт собственными силами нам помогла история, начавшаяся в 1991 г. в Ялте на конференции «Энергодиагностика». Я познакомился там с представителем московского авиационного КБ «А. Люлька-Сатурн» Юрием Николаевичем Балабаном, и он рассказал о двухконтурном газотурбинном двигателе модульной конструкции АЛ-31Ф с КПД 35 %, более эффективном, чем используемый в газовой промышленности авиапривод НК-16 СТ (КПД – 29 %). Изучив этот двигатель, которым оснащались турбореактивные истребители Су-27, мы инициировали в «Газпроме» программу его конверсии в качестве силового привода ГПА. Потом первый такой привод АЛ-31СТ был установлен на компрессорной станции под Краснотурьинском и показал хорошую эффективность и ремонтопригодность. В то же время мы испытывали трудности с ремонтом авиаприводов АИ-20, которые изготавливались только на Украине. Они использовались в качестве приводов для электростанций автономного энергоснабжения КС и имели очень маленький межремонтный интервал (1000 ч, что в условиях непрерывной работы составляет всего полтора месяца). При этом ремонтировать их можно было только на Украине. Выяснилось, что КБ «А. Люлька-Сатурн» как один из разработчиков этого двигателя располагает конструкторской документацией на него. За счет доступа к технической документации мы смогли осуществить квалифицированный узловой ремонт АИ-20. Запчастей не было, но мы собирали из двух двигателей один и таким образом смогли поддерживать энергонезависимость КС до тех пор, пока АИ-20 не заменили авиаприводами пермского производства, которые, кстати, мы также вместе с пермяками адаптировали «к земле» сами, взяв первый контур от газотурбинного двигателя Д-30П с самолета МИГ-29. 

– Как была организована система руководства ТОиР, кто принимал и согласовывал решения?

– Я тогда был начальником отдела компрессорных станций объединения. Руководил всем процессом заместитель генерального директора «Тюментрансгаза» по КС Анатолий Николаевич Штро. Этот человек, прошедший серьезную ремонтную школу, начиная с должности инженера по эксплуатации оборудования КС, был основным идеологом нашей системы ремонта, я многому у него научился. Анатолий Николаевич 47 лет проработал в системе «Газпрома», ему предлагали в свое время переехать в Германию, но он отказался. В 1998 г., когда я был уже генеральным директором «Тюментрансгаза», а он – пенсионером, я предложил Анатолию Николаевичу возглавить подразделение по ремонту авиационных приводов на ремонтной базе в г. Краснотурьинске. И он с этим отлично справился. 

– Анатолий Николаевич рассказывал, что принимал участие в проекте поставок для «Тюментрансгаза» авиаприводов Rolls-Royce RB-211. Тех самых, которые были впоследствии задействованы в «Северном потоке»…

– Это был хороший перспективный двигатель, мы планировали его закупать, но проект, над которым мы работали более двух лет, так и не был реализован. 

– Расскажите, пожалуйста, о следующем витке эволюции ремонта – его централизации в середине «нулевых». Как известно, ООО «Газпром трансгаз Югорск» последним передало свои ремонтные подразделения ООО «Газпром центрремонт». Почему?

– В начале 2000-х гг. в «Газпроме» началась реструктуризация, создание вертикально-интегрированной компании. Мы наконец-то «слезли с картотеки», получив возможность зарабатывать «живые» деньги и ими же расплачиваться. Передавать в новые руки годами сложившуюся систему ремонта в столь крупной газотранспортной организации я просил в последнюю очередь: важно было убедиться, что новая структура уже «натренирована» на опыте работы с другими территориальными филиалами.

По отношению к системе централизованного ремонта, существовавшей при Соколовском и Первушине, мы развили практически все виды ремонта всего технологического оборудования компрессорных станций, основного технологического и вспомогательного, значительно усилили его качество. У нас выполнение планов ремонта, включая капитальный, дошло до 100 %. Мы освоили узловой ремонт на кустовых ремонтных базах (КРБ). Оснастили КРБ всем необходимым оборудованием, инструментом, наладили обучение персонала. Сделали совершенной систему ремонта, развили диагностику и дефектоскопию и в итоге достигли высокого уровня надежности работы оборудования. И вот, когда это все было сделано, начали «резать по живому», т. е. опять разделять ремонт и эксплуатацию. В первую очередь это было болезненно для коллектива. Цели опять стали разными, ремонтников заставили жить с объема, а эксплуатационников – с надежности, с разными зарплатами и соцпакетом.

У нас была лучшая в «Газпроме» система ремонта, ориентированная не на объем работы, а на надежность работы оборудования. Мы понимали, что не бывает надежной работы оборудования без качественного и своевременного ремонта.
И эксплуатационник, и ремонтник уже работали в одной связке. У всех была повременно-премиальная оплата труда, и все были заинтересованы в надежной и бесперебойной работе техники, а не в количестве ремонтов. Мы искали пути повышения надежности работы оборудования, такие как использование системы параметрической диагностики, вибродиагностики. При каждой газокомпрессорной службе была создана должность инженера-диагноста, который находился на станции и занимался определением фактического состояния оборудования и сроков вывода его в ремонт. Фактически мы подошли к реализации мечты нашего идеолога Анатолия Николаевича Штро: ремонт по техническому состоянию.

– Но сейчас в «Газпроме» также взят курс на переход к эксплуатации и ремонту по фактическому техническому состоянию… Значит ли это, что начинается новая «эпоха децентрализации», или это новые схемы при прежней парадигме?

– Все новое, как правило, – это хорошо забытое старое. Попробуйте посмотреть на ситуацию глазами человека, который в свое время объединил усилия ремонтников и эксплуатационников во имя работоспособности оборудования, а не количества часов его ремонтного простоя.

При централизованной схеме сервиса персонал ПТП получал сдельно-премиальную оплату труда от объемов выполненных работ. Эксплуатационники были заинтересованы в том, чтобы оборудование чаще работало, а ремонтники – в том, чтобы оно чаще ломалось. А мы сделали так, чтобы оплата труда ремонтника также зависела не от количества ремонтов, а от работоспособности оборудования.

В советские годы мы называли наши объекты в Надыме, Пелыме и Ивделе «черными дырами» – там простаивало до половины оборудования. Только в Пелыме и Надыме одновременно работали бригады Брянского, Щелковского, Наро-Фоминского и Камышинского ПТП «Газэнергосервиса». Программа ремонта при этом не выполнялась, турбины простаивали по полгода, и ничего с этим нельзя было сделать. Работая уже в нашей системе, введя коэффициент работоспособности оборудования в качестве главного критерия оплаты труда для эксплуатации и ремонта, мы в течение двух-трех лет привели ситуацию в порядок.

– Коэффициент работоспособности оборудования – что это за величина, как вычисляется?

– Я разработал и ввел новое понятие «коэффициент работоспособности оборудования», на основе которого рассчитывались квартальные и годовые премии как для эксплуатационников, так и для ремонтников. В виде формулы это выглядит так:

где Т_раб – время работы ГПА (измеряется в часах); Т_рез – время простоя ГПА в резерве (в часах); Т_календ – расчетный календарный срок (если это год, то 8760 ч); К_раб – коэффициент работоспособности оборудования.

К примеру, в состав компрессорного цеха входят восемь турбин. При условии, что шесть из них постоянно работают, а две находятся в резерве, коэффициент работоспособности оборудования составляет единицу. Если из этого же количества в резерве находится одна турбина, а другая простаивает, выведенная в капремонт, то коэффициент работоспособности оборудования составит уже 0,875. Показатели Краб ниже этого значения у нас считались неэффективными, и премия не выплачивалась. Это стимулировало работников сокращать простой оборудования, выведенного в ремонт, до минимума, и биться за его надежную работу, а значит, за качественный ремонт.

– То есть главный фактор эффективности ремонта – человеческий фактор?

– Не только эффективности ремонта, но и эффективности работы всей компании. Цели компании и каждого сотрудника должны совпадать, а все перемены к лучшему начинаются с мотивирующих изменений в жизни сотрудника, таких как признание, карьерный рост, материальное вознаграждение за работу и социальное обеспечение семьи.

У нас были нелегкие условия работы и семейного быта: Север, поселки, трасса, тайга. Поэтому мы фактически одними из первых в «Газпроме» стали уделять больше внимания социальной политике, разработав соответствующий коллективный договор. Социальная политика нашего предприятия должна была компенсировать людям те вопросы, которые человек самостоятельно решить не может, даже имея хорошую зарплату. Например, проблемы со здоровьем, жильем. Наш девиз того времени: кто хорошо работает, имеет право хорошо жить, а кто хорошо живет, не имеет права плохо работать. Я всегда говорил: если дома у работника все хорошо и здоровье в порядке, он будет трудиться с полной отдачей. Не нужно его понукать – лучше мотивировать. Система транспорта газа требует жесткой технологической дисциплины, что, в свою очередь, нуждается в жестком управлении. Все это смягчить, уравновесить может только социальная политика. Человек должен чувствовать истинную заботу о себе. Благодаря этому текучесть кадров у нас никогда не превышала 1,5–2,0 %.

– Возвращаясь к историческому опыту: какие преимущества ремонтной модели «Тюментрансгаза» могли бы оказаться полезными в современных условиях?

– Я вижу решение вопроса повышения эффективности эксплуатации и ремонта оборудования «Газпрома» в правильном балансе централизации и децентрализации этих процессов. Необходимо поручить весь текущий ремонт эксплуатирующим организациям, централизованно заниматься только модернизацией оборудования, реконструкцией объектов. Тогда все будет работать идеально. 

Развитие лазерного оборудования и технологий обработки металлов получило огромный толчок с появлением на рынке волоконных лазеров, мощность которых сегодня достигает десятков и сотен киловатт. Лазерная сварка металлов волоконными лазерами обеспечивает высокие характеристики сварных швов благодаря [1, 2]:

• ведению процесса в режиме глубокого («кинжального») проплавления;

• малому объему расплавленного металла и незначительному размеру зоны термического влияния (ЗТВ);

• высоким скоростям ведения процесса и др.

Помимо этого использование волоконных лазеров позволяет осуществлять транспортировку лазерного излучения на большие расстояние от источника, а перемещение луча возможно практически по любой траектории.

В основу технологии лазерной сварки кольцевых неповоротных стыков труб заложена возможность сварки корня в режиме глубокого проплавления (величина притупления, провариваемого первым проходом, может достигать 8 мм) и заполнения разделки с углом раскрытия 2º с присадочной проволокой [3, 4].

Предлагаемая разделка кромок снижает объем наплавляемого металла более чем в 3 раза по сравнению с применяемыми дуговыми способами в узкую перетачиваемую разделку кромок (рис. 1). Малый угол раскрытия кромок и применение волоконного лазера в качестве высококонцентрированного источника тепла позволяет вести процесс на скоростях, превышающих скорость других автоматических процессов сварки. При этом лазерный процесс не подвержен влиянию магнитных полей труб и исключает необходимость механических осцилляций горелки, характерных для дуговой сварки.

Отработка технологии проводилась на трубах класса прочности К60 с толщиной стенки 25,8 мм. Для реализации проекта была разработана установка УЛСТ-1 диаметром 1420 мм (рис. 2) для лазерной сварки неповоротных кольцевых стыков труб, в состав которой входят: орбитальный манипулятор, включающий две оптические лазерные головки, направляющий пояс и механизм подачи проволоки, два лазера и два чиллера, пневмокомпрессор, электрошкаф и газовые баллоны.

Технология лазерной сварки неповоротных кольцевых стыков труб большого диаметра (ТБД) была разделена на два этапа: сварка корня и заполнение разделки с нанесением облицовочного слоя.

Сварка корня проводилась за один проход с добавлением присадочной проволоки. Заполнение узкощелевой разделки присадочной проволокой осуществлялось с применением сканирования лазерным лучом.

После операции подготовки кромок на трубу был установлен направляющий пояс, затем производились сборка труб на внутреннем центраторе, предварительный подогрев стыка и сварка корня шва. Заполнение разделки и облицовка осуществлялись уже на других сварочных постах.

Требования к сварным соединениям согласно нормативной документации приведены в таблице.

Поскольку для отработки технологии необходимо было производить сварку в различных пространственных положениях, а также экспериментировать с наклонами оптической лазерной головки, для удобства использовали роботизированный комплекс (рис. 3).

Сначала режимы подбирались на пластинах в различных пространственных положениях, затем отрабатывались на сегментах труб и переносились на реальный стык трубы.

Сварка корня проводилась с высотой притупления 5–8 мм.

Наибольший интерес представлял подбор способа сварки и режима в потолочном положении ввиду трудности формирования обратного валика необходимой высоты, а также стекания металла внутрь разделки (рис. 4). Проводился проплав пластин толщиной 5–8 мм, подбирался угол скоса притупления в разделке от 0 до 45º, а также выполнялась сварка по зазору.

Для заполнения разделки проволокой подбирались оптимальная плотность мощности излучения, а также параметры колебания лазерного луча.

На рис. 5 представлены шлифы поперечного сечения сварных швов с различной высотой заполняющих слоев. Приведены графики изменения твердости по ширине шва.

Для нанесения облицовки производился подбор погонной энергии для получения необходимого уровня твердости в ЗТВ. Также отрабатывалось получение валика стабильной геометрии в различных пространственных положениях.

Микроанализ сварных швов, выполненных в различных пространственных положениях, показал, что геометрия и структуры швов схожи. Ширина ЗТВ составила максимум 1,8 мм.

Структура как корневого шва, так и околошовного участка зоны термического влияния (ОШУ ЗТВ) оказалась преимущественно бейнитной с незначительным содержанием мартенситной фазы. Твердость ОШУ ЗТВ составила 250–265 HV₁₀, металла шва – 230–245 HV₁₀ (рис. 6).

В металле заполняющих швов наблюдалась практически бейнитная структура – как в самом шве, так и в его ОШУ ЗТВ. Их твердость была практически одинакова и колебалась в пределах 220–240 HV₁₀.

В облицовочном шве было отмечено формирование структур, отличающихся более высокой дисперсностью и твердостью (255–270 HV₁₀). Максимальная твердость наблюдалась на линии сплавления и не превышала 280 HV₁₀.

Для получения данных о скорости охлаждения сварных соединений были проведены исследования с записью термических циклов. Поскольку считается, что скорость охлаждения от всех заполняющих слоев одинакова, то измерения проводились только для первого заполняющего слоя. Запись термических циклов проводилась на сегментах труб в трех пространственных положениях: нижнее, вертикальное и потолочное (рис. 7).

На рис. 8 показаны скорости охлаждения, полученные при лазерной сварке трубной стали. Сопоставление скоростей охлаждения, полученных при лазерной сварке сегментов, с термокинетической диаграммой распада аустенита стали типа 10Г2ФБЮ показало, что при скоростях охлаждения свыше 50 °C/c в сварном соединении начинается формирование мартенситной фазы.

При сварке контрольных сварных соединений (КСС) были использованы элементы труб с разделкой кромок, приведенной на рис. 9. Сварка осуществлялась со следующими проходами: корневой (сварка притупления), корректирующий (выравнивание поверхности верхней части корневого шва для подготовки под заполнение), заполняющий и облицовочный.

Результаты предварительных механических испытаний образцов, вырезанных из КСС, были признаны удовлетворяющими требованиям нормативной документации.

При испытаниях на статическое растяжение разрушение происходило по основному металлу. После статического изгиба на 180º дефектов не было обнаружено. Ударная вязкость сварных соединений оказалась выше установленной нормы (рис. 10).

Результаты механических испытаний образцов, вырезанных из КСС (полученные на базе испытательного центра «Политехтест» при Санкт-Петербургском политехническом университета им. Петра Великого), также удовлетворяли требованиям нормативной документации (рис. 11).

Результаты неразрушающего контроля показали отсутствие дефектов недопустимых размеров и в целом небольшое число дефектов на протяжении всего кольцевого сварного шва.

Неразрушающий контроль был выполнен следующими методами: визуальным измерительным (ВИК), радиационным (РК) и ультразвуковым (УЗК).

Для проведения РК использовалась система цифровой радиографии «ТРАНСКАН» с панорамной схемой контроля.

Для проведения УЗК была использована система механизированного УЗК Harfang Veo GS c комбинированным акустическим блоком, включающим преобразователи на фазированных решетках и TOFD (дифракционно-временной метод контроля).

Ранее (до сварки КСС) были выполнены исследования темплетов, вырезанных из сварного шва. Трехмерная компьютерная рентгеновская томография показала, что в представленных темплетах недопустимые дефекты отсутствовали [5], о чем свидетельствуют результаты, приведенные на снимках сегмента шва (рис. 12).

Для реализации технологии лазерной сварки труб на базе установки УЛСТ-1 в трассовых условиях в начале 2017 г. был разработан самоходный агрегат лазерной сварки – САЛС (рис. 13).

При проектировании контейнера для размещения оборудования была предусмотрена возможность работы САЛС в сложных погодных условиях, быстрой замены вышедших из строя механизмов через боковые панели, обеспечения необходимого режима.

Внутри контейнера располагаются:

• два волоконных иттербиевых лазера серии ЛС, каждый из которых обеспечивает выходную мощность до 10 кВт, производства ООО «НТО «ИРЭ-Полюс». Конструкции лазера выполнены в виде отдельных стоек. Для транспортировки выходного излучения из стойки выходит волоконно-оптический кабель, оканчивающийся оптическим коннектором;

• два чиллера серии LC, которые автономно обеспечивают охлаждение;

• блок электропитания и управления (включая программатор – для программирования и проверки параметров на УЛСТ);

• дизельный генератор мощностью 160 кВт;

• промышленный винтовой маслозаполненнный компрессор Atlas Copco GA22 FF;

• две кассеты для баллонов с газовой смесью емкостью по четыре баллона в каждой.

Палатка сварщика служит для размещения орбитального манипулятора (навесного сварочного оборудования) и представляет собой сборно-разборную конструкцию, имеющую две двери, лестницу на крышу, четыре вентилятора, два прожектора, четыре пенала под сварочную проволоку, четыре розетки на напряжение 220 В переменного тока, два держателя для шлифмашинок.

Навесное сварочное оборудование – орбитальный манипулятор – включает (рис. 14):

• направляющий пояс (на рисунке показаны как пневматический пояс, так и предусмотренный в комплекте набор гибких направляющих поясов на диаметры 500–1420);

• две сварочные каретки, оснащенные оптической лазерной головкой FLW, датчиком положения сварочной каретки, датчиком слежения за разделкой кромок, механизмом подачи проволоки;

• пульт дистанционного управления.

В качестве самоходного шасси был выбран трековый трактор с двигателем ЯМЗ-НД3 и усиленной рамой с увеличенными сечениями лонжеронов.

Кран-манипулятор имеет грузоподъемность до 1,7 т на вылете стрелы 7 м. Контейнер – съемный, изготовленный из сэндвич-панелей, с автономной системой пожаротушения и отопления.
В стандартной комплектации предусмотрена эксплуатация машины в условиях низких температур. Габаритные размеры шасси позволяют производить отгрузку агрегатов железнодорожным транспортом по 2 шт. на платформе (рис. 15).

Преимущества лазерной сварки труб комплексом САЛС с применением установки УЛСТ-1 следующие:

• высокая производительность сварочно-монтажных работ;

• низкий расход сварочных материалов и защитных газов;

• высокие механические свойства сварных соединений;

• низкое энергопотребление (за счет высокого КПД волоконных лазеров) – 160 кВт;

• малое разбрызгивание металла;

• возможность применения данного оборудования в широком спектре номенклатуры труб (диаметром 500–1420 мм, толщиной 8–38 мм), технологий и сварочных материалов.

САЛС труб с применением УЛСТ-1 был продемонстрирован на 18-й Международной выставке-конгрессе «СВАРКА/WELDING-2017» (рис. 16), проходившей 25–28 апреля 2017 г. в Санкт-Петербурге.

В настоящее время комплекс САЛС с применением УЛСТ-1 готовится к серийному производству. Формируется инфраструктура для продаж и сервисного обслуживания, гарантийный срок на комплекс с промышленной лазерной установкой составит три года. 

Требования к сварным соединениям согласно нормативной документации

Магистральные трубопроводы ПАО «Газпром» расположены в регионах с различными природно-климатическими условиями, и зачастую строительство, реконструкция, ремонт и техническое обслуживание данных инженерных сооружений связаны с техническими сложностями и большими затратами. Для поддержания газотранспортной системы в исправном техническом состоянии и снижения возможных рисков эксплуатации особую актуальность для ПАО «Газпром» приобретают планово-предупредительные работы, позволяющие осуществлять ремонт наиболее изношенных участков трубопроводов. Одной из базовых составляющих ремонта является неразрушающий контроль сварных соединений трубопроводов, сосудов, металлоконструкций различными методами: визуально-измерительным, радиографическим, ультразвуковым и др.

Стоит отметить, что УЗК – более безопасный по сравнению с радиографическим контролем и оперативный метод, позволяющий решать задачи выявления и оценки внутренних дефектов объектов.

Существующие технологии неразрушающего контроля и нормы оценки качества регламентируются отраслевыми нормативными документами (НД), базирующимися на опыте работ 1970–1980 гг. [1], и не отвечают в полной мере современным требованиям по качеству и производительности. Такое несоответствие не может не сказаться на выполнении ремонта в плановых объемах и в непростых экономических условиях.

Традиционные технологии УЗК, регламентированные требованиями НД [2–4], предусматривают проведение процесса одним датчиком в ручном режиме и в данном представлении традиционно состоят из следующих этапов:

1) настройка оборудования на образцах;

2) сканирование объекта контроля;

3) локализация и измерение параметров выявленных несплошностей (амплитуда, условные размеры, координаты, косвенно тип дефекта и т. п.);

4) оценка допустимости выявленных дефектов и фиксация их в протоколах и заключениях.

Эта технология требует большого количества времени и, соответственно, трудозатрат. Кроме того, ультразвуковой ручной контроль – трудоемкий, сложный процесс, требующий высокой квалификации специалиста при поиске и оценке дефектов, определении посторонних («ложных») сигналов, визуализируемых на экране дефектоскопа.

При современном уровне развития диагностических средств на МГ ежегодно выявляются и устраняются десятки тысяч как технологических, так и эксплуатационных дефектов. Поэтому резко возрастает потребность в высокопроизводительном оборудовании, позволяющем выполнять контроль основного металла (труб, соединительных деталей трубопроводов (СДТ), сосудов) и сварных соединений объектов МГ с фиксацией результатов контроля на бумажных и электронных носителях.

С учетом разнообразия задач контроля объектов ПАО «Газпром» было разработано новое оборудование ручного механизированного и автоматизированного УЗК – УИУ серии «СКАНЕР», позволяющие существенно сократить время контроля за счет перемещения механического приспособления с акустическими блоками и автоматической фиксации при определении параметров дефектов.

Установка (рис. 1) состоит из восьмиканального дефектоскопа, акустических блоков, механических приспособлений, информационных кабелей и соответствующих программ и позволяет осуществлять контроль с автоматической расшифровкой результатов: определяет координаты дефекта, зону расположения, его высоту, тип и протяженность за счет дискретности обработки измерений.

Блоки акустических преобразователей устанавливаются в механическом приспособлении по обе стороны от контролируемого сварного соединения. Оператор-дефектоскопист вручную перемещает механическое приспособление вдоль сварного соединения. При этом происходит сканирование УЗ-волнами всего сечения сварного соединения. Отраженные волны принимаются акустическими блоками, после соответствующей программной обработки определяются параметры обнаруженных дефектов. Данная технология контроля позволяет прозвучивать все сечение сварного шва без поперечного перемещения пьезоэлектрических преобразователей (ПЭП), как при традиционных (классических) схемах контроля (рис. 2).

В ходе обработки сигналов, получаемых при сканировании, установка по измеренным амплитудам определяет параметры дефектов в соответствии с заданным алгоритмом (по тактам). При этом реализуются различные схемы УЗК, измеряются пройденный путь и координаты расположения дефекта (рис. 3, таблица).

Предлагаемая технология УЗК с применением УИУ «СКАНЕР» обеспечивает:

• равномерную чувствительность по сечению и ширине шва;

• слежение и учет уровня акустического контакта (АК) при обработке сигналов;

• высокую достоверность контроля при применении ПЭП с разными углами ввода и использовании 16 схем и методов прозвучивания одновременно на каждом миллиметре сканирования, что позволяет идентифицировать дефект по характеру (плоскостной, объемный, переходной формы) и зоне расположения в сварном соединении (верх, середина, низ), оценить реальные параметры (длину, высоту и тип) и эквивалентные размеры дефекта, производить слежение за уровнем акустического контакта на каждом миллиметре пути;

• высокую оперативность и мобильность: скорость сканирования — до 1 м/мин;

• автоматическую расшифровку результатов контроля по заданному алгоритму;

• получение документа контроля всего сварного шва;

• многофункциональное использование: УЗК сварных швов (стыковых, тавровых, угловых, нахлесточных); УЗК основного металла околошовной зоны, в том числе определение недопустимой коррозии и расслоения металла (сканирующая толщинометрия); режим ручного дефектоскопа; режим ручного толщиномера.

Одним из вариантов практического применения установок была работа на повышение достоверности и надежности УЗК сварных соединений газопроводов при больших смещениях кромок и разнотолщинности сварных элементов. В результате исследований были разработаны специализированная акустическая многоэлементная система, программные алгоритмы, позволяющие распознать образы дефектов на фоне конструктивных помех, вызванных наличием больших смещений и разнотолщинности сваренных элементов. Также были созданы методика [5] механизированного УЗК сварных соединений при больших смещениях кромок и разнотолщинных элементов с помощью УИУ и соответствующее программное обеспечение. Методика [5] позволяет проводить неразрушающий контроль и давать объективную оценку качества сварным соединениям, расширив критерии их контролепригодности в режиме автоматической фиксации и расшифровки результатов УЗК за счет дополнительной обработки корневой и облицовочной зон сварного шва, геометрические параметры которых в данном случае дают множество ложных сигналов. Наиболее актуальное направление методика получила при контроле сварных соединений, находящихся в эксплуатации, при диагностировании объектов магистральных трубопроводов, имеющих большее смещение кромок, чем регламентировано НД, а также при контроле разнотолщинных соединений труб, труб с СДТ и трубопроводной арматурой (ТПА) (рис. 4, 5).

В 2008 г. была разработана методика контроля УИУ (в режиме дефектоскопа общего назначения), позволяющая дать оценку качества выявляемых при эксплуатации заварок сквозных отверстий (рис. 6), проделанных при строительстве для протаскивания сварочного кабеля внутрь трубы, исключая необоснованную вырезку катушек из обследуемого участка без снижения надежности. В процессе работы над методикой диагностики мест заварки сквозных отверстий на теле трубы [6] был проведен анализ дефектов, выявляемых в диагностируемых заварках, разработаны схемы и алгоритмы контроля, а также нормы браковки (оценки качества) дефектов. Были созданы совместимые с УИУ специализированные акустические преобразователи и приспособления к ним, реализующие алгоритмы и методику контроля заварок.

В рамках выполнения НИОКР 2015–2016 гг. на тему «Разработка автоматической системы обработки результатов при оценке работоспособности сварных соединений, полученных с применением акустических систем безжидкостной передачи УЗ-колебаний в контролируемый металл сварных соединений» на первом этапе исследования были разработаны акустические блоки «сухого» контакта (рис. 7, 8), позволяющие передавать УЗ-колебания в контролируемый металл без использования контактной жидкости за счет упругого синтетического протектора. В процессе работы была показана принципиальная возможность создания на их основе многоэлементных акустических блоков. С их применением был реализован автоматизированный контроль установкой серии «СКАНЕР» (модель «УМКА») (рис. 9) сварных швов и основного металла труб различных диаметров в цеховых и полевых условиях в целях обнаружения недопустимых дефектов в кольцевых швах трубопроводов. Контроль осуществлялся в соответствии с [7, 8] и другими НД.

Результатом работы стала полезная модель «Акустический блок «сухого» контакта», правообладателем которой является ООО «Газпром трансгаз Чайковский».

Автоматизированный ультразвуковой контроль сварных швов проводится со скоростью сканирования до 1,5 м/мин с «сухим» акустическим контактом или с небольшим (5 г/м) увлажнением исследуемой поверхности. При проведении автоматизированного контроля происходит оценка характера и параметров выявляемых дефектов. На каждом миллиметре сварного шва осуществляется слежение за акустическим контактом. При использовании внешнего компьютера возможны поканальная фиксация амплитуд дефектов, просмотр отдельных изображений сигналов, а также применение TOFD- и ЗТ-методов для уточнения параметров дефектов.

В рамках выполнения второго этапа НИОКР была создана система автоматической оценки работоспособности сварных соединений, которая базируется на программном комплексе, позволяющем в автоматическом режиме обработать результаты УЗК-установками.

На первом этапе система осуществляет подсчет количества и протяженности дефектов в сварном соединении с учетом их послойного расположения в сечении шва (верх, середина, низ). На втором этапе проводится определение основных параметров дефектов: координаты начала, длины, высоты, расположения, типа. На третьем – схематизация (объединение) близлежащих одиночных и групповых дефектов в соответствии с критериями
СТО Газпром 2-2.4-715–2013 [9].

