Газовая промышленность Спецвыпуск № 3 2018

Создание системы дистанционного мониторинга газопроводов на основе беспилотного летательного аппарата (БПЛА) с возможностью обнаружения утечек связано с разработкой детектора метана. Его техническая реализация базируется на физических принципах, обеспечивающих необходимую дальность и достоверность обнаружения, соответствует условиям эксплуатации и требованиям интеграции в состав БПЛА по показателям массы, габаритов и информационного взаимодействия с бортовой системой, требует высокого уровня автоматизации процесса.

Наиболее эффективным для реализации такого детектора выступает лазерный метод обнаружения, основанный на абсорбции излучения в одной или нескольких спектральных полосах поглощения метана. Ближайшими аналогами приборов, в которых реализован данный метод, являются применяемые на объектах Единой системы газоснабжения (ЕСГ) ПАО «Газпром» промышленные устройства «Аэропоиск», «ЛУГ-1», «ДЛС-Пергам» и др., эксп-луатация которых осуществляется с применением пилотируемой авиации (рис. 1) из-за внушительных массогабаритных характеристик [1].

ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ НОВОЙ КОНЦЕПЦИИ

С точки зрения снижения массы и габаритов в качестве перспективной рассматривается концепция построения детектора «ДЛС-Пергам» на основе полупроводникового лазера (рис. 2). Данная концепция получила свое развитие в стационарном изделии «ДЛС-КС» для мониторинга открытых промышленных площадок компрессорных станций и контроля утечек на устье скважин ПХГ (рис. 3).

В результате оптический блок детектора приобрел более компактный вид и облегченную конструкцию, что позволило размес-тить его на опорно-поворотном устройстве для трехмерного сканирования. Радиус действия «ДЛС-КС» достигает 150 м и обес-печивает обнаружение утечек в пределах площадки компрессорной станции. Функционал изделия позволяет формировать требуемую траекторию циклического сканирования технологических объектов по заданному маршруту, обеспечивает трансляцию видеоизображения высокой четкости на терминал рабочего места оператора в режиме реального времени и с индикацией обнаруженных мест утечек (рис. 4), передает информацию в систему автоматизации верхнего уровня. Для мониторинга удаленных объектов, таких как узел подключения цеха, дальность обнаружения может быть увеличена до 1 км за счет применения специальных отражателей.

В 2017 г. концепция построения линейки детекторов типа «ДЛС» получила новое развитие применительно к решению задач мониторинга утечек с использованием БПЛА. Так, в новом детекторе «ДЛС-ЛА» было достигнуто снижение массы изделия до 3,5 кг и габаритов до 110 × 275 × 435 мм за счет применения композитных материалов, уменьшения размеров оптической системы и увеличения мощности излучения лазера, использования производительного микрокомпьютера и уплотненной компоновки элементов прибора (рис. 5).

За счет внедрения современных схемотехнических решений [2] в усилителе импульсных оптических сигналов достигнут широкий диапазон подавления фоновой засветки фотоприемника при одновременном увеличении коэффициента усиления полезного сигнала. Данный результат получен с помощью частотного разделения сигналов уже на аппаратном уровне, что важно для эффективного использования диапазона измерений и предоставления первичной информации с максимальной точностью. Также это позволило свести к минимуму набор конструктивных мер защиты (оптических фильт-ров) от влияния фоновой засветки в приемном тракте детектора, оптимизировать массогабаритные показатели оптического блока и исключить риск отказа измерительного канала по причине насыщения усилителя фототока при высоких интенсивностях фоновой засветки.

Специально разработанный математический аппарат для обработки измерительной информации оптической системы обеспечивает высокий уровень достоверности конечного результата обнаружения и распознавания утечки метана. В частности, при первичной цифровой обработке сигналов используются современные алгоритмы фильтрации [3, 4], синтезированные для работы в режиме реального времени с минимальным запаздыванием. Дополнительно в качестве инструментов повышения достоверности результата при различных скоростях полета БПЛА и меняющихся свойствах подстилающей поверхности используется обу-ченная нейронная сеть с предварительной кластеризацией входных данных [5–8]. Как показала практика, правильно обученная сеть эффективно фильтрует ложные события, в том числе на границах раздела сред подстилающей поверхности (вода, грунт, трава и т. д.).

«ДЛС-ЛА» снабжен видеокамерой высокого разрешения, что позволяет вести видеофиксацию объектов мониторинга и синхронизировать ее с работой оптического блока. Для удержания оси сканирования детектора при изменении положения БПЛА в пространстве оптический блок и видеокамера размещены на единой гиростабилизированной платформе. Алгоритм управления платформой синтезирован на основе метода компенсации запаздывания [9].

Между детектором и бортовой системой управления БПЛА в режиме реального времени предусмотрено информационное взаимодействие. Обмен данными о географических координатах, высоте и скорости полета, пространственном положении гиростабилизированной платформы, обнаруженных утечках и др. позволяет обеспечить требуемую функциональность и комплексный подход к решению задач мониторинга. В результате, несмотря на существенное снижение массы и габаритов, детектор «ДЛС-ЛА» по своим характеристикам не уступает предшественникам в линейке «ДЛС», что подтверждается результатами испытаний на объектах МГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» в 2017 г.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ

Для проведения испытаний детектор был введен в состав беспилотного комплекса Supercam 450, обеспечивающего необходимые характеристики полета с полезной нагрузкой до 4 кг (рис. 6).

В процессе полета оперативная информация об обнаруживаемых утечках передается в полетный контроллер и в режиме реального времени отображается на экране наземной станции управления. Полная информация с результатами измерений концентрации метана записывается на съемный носитель для более детального анализа результатов.

После выполнения полета по заданному маршруту с помощью прикладного программного обес-печения можно просматривать фотографии мест утечек с привязкой к географическим координатам и формировать отчетные формы (рис. 7).

На фото автоматически накладываются указатель направления сканирования и охранная зона газопровода. В отдельных окнах ведется журнал утечек и формируется график показателя интенсивности обнаруженных утечек по всему маршруту следования, выраженный в ppm.m. Кликом мыши можно выбирать для анализа любую утечку непосредственно на графике либо в журнале событий, при этом фотография места утечки подгружается автоматически.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В целом детектор «ДЛС-ЛА» представляет собой законченный комплекс средств видеонаблюдения и лазерной спектрометрии, предназначенный для применения в составе беспилотных авиационных носителей. Пре-имущества примененного подхода очевидны. Для БПЛА не требуются взлетно-посадочная полоса или оборудованные площадки для дозаправки и обслуживания, необходимые для используемой сегодня пилотируемой техники. Снижение стоимости летного часа, повышение частоты облетов вплоть до регулярного периодического мониторинга будут способствовать предотвращению аварий, потерь метана, пресечению несанкционированной деятельности в охранной зоне, снижению риска эксплуатации участков магистрального газопровода с дефектами. В перспективе внедрение данной технологии позволит вывести показатели промышленной безопасности ЕСГ ПАО «Газпром» на качественно новый уровень.

Разработана уникальная инновационная технология визуально-измерительного контроля технического состояния скважин, превосходящая по своим параметрам отечественные и зарубежные аналоги. Технология реализована в аппаратурно-методическом комплексе. Комплекс может применяться как самостоятельно, так и при геофизическом сопровождении диагностики и экспертизы промышленной безопасности скважин на месторождениях и в подземных хранилищах газа. 

Разработанный аппаратно-методический комплекс (АМК) (рис. 1) решает следующие задачи: визуальная инспекция технического состояния ствола скважин; визуально-измерительный контроль развития коррозионных процессов в скважинах – в первую очередь для месторождений, в продукции которых присутствуют коррозионно-агрессивные компоненты, такие как сероводород и диоксид углерода; идентификация повреждения обсадных колонн, насосно-компрессорных труб (НКТ), положения и ориентации заглушек, отводных клиньев, окон в многопластовых скважинах; идентификация упавших в скважину инструментов и деталей бурового оборудования для выбора метода их извлечения; исследование притока пластовых флюидов; исследование интервалов перфорации; исследование образовавшихся осадков на стенках скважины; обследование забоя скважины; обследование внутрискважинного оборудования; арбитражные визуальные обследования и визуально-измерительный контроль.

АМК ПОЗВОЛЯЕТ ПРОВОДИТЬ ИССЛЕДОВАНИЯ ЧЕРЕЗ ЛУБРИКАТОР НА ОДНОЖИЛЬНОМ КАБЕЛЕ ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ В СКВАЖИНЕ БОЛЕЕ 100 °С, ДАВЛЕНИИ ДО 100 МПА, ГЛУБИНЕ ДО 5000 М

В созданном АМК преодолены ограничения существующих приборов.

АМК визуально-измерительного контроля (ВИК) технического состояния скважин устойчив к агрессивным средам, позволяет проводить исследования через лубрикатор на одножильном кабеле при температуре в скважине более 100 °С, давлении до 100 МПа, глубине до 5000 м. Цветное видеонаблюдение (рис. 2) помогает получить изображение превосходного качества, что облегчает нахождение и распознавание дефектов или обеспечивает решение других задач, а наличие лазерного измерителя в АМК поз-воляет определять размеры дефектов по двум лазерным меткам в реальном времени. Использование двухракурсной (фронтальный и боковой ракурсы) камеры с управляемым вращением камеры бокового обзора создает дополнительные возможности по качественному обследованию стенок НКТ и обсадной колонны.

ООО «ИНГТ»

115230, РФ, 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

www.iogt.ru

СЛОЖИВШАЯСЯ ПРАКТИКА

К основным теплотехническим показателям газотурбинной установки (ГТУ) относятся эффективная мощность и коэффициент полезного действия (КПД) при номинальных условиях [1]. Необходимость оценки этих показателей возникает при проведении контрольных испытаний как вновь устанавливаемых газоперекачивающих агрегатов (ГПА), так и прошедших какой-либо из видов восстановительного ремонта [2, 3].

При расчете мощности и КПД для подавляющего большинства ГТУ парка ПАО «Газпром» используются методики, основанные на типовых формулах приведения параметров к стандартным условиям. Вместе с тем существует класс агрегатов, в которых в целях повышения эффективности используется поворотный направляющий аппарат в турбине низкого давления (ТНД), регулирующий угол входа потока продуктов сгорания в лопаточный аппарат рабочего колеса (например, ГПА типа ГТК-10И, ГТК-25И). Для данного класса ГПА не применимы типовые формулы приведения [4].

Имеющиеся методики для агрегатов с регулируемой в рабочем диапазоне геометрией проточной части, как правило, основаны на «рабочих» (расчетных, стендовых) характеристиках ГТУ, которые представляют собой графические зависимости мощности и КПД от частоты вращения вала ТНД и температуры выхлопных газов при различных температурах атмосферного воздуха [5, 6]. На подобных характеристиках также указывают поправки на сопротивление входного и выходного устройства ГТУ и атмосферное давление. Пример одной из таких характеристик приведен на рис. 1.

При практическом применении данных методик необходимо, помимо выполнения математических расчетов по соответствующим формулам, определять вручную по графикам требуемые значения.

Расчет дополнительно осложняется за счет следующих особенностей:

– расчетных характеристик обычно четыре или пять (одна характеристика для определенной температуры наружного воздуха), и на каждой из них необходимо определить значение мощности и КПД, а затем построить результирующий график для нахождения итоговых значений при фактической температуре окружающего воздуха;

– кривые температуры выхлопных газов за ТНД расположены с определенным шагом, что вызывает необходимость интерполяции или усреднения значений;

– все операции необходимо проделать для каждого режима работы ГТУ, зафиксированного при теплотехнических испытаниях (в среднем от трех до пяти).

Таким образом, применение подобных методик в чистом виде сложно и трудоемко, кроме того, оно приводит к появлению дополнительной погрешности из-за неточностей определения значений вручную по графикам, интерполяции и усреднения.

На сегодняшний день автоматизация всех этапов расчетов способна избавить методики от описанных выше недостатков. При этом часть расчетов, связанная с вычислениями по ранее определенным формулам, не представляет особой трудности и легко автоматизируется средствами распространенного табличного процессора MS Excel. Другая часть не имеет простого решения из-за сложных графических зависимостей, в которых мощность и КПД ГТУ являются функциями трех переменных: оборотов ТНД, температуры за ТНД и температуры окружающего воздуха.

Один из вариантов частичного решения имеющейся задачи приведен в статье [7], где предлагается переработать графические зависимости в конкретные формулы «методами статистического анализа» (сами методы в статье не описаны). По сути, это означает вывод уравнения криволинейной поверхности, что, в свою очередь, требует достаточно глубоких познаний в математике и использования специализированного программного обеспечения.

ПРЕДЛАГАЕМЫЙ ПОДХОД

Для решения вышеописанной задачи автоматизации «графической части» расчетов мощности и КПД предлагается один из самых простых и доступных способов, в основе которого лежит возможность программы MS Excel выполнять автоматическую аппроксимацию (и расчет коэффициентов уравнения) точечных графиков.

При этом необходимо выполнение следующих основных операций:

– с помощью программы-векторизатора (например, EasyTrace 7.99 Pro [8]) перевести отсканированные графики в векторный формат (например, в CSV в виде координат точек);

– по имеющимся координатам точек в MS Excel построить графики, подобрать аппроксимирующие кривые и выполнить расчет коэффициентов уравнения этих кривых (коэффициенты полинома в MS Excel можно рассчитать с помощью функции «ЛИНЕЙН» и операции ввода массива: «выделить->F2->Ctrl+Shift+Enter») (рис. 2).

Дальнейший расчет в MS Excel рассмотрим на примере мощности ГТУ (для КПД вычисление аналогично):

1) по заданной частоте вращения ТНД с помощью полученных уравнений (для температуры окружающего воздуха 15 °C) определить мощность для всех температур газов за ТНД (рис. 2, 3);

2) все значения мощности и температуры газов за ТНД внести в таблицу, по которой построить график, подобрать аппроксимирующую кривую и выполнить расчет коэффициентов уравнения этой кривой (эти коэффициенты будут автоматически пересчитываться для любых новых значений мощности и температуры за ТНД); с помощью полученных коэффициентов рассчитать мощность по фактической температуре газов за ТНД (см. рис. 2, 3);

3) повторить п. 1, 2 для других температур окружающего воздуха (–17,8; –1,1; 32,2 °C);

4) c полученными значениями мощности и температуры окружающего воздуха выполнить действия, аналогичные п. 2 (рис. 4).

В итоге, получив все необходимые коэффициенты уравнений и дополнив все это необходимыми связями и формулами в MS Excel, можно получить полностью автоматизированный расчет мощности и КПД ГТУ по заданным значениям частоты вращения вала ТНД, температуры выхлопных газов и температуры атмосферного воздуха.

В декабре 2016 г. на основе предлагаемого подхода был автоматизирован и успешно использован расчет мощности и КПД ГТУ ГТК-10И типа MS3142J при проведении теплотехнических испытаний турбоблока, прошедшего заводской ремонт в ОАО «Газэнергосервис» в рамках комплекса работ по реконструкции систем и оборудования ГПА ГТК-10И ДКС-1 и ДКС-2 на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

ВЫВОДЫ

Предложенный подход позволяет полностью автоматизировать процесс расчета теплотехнических параметров ГТУ с регулируемой в рабочем диапазоне геометрией проточной части.

Автоматизация процесса расчета повышает его точность и снижает временные затраты (позволяет выполнять его в режиме реального времени).

Описанный в статье метод широко доступен, поскольку для его применения необходим лишь персональный компьютер с установленной программой MS Excel и любым векторизатором изображений (например, EasyTrace 7.99 Pro).

Для обеспечения надежности эксплуатации газоперекачивающего агрегата (ГПА), определения изменения его технического состояния требуется мониторинг дополнительных параметров. В основном это так называемые мощностные параметры, полученные в результате расчетов по утвержденным методикам, а также вибрационные характеристики ГПА. Данные параметры служат диагностическими, поскольку поз-воляют проводить оценку технического состояния и выявлять неисправности, дефекты узлов ГПА и приводного двигателя на ранних стадиях зарождения.

У каждого разработчика существуют методики контроля работы двигателей по эксплуатационным параметрам, включенные в руководство по эксплуатации. В соответствии с этими методиками проведение периодического трендового контроля параметров возложено на эксплуатационный персонал, который вручную с заданной периодичностью заполняет табличные формы для дальнейшей передачи разработчику газотурбинных двигателей (ГТД). При такой организации мониторинга невозможно своевременно выявлять изменение основных технологических параметров работы ГТД и определять наступление предельного состояния и начало зарождения возможных дефектов.

В связи с этим организация удаленного контроля эксплуатационных параметров работы ГПА остается актуальной, так как позволяет наблюдать за фактическим изменением параметров, а также выявлять различные отклонения в работе оборудования (такие как степень загрязнения лопаточного аппарата компрессоров двигателей, эрозия проточной части, техническое состояние узлов ГПА), используя аналитические программы, и принимать решения по дальнейшей эксплуатации.

СИСТЕМА УДАЛЕННОГО КОНТРОЛЯ

Для обеспечения изложенных задач в 2016 г. была разработана, опробована и успешно внедрена система для удаленного контроля параметров работы ГПА-16Р «Уфа» с приводом авиационного типа АЛ-31СТ на компрессорных станциях ООО «Газпром трансгаз Уфа». Актуальность внедренной в ООО «Газпром трансгаз Уфа» сис-темы для приводных двигателей АЛ-31СТ была подтверждена в ходе заседания Координационного межотраслевого совета ПАО «Газпром» (КМС) по вопросам повышения экологических параметров и надежности приводных двигателей ГПА под председательством члена Правления, начальника Департамента 308 В.А. Михаленко в г. Уфе 24–25 ноября 2016 г. По решению КМС реализованная система была рекомендована к применению другим газотранспортным обществам ПАО «Газпром.

В целях дальнейшего развития системы в 2017 г. при методической поддержке АО «Авиадвигатель» на основе выработанного унифицированного подхода был разработан и введен в эксплуатацию дополнительный программный модуль «Трендовый контроль двигателей ПС-90» для ГПА серии «Урал», установленных на КС-6 Шаранского ЛПУМГ.

Отличительной особенностью реализованной системы по сравнению с существующими аналогами выступает онлайн-архитектура, позволяющая в режиме реального времени получать и анализировать параметры подконтрольного ГТД по методикам завода-производителя и выдавать соответствующие предупреждения и рекомендации по дальнейшим действиям при отклонении от нормального диапазона эксплуатации. Система интегрирована в штатную автоматизированную систему управления диспетчерского уровня и не требует монтажа дополнительного оборудования; расположение рабочего места благодаря примененным web-технологиям может быть любым и не ограничено компрессорной станцией. При этом за основу для сравнения текущего состояния ГТД взят «базовый порт-рет» характеристик, полученный в ходе проведения приемо-сдаточных испытаний двигателя в эксплуатации при установке в ГПА после проведения капитального ремонта.

Архитектура системы позволяет реализовать актуальные версии методик трендового контроля и впоследствии расширять перечень диагностических признаков по мере их предоставления заводом – производителем ГТД.

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

На рис. 1 показан графический интерфейс системы с отображением параметров работы ГПА, где выделены основные информационные блоки и их функциональное назначение.

Как видно, система содержит большой объем информации о месте установки каждого двигателя, его характеристиках, справочной информации, загруженной из формулярных значений базовых параметров, текущих параметров работы конкретного двигателя, их графического отображения по времени в виде тренда, контрольных значений параметров, а также рекомендаций по выполнению осмотров, проведению диагностических обследований и проверок исправности систем.

Также система осуществляет расчет мощности двигателя на текущий момент по методикам предприятия – разработчика двигателя и ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Уставки параметров работы двигателей позволяют контролировать зону их значений по условиям транспорта газа, при изменении давления воздуха, влажности, температуры, режимах загрузки газотранспортной сети. Сбор трендов параметров и организация архивов позволяют выявлять и анализировать причины сбоев в работе оборудования за любые прошедшие периоды работы.

При выборе типа двигателя, как показано на рис. 2, отображаются текущее состояние и статус двигателя: работа, резерв, ремонт, нахождение на складе, СРП.

В перечне параметров «Конструктивные особенности двигателя» отображаются актуальные конструктивные доработки и изменения, реализованные на конкретном ГТД за весь жизненный цикл изделия. В перечне параметров «Текущие значе-ния параметров» доступен перечень контролируемых параметров и их единицы измерения.

В разделе системы «Анализ трендов» имеется возможность просматривать тренды изменения основных зависимостей относительно базовых значений, текущие значения параметров двигателя за выбранный промежуток времени и параметры двигателя, внесенные из его формуляра (рис. 3).

Вкладка «Мнемосхема ГПА» (рис. 4) позволяет просматривать состояние и значения параметров газоперекачивающего агрегата в режиме реального времени в привычном для оператора виде технологического процесса перекачки газа.

Также имеется возможность просмотра набора параметров в табличном виде, например таких показателей, как наработка двигателя, количество пусков, остановов, выполненных ремонтов, расхода масла, журнала предупреждений, где зафиксированы события по случаям превышения установочных параметров (как максимальных, так и минимальных значений).

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

В целом внедренная система «Трендовый контроль приводных двигателей АЛ-31СТ» с удаленным доступом и онлайн-мониторингом позволяет повысить надежность работы ГПА за счет постоянного определения технического состояния ГТД, выполнения рекомендаций завода-производителя и своевременного проведения превентивных мероприятий по недопущению развития дефектов оборудования и узлов. Налаженное взаимодействие эксплуатирующей организации, изготовителя двигателя и его разработчика раскрывает широкие возможности по доступу к статистической информации, ее анализу, совместным действиям в возможных нештатных ситуациях.

В настоящее время сетевой доступ к работе с информационной системой имеется в Инженерно-техническом центре ООО «Газпром трансгаз Уфа», Опытно-конструкторском бюро имени А. Люльки, ПАО «ОДК – Уфимское моторостроительное производственное объединение» и позволяет получать и анализировать информацию с двигателей ГПА-16Р «Уфа», расположенных на компрессорных станциях ООО «Газпром трансгаз Уфа».

В рамках развития системы трендового контроля в 2017 г. по аналогичной архитектуре в системе реализован модуль «Трендовый контроль приводных двигателей ПС-90ГП-1, ПС-90ГП-2», эксплуатируемых в составе ГПА-12(16)Р «Урал» на КС-6 Шаранского ЛПУМГ, и сегодня организован сетевой доступ предприятиям АО «ОДК-Авиадвигатель» и АО «ОДК – Пермские моторы».

Сотрудничество предприятий по внедрению данной системы изначально проходило при активном взаимодействии всех сторон, что позволило реализовать проект в короткие сроки – за полгода с момента решения о разработке. При реализации системы был рассмотрен достаточно широкий круг технических вопросов – как по передаче данных, так и по информационной безопасности.

Поскольку информационная система является открытой для реализации алгоритмов аналитической обработки данных, то в этой области открываются широкие перспективы развития. Например, в направлении повышения эффективности контроля трендовых параметров имеется возможность реализации алгоритмов совместного системного анализа эксплуатационных и диагностических параметров, выявления диагностических признаков дефектов и прогнозирования изменения фактического технического состояния оборудования. В настоящее время имеется возможность выполнения оценки загрязнения лопаток компрессоров, качества промывок компрессоров двигателей, оценки технического состояния приводов по изменению мощности.

ВЫВОДЫ

В случае применения инструментов математического моделирования рабочих процессов и использования их в системе в виде алгоритмов компиляции параметров появляются следующие перспективы и возможности:

– построение характеристик узлов по параметрам контроля работы ГПА с применением соответствующих методик и сравнение их изменения относительно граничных значений по заводским данным согласно руководству по эксплуатации;

– контроль за рабочей точкой на соответствующей рабочей характеристике;

– использование математического аппарата в алгоритмах обработки данных в целях получения информации о работоспособности узлов ГПА, зарождении дефектов и их развитии;

– прогнозирование сроков наступления предельного технического состояния, а затем контроль их изменения по наработке ГПА. Таким образом решается задача планирования планово-предупредительных ремонтов ГПА.

Взаимодействие вышеперечисленных предприятий по разработке и внедрению информационной системы за небольшой промежуток времени привело к значительным результатам и является полезным продуктом для каждой из сторон. Дальнейшее сотрудничество в области трендового контроля может обеспечить взаимовыгодное развитие информационной системы по указанным перспективным направлениям.

Основной задачей ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» является организация бесперебойной транспортировки природного газа потребителям. Для выполнения этой задачи необходимы разработка и реализация качественной системы управления диагностированием, техническим обслуживанием и ремонтом (ДТОиР). Наиболее современной концепцией управления ДТОиР является концепция Reliability Centered Maintenance (RCM). Данная концепция предполагает организацию ДТОиР объектов на основе их значимости. Эффективность организации и управления ДТОиР на основе RCM напрямую зависит от качества методов обработки и систематизации входных данных, от количества этих данных и их достоверности. В связи с постоянно возрастающими объемами исходной информации для поддержания конкурентной борьбы промышленные предприятия вынуждены внедрять информационные системы управления (ИСУ) и системы поддержки принятия решений (СППР). В этом ракурсе научный интерес вызывают методы обработки и систематизации информации.

Во многом надежную и безопасную эксплуатацию газоперекачивающих агрегатов (ГПА) – основного оборудования компрессорных станций – обеспечивают системы автоматического управления (САУ), особенно сис-темы контроля вибрации (СКВ) – подсистемы САУ, предотвращающие физическое разрушение ГПА. Исходя из этого соблюдение требований надежности СКВ является важной и актуальной задачей.

В Обществе эксплуатируется более тысячи СКВ (каждый ГПА может быть оснащен несколькими СКВ) различных типов и производителей. При управлении процессом ДТОиР СКВ требуется создание методики оценки текущего технического состояния (ТС) этих объектов, устанавливающей процедуру сбора и анализа диагностических данных. Также данная методика способна стать инструментом для поддержки принятия управленческих решений.

В настоящее время решению подобных вопросов уделяется большое внимание во многих отраслях промышленности. Так, например, известны способы и методики диагностирования и прогнозирования ТС ГПА [1, 2], технологического оборудования, применяемого в электроэнергетической и нефтехимической промышленности [3, 4]. Отдельное внимание уделяется информационным системам, направленным на поддержку принятия решений пользователя при проведении диагностирования, технического обслуживания и ремонтов [1, 5]. Вместе с тем мало работ, где САУ или ее подсистемы (такие как СКВ ГПА) рассматривается в качестве объектов диагностирования. Актуальность темы также обусловлена и тем, что часть СКВ задействована в системах диагностики компрессорного оборудования, и в настоящее время ведутся разработки, связанные с интеграцией САУ ГПА в системы параметрической диагностики [6].

Предложенная методика включает несколько этапов: формирование критериев оценки ТС; разработка диагностической карты (ДК) – формы предоставления структурированной диагностической информации; организация проведения диагностирования; методология систематизации диагностической информации для поддержки принятия решений; ранжирование объектов по ТС; возможность автоматизации процесса; модель принятия решений при формировании планов ДТОиР.

КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

В Обществе эксплуатируется 1261 СКВ ГПА 11 производителей. Каждая СКВ ГПА может иметь различное исполнение и, соответственно, свое множество параметров – критериев оценки ТС. Каждая из этих систем имеет свои достоинства и недостатки и требует индивидуального подхода к оценке.

Для достоверной оценки ТС подобных объектов требуется многокритериальный анализ (рис. 1). Основными источниками для формирования критериев оценки ТС выступают руководства по эксплуатации (РЭ) на систему, технические условия (ТУ), паспорта, инструкции – документация, в которой отражены основные конт-ролируемые параметры. Помимо этого, стоит учитывать требования ГОСТов, стандартов организации (СТО), руководящих документов организации (РДО).

Важным источником является статистика отказов СКВ ГПА, которая ведется как на уровне ПАО «Газпром» (информационная система «Инфотех»), так и на уровне дочерних организаций. На основе этой информации можно выделить наиболее часто встречающиеся причины выхода из строя тех или иных элементов системы.

Производители эксплуатируемых систем осуществляют полную информационную поддержку, что позволяет получить экспертные мнения о наиболее «узких» местах систем и предупредительных мероприятиях. На этом фоне предприятия имеют возможность организации как обычной консультации с экспертом завода-изготовителя, так и проведения целевого обучения специалистов по ДТОиР данных систем.

Таким образом, для формирования критериев оценки ТС СКВ ГПА используются все доступные источники (рис. 2).

Инструментальные критерии подразумевают использование средств измерений, т. е. получение количественных параметров. К экспертным критериям относятся любые качественные параметры (например, визуальная оценка). Статистические критерии формируются по результатам анализа сведений об отказах в работе оборудования.

ДИАГНОСТИЧЕСКАЯ КАРТА

В связи с большим объемом и разнотипностью параметров возникает проблема предоставления результатов оценки ТС. Традиционные многостраничные текстовые отчеты весьма затруднительны для восприятия, требуют большого количества времени для ознакомления и имеют низкий уровень систематизации информации для ее последующей обработки, структурирования и поддержки принятия решений. Для решения данной задачи предложено использование диагностических карт, оценивающих системы по предложенным критериям оценки ТС, общий вид и структура таких карт представлены на рис. 3.

Диагностическая карта содержит основную идентификационную информацию о диагностируемом объекте. На каждый объект составляется отдельная ДК, что обеспечивает высокую точность сбора диагностических данных.

ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

На рис. 4 представлена функцио-нальная блок-схема организации диагностирования СКВ.

На первом этапе производственным отделом автоматизации (ПОА) администрации Общества составляется план ДТОиР, согласно которому специалисты линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) проводят диагностическое обследование СКВ ГПА, эксплуатируемых в своем филиале, и предоставляют специалистам инженерно-технического центра (ИТЦ) данные о ТС систем. Далее специалисты ИТЦ командируются в филиал, предоставивший данные, и проводят проверку СКВ, состоящую из трех этапов.

Первый этап: визуальная оценка, при которой проводится проверка соответствия монтажа системы требованиям нормативно-технической документации (НТД), состояния элементов и соединений, отсутствия механических повреждений. При обнаружении несоответствий выполняется фотосъемка. На рис. 5 приведены примеры несоответствий, выявленных при визуальной оценке.

Второй этап: инструментальная оценка. На этом этапе специалисты ИТЦ при помощи специальных технических средств (вибростенды, тепловизоры, калибраторы и т. д.) оценивают работоспособность и исправность СКВ, корректность сигналов в смежные системы, работу агрегатных защит и соответствие условий эксплуатации требованиям производителя (например, температурный режим).

Третий этап: анализ документации. Проверяются наличие паспортов на СКВ или ее элементы, наличие и актуальность свидетельств о поверке и протоколов калибровки, ведение протоколов ТО.

Специалисты ИТЦ на основе данных, полученных при обследовании, и данных от специалистов ЛПУМГ составляют ДК, которые содержат информацию о выявленных дефектах и нарушениях. Далее специалистами ЛПУМГ формируется план мероприятий по устранению нарушений.

Данные по проведенным диагностическим обследованиям собираются в ИТЦ, где в ходе выполнения анализа систематизируются нарушения, замечания и дефекты (рис. 6–9), а также проводится ранжирование СКВ по ТС, методология приведена ниже.

Далее отчеты ЛПУМГ о проведении мероприятий и рейтинг СКВ по ТС поступают в ПОА. На основе этой информации корректируются текущие планы ДТОиР и разрабатываются перспективные.

МЕТОДОЛОГИЯ СИСТЕМАТИЗАЦИИ

Рассмотрим методологию сис-тематизации диагностической информации для поддержки принятия решений.

В связи с современной тенденцией развития методов ДТОиР оборудования для принятия управленческих решений приходится проводить анализ информации о текущем ТС оборудования, которая представляет собой набор разнотипной информации (статистическая, экспертная, диагностическая и пр.). Эта информация может быть как количественной, так и качественной. Соответственно, возникает задача разработки метода и алгоритма систематизации этой информации, открывающая возможность реализации на их основе СППР.