На четвертом этапе по окончании процедуры схематизации анализируется соответствие обнаруженных дефектов нормам длины и высоты дефекта, указанным в файле номограммы (график зависимости высоты и протяженности дефектов для определения их максимально допустимых размеров, рассчитанный по совокупности исходных данных контролируемого участка трубопровода), соответствующей по диаметру, толщине и классу прочности труб, категории трубопровода, рабочему давлению, смещению сваренных кромок. По результатам сопоставления обнаруженных параметров с размерами максимально допустимого дефекта, приведенного в соответствующей номограмме, делается вывод о допустимости или недопустимости данного дефекта в сварном соединении.

В программном комплексе реализована оценка работоспособности второго уровня в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.4-715–2013 (рис. 10–12). При этом результаты оценки дефектов были схематизированы по высоте расположения в смежных слоях. Такой подход технически обоснован для контроля установками, поскольку обработка результатов сканирования выполняется послойно.

Функционал системы применим для оценки качества сварных соединений, выполненных при проведении ремонта линейной части трубопроводов. Номограммы максимально допустимых дефектов построены с учетом гарантированных значений механических характеристик трубопроводов в соответствии со стандартом [9] и с учетом фактического состояния ремонтируемого участка, а также условий эксплуатации.

Для применения методики был разработан и согласован с ПАО «Газпром» СТО «Газпром трансгаз Чайковский» 08-01–17 [10].

ООО «АЛТЕС» совместно со специалистами ПАО «Газпром», ООО «Газпром трансгаз Чайковский», ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработаны нормативные документы (стандарты, методики, инструкции) для практического применения технологий неразрушающего контроля и оборудования на объектах ПАО «Газпром».

В дочерних газотранспортных и газодобывающих организациях ПАО «Газпром» в 1998–2016 гг. внедрено более 150 УИУ серии «СКАНЕР». Из них 23 используются ООО «Газпром трансгаз Чайковский». Помимо этого более 600 таких установок применяются подрядными организациями при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте объектов ПАО «Газпром».

Применение специализированных УЗ-преобразователей и методик решения задач контроля угловых сварных соединений, тройников с накладками, нахлесточных соединений усиливающих сварных муфт, заварок сквозных отверстий труб позволяет дать точную и достоверную оценку качества сварки в целях повышения надежности и продления ресурса участков газопроводов при эксплуатации и ремонте.

Специфика строительства и эксплуатации объектов магистральных газопроводов (МГ) требует повышения надежности и качества сварных соединений, а также увеличения производительности труда за счет применения механизированных и автоматических способов сварки.

В целях исключения вероятности повреждения герметизирующих уплотнений трубопроводной арматуры, регуляторов давления газа и другого оборудования объектов МГ все более актуальным становится вопрос применения «бесшлаковых» технологий сварки при выполнении корневого слоя шва, снижающих риск загрязнения полости трубопроводов сварочным шлаком, брызгами расплавленного металла. При монтаже запорно-регулирующей арматуры, соединительных деталей трубопроводов технологической обвязки [1], а также в других случаях выполнения разнотолщинных соединений с несимметричными свариваемыми кромками необходима технология сварки, позволяющая при одностороннем доступе к стыку обеспечить гарантированный провар с получением обратного валика корневого шва заданной формы, даже если при сборке невозможно обеспечить равномерный зазор между свариваемыми кромками. Особенно остро данный вопрос стоит при выполнении захлестных стыков при проведении планово-профилактических и ремонтно-восстановительных работ в ходе эксплуатации МГ. Мировой опыт показывает, что одной из самых эффективных технологий сварки, отвечающей перечисленным требованиям, является технология механизированной аргонодуговой сварки неплавящимся электродом с присадочной проволокой [2, 3].

Основным преимуществом механизированной подачи сварочной проволоки является увеличение скорости сварки в 5 раз по сравнению со стандартным выполнением сварного соединения ручной аргонодуговой сваркой неплавящимся электродом (РАД), при которой присадочная проволока (пруток) подается сварщиком вручную. Еще одним неоспоримым преимуществом по сравнению с традиционным способом сварки РАД является то, что сварщику необходимо следить только за процессом формирования сварного шва, не отвлекаясь на подачу проволоки (прутка) в сварочную ванну. Кроме того, механизация подачи позволяет выполнять подогрев сварочной проволоки по заданным режимам [4, 5], регулировать режим подачи присадочной проволоки по заданным программным способом режимам, что также способствует увеличению производительности и получению высоких механических свойств наплавленного металла (металла шва).

В 2015–2016 гг. по программе НИОКР ПАО «Газпром» Научно-производственным предприятием «Технотрон» на базе ООО «Газпром трансгаз Чайковский» был разработан отечественный комплекс сварочного оборудования «АРГО» для МАД в монтажных условиях. Результатом данной разработки является согласованный в 2016 г. Департаментом ПАО «Газпром» Стандарт организации (ООО «Газпром трансгаз Чайковский») «Инструкция по механизированной аргонодуговой сварке фокусированной дугой с импульсной подачей подогретой присадочной проволоки для ремонта трубопроводов технологических объектов МГ» с областью применения на трубопроводах диаметром от 159 до 1420 мм включительно, с толщинами стенок от 5 до 32 мм включительно, из стали классом прочности свыше К54 до К60 включительно».

Разработанная технология предусматривает реализацию процесса сварки фокусированной дугой (импульсно-дуговой процесс сварки) с импульсной подачей подогретой присадочной проволоки сплошного сечения [6, 7]. Возможности сварочного оборудования «АРГО» позволяют выполнить наложение высокочастотной модуляции на сварочную дугу (фокусировка сварочной дуги) при сварке корневого слоя шва, что гарантирует получение обратного валика при стягивании зазора между свариваемыми элементами до 1,5 мм. При сварке заполняющих слоев шва наложение модуляции способствует улучшению сплавления кромок. Сварка фокусированной дугой улучшает перемешивание расплавленного металла и повышает прочность сварного шва. Подогрев сварочной проволоки при сварке заполняющих и облицовочных слоев (проходов) позволяет увеличить скорость сварки и коэффициент наплавки, что повышает производительность сварки на 30–35 %. Импульсная подача присадочной проволоки при выполнении заполняющих слоев шва (начиная со второго) улучшает сплавление (смачиваемость) кромок.

Благодаря дополнительному источнику тока напряжение через контактный наконечник подается на проволоку, и за счет сопротивления на свободном конце подающейся проволоки происходит ее нагрев. Увеличение длины вылета подающейся проволоки ведет к повышению производительности наплавки. Процесс подогрева реализован посредством серийного источника, подогрев осуществляется путем приложения отрицательного потенциала к мундштуку подачи проволоки горелки, при этом положительный потенциал подсоединен непосредственно к трубе.

При выполнении сварных соединений аргонодуговой сваркой с механизированной подачей сварочной проволоки используется модернизированная сварочная горелка. Ее конструкция позволяет настроить подачу присадочной проволоки с любой стороны от вольфрамового электрода. Кроме того, конструкция горелки предполагает установку дополнительного сопла для подачи аргона в целях защиты обратной стороны валика корневого слоя шва в условиях невозможности или нецелесообразности герметизации и подачи аргона во внутреннюю полость свариваемого трубопровода (рис. 1а, б).

При сварке контрольных сварных соединений (КСС) проводилась оптимизация режимов сварки всех слоев шва. Сварка корневого слоя шва – постоянная подача проволоки без подогрева (Cold) и отключенная фокусировка дуги в разделку шириной 3–5 мм. В месте начала сварки зазор не должен превышать 4,0 мм. Включение модуляции необходимо в случае стягивания зазора свариваемых элементов до величины менее 2,5 мм. При стягивании зазора свариваемых элементов до значения менее 1,5 мм возможно появление несплавлений и образование утяжин. Сварка корневого слоя шва осуществляется в два этапа: на спуск с 12 до 3 ч и на подъем с 6 до 3 ч, соответственно. Первый заполняющий слой шва (горячий проход) – сварка на спуск, постоянная подача подогретой проволоки без модуляции. Заполняющие слои шва – сварка на подъем, постоянная подача подогретой проволоки с фокусировкой дуги (Hot + Mod). Импульсная подача присадочной проволоки при заполнении дает улучшенную смачиваемость кромок, но приводит к образованию брызг в сварочной ванне и, как следствие, к засорению электрода, сопла и сетки горелки при сварке в потолочном положении. Облицовочный слой шва – сварка на подъем, постоянная подача подогретой проволоки без модуляции (рис. 2).

Для выполнения работ в трассовых условиях в дополнение к вспомогательному оборудованию и приспособлениям для сборки, подогрева, инвентарным укрытиям разработана передвижная ремонтная мастерская, используя которую можно автономно выполнять капитальный ремонт технологических трубопроводов (рис. 3).

Учитывая возможности бесшлаковой технологии сварки МАД, было решено рассмотреть возможность ее применения для выполнения ремонтных наплавок при ремонте труб и корпусного оборудования КС. Основными проблемами при ремонтной наплавке являются: высокая трудоемкость межслойной (межваликовой) зачистки шлаковых карманов, перегрев ремонтируемого металла, высокие напряжения, приводящие к деформациям или растрескиванию по зоне термического влияния или наплавленному металлу.

Для отработки оптимальных режимов наплавки в Инженерно-техническом центре ООО «Газпром трансгаз Чайковский» была проведена исследовательская работа по выполнению на трубах 530 х 16 мм (К60) ремонтных наплавок 150 х 150 х 5 мм проволокой сплошного сечения марки Boehler SG3-P диаметром 1,0 мм по различным режимам МАД неподогретой и подогретой проволокой в сравнении с традиционной наплавкой ручной дуговой сваркой покрытыми электродами марки LB-52U диаметром 3,2 мм. После наплавки проводилась оценка кольцевых и продольных напряжений с помощью рентгеновского дифрактометра XSTRESS 3000. Термическая, ультразвуковая обработка и проковка наплавок не проводились. Полученные напряжения сравнивались с расчетными допустимыми напряжениями для участка газопровода категории «В» (с рабочим давлением 7,4 МПа).

Сравнения результатов испытаний показали, что минимальные значения по напряжениям получены при МАД-наплавке в режиме импульсной подачи подогретой проволоки с фокусировкой дуги. В этом случае сварщик за 12 мин обеспечил в непрерывном режиме наплавку 1 кг металла на ремонтируемом участке без выполнения межслойной зачистки (рис. 4). При этом МАД-наплавка неподогретой проволокой приводит к значительному увеличению кольцевых напряжений даже по сравнению с наплавкой, выполненной ручной дуговой сваркой покрытым электродом (табл.) [8].

В ходе дальнейших исследований были проведены твердометрия и анализ микроструктуры МАД-наплавок с увеличением в 320 раз. При изучении шлифов, содержащих основной и наплавленный металл, дефектов в виде трещин в зоне термического влияния обнаружено не было. Выявленные в наплавленном металле поры были незначительны по количеству и допустимы по размерам.

Структура основного металла – феррит + перлит, мелкозернистая, имеет ярко выраженную полосчатость, обусловленную строчечным расположением перлитных колоний (рис. 5г). Зона термического влияния имеет в своем составе феррит + перлит. На рис. 5б и 5в показано постепенное перераспределение перлита из строчечных колоний в равномерное распределение в ферритную матрицу (равноосная мелкозернистая структура). В околошовной зоне зафиксировано наличие видманштеттового/игольчатого феррита (среднего и ниже среднего балла), характеризующего относительный перегрев (рис. 5б). Структура наплавленного металла представляет собой феррит + перлит (столбчатые кристаллы литого металла) (рис. 5а).

В 2016 г. ООО «Газпром трансгаз Москва» внедрило технологию МАД в производство, и в настоящее время область ее применения расширяется. За время применения МАД выполнена сварка труб малого диаметра с DN 20–100 с толщиной стенки от 2,8 до 8,0 мм.

Для выполнения сварки использовались сварочные материалы российского производства: проволока сплошного сечения марки «ПроТЭК 60» диаметром 0,9 мм и вольфрамовый электрод ЭВЛ 3-150. В качестве защитного газа использовался аргон высшего сорта. Сварка выполнялась с постоянной подачей неподогретой проволоки без фокусировки и с фокусировкой дуги (при стягивании зазора соединений с толщиной стенки свыше 5,0 мм).

В ходе работы по расширению области применения технологии МАД для труб малого диаметра был выявлен ряд особенностей. Для обеспечения гарантированного проплавления и формирования обратного валика шва при подготовке кромок перед сваркой следует выполнять разделку кромок согласно [9] независимо от толщины стенки, при этом размер притупления должен составлять 1,0–1,5 мм. Величина зазора при сборке свариваемых элементов должна находиться в следующих диапазонах:

• для соединений с толщиной стенки до 3,0 мм включительно – 0–1,5 мм;

• для соединений с толщиной стенки 3,0–8,0 мм – 1,0–2,0 мм.

При сварке труб диаметром 20–57 мм с толщиной стенки до 4,0 мм на постоянном токе (без пульсации дуги) перед выполнением заполняющего (облицовочного) слоя шва в целях недопущения провисания корневого слоя шва или его прожога необходимо контролировать остывание свариваемого соединения до температуры 100 ºС, в связи с чем сварку наиболее ответственных соединений целесообразно выполнять пульсирующей дугой с регулировкой времени и тока импульса, а также времени и тока паузы. За счет этого достигается оптимальное соотношение глубины проплавления, скорости плавления основного металла и присадочной проволоки, а также скорости кристаллизации сварочной ванны для любого пространственного положения. При этом наблюдается снижение производительности процесса сварки в импульсном режиме работы источника.

Механические испытания КСС показали высокие пластические свойства металла шва. При полном сплющивании образцов (до соприкосновения стенок образцов) металл сварного шва оставался целостным без образования поперечных и продольных трещин (рис. 6–9).

При испытании на растяжение трубчатых образцов DN 20 из стали Ст08пс c классом прочности К32 усредненное значение временного сопротивления разрыву составило 395 Н/мм2.

При сравнении РАД и МАД механизированный способ сварки показал ряд преимуществ при сварке труб малых диаметров:

• для труб малого диаметра – увеличение производительности в среднем на 30–40 %;

• за счет постоянной автоматической подачи присадочной проволоки отсутствует необходимость прерывать процесс сварки для «перехватывания» и смены прутка, при этом сокращается риск появления таких дефектов, как несплавления, непроплавы и утяжины при сварке «замков» в корневом слое шва;

• плавная и равномерная подача присадочной проволоки позволяет получить равномерный облицовочный слой шва и обратный валик, а также равную высоту заполняющих слоев шва;

• за счет автоматической подачи снижается вероятность соприкосновения присадочной проволоки и вольфрамового электрода и образования вследствие этого дефектов шва в виде вольфрамовых включений;

• уменьшение количества отходов при сварке за счет сокращения количества «огарков» присадочной проволоки (прутка).

Особо следует отметить возможность выполнения сборки на наружном центраторе стыковых соединений труб, труб с соединительными деталями и трубопроводной арматурой (рис. 10) и обеспечение выполнения сварки корневого и заполняющих слоев шва без образования карманов на кромках свариваемых элементов.

Результатом работ, проведенных НПП «Технотрон», ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и ООО «Газпром трансгаз Москва», стал согласованный в 2017 г. Департаментом ПАО «Газпром» нормативный документ «Инструкция по механизированной и автоматической односторонней сварке неповоротных кольцевых стыковых соединений труб и узлов трубопроводов». Согласно разделу 8.3.5 данного документа область применения способа сварки МАД включает сварку корневого, заполняющих и облицовочных слоев шва неповоротных кольцевых стыковых соединений труб и узлов трубопроводов диаметром 20–1420 мм включительно с толщиной стенки 2–32 мм, класса прочности до К60 включительно при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте промысловых и магистральных газопроводов ПАО «Газпром». 

Оценка кольцевых и продольных напряжений на трубах 530 х 16 мм при ремонтной наплавке 150 х 150 х 5 мм (выполнена рентгеновским дифрактометром XSTRESS 3000)

Проведение единой технической политики в области сварочного производства ПАО «Газпром», обеспечение и поддержание его высокого технического уровня являются одними из главных задач, стоящих перед Департаментом капитального ремонта.

Масштаб этих задач, в том числе в области сварочного производства, за последние годы вырос, что влечет необходимость проведения новых исследований и разработки новой НД, регламентирующей проведение сварки и контроль качества сварных соединений, как для новых инвестиционных проектов, так и для ремонта основных фондов ПАО «Газпром».

Ежегодно при проведении ремонтно-восстановительных работ в газотранспортной сети (ГТС) сваривается в общей сложности около 180 тыс. стыков. Этот объем работ выполняют сварщики 18 дочерних газотранспортных компаний, включая ОАО «Газпром трансгаз Беларусь», общей численностью 3129 человек, а также семи газодобывающих организаций численностью 784 человека. В 2015 г. в состав ПАО «Газпром» вошли ОсОО «Газпром Кыргызстан» (39 аттестованных сварщиков), ЗАО «Газпром Армения» (120 человек) и ОАО «Чеченгазпром» (21 специалист).

Необходимо отметить, что помимо проведения ремонтно-восстановительных и аварийных работ аттестованные ПАО «Газпром» сварщики выполняют такие уникальные сварочно-монтажные операции, как приварка разрезных фитингов и патрубков на действующих магистральных газопроводах (МГ) при работах по технологии врезки под давлением без стравливания газа. В 2012 г. на МГ «СЕГ-1» по этой технологии была выполнена приварка 38 фитингов (разрезных тройников) диаметром 1420 мм. Непрерывная приварка каждого тройника занимала 72 ч, рабочее давление в газопроводе при этом составляло 8,5–9,0 МПа.
В настоящее время данное направление успешно развивается, поскольку позволяет избегать стравливания большого объема (в среднем около 200 млн м3/год) газа в атмосферу.

Важнейшими мероприятиями по реализации технической политики в области сварочного производства ПАО «Газпром» являются отраслевые совещания (рис. 1), которые проводятся с 2002 г. на регулярной основе. Главными документами, определяющими развитие направления на трехлетний период, являются программы развития сварочного производства (ЦКП РСП). В настоящее время действует шестая программа на период 2015–2017 гг. Основной итог реализации указанных программ и решений отраслевых совещаний – прежде всего разработка новой НД как по технологиям сварки для строительства, реконструкции и ремонта объектов Единой сети газоснабжения (магистральных и промысловых газопроводов), так и по контролю качества сварных соединений. Общее число разработанных НД составило на сегодняшний день 90 ед., 15 из них было разработано в 2015–2016 гг. Структура основных НД отражает Концепцию совершенствования нормативной документации по сварке и неразрушающему контролю сварных соединений, направленную на актуализацию НД, сокращение количества документов (на 30–40 %) и ранжирование их по уровням. В рамках данной Концепции предусмотрена разработка пяти новых СТО Газпром, которые позволят отменить примерно 25 НД разного уровня.

Последние годы Департамент капитального ремонта планомерно проводит политику, направленную на снижение влияния человеческого фактора и уменьшение объемов сварочных работ, выполняемых с применением ручной дуговой сварки (РДС). Реализация этой политики предусматривала введение в действие в январе 2014 г. Временных требований к организации сварочно-монтажных работ, применяемым технологиям сварки, НК качества сварных соединений и оснащенности подрядных организаций при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте МГ ПАО «Газпром». Стоит отметить, что в следующем году данный документ получит статус СТО Газпром.

Значимым направлением реализации технической политики ПАО «Газпром» в области сварочного производства является совершенствование НД по аттестации специалистов, а также технологий сварки, сварочного оборудования и материалов. Одним из важных этапов в развитии данного направления стало разработанное совместно Департаментом и Национальным агентством контроля сварки и введенное в действие с 1 сентября 2016 г. Положение об аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства, производственной аттестации технологий сварки, сварочного оборудования и сварочных материалов на объектах ПАО «Газпром».

К сожалению, требования к организации сварочно-монтажных работ, технологиям сварки, объемам, методам и нормам оценки качества сварных соединений при строительстве магистральных трубопроводов на федеральном уровне были сформулированы еще в 1970–1980 гг. и до 2012 г. не менялись, несмотря на динамичные изменения в отрасли.
В то же время с 2012 г. отмечается вызывающее беспокойство у специалистов активное «параллельное» нормотворчество.

Так, с 1 июля 2015 г. под началом Технического комитета (ТК) 465 «Строительство» Федерального центра нормирования Минстроя России введен в действие СП 86.13330.2014 «Магистральные трубопроводы» (актуализированная редакция СНиП 111-42–80*) [1], содержащий в числе главных разделов раздел с требованиями к сварочно-монтажным работам при строительстве магистральных трубопроводов и НК качества сварных соединений.

В текущем году запланировано внесение на рассмотрение еще двух стандартов, а именно СП «Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Сварка и контроль ее выполнения» (ТК 465 «Строительство») и Межгосударственного стандарта «Система газоснабжения. Сварка. Технические требования» (ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность»).

Помимо этого СРО «НОСТРОЙ» в 2012 г. утвердила СТО НОСТРОЙ 2.10.64–2012 «Сварочные работы. Правила, контроль выполнения и требования к результатам» [2], содержащий раздел «Сварка магистральных трубопроводов, включая врезку под давлением».

Указанные НД разработаны и внесены на рассмотрение разными коллективами, не ранжированы, насыщены излишними подробностями, но при этом не содержат описание таких новых технологий, как лазерная и гибридная сварка, комбинированная контактно-дуговая сварка, и ряда других. При этом введенный в действие 1 июля 2016 г.
Федеральный закон № ФЗ-162 «О стандартизации в Российской Федерации» [3] недвусмысленно говорит о необходимости «достижения консенсуса при разработке стандартов» и «непротиворечивости национальных стандартов друг другу».

Хотелось бы подчеркнуть, что в данной ситуации ключевая (координирующая) роль при разработке и экспертизе стандартов по сварке и контролю должна быть отведена ТК 364 «Сварка и родственные процессы», а по сварке и НК качества сварных соединений магистральных трубопроводов вообще желательно принятие одного НД. Альтернативным решением может считаться ранжирование существующих НД с уточнением области применения каждого документа.

До последнего времени главным и единственным федеральным НД, регламентирующим строительно-монтажные работы при строительстве магистральных трубопроводов, был СНиП III-42–80* (сегодня это СП 86.13330.2014) «Магистральные трубопроводы», содержащий основные требования к сборке, сварке и НК качества сварных соединений магистральных трубопроводов. Несмотря на то что он переутверждался и переиздавался неоднократно, требования не менялись до 2014 г. Все предыдущие редакции СНиП не учитывали новых технологий – соответственно, не менялись требования к НК качества сварных соединений. Основным методом НК вплоть до 2014 г. был радиографический контроль, что было связано, в первую очередь, с широким применением (до 2000-х гг.) технологий ручной дуговой сварки, автоматической сварки под флюсом и ряда других в заводскую стандартную (широкую) разделку кромок труб. И только в 2014 г. упомянутая новая версия СНиП – СП 86.13330.2014 – существенно изменила эти требования.

С июля 2015 г. объемы и методы НК определяются в операционных технологических картах (по сути, отраслевыми НД), при этом самым важным и обязательным является требование выявления всех недопустимых дефектов.

Модификация требований к объемам и методам НК качества сварных соединений была объективно правильной и, безусловно, связана со значительными изменениями технических параметров МГ, труб и соединительных деталей трубопроводов (СДТ) и, соответственно, с изменениями требований к свойствам кольцевых сварных соединений.

Все это, а также необходимость достижения более высокого качества сварных соединений МГ потребовало широкого применения новых технологий, таких как одно- и двухсторонняя автоматическая многоваликовая сварка в смеси защитных газов (аргон + СО₂) в узкую перетачиваемую разделку. Эти технологии потребовали изменения геометрических параметров разделки кромок труб.

Новые технологии сварки с использованием автоматических комплексов в настоящее время обеспечивают быстрый темп строительства МГ и высокое качество кольцевых сварных соединений. Однако применение этих способов, несмотря на указанные достоинства, вызвало появление характерных дефектов, таких как межваликовое несплавление и несплавление по кромке.

Поэтому на сегодняшний день важен выбор не только оптимальной технологии сварки, но и современных физических методов НК, повышающих достоверность контроля и выявления всех недопустимых дефектов, с учетом новых узких разделок кромок и толщин свариваемых труб. К этим решениям прежде всего относится применение автоматизированного и механизированного ультразвукового контроля качества сварных соединений, а также цифровой радиографии.

Если говорить о требованиях ПАО «Газпром» в части НК качества сварных соединений, то главным НД выступает СТО Газпром 2-2.4-083–2006 [4]. Согласно этому документу еще 11 лет назад были определены условия, при которых ультразвуковой контроль допускается в качестве основного физического метода контроля качества сварных соединений.

После ввода в действие СТО Газпром 2-2.4-083–2006 при реализации новых инвестиционных проектов МГ потребовалась разработка дополнительных НД (методик) для выполнения работ по неразрушающему ультразвуковому контролю качества сварных соединений.

В этой связи необходимо отметить успешное применение автоматизированного ультразвукового контроля при строительстве морского участка МГ «Бованенково – Ухта» (рис. 7), морского газопровода «Джубга – Лазаревское – Сочи» и перехода через пролив Невельского МГ «Сахалин – Хабаровск – Владивосток». Несмотря на сложность внедрения механизированного и автоматизированного ультразвукового контроля в условиях сухопутных МГ, в настоящее время в этом направлении заметны существенные изменения, чему, безусловно, способствовали мероприятия последних лет, главными из которых являются квалификационные испытания средств НК качества кольцевых сварных соединений, проведенные в 2014 г. в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (рис. 2). Их результаты послужили основой формирования Реестра средств неразрушающего контроля качества сварных соединений.

Продолжается работа по созданию систем цифрового радиографического контроля, выявляющих размеры дефектов сварных соединений, в том числе по высоте, и обеспечивающих высокую достоверность контроля. Этим занимаются ООО «АСК-Рентген», Томский политехнический университет. Также следует отметить разработку и успешные квалификационные испытания установки автоматизированного ультразвукового контроля качества сварных соединений, предназначенной для НК качества кольцевых сварных соединений, выполненных контактной стыковой сваркой оплавлением (КСО), проведенные ФГАУ «НУЦ СК при МГТУ им. Н.Э. Баумана».

За истекшие три года ООО «Газпром ВНИИГАЗ» совместно с ФГАУ «НУЦ СК при МГТУ им. Н.Э. Баумана, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, ООО «НИИУ СТНК «Спектр» выполнили масштабный комплекс исследований с разработкой НД, в том числе для новых уникальных инвестиционных проектов:

• технические требования к сварке и НК качества сварных соединений при строительстве МГ «Сила Сибири» и Изменение № 1;

• НД по контактной и комбинированной контактно-дуговой сварке для строительства газопроводов;

• НД по технологиям подводной сварки;

• НД по сварке узлов трубопроводов.

Благодаря техническому перевооружению российских трубных компаний отечественные электросварные трубы для МГ сегодня считаются одними из лучших в мире. То же можно сказать и о соединительных деталях трубопроводов (СДТ). Проблема поставок штампосварных тройников диаметром 1400 мм на сегодняшний день успешно решена отечественными производителями. Следующим шагом на пути реализации стратегии импортозамещения в производстве СДТ станет освоение выпуска усиленных патрубков (велдолетов) и разрезных тройников для выполнения работ по технологии врезки под давлением. В настоящее время по ним уже разработаны Технические требования и Программа натурных испытаний, проведены испытания и согласованы ТУ (ООО «Этерно»), проведен технологический аудит производства (ООО «ИЦ «Стройэнерго»).

В части импортозамещения сварочного оборудования, применяемого на объектах ПАО «Газпром», следует отметить, что компания давно проводит планомерную политику, направленную на преимущественное использование отечественной продукции. На сегодняшний день дочерними компаниями «Газпрома» используется сварочное оборудование, более чем на 90 % состоящее из российской продукции. Этот объем может быть расширен за счет использования новых разработок отечественных производителей. К примеру, при строительстве линейной части МГ целесообразно больше внимания уделять автоматической сварке в защитных газах с применением источников и сварочных головок отечественного производства ООО «НПП «Технотрон», ЗАО «НПФ «ИТС», ООО «Нефтекамский завод трубопроводного оборудования» и др.

То же относится и к применению механизированной сварки с управляемым каплепереносом с использованием оборудования, произведенного, например, ЗАО «Уралтермосвар», ЗАО «НПФ «ИТС», ООО «НПП «Технотрон» и т. д.

При сварке трубопроводов технологической обвязки (до 200 мм) эффективно применение автоматической аргонодуговой сварки неплавящимся электродом автоматическими сварочными головками ОКА производства ООО «НПП «Технотрон», а также механизированной аргонодуговой сварки неплавящимся электродом. Достоинство этой технологии – более высокая производительность по сравнению с ручной сваркой.