Оценка ТС основывается на системе показателей, конфигурация которой связана со структурой оборудования. Каждая система (комплекс оборудования) рас-сматривается как набор элементов. Вся система разбивается на подсистемы, подсистемы – на элементы. Для каждого элемента определяются параметры (свойства), которые являются значимыми для производственного процесса. Эти параметры необходимо контролировать в течение эксплуатации, их значения влияют на принятие управленческих решений.

Количественной оценкой ТС оборудования является безразмерная числовая величина – индекс технического состояния (ИТС). Понятие ИТС в качестве комплексного показателя надежности раскрыто в работах [7–9]. Величина ИТС характеризует состояние объекта с точки зрения соответствия его параметров нормативным (номинальным) значениям. В качестве шкалы ИТС в работе [10] предложено использование интервала от 0 до 1 с двумя знаками после запятой, преимущество такого подхода состоит в более точной оценке. Вместе с тем для оценки ТС СКВ ГПА в качестве шкалы ИТС была выбрана бинарная шкала: 1 (соответствие требуемым значениям) или 0 (несоответствие требуемым значениям). Пре-имущество данного подхода – в простоте применения.

Для получения оценки ТС всего объекта (СКВ ГПА), т. е. интегрального ИТС, был применен средневзвешенных значений:

,

где m – число параметров, которые соответствуют требуемым значениям; n – общее число параметров, по которым проводится диагностирование; pi – вес i-го параметра.

Таким образом, каждый параметр имеет вес, который отражает важность (влияние на исправность объекта оценки) среди всего множества параметров оценки ТС. Вес для каждого параметра назначается экспертно.

В табл. 1 представлены примеры разнотипных диагностических параметров для оценки ТС СКВ с требуемыми значениями, а также указан вес каждого параметра. Оценка ТС проводилась по 30–45 параметрам в зависимости от типа СКВ ГПА.

ИТС отражает степень исправности объекта и является своего рода обобщением (итогом) проведенного диагностирования.

РАНЖИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ

Представленная модель описания (оценки) ТС объекта позволяет решить проблему «несравнимости» объектов между собой. Даже при условии различного числа параметров, по которым происходит оценка ТС объектов, с помощью системы индексов открывается возможность сравнения (ранжирования) объектов по объединяющему признаку – ТС.

Таким образом, на основе представленной методологии может быть составлен рейтинг объектов диагностирования (в нашем случае – СКВ ГПА) по ТС (табл. 2).

Данный рейтинг наглядно отражает объекты с наибольшим риском возникновения отказов (с минимальными ИТС) во всем комплексе рассматриваемого оборудования (рис. 10, 11). Для удобства используется трехцветная градуированная индикация, где минимальному ИТС соответствует красный цвет, а максимальному – зеленый.

ВОЗМОЖНОСТЬ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОЦЕССА

Представленный метод открывает возможность использования компьютерной обработки данных, позволяя автоматизировать некоторые этапы процесса управления ДТОиР. Для обработки ДК применяется табличный редактор с функцией использования макросов, написанных на языке Visual Basic.

Для организации совместного доступа к результатам диагностических обследований СКВ ГПА используется корпоративный интранет-портал Общества. Благодаря этому специалисты ЛПУМГ имеют возможность проанализировать наиболее частые несоответствия, получить примеры способов решения подобных проблем в других филиалах, что позволяет оперативно устранять замечания. ПОА, в свою очередь, получает агрегированную информацию о состоянии всего комплекса рассматриваемого оборудования в виде рейтинга, позволяющую принимать обоснованные управленческие решения.

МОДЕЛЬ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ

Принятие решений о включении объекта в планы ДТОиР осуществ-ляется на основе рейтинга ТС, а также приоритетности и прогнозируемой востребованности (загруженности, наработки) объекта (рис. 12). Таким образом, представленный подход в полной мере реализует современную концепцию управления ДТОиР – RCM.

Как видно из рис. 12, при формировании планов по ДТОиР в качестве ограничивающего фактора выступают ресурсы предприятия. Помимо формирования планов по ДТОиР, управленческим решением может стать разработка корректирующих мероприятий по повышению надежности объекта.

С помощью представленной модели принятия решений управленческие решения становятся более обоснованными, а сам процесс управления – более эффективным.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Руководитель подразделения или иное лицо, принимающее решение, используя представленный в статье метод, в полной мере владеет всей «картиной» ТС подконтрольного оборудования, где вся информация о ТС объекта агрегируется в количественную оценку – ИТС. На основе индексов весь комплекс рассматриваемого оборудования может быть представлен в виде рейтинга ТС – удобного инструмента поддержки принятия решений при формировании планов по ДТОиР в условиях ограниченности и возможного динамического изменения (корректировок) ресурсов. Данный подход позволяет проводить согласованную работу, принимать качественные управленческие решения, что в конечном счете обеспечивает взаимосвязь между производственным уровнем и уровнем управления, а также повышает уровень производственной культуры предприятия в целом.

Метод, представленный в статье, получил практическое применение в Обществе при проведении оценки ТС. В 2017 г. было проведено диагностирование 970 СКВ ГПА, что составило 77 % от всего объема эксплуатируемых СКВ. Сформирован рейтинг ТС всех обследованных систем. Было выявлено 2162 несоответствия по установленным критериям. Из них 1169 несоответствий не требовали дополнительного привлечения ресурсов и были устранены специалистами ЛПУМГ. Для устранения оставшихся несоответствий в план ТОиР 2018–2019 гг. были включены 140 СКВ ГПА на наиболее приоритетных компрессорных станциях Общества.

В качестве подтверждения эффективности представленного метода можно отметить отсутствие отказов СКВ, а также высокую оценку данного проекта на V Научно-практической конференции молодых специалистов, проводимой АО «Гипрогазцентр», и на XII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», проводимой Российским государственным университетом (НИУ) нефти и газа имени И.М. Губкина.

Таблица 1. Примеры диагностических параметров для оценки ТС СКВ ГПАTable 1. Examples of diagnostic parameters for the assessment of the technical state of the vibration control system of gas compressor units

Таблица 2. Фрагмент рейтинга ТС СКВ ГПАTable 2. Fragment of the rating of the technical condition of the vibration control system of gas compressor units

При проведении работ по капитальному ремонту объектов ПАО «Газпром» ключевым требованием является обеспечение качества их проведения. Для обеспечения качества строительно-монтажных работ и соблюдения требований проектов и действующего законодательства в ПАО «Газпром» внедрена четырехуровневая система управления качеством при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте, предусматривающая переход на выполнение функции строительного контроля заказчика собственными силами, без привлечения сторонних организаций.

Определены нормы численности персонала дочерних обществ, осуществляющего функции строительного контроля, разработаны графики проведения обучения и аттестации этих сотрудников, подготовлены документы, регулирующие бизнес-процессы организации и проведения строительного контроля, оснащенность приборным парком и т. п. В целях выполнения функций корпоративного надзора за осуществлением строительного контроля в составе ООО «Газпром газнадзор» была создана строительная инспекция ПАО «Газпром» [1].

С начала 2016 г. строительный контроль (СК) по объектам капитального ремонта проводится силами служб СК дочерних обществ с привлечением аттестованного персонала эксплуатирующих подразделений. Вместе с тем при работе созданной организационной структуры необходим своевременный контроль таких процессов, как проверка качества подготовленной исполнительной документации, контроль последовательности выполнения технологических операций, ведение периодической отчетности о фактически выполненных работах, выявление нарушений в ходе ремонтных работ и контроль их своевременного устранения, а также формирование актов, подтверждающих качественное выполнение работ.

АКТУАЛЬНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ ПАО «ГАЗПРОМ»

В рамках мероприятий по переходу к выполнению строительного контроля собственными силами дочерних обществ ПАО «Газпром» появилась актуальность создания прозрачной системы контроля, включающей как организационную, так и информационную компоненты.

Основная цель создания Системы пооперационного контроля заключается в повышении конт-роля качества работ посредством автоматизированного учета и подтверждения выполненных работ, выявленных нарушений и их устранения.

Система решает ряд задач:

– формирование периодической отчетности о фактически выполненных работах;

– фиксирование информации о выявленных в ходе ремонтных работ нарушениях и устранении нарушений, указанных в уведомлениях;

– формирование и контроль технических документов, подтверждающих выполнение и качество ремонтных работ, проведенных на объекте;

– ведение системы «единого окна» при работе с уведомлениями служб СК и актами инспекционных проверок Строительной инспекции ПАО «Газпром».

Перечисленные принципы и критерии легли в основу разработки информационной компоненты, которая была реализована на платформе Информационной системы оценки технического состояния технологических объектов ПАО «Газпром» (ИСТС) «Инфотех» [2]. Разработанная Система пооперационного контроля за ходом капитального ремонта на линейной части магистральных газопроводов (автоматизированное рабочее место (АРМ) «Конт-роль качества ремонтных работ») прошла опытную эксплуатацию, ряд апробаций в дочерних обществах и с августа 2015 г. принята в промышленную эксплуатацию в ПАО «Газпром».

Полученное и успешно апробированное решение по пооперационному контролю за ходом ремонтных работ на линейной части магистральных газопроводов стало основой решений аналогичных задач и по другим объектам капитального ремонта (технологические трубопроводы на компрессорных станциях, подводные переходы, газораспределительные станции (ГРС), скважины), а также имеет свойство трансферабельности на объекты капитального строительства.

ОРГАНИЗАЦИОННО-ИНФОРМАЦИОННОЕ РЕШЕНИЕ

Организационная компонента определена введенными в действие общероссийскими правовыми и законодательными актами и нормативными документами ПАО «Газпром», устанавливающими общие и специальные требования к организации и проведению строительного контроля [3–5].

Требования к информационной составляющей Системы определялись исходя из потребностей созданных и создаваемых бизнес-процессов контроля качества ремонтных работ, а также с учетом бурного развития информационных сервисов, позволяющих существенно автоматизировать данные бизнес-процессы.

Система обеспечивает консолидированное хранение информации и возможность работы с ней в различных операционных системах, используемых в дочерних обществах и департаментах ПАО «Газпром», в том числе и на мобильных устройствах, не имеющих постоянного подключения к сети.

При передаче по каналам связи данных, используемых в Системе, было необходимо соблюдать требования нормативной документации ПАО «Газпром» в области обеспечения информационной безопасности, а также использовать алгоритмы ГОСТ 28147–89 [6] по шифрованию информации.

В целях обеспечения контроля качества ремонтных работ на уровне служб и департаментов ПАО «Газпром», а также эксплуатирующих организаций было разработано АРМ «Контроль качества ремонтных работ».

Данное решение призвано минимизировать временные затраты при выполнении строительного контроля за счет автоматического формирования необходимых отчетов и контрольных карт, автоматизации учета выявленных нарушений и их устранения, а также призвано минимизировать вероятность появления ошибок вследствие человеческого фактора.

Современные технологии автоматизации и информатизации направлены на быстрое создание программных продуктов за счет использования уже готовых средств хранения данных, визуальных интерфейсов, широкого использования шаблонов, позволяющих быстро тиражировать однотипные элементы приложений для различных нужд. Кроме того, все передовые программные решения подразумевают непрерывное развитие для удовлетворения изменяющихся потребностей заказчика. Использование современных средств разработки позволило создать АРМ «Контроль качества ремонтных работ» в кратчайшие сроки.

АРМ «Контроль качества ремонтных работ» – решение, выполненное по клиент-серверной архитектуре с использованием так называемого тонкого клиента. Это означает, что программный продукт полностью функционирует на выделенном сервере, а пользователю предоставляется интерфейс взаимодействия посредством программы-браузера Microsoft Internet Explorer. Поскольку практически все рабочие места пользователей предприятий ПАО «Газпром» оснащены операционной системой корпорации Microsoft, включающей браузер Internet Explorer, для организации работы пользователя не требуется какой-либо настройки АРМ.

Ядро АРМ «Контроль качества ремонтных работ» представляет собой web-сервер, в состав которого входят интерфейсная часть и набор исполняемых компонент. Данные хранятся в Системе управления базами данных (СУБД), выполненной на основе готового решения корпорации Oracle. Связь между web-сервером и СУБД осуществляется посредством активных элементов, выполненных по технологии Javascript. Кроме того, используются активные элементы на базе других технологий для обеспечения обратной совместимости. В Системе также существует общая база данных на базе СУБД Oracle, в которой собираются и актуализируются данные с непрерывно работающих удаленных терминалов дочерних обществ ПАО «Газпром» через систему репликации данных.

Для обеспечения работы в АРМ «Контроль качества ремонтных работ» пользователей на объектах, не имеющих канала связи с сервером предприятия, разработана мобильная версия АРМ (МАРМ). Особенности МАРМ состоят в том, что она устанавливается на переносной flash-накопитель как portable-приложение для работы со встроенной СУБД SQLite и обменивается данными с сервером АРМ «Контроль качества ремонтных работ» посредством отправки и получения файлов через веб-интерфейс.

В системе предусмотрены следующие роли пользователей: «Отдел организации ремонта», «Отдел организации строительного контроля», «Руководитель службы строительного контроля», «Специалист службы строительного контроля», «Руководитель эксплуатирующего подразделения», «Специалист эксплуатирующего подразделения», «Специалист строительной инспекции», «Руководитель», «Администратор».

На представленной функциональной схеме выполнения ремонтных работ (рис. 1) показан перечень автоматизируемых бизнес-процессов и взаимосвязи между ними. Приложение АРМ «Контроль качества ремонтных работ» в полной мере автоматизирует указанные процессы и обеспечивает формирование требуемой документации. Основными функциями АРМ являются: ввод информации об этапах производства работ в Систему; назначение специалистов строительного конт-роля на объект; формирование паспорта подрядной организации; ввод в Систему перечня материально-технических ресурсов (МТР), подлежащих входному контролю, а также документов, подтверждающих проведение входного контроля МТР; ввод в Систему периодической отчетности о фактически выполненных работах на объекте с подтверждающими материалами (архивы, сканы, фотографии и т. д.); фиксирование в Системе информации о выявленных в ходе работ нарушениях и информации об устранении нарушений, указанных в уведомлениях, а также об актах проверки корпоративного контроля; формирование технических документов, подтверждающих выполнение и качество ремонтных работ, проведенных на объекте; формирование сводных аналитических отчетов, используемых департаментами ПАО «Газпром».

Каждая из организационных структур при выполнении строительного контроля отвечает за выполнение строго определенных задач, при этом результаты работы одной структуры и сформированные в итоге документы могут потребоваться другой организационной структуре для решения собственных задач. Поэтому в АРМ «Контроль качества ремонтных работ» реализованы средства разделения функционала для определенных групп пользователей, называемых ролями. Каждая роль имеет определенный набор функций, который, как правило, представлен на соответствующей закладке в пользовательском интерфейсе. Пользователю может быть назначено от одной до нескольких ролей.

Для роли «Отдел организации ремонта» доступен функционал ввода графика производства работ на закладке «Отдел ОР». Пользователям с ролью «Отдел организации строительного конт-роля» доступен функционал утверждения назначения специалистов строительного контроля на объекты на закладке «Отдел ОСК». Интерфейс закладки «Служба СК» для роли «Специалист службы строительного контроля» обеспечивает возможность ввода в АРМ периодической отчетности о проводимых работах, формирования уведомлений и замечаний, внесения в систему подтверждающих документов и формирования технического акта о фактически принятых физических объемах работ. Для роли «Руководитель службы строительного контроля» доступен функционал ввода информации о квалификационных документах специалистов службы строительного контроля, ввод в АРМ предложений по назначению специалистов службы строительного контроля на объект. Для ролей «Специалист эксплуатирующего подразделения» и «Руководитель эксплуатирующего подразделения» функционал ввода паспортов подрядных организаций и оформления допуска специалистов на объект реализован на закладке «ЭП ДО». Для роли «Специалист строительной инспекции» на закладке «Инспекционный контроль» реализован функционал ввода данных результатов проверок корпоративного контроля, собственных проверок качества выполняемых работ. Кроме того, предусмотрена роль руководителя, обеспечивающая просмотр всей внесенной в АРМ информации, а также роль администратора, предназначенная для назначения ролей пользователям в рамках эксплуатирующего общества.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Бóльшая часть информационных страниц АРМ содержит таблицы, предназначенные для просмотра, добавления, редактирования и удаления информации. Содержимое всех таблиц доступно для экспорта в Microsoft Excel.