К числу новых разработок относится модернизация советских технологий сварки, готовых к практическому применению и не имеющих зарубежных аналогов, таких как:

• модернизированная технология автоматической сварки с принудительным формированием шва – «Стык»;

• технология автоматической контактной стыковой сварки оплавлением (КСО) (рис. 3);

• технологии автоматической комбинированной контактно-дуговой сварки оплавлением;

• технология автоматической контактной стыковой сварки оплавлением (КСО) при строительстве и капитальном ремонте газопроводов-отводов до 300 мм включительно;

• технология лазерной орбитальной сварки неповоротных стыков труб большого диаметра и больших толщин с применением присадочной проволоки.

Технология лазерной сварки неповоротных стыков труб разработана ООО «УТС-Интеграция» и ООО «ИРЭ Полюс», о ее уникальности и высокой производительности говорят представленные на рис. 4 разделки кромок с притуплением на 5–8 мм и более и раскрытием всего 4 мм для лазерной сварки. Технология обеспечивает минимальный объем наплавленного металла (в 3 раза меньше, чем у самой высокопроизводительной технологии автоматической сварки с применением комплекса СRC-Evans AW), высокую скорость сварки (свыше 1 м/мин). Сварное соединение обладает высокими прочностными характеристиками. По технологии лазерной сварки в настоящее время завершены основные этапы квалификационных испытаний (за исключением испытаний в климатической камере) и разработана Технологическая инструкция.

За последние два года проведена работа по импортозамещению 15 марок сварочных материалов (таблица), в их числе:

• 8 марок электродов для ручной дуговой сварки;

• 1 марка порошковой проволоки для сварки в среде защитных газов;

• 3 марки проволок сплошного сечения для сварки в среде защитных газов;

• 2 марки проволок сплошного сечения для сварки под флюсом;

• 1 марка керамического флюса для сварки.

Новые сварочные материалы аттестованы и внесены в Реестр сварочных материалов, разрешенных к применению на объектах ПАО «Газпром». На сегодняшний день в данном Реестре продукцией российского производства не замещены только самозащитные порошковые проволоки и электроды для сварки труб класса прочности К65. Однако от российских компаний ожидаются заявки на аттестацию по данным позициям.

Важным направлением реализации технической политики в области сварочного производства является постоянная работа, связанная с аттестацией новых технологий, экспертизой ТУ основного и вспомогательного сварочного оборудования, сварочных и вспомогательных материалов на соответствие техническим требованиям ПАО «Газпром». Важным итогом этой работы является формирование базы данных – реестров по сварочному производству.

В настоящее время восемь таких реестров актуализированы, разделены по направлениям сварочного производства и размещены на сайте ООО «Газпром ВНИИГАЗ». По мере аттестации они постоянно пополняются в режиме on-line.

За последние два года головной экспертной организацией (ГЭО) – ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в рамках указанных СТО было проведено 24 аттестации новых технологий сварки, выполнена экспертиза 15 ТУ и проведены квалификационные испытания сварочного оборудования, а также экспертиза 34 ТУ и квалификационные испытания сварочных материалов.
В этот же период были переизданы два специализированных справочника: в 2015 г. – по сварочному оборудованию и в 2016 г. – по средствам НК качества сварных соединений.

Важным направлением реализации технической политики являются организация и проведение в соответствии с утвержденным План-графиком инспекционного контроля сварочного производства на заводах – изготовителях труб, деталей узлов трубопроводов и технологического оборудования для ПАО «Газпром». Эту работу проводит ООО «Газпром газнадзор» совместно со специалистами лаборатории сварки и контроля
ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Результаты проверок предоставляются в Департамент.

В завершение следует сказать о важности профессиональной подготовки сварщика наравне с повышением престижа этой профессии. Значимую роль в этом процессе играют корпоративные, всероссийские и международные конкурсы профессионального мастерства, в которых специалисты-сварщики дочерних компаний ПАО «Газпром» принимают регулярное участие и побеждают.

На рис. 5 представлены яркие моменты последнего смотра-конкурса на звание «Лучший сварщик ПАО «Газпром» – 2015», прошедшего в ОАО «Газпром трансгаз Беларусь» в сентябре 2015 г.

* Изготовлена опытная партия, подготовлена программа предварительных испытаний.
** Две марки проходят аттестацию.
*** Одна марка проходит испытания.

Второй опытный участок ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) введен в эксплуатацию 22 октября 2009 г. На сегодняшний день в эксплуатации находится 45 скважин. Разработка и обустройство ачимовских отложений на всех лицензионных участках является одним из основных направлений развития ООО «Газпром добыча Уренгой» в ближайшие годы.

7 августа 2014 г. при проведении плановых работ по ревизии фонтанной арматуры АФ6Д-80/65х700 К1 ХЛ газоконденсатной скв. 2114 был выявлен пропуск пластовой смеси по фланцевому соединению крестовины ЕФ6Д-80/65х700 К1 ХЛ и аварийной (контрольной) задвижки ЗМС-65х700 К1 ХЛ, после чего было принято решение о необходимости остановки скважины и разгерметизации фланцевого соединения. В ходе осмотра уплотнительного кольца БХ154 и фланцевого соединения было выявлено разрушение уплотнительного кольца и места его посадки на крестовине и запорной арматуре (рис. 1).

При замене крестовины ЕФ6Д-80/65х700 К1 ХЛ было установлено наличие повреждения места посадки под уплотнительное кольцо на надкоренной запорной арматуре ЗМСГ-80х700 К1 ХЛ, а также нарушения целостности проходного сечения надкоренной запорной арматуры ЗМСГ-80х700 К1 ХЛ и коренной запорной арматуры ЗМС-80х700 К1 ХЛ. Позже были выполнены работы по замене надкоренной и коренной запорной арматуры с заменой уплотнительных колец. В ходе проведения работ по замене запорной арматуры было обнаружено нарушение целостности проходного сечения корпуса переходника к трубной головке ПГТ 2.70 и места под посадку уплотнительного кольца, после чего была проведена ревизия элементов фонтанных арматур скважин ачимовского горизонта и выявлены аналогичные повреждения.

В феврале 2016 г. были обнаружены коррозионные повреждения внутренней поверхности газосборного коллектора куста 213 (рис. 2). Газосборный коллектор предназначен для транспорта углеводородной смеси от куста газоконденсатных скважин ачимовских отложений до газоконденсатного промысла. Общая протяженность газопровода составляет 4712 м. Ввод в эксплуатацию осуществлен 31 декабря 2010 г. Материальное исполнение трубы – сталь марки 09Г2С. Основные рабочие параметры газопровода-шлейфа 213: рабочее давление 14,4 МПа, диаметр трубопровода 325 х 14 мм, температура рабочей среды до 60 °С, температура окружающего воздуха от –60 до 40 °С. Процесс коррозии проходил преимущественно по нижней образующей трубы. Зафиксированы коррозионные повреждения локального характера, с язвами и питтингами.

Углеводороды сами по себе не являются агрессивными средами, и для коррозионного процесса в их составе должны содержаться коррозионно-активные компоненты, такие как кислород, сероводород или углекислый газ. В добываемом из ачимовского горизонта продукте содержится 0,9 % углекислого газа, его парциальное давление превышает 0,2 МПа на участках до регулятора давления, что характеризует данную среду как коррозионно-опасную в соответствии с СТО Газпром 9.0-001–2009 [1] и согласно ГОСТ Р 51365–2009 [2]. В газопроводах-шлейфах парциальное давление углекислого газа снижается до отметки в 0,117 МПа, но наличие пластовой и конденсационной воды в виде отдельной фазы интенсифицирует процесс коррозии по нижней образующей трубы.

Изложенное позволяет предположить, что наличие в составе добываемого продукта диоксида углерода и температура более 40 °C создают благоприятные условия для протекания углекислотной коррозии сталей, не обеспеченных ингибиторной защитой. Данные подтверждаются графиком на рис. 3 [3].

Углекислый газ в растворе может находиться в нескольких формах. И каждая из форм взаимодействует с ионами железа по одной из следующих реакций [4]:

Fe²⁺ + CO₃^2– = FeCO₃;

Fe²⁺ + HCO₃– = FeCO₃ + H⁺;

Fe²⁺ + H₂CO₃– = FeCO₃ + 2H⁺;

Fe + 2CO₂ + 2H₂O = Fe(HCO₃)₂ + H₂.

Таким образом, в результате углекислотной коррозии на внутренней поверхности оборудования образуются продукты коррозии, обладающие слабыми адгезивными свойствами, облегчающие эрозию поверхности арматуры потоком флюида, движущимся со скоростью 4–7 м/с, но не способным вызвать эрозию поверхности оборудования без предварительного ее коррозионного разрушения. То есть защитный слой из продуктов коррозии незначителен или отсутствует вследствие движения добываемого продукта, поэтому агрессивная среда постоянно воздействует непосредственно на незащищенную поверхность металла [5].

Возникшие трудности требовали создания службы, отвечающей за противокоррозионную защиту и коррозионный мониторинг на объектах Общества. Поэтому в целях совершенствования организационной структуры и во исполнение требований руководящих документов ПАО «Газпром» Приказом ООО «Газпром добыча Уренгой» от 12 марта 2015 г.
№ 254 функции, связанные с выполнением работ по контролю за качеством сварных соединений и техническому диагностированию оборудования, с 1 апреля 2015 г. переданы службе технической диагностики филиала ООО «Газпром добыча Уренгой» Инженерно-технического центра (ИТЦ), объединяющей специалистов неразрушающего контроля (визуальный и измерительный контроль (ВИК), радиационный контроль (РК), ультразвуковой контроль (УЗК), контроль проникающими веществами (ПВК)), группы защиты от коррозии и защитных покрытий. Служба аттестована в установленном порядке на соответствие требованиям Системы неразрушающего контроля и укомплектована оборудованием для таких видов работ, как РК, УЗК, ПВК, ВИК.

В 2016 г. Обществом приобретена ультразвуковая система скринингового сканирования трубопроводов Wavemaker G4 (рис. 4), предназначенная для быстрого обнаружения коррозии и других дефектов на внутренних и наружных стенках трубы. Wavemaker G4 выполняет комплексную инспекцию участков трубопроводов при помощи одного кольца с преобразователями, в обе стороны от которого распространяются направленные ультразвуковые волны, позволяющие с помощью эхо-сигнала получить наглядную информацию о дефектах, трещинах и коррозии трубы и др. Обследование может выполняться в процессе эксплуатации труб, заполненных жидкостью или газом. Специалисты службы технической диагностики филиала ООО «Газпром добыча Уренгой» ИТЦ прошли курс обучения и получили международные сертификаты операторов 1-го уровня на право работы на оборудовании Wavemaker G4. В настоящее время использование данной системы позволяет проводить коррозионный мониторинг трубопроводов в целях отслеживания текущего состояния объектов Общества.

Для составления полной картины коррозионной агрессивности среды на различных участках объектов УКПГ-22 с использованием собственных ресурсов была разработана система коррозионного мониторинга, позволяющая определять скорости коррозии оборудования по цепочке движения добываемого продукта от скважин до пункта измерения расхода коммерческого газа. Данная система включает два типа узлов контроля скорости коррозии. За основу был взят гравиметрический контроль скорости коррозии. До начала разработки данных устройств рассматривалось большое число стандартных вариантов установки образцов-свидетелей в поток среды, но каждый из способов предполагал изменение конструкции трубопроводов, требующих согласования проектных институтов. Поэтому для трубопроводов с высоким давлением, на которых отсутствуют штуцеры для защитных гильз, были разработаны межфланцевые узлы контроля скорости коррозии (рис. 5), а для трубопроводов, где имеются штатные места для монтажа термокарманов, – гравиметрические кассеты (рис. 6).

В настоящее время проводится коррозионный мониторинг в трубопроводах обвязки скважин ачимовских отложений, трубопроводах системы сбора газа, технологических трубопроводах УКПГ-22 с использованием межфланцевых узлов контроля скорости коррозии и гравиметрических кассет. Следует подчеркнуть, что в каждом межфланцевом узле контроля скорости коррозии на различных уровнях устанавливаются три образца – свидетеля коррозии. Для дальнейшего анализа в качестве основополагающих значений учитываются максимальные скорости коррозии для каждого узла. На рис. 7 представлены скорости коррозии на трубопроводах обвязки скважин, расположенных до регулятора давления. Практически на всех скважинах скорость коррозии превышает значение 0,1 мм/год, заложенное проектом как максимально допустимое. Стоит отметить, что на данном участке рабочее давление достигает значения 40 МПа, а температура добываемого продукта варьирует в пределах 40–60 °С, что создает благоприятные условия для протекания углекислотной коррозии. Поэтому закономерно, что на некоторых скважинах отмечено значительное превышение проектной скорости коррозии. По данным этих измерений, максимальная скорость зафиксирована на скв. 2А151 куста 2А15. Скорость коррозии верхнего образца составила 0,23 мм/год, среднего – 1,41 мм/год, нижнего – 4,63 мм/год.

Необходимо обратить внимание, что на подавляющем большинстве узлов контроля скорость коррозии на нижних образцах-свидетелях выше, чем на средних и верхних. Такая градация скорости коррозии от положения образца в узле объясняется осаждением воды в дисперсионном состоянии в нижней части потока под действием сил гравитации, поскольку вода имеет наибольшую плотность из всех компонентов смеси флюида. Растворенный в пластовой и конденсационной воде углекислый газ создает идеальные условия для протекания интенсивной коррозии. Верхние образцы, находясь в потоке газа с меньшим содержанием жидкости, корродируют с меньшей скоростью ввиду присутствия меньшего количества агрессивных компонентов.

На трубопроводах обвязки скважин после регулятора давления скорость коррозии уменьшается (рис. 8). Это происходит из-за снижения рабочего давления до 12,5 МПа и температуры до 30 °С. В целом на данном участке агрессивность добываемого продукта снижается, однако, несмотря на этот факт, присутствуют скважины с завышенными скоростями коррозии.

Дополнительно были проведены измерения скорости коррозии в конце газосборных коллекторов в здании переключающей арматуры, в цехах подготовки газа и пункте измерения расхода газа. Полученные значения находятся в допустимых пределах (на два порядка ниже проектного максимального значения).

Для выявления общей коррозионной картины внутренней поверхности газосборного коллектора куста 209, где также были зафиксированы коррозионные повреждения, в июле 2016 г. была проведена внутритрубная диагностика. Работы проводились компанией АО «Бейкер Хьюз Технологии и Трубопровод-
ный Сервис». Все выявленные дефекты трубопроводов находятся на нижней образующей трубы. На участке трубопровода протяженностью 5500 м выявлено 4500 ед. потерь металла глубиной более 10 % толщины стенки. Причем дефекты в виде потерь металла зафиксированы с различной плотностью распределения по всей длине обследуемого газопровода. Анализ полученных результатов внутритрубной диагностики и гравиметрических испытаний подтверждает серьезность возникшей ситуации и необходимость принятия мер по обеспечению противокоррозионной защиты оборудования и дальнейшему коррозионному мониторингу. Для получения полной информации по текущему коррозионному состоянию внутренней поверхности газопроводов-шлейфов в 2017 г. запланировано дальнейшее проведение внутритрубной диагностики на газосборных коллекторах ГКП-22.

В качестве еще одного способа коррозионного мониторинга в ООО «Газпром добыча Уренгой» рассматривается промышленное использование системы контроля скорости коррозии прямым измерением «АРКТЕХ-УЛЬТРАКС» производства АО «Арктех». В настоящее время система проходит опытно-промышленные испытания на трубопроводах, транспортирующих «ачимовский» газ. Данная система является неинтрузивной, т. е. для ее монтажа и использования не требуется проникновение внутрь контролируемого трубопровода. Принцип работы системы основан на измерении толщины стенки трубопровода при помощи чувствительных ультразвуковых датчиков – они устанавливаются на трубопроводе с помощью специальных хомутов, и система фиксирует с заданной периодичностью значения толщины стенки, учитывая при этом изменения температуры чувствительного элемента и непосредственно трубы. На основании результатов опытно-промышленной эксплуатации оборудования будет принято решение о возможности его применения в условиях добычи и подготовки продукции ачимовских отложений.

ВЫВОДЫ

Проблема углекислотной коррозии, возникшая в ООО «Газпром добыча Уренгой» с началом разработки ачимовских отложений, положила начало созданию оригинальной системы коррозионного мониторинга, первоначальной целью которой было получение информации по текущему коррозионному состоянию объектов и коррозионной агрессивности добываемого продукта. Не имеющая аналогов система коррозионного мониторинга позволяет проводить измерения скорости коррозии на трубопроводах с высоким рабочим давлением. Стоит отметить, что на рынке оборудования для коррозионного мониторинга отсутствуют узлы контроля скорости коррозии, работающие при давлениях свыше 16 МПа. Для получения возможности проведения коррозионного мониторинга на участках с высокими давлениями специалистами Общества разработан межфланцевый узел контроля скорости коррозии, работающий при давлениях до 40 МПа. На данное техническое устройство оформлен патент на полезную модель.

Оригинальность внедренной системы коррозионного мониторинга достигается также возможностью измерения скорости коррозии без внесения изменений в конструкцию трубопроводов. Для монтажа межфланцевых узлов и гравиметрических кассет не требуется проведение сварочных работ, отсутствует необходимость капитального монтажа дополнительного оборудования. Установка межфланцевых узлов осуществляется в имеющиеся фланцевые пары на трубопроводах, гравиметрические кассеты устанавливаются в резервные бобышки, предназначенные для монтажа термокарманов. Таким образом, после проведенных замеров скоростей коррозии и демонтажа оборудования технологическая схема трубопроводов остается в исходном состоянии.

Использование разработанной и внедренной системы позволяет получать необходимые данные для прогнозирования сроков службы оборудования, уменьшения количества отказов и в целом повысить безаварийную эксплуатацию трубопроводов и оборудования. Специалисты Общества не останавливаются на достигнутом и постоянно осуществляют модернизацию собственных разработок, а рассматривают и апробируют новейшие технологические решения отечественных разработчиков в области коррозионного мониторинга и диагностики. 

Обеспечение требуемого уровня технического состояния ТТ и подключающих шлейфов компрессорных станций (ТТ КС) напрямую зависит от достоверности получаемых результатов технического диагностирования. В свою очередь, повышение достоверности определения технического состояния и производительности технического диагностирования ТТ КС невозможно без совершенствования технологий контроля и развития возможностей средств диагностирования. При этом характеристики применяемых и вновь разрабатываемых технических средств и технологий контроля должны соответствовать действующим требованиям
ПАО «Газпром». Оценка соответствия осуществляется путем проведения системы функциональных испытаний, базирующихся на единой методологической основе [1]. Обязательным условием аттестации технологий контроля и испытаний средств технического диагностирования ТТ КС является необходимость проведения как стендовых, так и натурных (эксплуатационных) этапов испытаний, на каждом из которых осуществляются уникальные проверки оборудования и технологий, которые невозможно выполнить целиком только в стендовых или только в натурных условиях.

Стендовые этапы испытания осуществляют на специально разработанных испытательных стендах (таких, как аттестационный стенд ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), где экспериментально в максимальном объеме определяют значения дефектоскопических характеристик и основных технических показателей диагностического оборудования.

Основной целью проведения натурных испытаний является проверка качества применения испытуемых диагностического оборудования и методик контроля в реальных условиях эксплуатации и оценка соответствия характеристик требованиям
ПАО «Газпром».

Эффективность натурных испытаний определяется наличием следующих основных требований:

• испытания должны быть максимально приближены к реальным условиям эксплуатации диагностического оборудования;

• должна быть обеспечена возможность подтверждения основных дефектоскопических характеристик диагностического оборудования, определенных на этапах стендовых испытаний;

• в процессе проверки диагностического оборудования должно быть подтверждено комплексное влияние на него ряда значимых факторов.

Полномасштабные натурные испытания долгое время являлись недостающим звеном системы аттестации технологий контроля и квалификационных испытаний оборудования для технического диагностирования ТТ КС.

В целях реализации системы управления техническим состоянием и целостностью ТТ КС и рационального планирования затрат на диагностику, техническое обслуживание и ремонт перед ПАО «Газпром» стояла задача выполнения всех этапов системы аттестации технологий контроля и квалификационных испытаний средств технического диагностирования.

Решение данной задачи стало возможным благодаря совместному техническому проекту ООО «Газпром трансгаз Москва» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по созданию участка проведения натурных испытаний. В качестве натурного испытательного участка было принято решение использовать компрессорный цех (КЦ), временно выведенный из эксплуатации.
КЦ № 4 КС «Первомайская», не задействованный в настоящее время в процессе транспортировки газа, оказался идеальной площадкой с широкими возможностями адаптации под испытания практически любого вида диагностического оборудования. Фактически испытательный участок представлял собой технологические коммуникации всего КЦ, включающего максимально возможный объем инфраструктуры:

• подключающие шлейфы КЦ;

• подземные и надземные ТТ с трубопроводной арматурой, включая универсальную обвязку семи электроприводных ГПА типа СТД-12500;

• установки очистки и воздушного охлаждения газа с трубопроводными обвязками.

Применительно к конкретным технологическим коммуникациям КЦ рабочей группой ООО «Газпром трансгаз Москва» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» был разработан инновационный проект по подготовке и реализации технических решений, обеспечивающих соблюдение всех требований к натурному участку, в числе которых:

• возможность применения существующих и разрабатываемых технологий диагностирования;

• возможность выполнения проверок диагностического оборудования в рамках реализуемого метода неразрушающего контроля (НК);

• наличие необходимого количества характерных естественных дефектов;

• достаточное количество естественных дефектов различных морфологических типов, необходимых для выполнения проверок дефектоскопических характеристик диагностического оборудования;

• наличие необходимого набора искусственно выполненных дефектов, модели которых соответствуют наиболее характерным дефектам контролируемого оборудования, реализованному методу неразрушающего контроля (НК);

• наличие необходимых типов и количества искусственно выполненных дефектов, достаточных для подтверждения дефектоскопических характеристик диагностического оборудования.

К решению поставленных задач был применен принципиально новый подход. В существующие коммуникации испытательного участка была произведена врезка дополнительных трубных секций (различных типоразмеров) и фрагментов труб (катушек) с паспортизированными естественными дефектами в основном металле и сварных соединениях.

Перечень естественных дефектов испытательного участка включал трещиноподобные дефекты, зоны общей коррозии, механические повреждения, смещения кромок сварных соединений, непровары и др. Примеры естественных дефектов в основном металле и сварных соединениях труб представлены на рис. 1.

Дополнительно на поверхности основного металла и сварных соединений труб испытательного участка механическим способом были созданы искусственные дефекты в виде:

• пропилов – для моделирования дефектов трещиноподобного типа;

• фрезеровок – для моделирования дефектов язвенной коррозии, каверн, пор, шлаков.

Типы, местоположение и размеры искусственных дефектов были определены на основе:

• статистического анализа причин разрушений трубопроводов, а также анализа дефектов, выявляемых в процессе эксплуатации;

• анализа требований ПАО «Газпром» к параметрам надежности ТТ КС;

• анализа технических характеристик средств диагностики и физических возможностей используемых методов НК.

Специально для испытательного участка на КС «Первомайская» специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была разработана и внедрена система группировки искусственных дефектов по зонам, предназначенным для выполнения различных проверок диагностического оборудования.

Примененные ООО «Газпром трансгаз Москва» технологии нанесения дефектов, соответствующих по внешним признакам и отражающей способности своим естественным аналогам, потребовали разработки нестандартных решений. Так, было опробовано два метода нанесения идентичных по характеристикам дефектов, позволивших не прибегать к помощи специализированных сторонних организаций. Полученный опыт лег в основу совместной разработки ООО «Газпром трансгаз Москва» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» технического устройства по нанесению дефектов, которое после прохождения апробации позволило создавать дефекты любой необходимой плотности, а также менять расположение и конфигурацию дефект-
ных зон в зависимости от целей и условий испытаний.

Также была проведена совместная работа по паспортизации дефектов различными методами НК – визуально-измерительным, вихретоковым, магнитным (магнитопорошковым), ультразвуковым, радиографическим. Все дефекты испытательного участка были систематизированы по местоположению, типам и размерам и внесены в исполнительную документацию, включающую паспорт испытательного участка, паспорт дефектов, технологические карты НК дефектов, журнал учета работ, журнал регистрации изменений, конструкторскую документацию на основные элементы, методику выполнения основных работ (проведения измерений).

В целях оценки возможности определения типа и состояния защитного покрытия трубопроводов с применением диагностического оборудования на участки были нанесены изоляционные покрытия различных типов и созданы паспортизированные искусственные дефекты изоляции.

Для оценки результатов испытаний диагностического оборудования (с учетом значительного количества дефектов испытательного участка и с применением специализированного программного обеспечения) были созданы электронные схемы местоположения дефектов для каждой трубы, обеспечивающие возможность совмещения результатов контроля средств диагностики с паспортными данными.

Подземные трубопроводы испытательного участка были оборудованы устройствами загрузки и выгрузки диагностических комплексов для внутритрубного технического диагностирования (ВТД) ТТ КС (рис. 2). Конструкция данных устройств предусматривает загрузку/выгрузку внутритрубных диагностических комплексов с применением штатных приспособлений силами обслуживающего персонала. При необходимости возможна загрузка через вскрытые люк-лазы и обратные клапаны.

Для сохранения актуальности параметров испытательного участка реализовано решение по разграничению зон проведения исследовательских испытаний и аттестационных процедур диагностического оборудования.

Поставленная задача была решена, и масштабный проект реализован ООО «Газпром трансгаз Москва» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в максимально короткие сроки.

В соответствии с поручением ПАО «Газпром» на испытательном участке в 2015–2016 гг. были проведены первые натурные испытания диагностических комплексов и технологии для ВТД ТТ КС.

Натурные испытания проводились в рамках квалификационных испытаний в целях оценки соответствия техническим требованиям ПАО «Газпром» основных технических, дефектоскопических и эксплуатационных характеристик диагностических комплексов различных производителей, оценки их эффективности и технологичности в реальных условиях эксплуатации (трассовых условиях).

Испытуемые средства ВТД ТТ КС разработаны и представлены российскими организациями ООО «Газпроект-ДКР», ЗАО «ИнтроСкан Технолоджи» и ОАО «Оргэнергогаз». Общий вид диагностических комплексов представлен на рис. 3.

Для проведения испытаний диагностических комплексов испытательный участок был условно разделен на три маршрута (рис. 4), включающих различную конфигурацию ТТ КС диаметрами 700 и 1000 мм, с наличием отводов, тройниковых соединений, запорной арматуры.

Возможности испытательной базы позволили провести многоэтапные испытания диагностических комплексов.

На первом этапе рассматривалась техническая документация, производилась проверка комплектности поставки, параметров настройки, калибровки и тестирования диагностических комплексов.

На втором этапе оценивались дефектоскопические и эксплуатационные характеристики диагностических комплексов. Проверка и подтверждение дефектоскопических параметров автоматизированного контроля диагностическими комплексами включала:

• оценку результатов внутритрубного обследования внутренних полостей и внутренних поверхностей труб и соединительных деталей;

• оценку точности определения расстояния по продольной оси трубопровода между двумя кольцевыми сварными соединениями, в том числе точности определения длины труб испытательного участка;

• оценку точности определения толщин стенок труб;

• подтверждение разрешающей способности;

• проверку наличия неконтролируемых зон и зон снижения чувствительности;

• подтверждение выявляемости различных типов дефектов;

• подтверждение вероятности обнаружения и идентификации различных типов дефектов;

• проверку стабильности акустического контакта;

• оценку точности определения координат, размеров дефектов;

• влияние на результаты контроля качества подготовки контролируемых поверхностей.

Следующий этап предусматривал проверку таких эксплуатационных параметров при автоматизированном контроле, как:

• технологичность операций и способы загрузки и выгрузки комплексов в участки ТТ КС;

• возможность дистанционного управления диагностическими комплексами в трассовых условиях;

• оценка основных значений эксплуатационных характеристик транспортного модуля диагностическими комплексами на ТТ КС (скорость перемещения, стабильность траектории, прохождение наклонных и вертикальных участков трубопроводов, прохождение соединительных деталей, возможность фиксации положения комплексов в горизонтальных, наклонных и вертикальных участках трубопровода и т. п.);

• возможность выполнения контроля в горизонтальных, вертикальных и наклонных участках и т. д.;

• проверка расстояния перемещения во внутреннем пространстве трубопровода от места загрузки;

• производительность автоматизированного контроля;

• время непрерывной работы от автономного источника питания;

• время, необходимое для замены аккумуляторных батарей (при наличии);

• возможность дистанционной передачи данных по беспроводному каналу связи;

• возможность аварийного извлечения диагностических комплексов.

Завершающий этап испытаний включал проверку и обработку результатов автоматизированного контроля, в том числе:

• время и форму предоставления оперативных результатов контроля;

• время, точность и порядок разметки контролируемых труб в шурфах для поведения подтверждающего ручного НК.