При открытии приложения пользователем отображается страница с перечнем проводимых ремонтных работ дочернего общества ПАО «Газпром», активны закладки и функционал в соответствии с назначенными данному пользователю ролями. На всех закладках отображается единый интерфейс (рис. 2).

Добавление и удаление строк таблицы, работа с некоторыми ячейками таблицы и переход на другие информационные страницы происходят через контекстное меню, доступное в определенных областях таблицы.

Добавление записей о проводимых ремонтных работах в АРМ осуществляется специалистами отдела организации ремонта на основе пообъектного плана капитального ремонта. Пообъектный план капитального ремонта предоставляется Департаментом 338 ПАО «Газпром», его актуализация в Системе обеспечивается администратором с помощью web-интерфейса. Добавление информации о ремонтной работе в АРМ производится по коду объекта ремонта, вводимому пользователем. Вся сопутствующая информация о планируемом ремонте определяется автоматически из строки пообъектного плана, соответствующей введенному коду.

В настоящее время в АРМ имеется возможность вносить объекты с видами работ: «Переизоляция», «Замена участков газопровода», «Капитальный ремонт ГРС», «Капитальный ремонт ПП», «Капитальный ремонт ТТ на КС», «Капитальный ремонт сква-жин», «Капитальный ремонт прочих объектов». Для вида работ «Капитальный ремонт прочих объектов» функционал АРМ ограничен добавлением уведомлений о выявленных нарушениях и актов проверки строительной инспекции.

После внесения записи о ремонтной работе в АРМ автоматически формируется типовой график производства работ, состоящий из этапов-контейнеров. Для каждого вида работ утверж-дена своя последовательность этапов с зависимостями между ними. Например, для объекта с видом работ «Сплошная пере-изоляция (в траншее)» создается последовательность, включающая 26 этапов-контейнеров – от «Подготовительные работы» до «Техническая рекультивация», каждый из которых может зависеть от предыдущих. Для каждого этапа-контейнера пользователь может создать один и более участков, для которых заполняются планируемые пикетажи (для линейных объектов), технологические блоки (для площадных объектов) и даты работ. Ввод понятия «этап-контейнер» позволяет разбить один этап работ на несколько участков в случае необходимости. Например, этап «Снятие плодородной почвы» не может непрерывно продолжаться на участке, через который проходит автомагистраль. Деление этапа на два участка позволяет предотвратить данную проблему.

Наличие зависимости между этапами означает необходимость выполнения работ родительского этапа перед выполнением работ дочернего этапа на том же участке. Таким образом в АРМ обеспечивается контроль последовательности операций.

Помимо ввода данных об этапах работ, специалист отдела организации ремонта также отвечает за ввод иерархического перечня подрядных организаций, выполняющих работы на объекте, а также за загрузку в Систему сканированных графика производства работ, проекта производства работ, акта о приемке в работу законченного капитальным ремонтом участка газопровода.

На предварительном этапе работ руководитель службы строительного контроля обеспечивает актуализацию информации о специалистах строительного контроля, включая информацию о квалификационных документах и их сроках действия. На основании этих документов руководитель службы строительного контроля вносит в АРМ предложения о назначении специалистов строительного контроля на объект ремонта. Предложение о назначении специалистов проверяется отделом организации строительного контроля и подтверждается загрузкой сканов сформированных приказов о назначении специалистов на объект.

На подготовительном этапе работ специалист эксплуатирующего подразделения вносит в АРМ в автоматическом режиме паспорта подрядных организаций, сформированные на основе утвержденных Департаментом шаблонов, а также документы, подтверждающие допуск специалистов подрядных организаций на объект. Руководитель эксплуатирующего подразделения обеспечивает подтверждение допуска специалистов на объект и фиксирует в Системе разрешение на вывод объекта в ремонт.

Для пользователей с ролью «Отдел организации ремонта» доступен функционал формирования МТР, подлежащих входному контролю. В АРМ вносится информация о марке, модели, номере ТУ, объеме МТР и производителе.

На основании сформированного перечня МТР пользователь с ролью «Специалист строительного контроля» вносит в АРМ отчетную информацию о проведенном входном контроле МТР. Функционал ограничен вводом фактического объема прошедших входной контроль материалов и оборудования и прикреплением подтверждающих документов. В случае отсутствия отчетной информации о проведенном входном контроле МТР внесение специалистом службы строительного контроля отчетности о фактических объемах выполненных работ по этапу, который является зависимым для данного вида МТР, блокируется.

На этапе выполнения работ специалист службы строительного контроля имеет возможность вносить отчетность о ходе выполнения ремонтных работ и размещать документы, подтверждающие качество выполнения работ. Функционал внесения ежедневной отчетности доступен специалисту службы строительного контроля с учетом действия его квалификационных удостоверений и сроков назначения на объект. Функционал добавления отчетной информации ограничен вводом фактического объема выполненных работ, начального и конечного пикетов (для линейных объектов), технологического блока (для площадных объектов) и прикреплением подтверждающих документов. Перечень необходимых подтверждающих документов для каждого этапа работ регламентирован и доступен для просмот-ра в АРМ.

Помимо документов выполнение работ на объекте также подтверждается фотографиями. Фотографии размещаются в АРМ специалистом строительного контроля с информацией о дате и времени съемки, а также с GPS-координатами места съемки. При размещении фотографии в АРМ обеспечивается сохранение указанных метаданных. Для трубопроводов и ГРС на странице периодической отчетности обес-печивается индикация в случае несоответствия координат участку, к которому прикреплена фотография (расхождение более 100 м).

Информационная система «Инфотех» выступает в роли сервиса, предоставляя картографическую и схемографическую информацию во внешние системы в соответствии с моделью PaaS (Platform-as-a-Service) – «платформа как услуга». Для этого в АРМ настроен соответствующий вызов приложений ИСТС «Инфотех» с передачей необходимых параметров в запросе. Такой подход является наиболее гибким и широко используемым при организации информационного взаимодействия современных информационных систем. В соответствии с данным подходом при просмотре фотографии в АРМ реализована возможность перехода на карту с автоматическим позиционированием на карте GPS-координаты фотографии и объекта ремонта (рис. 3).

Также на этапе выполнения работ специалист службы строительного контроля обеспечивает внесение уведомлений о выявленных нарушениях с указанием даты составления, ФИО специалиста, выписавшего уведомление, адресатов уведомления, предложения в связи с выявленными нарушениями, адрес и наименование организации для предоставления ответа, этапов работ, приостанавливаемых данным уведомлением, а также ссылки на отсканированный документ с уведомлением, автоматически сформированный в АРМ и подписанный автором уведомления. После добавления в Систему сканированного документа информация о создании уведомления автоматически направляется на электронную почту подрядной организации, в адрес которой выписано уведомление.

Каждое уведомление содержит перечень замечаний, в том числе стандартные замечания из Библио-теки типовых нарушений. Специалист службы строительного конт-роля также может подтверждать факт зафиксированного нарушения размещением фотографии в Системе. Все участки, на которых имеются незакрытые замечания, исключаются из принятых объемов работ. Для закрытия замечания в АРМ необходимо разместить сканированный документ «Уведомление о закрытии нарушения».

Аналогичным образом пользователи с ролью «Специалист строительной инспекции» обес-печивают внесение в Систему результатов проверок корпоративного контроля, собственных проверок качества выполняемых работ. Замечания инспекционного контроля относятся к позициям согласно перечню этапов по аналогии с уведомлениями, а также к разделам «Строительный конт-роль», «Соблюдение требований охраны труда и промышленной безопасности», «Соблюдение требований экологических норм», «Прочие нарушения».

Для роли «Специалист строительного контроля» в АРМ обеспечена возможность автоматического формирования и отображения документа «Технический акт выполненных работ» (рис. 4). В технический акт включаются плановые объемы работ, а также только те объемы работ, выполнение которых подтверждено представителями службы строительного контроля. Объемы работ на участках, для которых существуют незакрытые замечания, в технический акт не включаются.

При формировании технического акта в базе данных автоматически сохраняется срез технического акта по состоянию на определенную дату. Возможность формирования среза доступна только при наличии внесенного проекта производства работ по объекту. Одни и те же объемы не попадают в разные технические акты, реализована возможность попадания в технический акт отрицательных объемов за определенный период. После среза технический акт должен быть согласован пользователями с ролями «Руководитель эксплуатирующего подразделения», «Руководитель службы строительного контроля», «Отдел организации строительного контроля», «Отдел организации ремонта».

Пользователю с ролью «Руководитель» доступна закладка «Аналитические отчеты». На этой закладке доступны для просмотра следующие отчеты: «Информация о ходе проведения работ (срыв сроков)», «Количество нарушений (просроченные нарушения)», «Скорость выполнения по операциям и в среднем», «Организация строительного контроля на объектах капитального ремонта», «Нарушения, допущенные подрядными организациями», «Оснащение подрядной организации техническими и людскими ресурсами».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Предложена, разработана и внед-рена Система пооперационного контроля за ходом капитального ремонта, оптимально приспособ-ленная для решения задач по автоматизации бизнес-процессов строительного контроля за ходом ремонтных работ на объектах ПАО «Газпром» и дочерних обществ. Основной акцент при реализации Системы ставился на организацию рабочего места специалиста строительного контроля с учетом перехода ПАО «Газпром» к выполнению строительного контроля за капитальным ремонтом собственными силами.

Ролевой подход в Системе позволил описывать бизнес-процессы и решать задачу взаимодействия разных служб при организации приемки выполненных работ даже с учетом специфики формирования служб строительного контроля в различных дочерних обществах. Апробированные решения в разных обществах позволили максимально полно и универсально заложить функционал Системы для решения поставленной задачи.

Важно, что в рамках одной системы при приемке работ учитывались одновременно полнота представленной исполнительной документации, отсутствие или наличие замечаний в уведомлениях технического надзора, зависимость между типовыми операциями при соблюдении технологии ремонта.

Формирование технического акта и ведение истории по его представлению в Системе автоматизировано. В технический акт попадают только принятые объемы работ, исходя из критериев, описанных выше. Прозрачность и открытость Системы позволяет оперативно контролировать ход выполнения ремонтных работ как с точки зрения выполнения физических объемов работ, так и с учетом качества. Наглядность и достоверность обеспечиваются отлаженными процессами прикрепления фотографий с геометками с мест проведения работ. Автоматическая проверка на соответствие геометок заявленному пикетажу существенно уменьшает риск фальсификации фотодокументов, а работа экспертов в Системе позволяет значительно повысить достоверность представляемой информации в АРМ.

Система внедрена в ПАО «Газпром» с 1 августа 2015 г., 30 дочерних Обществ ПАО «Газпром» вносят информацию в Систему. За сопровождение системы отвечает служба технической поддержки ИСТС «Инфотех».

За период эксплуатации в Системе проконтролировано 850 объ-ектов ремонта, специалистами строительного контроля выписано 11 850 уведомлений о выявленных нарушениях, из них устранено 97,5 %. В базе данных хранится более 120 000 документов, подтверждающих выполнение работ, а также около 25 000 фотографий с GPS-привязкой.

Резюмируя вышеизложенное, можно сделать вывод, что в ПАО «Газпром» появилась современная информационная система для нужд департаментов ПАО «Газпром», контролирующая бизнес-процессы приемки работ в зависимости от качества их выполнения с ролевым разделением функциональности на уровне департаментов ПАО «Газпром», эксплуатационных дочерних обществ, ООО «Газпром газнадзор», АО «Газпром оргэнергогаз».

Надежная и безопасная эксплуатация газоперекачивающих агрегатов (ГПА) «Балтика-25» требует периодического технического обслуживания и ремонта с заменой выработавших ресурс комплектующих. Система планово-предупредительных ремонтов данных ГПА предусматривает проведение плановых ремонтов (инспекций) с заданной периодичностью (табл. 1) и поэтапное увеличение объема работ и номенклатуры заменяемых запасных частей в рамках ремонтного цикла.

До недавнего времени материально-технические ресурсы (МТР) для обеспечения технического обслуживания и ремонта (ТОиР) ГПА «Балтика-25» закупались за рубежом, что, учитывая внешнеполитическую обстановку и введенные санкции в отношении РФ, влечет за собой риски длительных поставок необходимых комплектующих, а также их высокую стоимость.

В связи с отсутствием необходимой для ремонта и изготовления запасных частей газотурбинных установок (ГТУ) SGT-600 ГПА «Балтика-25» технической документации локализация производства необходимых МТР на российских предприятиях была невозможна. Освоение изготовления МТР при незначительном количестве ГПА также было затруднительно ввиду необходимости больших финансовых затрат на освоение при незначительном объеме будущих поставок МТР.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Была поставлена задача снижения импортозависимости, оптимизации затрат, уменьшения сроков изготовления, поставки запасных частей и комплектующих, используемых при проведении ТОиР ГТУ SGT-600 ГПА «Балтика-25» на объектах ПАО «Газпром» за счет локализации производства и ремонта запасных частей и комплектующих на российских предприятиях.

В соответствии с поставленной задачей было необходимо выполнить разработку конструкторской документации (КД), подбор отечественных аналогов материалов и покрытий, изготовление и испытание опытных образцов запасных частей, необходимых для проведения инспекций: рабочие лопатки 1-й и 2-й ступеней турбины высокого давления (ТВД), 1-й ступени силовой турбины (СТ); направляющие лопатки 1-й и 2-й ступеней ТВД; бандажные уплотнения 1-й и 2-й ступеней ТВД и 1-й ступени СТ; комплект расходных запасных частей; камера сгорания. Также было необходимо разработать документацию на ремонт направляющих лопаток 1-й и 2-й ступеней ТВД.

Разработка КД выполнялась методом реинжиниринга оригинальных запасных частей. На рисунке представлен порядок проведения таких работ на примере реинжиниринга охлаждаемых рабочих лопаток 1-й ступени ТВД ГТУ SGT-600.

В процессе выполнения работ были проведены исследования оригинальных запасных частей: определены расходные характеристики, проведены исследования химического состава образцов с определением оригинальной марки материала, исследованы химический состав покрытий с определением толщины диффузионного слоя и способы их нанесения, пределы выносливости рабочих лопаток.

ЭКСПЕРИМЕНАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

В ходе исследований выявлено, что материалом рабочих лопаток является сплав Inconel 792-5A (IN792-5A), направляющие лопатки выполнены из сплава Inconel 939 (IN939). Все лопатки изготовлены методом равноосного литья. Покрытия трактовых поверхностей содержат платину, алюминий, хром; использован гальванический метод нанесения покрытия с последующим газовым или порошковым хромоалитированием (алитированием). Покрытия внутренних поверхностей содержат алюминий и хром; метод нанесения покрытия – порошковое хромоалитирование (алитирование).

Материалы, используемые для изготовления оригинальной камеры сгорания, – сплавы Hastelloy X и EN 1.4835, покрытие ZrO2 – 8 % Y2О3.

По результатам сканирования наружных и внутренних поверхностей были созданы 3D-модели и разработаны комплекты КД на лопатки.

Для производства опытных образцов лопаток разработана КД и изготовлена формообразующая и контрольная оснастка: пресс-формы керамических стержней, пресс-формы моделей, драйеры моделей и керамических стержней, контрольно-измерительные приборы для контроля отливок двух наименований. Также разработана документация и изготовлена оснастка для механической обработки и нанесения покрытий.

Разработана КД на лопатку рабочую 1-й ступени ТВД, лопатку рабочую 1-й ступени СТ, пакет сопловых лопаток 1-й ступени ТВД, лопатку сопловую 2-й ступени ТВД. Разработана технологическая документация на изготовление рабочих и сопловых лопаток. Отработаны технология литья (с доработкой литейной оснастки) и циклы механической обработки.

На основе литературных данных, научно-исследовательских работ, а также опыта ОАО «Газ-энергосервис» по замене импортных материалов лопаточного аппарата турбин General Electric MS3000 и MS5000 на отечественные коррозионностойкие жаропрочные сплавы проведен анализ применяемых в РФ сплавов для рабочих и сопловых лопаток газотурбинных установок. С учетом требований к литым рабочим лопаткам турбины SGT-600 на сегодняшний день в РФ не имеется материала с аналогичными служебными характеристиками, которые можно было бы использовать в качестве замены сплава IN792-5A (табл. 2).

Авиационные некоррозионностойкие сплавы ЖС6К, ЖС26У и др. хотя и имеют сравнимые с IN792-5A характеристики жаропрочности, но уступают ему по коррозионной стойкости не менее чем в 10 раз, что в случае потери сплошности покрытия при эксплуатации приведет к питтинговой коррозии и снижению заданного ресурса.

Коррозионностойкие сплавы типа ЧС70, ЧС88, ЦНК-7П имеют высокое сопротивление коррозии, но уступают IN792-5A по жаропрочности около 10 %, что также приводит к ограниченному ресурсу рабочих лопаток. Таким образом, использование существующих отечественных материалов не позволит обеспечить требуемые коэффициенты запаса прочности и ресурса рабочих лопаток турбины SGT-600.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

В ходе рабочих совещаний представителей ООО «Газпром центрремонт» и АО «НПО «ЦНИИТМАШ» была отмечена целесообразность проведения работ по доработке сплава IN792-5A в пределах марочного состава (повысить его структурную стабильность, нивелировать выпадение охрупчивающих фаз и эвтектических образований, повысить пластичность). Опираясь на опыт ГНЦ РФ АО «НПО «ЦНИИТМАШ» в области совершенствования и разработки коррозионностойких жаропрочных сплавов и технологических процессов производства рабочих и сопловых лопаток газотурбинных двигателей, была подана заявка на изобретение № 2018117928 от 15.05.2018. Разработанная композиция в равноосном состоянии не уступает зарубежному сплаву IN792-5A (табл. 3).

Несмотря на то что новая композиция коррозионностойкого сплава находится в пределах базового химического состава сплава IN792-5A, целесообразным является проведение испытаний для доказательства нахождения служебных характеристик нового сплава в пределах генерального распределения сертификационных данных зарубежного IN792-5A и получение паспорта на сплав.

Доработка зарубежного IN792-5A стала вынужденным мероприятием, поскольку, как было показано в [1], в сплаве IN792-5A в процессе наработки выделяется 4–5 % охрупчивающей -фазы, снижающей служебные характеристики, а также значительное количество эвтектических фаз, не участвующих в упрочнении материала.

В настоящее время в ОАО «Газ-энергосервис» проводятся испытания на длительную прочность отдельно отлитых образцов из сплавов Inconel792, ЧС88У-ВИ и ЦНК-7П для построения температурно-ресурсных зон работоспособности материалов. Предварительные результаты испытаний при различных температурах представлены в табл. 4.

В ОАО «Газэнергосервис» проведены испытания рабочих лопаток из сплавов ЧС88У-ВИ и IN792-5A на выносливость. Испытания прошли успешно. Лопатки из обоих материалов выдержали заданные циклические нагрузки. По результатам проведенной работы следует вывод о возможности применения отечественного сплава ЧС88У-ВИ как наиболее подходящего для изготовления рабочих лопаток турбины ГТУ SGT-600. Но для опытной эксплуатации рабочих лопаток из сплава ЧС88У-ВИ требуется ввести ограничения по ресурсу в связи с несколько сниженными свойствами сплава ЧС88У-ВИ по сравнению с IN792-5A. После выработки 20 тыс. экв. ч необходимо будет выполнить металлографические исследования микроструктуры и механических свойств материала лопаток, по результатам исследований сделать выводы о возможности продолжения эксплуатации до наработки 40 тыс. экв. ч.

Для изготовления сопловых лопаток турбины SGT-600 на территории РФ целесообразно использовать отечественный коррозионностойкий сплав ЦНК-21 [2]. Сплав ЦНК-21 не уступает импортному IN939 по служебным характеристикам и имеет наработку более 100 тыс. ч на газоперекачивающих агрегатах ПАО «Газпром».

В рамках работ по освоению технологии ремонта сопловых лопаток 1-й и 2-й ступеней ТВД ОАО «Газэнергосервис» совместно с компанией ООО «НПП «Уралавиаспецтехнология» выполнено исследование лопаток с наработкой с начала эксплуатации 20 548 и 49 528 экв. ч соответственно. Разработаны критерии дефектации. В ОАО «Газэнергосервис» проводятся опытные работы по восстановлению сопловых лопаток. В соответствии с результатами данных работ будут подготовлены рекомендации по выполнению ремонтов сопловых лопаток.

Ведется освоение комплексного восстановительного ремонта камеры сгорания ГТУ SGT-600. Разработана документация, изготовлена оснастка и проведены работы по разрезке камеры сгорания на наружный и внутренний корпусы. Отработана технология снятия старого и нанесения нового теплозащитного покрытия. Изготовлена оснастка для раскатки колец внутреннего корпуса и оснастка для сварки корпусов в блок камеры сгорания, разработана технология сварки штатного материала, успешно проведены опытные работы. Разработана КД и изготовлены отдельные дефектные детали для замены в процессе опытных ремонтов (например, детали для ремонта фланцев патрубков впуска газа, кольца внутреннего корпуса и т. д.).

Силами инженерно-технических подразделений ООО «Газпром центрремонт» исследована имеющаяся в наличии на компрессорных станциях документация на ГТУ SGT-600 ГПА «Балтика-25», на месте проведения ремонтных работ оборудования изучены места установки, условия работы и методы монтажа запасных частей, заменяемых при ТОиР ГПА «Балтика-25», ведется разработка технологической документации по ремонту ГПА Балтика-25 в «полевых» условиях. Это позволит проводить разборочно-сборочные работы на ГПА силами работников АО «Газпром центрэнергогаз» без привлечения иностранных специалистов. В частности, в высокой степени готовности находятся документы, представленные в табл. 5.

Следует отметить, что одновременно с проведением вышеуказанных работ в целях обеспечения в 2017 г. запасными частями ремонта агрегата ст. № 52 на КС «Вуктыльская» ООО «Газпром трансгаз Ухта», а также для оценки результатов работ по изготовлению оснастки было принято решение об изготовлении опытных образцов лопаток из оригинальных импортных материалов (рабочих лопаток 1-й и 3-й ступеней из импортного сплава IN792-5A, направляющих лопаток 2-й ступени турбин ГТУ из импортного сплава IN939), комплекта расходных запасных частей, а также восстановлении комплектов бандажных уплотнений 1-й ступени ТВД и 1-й ступени СТ в условиях ОАО «Газэнергосервис».

В процессе изготовления и испытаний опытных образцов проводилась корректировка конструкторской и технологической документации.

После прохождения запасными частями всех видов необходимого контроля и испытаний, включая усталостные испытания рабочих лопаток, опытные комплекты были направлены в ООО «Газпром трансгаз Ухта» для проведения эксплуатационных испытаний по соответствующим программам и методикам, согласованным в ПАО «Газпром».

При монтаже рабочих лопаток были выявлены незначительные проблемы по сопрягаемым размерам, которые были устранены в кратчайшие сроки. Для исключения данных проблем была выполнена корректировка КД и принято решение об изготовлении имитатора диска для выполнения контрольного облопачивания 1-й и 2-й ступеней ТВД и 1-й ступени СТ.

В рамках обеспечения запасными частями инспекции того же агрегата был проведен восстановительный ремонт камеры сгорания ГТУ SGT-600 в АО «Металлист-Самара». При ремонте данной камеры были изготовлены и заменены отдельные дефектные элементы и проводилась замена защитного покрытия.

В 2018 г. опытные комплекты запасных частей успешно прошли 72-часовые испытания. В настоящее время наработка составляет ≈900 календарных ч (≈700 экв. ч.), эксплуатационные испытания продолжаются.

ВЫВОДЫ

Тема статьи является одним из направлений работ по импортозамещению технологий ремонта оборудования и производства комплектующих для импортных ГПА, установленных на компрессорных станциях ПАО «Газпром», проводимых департаментами сов-местно с ООО «Газпром центр-ремонт» в течение ряда последних лет.

На сегодняшний день продолжение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ призвано определить наиболее перспективные патентозащищенные материалы, а также технологии изготовления и ремонта компонентов ГТУ SGT-600 на территории РФ.

Освоение на предприятиях РФ изготовления и ремонта запасных частей ГТУ SGT-600 ГПА «Балтика-25» в совокупности с разработкой технологии выполнения ремонта в «полевых» условиях, проводимой инженерно-техническими подразделениями ООО «Газпром центр-ремонт», позволит Департаменту, отвечающему за реализацию единой корпоративной политики ПАО «Газпром» в области капитального ремонта, оптимизировать процесс проведения ТОиР ГПА «Балтика-25» путем уменьшения сроков изготовления и поставки запасных частей для ремонтов ГТУ SGT-600, снижения затрат на их приобретение, а также выполнения ремонтных работ по разборке-сборке ГТУ без привлечения иностранных специалистов.

Таблица 1. Периодичность проведения плановых ремонтов в соответствии с документацией производителяTable 1. Frequency of planned repairs in accordance with the manufacturer's documentation

Таблица 2. Служебные характеристики сплавов с равноосной структурой для рабочих лопаток ГТУTable 2. Service characteristics of alloys with equiaxial structure for working blades of the gas turbine unit

Таблица 3. Служебные характеристики сплавов для литья рабочих лопаток ГТУ с равноосной структуройTable 3. Service characteristics of alloys for casting turbine blades with equiaxial structure

Таблица 4. Усредненные предварительные результаты испытаний на длительную прочность образцов из сплавов Inconel792, ЧС88У-ВИ и ЦНК-7ПTable 4. Averaged preliminary results of tests for long-term strength of samples from Inconel792, ChS88U-VI and TsNK-7P alloys

Таблица 5. Документация по ремонту ГТУ SGT-600 в условиях компрессорных станций, разрабатываемая ООО «Газпром центрремонт»Table 5. Repair documentation for the SGT-600 gas turbine unit in the conditions of compressor stations, developed by Gazprom tsentrremont LLC

Надежная работа технологического оборудования ПАО «Газпром» напрямую зависит от качественного обслуживания и своевременного ремонта. На протяжении всей истории компании деятельность ремонтных структур успешно сопутствовала работе добывающих подразделений, а также осуществляющих транспортировку, хранение и переработку газа. О текущей работе Департамента 338, выполняющего централизованное управление, системную организацию и координацию работ в области диагностики, технического обслуживания и ремонта объектов Единой системы газоснабжения, рассказывает его начальник Сергей Владимирович Скрынников.

– Сергей Владимирович, какие задачи решает Департамент 338 в 2018 г., объявленном в компании Годом качества?

– В 2018-м будет выполнен капитальный ремонт свыше 750 км магистральных газопроводов (МГ), 58 ниток подводных переходов, 196 газораспределительных станций (ГРС), а также отремонтировать 91,5 тыс. м² технологических трубопроводов, 572 газоперекачивающих агрегата (ГПА). На предприятиях по переработке будет отремонтировано 200 заводских установок. Работы ведутся в соответствии с графиком. За восемь месяцев отремонтировано 146 скважин, диагностическое обследование проведено на 130 скважинах, что соответствует плановым показателям.

– Как повлияли санкции на выполнение программы ремонта оборудования, в частности газотурбинных двигателей (ГТД) иностранного производства?

– Проблемы есть, но есть и пути решения. Увеличение количества ремонтов ГТД ограничено мощностными возможностями специализированных ремонтных предприятий (СРП).

В 2017 г. для нужд дочерних предприятий ПАО «Газпром» капитально отремонтировано 163 ГТД, в том числе 2 ГТД Trent 60 DLE для КС «Портовая» экспортного газопровода «Северный поток», и осуществлена поставка 13 новых ГТД. Ремонт ГТД осуществляется на следующих СРП: АО «ОДК-Пермские моторы», АО «Уфа-АвиаГаз», ПАО «ОДК-Сатурн», ПАО «Кузнецов», АО «НПЦ газотурбиностроения «Салют», входящих в АО «Объединенная двигателестроительная корпорация», ОАО «КМПО», АО «УЗГА», ПАО «Тюменские моторостроители», АО «Кронштадтский морской завод», ООО «Дизельзипсервис», а также на зарубежных СРП: Siemens, Solar Turbines. В ПАО «Тюменские моторостроители» освоен капитальный ремонт ГТД типа ДГ90, ДН80, ДУ80 производства ГП НПКГ «Зоря» – «Машпроект» (г. Николаев, Украина). В настоящее время Департаментом 338 ведется работа по обязательному внедрению мероприятий по повышению надежности ГТД при выполнении капитальных ремонтов. Также прорабатывается вопрос по переходу на заключение долгосрочных договоров по капитальному ремонту старых и поставке новых ГТД.

– Сварочное производство в ПАО «Газпром» является стратегическим направлением, расскажите подробнее о планах Департамента по его развитию.

– В соответствии с Программой развития сварочного производства ПАО «Газпром» на период 2018–2020 гг. ведется работа по организации разработки и совершенствованию нормативно-технических документов по сварке и контролю качества сварных соединений для объектов строительства (включая новые инвестиционные проекты), реконструкции и капитального ремонта, по разработке и внедрению передовых технологий сварки и контроля качества сварных соединений, современного сварочного оборудования и материалов.

Развиваются импортозамещающие отечественные технологии сварки. Проведен комплекс исследований и испытаний по технологиям сварки труб, не имеющих мировых аналогов (контактно-стыковая и лазерная сварка неповоротных кольцевых сварных соединений труб).

Ведется работа по организации разработки нормативных документов по сварке и неразрушающему контролю качества сварных соединений трубопроводов нефтегазовых промыслов и шельфовых месторождений с высоким содержанием углекислого газа и сероводорода.

– Существуют ли в ДТОиР программы стратегического планирования или это направление представляют комплексные планы-графики?

– В целях эффективной организации бизнес-процесса по планированию ДТОиР Департаментом были разработаны и утверждены Положение об организации диагностического обследования, технического обслуживания и ремонта объектов ПАО «Газпром», а также Регламент планирования, организации, мониторинга и выполнения диагностического обследования, технического обслуживания и ремонта объектов ПАО «Газпром».

В целом бизнес-процесс планирования восстановления основных фондов можно разделить на четыре этапа: формирование целевых долгосрочных программ; формирование плана проектно-изыскательских работ (ПИР) и разработка проектной документации; формирование пообъектных планов работ; квартальные корректировки планов.

Целевые долгосрочные програм-мы формируются профильными производственными департаментами на основании результатов диагностического обследования, экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) и выводов экспертных комиссий, служа основанием для включения объектов в планы ПИР и проведения годового планирования.

– Как обеспечивается общий требуемый уровень качества ремонтных работ при столь разнообразных условиях?

– ПАО «Газпром» не только привлекает подрядные организации для выполнения ПИР, но и развивает в дочерних обществах проектные подразделения, наличие которых позволяет повысить оперативность разработки проектов и более гибко реагировать на возможные изменения заданий на проектирование.

Выстроенная процедура организации проектирования объектов капитального ремонта поз-воляет оперативно реагировать на внешние изменения, вносить соответствующие корректировки при актуализации целевых долгосрочных программ, в результате чего минимизируется разработка невостребованных проектов и оптимизируются затраты на разработку проектной документации.

– Как сейчас реализуются Департаментом два взаимосвязанных направления: техническое диагностирование и экспертиза промышленной безопасности объектов ПАО «Газпром»?