Комплекс натурных испытаний диагностических комплексов для ВТД ТТ КС позволил:

• подтвердить экспериментальные оценки реальных технических, дефектоскопических и эксплуатационных характеристик диагностических комплексов;

• выполнить проверку разработанных технологических процессов ВТД ТТ КС, обеспечивающих стабильность характеристик диагностических комплексов;

• провести оценку соответствия технических параметров диагностического оборудования и технологий диагностирования техническим требованиям ПАО «Газпром», а также требованиям конструкторской и технической документации.

По итогам проведенных испытаний подтверждено, что технические решения, заложенные и реализованные на КС «Первомайская», являются достаточными для выполнения проверок дефектоскопических характеристик диагностического оборудования и аттестации технологий контроля на этапе натурных испытаний. Впервые в ПАО «Газпром» был создан испытательный натурный участок, позволяющий обеспечить такие возможности в реальных трассовых условиях. Важнейшей особенностью участка является сочетание всех возможных факторов, соответствующих реальным эксплуатационным условиям применения оборудования: различные типоразмеры и конфигурация маршрутов, наличие трубопроводной арматуры, различные методы загрузки оборудования на разных маршрутах, различное состояние защитного покрытия, наличие загрязнений и врезок.

Масштабы задействованной инфраструктуры КС значительно расширяют возможности участка в решении общих задач развития средств диагностики и подготовки персонала. Здесь можно говорить о возможности выполнения таких задач, как:

• проведение испытаний в соответствии с условиями применения и техническими требованиями к диагностическому оборудованию;

• подтверждение соответствия технических и технологических параметров диагностического оборудования требованиям ПАО «Газпром»;

• подтверждение соответствия технологий диагностирования и НК ТТ требованиям ПАО «Газпром»;

• экспериментальная оценка и подтверждение характеристик диагностических систем;

• выбор и внедрение наиболее технически совершенных средств диагностирования;

• разработка новых, совершенствование и внедрение существующих технологий диагностирования трубопроводов КС;

• актуализация действующих и разработка новых нормативных и методических документов, регламентирующих проведение НК;

• подготовка и повышение квалификации специалистов по НК.

При достигнутом на сегодняшний день уровне готовности испытательный участок может быть использован:

• для проведения натурных этапов исследовательских, предварительных и приемочных испытаний опытных экземпляров новых диагностических комплексов ВТД трубопроводов КС;

• для проведения натурных этапов исследовательских и квалификационных испытаний различных типов диагностического оборудования для контроля трубопроводов (средств магнитометрии, электрометрии, волноводного контроля, ручных дефектоскопов и др.), а также для предварительных и/или приемочных испытаний средств диагностирования трубопроводов, разработанных по программе НИОКР ПАО «Газпром»;

• для обучения операторов и контролеров, проводящих техническое диагностирование ТТ КС ПАО «Газпром».

В настоящее время для расширения объектной номенклатуры проводимых испытаний диагностического оборудования ведется работа по расширению испытательного комплекса ООО «Газпром трансгаз Москва» путем создания нового паспортизованного испытательного участка на базе подключающих шлейфов КЦ условным диаметром 1400 мм. Введение дополнительного испытательного участка позволит проводить сравнение эффективности выявления дефектов трубопроводов подключающих шлейфов различными средствами диагностирования.

В 2016 г. были опубликованы [2] итоги проведения всех этапов квалификационных испытаний диагностических комплексов для внутритрубной диагностики ТТ КС, которые позволили ПАО «Газпром» принять ряд важных решений, касающихся корректировки требований к диагностическому оборудованию, допуска диагностических комплексов для ВТД ТТ КС к применению на объектах отрасли, а также подходов к проведению испытаний данного типа оборудования.

Создание натурного испытательного участка позволило впервые осуществить полный цикл квалификационных испытаний диагностических комплексов для ВТД ТТ КС всех основных производителей по единой программе испытаний, построенной на унифицированной методологии в равнозначных условиях, что обеспечило объективную оценку существующего оборудования и дало возможность определить единые требования к средствам диагностирования ТТ КС и выработать стратегию выбора диагностического оборудования при решении практических задач. 

Для обеспечения условий надежной и безопасной работы объектов магистрального транспорта газа и газоперерабатывающих производств необходимы свое-
временное проведение и организация работ по их технической диагностике. Сосуды, работающие под давлением, наряду с трубопроводами являются важнейшими элементами любого газового хозяйства (рис.).

В связи с этим своевременный контроль технического состояния сосудов, периодическое определение и подтверждение сроков их остаточного ресурса обеспечивают исправное функционирование технологических цепочек на различных производственных площадках. Неразрушающие методы контроля позволяют проводить диагностику большей части сосудов, применяемых на объектах ПАО «Газпром»: емкостей, ресиверов, сепараторов, пылеуловителей, абсорберов, различных фильтров и технологических колонн, теплообменников и т. д.

В российских отраслевых нормативных документах определены сроки и объемы регулярного диагностического обследования сосудов, работающих под избыточным давлением [1, 2]. В Федеральных нормах и правилах [2] установлено, что техническое диагностирование, неразрушающий, разрушающий контроль оборудования под давлением в процессе его эксплуатации в пределах назначенного срока службы проводят «в рамках технического освидетельствования в случаях, установленных руководством по эксплуатации оборудования под давлением, а также по решению специалиста эксплуатирующей или специализированной организации, выполняющего техническое освидетельствование, в целях уточнения характера и размеров дефектов, выявленных по результатам визуального осмотра». Периодичность технических освидетельствований сосудов и емкостей различного назначения варьируется от 1 года до 10 лет в зависимости от условий работы, агрессивности среды и свойств стали. Согласно [1] при ультразвуковой дефектоскопии и толщинометрии, а также при акустико-эмиссионном контроле (в зонах установки преобразователей) шероховатость поверхности металла не должна превышать Ra 6,3 (Rz 40), для этого необходимо проводить механизированную подготовку поверхности металла с нарушением АКП.

Согласно [3, 4] до 80 % затрат на проведение полного диагностического обследования объекта связано с работами по снятию и восстановлению АКП. Однако развитие методов неразрушающего контроля, современное оборудование с новейшим программным обеспечением [5] позволяют проводить диагностику сосудов, емкостей без снятия защитного покрытия с заданной точностью и качеством согласно НТД.

Авторами предлагается технический комплекс, состоящий из специализированного оборудования и программного обеспечения, позволяющий проводить полную техническую диагностику сосудов и емкостей без нарушения целостности защитного покрытия.
В рамках комплекса интегрируются: системы акустической эмиссии Disp и Samos с предусилителями и преобразователями PAC, ультразвуковая (УЗ) измерительная установка с технологией фазированных апертурных решеток (ФАР) OmniScan, магнитный диагностический комплекс «Интрокор М150». Также используется стандартное оборудование, применяемое при диагностике со снятием защитных покрытий: толщиномер ультразвуковой NDT MG2/D799 Panametrics, УЗ-установка «Сканер», толщиномер магнитный МТ2007, дефектоскоп электроискровой «Крона 2-И», рентген-аппарат «Арина-5».

Акустико-эмиссионный (АЭ) комплекс позволяет выявить наличие дефектов в металле благодаря применению многоканальных систем, обеспечивающих одновременную регистрацию и обработку параметров АЭ-сигналов и их форм. Метод регистрации звуковых импульсных волн, излучаемых металлическими конструкциями при нагрузке, дает возможность осуществлять локацию АЭ-источников в местах, недоступных для традиционных методов контроля. Это позволяет определять дополнительные участки аномалий, которые необходимо проанализировать на следующем этапе другими физическими методами для уточнения координат, оценки размеров дефектов и т. д.

Использование оборудования на основе технологии ФАР (УЗ-дефектоскоп OmniScan MX2) позволяет управлять амплитудой и фазой импульсов возбуждения отдельных пьезоэлементов в многоэлементном преобразователе. Возбуждение пьезоэлементов осуществляется таким образом, что дает возможность управлять параметрами УЗ-луча: углом, фокусным расстоянием, размером фокусного пятна посредством компьютерной программы. Применение технологии ФАР за счет плотного пучка УЗ-излучения обеспечивает высокую точность поиска аномалий и дефектов в металле при наличии защитного покрытия.

В таблице перечислены возможности АЭ-технологии, УЗ и магнитного контроля (МК) при диагностике сосудов и емкостей без снятия защитных покрытий. Интеграция данных методов в рамках одного комплекса позволяет проводить техническую диагностику в объеме, предписанном НТД [1], и с качеством, не уступающим традиционному методу с зачисткой.

Предложенный комплекс был апробирован при проведении полной технической диагностики РВСПК-100000 ООО «НПП «Симплекс».

Авторами на основе данных проведенного апробирования комплекса проанализирована экономическая эффективность использования метода диагностики без снятия защитного покрытия. Для организации-заказчика стоимость выполнения технической диагностики с применением предложенного метода уменьшается в 5–9 раз в зависимости от типоразмера РВС вследствие отсутствия необходимости выполнения наиболее затратных операций по снятию и восстановлению АКП.

ВЫВОДЫ

1. Предложен диагностический комплекс, позволяющий с использованием акустико-эмиссионного, магнитного и ультразвукового методов проводить комплексную диагностику металлоконструкций сосудов различных типоразмеров без снятия защитного АКП в объеме и с точностью, предписанной действующей нормативной документацией [1, 6].

2. Под руководством и при непосредственном участии авторов выполнена полная техническая диагностика резервуара РВСПК-100000. Опытно-производственная апробация комплекса подтвердила эксплуатационную пригодность предложенного комплекса и методики для диагностирования реальных промышленных объектов.

3. Обоснована техническая и экономическая эффективность технологии проведения полной технической диагностики вертикальных стальных резервуаров без снятия АКП. 

Возможности различных физических методов при диагностировании

Опыт эксплуатации некоторых типов горелочных устройств газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на компрессорных станциях (КС) выявил особенности применения данных систем. В ходе эксплуатации по различным причинам выявляется нарушение требуемых параметров горения газовоздушной смеси, что связано с отложением соединений сопутствующих горючему газу элементов на стенках каналов и отверстий (рис. 1). Это вызывает повышенное газодинамическое сопротивление, что приводит к снижению фактической мощности ГПА, а также к повышенному содержанию соединений СО и NOх, что сказывается отрицательно на экологических показателях агрегата. В конечном счете отмеченные отклонения в работе горелочных устройств нарушают нормальную работу ГПА, вызывают необходимость увеличения расхода топливного газа для поддержания заданного режима и сохранения мощности агрегата. Отмеченные нарушения проявляются задолго до выработки горелочным устройством паспортного ресурса, что вызывает необходимость его замены и, как следствие, дополнительные финансовые расходы.

Восстановить работоспособность горелочных устройств можно путем очистки загрязненных каналов. Среди известных методов очистки наиболее эффективным является ультразвуковой (УЗ), основанный на эффекте акустической кавитации, что следует из сравнения количества загрязнений, остающихся на поверхности изделия после очистки различными методами [1]:

• струйная очистка, промывка, ополаскивание – 85 %;

• очистка в бензине – 70 %;

• очистка в парах хлорированных растворителей – 65 %;

• вибрационная очистка – 56 %;

• кипячение в воде – 45 %;

• ручная очистка металлическими щетками – 10 %;

• УЗ-очистка – менее 2 %.

Принцип УЗ-очистки основан на механическом действии УЗ-волн на загрязнения, находящиеся на поверхности деталей. При распространении УЗ-волн в полупериод растяжения колеблющегося тела в водном растворе возникают заполненные парами жидкости и растворенными в ней воздухом и другими газами пузырьки, а в последующий полупериод сжатия колеблющегося тела они захлопываются. Явление образования и захлопывания пузырьков в жидкости, сопровождающееся сильными гидравлическими ударами в местах захлопывания пузырьков, называется кавитацией. Ударная волна передает жидкости (на микроучастке захлопывания пузырька) огромное ускорение. При этом возникают высокое давление и мгновенная температура в несколько тысяч градусов. Чем большее ускорение приобретает жидкость, тем большей силой, способной совершать работу, обладает масса этой жидкости. Поскольку таких пузырьков образуется до нескольких миллионов в секунду, возникает кавитационная область, где действие указанных факторов весьма значительно. Захлопывание кавитационных разрывов вызывает образование ударных волн, которые создают в ближайшей зоне давления, в
100 раз превышающие первичное давление акустического поля.

Под действием этой силы связь загрязнения с поверхностью детали, помещенной в жидкость, нарушается почти мгновенно, усиливаются эффекты Ребиндера, и загрязнение отделяется от поверхности. Механические усилия, развивающиеся при возникновении кавитации, не только удаляют с поверхности жировые загрязнения, но могут разрушать также оксидные пленки, например удалять окалину со стальных изделий [2].

С учетом сложности конструкции горелочного устройства, характеризующегося наличием «теневых» зон для распространения волн, изложенные особенности УЗ-кавитации позволяют предположить, что обычная схема очистки даже при высокой интенсивности УЗ-поля обеспечит удаление загрязнений только с внешних поверхностей деталей. В закрытых полостях и каналах вследствие гашения акустических волн интенсивность кавитации будет резко падать, что снизит эффективность очистки.

В авиационном приборо- и агрегатостроении для очистки отверстий используются специальные системы в виде трубчатых (игольчатых) излучателей изгибных колебаний с прокачкой
жидкости через канал [2]. Однако их применение для решения имеющейся проблемы очистки каналов в изделиях указанного типа нецелесообразно по причине высокой трудоемкости раздельной очистки большого числа отверстий и их труднодоступности, а также малого диаметра отверстий, что практически делает невозможным применение таких трубчатых инструментов.

ООО «Газпром трансгаз Саратов» совместно с СГТУ им. Ю.А. Гагарина были проведены исследования, позволившие обосновать новый метод УЗ-очистки загрязненных труднодоступных мест горелочных устройств различных типов ГПА, разработать и внедрить технологию и автоматизированную УЗ-установку, обеспечивающие эффективное восстановление пропускной способности горелочных устройств.

Целью исследований стало повышение эффективности УЗ-очистки закрытых полостей и каналов малого диаметра в деталях машиностроения типа горелочных устройств ГПА на основе обоснования технологии, включающей сочетание общего кавитационного и местного контактного вибровоздействия с учетом собственных резонансных частот изделия. Таким образом, предлагается воздействовать на корпус горелочного устройства УЗ-колебаниями излучателя наряду с акустической кавитацией.

Авторами выполнен анализ существующего метода УЗ-кавитационной очистки и предлагаемого метода контактной очистки с учетом скрытого характера загрязнений при допущении, что причиной разрушения последних являются внутренние напряжения, возникающие под действием кавитации и, соответственно, изгибных высокочастотных колебаний очищаемой поверхности.

Условие разрушения слоя внутренних загрязнений может быть записано следующим образом:

,                            (1) 

где σ_F – изгибные напряжения, вызванные УЗ-колебаниями; σ_адг – адгезионная прочность (прочность сцепления) слоя загрязнений с очищаемой поверхностью.

Изгибные напряжения согласно известным выражениям сопротивления материалов [2] определяются по выражению: 

,                                                        (2)

где М – изгибающий момент;
W – момент сопротивления сечения изгибающегося элемента.

Представим слой загрязнений в канале в виде покрытия, имеющего определенную адгезию с поверхностью канала. Примем для покрытия форму трубки длиной, равной рассматриваемому элементу конструкции. Для кольцевого сечения слоя покрытия момент сопротивления равен [2]: 

W = 0,1D³(1 – c⁴),                                        (3)

где D – диаметр отверстия канала в очищаемом изделии; c = d/D, d – внутренний диаметр слоя загрязнений на поверхности канала.

Изгибающий момент, вызванный динамической силой вследствие контакта элемента конструкции с колеблющимся с УЗ-частотой волноводом: 

М = P_дl = CA^0,56l,                                        (4) 

где P_д – величина динамической силы, взято по зависимости, полученной А.И. Марковым [3];
l – длина очищаемого элемента конструкции; С – эмпирический коэффициент динамической силы ультразвука; А – амплитуда УЗ-колебаний.

Подставив (2) и (3) в (1), получим выражение для определения внутренних напряжений изгиба в слое загрязнений, связывающее величину напряжений с амплитудой УЗ-колебаний и конструктивными особенностями очищаемого объекта: 

.                                        (5) 

С учетом многоциклового характера нагружений элемента конструкции изгибные напряжения необходимо определять с учетом эквивалентного N_Э и базового N_Б циклов его нагружения по известной зависимости [2]: 

,                                        (6) 

где m = 8 – показатель степени; N_Б = 10⁷ – 10⁸ – рекомендуемые [2] значения базового числа циклов нагружения машиностроительных конструкций, при превышении которого возможно разрушение объекта.

Примем эквивалентное число циклов нагружений равным частоте УЗ-колебаний вынуждающей силы, т. е. волновода N_Э = f.
С учетом этого, подставив (5) в (6), можно переписать (1) следующим образом: 

. 

Из данного соотношения можно получить выражение для определения амплитуды и частоты УЗ-колебаний, сообщаемых изделию для обеспечения отделения слоя загрязнений от поверхности очищаемого канала: 

.                         (7) 

По данным [3], принимая материал загрязнений преимущественно хрупким, можно принять С = 16,6. Расчетом по зависимости (5), принимая стандартное значение f = 22 кГц, получены графики (рис. 2), позволившие установить диапазон параметров эффективной контактной очистки с учетом адгезионной прочности загрязнений [σ]_адг = 12–15 МПа (максимальные значения по априорной информации).

Анализ графика позволяет определить амплитуду колебаний в случае каналов относительно большего диаметра в 10 мкм и в случае каналов меньшего диаметра – 1–2 мкм. При этом считали толщину слоя загрязнений постоянной.

Примем величину базового цикла нагружений N_Б = 10⁷, тогда период времени до преодоления предела выносливости слоя загрязнений (величины адгезии) при стандартной частоте ультразвука будет равен 

что составляет примерно 7 мин.

На основе изложенного механизм разрушения отложений путем контактного воздействия энергии ультразвука может быть предложен следующий. На элементы корпуса горелочного устройства будет действовать высокочастотная динамическая сила, вызывающая знакопеременные микродеформации изгиба, распространяющиеся в виде поверхностной волны, которая будет передаваться слоям загрязнений. Формы колебаний и величина соответствующих им деформаций определены путем компьютерного моделирования в программной среде APM WinMachine [4]. Моделирование позволило выявить рациональные частоты вибровоздействия, позволяющие обеспечить интенсивные деформации в зонах локализации загрязнений. В отложениях загрязнений в местах пучностей колебаний возникают внутренние нормальные и касательные напряжения, превышающие значения адгезии загрязнений к поверхности канала (полости) и когезии их структурных составляющих. В результате в слое загрязнения возникают трещины, и он отслаивается от поверхности канала и распадается на фрагменты, которые выносятся акустическими течениями. Вследствие частоты воздействия 20–22 кГц базовое число нагружений, принимаемое в большинстве механических систем равным 10⁷–10⁹, может быть достигнуто за несколько минут, что будет соответствовать времени отслоения от основы и разрушения слоя загрязнений.

Вследствие малой интенсивности кавитации в «затененных» корпусом детали зонах ее влияние может быть малосущественным.

В ходе экспериментальной проверки предложенного метода [5, 6] очистка горелочных устройств осуществлялась по следующим схемам:

• обычная (общая) очистка на частоте, обеспечивающей интенсивную кавитацию (23,5–23,6 кГц);

• комбинированная очистка (общая и путем введения газоотводящих трубок горелочного устройства в жесткий контакт с торцевой поверхностью УЗ-волновода) на частоте, обеспечивающей интенсивную кавитацию (23,5–23,6 кГц);

• комбинированная очистка на частоте 22,3 кГц, соответствующей максимальному виброускорению при минимальных шумовых характеристиках процесса [5].

Обрабатывалось по три горелочных устройства в каждом режиме. Контроль степени очистки осуществлялся по расходу воздуха через каналы горелочного устройства при помощи специального стенда, изготовленного в ООО «Газпром трансгаз Саратов» (рис. 3). По результатам экспериментов получены графики, представленные на рис. 4.

Из графиков видно, что при использовании комбинированной очистки на докавитационной частоте (С₃) происходит интенсивное удаление загрязнений в первую минуту обработки, далее зависимость делается пологой.

Возможно, здесь играет важную роль сообщение высокочастотных вибраций непосредственно очищаемым поверхностям и проявление пучности амплитуды смещения непосредственно в данной зоне, что вызывает отрыв загрязнений от внутренних шероховатостей и заусенцев, оставшихся после механической обработки при изготовлении горелочного устройства. Также частично возможно разрушение заусенцев.

УЗ-колебания, передаваемые жидкости во внутренней полости газоотводящих трубок и сопряженные зоны через корпус, вызывают акустические течения, вымывающие отделившиеся загрязнения из зоны обработки.
В целом в первую минуту очистки эффективность данного режима практически в 6 раз превышает таковую для обычной технологической схемы. После 5 мин обработки суммарная эффективность снижается и превышает достигаемую при обычной схеме только в 1,4 раза. Однако уже после 3 мин обработки по предлагаемой схеме пропускная способность изделия отличается от эталонной (для не эксплуатировавшегося горелочного устройства) не более чем на 3 % (97 % от эталонной), что делает нецелесообразной последующую обработку.

Обычная схема (С₁) за то же время обеспечивает восстановление пропускной способности только на 44 %. Это может быть связано с расположением загрязнений в каналах диаметром 3–4 мм в газоотводящих трубках, размещенных внутри кольцевой оболочки, что препятствует развитию кавитационных процессов (барьерный эффект стенок трубок и оболочки) и снижает их влияние на разрушение загрязнений. Слабые по указанной причине акустические течения также не способствуют эвакуации продуктов разрушения загрязнений (шлама). Экстраполяция графика показывает, что параметры по пропускной способности могут достичь эталонных значений только через 8,0–8,5 мин традиционной УЗ-очистки. Это говорит о двукратно большей производительности предлагаемой схемы. При работе по комбинированной схеме на частоте, соответствующей кавитации жидкости, наблюдается более сильная зависимость эффективности очистки от времени обработки. Однако по абсолютному значению за первую минуту обеспечивается восстановление 49–50 % пропускной способности. Только через 5 мин пропускная способность восстанавливается на 97 %.

Оценивали влияние степени исходной загрязненности каналов на процесс их очистки по расходу воды, проливаемой через горелку. Из имевшихся в распоряжении горелочных устройств удалось выделить две группы по степени загрязненности: с высокой загрязненностью (малый расход воды, составляющий 0,024·10^–3–0,012·10^–3 м³/с) и небольшой загрязненностью (расход воды, составляющий 0,045·10^–3–0,032·10^–3 м³/с). Установлено, что предлагаемая схема очистки наиболее эффективна при значительной загрязненности каналов в начале цикла, т. е. в первую минуту. При увеличении времени очистки до 5 мин частота колебаний излучателя практически не влияет на эффективность очистки по предлагаемой схеме. В случае наличия малого количества загрязнений эффективность предлагаемой контактной схемы соизмерима с обычной схемой очистки, а при большем времени воздействия последняя может оказаться даже более эффективной. Это может быть связано с тем, что при малых толщинах отложений интенсивность воздействия общей кавитации оказывается достаточной для их разрушения и эвакуации, а повсеместное, хотя и слабое, воздействие в течение длительного времени способствует разрушению загрязнений с удаленных от точек контакта зон горелочного устройства, где вибрации корпуса малоощутимы или располагаются узловые точки.

На основании выполненных исследований, доказавших эффективность контактной схемы очистки и позволивших определить рациональные режимы УЗ-воздействия, было разработано техническое задание, по которому ОАО «НИТИ-Тесар» изготовило опытный образец автоматизированной установки (рис. 5).

В соответствии с техническим заданием конструкция установки имеет модульное исполнение и содержит такие модули, как УЗ, гидравлический, нагревательный, контрольно-измерительный и управляющий, монтажный.

К числу особенностей установки относятся герметичный шумоизолирующий шкаф с вытяжной вентиляцией для размещения УЗ-ванны и изделия, а также гибкий трубопровод включения последнего в гидравлическую систему.

В гидравлической системе установки используются два фильтра грубой и тонкой (до 30 мкм) очистки, теплоизоляция трубопроводов и расходной емкости для стабилизации температуры моющей жидкости, прецизионный УЗ-расходомер жидкости. В установку также входят УЗ-ванна с пятью УВ-излучателями, работающими на общий ступенчатый волновод из сплава Д16Т, и генератор выходной мощностью 1,5 кВт. Регулировка расхода жидкости осуществляется за счет применения частотного преобразователя в системе питания двигателя насоса и байпасной системы (обратный трубопровод с регулировкой проходного сечения), что обеспечивает экономичность и надежность.

Автоматика установки основана на непрерывном контроле расхода жидкости через каналы очищаемого горелочного устройства, изменяющегося в процессе очистки. Измерительное устройство предварительно настраивается по эталонному (не бывшему в эксплуатации) изделию. С учетом требований импортозамещения в установке был применен отечественный УЗ-расходомер-счетчик типа ЭТАЛОН-РМ-1К1Л (DN 50) с комплектом накладных датчиков, характеризующийся высоким уровнем защищенности и точности. Расходомер обеспечивает измерение расхода жидкостей в диапазоне скоростей потока 0,01–12 м/с с содержанием твердых включений до 5 % с погрешностью не более 1 %.

Опытная эксплуатация установки в производственных условиях подтвердила результаты экспериментальных исследований и обеспечила восстановление пропускной способности горелочных устройств до уровня не ниже 97–100 % от эталонной.

Таким образом, в результате проведенных в 2013–2015 гг. ООО «Газпром трансгаз Саратов» совместно с СГТУ им. Ю.А. Гагарина экспериментальных исследований и проектно-конструкторских работ решена задача восстановления работоспособности и продления ресурса горелочных устройств к ГПА, работающим в системе транспортировки природного газа, позволившая повысить ее эффективность. При этом:

• проведен анализ имеющейся проблемы и экспериментально обоснован новый способ комбинированной УЗ-очистки отверстий и каналов в горелочных устройствах к ГПА, на который получено решение о выдаче патента на изобретение;

• обоснована рациональная схема очистки и доказана возможность восстановления пропускной способности горелочных устройств до 97–100 %;

• обоснованы технологические режимы очистки (частота ультразвука и время) и технические требования к автоматизированной УЗ-установке с активным контролем процесса по изменению расхода моющей жидкости;

• изготовлен, отлажен и введен в опытную эксплуатацию экспериментальный образец установки;

• проведены производственные испытания установки по очистке комплектов горелочных устройств, а также контрольные испытания очищенных комплектов в составе агрегатов, подтвердившие эффективность разработанного метода комбинированной УЗ-очистки.

Особенностью объектов добычи и транспорта газа ПАО «Газпром» является наличие объектов как с продолжительными сроками эксплуатации (30 лет и более), так и совершенно новых, уникальных, а также накопленный за время эксплуатации огромный, ежегодно пополняемый объем информации о техническом состоянии объектов – результаты диагностических обследований и ремонтов.

Сложность оценки технического состояния производственных объектов заключается в необходимости обработки и анализа большого массива информации, отсутствии автоматизированного контроля производимых расчетов и недостаточности нормативно-технической базы по отдельным направлениям, к примеру в части функционирования подводных газопроводов. Кроме того, применительно к целому ряду районов прохождения газотранспортной системы (ГТС) и мест добычи дополнительные сложности заключаются в труднодоступности этих районов и суровых климатических условиях.

Принятие решения по выводу в ремонт объектов добычи и транспорта газа влечет за собой значительные финансовые затраты. Поэтому это решение должно быть основано на всесторонней оценке технического состояния, которая невозможна без учета всей совокупности имеющихся данных. В связи с большим объемом данных по диагностическим обследованиям их анализ вручную является трудоемкой задачей, зачастую сопряженной с ошибками [1]. По этой причине анализ результатов диагностических обследований, совмещение их друг с другом, оценка их целостности и непротиворечивости в целом ряде дочерних обществ ПАО «Газпром» осуществляется при помощи Информационно-аналитической системы (ИАС) «Статус».

Программа построена по модульному принципу (рис. 1). Это обеспечивает возможность изменения ее конфигурации для учета специфики конкретного производственного объекта и широкие возможности дальнейшего развития функционала программы.

Основной задачей ИАС наряду со сбором, систематизацией и анализом результатов диагностических обследований является научно обоснованное прогнозирование изменения технического состояния объектов добычи и транспорта газа, что облегчает дочерним обществам формирование планов ремонтных работ.

Оценка и прогноз технического состояния выполняются в ИАС «Статус» на основе нормативных документов ПАО «Газпром» с учетом всей совокупности имеющихся данных. К примеру, для межкранового участка выполняются прочностные расчеты согласно [2–4] и расчет показателя технического состояния согласно [5]. Стоит отметить, что выполнение прочностных расчетов осуществимо с любым горизонтом прогнозирования, задаваемым пользователем.