– Диагностирование является главным инструментом оценки технического состояния объектов и на сегодняшний день находится на новом этапе своего развития. Ежегодно в ПАО «Газпром» диаг-ностируется 20–22 тыс. км газопроводов средствами внутритрубной дефектоскопии. Обследуется более 25 тыс. объектов добычи, 10 тыс. объектов компрессорных станций, более 1000 подводных переходов. По результатам работ оформляется около 50 тыс. технических отчетов и заключений ЭПБ.

При диагностировании применяется современное оборудование, не уступающее лучшим мировым аналогам, по ряду направлений диагностического обследования российские специализированные компании не имеют конкурентов в мире. В целях развития достижений отечественной науки в области диагностирования и совершенствования ее прикладной составляющей по инициативе Департамента в 2017 г. была разработана и утверждена Программа повышения эффективности технического диагностирования объектов ПАО «Газпром».

– Наблюдаются ли в 2018 г. изменения в подходах к диаг-ностическому обследованию?

– В рамках реализации Программы повышения эффективности технического диагностирования объектов ПАО «Газпром» разработаны уникальные диагностические комплексы для внутритрубного обследования МГ. Данные комплексы проводят обследование газопроводов одновременно магнитным и акустическим методами. В дальнейшем результаты двух методов суммируются и обрабатываются специалистами по интерпретации. Такой подход позволяет существенно повысить выявляемость опасных трещиноподобных дефектов практически на стадии их зарождения. Также отечественными компаниями разработаны самоходные внутритрубные диагностические комплексы, позволяющие обследовать технологические трубопроводы компрессорных станций. В настоящее время ведется работа по совершенствованию этих комплексов в целях их применения для обследования газопроводов линейной части.

С новым диагностическим оборудованием можно будет ознакомиться на стенде, организуемом Департаментом в рамках VIII Петербургского международного газового форума в период с 2 по 5 октября 2018 г.

– Чем отличается диагностическое обследование объектов добычи газа от аналогичного процесса на объектах его транспортировки и переработки?

– Диагностическое обследование скважин выполняется в соответствии с Программой геолого-технических мероприятий (ГТМ) на фонде скважин ПАО «Газпром» на период 2016–2020 гг. Программой запланированы геофизические исследования скважин до, во время и после ГТМ, геолого-техническое сопровождение ГТМ и ЭПБ скважин.

Промысловые геофизические исследования скважин планируются в соответствии с Типовыми комплексами геофизических исследований и работ при диагностике технического состояния скважин на объектах ПАО «Газпром».

Диагностика с применением приборов высокого разрешения позволяет достоверно прогнозировать техническое состояние скважин, находящихся в зоне риска по наличию отрицательных факторов в процессе эксплуатации. Данные, полученные в результате исследований, позволяют более точно рассчитать остаточный ресурс эксплуатации скважины при формировании заключения экспертизы промышленной безопасности и, как следствие, исключить планирование ГТМ на исследуемой скважине ранее действительно необходимого срока.

К основным задачам, решаемым в процессе геолого-технологического сопровождения ГТМ, относятся инструментальный контроль параметров технологических процессов; визуализация состояния рабочей площадки; контроль соответствия параметров технологического процесса проектным данным и выдача рекомендаций по приведению параметров к проектным значениям; обеспечение заказчика оперативной информацией о ходе технологического процесса: суточными рапортами, материалами по запросу заказчика; предоставление заказчику отчетной документации по результатам проведения ГТС в цифровом и аналоговом виде, в том числе цифрового полевого и результирующего материала регистрации ГТС всего технологического процесса при капитальном ремонте скважин (КРС) во временнóм масштабе.

Выполнение работ по диагностическому обследованию скважин позволило повысить качество выполняемых ГТМ, уменьшить сроки их выполнения и усилить контроль газодобывающими обществами за процессом КРС.

– Какими силами сейчас осуществляется ремонт скважин, в том числе капитальный?

– В целях повышения эффективности бизнес-процесса КРС на основании решений Совета директоров ПАО «Газпром» проведена работа по консолидации ремонтных активов с созданием объединенной компании по ремонту скважин, входящей в холдинг ООО «Газпром центрремонт», путем присоединения ООО «Газпром подземремонт Оренбург» к ООО «Газпром подземремонт Уренгой». Это позволило сдержать рост затрат на выполнение программы КРС, оперативно организовывать работы на стратегических направлениях деятельности ПАО «Газпром», свести к минимуму привлечение сторонних исполнителей, тем самым сократить административные и управленческие затраты за счет оптимизации численности.

– Как осуществляются процессы регулирования ценообразования и экспертиза стоимости восстановления основных фондов?

– Нами разработан и внедрен ряд основополагающих локальных нормативных и методических документов, нацеленных на применение единых подходов определения стоимости.

В 2018 г. введены в действие укрупненные нормативы и единичные расценки, охватывающие полный цикл КРС. Применение нормативов на выполнение ремонтно-восстановительных работ на скважинах уже показало свою экономическую эффективность и повышение уровня организации производства.

Таким образом, по ценообразованию, сметному нормированию и контролю стоимости объектов работа строится на принципах неукоснительного соблюдения существующих технологий производства работ, развития новых технологий и оптимизации затрат ПАО «Газпром» при реализации ДТОиР.

– Каковы основные проблемы в организации работы по выполнению производственных программ?

– Основные проблемы делятся на экономические, такие как неэффективное расходование средств, и производственные – увеличение сроков простоев оборудования. В свою очередь, причины носят либо организационный характер (неэффективные бизнес-процессы), либо методологический – отсутствие дифференцированных подходов к оборудованию.

В возникновении проблем в управлении ДТОиР нет вины отдельных менеджеров или экспертов. Управление ДТОиР должно быть комплексным процессом, в котором необходимо эффективное сочетание технических и экономических экспертных знаний. В связи с этим Департаментом реализуются комплексные решения для изменения системы ДТОиР – от организационной структуры до дифференциации оборудования и запасных частей. Ключевой проблемой оптимизации является выбор перечня работ, требуемых для выполнения производственной программы в условиях бюджетных и временнх ограничений.

– Какова текущая ситуация в области управления техническим обслуживанием и ремонтом?

– В существующих экономических и внешнеполитических условиях перед предприятиями Группы «Газпром» остро стоит воп-рос повышения операционной эффективности. Ускоряющиеся процессы устаревания оборудования и увеличение основных фондов как следствие реализации инвестиционной программы ПАО «Газпром» требуют новых подходов к формированию затрат на ДТОиР. Отдельные направления статей затрат сложившейся системы управления ДТОиР приводят к неэффективному расходованию выделяемых средств, а именно не позволяют трансформировать затраты в производственные показатели.

– В условиях наблюдаемой «оцифровки» отрасли в целом и ПАО «Газпром» в частности – существуют ли у Департамента 338 специализированные технические решения, новые инструменты для решения задач диспетчеризации и планирования?

– Для эффективного управления процессами ДТОиР менеджменту ПАО «Газпром» необходим инструмент информационной поддержки, который делал бы выполнимыми сбор и анализ всего объема необходимой информации, обес-печивал оперативность и достоверность данных, предоставлял помощь при принятии решений, позволял оценивать эффективность этих решений и вырабатывать корректирующие или предупреждающие воздействия на бизнес-процессы. В качестве такого инструмента Стратегия информатизации ПАО «Газпром» предусматривает использование Автоматизированной системы управления техническим обслуживанием и ремонтом (АСУ ТОиР).

Использование современных информационных технологий в сфере управления ДТОиР является одним из основных инструментов снижения затрат на осуществление производственной деятельности концерна. АСУ ТОиР – это совокупность программных средств для оптимизации и контроля процессов, связанных с ремонтом и обслуживанием оборудования, агрегатов и узлов промышленных и производственных предприятий. По своей архитектуре данный программный продукт относится к классу систем управления активами Enterprise Asset Management.

1 января 2018 г. АСУ ТОиР была внедрена в промышленную эксп-луатацию в Администрации ПАО «Газпром» и на основных производственных дочерних предприятиях в части процессов планирования работ. В рамках системы также ведется разработка автоматизации процессов контроля над организацией и выполнением работ. Внедрение этой функции запланировано на 2019 г. Использование АСУ ТОиР должно обеспечить повышение обоснованности планирования, оптимизацию стоимости проводимых работ, повышение прозрачности процессов управления и контроля, появление предпосылок для изменения тактики и стратегии ТОиР.

– Какие изменения планируются по организации системы управления ДТОиР?

– По результатам анализа проб-лем в области управления ДТОиР Департаментом сформулированы ключевые требования к целевой модели системы управления. Целью системы является выполнение производственного плана в рамках выделенного бюджета ТОиР. Ответственность за техническое состояние оборудования необходимо перенести на уровень линейного менеджмента при одновременном формировании эффективных инструментов контроля за расходованием средств.

Следует использовать дифференцированный подход к ДТОиР оборудования с учетом его состояния и влияния на финансовые результаты компании, а также к приобретению запасных час-тей и формированию политики в области запасов. Должно быть организовано эффективное взаимодействие между линейными специалистами в области различных дисциплин.

Планирование сроков и стоимости работ нужно осуществлять с использованием реальных и измеримых показателей. Работа с подрядчиками должна основываться как на стоимости их услуг, так и на оценке рисков, связанных с их привлечением.

– Как осуществляется дифференциация оборудования для ПАО «Газпром»?

– Базовым элементом системы управления ДТОиР является дифференциация оборудования по техническому состоянию и влиянию на финансовый результат. Дифференциация оборудования необходима для формализованной приоритизации или ранжирования направлений расходования средств, разработки различных подходов к ремонту и обслуживанию оборудования по категориям оборудования.

Система приоритизации может быть эффективной только при корректном сравнении единиц оборудования с точки зрения ценности для компании, а в нашем случае – для каждой компании Группы «Газпром». При оценке и классификации оборудования проблемой является формирование общей картины для предприятия: оборудование, критичное для конкретного участка, может оказаться некритичным для предприятия в целом.

Также необходимо принимать во внимание риски и требования в отношении промышленной безопасности и охраны окружающей среды, что особенно актуально в текущей ситуации усиления государственного надзора в области промышленной безопасности. Указ Президента России В.В. Путина от 06.05.2018 № 198 «Об Основах государственной политики Российской Федерации в области промышленной безопасности на период до 2025 года и дальнейшую перспективу» также определил необходимость пересмотреть взгляды на диагностику и экспертизу промышленной безопасности опасных производственных объектов.

Для определения приоритетов выделения лимитов затрат на объекты ремонта ООО «НИИ-газэкономика» совместно с профильными департаментами ПАО «Газпром» ведется работа по разработке методики сквозного ранжирования объектов ДТОиР.

В настоящее время разработана опытная модель ранжирования объектов ДТОиР, взаимоувязывающая показатели системной значимости и технического состояния объектов с учетом требований законодательства РФ и оценки возможных рисков при эксплуатации ЕСГ. До конца 2018 г. планируется провести апробацию модели.

– В «Газпроме» одним из важнейших качеств партнеров-подрядчиков считается их надежность. Как будет развиваться в дальнейшем это направление сотрудничества?

– Выбор между аутсорсингом и содержанием собственных служб является стратегическим решением, предопределяющим дальнейшее развитие компании на несколько лет вперед. При принятии решения о полном или частичном выводе ремонтной службы на аутсорсинг нельзя исходить только из результатов финансового анализа в связи с ограниченностью его применения для оценки рисков принятия данного решения.

В рамках управления ДТОиР необходимо учитывать как дифференциацию оборудования, так и сравнительный анализ преимуществ подрядчика и внутреннего персонала. Для ключевого оборудования крайне важно сохранить компетенцию проведения ДТОиР в рамках компании. В противном случае потенциальные потери от ненадлежащего выполнения ремонта могут значительно превысить выгоды от передачи ремонтной функции на аутсорсинг.

– Каковы перспективы развития ремонтно-сервисного направления в ПАО «Газпром», как будут решаться задачи и проблемы?

– Сложность проблем варьируется в зависимости от компании. Для решения задачи по долгосрочному повышению эффективности и снижению затрат на ДТОиР необходимо внедрить на предприятии комплексное решение. Ограничиваясь отдельными «косметическими» изменениями, в среднесрочной перспективе мы получим увеличение затрат на ДТОиР, в том числе скрытых, либо существенное снижение надежности оборудования.

Комплексная система управления ДТОиР должна охватывать различные аспекты деятельности компании. При этом базой для формирования данной системы должны служить инновационные подходы к ранжированию оборудования и формированию организационной структуры ремонтной службы.

Очередной специальный выпуск журнала «Газовая промышленность», посвященный диагностике, техническому обслуживанию и ремонту, традиционно представляет читателям не только сегодняшний, но и завтрашний день этого направления, неотделимого от других производственных процессов ПАО «Газпром». Публикуя новые исследования и предложения по совершенствованию технологий ДТОиР, мы рассчитываем, что эти материалы смогут придать очередной импульс инноваторам и ученым для воплощения идей и реализации своего потенциала в новых образцах продукции, объективная оценка и последующее внедрение которых обеспечат загрузку отечественных производственных предприятий и поз-волят повысить эффективность ремонтно-технического обслуживания, надежность работы отраслевого оборудования, способствуя общему росту эффективности бизнес-процессов ведущей в мире энергетической компании – ПАО «Газпром».

ООО «Газпром георесурс» – дочернее предприятие ПАО «Газпром», владеющего 100 % акций компании. Входит в число крупнейших российских геофизических сервисных предприятий. Головной офис находится в г. Москве. В его составе – 14 производственных и научно-производственных филиалов, расположенных во всех газодобывающих регионах России и имеющих в своем активе около 300 специализированных полевых партий. 

ООО «Газпром георесурс» предлагает заказчикам уникальный комплекс услуг: сервис по геофизическому сопровождению строительства нефтяных и газовых скважин, прострелочно-взрывные работы, вертикальное сейсмо-профилирование, полевые геофизические исследования, капитальный ремонт и оптимизацию работы скважин, аналитические, научно-исследовательские, опытно-конструкторские и технологические работы, разработку и производство геофизической аппаратуры и оборудования.

Номенклатура серийной продукции приборостроительного подразделения ООО «Газпром георесурс» насчитывает более 200 наименований. Выпускаемая продукция позволяет выполнять полный цикл геофизических исследований и работ в действующих газовых и нефтяных скважинах.

В целях обеспечения единства и требуемой точности результатов измерений, выполняемых при проведении сервисных работ, в Обществе создана метрологическая служба в составе Центра метрологии и сертификации (ЦМиС, г. Раменское, Московская обл.) и метрологических подразделений производственных филиалов Общества. Служба аккредитована в системе калибровки ПАО «Газпром» на право проведения калибровки средств измерений, используемых при ГИС и ГТИ, и имеет сертификат компетентности на проведение испытаний геофизической аппаратуры и оборудования в Системе добровольной сертификации геофизической продукции ЕАГО.

В компании внедрена Система менеджмента качества (СМК). В 2017 г. она была ресертифицирована по новой версии стандарта ГОСТ Р ИСО 9001–2015 (ISO 9001:2015). В декабре 2017 г. сертификационный орган DQS Holding GmbH подтвердил соответствие действующей системы управления охраной труда и промышленной безопасностью Общества стандарту BS OHSAS 18001:2007.

Деловая надежность, постоянное внедрение инновационных методов и самого передового опыта, высокая квалификация специалистов и качество предоставляемых услуг – приоритеты и путь дальнейшего развития ООО «Газпром георесурс».

ООО «Газпром георесурс»

117418, РФ, г. Москва,

ул. Новочеремушкинская, д. 65

Тел.: +7 (495) 719-57-75

Факс: +7 (495) 719-57-65

E-mail: office@gazpromgeofizika.ru

www.georesurs.gazprom.ru

Расположенное в юго-западной части Прикаспийской низменности Астраханское газоконденсатное месторождение (ГКМ) является крупнейшим по запасам газа и конденсата в Европе и входит в десятку крупнейших газовых месторождений России. Разработка и эксплуатация месторождения привели к созданию уникального газохимического и газоперерабатывающего комплекса. При этом значительная глубина залегания (более 4000 м), сложные условия добычи (пластовое давление 62 МПа и пластовая температура около 120 °C), а также высокое содержание агрессивных и токсичных примесей (сероводород – до 27 %, углекислота – до 17 %) предъявляют повышенные требования к промысловому оборудованию, технологии его изготовления и оснащению.

Месторождение расположено в бассейне р. Волги – экологической природоохранной зоне – и находится в непосредственной близости от населенных пунктов, что также сказывается на принятии специальных мер, направленных на поддержание оборудования в технически исправном состоянии и исключение рисков возникновения нештатных ситуаций, в том числе техногенного характера.

В период разработки и освоения Астраханского ГКМ у отечественной промышленности не было опыта создания добычного оборудования с вышеуказанными требованиями. Обустройство и сооружение промысла осуществлялись за счет поставок импортного оборудования, но впоследствии были приняты решения о необходимости разработки и внедрения технологического оборудования отечественного производства. В настоящий момент работа по импортозамещению актуальна в связи с введением экономических санкций в отношении РФ в области поставок товаров и технологий, предназначенных для нефтегазовой отрасли. Кроме того, поставки запасных частей, инструментов и принадлежностей (ЗИП), а также комплектующих материалов для большей части импортного оборудования невозможны из-за снятия с производства или ликвидации заводов-изготовителей, сотрудничавших с Астраханским ГКМ на протяжении 30-летней истории его эксплуатации. К настоящему времени на месторождении выполнен большой объем работ по замещению импортного технологического оборудования аналогами отечественного производства.

ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ РАБОТЫ

На опытном полигоне Цеха научно-исследовательских и производственных работ Газопромыслового управления (ЦНИПР ГПУ) проводятся исследовательские работы по оценке качества: испытания материалов, резьбовых соединений, отечественных образцов запорной арматуры, ингибиторов, трубных изделий из различных сталей и сплавов, металлических и неметаллических уплотнений (эластомеров). Накоплен богатый опыт в области эксплуатации технологического оборудования и трубопроводов в условиях высокоагрессивных сред Астраханского ГКМ. Полученные результаты используются для уточнения проектных решений и заказных спецификаций.

В ООО «Газпром добыча Астрахань» формируются технические задания и опросные листы для оте-чественных предприятий на разработку и поставку технических устройств, внедрение технологий ремонта, направленных на снижение зависимости от зарубежных производителей технологического оборудования и трубопроводов.

В ходе оценки заявленных заводом-изготовителем технических характеристик за период с 2000 по 2016 г. на опытном полигоне ЦНИПР ГПУ было проведено 263 испытания (199 – испытания отечественной продукции; 64 – зарубежной). При этом из 199 с положительным результатом завершены 86 актов испытаний (или 43 %). Данный показатель обусловлен специфическими требованиями к материалам (стали и сплавы в сероводородостойком исполнении), для соответствия которым необходимы строго регламентированные технологические процессы изготовления и специальная технологическая оснастка.

Совместно с отечественными предприятиями-изготовителями по результатам стендовых и промышленных испытаний оборудования осуществляется корректировка конструкторской документации, совершенствуется технология изготовления, подбираются наиболее подходящие конструкционные материалы, в целом улучшается качество изготовления. В процессе этой работы происходит отбор предприятий, возможности которых в части разработки и изготовления отечественного оборудования наиболее полно отвечают требованиям Астраханского ГКМ по качеству, срокам изготовления, стоимости работ.

ПРИМЕНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ОБОРУДОВАНИя

В настоящее время при строительстве скважин комплектация отечественным оборудованием составляет около 98 %. Ниже рассмотрены виды технических устройств, освоенных отечественными производителями и эксплуатируемых на промысловых объектах Астраханского ГКМ.

Подземное оборудование. С 2015 г. по Программе импортозамещения в ГПУ ООО «Газпром добыча Астрахань» эксплуатируется подземное оборудование, рассчитанное на давление до 70 МПа, производства НПФ «Завод «Измерон» (г. Санкт-Петербург). В настоящий момент поставлено и спущено 15 комплектов на действующих эксплуатационных скважинах Астраханского ГКМ. Серийное производство комплектов подземного оборудования стало возможным благодаря проведенным испытаниям.

Опытно-промышленные испытания проходили в рамках Программы и методики опытно-промышленных испытаний насосно-компрессорных труб ОАО «ТМК» (г. Москва), комплексов подземного оборудования ООО «НПФ «Завод «Измерон», елок фонтанных ОАО «АК «Корвет», согласованной Департаментом (В.В. Черепанов) ПАО «Газпром».

В целях создания конкурентоспособной продукции одновременно проводится работа по созданию альтернативного производства комплектов подземного оборудования. На текущий момент с положительным результатом завершены промысловые испытания клапана-отсекателя производства Воронежского механического завода (ВМЗ) – филиала ФГУП «Государственный космический научно-производственный центр им. М.В. Хруничева» (г. Воронеж), входящего в состав комплекта подземного оборудования. Работа по поиску альтернативного производителя, способного освоить выпуск данного оборудования, продолжается.

Обсадные, эксплуатационные и насосно-компрессорные трубы. В настоящее время на скважинах Астраханского ГКМ используются обсадные, эксплуатационные и насосно-компрессорные трубы российского производства. С самого начала освоения Астраханского ГКМ при строительстве скважин используется удлиненное направление – трубы стальные электросварные прямошовные с одним продольным швом, изготовленные по ГОСТ 20295–85 [1] производства АО «Выксунский металлургический завод» (г. Выкса) и ПАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (г. Магнитогорск); в качестве кондуктора применяются трубы бесшовные обсадные с упорной резьбой и муфты к ним производства ОАО «Челябинский трубопрокатный завод».

Обсадные, а также эксплуатационные трубы производства ОАО «ТМК» прошли испытания методом опытно-промышленной эксплуатации на скважинах Астраханского ГКМ и рекомендованы к серийному производству.

На 12 скважинах спущены насос-но-компрессорные трубы (НКТ) из стали С90SS производства ОАО «ТМК». Реализация мероприятий по замещению импортных аналогов (в частности, продукции японской компании Sumitomo Corporation) стала возможной на основании результатов стендовых испытаний, проведенных на опытном полигоне ЦНИПР ГПУ.

Оборудование для обвязки обсадных колонн. При строительстве новых и модернизации старых скважин на Астраханском ГКМ на протяжении более 20 лет используются комплекты оборудования для обвязки обсадных колонн (колонные головки) в коррозионностойком исполнении К3 производства ВМЗ. Данная продукция зарекомендовала себя в эксплуатации и способна реализовать заявленные заводом-изготовителем технические характеристики. На основании опыта эксплуатации рекомендованы серийное производство и применение на скважинах Астраханского ГКМ.

Трубные головки с боковыми отводами. Трубные головки производства ОАО «АК «Корвет» на основании стендовых испытаний были смонтированы на 11 скважинах, в том числе 4 ед. – под эксплуатационную колонну 168,3 мм и 7 ед. – под эксплуатационную колонну 177,8 мм. В рамках выполнения установленных программ по импортозамещению на опытном полигоне ЦНИПР ГПУ проводятся стендовые испытания трубной головки под эксплуатационную колонну 168,3 мм (в комплекте с адаптером трубной головки и подвеской НКТ) коррозионностойкого исполнения К3 (содержание H2S – 27 %, CO2 – 17 %) альтернативного производителя из центральной части России.

Изготавливаемые трубные головки данных отечественных производителей превосходят по эксплуатационным параметрам импортные аналоги:

– корпусные детали изготавливаются из поковок в полном соответствии с требованиями API к материалам;

– в подвесках применяется резьба, изготавливаемая по техническим условиям производителей труб;

– применение типов подвесок НКТ и межтрубных пространств типа «металл – металл» вместо эластомерных в импортных аналогах;

– применение таких современных опций, как пробка для снятия задвижек, интерфейс канала управления подземным клапаном-отсекателем, зажимные винты и тестовые каналы для опрессовки;

– применение внутренних наплавок из упрочняющих марок сталей.

Предлагается повышенный нормативный (гарантированный) срок эксплуатации – 30 лет.

Елки фонтанные. В 2015–2016 гг. в рамках сотрудничества ПАО «Газпром» с Правительством Республики Татарстан на двух действующих эксплуатационных скважинах были завершены опытно-промышленные испытания опытных образцов газопромыслового добычного устьевого оборудования и запорно-регулирующей арматуры в исполнении К3 из специальных титановых сплавов со сроком эксплуатации корпусных элементов 60 лет производства ОАО «Зеленодольский завод им. А.М. Горького».

Параллельно проводимым исследованиям функциональной работоспособности Зеленодольского завода выполнена работа в отношении оборудования производства ВМЗ. Результатом данной работы стала поставка в ГПУ елок фонтанных арматур в коррозионностойком исполнении К3, которые после испытаний эксплуатируются на новых скважинах.

В настоящий момент на действующих эксплуатационных скважинах Астраханского ГКМ внедрены в производство 15 елок фонтанных арматур производства ОАО «АК «Корвет» и 6 – производства ВМЗ.

Для выбора конструкции фонтанных елок был проведен анализ видов и характеров возникающих дефектов и методов борьбы с ними. Для оценки сравнительных характеристик сформулированы преимущества и недостатки двух модификаций фонтанных елок, а именно: выпускающийся за рубежом моноблок в виде Y-образной 45°-ной крестовины и отечественной разработки в виде V-образной фланцевой крестовины с ввернутыми шпильками и навесными задвижками.

На отработавших нормативный срок фонтанных арматурах на скважинах Астраханского ГКМ наиболее часто встречаются следующие дефекты: коррозионные повреждения поверхностей в области канавок концевых соединений, уплотнительной поверхности «корпус – седло»; коррозионные повреждения поверхностей в области подкрышечных и фланцевых уплотнительных колец; трещины в корпусе моноблоков.

После изучения данных дефектов, а также с учетом пре-имущества V-образной фланцевой крестовины с ввернутыми шпильками и навесными задвижками приоритет был отдан последней.

Рассмотрим преимущества и недостатки конструкций фонтанных елок в коррозионностойком исполнении К3 отечественного и импортного производства, применяемых на скважинах Астраханского ГКМ.

Вариант 1: импортное изделие (рис. 1а). Елка фонтанной арматуры выполнена в форме моноблока в виде Y-образной крестовины с боковыми отводами под 45°. В моноблок встроены 5 задвижек: коренная механическая, центральная пневмоприводная, буферная механическая и две боковые механические.

Вариант 2: отечественное изделие (см. рис. 1б). Елка фонтанной арматуры выполнена в виде V-образной фланцевой крестовины под 45° с ввернутыми шпильками. Все вышеперечисленные задвижки являются навесными.

Для варианта 1 отмечаются следующие недостатки по сравнению с вариантом 2: меньшее число соединений (4 ед.); ремонт корпусных задвижек возможен только при глушении скважины. В свою очередь, вариант 2 обладает следующими преимуществами по сравнению с вариантом 1: большое число соединений (8 ед.); ремонт задвижек возможен при закрытых клапане-отсекателе и коренной задвижке, при этом можно проводить монтаж и демонтаж задвижек, не снимая полностью елки и не производя глушения скважины.

На Астраханском ГКМ предложили при комплектовании скважин рассмотреть вариант 2 как преимущественный. В целях унификации парка фонтанных арматур по варианту 2 созданы фонтанные елки всех вышеуказанных отечественных заводов-изготовителей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время по результатам проведенных опытно-конструкторских и изыскательских работ компоновка эксплуатационной скважины Астраханского ГКМ (комплект подземного оборудования, обсадные, эксплуатационные и насосно-компрессорные трубы, колонные головки, трубные головки, елки фонтанные) выполнены с применением отечественных материалов и технологий (рис. 2).

Специфические условия эксплуатации оборудования и его компоновок определяют характерные конструктивно-технические требования, которые необходимо соблюдать при его совершенствовании. Отечественные заводы-изготовители выполнили следующие требования: достаточно высокий уровень общей функциональной надежности оборудования в различных неблагоприятных условиях эксплуатации; высокий класс точности изготовления деталей и сборки сопряжений; повышенные качество и точность изготовления, к которым предъявляются высокие требования герметичности; высокое качество широко используемых герметизирующих и уплотнительных элементов, от надежности которых зависит работоспособность оборудования; устойчивость параметров технических характеристик во времени и сохранение работоспособности в течение технологически замкнутого цикла эксплуатации; высокий уровень ремонтопригодности оборудования и взаимозаменяемости, и в первую очередь для наиболее уязвимых быстроизнашивающихся деталей и узлов; ограниченные минимально необходимым числом типоразмеров конструктивно-нормализованные ряды изделий.

Применение внутренних наплавок из упрочняющих сталей, изготовление деталей в соответствии с требованиями API к материалам и повышенный гарантийный срок эксплуатации являются основными преимуществами отечественного оборудования по сравнению с импортными аналогами. Данное предложение обосновывается и подтверждается проведенными стендовыми и опытно-промышленными испытаниями на эксплуатационных скважинах Астраханского ГКМ.

Проведенные экономические расчеты показали значительное сокращение затрат на поддержание в исправном состоянии основных средств производства за счет снижения стоимости их закупки, ремонта, обслуживания и эксплуатации, а также за счет естественного снижения логистических издержек при поставке технических устройств, запасных частей, материалов и принадлежностей. Экономический эффект при замене импортного оборудования разработанными отечественными аналогами составил более 2,8 млрд руб.

Таким образом, в ООО «Газпром добыча Астрахань» подготовлены и внедрены в производство различные виды отечественного оборудования для добычи и подготовки пластовой смеси из газа и газоконденсата, содержащей в большом количестве коррозионно-агрессивные и токсичные компоненты, опыт эксплуатации которого является уникальным для газовой и машиностроительной областей промышленности.

В настоящий момент на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) эксплуатируется 30 турбодетандерных агрегатов (ТДА) типа АДКГ-9-11-УХЛ4, работающих по схеме «детандер – компрессор», производства АО «Турбохолод». Эксплуатируемые ТДА различаются в конструктивном исполнении: 10 ед. – «быстроходные» (номинальная частота вращения nном = 13 200 об/мин, диаметр рабочего колеса компрессора Dркк = 390 мм); 20 ед. – «тихоходные» (nном = 11 750 об/мин, Dркк = 410 мм). Данные агрегаты были введены в эксплуатацию начиная с 2012–2014 гг. Суммарная наработка ТДА с начала эксплуатации по состоянию на 17.07.2018 г. составляет 753 458 ч, при этом максимальная наработка отдельного агрегата – 35 781 ч, минимальная – 14 103 ч.

Ежегодно в летний период на Бованенковском НГКМ происходит ограничение добычных возможностей в связи с установлением аномально высокой температуры атмосферного воздуха, отличной от проектной. Так, фактическая средняя температура в июле 2017 г. составила 14,85 °C, в июле 2016 г. – 18,05 °C. Фактическая максимальная температура в июле 2016 г. достигла 30,07 °C, при том что проектная средняя температура июля составляет 11,2 °С.

В этих условиях вследствие непроектного режима работы оборудования [1, 2] возникает дефицит холодопроизводительности системы низкотемпературной сепарации (НТС), что создает риск необеспечения нормативных требований к температурам точек росы товарного газа, а также к температуре его магистрального транспорта. Кардинальным решением проблемы выступает замена сменной проточной части (СПЧ) ТДА на более холодопроизводительные с максимальной степенью расширения турбины Пт 2,3. Максимальная степень расширения турбины выбиралась исходя из максимального перепада давлений между ДКС-2 (первая по ходу газа) и ДКС-1 (вторая по ходу газа) и эффективности турбины и компрессора ТДА. В настоящее время проводятся испытания опытной сменной проточной части с Пт 2,3 производства АО «Турбохолод» с улучшенными технологическими параметрами, повышенной холодопроизводительностью и усовершенствованной конструкцией согласно новому техническому заданию с указанием четырех различных режимов работы установки компрессорной подготовки газа (УКПГ): «Холод», «Зима», «Лето» и «Жара» со степенью расширения турбины 1,9; 1,8; 2,0 и 2,3 соответственно.