При выполнении расчетов прогноза технического состояния трубопровода на прогнозную дату каждый дефект в зависимости от своего типа и расположения (на внутренней или наружной поверхности) увеличивается в размерах с учетом скорости роста. Прогноз в ИАС «Статус» выполняется итеративно, без линейных приближений, что дает возможность четко определить момент объединения дефектов и возможный при этом скачок расчетного давления разрушения. На рис. 2 показан случай, когда всего за четыре года с момента ВТД 2013 г. образуются две группы взаимодействующих дефектов и расчетное безопасное давление оказывается меньше проектного, т. е. есть вероятность не обеспечить надежную эксплуатацию до следующей ВТД, которая должна пройти в 2018 г.

Имея прогнозные показатели технического состояния, дочернее общество может сформировать план ремонтных работ. Решение задачи формирования участков ремонта достаточно трудоемко, а получение оптимального по стоимости решения для этой задачи вручную крайне маловероятно.
В ИАС «Статус» для получения проекта планов ремонта применены специальные оптимизационные алгоритмы.

Функциональные возможности ИАС «Статус» позволяют создать электронный паспорт объектов. Программа может содержать всю необходимую справочную информацию, позволяет прикреплять электронные документы различных форматов, имеет интегрированную систему электронного документооборота (рис. 3).

Для удобства пользователей аналитические результаты в ИАС «Статус» могут быть представлены разными способами, в том числе и в геоинформационном модуле (рис. 4). Использование пространственных данных позволяет дополнительно оценить условия и объекты окружения в непосредственной близости от обследуемых объектов, сформировать наиболее удобные маршруты подъезда для проведения ремонта.

ВЫВОДЫ

ИАС «Статус» является действенным инструментом для оценки и прогнозирования технического состояния объектов добычи и транспорта газа, планирования проведения диагностических обследований и ремонтов. Перспективным направлением развития программы является разработка механизмов оценки рисков возникновения аварий и инцидентов на объектах добычи и транспорта газа. 

ГК «Городской центр экспертиз»

192102, РФ, г. Санкт-Петербург,

ул. Бухарестская, д. 6

Тел./факс: +7 (812) 334-55-61/62/63

E-mail: gce@gce.ru

www.gce.ru

Процесс экспертизы промышленной безопасности скважин кроме основных документов (федеральных законов, федеральных норм и правил (ФНП)) регламентируется также стандартами
ПАО «Газпром», разрабатываемыми в их развитие.

За последние три года произошли существенные изменения федерального законодательства по техническому регулированию и обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов (ОПО). Эти изменения, в том числе, касаются порядка и условий проведения технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности скважин ПХГ и ГДО.

Так, ОПО разделены на четыре класса опасности. Скважины добычи газа относятся к 2-му (скважины, в продукции которых содержание сероводорода превышает 6 %) или 3-му и 4-му классам опасности (скважины, в продукции которых содержание сероводорода менее 6 %). Скважины ПХГ отнесены к 1-му классу опасности.

Значительно ужесточились лицензионные требования, а также требования к подготовке и аттестации экспертов по промышленной безопасности. Существенно усложнилась процедура экспертизы промышленной безопасности ОПО.

В ПАО «Газпром» процесс ремонта, технического диагностирования и ЭПБ скважин регламентирован рядом нормативных документов, разработанных и введенных в действие до перечисленных изменений федерального законодательства.

Основными видами ремонтных работ на фонде скважин являются ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны, интенсификация притока методом гидравлического разрыва пласта, водоизоляция и крепление от разрушения призабойной зоны пласта и др. Расчеты по определению остаточной прочности эксплуатационной колонны и остаточного ресурса скважины выполняются по величине допустимых наружных и внутренних давлений, с учетом выявленных дефектов, остаточной толщины труб и фактической конфигурации сечения колонны, в соответствии с требованиями действующих нормативных документов СТО Газпром 2-2.3-117–2007 [2] и СТО Газпром 2-3.2-346–2009 [3]. При этом в указанных документах не учтены современные требования федерального законодательства. Кроме того, документы противоречат друг другу [4] в части расчетов коэфициентов запаса прочности, допускаемого уменьшения толщины стенки поврежденных труб и остаточного ресурса эксплуатационной колонны, которые характерны для малых значений коэффициентов запаса к эксплуатационным нагрузкам, когда запас несущей способности конструкции еще не исчерпан, но приближается к критическому значению, или, наоборот, рассматриваемый интервал колонны практически не нагружен. Это приводит к неоднозначности полученных результатов ремонта скважин.

Работы по оценке технического состояния добычных скважин, на основании которой определяются сроки и объемы ремонтных работ и компенсирующих мероприятий, в настоящее время выполняются в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-312–2009 «Методика проведения технического диагностирования газовых и газоконденсатных скважин газодобывающих предприятий ПАО «Газпром». Однако в данном документе не отражены требования к проведению ЭПБ скважин, а также требования к работам по техническому диагностированию для оценки остаточного ресурса скважины.

В стандарте СТО 2-3.3-754–2013 «Оценка текущего состояния и остаточного ресурса газовых и газоконденсатных скважин газодобывающих предприятий» не указаны нормативные (минимальные) сроки продления безопасной эксплуатации для скважин, относящихся к 2-му, 3-му и 4-му классам опасности.

Также назрела необходимость внесения методических поправок и изменений в СТО Газпром 2-3.2-346–2009 «Инструкция по расчету долговечности и остаточного ресурса скважин» с устранением имеющихся противоречий с учетом особенностей эксплуатации и многолетнего опыта проведения технического диагностирования и ЭПБ газовых скважин с применением современных методов и средств контроля их технического состояния.

Важным вопросом, требующим решения, является необходимость установления для проектируемых скважин нормативного срока безопасной эксплуатации в проектной документации. Для повышения точности оценки и прогнозирования технического состояния металлической и цементной крепи скважины необходимо нормативно определить требование проведения ее базового технического диагностирования после завершения строительства.

В целях приведения нормативной базы ПАО «Газпром» в соответствие требованиям федерального законодательства необходимо провести анализ действующих нормативных документов, по итогам анализа определить необходимость корректировки или отмены нормативных докуменов, не соответствующих современным требованиям. Следует привести документы к единой терминологии, указать необходимые виды и объемы работ при техническом диагностировании и ЭПБ, определить оптимальные сроки и периодичность проведения ЭПБ с учетом накопленного опыта технического диагностирования и ЭПБ скважин в рамках реализации программ ГТМ на фонде скважин с 2011 г. по настоящее время, определить нормативные (минимальные) сроки продления безопасной эксплуатации для скважин. 

ООО «Инновационные нефтегазовые технологии»

115230, г. Москва,

1-й Нагатинский пр-д, д. 10, стр. 1

Тел.: +7 (495) 995-07-29

Факс: +7 (495) 789-07-95

E-mail: info@iogt.ru

Объекты экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) определены требованиями п. 1 ст. 13 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Основываясь на определениях ст. 24 Федерального закона от 19 июля 2011 г. № 248-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с реализацией положений Федерального закона «О техническом регулировании», ст. 1 [1], материалах работы [3], можно заключить, что под техническим устройством, применяемым на ОПО, допустимо понимать как отдельно взятую машину или механизм, так и конструктивно объединенную совокупность машин или механизмов, предназначенную для выполнения одной или нескольких технологических операций.

С выходом Порядка продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах, утвержденного Приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 30 июня 2009 г. № 195, такая совокупность технологического оборудования получила наименование «технологический комплекс» [3].

В настоящее время данный Порядок утратил силу, и формулировка «технологический комплекс» в нормативных документах не встречается. Поэтому при оформлении официальных документов (заключений ЭПБ, актов диагностического обследования, договоров и т. п.) употребляется понятие «техническое устройство, применяемое на опасных производственных объектах». В статье будет использоваться понятие «технологический комплекс технических устройств».

Работа над укрупнением объекта ЭПБ до технологического комплекса технических устройств в ООО «Газпром трансгаз Самара» началась в 2013 г. с разработки технического задания на проведение ЭПБ газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

Необходимость проведения ЭПБ ГПА как комплекса технических устройств была вызвана следующими обстоятельствами. Сложившаяся практика проведения ЭПБ более чем за 15 лет применения (ЭПБ ГПА проводится с начала 2000-х гг.) привела к потере кратности ресурсов отдельных деталей и узлов ГПА ресурсу самого агрегата и к необходимости проводить нерегламентированные ремонтные работы для оформления очередного заключения экспертизы.

Объективными причинами возникновения подобной проблемы считаются:

• отсутствие до вступления в силу [2] однозначного определения понятия «техническое устройство, применяемое на ОПО». Это позволяло экспертным организациям (организациям, имеющим лицензию на проведение ЭПБ) принимать за объект экспертизы отдельный узел технического устройства или элемент его конструкции (корпус нагнетателя, корпус газотурбинной установки (ГТУ), роторы нагнетателя и т. д.). Кроме того, данная проблема приводила к тому, что на едином техническом устройстве – ГПА – проводили работы разные экспертные организации, специализирующиеся на проведении ЭПБ определенных узлов агрегата;

• отсутствие у экспертных организаций достаточного статистического материала и корректных методик расчета параметров надежности ГПА. Например, п. 4.3 Инструкции по оценке технического состояния и определению дополнительного ресурса нагнетателей природного газа модели Н-370-18-1(2) предусмотрено при положительных результатах обследования увеличивать ресурс нагнетателя на 20 тыс. ч. Эта величина не кратна периодичности проведения регламентных работ на ГПА.

Совокупность рассмотренных причин приводила к тому, что для продолжения эксплуатации ГПА за пределами установленного производителем срока службы оформлялось несколько заключений ЭПБ на его отдельные узлы. При этом часть оборудования ГПА экспертизу не проходила (например, аппараты воздушного охлаждения масла). Назначенные дополнительные ресурсы отдельных узлов, указанные в таких заключениях, часто были не согласованы между собой (некратны друг другу и некратны ресурсу ГПА). Кроме того, не проводилась работа по продлению срока службы ГПА. После вступления в силу Федерального закона от 4 марта 2013 г. № 22-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» основным случаем проведения ЭПБ технического устройства, применяемого на ОПО, считается окончание срока его службы, установленного производителем.

Выходом из сложившейся ситуации в ООО «Газпром трансгаз Самара» стало начало выстраивания системного подхода к укрупнению объекта ЭПБ, основные положения подхода будут приведены далее.

В работе [3] приводится Типовой перечень подлежащих ЭПБ технологических комплексов технических устройств, зданий и сооружений, применяемых на ОПО МГ и конденсатопродуктопроводов ПАО «Газпром». Из материалов [3] известно, что данный Перечень был изложен на заседании секции Научно-технического совета Ростехнадзора.

В указанном Перечне все технические устройства, здания и сооружения компрессорного цеха (КЦ) объединены в один крупный технологический комплекс – компрессорную станцию. Следует отметить, что компрессорная станция состоит из нескольких КЦ, каждый из которых включает большое количество технических устройств, предназначенных для выполнения различных технологических операций, здания и сооружения. Например, типовой КЦ на 8 ГПА ГТК-10-4 состоит примерно из 500 технических устройств, участвующих в основном технологическом процессе, и более 11 км технологических трубопроводов в однониточном исполнении.

Поэтому в августе 2014 г. после продолжительных обсуждений указанного Типового перечня профильным подразделением ПАО «Газпром» был принят Рекомендуемый перечень технологических комплексов технических устройств и сооружений компрессорных станций ПАО «Газпром», подлежащих ЭПБ, который включал восемь технологических комплексов, в том числе комплекс «Установки подготовки газа к транспорту». Технические устройства объединялись в комплексы по технологическому критерию – выполнение общей технологической операции (очистка, охлаждение, компримирование и т. п.).

В 2014 г. специалисты ООО «Газпром трансгаз Самара» приступили к подготовке технических заданий на проведение ЭПБ технологических комплексов технических устройств из Рекомендуемого перечня. Но при подробном изучении вопроса возникли новые сложности – перечень не сопровождался рекомендациями по вопросу отнесения технических устройств к тому или иному комплексу.

Приобретенный опыт работ над формированием технических заданий и по проверке заключений экспертиз на технологические комплексы показал целесообразность дальнейшего совершенствования, расширения номенклатуры технологических комплексов, установления границ технологических комплексов и подробного описания их состава.

Установление границ технологических комплексов производилось в соответствии с такими принципами, как:

1) технологический (основной). В состав технологического комплекса включаются все технические устройства, выполняющие общую технологическую операцию (очистка, компримирование, охлаждение и т. п.);

2) экономический. Границы комплекса должны определяться исходя из имеющихся объемов финансирования работ. В состав комплекса не должны входить технические устройства, выполнение работ на которых в течение отчетного года не может быть обеспечено выделенным лимитом;

3) при формировании технологических комплексов должно быть охвачено все оборудование, участвующее в процессе транспорта газа. Не допускается включение одного и того же технического устройства в состав разных технологических комплексов.

В результате решения обозначенных проблем в 2016 г. специалистами ООО «Газпром трансгаз Самара» был разработан, утвержден и введен в действие Перечень и состав технологических комплексов технических устройств, подлежащих ЭПБ. При этом были подготовлены и утверждены соответствующие технические задания.

Документ описывает 12 технологических комплексов и охватывает все системы КЦ, обеспечивающие выполнение технологического процесса транспорта газа. В соответствии с этим документом в газотранспортной компании формируются все текущие и перспективные планы и программы диагностического обслуживания оборудования компрессорных станций (ДООКС).

Первые результаты реализации поставленных задач были получены в 2015 г., когда впервые в ПАО «Газпром» проводилась ЭПБ ГПА, технологических трубопроводов и установок подготовки топливного, пускового и импульсного газа как технологических комплексов технических устройств.

По результатам этих работ было подготовлено 29 заключений ЭПБ на технологические комплексы технических устройств (состав комплексов представлен в табл.): 15 заключений на ГПА; 13 заключений на установки подготовки топливного, пускового и импульсного газа; одно заключение на подключающие шлейфы с узлом подключения.

Для ГПА в ходе ЭПБ проводилась работа по продлению не только ресурса, но и срока службы.
В среднем ресурс отдельных узлов ГПА продлевается на 25 тыс. ч, а срок службы – на 10 лет.

При проведении ЭПБ установок подготовки топливного, пускового и импульсного газа единым заключением охватываются технические устройства разных типов (сосуды, работающие под давлением, трубопроводы, трубопроводная арматура), срок службы по результатам продления назначается на весь комплекс.

Технологическому комплексу «Подключающие шлейфы» с узлом подключения к МГ срок службы был продлен на 25 лет. Помимо трубопроводов в состав данного комплекса включена вся ТПА узла подключения и шлейфов номинальным диаметром 50 мм и выше.

Добиться положительных результатов удалось за счет:

• системного подхода к учету технических устройств и рациональному их объединению в технологические комплексы;

• использования при оформлении заключений ЭПБ результатов диагностических обследований, выполняемых силами эксплуатационного персонала и специалистов инженерно-технических центров заказчика. Применение такого подхода регламентируется п. 22 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности»;

• экономии денежных средств на оформлении заключений ЭПБ.

Вместе с тем в результате проведения экспертизы технических устройств в составе комплексов выявлен ряд проблемных вопросов:

1) не регламентирована процедура оформления заключения ЭПБ на комплекс технических устройств;

2) отсутствует опыт экспертных организаций в оформлении заключений на комплексы технических устройств, что влияет на качество проведения работ и представления отчетной документации. Изменения в законодательстве и сопутствующей нормативно-технической документации (НТД) также накладывают определенный отпечаток на качество отчетов. Часто встречаются различные варианты фразы о продлении «срока безопасной эксплуатации» – несуществующего параметра технического устройства. Приводятся неактуальные ссылки на НТД;

3) за неимением у экспертных организаций методик расчета срока службы для каждого типа технических устройств его величина зачастую назначается волевым решением. Часто в заключениях ЭПБ приводятся прочностные расчеты корпусных элементов технических устройств, результатом которых является остаточный срок службы. Однако выводы таких заключений не имеют никакой связи с этими расчетами, и, как правило, величина назначаемого срока службы на порядок меньше расчетной величины.

В заключение следует отметить, что изменение подхода к выбору объекта ЭПБ в сторону его укрупнения позволяет расширять охват ЭПБ технических устройств, эксплуатируемых за пределами срока службы, что обеспечивает достижение главной цели – соблюдение требований [1].

Рассматривая экономические аспекты такого подхода, следует отметить увеличение физических объемов работ за счет возможности проведения части работ собственными силами (без привлечения сторонних организаций) и экономии денежных средств на оформлении заключений ЭПБ. Работа над укрупнением объекта ЭПБ в ПАО «Газпром» является актуальной и перспективной, поэтому ее следует совершенствовать и продолжать. 

Состав комплексов, прошедших ЭПБ в 2015 г.

По сложившейся традиции взаимодействия авиационно-космических предприятий АО «Металлист-Самара» имеет многолетний опыт серийного изготовления КС для ракетных двигателей, авиационных газотурбинных двигателей (ГТД) стратегической авиации и газотурбинных установок (ГТУ) наземного применения, используемых для привода нагнетателя в газоперекачивающих аппаратах (ГПА) и электрогенератора в блочно-модульных электростанциях.

В Перечне приоритетных научно-технических проблем ПАО «Газпром» на 2011–2020 гг. п. 5.5 «Технологии, обеспечивающие повышение эффективности магистрального транспорта газа, диверсификацию способов поставок газа потребителям» способом снижения импортозависимости названа локализация производства и ремонта запасных частей и комплектующих на российских предприятиях.

Одним из примеров подобной локализации служит реализуемая в настоящее время АО «Металлист-Самара» программа, включающая на начальном этапе ремонтно-восстановительный цикл и впоследствии полномасштабное изготовление КС двигателей SGT-(600) (рис. 1), разработанных фирмой Siemens – одной из крупнейших современных технологических компаний мира, имеющей более чем 160-летний опыт работы в России. ГТУ SGT-600 используется в качестве силового привода в составе ГПА «Балтика-25» на компрессорных станциях «Ухтинская» и «Вуктыльская» ПАО «Газпром» [1].

На сегодняшний день выпущена предварительно согласованная с компанией Siemens конструкторская и технологическая документация с использованием российских стандартов и материалов. Также изготовлены 72 комплекта элементов КС для использования при капитальных ремонтах ГТУ GT-10A и один комплект КС для ГТУ SGT-600 (рис. 2). Дирекцией по ремонтной генподрядной деятельности ООО «Газпром центрремонт» утвержден график ремонта и изготовления КС двигателя SGT-600. Разработаны и согласованы с ООО «Газпром центрремонт» технические условия на ремонт, ремонтная документация и «Программа и методика эксплуатационных испытаний камеры сгорания ГТУ SGT-600, прошедшей восстановительный ремонт на АО «Металлист-Самара» (ИЗДЕЛИЕ 4818 539-2)». С конструкторским сопровождением ООО «Газпром центрремонт» проводится ремонт трех КС. Выполнен монтаж первого восстановленного комплекта КС № 2409 539-У пр. № 4570016661 на двигатель SGT-600 и начата его эксплуатация на компрессорной станции «Вуктыльская» ООО «Газпром трансгаз Ухта».

Разработанная технология ремонта КС включает следующие основные этапы:

• дефектацию КС;

• очистку КС от нагаров и загрязнений топливоподводящих каналов;

• замену теплозащитного покрытия (ТЗП);

• замену и ремонт дефектных мест;

• проведение испытаний по проверке качества ремонта.

Дефектация КС включает:

• визуальный внешний осмотр при помощи лупы с 4-кратным увеличением;

• обмеры элементов КС по основным параметрам, указанным в конструкторской документации на изготовление;

• рентген и ЛЮМ-контроль (Ц2) всех сварных швов и наружной поверхности КС;

• продувку воздухом топливной части всех 18 горелок на стенде предприятия – ИУ.427.00.00.00 с контролем расхода (очищенный и осушенный воздух продувается через три канала горелок);

• определение химического состава материала всех деталей КС в лаборатории предприятия.

Основными дефектами по результатам дефектации трех КС считаются:

• разрушение резьбы патрубка подвода топлива (рис. 3) (обнаружено на двух из трех КС, предположительно разрушение резьбы патрубка подвода топлива происходит при демонтаже КС);

• разрушение колец жаровой трубы (рис. 4);

• течь воздуха (газа) через стык между форсункой 2407 900 и фланцем передним 2407 338-1 (обнаружено на всех трех КС);

• наклеп на поверхностях сопрягаемых деталей 2407 978-1, 2407 356-1, 2405 943-1, 2405 925-1, 2405 299 (обнаружено на всех трех КС);

• линейное и угловое отклонение осей фланцев относительно номинальных положений (выявлено при проведении обмеров элементов КС по размерам, указанным в конструкторской документации).

Трещин и нарушений термобарьерного покрытия жаровой трубы обнаружено не было. Очистка КС от нагаров и загрязнений топливоподводящих каналов проводилась традиционным способом, апробированном при ремонтах авиационных и промышленных ГТД семейства «НК»: НК-12, НК-25, НК-32, НК-12СТ, НК-14СТ, НК-14СТ-10, НК-16СТ, НК-16СТ-18, НК-18СТ, НК-36СТ, НК-37.

Замена ТЗП включает следующие основные операции:

• разрезку КС в приспособлении по месту отсутствия ТЗП;

• снятие исходного ТЗП;

• установку протектора для защиты от сварки внутренних полостей КС;

• нанесение нового ТЗП по технологии АО «Металлист-Самара»;

• сварку КС в приспособлении;

• контроль качества нанесения ТЗП (проводится по технологии Siemens).

Схема разрезки и последующей сварки КС представлена на рис. 5.

Для ремонта и замены дефектных мест был разработан ряд специальных технологий. Основные элементы технологии ремонта по дефекту «разрушение резьбы на фланцах патрубков впуска топлива» (рис. 3) показаны на рис. 6.
Фланец с разрушенной резьбой срезлся, затем с натягом 0,03–0,05 мм надевалась резьбовая втулка с обваркой кругом.

Прочность сварочного шва проверялась расчетами и экспериментальной нагрузкой, превышающей эксплуатационную в специальном приспособлении (рис. 7). Результаты расчетов и испытаний приведены в таблице.

Расчетный запас прочности сварочного шва К = 3,99…1,67 (в зависимости от смазки резьбы при затяжке) был подтвержден экспериментально.

Осуществляемая при ремонте замена дефектных горелок (рис. 8) включала:

• отрезку дефектной горелки;

• изготовление новой горелки с фланцем;

• проверку пропускной способности новой горелки;

• доработку корпуса КС;

• постановку новой горелки на болты с контровками.

Также были проработаны вопросы локализации производства ГТУ SGT-600, предусматривающие изготовление:

• компрессора и турбины;

• корпусов компрессора и турбины;

• ротора компрессора;

• КС;

• дисков турбины;

• выходного устройства.

Сборку двигателя, его сдаточные испытания, а также изготовление деталей сборочных единиц (ДСЕ) предполагается осуществлять в кооперации с ПАО «Кузнецов».

В ходе реализации программы импортозамещения приходится решать ряд сопутствующих вопросов, таких как:

• отсутствие крупного заказа на ремонтно-восстановительный цикл, малый тираж и небольшой срок действия заказа на изготавливаемую продукцию, что сдерживает широкое внедрение новых перспективных технологических процессов;

• необходимость сопровождения ремонтной продукции на протяжении всего жизненного цикла;

• снижение конкурентоспособности ремонтной продукции в течение жизненного цикла;

• недостаточная информация о термодинамических параметрах основных узлов и о характеристиках двигателя, что затрудняет воспроизведение рабочего процесса, расчетные оценки нагрузок, теплового состояния и т. д.;

• недостаточная информация о дефектах, аварийных ситуациях и особенностях эксплуатации.

Решение указанных проблем затрагивает как научно-исследовательскую и кадровую базы предприятия, так и вопросы специальной технологической подготовки производства. В связи с этим АО «Металлист-Самара» поддерживает тесное сотрудничество с Самарским национальным исследовательским университетом им. академика С.П. Королева, ориентированным на развитие научно-образовательного направления в интересах высокотехнологичных секторов экономики.

Импортозамещение связано с инновациями, направленными на внедрение передовых научных разработок в выпускаемый продукт. В связи с этим на предприятии предусматриваются разработка и внедрение на двигатель SGT-600 мало-
эмиссионной системы горения, отвечающей перспективным требованиям экологической безопасности. Задача разработки сформулирована как обеспечение требований научно-технической политики ПАО «Газпром», согласно которой должны быть гарантированы перспективные экологические характеристики 2020 г. (эмиссия NO_x до 25 мг/м³ и CO до 100 мг/м³). В настоящее время эмиссия в ходе эксплуатации ГПА «Балтика-25» составляет: NO_x = 75 мг/м³ и СО = 115 мг/м³.

В вопросах достижения экологической безопасности и надежности наиболее приемлемым является опыт отработки малоэмиссионного горения на ГТУ семейства НК, серийным изготовителем которых стало АО «Металлист-Самара» [2]. Обобщение опыта эксплуатации малоэмиссионной системы горения, включающей, в первую очередь, малоэмиссионную камеру сгорания (МКС), выполнено по результатам эксплуатации двигателей НК-38СТ, НК-37, НК-36СТ. В настоящее время накоплены статистические данные по экологическим параметрам: более 200 измерений в диапазоне температур окружающей среды от –30 до 30 ºС.

Наработка двигателя НК-37 (Лидская ТЭЦ, Республика Беларусь) превышает 21 тыс. ч, что подтверждает надежность конструкции КС и хорошие эксплуатационные характеристики и параметры двигателя с МКС.

Основные результаты, достигнутые в ходе эксплуатации МКС, следующие.

1. Подтверждена и апробирована возможность снижения выбросов NO_x < 30 мг/м³ и СО < 100 мг/м³ в конвертированных ГТД с высокими параметрами термодинамического цикла (к = 25, Тк > 800 K) при использовании компактных кольцевых КС традиционной схемы с внедрением унифицированных двухконтурных горелок.

2. Снижение выброса NO_x до 10–15 ppm достигнуто за счет конструктивных мероприятий, обеспечивших высокую эффективность перемешивания «бедной» смеси при оптимальном взаимодействии дежурной и основной зон, внедрения каскадного подключения горелок, автоматизированной подачи топлива по контурам (АСУ КС) с помощью трех дистанционно управляемых систем подачи топлива (ДУС) и применения «толстого» ТЗП до 600 мкм, впервые освоенного и реализованного для покрытия жаровых трактов на АО «Металлист-Самара».

3. Устойчивое горение предварительно подготовленной «бедной» хорошо перемешанной смеси обусловливает:

• высокую равномерность температурного и скоростного поля на выходе из КС;

• повышение эффективного КПД двигателя за счет однородности потока на входе в турбину.

При проектировании малоэмиссионной системы горения ГТУ SGT-600 был произведен термодинамический расчет и определены параметры исходной КС; разработана математическая 3D-модель КС. На суперкомпьютере «Сергей Королев» Самарского национального исследовательского университета был выполнен расчет рабочего процесса горения и определены экологические характеристики штатной КС, показавшие значительное влияние на уровень эмиссии дозировки расхода топлива в дежурную (пилотную) и основную зоны горения. На основании полученных расчетных параметров исходной КС был разработан конструктивный облик модернизированной МКС (рис. 9).

Конструкция МКС для ГТУ SGT-600 включает:

• съемные двухконтурные унифицированные горелки (24 шт.);

• исходную (базовую) кольцевую жаровую трубу;

• трехколлекторный подвод топлива с автоматизированной системой управления подачи и системой автоматического поддержания оптимальной температуры в зоне горения (дежурный контур на всех 24 горелках работает постоянно, а основное топливо подается в 12 горелок на режимах прогрева и в 24 горелки – на номинальном режиме);

• «толстое» (600 мкм) ТЗП жаровой трубы;

• систему перепуска воздуха КС (регулирование расхода воздуха через горелку).

В ходе исследований была разработана программа автоматической системы регулирования подачи топлива модернизированной МКС. В результате экспериментально-расчетной оценки близкой по параметрам рабочего процесса системы-аналога ожидается получить эмиссионные характеристики проектируемой МКС, удовлетворяющие требованиям ПАО «Газпром» по экологической безопасности 2020 г. 

Результаты расчета прочности ремонтного фланца

Проблемой контроля механических напряжений в работающих конструкциях и трубопроводах с целью оценки их состояния в настоящее время занимаются все ведущие диагностические центры мира. Однако до сих пор эффективных методов контроля напряжений, пригодных для применения на практике, не было предложено.

Анализ возможностей известных методов контроля напряжений и деформаций в основном металле изделий и металле сварных соединений оборудования и конструкций позволяет назвать их существенные недостатки, основными из которых являются:

• невозможность использования большинства методов в области пластической деформации;

• локальность контроля, непригодность для контроля протяженных трубопроводов и крупногабаритных объектов;

• не учитывается неоднородность структуры металла и наличие остаточных напряжений;

• контроль выполняется, как правило, только на поверхности изделий из-за существующих проблем оценки глубинных слоев металла и металла сварных соединений;

• требуется построение градуировочных графиков на предварительно изготовленных образцах, которые не отражают фактическое НДС оборудования;

• требуется подготовка контролируемой поверхности и объектов контроля (зачистка, активное намагничивание, клейка датчиков и прочее).

Тарировку средств и методик измерений напряжений осуществляют на образцах при их растяжении статической нагрузкой на разрывной машине и, как правило, в упругой области деформации. В то же время известно, что реальные трубопроводы работают в условиях не только статической, но и циклической нагрузки, а развитие повреждений происходит в зонах концентрации напряжений (ЗКН), в которых металл работает в области пластической деформации. Более того, фактическое НДС оборудования во многих случаях не соответствует расчетному НДС, и в общем случае не известно фактическое распределение деформаций и напряжений по величине, знаку, направлению, глубине объекта контроля.

Перечисленные проблемы, возникающие на практике при контроле напряжений, не могут быть разрешены в рамках сложившихся представлений о внутренних напряжениях. Идеологическим фундаментом для развития темы «Контроль напряжений» должна быть энергетическая концепция, отражающая объективные процессы перераспределения собственной энергии материала как реакции на внешнее воздействие.

Здесь следует отметить, что метод магнитной памяти металла (МПМ) – это метод диагностики энергетического состояния материала.

Метод МПМ не требует подготовительных работ (зачистки поверхности, снятия изоляции, искусственного намагничивания). При контроле НДС протяженных участков трубопроводов используется связь собственного магнитного поля рассеяния (СМПР) с фактической деформацией. На метод МПМ имеются российские и международные стандарты.

На основе энергетического соотношения магнитных и механических параметров, полученного при испытании образцов на статическую и циклическую нагрузку с использованием метода МПМ, перенос тарировочных значений СМПР с образцов на реальное оборудование становится возможным.

В настоящее время при оценке фактического НДС нефтегазопроводов, расположенных под слоем грунта, все большее применение на практике получает бесконтактная магнитометрическая диагностика (БМД). БМД основана на измерении искажений магнитного поля Земли вдоль трассы нефтегазопровода, обусловленных изменением намагниченности металла труб в ЗКН и в зонах развивающихся повреждений.

При БМД трубопроводов используются магнитные параметры, изучаемые также в рамках применения метода МПМ.

Эффективность БМД для оценки фактического НДС участков нефтегазопроводов, выдавленных на поверхность грунта, рассмотрим на следующем примере. В ноябре 2016 –январе 2017 г. специалистами ООО «Энергодиагностика» на одном из дочерних предприятий ПАО «НОВАТЭК» был выполнен контроль 45 участков нефтепроводов 377 x 10 мм в ППУ-изоляции в местах их выхода на поверхность грунта из-за повышенной нескомпенсированной деформации.

На рис. 1а представлен внешний вид одного из таких участков.

Запись магнитограмм при БМД выполнена магнитометрическим прибором – измерителем концентрации напряжений ИКН-6М-8 в комплекте со специализированным сканирующим устройством (СУ) Тип 11-6К. При движении оператора вдоль трассы нефтепровода проводилась запись магнитограмм с разбивкой по файлам.

На рис. 2а представлена схема трассировки нефтепроводов 377 x 10 мм на участке ПК 59 + 60, а на рис. 2б – магнитограмма, зафиксированная при БМД данного участка. Из сопоставления рис. 2а и рис. 2б видно, что в зоне видимого изгиба нефтепровода и выхода его на поверхность грунта (рис. 1) при выполнении БМД зафиксированы резкие локальные изменения СМПР нефтепровода. При этом максимальные изменения СМПР совпадают с местами расположения монтажных кольцевых стыков.

На втором монтажном стыке с максимальным изменением поля Н после снятия изоляции (защитных кожухов) был выполнен дополнительный контроль методом МПМ (контактным способом) и УК (ультразвуковой контроль). При контактном контроле данного сварного соединения методом МПМ были выявлены две ЗКН. При УК в этих ЗКН были обнаружены недопустимые дефекты в виде протяженных несплошностей на глубине 2–7 мм. Дефекты располагались в зоне термического влияния сварки со стороны максимальной пластической деформации прилегающего участка трубопровода. Данный монтажный стык было рекомендовано заменить.

Аналогичным образом методами БМД и МПМ были проконтролированы еще 44 участка с видимой деформацией нефтепровода общей протяженностью около
5 км. Выявлено 20 магнитных аномалий, характеризующих ЗКН с максимальной деформацией вблизи монтажных стыков.

ООО «Энергодиагностика»

143965, РФ, Московская обл.,

г. Реутов, Юбилейный пр-т, д. 8, пом. XII

Тел./факс: +7 (498) 661-61-35,

661-92-81

E-mail: mail@energodiagnostika.ru

www.energodiagnostika.ru

Колонны гибких труб, применяемые в настоящее время, позволяют осуществлять практически весь набор технологических операций при бурении, ремонте нефтяных и газовых скважин. Это обстоятельство определяет характер действующих на КГТ нагрузок и вызываемых напряжений [1, 2].

В источниках [2, 3] изложена методика расчета приведенных напряжений при выполнении проверочного расчета КГТ на прочность. В качестве опасного рассматривается сечение, расположенное в верхней части КГТ у транспортера. В этом сечении действуют нормальные напряжения от собственного веса труб (без учета действия выталкивающей силы):

,                                        (1)

 где γ_ТР– удельный вес материала колонны гибких труб; L_ТР– длина гибкой трубы, спущенной в скважину.

Напряжения, обусловленные давлением технологической жидкости:

• тангенциальные (окружные):
  

,                                        (2)

• меридиональные:

                                      (3)

где р_ж– давление технологической жидкости; R – радиус срединной поверхности трубы; δ_ТР – толщина стенки трубы.

Касательные напряжения, обусловленные реактивным моментом забойного двигателя М_кр, рассчитываются следующим образом:

,                                        (4) 

где W_p – полярный момент сопротивления поперечного сечения трубы.

Следует отметить, что в источниках [2, 3] в качестве W_p ошибочно используется формула S_T=2πRδ_ТР, которая применима для определения площади поперечного сечения трубы по металлу.

Для расчета приведенных (расчетных) напряжений, входящих в соответствующее условие прочности, рассчитывают главные напряжения по следующим формулам:

 (5)

, (6)

где ; .

Также в источниках [2, 3] под радикалом ошибочно указана сумма напряжений σ_α и σ_β.

Вернемся к напряжениям σ_t и σ_m , определяемым, соответственно, по формулам (2) и (3). Известно, что для определения напряжений в стенке тонкостенной оболочки используется уравнение Лапласа [4]:

,                                        (7) 

где p – давление (p=p_ж); ρ_t– радиус кривизны срединной поверхности в плоскости, перпендикулярной меридиану; ρ_m– радиус кривизны срединной поверхности в меридиональной плоскости; δ – толщина стенки (δ = δ_TP).

Для трубы неограниченной длины без днища из уравнения Лапласа можно определить только тангенциальное напряжение. Действительно, ρ_m= ∞, так как меридиан цилиндрической оболочки представляет собой прямую линию, и значит, σ_{m /}  ρ_m, поэтому (учитывая, что ρ_t = R ) из уравнения (7) получаем формулу (2).

Напряжение σ_m, определяемое по формуле (3), находится из условия равновесия мысленно отсеченной части цилиндрического резервуара. Эта часть находится под действием силы, действующей на днище отсеченной части резервуара р_жπR² и уравновешивающей ее силы упругости, равномерно распределенной по поперечному кольцевому сечению резервуара, т. е. силы σ_m2πRδ_TP.

Из условия равновесия этих сил имеем формулу для определения σ_m, т. е. формулу (3).

Однако КГТ не имеет днища. Поэтому использовать зависимость (3) при расчетах гибкой трубы не представляется возможным.

В случае КГТ причиной возникновения меридиональных напряжений следует считать нагрузки, действующие на нижнем ее конце. В процессе бурения и капитального ремонта скважин в качестве привода породоразрушающего инструмента используется винтовой забойный двигатель (ВЗД), осевые силы на корпусе которого определяют усилие, передающееся на колонну гибких труб.

Осевое усилие на корпусе ВЗД F_k складывается [5] из усилия F₀, передающегося через осевую опору шпинделя и усилия F^*_kот гидравлических и механических сил на корпусе гидродвигателя:

.                                        (8) 

В источнике [5] приведены зависимости для расчета F_k , одна из которых имеет вид: 

,                         (9) 

где p – перепад давления в рабочем органе ВЗД; S₀– площадь поперечного сечения гибкой трубы по внутреннему диаметру  

S_T– площадь поперечного сечения гибкой трубы по металлу

G – осевая нагрузка на долото;
p_з – забойное давление, зависящее от глубины скважины L_c и потерь давления в кольцевом пространстве p_кп: 

.                       (10), 

где g– ускорение свободного падения.

Таким образом, продольное усилие в нижнем сечении КГТ определяется совместным действием трех сил: гидравлической от перепада давления в двигателе pS₀, выталкивающей (архимедовой) p_зS_т и осевой нагрузки на долото G.

В расчетах следует ориентироваться на работу ВЗД над забоем, когда G=0. В этом случае напряжения σ_m растяжения будут иметь наибольшие значения: 

.                                        (11) 

Ужесточая условия расчета, следует не учитывать архимедову силу, как и в случае расчета напряжений σ_в по формуле (1). Тогда: 

.                                      (12) 

Использовавшееся для определения напряжения σ_t уравнение Лапласа дано для тонкостенных сосудов. Деление оболочек вращения на тонкостенные и толстостенные в известной мере условно [4]. В первом случае предполагается равномерное распределение напряжений по толщине стенки. Толстостенным считается цилиндр, для которого отношение толщины стенки к внутреннему диаметру не менее 1/20, т. е. δ_ТР/D_B ≥ 0.05. В табл. 1 приведены данные отношений δ_ТРmin/D_B и δ_ТРmax/D_B  для гибких труб отечественного производства согласно техническим условиям ТУ 14-3Р-38–2000.

Данные табл. 1 свидетельствуют о том, что нормальный ряд гибких труб по критерию δ_ТР/D_B  следует отнести к толстостенным цилиндрам, напряжения σ_t для которых определяют по формуле Ламе.

Для случая, когда труба подвержена воздействию только внутреннего давления р_ж, формула для определения σ_t имеет вид: 

,                       (13)

где R_в, R_н, R – соответственно, наружный, внутренний и текущий радиусы поперечного сечения трубы.

В табл. 2 приведены результаты расчета напряжения σ_t по формулам (2) и (13) для двух частных случаев, когда отношение δ_ТР/D_B  имеет максимальное и минимальное значения (табл. 1) при р_ж = 10 МПа.

Из данных табл. 2 следует, что результаты расчета тангенциальных напряжений по теории толстостенных цилиндров отличаются от таковых по теории тонкостенных цилиндрических оболочек не более чем на 2,2 %.

Рассчитав напряжения в опасном сечении у транспортера и на направляющей дуге [6], можно определить приведенное (расчетное) напряжение и сделать заключение о прочности КГТ в соответствующем сечении.

На гибкой трубе, движущейся по направляющей дуге 3 радиуса R (рис. 1), выделим участок длиной Rdφ. На этот элемент действуют силы (текущего натяжения) T и T+dT, нормальная реакция направляющей дуги dN и сила трения ƒdn, где ƒ – коэффициент трения.

Проектируя силы, действующие на выделенный элемент, на биссектрису угла dφ(линию действия силы dN), получим:

. (14) 

После несложных преобразований, пренебрегая величинами второго порядка малости и учитывая, что для бесконечно малого угла dφ функция  равна , 

получим: 

.                                      (15)

Спроецировав указанные выше силы на нормаль к линии действия силы dN, получим из условия равновесия для элемента трубы: 

Откуда: 

.                       (17) 

Для бесконечно малого угла 

, тогда 

                                      (18) 

Выражение (14) с учетом равенства (13) представим в виде: 

                                    (19) 

а интегрируя его, получаем:

,                                      (20)

где C – постоянная интегрирования.

Для определения C при φ=0 имеем: 

              (21) 

При  φ = β (рис. 1)  .      (22) 

Напряжения растяжения в сечении В будут равны:

,                                      (23) 

где ƒ_T– площадь поперечного сечения гибкой трубы по металлу.

В пределах направляющей дуги 3 напряжения изгиба определяются с использованием зависимости, известной из сопротивления материалов:

,                                      (24)

где M – изгибающий момент; y – расстояние от нейтральной оси; J_z – осевой момент инерции.

Для определения наибольшего напряжения изгиба используется преобразованная формула (24), имеющая вид [2]: 

,                                      (25)

где E – модуль Юнга; d_н– наружный диаметр гибкой трубы;
R – радиус кривизны направляющей дуги (рис. 1). 

Для крайних волокон при

напряжения изгиба равны:

                                      (26) 

где W_z– осевой момент сопротивления сечения.

Формулы (24–26) справедливы в случае, если форма поперечного сечения остается без изменения. Данные условия при изгибе тонких кривых труб не выполняются [7], поскольку в этом случае происходит сплющивание поперечного сечения. Для учета влияния сплющивания на распределение напряжения Т. Карман [7] предложил вместо формулы (24) использовать следующую зависимость: 

,                       (27) 

где ,      (28)

,                       (29) 

где δ – толщина стенки трубы; R – радиус оси трубы (направляющей дуги); R_ТР.н.– радиус поперечного сечения трубы (наружный).

Наибольшее напряжение, определяемое из уравнения (27), равняется [7]:

,    (30)

где .               (31)

В продольных сечениях гибкой трубы, сжатой плашками транспортера 4, также возникают напряжения изгиба, значения которых определяются по формуле (26). Входящий в это выражение изгибающий момент авторы [2] вычисляют по формулам, заимствованным из [8]. В зависимости от соотношения наружного радиуса гибкой трубы R_ТР.н. и радиуса кривизны контактной поверхности плашек R_n возможны три варианта приложения сил: распределенная нагрузка, две сосредоточенные силы и приложение двух пар сосредоточенных сил. В последнем случае нагрузка сжимающая и симметричная относительно двух взаимно перпендикулярных диаметров поперечного сечения гибкой трубы, в то время как в [8] эта нагрузка растягивающая и несимметричная относительно указанных диаметров. Поэтому определим изгибающий момент в гибкой трубе от действия симметричной сжимающей нагрузки (рис. 2а).

Углы φ₁ и φ₂ определяют положение двух произвольных сечений 1 и 2 (рис. 2), а текущее значение угла φ изменяется для сечения 1–1 и 2–2 в пределах, указанных в формулах (32) и (33). Задача решается для кольца длиной, равной единице [2, 7], средний радиус которого – R_c . Вследствие симметрии можно рассматривать не все кольцо, а только один квадрант (рис. 2б).

Из условия симметрии следует, что в поперечном сечении А действует только сжимающая сила p/2 и изгибающий момент М₀, величина которого является статически неопределимой и может быть вычислена при помощи теоремы Кастильяно [7]. Предварительно запишем уравнения изгибающих моментов М₁ и М₂ для произвольных сечений 1–1 и 2–2.

Сечение 1–1 (0 ≤ φ ≤ α);

;

.                 (32) 

Сечение 2–2 (α ≤ φ ≤ π/2);

                                  (33) 

Из условия симметрии поперечное сечение А при изгибе кольца не поворачивается, следовательно, его перемещение равно нулю:

 ,                                      (34)

где   

потенциальная энергия рассматриваемого квадранта.

Подставляя (32) и (33) в (34), получим формулу (35), откуда можно вывести равенство (36).

Подставляя (36) в (32) и (33), получаем:

       (37)

      (38) 

Используя (36) и (37), можно определить изгибающий момент в любом поперечном сечении кольца и, соответственно, по формуле (26) напряжения изгиба. 

Таблица 1. Значения отношения толщины стенки трубы к ее внутреннему диаметру

Таблица 2. Результаты расчетов по формулам (2) и (13)

В настоящее время ведется работа по расширению области применения обетонированных труб для строительства, капитального ремонта и реконструкции магистральных газопроводов в условиях обводненной и заболоченной местности, на подводных переходах. Применение обетонированных труб позволяет сократить финансовые затраты, способствует повышению производительности труда и обеспечивает качество, надежность и экологическую безопасность проведения строительно-монтажных и ремонтно-востановительных работ.

Нанесение набрызг-бетона осуществляется следующим способом: предварительно затворенная бетонная смесь с заданными при проектировании свойствами (водоцементное отношение, водонепроницаемость, морозостойкость, плотность, гармонизированный гранулометрический состав смеси инертных заполнителей, жесткость и т. д.) подается со стационарного бетонного завода, входящего в состав производственного комплекса, на установку обетонирования и наносится набрызгом на обетонируемую трубу. Необходимо отметить уникальность применяемого бетонного завода, при проектировании которого были внедрены лучшие конструкторские разработки ведущих мировых производителей и инновационные технологии.
К примеру, при перемешивании сверхжесткого и сверхтяжелого бетона в двухвалковом смесителе 95 % однородности бетонной смеси достигается за первые 20 с перемешивания.

В результате нанесения бетона на поверхность трубы под давлением образуется уплотненный слой покрытия, свойства которого отличаются от свойств обычного бетона.

Особые преимущества применяемой технологии:

• полная механизация и автоматизация производственных процессов. Соединение в одной технологической операции транспортирования, укладки и уплотнения бетона;

• высокая уплотненность покрытия приводит к образованию бетона с пониженной проницаемостью, повышенной сульфатостойкостью, а также более быстрыми сроками схватывания и твердения (прочность НУБП в возрасте 1–2 сут составляет в среднем 40 МПа);

• повышенная механическая прочность и трещиностойкость получаемого покрытия (минимальное воздухововлечение и отсутствие пор);

• контролируемое дозирование воды. Неизменное определенное низкое водоцементное отношение способствует быстрому набору проектной прочности;

• высокая прочность на сжатие и стабильность результатов испытаний по всему массиву наносимого балластного покрытия.

В общем случае прочность покрытия в возрасте 5–7 сут достигает порядка 50 МПа;

• пониженная проницаемость бетона обеспечивает высокую морозостойкость и водонепроницаемость балластного покрытия;

• лучшее сцепление с поверхностью обрабатываемой конструкции, что подтверждается стендовыми испытаниями покрытия на сдвиг;

• улучшение рабочей обстановки, снижение содержания пыли в воздухе в рабочей зоне;

• при нанесении покрытия методом набрызга обнаруживаемые при внешнем осмотре (визуальном контроле) дефекты бетонного покрытия легко идентифицируются, поддаются измерительному и приборному контролю, легко устраняются.

ООО «Трубопроводные покрытия и технологии»

404103, РФ, Волгоградская обл.,

г. Волжский, ул. Александрова, д. 63

Тел./факс: +7 (499) 705-18-58

E-mail: info@concpipe.ru

www.concpipe.ru

На данный момент в составе ООО «ПГЭС» помимо московского головного офиса и подмосковного ремонтно-диагностического центра функционируют семь региональных филиалов, охватывающих своей деятельностью бóльшую часть территории РФ.

Специалисты ООО «ПГЭС» способны выполнять все виды ремонтных работ на подводных переходах и морских трубопроводах, включая формирование защитного слоя над трубопроводом и ремонт дефектов металла любых размеров. В компании работают 500 сотрудников, в распоряжении ООО «ПГЭС» порядка 40 единиц флота.

Специалисты инженерно-технического центра «ДЮКЕР» в составе ООО «ПГЭС» используют передовые методы диагностики технического состояния подводных переходов и морских участков газопроводов, включая новейшие многолучевые эхолоты, параметрические гидроакустические профилографы, измерители направлений и скоростей течения воды на эффекте Доплера, спутниковые навигационные системы геодезической точности и т. д. При непосредственном участии наших специалистов разработана новая технология оценки технического состояния подводных коммуникаций, в том числе состояния изоляционного покрытия, и создан приборный комплекс для ее реализации (патент РФ № 2015131705 от 30.07.2015).

ООО «ПГЭС» с 2004 г. участвует в программах внутритрубной диагностики «неравнопроходных» ниток подводных переходов магистральных газопроводов. Нами разработан и успешно развивается метод «сухой протяжки» очистного и диагностического внутритрубного оборудования (патент РФ № 133896 от 27.10.2013), а также разработана оригинальная система управления внутритрубным роботом (патент РФ
№ 2557085 от 23.06.2015).

Начиная с 2012 г. мы диагностируем техническое состояние переходов трубопроводов не только через реки, но и через морские участки, такие как МГ «Бованенково – Ухта» через Байдарацкую губу бассейна Карского моря,
МГ «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» через пролив Невельского между о-вом Сахалин и материком, МГ «Джубга – Лазаревское – Сочи» в Черном море.

В 2016 г. ООО «ПГЭС» реализовало ряд масштабных проектов. Выполнена замена дюкера 2-й резервной нитки ППМГ «Уренгой – Новопсков», лежащей в 12-ниточном техническом коридоре через Куйбышевское водохранилище, проложены 4 кабеля технологической связи магистральных газопроводов общей длиной 22 км на глубинах до 36 м. Для сооружения перехода только в русловую часть было уложено методом протаскивания 5,5 км обетонированной трубы диаметром 720 мм общей массой около 5 тыс т. Проведен капитальный ремонт подводного перехода МГ «Пермь – Казань – Горький» через р. Волга. Длина участка работ – 7 км. Ширина реки в месте производства работ составляет 1560 м.

В 2016 г. ООО «ПГЭС» успешно выполнило работы по укреплению дна Керченского пролива в районе построенного газопровода в Крым путем укладки гибких бетонных матов. Всего было уложено на дно пролива 16,5 тыс. матов.

ООО «ПГЭС» находится в постоянном поиске, создании и применении новых методов и средств обеспечения надежной эксплуатации подводных переходов и морских участков магистральных трубопроводов ПАО «Газпром». 

ООО «ПГЭС»

142715, РФ, Московская обл.,

Ленинский р-н, с. Беседы

Тел.: +7 (498) 657-96-34

E-mail: pges@gazsvyaz.ru

www.podvodges.ru

Строительством подземных инженерных коммуникаций методом ГНБ в России в числе других компаний занимается ООО «Подзембурстрой». Внедряя инновационные методы бестраншейного строительства и ремонта трубопроводов, это предприятие с 19-летним опытом работы участвует в проектах крупнейших энергетических компаний, в числе которых ПАО «Газпром».

Одной из инновационных разработок ООО «Подзембурстрой» стала технология ремонта и строительства подводных переходов «Метод кривых». Эта не имеющая мировых аналогов технология включает преимущества горизонтально направленного бурения и микротоннелирования. Суть метода заключается в прокладке по заданной трассе перехода предварительно изогнутых труб, что позволяет уменьшить радиус изгиба прокладываемого трубопровода и, соответственно, протяженность перехода. Образующаяся разница позволяет сократить трудозатраты, расходы на материалы и сроки выполнения работ.

Работы проводятся в режиме установленного технологического цикла. Бурение осуществляет микрощит MTS 1000, и по мере его перемещения происходит прокладка рабочей трубы. Установка РРР-400 перемещает очередную предварительно изогнутую трубу по роликам головной и хвостовой опорной рамы. Затем на раме устанавливается следующая труба, после чего осуществляются стыковка и сварка стыка. На завершающем этапе производится наращивание коммуникаций системы гидротранспорта, силовых и информационных кабелей.

Применение данного оборудования также позволяет укладывать стальные трубопроводы без использования отводов холодного гнутья (по радиусу естественного изгиба), что дает возможность выполнять подводные переходы большей протяженности. Запланированная модернизация буровой головы MTS 1000 в перспективе позволит прокладывать переходы длиной до 1500 м. На сегодняшний день выполнено уже пять переходов: три перехода с использованием гнутых отводов и два – с использованием прямых труб.

НОВЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА

Давно известная и применяемая в России технология ГНБ остается достаточно рискованной с технической и экологической точек зрения. Поглощение, грифоны, потеря устойчивости стенок скважины, неквалифицированный выбор инструмента – все это приводит к увеличению стоимости работ и сроков строительства.

«Метод кривых» обладает не только экономическими преимуществами. Он, во-первых, гарантирует экологичность работ: не нарушается русловая часть водоема, сохраняется целостность береговых линий. Кроме того, сокращаются сроки производства работ, уменьшаются объем выбросов отработанных газов и время шумового воздействия на окружающую среду. Немаловажно также, что нет необходимости утилизировать бентонит и полимеры.

Во-вторых, при прокладке перехода «Методом кривых» возрастают его надежность и долговечность. Трасса сооружаемого перехода имеет арочную конструкцию, трубопровод никогда не «всплывет» и не «провалится» в процессе эксплуатации. Высокий показатель безопасности достигается за счет большего расстояния трубопровода от поверхности. При такой прокладке исключаются воздействия на трубопровод сезонных колебаний температуры и паводков.

В-третьих, метод позволяет прокладывать трубопроводы практически в любых грунтовых условиях.

В отличие от технологии ГНБ оборудование, используемое при прокладке «Методом кривых», не имеет ограничений по массе укладываемого трубопровода. В этом случае усилие на трубопровод является толкающим и распределяется равномерно по всей трубе, тогда как в ГНБ усилие, приложенное к трубе при протяжке, является тяговым, передается по относительно тонким штангам и прилагается к трубе в одной точке.

ПОДТВЕРЖДЕНО НА ПРАКТИКЕ

«Метод кривых» впервые в мире был применен ООО «Подзембурстрой» в 2006 г. при реконструкции газопровода «Игрим – Серов». Новое техническое решение позволило уменьшить длину участка трассы трубопровода DN 1020 с 760,0 до 104,2 м, существенно сократить сроки и в несколько раз снизить стоимость работ.

В 2013 г. «Метод кривых» был применен при строительстве подводных переходов газопровода из стальной трубы диаметром 1220 мм через канал им. Москвы. Работы проводились в рамках выноса нефтепроводов и газопроводов из зоны строительства скоростной автомобильной дороги «Москва – Санкт-Петербург». Переходы были сданы в рекордные по мировым и российским стандартам сроки. Ширина канала в зоне строительства составляет 96 м, при этом плотная застройка на одном берегу и охраняемая лесопарковая зона на другом ограничили стройплощадку размерами 22 х 100 м. В этих условиях традиционные решения оказались малоприменимы, и «Метод кривых» был выбран как наиболее эффективный.

Аттестацию новой технологии проводило ООО «Газпром ВНИИГАЗ». По ее итогам было принято решение об опытно-промышленном внедрении «Метода кривых» на подводном переходе через р. Уса МГ «Уренгой – Петровск». Прокладка подводного участка из стальной трубы диаметром 1220 мм на данном объекте была успешно выполнена в августе 2015 г.

В марте 2017 г. с применением того же оборудования были проведены работы по строительству перехода газопровода через Верхнетагильское водохранилище методом микротоннелирования с технологической крепью из стальной трубы диаметром 1020 мм на объекте АО «Интер РАО – Электрогенерация». Особенностью перехода стало то, что в качестве материала технологической крепи использовалась прямая труба, а не отводы холодного гнутья. Это позволило увеличить протяженность перехода до 330 м, что было продиктовано особенностями водоема. Ширина водной глади по трассе перехода составляла 290 м, глубина водоема – около 4 м. При этом выполнение работ осложняли скальные грунты: мраморизированные известняки, туффиты и сланцы. Работы велись в зимний период, температура воздуха опускалась до –43 ºС.

РАСШИРЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ПРИМЕНЕНИЯ «МЕТОДА КРИВЫХ» ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ОБЕТОНИРОВАННЫХ ТРУБ ПО ТЕХНОЛОГИИ «ЗУБ-КОМПОЗИТ»

Технология «Метода кривых» позволяет прокладывать трубы практически в любых грунтах, от несвязанных до скальных, за счет применения различных режущих инструментов. Конструкция буровой головы предусматривает дробильную камеру, в которой твердосплавные резцы измельчают породу до размеров, приемлемых для транспортировки по трубопроводам. К сожалению, пока возможности «Метода кривых» не могут использоваться в полном объеме, поскольку полимерные материалы, применяемые для гидроизоляции трубы (полиэтилен и полипропилен), не обладают достаточной абразивной стойкостью и имеют низкую твердость. Наиболее слабым местом гидроизоляционного покрытия являются термоусадочные муфты, применяемые для гидроизоляции стыков. Муфты не обладают противозадирными свойствами, и пока адгезия термоусадочной пленки к трубе будет меньше, чем усилие разрыва, вероятность задиров и нарушения целостности покрытия довольно высока. Особенно это критично там, где грунт имеет твердые включения.

Технология «Метод кривых» предусматривает меры, защищающие гидроизоляцию. К ним относится закачивание в затрубное пространство густого бентонита без применения полимеров. Увеличение зазора между скважиной и трубой при этом составляет до 200 мм.

Для визуального контроля сплошности изоляции и целостности термоусаживающихся муфт при строительстве подводного перехода на р. Уса были использованы три лидерных отвода, после выхода которых на поверхность грунта были проведены осмотр и инструментальный контроль адгезии защитного покрытия стыков. Недопустимых повреждений изоляционного покрытия выявлено не было.

В случае прокладки трубопровода в галечниковых и скальных породах даже закачка бентонита не всегда дает 100-процентную гарантию его целостности. Полимерную гидроизоляцию можно защитить дополнительно, и как нельзя лучше для этого подходит защитное покрытие «ЗУБ-Композит». Сочетание «Метода кривых» и технологии «ЗУБ-Композит» дает возможность укладки трубопроводов в любых гранитах при условии 100-процентной сохранности гидроизоляции. Испытания данного покрытия показали, что с его применением «Метод кривых» можно использовать для любого геологического состава грунта.

ВЫВОДЫ

При подведении итогов опытно-промышленного внедрения технологии «Метод кривых» на объекте ПАО «Газпром» было отмечено следующее:

• точка выхода буровой колонны соответствует положению, определенному проектной документацией;

• по результатам контроля первых труб (категория А3) на участке подводного перехода, выполненного «Методом кривых», повреждений изоляционного покрытия отводов и сварных стыков не выявлено;

• выполнен контроль адгезии пленочного покрытия термоусаживающейся манжеты «Терма-СТАР» прибором АР-2 № 156. Значение усилия отрыва – в пределах нормы и составило более 15 кг/см².

Учитывая вышеперечисленные преимущества, можно с уверенностью сказать, что технология «Метод кривых» на сегодняшний день является актуальной и востребованной. 

Газотранспортная система (ГТС) России является крупнейшей в мире (более 170 тыс. км). Одна из наиболее важных задач для ПАО «Газпром» – поддержание в рабочем безаварийном состоянии всех элементов ГТС. С учетом предельных сроков эксплуатации МГ основополагающим фактором их безаварийной работы является своевременное проведение работ по техническому диагностированию и оценке технического состояния элементов ГТС.

Техническое диагностирование – основной вид обследования МГ, а также один из важнейших компонентов системы управления техническим состоянием и целостностью ГТС (СУТСЦ ГТС), формирующей информационный массив для эффективного управления ресурсами [1]. Основным методом технического диагностирования МГ, обеспечивающим достоверность решения задачи оценки технического состояния, является ВТД.

Особенность ГТС России состоит в том, что около 40 % газопроводов – сложные, конструктивно не приспособленные к обследованию ВТД стандартным диагностическим оборудованием.

В полной мере это относится и к газопроводам, эксплуатируемым ООО «Газпром трансгаз Ставрополь». Компания имеет разветвленную газотранспортную сеть протяженностью более 8 тыс. км, 60 % этих газопроводов являются сложными [2]. К их числу относятся МГ и газопроводы-отводы с изгибами радиусом менее 1,5D (так называемые крутоизогнутые), с низким рабочим давлением – менее 2,4 МПа, с трубами переменного диаметра (телескопического исполнения), с неравнопроходной трубопроводной арматурой, с прямыми врезками, глубоко выступающими внутрь газопровода, не оснащенные стационарными камерами запуска и приема очистных и диагностических устройств.

Оценка технического состояния таких газопроводов с использованием стандартных дефектоскопов невозможна. Для решения данного вопроса ОАО «Газпром» в 2009 г. было принято решение о проведении опытно-промышленных работ по ВТД сложного участка газопровода с применением инновационной технологии.

В качестве объекта обследования в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» был выбран МГ «Изобильное – Невинномысск» диаметром 1020 мм и протяженностью 98,2 км, находящийся в эксплуатации с 1979 г., не оборудованный стационарными камерами пуска-приема диагностических устройств, характеризующийся наличием примерно 50 круто-изогнутых толстостенных отводов радиусом 1,5D и прямыми врезками, выступающими в полость трубы на глубину до 80 мм. На подготовительном этапе компанией разработан проект и проведен монтаж на газопроводе временных камер запуска и приема очистных и диагностических устройств. По трассе газопровода (непосредственно на трубе) через каждые 2 км были установлены специальные магнитные маркеры и осуществлено определение их географических координат в системе позиционирования GPS. Три прямые врезки, выступающие внутрь трубопровода выше допустимого значения, были удалены. Программа обследования предусматривала проведение калибровки, очистки участка газопровода, пропуск геометрического поршня и магнитного дефектоскопа с продольным намагничиванием и блоком определения пространственного положения газопровода.

Для очистки внутренней полости потребовалось провести 26 циклов пропуска очистных устройств различной конфигурации. В результате было извлечено около 10 т загрязнений и 100 кг металлических предметов. После выполнения калибровки и очистки участка МГ по нему был пропущен геометрический поршень, выявивший сложные участки для прохождения магнитного дефектоскопа, включающие, к примеру, комбинацию крутоизогнутых отводов радиусом 1,5D и утолщение стенки трубы до 30 мм в месте пересечения с другим газопроводом (рис. 1).

Магнитный дефектоскоп позволил определить пространственное положение газопровода, геометрию обнаруженных дефектов, а также дефекты с потерей металла трубы и привязкой к географическим координатам. По результатам внутритрубного обследования участка газопровода была проведена достоверная оценка его технического состояния, а также составлена долговременная программа ремонта.

Проверка путем контрольного обследования в шурфах наиболее опасных дефектов потери металла показала высокую достоверность результатов как по глубине, так и по местоположению коррозионных повреждений тела трубы. Результаты работ по ВТД сложных участков газопроводов с помощью специального диагностического оборудования в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» в целом были признаны технически целесообразными и экономически эффективными.

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» совместно с ЗАО «Аэрокосмический мониторинг и технологии» в течение 2009–2015 гг. выполнило внутритрубное обследование сложных участков газопроводов общей протяженностью 664,8 км (таблица).

В 2014 г. впервые в ОАО «Газпром» дочерней компанией «Газпром трансгаз Ставрополь» были проведены инновационные опытно-промышленные работы по ВТД участка 0–87 км МГ «Камыш-Бурун – Ищерская» диаметром 820/720 мм с применением внутритрубного дефектоскопа (рис. 2), позволяющего обследовать газопроводы, имеющие П-образные воздушные переходы 1,5D и выполненные телескопическими трубами переменного диаметра.

В целом в 2009–2015 гг. по результатам ВТД сложных участков газопроводов было обнаружено 168 655 дефектов (в среднем 254 дефекта на 1 км), в том числе опасных – 1101, с потерей металла от 40 до 85 %. Наиболее опасный дефект обнаружен на газопроводе-отводе к тепличному комбинату «Южный» DN 530, в 25 м от пересечения с автодорогой федерального значения М29 «Кавказ» (рис. 3).

Сроки проведения и вид ремонта обнаруженных дефектов определялись требованиями нормативных документов (Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов), утвержденных Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» [3]. Общее число крутоизогнутых отводов 1,5D на обследованных участках составило 228 шт. Конструкция временных камер запуска и приема дефектоскопов обеспечивала их многократное применение на газопроводах одинакового диаметра, что послужило дополнительным источником снижения затрат на проведение опытных работ. Достигнутый экономический эффект при обустройстве временных камер запуска и приема очистных устройств и проведении ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, без реконструкции участков газопроводов, составил 988,1 млн руб.

Оптимизировать затраты на проведение ремонтно-восстановительных работ по результатам ВТД можно путем оценки степени опасности коррозионных повреждений по критерию потери прочности с последующим их ранжированием.

Анализ степени опасности коррозионных повреждений выполняется с помощью уравнения зависимости относительной глубины дефекта d/t от технических и технологических параметров газопровода [4]:

,                         (1) 

где  – величина разрушающего давления, МПа; D – диаметр газопровода, мм; t – толщина стенки трубы, мм; σ_вр – временное сопротивление разрыву стали, МПа ([5]; Q – безразмерный коэффициент, учитывающий длину дефекта;

,                         (2)

,                         (3) 

где l – длина дефекта, мм.

Уравнение (1) позволяет ранжировать коррозионные повреждения по критерию предельного состояния для заданных уровней разрушающего давления , геометрических размеров трубы D, t и нормативного значения предела прочности σ_вр, соответствующего используемой марке стали.

Задавая различные значения длины дефекта l, вычисляют относительную глубину предполагаемого дефекта и получают семейство кривых допустимых размеров дефектов при заданных уровнях давлений на рассматриваемом участке газопровода (рис. 4). Полученные кривые соответствуют критериям потери прочности при значениях разрушающего давления [4], испытательного давления, гарантируемого заводом – изготовителем труб, и разрешенного рабочего давления. Области, ограниченные кривыми потери прочности, разделяют поверхность возможных дефектов тела трубы на допустимые, потенциально опасные, опасные и недопустимые, что позволяет провести ранжирование дефектов по степени опасности с учетом технических и эксплуатационных параметров обследуемого участка газопровода.

После детального анализа результатов расчетов ВТД, проведенной в течение года, был составлен план ремонтно-восстановительных работ в целом по газотранспортной компании, что позволило более гибко и рационально распределять материальные и технические ресурсы, выделяемые на проведение этих работ.

Основными преимуществами ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, являются следующие:

• выполнены обследования участков ГТС, ранее недоступных для проведения ВТД;

• достигнута высокая достоверность результатов по всей протяженности обследуемых участков, подтвержденная при проведении контрольных обследований в шурфах;

• в отчетах по ВТД выполнена GPS-привязка каждого коррозионного дефекта, что позволяет значительно сократить время на поисковые и ремонтные работы;

• достигнута высокая экономическая эффективность за счет исключения проведения реконструкции отводов 1,5D обследуемых участков;

• достигнута высокая экономическая эффективность за счет применения временных устройств запуска приема дефектоскопов.

Для дальнейшего развития метода ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, представляется необходимым:

• проработать с представителями российских специализированных компаний пути развития систем ВТД для газопроводов с крутоизогнутыми отводами, выполненных в телескопическом исполнении;

• разработать нормативно-техническую документацию, регламентирующую порядок выдачи заключений о продлении срока безопасной эксплуатации трубопроводов на основании результатов ВТД;

• рассмотреть вопрос об использовании результатов ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, при проведении расчетов технического состояния трубопроводов и рисков в СУТСЦ ГТС.

В 2015 г. в ПАО «Газпром» была утверждена Программа диагностирования газопроводов и газопроводов-отводов, не оборудованных стационарными камерами запуска и приема внутритрубных устройств, на 2016–2019 гг.  В зоне эксплуатационной ответственности ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» Программой предусмотрено проведение ВТД газопроводов в общем объеме 834,15 км. 

Результаты обследования участков газопроводов

В настоящее время современные методы диагностики позволяют выявить дефекты сварных швов, которые ранее выявить было невозможно. Специфика газопроводов заключается в том, что трубопровод долгие годы может оставаться в хорошем состоянии, значительная часть дефектов выявляется именно на кольцевых стыках.

Основным методом устранения подобных дефектов до недавнего времени оставалась огневая резка с полной заменой соединительных деталей трубопроводов (СДТ) (труб, отводов, тройников и т. д.). Если речь идет о прямолинейном участке, это не является сложностью, однако, когда дефекты выявляются на СДТ или запорно-регулирующей арматуре (ЗРА), вырезку осуществить просто так невозможно, что приводит к увеличению, порой значительному, как финансовых, так и трудозатрат. К тому же в большинстве случаев СДТ оказываются в пригодном для дальнейшей эксплуатации состоянии. В таких ситуациях намного эффективнее проводить ремонт сварных соединений.

«Сервисная Компания ИНТРА» применяет альтернативный метод, позволяющий сохранить СДТ.

В рамках данного метода выполняется следующая последовательность технологических операций:

• выборка полного периметра облицовочных и заполняющих слоев сварного шва до остаточной толщины 4,0–5,0 мм при помощи отрезного резца;

• выборка полного периметра облицовочных и заполняющих слоев сварного шва до остаточной толщины 4,0–5,0 мм с формированием фасочных резцов;

• сварка полного периметра заполняющих и облицовочных слоев.

СРАВНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА ПОЛНОГО ПЕРИМЕТРА СВАРНОГО ШВА «СДТ – ТРОЙНИК»

Традиционная технология – огневая резка:

• вырезка тройника с примыкающими трубами длиной по 0,5 м;

• подготовка трех катушек длиной 0,5 м;

• выполнение шести сварных стыков – вварка тройника и катушек в трубопровод;

• снятие усиления и зачистка шести сварных стыков.

Технология, применяемая «Сервисной Компаний ИНТРА», – ремонт сварного шва:

• выборка дефектного сварного шва станком серии Clamshell;

• выполнение 1-го сварного стыка – заварка дефектного сварного шва.

Преимущества применения технологии:

• сохранение соединительной детали трубопровода, в том числе ЗРА;

• существенная экономия времени;

• существенная экономия фонда оплаты труда;

• экономия денежных средств на проведение ремонтных работ: стоимость материалов, стоимость СДТ или запорной арматуры, затраты на логистику;

• возможность своевременного выполнения ремонтных работ при физическом отсутствии новых СДТ или запорной арматуры нужного типоразмера (дефект выявлен в процессе выполнения работ);

• применимость технологии в любых природно-климатических условиях.

В 2010 г. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» совместно со специалистами «Сервисной Компании ИНТРА» разработало технологию ремонта сваркой дефектов труб и сварных соединений газопроводов технологической обвязки.

Также на базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были осуществлены квалификационные испытания токарных трубообрабатывающих станков серии Clamshell в целях проведения экспертизы технических условий согласно СТО Газпром 2-3.5-046–2006. На основании этих испытаний были выданы положительное заключение и рекомендации использования данной технологии ремонта сварных швов (Заключение № 31323949-061–2010).

ООО «Сервисная Компания ИНТРА» располагает широким ассортиментом портативных токарных трубообрабатывающих станков для обработки трубопроводов диаметром 50–1420 мм, толщиной до 80 мм.

За последние 5 лет «Сервисная Компания ИНТРА» выполнила работы по ремонту сварных соединений диаметром 300–1420 мм на различных объектах ПАО «Газпром», таких как ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Ухта», ООО «Газпром трансгаз Уфа», ООО «Газпром трансгаз Сургут», ООО «Газпром трансгаз Казань», ООО «Газпром трансгаз Москва».

ООО «Сервисная Компания ИНТРА» осуществляет комплекс работ по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и трубопроводов на предприятиях ТЭК. 

Деятельность компании направлена на повышение эффективности производства, уменьшение времени запланированных и предупреждение незапланированных простоев, обеспечение максимального срока службы оборудования, сокращение затрат на проведение технического обслуживания, текущего и капитального ремонта.

Система менеджмента качества сертифицирована по стандартам ISO в 2013 г. Компания имеет все необходимые разрешения и сертификаты.

Технологии безостановочных методов ремонта получили одобрение и поддержку Агентства стратегических инициатив при Президенте РФ.

ООО «Сервисная Компания ИНТРА» существует на рынке более 9 лет, представительства и филиалы действуют в 15 городах России, СНГ, Прибалтики. 

В активах компании – собственное производство, осуществляющее выпуск оборудования для врезки и перекрытия, разрезных тройников, нестандартного оборудования для предприятий нефтегазовой, химической и других отраслей. Продукция производится под торговой маркой «ИНТРАФИТ».

ООО «Сервисная Компания ИНТРА»

195027, РФ, г. Санкт-Петербург,

ул. Магнитогорская, д. 17, лит. А

Тел/факс: +7 (812) 313-50-92/93

E-mail: intra@intratool.ru

http://sc-intra.ru

Образованная в 1991 г. компания «Инженерный и технологический сервис» на сегодняшний день представляет собой группу предприятий:

• головную организацию НПФ «ИТС» (Санкт-Петербург) (разработка и производство специализированного и специального оборудования для дуговой и контактной сварки, сложных систем управления сварочным оборудованием);

• завод «СЭЛМА» (Симферополь) (разработка и производство серийного оборудования для ручной, механизированной и автоматической дуговой сварки, систем управления сварочным оборудованием);

• завод «ЭСВА» (Калининград) (разработка и производство серийного оборудования для контактной и дуговой сварки, средств механизации сварочных процессов; производство сварочной проволоки);

• Научно-производственное предприятие «ФЕБ» (Санкт-Петербург) (разработка сварочных инверторов).

Промышленная группа «ИТС» объединяет входящие в нее предприятия в единый производственный цикл.

Ассортимент выпускаемого компанией «ИТС» сварочного и вспомогательного оборудования чрезвычайно широк, начиная со стандартного оборудования для всех видов сварки и заканчивая уникальными автоматизированными сварочными комплексами «под ключ». Более половины оте-чественного сварочного оборудования, работающего в России, произведено на предприятиях Группы «ИТС».

Продукция (оборудование и сварочные материалы), поставляемая компанией «ИТС», включена в реестр ПАО «Газпром», использовалась при сварке газопроводов.

С 2008 г. компания «ИТС» проявляет себя в новом качестве – на подрядной основе обслуживает и ремонтирует сварочное оборудование дочерних газотранспортных организаций «Газпрома». К такому оборудованию помимо серийных и специализированных стационарных и переносных сварочных аппаратов относятся передвижные комплексы сварочных работ (ПКСР) на базе грузовиков «Урал», «ГАЗ», «КАМАЗ» и тракторов
«Кировец».

Компания «ИТС» производит три вида работ, связанных с передвижными сварочными комплексами, а именно:

• техническое обслуживание оборудования;

• капитальный ремонт и необходимую модернизацию оборудования;

• поставку новых комплексов, разработанных и насыщенных оборудованием по специальным техническим заданиям конкретного заказчика.

В процессе технического обслуживания производится текущий ремонт сварочных источников и, при необходимости, другого технологического оборудования.

В рамках капитального ремонта, часто связанного с модернизацией оборудования по требованию заказчика, осуществляется частичный ремонт или полная замена кунгов, подверженных сильному износу в условиях круглогодичной эксплуатации на трассе. Также производится ремонт или замена не только сварочных источников, аппаратуры и силовых кабелей, но и всего остального оборудования ПКСР: электростанций, генераторов, распределительных щитов, размагничивающих устройств, печей для прокаливания электродов, электропроводки и т. п. При необходимости производится дополнение функциональных возможностей ПКСР.

В настоящее время клиентами компании «ИТС» на подрядной основе стали уже 11 дочерних компаний ПАО «Газпром»: ООО «Газпром трансгаз Москва», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Волгоград», ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», ООО «Газпром трансгаз Казань», ООО «Газпром трансгаз Краснодар», ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород», ООО «Газпром трансгаз Самара», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ООО «Газпром трансгаз Уфа», ООО «Газпром трансгаз Ухта».

По окончании ремонта заказчик получает от исполнителя годовую гарантию на все выполненные работы.

По техническому заданию заказчика компания «ИТС» готова спроектировать передвижной комплекс сварочных работ и насытить его необходимым оборудованием. Изготовление собственно кунга осуществляется совместно с надежными парт-
нерами, которые традиционно участвуют в осуществлении работ по капитальному ремонту ПКСР.

По отзывам заказчиков, проводимые компанией «ИТС» работы по обслуживанию и ремонту передвижных сварочных комплексов осуществляются с должным качеством, и мы надеемся на плодотворное и взаимовыгодное сотрудничество с газотранспортными организациями в дальнейшем. 

АО НПФ «ИТС»

194292, РФ, г. Санкт-Петербург,

Домостроительная ул., д. 2

Тел.: + 7 (812) 321-61-61/71

E-mail: npfets@npfets.ru

www.npfets.ru

ООО «Газпром добыча Надым» осуществляет добычу углеводородного сырья на пяти из семи находящихся в недропользовании ПАО «Газпром» месторождений Ямала: Медвежьем, Ямсовейском, Юбилейном, Бованенковском и Харасавэйском. Объем добычи газа в 2015 г. составил около 86 млрд м³, в 2016 г. – около 95 млрд м³, а в 2017 г. поставлена задача добыть более 100 млрд м³. Рост добычи газа обусловлен вводом в эксплуатацию новых объектов. ООО «Газпром добыча Надым» – активно развивающаяся компания, о чем свидетельствует троекратное увеличение стоимости ее фондов с 2012 по 2015 г. Ввод в промышленную эксплуатацию в 2012 г. Бованенковского НГКМ увеличил число эксплуатируемых объектов основных фондов ООО «Газпром добыча Надым» на п-ове Ямал на 539 ед., при этом значительно выросли затраты на аренду основных средств у ПАО «Газпром».

В рамках реализации проекта «Обустройство сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ» планируется ввести в эксплуатацию три газовых промысла, 12 дожимных компрессорных станций (ДКС), 775 газовых и газоконденсатных скважин, сгруппированных в 56 кустов, а также объекты соответствующей инфраструктуры и жизнеобеспечения. Протяженность железной дороги составляет более 570 км, автомобильных дорог – около 150 км.

Разработка месторождения рассчитана на 28 лет эксплуатации, в течение которых из залежей будет извлечено 2,5 трлн м³ газа и 1,6 млн т газового конденсата, или четверть разведанных запасов.

23 октября 2012 г. в торжественной обстановке был запущен в эксплуатацию газовый промысел № 2 – «первенец» Бованенковского месторождения, самый крупный в России как по площади, так и по проектной производительности оборудования.

21 декабря 2014 г. с запуском газового промысла № 1 добычные возможности Бованенковского НГКМ достигли 90 млрд м³ газа в год. В декабре 2016 г. были осуществлены ввод в эксплуатацию ДКС двух очередей на газовом промысле № 2 и расширение существующих кустов скважин, а именно – подключение дополнительных 63 газоконденсатных скважин на газовом промысле № 2 и 25 скважин на газовом промысле № 1.

В ближайшей перспективе планируется продолжить работы по строительству и вводу в эксплуатацию 13 объектов по проекту обустройства НГКМ, в числе которых:

• объекты инфраструктуры и жизнеобеспечения на промбазе газового промысла № 1 (вахтовый комплекс, больничный комплекс);

• объекты добычи и подготовки газа к транспорту на промбазе газового промысла № 1 (ДКС мощностью 80 МВт, кусты газовых скважин) [2].

Кроме того, продолжается ввод объектов инфраструктуры месторождения, социальных и энергетических объектов, планируются ввод в эксплуатацию газового промысла № 3, расширение существующих газовых промыслов (строительство ДКС, подключение новых газоконденсатных скважин) и увеличение добычных возможностей Бованенковского НГКМ до 115 млрд м³/год. Следующим этапом освоения п-ова Ямал станут Харасавэйское и Крузенштернское ГКМ.

ПРИВЯЗКА К МЕСТНОСТИ

Площадь территории газового промысла № 2 (с учетом ДКС 2-й очереди) – 890 тыс. м². Газовый промысел состоит из двух модулей, проектная мощность каждого из которых по годовому объему добычи газа – 30 млрд м³. Кроме того, в состав промыслового оборудования входит установка по стабилизации конденсата и регенерации метанола. Протяженность газосборных коллекторов от 22 кустов газоконденсатных скважин промысла составляет 145 км. Протяженность дорожной сети до кустов скважин – 60 км. Эксплуатационный фонд газового промысла № 2 – 205 скважин.

Для выполнения неотложных ремонтных работ на месторождении для сервисных компаний построены и введены в эксплуатацию база сервисного обслуживания и база по ремонту электрооборудования, оснащенные современным станочным парком [3].

В рамках действующего Приказа ОАО «Газпром» от 20 сентября 2013 г. № 334 генеральным подрядчиком по ремонту, диагностическому обследованию и техническому (сервисному) обслуживанию объектов Бованенковского НГКМ на период с марта 2013 г. по март 2018 г. назначено АО «Газпром центрэнергогаз». Организация работ осуществляется по агентской схеме с ООО «Газпром центрремонт», стоимость ремонтно-технического обслуживания определяется Сметной комиссией ПАО «Газпром».

Положительными моментами такой схемы организации работ являются следующие:

• качественное планирование за счет имеющегося опыта обслуживания и специализации персонала сервисной организации. Возможность планирования исполнителями работ численности ремонтного персонала. Доставка материально-технических ресурсов (МТР) на объекты ремонта в период летней навигации, что позволяет завезти на место производства работ крупногабаритные МТР;

• сервисная организация, определенная на длительное время, выполняет работы более качественно за счет ответственности выполнения работ последующих периодов, приобретаемого опыта, может заблаговременно организовать закупку МТР на следующие периоды. У исполнителей разработаны логистические схемы доставки персонала и МТР. Организуется работа по обустройству участков по ремонту оборудования непосредственно на Бованенковском НГКМ, что в дальнейшем позволит значительно сократить сроки и повысить качество проведения работ;

• готовность выполнять аварийно-восстановительные работы до оформления договорных отношений;

• персонал непосредственного исполнителя работ по сервисному обслуживанию регулярно и своевременно обеспечен работой, что исключает большую вероятность выбытия квалифицированного персонала, знающего действующее энергетическое оборудование на НГКМ [4].

Однако у принятой схемы выполнения работ есть и отрицательные аспекты, такие как:

• низкая вероятность возможности корректировки плана с включением новых объектов диагностического, технического обслуживания и ремонта;

• отсутствие перечня необходимых к предоставлению документов и их форм для направления на рассмотрение Сметной комиссии вызывает запросы дополнительной информации, для качественной подготовки которой необходимо дополнительное время, что приводит к переносу сроков принятия решения Сметной комиссией;

• несогласие исполнителей выполнять работы в ценовых параметрах, установленных Сметной комиссией, приводит к длительным процессам урегулирования вопросов, что приводит к несоблюдению запланированных сроков, вплоть до срыва проведения работ.

Обслуживание газоперекачивающих и турбодетандерных агрегатов осуществляется силами филиала «Ямбургский»
АО «Газпром центрэнергогаз», для выполнения работ по инженерному сопровождению привлекаются субподрядные организации – ПАО «Тюменские моторостроители» и ЗАО «СКФ».

Техническое обслуживание и текущий ремонт объектов энергетики, в том числе тепловодоснабжения и вентиляции, выполняет АО «Газпром электрогаз».

Станции управления фонтанной арматурой обслуживаются заводом-изготовителем оборудования ООО «ФПК «Космос-нефть-газ». Всего для проведения сервисного обслуживания и ремонта объектов Бованенковского НГКМ привлекается 26 соисполнителей работ [5].

С учетом географического положения и сложной логистической схемы доставки персонала затраты на транспортировку и проживание специалистов подрядных организаций составляют чувствительную долю от общей сметы работ [6].

СПОСОБЫ ПЕРЕДВИЖЕНИЯ

На сегодняшний день есть четыре основных способа доставки материалов и оборудования, необходимых для проведения ремонтных работ на Бованенковском НГКМ.

В случае доставки железнодорожным транспортом груз от предприятий-изготовителей, расположенных в различных городах, перевозят по железной дороге общего пользования до станции «Обская», где осуществляется передача грузов в транспортную компанию для дальнейшей перевозки по ведомственной железнодорожной линии до станции «Карская». После этого МТР перегружаются на автомобильный транспорт и доставляются на Бованенковское НГКМ.

В зависимости от условий навигации по Северному морскому пути в среднем 7 месяцев в году может быть использована схема доставки с помощью морских судов. Посредством автомобильного или железнодорожного транспорта МТР поступают на железнодорожную станцию в Архангельске. В порту осуществляются перевалка грузов на морской транспорт и доставка на расстояние 1500 км до порта Харасавэй, где груз перегружают на речной транспорт и по р. Морды-Яха доставляют на Бованенковское НГКМ.

В период летней навигации целесообразно использовать схему доставки материалов речным транспортом, когда необходимые МТР по железной дороге от заводов-изготовителей доставляют до станций «Лабытнанги», «Приобье» и «Тюмень», связанных железнодорожными путями с речными портами Обского бассейна.
В портах осуществляется погрузка материалов на речной транспорт и отправка силами Обь-Иртышского речного пароходства в порт Бованенковского НГКМ.

При необходимости оперативной транспортировки груза можно использовать воздушный транспорт. Это наиболее быстрый и затратный способ, при котором МТР, поступившие в Надым одним из перечисленных способов, силами авиапредприятия «Газпром авиа» с использованием вертолета МИ-8 АМТ (МТВ) доставляются в аэропорт «Бованенково». 

Одной из важнейших составляющих экономики России является топливно-энергетическая промышленность. Ее безопасность и независимость от внешнеполитических факторов обеспечивает энергомашиностроение. В СССР энергомашиностроению уделялось особое внимание, данная отрасль обладала мощной научно-технической базой, создававшей основу для производства высококачественного оборудования. До начала 1990-х гг. доля российского энергетического оборудования на мировом рынке составляла 13 % [1], однако последовавшие за этим политический и экономический кризисы привели к катастрофическим последствиям. Научно-производственная база энергомашиностроения пришла в упадок и уже не могла, как в прежние годы, осуществлять технико-технологические разработки, учитывающие передовые достижения отечественной науки.

Особенно сильно кризис сказался на производстве паровых и газовых энергетических турбин, выпуск которых снизился за 1990-е гг. в семь раз. Вследствие сокращения производства резко выросли объемы импортных закупок, что отрицательно сказалось на энергетической безопасности, при этом страна попала в зависимость от импорта оборудования и технологий [1]. Необходимо отметить, что в настоящее время газотурбинные установки (ГТУ) большой мощности закупаются в основном за рубежом либо в России производится их лицензионная сборка из импортных комплектующих [2].

Энергетической стратегией России на период до 2035 г. и Стратегией развития энергомашиностроения на 2010–2020 гг. установлены целевые показатели уровня развития импортозамещающих производств, которые должны осуществляться поэтапно [2]. Это позволит восстановить положение России не только на внутреннем, но и на международном рынке энергомашиностроения, а также снизить зависимость от западных производителей в области техники, технологии и услуг.

Следует отметить, что использование в России импортной техники и технологий имеет как отрицательные, так и положительные эффекты. Конечно, положительный опыт пока является, по сути, потенциальным – его еще предстоит принять и, улучшив под требования отрасли, реализовать на практике [1, 2]. В то же время импортозамещение как явление в российском энергомашиностроении при эффективной его реализации дает шанс вывести эту отрасль на новый технический уровень за счет создания конкурентоспособной техники и технологий [2].

В связи с этим одной из основных задач импортозамещения является создание отечественных аналогов зарубежной техники с улучшенными характеристиками. Широко известно, что увеличение температуры газа в турбинах способствует существенному повышению КПД силовых установок при одновременном снижении расхода топлива. Поэтому наиболее важными и ответственными для изготовителей деталями ГТУ, определяющими уровень развития всего турбоэнергомашиностроения, являются рабочие и сопловые лопатки. Вопросы импортозамещения должны быть жестко увязаны с возможностью производства лопаток ГТУ, имеющих высокие эксплуатационные показатели [2].

В целом для энергомашиностроения России возможны два основных направления развития импортозамещения [1]. Первое основывается на полном копировании или использовании оригинальных материалов, конструкций и технологий изготовления зарубежной техники. Второе базируется на создании аналогов заменяемой импортной техники и ее элементов (деталей), основанном на использовании отечественных материалов и технологий, а где это возможно – и конструкций заменяемой импортной техники.

Реализация первого варианта импортозамещения сопряжена с рядом сложностей, поскольку связана с необходимостью приобретения исходных иностранных материалов и деталей либо технологий их изготовления. Так же обстоит дело и с приобретением иностранных технологий, что сложнее и дороже покупки оригинальных деталей. Более того, приобретение западных материалов и технологий для производства техники и ее элементов в России, по сути, уже не является импортозамещением.

В то же время импортозамещение в областях энергетики и энергомашиностроения России, где используется значительное количество западной техники, эксплуатация которой связана с определенными сложностями с ремонтом и техобслуживанием, требует применения и развития собственных технологий. Их разработка должна учитывать соотношение цены и качества выпускаемой продукции при условии ее конкурентоспособности на мировых рынках. И такие прецеденты в отечественной промышленности есть.

Так, завод «Турбодеталь», филиал ОАО «Газэнергосервис», с 1989 г. производит точнолитые детали из жаропрочных сплавов для турбин газоперекачивающих агрегатов импортного производства. Предприятия Объединенной двигателестроительной корпорации (АО «ОДК»), такие как ПАО «Уфимское моторостроительное производственное объединение» (г. Уфа), АО «ОДК-СТАР» (Пермь), ПАО «Кузнецов» (Самара), АО «Московское машиностроительное предприятие им. В.В. Чернышева» (Москва), ПАО «Научно-производственное объединение «Сатурн» (Рыбинск) и др., неоднократно демонстрировали свои производственные возможности, осваивая изготовление лопаток турбин для нужд ПАО «Газпром» на высоком уровне качества и в кратчайшие сроки. При этом качество подтверждалось многолетними референциями и не уступало зарубежным аналогам, а стоимость изделия была снижена в 3–5 раз.

Использование лопаток, изготовленных из жаропрочных сплавов (чем объясняется их высокая стоимость, особенно у импортных образцов) привело к необходимости развития российских технологий восстановительного ремонта, позволяющего повысить их ресурс [3, 4]. Восстановительный ремонт лопаток импортных турбомашин получил в России широкое распространение благодаря наличию научно-технологической базы, сниженной стоимости восстановленных лопаток турбомашин
(в 3–5 раз по отношению к новым) при высоком уровне их послеремонтных эксплуатационных характеристик и востребованности такого рода услуг на рынке.

Второе направление импортозамещения является наиболее целесообразным для экономики России, поскольку может быть основано на отечественных материалах и технологиях, обеспечивающих создание эквивалентной или лучшей по характеристикам техники, способствуя тем самым увеличению рынка отечественных энергомашин. Что касается критерия эквивалентности зарубежной техники и технологий, то в данном случае критерием становится соответствие не материалам, конструкциям и технологиям, а эксплуатационным характеристикам зарубежных образцов. При этом развитие техники и технологий должно идти за счет синергии в решении задач импортозамещения на основе научных отечественных подходов, что будет способствовать развитию передовых технологий и отрасли в целом.

Мировая практика показывает, что реинжиниринг, как правило, приводит к возникновению новых технических решений, основанных на слиянии зарубежного и отечественного опыта [4, 5]. Подобный подход к импортозамещению оте-
чественные ученые и инженеры успешно использовали для совершенствования собственных разработок на основе зарубежных аналогов [4].

Развитие отечественной техники и технологий требовало от сотрудников научно-исследовательских институтов решения вопросов повышения ресурса, мощности, надежности ГТД и ГТУ, в результате чего был накоплен богатейший опыт производства и ремонта деталей турбомашин различного назначения.
В частности, были созданы отечественные жаропрочные сплавы, превосходящие по некоторым показателям зарубежные аналоги (рис. 1). При этом самые сложные вопросы были связаны с созданием рабочих и сопловых лопаток турбомашин, обладающих хорошими эксплуатационными свойствами [6].

В настоящее время как в России, так и за рубежом прослеживается тенденция к использованию более сложного легирования при создании новых литейных никелевых жаропрочных сплавов. Высокий уровень жаропрочности рабочих лопаток современных ГТД и ГТУ в России и за рубежом обеспечивается за счет применения технологии формирования монокристаллов и направленной кристаллизации, а также высокоградиентной технологии литья [7]. Кроме того, повышение жаропрочных свойств и совершенствование эксплуатационных характеристик сплавов связано с кардинальным улучшением методов и средств выплавки, с применением шихтовых материалов повышенной чистоты по примесям, с использованием технологии высокоградиентной направленной кристаллизации и специальных режимов многоступенчатой термической обработки, а также с применением нового технологического оборудования. Разработки в части создания новых жаропрочных сплавов и технологий изготовления лопаток указывают на то, что российская наука в этой области находится на одной из лидирующих позиций и может успешно обеспечить импортозамещение по созданию лопаток турбин ГТУ и ГТД за счет получения сплавов, не уступающих, а по некоторым параметрам и превосходящих сплавы-аналоги таких компаний, как ONERA, General Electric, Cannon-Muskegon, Siemens и др. [7].

Для продления ресурса лопаток из жаропрочных сплавов в условиях высоких температур и интенсивных теплосмен используются жаростойкие покрытия, обеспечивающие защиту основного металла детали от окисления и высокотемпературной коррозии. В России разработан и широко применяется ряд жаростойких покрытий, успешно конкурирующих с зарубежными аналогами. К отечественным разработкам относятся такие покрытия, как, например, СДП-2 (Ni-Cr-Al-Y), СДП-41 (Ni-Cr-Al-Ta-Hf-Re-Y), ВСДП-16 (Al-Ni-Y), ВСДП-9 (Ni-Al-Cr-Ta-Y), ВСДП-18 (Al-Ni-Cr-Y) и др., в том числе покрытия, обеспечивающие формирование барьерного слоя, препятствующего диффузионным процессам на границе «покрытие – основа». Повышение защитных свойств жаростойких покрытий обеспечивается также за счет использования различного вида конструкций покрытий и их составов, в частности при сочетании слоев покрытия: СДП-2 + СДП-4; СДП-2 + ВСДП-16; ДП-41 + ВСДП-18; [СДП-41 + С2Н2] + СДП‑41 + ВСДП-18; ВСДП-9 + ВСДП-18; [ВСДП-9 + С2Н2] + ВСДП-9 + ВСДП-18 и др. Защита от газовой коррозии в области температур 1050 – 1100 °С – СДП-2, ВСДП-5, ВСДП-7 (Ni-Cr-Al-B), защита от сульфидно-оксидной коррозии в области температур 800–950 °С – СДП-1 (Ni-Co-Cr-Al-Y), СДП-6 (Co-Cr-Al-Ni-Y), защита от газовой коррозии в области температур 1100–1200 °С, соединительные слои теплозащитных покрытий (ТЗП) – СДП-2 + ВСДП-16(ВП) ((MeC) + (Ni-Cr-Al-Y) + (Ni-Al-Cr-Y)) и др. [8].

Одним из эффективных методов, позволяющих повысить эксплуатационную температуру лопаток, является использование керамических ТЗП и специальных конструкционных покрытий [8], созданных одновременно в России и других странах мира. Особый интерес представляют конструкционные охлаждающие покрытия (КОП), обладающие значительным потенциалом теплозащиты (рис. 2).

Отечественные разработки КОП, представляющие охлаждаемую полую оболочку, превосходят по защитным показателям аналогичные зарубежные разработки (рис. 3) [9], обеспечивая в 2,5–3,0 раза более эффективную теплозащиту по сравнению с зарубежными аналогами [10].

Обеспечение высокого уровня эксплуатационных характеристик лопаток турбомашин в России основывается на особом технологическом подходе, выделяющем существенную значимость финишных защитно-упрочняющих технологий, позволяющих многократно повысить ресурс и надежность деталей. К подобным технологиям относят, в частности, такие перспективные методы, как плазменное полирование и активация поверхности перед нанесением покрытий, высокоэнергетическая ионно-электронно-плазменная обработка и нанесение функциональных покрытий [11]. При разработке отечественных ГТУ большой мощности с применением передовых высокоэнергетических технологий они будут соответствовать по своим параметрам мировым аналогам в данном классе мощности [3].

Последнее можно проиллюстрировать схемой, представленной на рис. 4. На схеме показано, что даже при использовании более экономичного материала детали при относительно одинаковой технологии формообразования финишная обработка обеспечивает заданные эксплуатационные характеристики, а при необходимости позволяет значительно повысить их по сравнению с замещаемым оригиналом. Так, например, комплексное исследование при реинжиниринге лопаток первой ступени турбины ГТУ SGT-600 «Балтика-25» (рис. 5, 6, таблица) позволило сделать заключение о наличии потенциала по обеспечению ресурса и надежности за счет применения интегрированных технологий при изготовлении новых лопаток и их ремонте при эксплуатации.

Сравнительные испытания аналогов жаростойких покрытий лопатки турбины ГТУ SGT-600 «Балтика-25» показали, что российские покрытия, полученные с использованием интегрированных высокоэнергетических ионно-имплантационных и ионно-плазменных технологий, обеспечивают увеличение жаростойкости в 2,6 раза и повышают предел выносливости лопаток с 230 до 270 МПа [12, 13].

Реализация проекта по реинжинирингу деталей ГТУ SGT-600 «Балтика-25» в рамках программы импортозамещения дает возможность конструкторам, исследователям и производственникам провести анализ и сравнение научно-технических разработок ведущих компаний России и Европы, а также внедрить наиболее перспективные идеи в целях как повышения ресурса турбины ГТУ SGT-600, так и оптимизации эксплуатационно-ремонтных процессов. Данный проект может стать своего рода матрицей для тиражирования подхода при реинжиниринге широкого класса турбин.

Первые исследования в рамках проекта показывают, что потенциал для оптимизации конструкции лопаток ТВД достаточно высок. Широкий спектр российских жаропрочных никелевых сплавов и технологий их обработки составляет реальную конкуренцию зарубежным аналогам, а процессы обработки, подготовки, упрочнения и защиты поверхности уже сегодня значительно превосходят технологические процессы, применяемые на лопатках турбины ГТУ SGT-600 «Балтика-25».

Выводы

1. Интенсивная закупка Россией импортной техники и оборудования для энергетики привела к сокращению предприятий российского энергомашиностроения, что отрицательно сказалось на их развитии. Как следствие, страна получила зависимость от импорта техники и технологии.

2. Проводимая работа по импортозамещению критически важной продукции обеспечивает технологическую независимость России и позволяет производить продукт, по своим характеристикам не уступающий или превосходящий зарубежные аналоги. При этом результатом исследований (НИР, НИОКР) является разработка новых технологий и материалов.

3. Использование достижений отечественной науки, а также инновационных технологических решений при ремонте и производстве расходных частей обеспечит значительное снижение затрат на жизненный цикл ГТУ SGT-600 «Балтика-25».

4. Исследования лопаток турбины ГТУ SGT-600 «Балтика-25» показали, что есть значительный потенциал для оптимизации конструкции и технологии изготовления лопаток ТВД на основе существующих отечественных научно-технических решений.

5. Полученные в ходе исследований результаты можно тиражировать в целях улучшения характеристик деталей и узлов эксплуатируемых ГПА. 

Элементный состав покрытия НП первой ступени

В истории российской газовой промышленности освоение месторождений и строительство Единой системы газоснабжения (ЕСГ), обеспечивающей как потребности внутреннего рынка, так и экспортные поставки, неразрывно связаны с развитием технологий и совершенствованием системы обслуживания и ремонта. Начало развитию отрасли положило освоение первых газовых месторождений в 1940-х гг.

В историческом плане можно выделить несколько значимых этапов, одним из которых стало строительство и ввод в эксплуатацию первого в стране магистрального газопровода «Саратов – Москва» протяженностью 840 км из труб диаметром 325 мм. Затем в 1971 г. обустройство месторождения Медвежье заложило основы строительства самой большой в мире газотранспортной системы. В 2002 г. магистраль «Голубой поток» общей протяженностью 1213 км стала первым российским морским экспортным газопроводом. Наконец, в ноябре 2011 г. состоялся ввод в эксплуатацию 1-й нитки «Северного потока» – газопровода с проектной мощностью 55 млрд м³/год, и уже в октябре 2012 г. газ пошел по 2-й нитке. Общая протяженность трассы составила 1220 км, максимальная глубина – 210 м. Закачку газа в «Северный поток» осуществляет компрессорная станция (КС) «Портовая» – уникальный объект мировой газовой отрасли по суммарной мощности (366 МВт).

Этап «новейшей истории» развития ЕСГ включает активное формирование новых центров добычи, переработки и транспортировки газа на Востоке России. В их число входят Чаяндинское, Ковыктинское, Кшукское и Нижне-Квакчикское месторождения, одно из самых больших в мире предприятий по переработке природного газа – Амурский ГПЗ, магистральный газопровод «Сила Сибири» [3].

Цели и задачи, стоявшие перед газовой промышленностью на разных этапах развития отрасли, предопределили многообразие парка оборудования, применяемого в процессах добычи, транспортировки, переработки и хранения природного газа. К примеру, сжатые сроки освоения Западной Сибири в 1970–1980-х гг.
и строительства первых экспортных магистралей обусловили значительные по объему закупки газоперекачивающей техники иностранного производства, которая до сих пор в большинстве своем «в строю». В разные годы осуществлялось внедрение авиационных и судовых силовых приводов, электроприводов с бесконтактным магнитным подвесом ротора и других установок.

В целом на сегодняшний день в газотранспортной системе ПАО «Газпром» задействовано свыше 4 тыс. газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Протяженность ЕСГ составляет более 170 тыс. км.

Обеспечение эффективности, безопасности и надежности эксплуатации столь многочисленного и разнообразного по назначению, исполнению и техническим характеристикам оборудования требует своевременного и качественного обслуживания и ремонта, что ведет к необходимости систематизации подхода к процессам ТОиР наряду с разработкой стандартов качества и регламентов сервисных процедур.

Ремонтные процессы в таких направлениях производственной деятельности ПАО «Газпром», как добыча, транспортировка и переработка, имеют существенные технологические различия, связанные с подходом к организации ремонтов. Поставленная перед «Газпромом» задача повышения общей эффективности производства выявила необходимость создания структуры, координирующей процессы диагностического обследования, ТОиР в компании и обеспечивающей управление в этой сфере деятельности, оптимизацию процессов. Функции единого центра ответственности планирования и организации капитального ремонта в
ПАО «Газпром» возложены на специализированный Департамент, в число основных задач которого входят:

• проведение системной оценки технического состояния объектов;

• оптимизация процесса подготовки проектно-сметной документации;

• планирование и организация капитального ремонта;

• реализация Единой технической политики в части применяемого оборудования и технологий производства работ [1].

Планирование ремонтных работ на объектах ПАО «Газпром» осуществляется при взаимодействии с Департаментом, специализирующемся на диспетчеризации.
С ним согласуются и корректируются ежегодные комплексные планы-графики диагностических и ремонтных работ на объектах ПАО «Газпром». Также ведется контроль за выполнением сроков ремонта объектов.

Обслуживание и ремонт проводятся по строго регламентирующей технологические процессы документации. Департамент в рамках осуществления функцио-
нальных обязанностей участвует в процессах ее разработки.

В рамках актуализации нормативных документов разработан и введен в действие СТО Газпром 2-2.3-974-2015 «Порядок проведения аттестации технологий, применяемых при диагностике и ТОиР объектов ПАО «Газпром». Работа по этому стандарту обеспечивает внедрение передовых ремонтных технологий.

Так, в соответствии с разработанным стандартом были аттестованы:

• технологии термоабразивной и гидроабразивной очистки поверхности трубопроводов и других поверхностей;

• технологии ремонта паро- и водопроводов с применением упрочняющего рукава;

• технологии высоконапорной кавитационно-реагентной очистки технологического оборудования, а также водозаборных скважин;

• технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ) с применением базы по ремонту и изоляции труб (БРИТ-М) ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург».

Стоит особо подчеркнуть, что переход на нанесение изоляционного покрытия в базовых (заводских) условиях позволяет исключить влияние погодных условий и других сопутствующих факторов, значительно повышает качество проводимых работ, увеличивает срок эксплуатации газопроводов, а также сокращает сроки ремонта.

Такие работы на сегодняшний день выполняются на заводах по ремонту, изоляции труб в городах Тимашевске и Копейске, а в целях сокращения сроков ремонта труб и снижения логистических расходов в настоящее время проходят аттестацию три типа мобильных баз, на которых проводятся диагностика, отбраковка, ремонт дефектов, подготовка кромок и нанесение защитного покрытия:

• по ремонту труб повторного применения;

• по ремонту и изоляции труб повторного применения;

• по нанесению изоляционного покрытия на трубы повторного применения (рис. 1).

Результатом внедрения технологии ремонта и изоляции труб в условиях мобильных баз станет оптимизация затрат на капитальный ремонт ЛЧ МГ методом 100%-й замены труб.

Еще одним важным направлением поддержания качества ремонта служит выполнение работ высокопрофессиональными подрядными организациями, имеющими в своем штате обученных, аттестованных специалистов, необходимый инструмент и технику. В этих целях проводится оценка готовности организаций к выполнению подрядных работ. По результатам проведения процедур оценки соответствия подрядных организаций формируется Реестр, размещенный на интранет-сервере ПАО «Газпром» как руководство дочерним компаниям при допуске исполнителей работ на объекты капитального ремонта. На сегодняшний день в Реестр включено более 700 организаций.

Для обеспечения единства методологических подходов, технических требований к подрядным организациям при диагностировании, техническом обслуживании и ремонте разработан и введен в действие СТО Газпром 2-2.3-954-2015 «Порядок проверки подрядных организаций на соответствие требованиям ПАО «Газпром» к выполнению работ по диагностике, техническому обслуживанию и капитальному ремонту объектов ПАО «Газпром».

Поскольку организация работ по диагностическому обследованию и ТОиР в установленные сроки и с требуемым качеством неразрывно связана с применяемыми технологиями, организационной и технической готовностью подрядных организаций, их техническим потенциалом и кадровым составом, такой подход позволил обеспечить единый порядок проведения аттестации технологий и допуск на объекты ремонта организаций, сертифицированных для проведения работ на промышленно опасных объектах.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА РАБОТ

Ключевым требованием проведения работ является обеспечение качества. Для обеспечения контроля качества строительно-монтажных работ и соблюдения требований проектов и нормативных документов собственными силами дочерних эксплуатирующих организаций (ДЭО) ПАО «Газпром» был введен ряд нормативных актов. Были определены нормы численности персонала ДЭО, осуществляющего функции строительного контроля (СК), разработаны графики обучения и аттестации этих сотрудников, подготовлены документы, регулирующие процессы организации СК, оснащенность приборным парком и т. д. В целях выполнения функций корпоративного надзора за осуществлением СК в составе ООО «Газпром газнадзор» была создана Строительная инспекция ПАО «Газпром».

С начала 2016 г. строительный контроль по объектам капитального ремонта проводится силами служб СК с привлечением аттестованного персонала эксплуатирующих подразделений ДЭО. В распоряжении служб СК –
2935 приборов, персонал аттестован в сфере СК и методов неразрушающего контроля (ВИК, УЗК, РК и др.). Строительной инспекцией ПАО «Газпром» за 2016 г. проведено 813 проверок на 437 объектах капитального ремонта. В целях повышения качества проведения СК за ходом ремонтных работ ЛЧ МГ процессы контроля были автоматизированы. В рамках этих работ была создана и внедрена система пооперационного контроля за ходом капитального ремонта – автоматизированное рабочее место (АРМ).

При разработке системы были автоматизированы (рис. 2):

• планирование сложных комплексов работ на протяженных объектах;

• процесс ввода и отображения Паспорта подрядной организации;

• процесс составления специалистом СК периодичной отчетности о фактически выполненных работах (с надлежащим качеством) на объекте с подтверждающими материалами (архивы, сканы документов, фотографии и др.);

• процесс фиксирования в АРМ информации о выявленных в ходе ремонтных работ нарушениях и их устранении, т. е. процесс формирования и согласования технических документов, подтверждающих выполнение и качество ремонтных работ.

С 2016 г. система введена в промышленную эксплуатацию в Администрации ПАО «Газпром», экспертных организациях и всех газотранспортных компаниях. На сегодняшний день пользователями АРМ являются более 1900 специалистов. В 2016 г. в системе проверено 89 объектов и 14 объектов, переходящих на 2017 г., при этом зафиксировано 3779 нарушений и проконтролировано их устранение. Для подтверждения качества и объемов выполненных работ в системе сохранено 51 469 сканированных документов и 9750 фотографий.

Таким образом, на сегодняшний день в ПАО «Газпром» создана и совершенствуется эффективная система контроля за качеством строительно-монтажных работ, удовлетворяющая требованиям законодательства Российской Федерации и нормативных документов ПАО «Газпром» и не имеющая аналогов в других отраслях промышленности как в России, так и за ее пределами.

УВЕЛИЧЕНИЕ МЕЖРЕМОНТНОГО ИНТЕРВАЛА ОБОРУДОВАНИЯ

В условиях бюджетных ограничений, направленных на снижение уровня затрат, остро встает вопрос поддержания надежной и безопасной эксплуатации оборудования.

Одним из эффективных способов снижения уровня затрат на восстановление и поддержание в работоспособном состоянии основных фондов единичного оборудования и объектов в целом является увеличение межремонтного пробега технологических установок. И в этом направлении в ПАО «Газпром» на объектах переработки газа уже достигнут ряд преимуществ над применяемым порядком проведения планово-предупредительных ремонтов (ППР), а именно:

• снижение ежегодного уровня затрат на восстановление основных фондов;

• увеличение маржинальной прибыли за счет сокращения времени простоя технологических установок;

• переход на современные способы мониторинга ключевых показателей состояния оборудования;

• снижение уровня отказов и аварийности.

Помимо технологических аспектов увеличения межремонтного пробега установок (переход на новые виды катализаторов, пересмотр проектных норм в сторону увеличения наработки оборудования и т. д.) все шире внедряется метод ремонта по фактическому техническому состоянию. Он применяется к видам оборудования, на котором возможны диагностирование, мониторинг и прогнозирование состояния объекта в течение всего цикла эксплуатации.

На сегодняшний день реализуются следующие виды диагностики, позволяющие осуществлять ремонт по ФТС:

• измерение уровня вибрации нагруженного динамического оборудования;

• определение состояния смазочного масла (уровень, содержание механических примесей);

• определение толщин стенок трубопроводов, сосудов, работающих под давлением;

• измерение температурных режимов;

• измерение сопротивления изоляции электросетей и оборудования.

Подчеркну, что перевод оборудования, задействованного в процессах переработки газа, на увеличенный межремонтный период при переходе на ремонт по ФТС сопряжен с необходимостью решения ряда задач, которые стоит рассматривать и урегулировать отдельно в каждом конкретно взятом случае. К ним относятся:

• согласование ремонта по ФТС с институтами – разработчиками оборудования;

• определение критериев мониторинга и разграничение зон ответственности за качество мониторинга, диагностирования и прогнозирования состояния объекта;

• дополнительные затраты, связанные с обеспечением средствами мониторинга (требуют технико-экономического обоснования);

• невозможность диагностирования состояния некоторых объектов, находящихся в эксплуатации (сосуды, аппараты).

Сегодня специализированными департаментами ведется активная деятельность по разработке, апробации и внедрению лучших практик по увеличению межремонтного периода обслуживания объектов переработки газа. Так, на перерабатывающем заводе ООО «Газпром нефтехим Салават» был в опытном порядке опробован переход на двухлетний цикл ремонтов технологического оборудования. Результатом данных мероприятий стала дополнительная выработка заводом сырья в объеме 155 тыс. т/год. Опыт ООО «Газпром нефтехим Салават» был исследован и рекомендован к распространению на конференции, собравшей в августе этого года представителей дочерних обществ ПАО «Газпром».

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ

Введение антироссийских санкций, в связи с которыми зарубежные партнеры ограничили доступ к своим разработкам, потребовало корректировки системного подхода и принятия управленческих решений, в том числе в области диагностического обследования и ТОиР.
В целях создания отечественной продукции, по своим характеристикам не уступающей зарубежным образцам, и во исполнение Директив Правительства РФ от 5 марта 2015 г. № 1346п-П13, а также Решения Совета директоров ПАО «Газпром» 2015 г. был разработан и на сегодняшний день успешно реализуется комплекс мер, направленный на плановое и поэтапное замещение закупок иностранной продукции.

На сегодняшний день из 486 наиболее важных позиций зарубежного производства замещено 48 % исходной потребности ПАО «Газпром». В частности, налажено изготовление:

• основных запасных частей для двигателей производства ГП НПКТ «Зоря-Машпроект» (Украина) ДГ 90, ДН, ДУ 80, таких как камера сгорания, рабочие и направляющие лопатки турбин, рабочие и направляющие лопатки компрессора. Изготовители – заводы ОАО «Газэнергосервис», ПАО «Тюменские моторостроители»;

• ООО «ПНПК», ЗАО «ТРЭМ-Казань» налажен выпуск сухих газодинамических уплотнений центробежных нагнетателей, подготовлена технологическая документация, выполнен ряд опытно-промышленных испытаний на объектах дочерних обществ. Эта работа направлена на замещение продукции компаний «Бургманн» (Германия), «Грэйс» (Украина), СМНП им. Фрунзе (Украина);

• ООО «К.Т.Р. инжиниринг» подготовлена технологическая документация и проведена опытно-промышленная эксплуатация систем фильтрации на объектах ПАО «Газпром». Замещаемые аналоги: PALL, Bollfilter, Donaldson, PLENTY Filters, MAHLE, INDUFIL.

Процесс импортозамещения также предусматривает разработку новых технологий, к числу которых относятся:

• технология бестраншейного ремонта трубопроводов. Разработчик – ООО «Производственная фирма СТИС». Зарубежный аналог применяется компаниями DrillTech, Bolen-Doen, MTS, Herrenknecht (Германия);

• технология ремонта подводных переходов магистральных газопроводов «методом кривых». Разработчик – ООО «Подзембурстрой», технология аналогов за рубежом не имеет;

• технология лазерной сварки с присадочной проволокой без применения дуги на базе волоконной оптики и установки сварки неповоротных кольцевых стыков труб. Оборудование и технологии разработаны ООО «УТС Интеграция» совместно с ООО «ИРЭ Полюс», мировых аналогов нет.

Выше перечислены лишь основные направления развития уже проделанной и продолжающейся работы «на результат» и организации-партнеры. На сегодняшний день таких организаций в нашем активе более 20, и мы продолжаем расширять этот список сотрудничества в области разработки российских инновационных материалов, технологий, оборудования.

Таким образом, ПАО «Газпром» выполняет директивы Правительства России и активно сотрудничает с отечественными производителями в области создания продукции, по своим характеристикам и качеству не уступающей зарубежным аналогам, а в ряде случаев и превосходящей их.

В заключение хотелось бы отметить, что система диагностики, технического обслуживания и ремонта – это прежде всего налаженное взаимодействие участников процесса на всех производственных и управленческих уровнях, направленное на поддержание работоспособности, надежности и безопасности производственного оборудования в процессе эксплуатации. И эти задачи успешно решаются.