На рис. 1 приведены фактические режимы работы ТДА в летний период 2017 г. и проектные режимы модернизированной СПЧ.

КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА РЕМОНТА

Перед разработкой мероприятий по повышению эффективности ремонта ТДА было необходимо разработать критерии оценки качества ремонта. Основным критерием качества ремонта является улучшение или приведение к первоначальному техническому состоянию агрегата. Для определения его технического состояния по газодинамическим параметрам было необходимо получить эталонные газодинамические характеристики ТДА.

Предоставленные заводом-изготовителем характеристики ТДА зависят от режима работы. Для оценки фактического технического состояния этих данных недостаточно. Проведены комп-лексные газодинамические, вибрационные обследования в соответствии с разработанной коллективом авторов Временной программой – методикой проведения испытаний ТДА [3].

Характеристики (рис. 2, здесь: Hi - внутренняя работа компрессора ТДА, кДж/(кг.К); H – изоэнтропийная работа компрессора ТДА, кДж/(кг.К)) используются для определения технического состояния ТДА на переменных режимах. Пунктирной линией показана экстраполированная часть зависимости, использованная при построении совмещенной газодинамической характеристики (ГДХ).

Определение технического состояния ТДА необходимо проводить на минимальном угле открытия РСА регулируемого соплового аппарата (РСА) в соответствии с руководством по эксплуатации ТДА, что минимизирует погрешность расчета фактического технического состояния.

Специалистами Общества на основе СТО Газпром добыча Надым 025–2010 [4], показавшего высокую эффективность на дожимной компрессорной станции Надым-Пур-Тазовского р-на, разработан СТО Газпром добыча Надым по оценке качества ремонта ТДА [5]. Его основными новшествами являются номенклатура и порядок проведения расчета относительных единичных показателей качества ремонта ТДА, определяемых по максимальным значениям измеряемых парамет-ров до и после ремонта во всем рабочем диапазоне ТДА, включая максимальную частоту вращения. Кроме того, предложены формулы расчета коэффициентов технического состояния по параметрам, которые не зависят от режима работы ТДА, что позволяет оценивать его техническое состояние на переменных режимах (см. табл.).

Коэффициент технического состояния турбины ТДА по КПД вычисляется по формуле:

,                                                        (1)

где Т – адиабатный КПД турбины ТДА; – номинальный адиабатный КПД турбины ТДА.

Коэффициент технического состояния турбины ТДА по параметру расхода вычисляется по формуле:

,                                        (2)

где – номинальный параметр расхода турбины ТДА, м2.10-2,5; ПG – параметр расхода турбины ТДА, м2.10-2,5.

Коэффициент технического состояния компрессора ТДА по КПД:

,                                                        (3)

где К – адиабатный КПД компрессора ТДА; – номинальный адиабатный КПД компрессора ТДА.

По эталонным ГДХ построена совмещенная газодинамическая характеристика «тихоходного» ТДА с различными углами установки РСА (рис. 3, здесь: Пк – степень повышения давления компрессора ТДА; КПДк – адиабатный коэффициент полезного действия компрессора ТДА; КПДт – адиабатный коэффициент полезного действия турбины ТДА), соответствующих режимам «Зима», «Лето» и «Жара» по аналогии с [6]. Эта характеристика отражает ширину возможного диапазона работы ТДА, включая максимальный перепад температур 52 °С. Исходя из этого можно сделать следующие выводы: СПЧ удовлетворяет требованиям технических условий на ТДА при работе на номинальном режиме; регулирование поворотного соплового аппарата позволяет обеспечить рабочие режимы УКПГ при повышенных температурах окружающего воздуха.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

В настоящее время техническое обслуживание и ремонт ТДА проводятся по договору с АО «Газпром центрэнергогаз» при непосредственном участии персонала Общества. АО «Турбохолод» осуществляет консультационное сопровождение.

Возможность расширения рабочего диапазона установленных на Бованенковском НГКМ ТДА ставило перед специалистами Общества и АО «Газпром центрэнергогаз» более широкие задачи – не только по повышению эффективности ремонта, но и по обеспечению устойчивости работы ТДА в более широком диапазоне рабочих режимов. С этой целью специалистами ООО «Газпром добыча Надым» разработаны и внедрены следующие мероприятия по повышению эффективности ремонтов ТДА: обеспечение соосности корпусных деталей СПЧ ТДА; обеспечение равномерности площади проходного сечения РСА; исключение дисбаланса ротора ТДА; обеспечение посадки колеса компрессора и думмисной втулки; уменьшение минимального угла раскрытия РСА.

В целях снижения уровня тока усилителя мощности при взвешивании ротора проводится предложенная проверка соосности базовых поверхностей среднего корпуса СПЧ и поверхностей установки магнитных подшипников в соответствии с предлагаемым чертежом (рис. 4) за счет токарной обработки поверхностей, обозначенных цифрой 1 на ремонтных средних корпусах СПЧ ТДА.

Для снижения уровня тока усилителя мощности при работе ТДА проводится предложенная проверка неравномерности площади проходного сечения горла канала на выходе РСА в соответствии с предлагаемой схемой (рис. 5). Устранение неравномерности площади проходного сечения РСА происходит за счет перестановки лопаток с наибольшим и наименьшим проходным сечением. Пример восстановления равномерности проходного сечения на РСА с наибольшей неравномерностью приведен на рис. 5.

При анализе вибросостояния парка ТДА выявлена корреляция перемещения и виброперемещения. Сначала было сделано предположение, что балансировка ротора выполняется недостаточно качественно. Но расширенное виброобследование 10 ТДА показало, что причиной повышенных уровней виброперемещения со стороны турбины является дисбаланс упорного диска, появляющийся в процессе сборки СПЧ, а со стороны компрессора вызван недостаточным натягом колеса компрессора, что подтверждают данные спектры (рис. 6).

На рис. 7 представлена зависимость амплитуды оборотной составляющей ротора ТДА со стороны турбины и компрессора. До частоты вращения 8000 об/мин со стороны турбины наблюдается типичный для дисбаланса одновременный рост оборотной составляющей виброперемещения и оборотов. На частоте вращения в диапазоне от 8300 до 11 000 об/мин наблюдается резкий рост оборотной составляющей виброперемещения со стороны компрессора, причиной которого, вероятно, является смещение колеса компрессора вследствие недостаточного натяга.

В целях недопущения данных дефектов специалистами ООО «Газпром добыча Надым» разработана и согласована с заводом-изготовителем технологическая карта «Разборка, сборка ротора перед балансировкой турбодетандерного агрегата АДКГ-9-11-УХЛ4» (рис. 8) с указанием допустимых геометрических размеров, боев и посадок. Соблюдение натягов втулки упорного диска позволило устранить дисбаланс при сборке СПЧ. И соблюдение натягов колеса компрессора привело к значительному снижению оборотной составляющей виброперемещения со стороны компрессора.

Предложенное и согласованное с заводом-изготовителем уменьшение значения минимального угла раскрытия РСА относительно регламентированного в РЭ позволило достигнуть режима «Лето» со степенью расширения турбины 2,0, перепадом температуры на турбине 42 °С на частоте вращения ротора 13 500 об/мин, что обеспечило работоспособность УКПГ при температуре наружного воздуха 25 °С без ограничения добычных возможностей газового промысла.

Максимальная частота вращения ротора «тихоходных» ТДА согласно техническим условиям составляет 15 000 об/мин. Ограничение частоты вращения ротора ТДА 13 500 об/мин связанно с повышенным уровнем (до предупредительной уставки общего уровня вибрации) субгармонической вибрации на частоте 10–30 Гц (рис. 9). Аналогичные забросы вибрации ранее ограничивали работу ТДА на 12 000 об/мин. Причина повышенной субгармонической вибрации в настоящий момент не выявлена.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные мероприятия по повышению качества ремонта не только обеспечили работоспособность ТДА в соответствии с техническими условиями, но также позволили расширить рабочий диапазон работы ТДА, установленных на Бованенковском НГКМ. Разработанный СТО дает возможность определять качество ремонта ТДА на фактических режимах работы УКПГ. Полученные эталонные ГДХ позволяют рассчитывать перспективные режимы работы ТДА, в соответствии с которыми определяют добычные возможности.

Номенклатура относительных единичных показателей качества ремонта ТДА

Реализация диагностического обследования (ДО) скважин ООО «Газпром добыча Уренгой» начата в 2011 г. в рамках Программы геолого-технических мероприятий на фонде скважин ПАО «Газпром» на период 2011–2015 гг. и продолжает осуществляться в соответствии с Программой геолого-технических мероприятий на фонде скважин ПАО «Газпром» на период 2016–2020 гг. К основным задачам Программы относятся: обеспечение безопасной эксплуатации фонда скважин на месторождениях ПАО «Газпром»; сокращение бездействующего фонда скважин; сокращение количества скважин, находящихся в ожидании ремонта; повышение эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Диагностическое обследование предусматривает комплекс работ, выполняемых: до начала проведения ГТМ, направленных на обоснование и выбор объектов для ГТМ; при проведении ГТМ, направленного на осуществ-ление оперативного контроля качества ГТМ при извлеченных насосно-компрессорных трубах (НКТ); а также после завершения ГТМ в целях оценки качества выполнения ГТМ [1].

На каждом этапе обследования решается ряд задач:

– до ГТМ – уточнение конструкции и технического состояния скважины, диагностирование заколонных перетоков, определение обводненных интервалов, получение информации о плотности флюида и текущих термобарических условиях в стволе скважины;

– при ГТМ – уточнение интервалов перфорации и положения искусственного забоя скважины, определение технического состояния обсадной колонны, определение качества сцепления цементного камня с колонной и породой, плотности цементного камня, его распределения в заколонном пространстве, поиск вторичных скоплений газа за колонной, определение положения газоводяного контакта (ГВК). В скважинах, для которых первоочередной является задача определения обводненных интервалов, текущего ГВК и коэффициента газонасыщенности (Кг), проводится дивергентный каротаж (ДК);

– после ГТМ – уточнение забойного и пластового давлений, профиля притока, дебита газа, плотности заполняющего ствол флюида, фильтрационных параметров продуктивного пласта, заколонных и внутрипластовых перетоков газа, возможных интервалов водопритока после проведения водоизоляционных работ.

На рис. 1 представлена схема выполнения диагностического обследования скважин в ООО «Газпром добыча Уренгой».

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Все виды исследований, входящие в состав комплексного обследования скважин, выполняются аппаратурой преимущественно отечественного производства (рис. 2), характеризующейся достаточно высокой разрешающей способностью и низкой погрешностью измерений [2]:

– СКАТ-К9-38-150/100 – аппаратура газодинамического каротажа, позволяющая осуществ-лять одновременное измерение температуры, давления, локацию муфтовых соединений, мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород, определение фазового состава и удельной электрической проводимости флюида, уровня акустического шума, индикацию скорости потока;

– СКАТ-РК – прибор радиоактивного каротажа, используемый до, при и после ГТМ и предназначенный для проведения исследований методами нейтронного гамма-каротажа (НГК), двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа, гамма-каротажа (ГК) и локации муфт;

– ГК+НГК-Т-76-120/80 (КАСКАД) – прибор радиоактивного каротажа, используемый до, при и после ГТМ и предназначенный для измерения мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения и водородонасыщенной пористости пород методом НГК;

– МИД-К-ГК-120/100 – магнитно-импульсная дефектоскопия (МИД), используется до и при ГТМ и предназначена для контроля технического состояния НКТ, обсадных колонн. Позволяет определить интервалы перфорации, местоположение сквозных нарушений, разрыв колонн в двухколонной конструкции, глубину установки пакеров, интервалы коррозии и степень износа колонны;

– 4АК, МАК – акустическая цементометрия, выполняется при ГТМ и предназначена для оценки качества цементирования обсадной колонны;

– ЦМ, СГДТ – цементометрия, аппаратура гамма-гамма-цементометрии СГДТ, предназначена для измерения плотности вещества в заколонном пространстве скважины и толщины стенки труб обсадной колонны методом рассеянного гамма-излучения;

– ПТС-100 – трубная профилемет-рия, предназначена для исследования технического состояния колонн нефтяных и газовых скважин диаметром от 110 до 340 мм.

В рамках выполнения программ геолого-технических мероприятий на газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах за период 2011–2017 гг. было проведено 1706 скважино-операций и тем самым продиагностировано 53 % от общего фонда скважин. По результатам исследований выделено 13 типов дефектов различного рода и характера происхождения (рис. 3), таких как дефекты качества сцепления цементного камня с эксплуатационной колонной и породой (заколонное движение флюида, скопление газа за колонной и т. д.), дефекты эксплуатационной колонны и НКТ (негерметичность, коррозия, недоворот муфтовых соединений и т. д.), дефекты призабойной зоны пласта (ПЗП) (разрушение, вынос механических примесей) и водоприток.

Одним из факторов, влияющих на безопасную эксплуатацию скважин, является техническое состояние эксплуатационной колонны. Как видно из диаграммы (см. рис. 3), дефекты эксплуатационной колонны составляют треть от общего числа диагностируемых дефектов. Выявление дефектов и их детализация осуществляются как стандартными методами исследования (АКЦ, ГГК-Ц, МИД, трубной профилеметрией), так и с применением аппаратуры высокого разрешения: акустического телевизора в режиме имиджера и сканера, многорычажного механического профилемера и сканирующего гамма-гамма-дефектомера-толщиномера [2].

Методы исследования и комп-лекс приборов высокого разрешения (рис. 4) для оценки технического состояния эксплуатационной колонны включают:

– локацию муфт, манометрию, термометрию, шумометрию, АКЦ, ГГКц, МИД, профилеметрию трубную, радиоактивный каротаж (ГК, НГК), позволяющие определять заколонные перетоки и вторичные скопления газа, обводненные интервалы и положение ГВК, изу-чить термобарические условия в стволе скважины;

– акустический телевизор (АСТ-К-80, МАК-9-СК), позволяющий измерить внутренний диаметр и толщину колонны по 128 направлениям, оценить распределение цементного камня вокруг колонны, а также получить изображение стенки скважины;

– ГГК-сканирование (СГДТ-100М), позволяющее определить плотность вещества за обсадной колонной по восьми радиальным направлениям, измерить толщину стенки труб обсадной колонны с привязкой результатов измерений к апсидиальной плоскости;

– механическую профилемет-рию, обеспечивающую высокоточное измерение внутреннего профиля как обсадной колонны, так и НКТ; магнитная интроскопия позволяет выявить негерметичности колонн, определить положение интервалов и качества перфорации;

– магнитный толщиномер (Sondex MIT 033, G.E. Sondex MTT), позволяющий контролировать стенку колонны для определения потерь металла на внутренней и внешней поверхности трубы. В комплексе с механическим профилемером магнитный толщиномер обеспечивает всесторонний анализ труб.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Комплексный подход с использованием всех перечисленных методов позволил с достаточно высокой степенью достоверности определить: диаметры и толщины колонн; геометрические размеры повреждений колонн (коррозии, каверн); относительную овальность эксплуатационных колонн (рис. 5); недовороты муфтовых соединений (рис. 6); каналы: контактные и объемные дефекты цементирования; техногенное скоп-ление газа; степень износа труб.

На рис. 7 представлен сводный планшет интерпретации данных технической диагностики одной из скважин Уренгойского месторождения с применением аппаратуры высокого разрешения.

Одним из ключевых направлений диагностического обследования скважин является определение текущей насыщенности длительно эксплуатируемых продуктивных пластов. Количественное определение текущего насыщения пластов-коллекторов при проведении ГТМ с достаточно высокой степенью достоверности в настоящее время осуществляется с использованием дивергентного каротажа – электрического каротажа с фокусированной системой измерительных электродов, предназначенного для измерения кажущегося электрического сопротивления пород в разрезе скважин через обсадную колонну. К основному преимуществу данного вида исследования следует отнести его радиус, который существенно больше по сравнению с традиционно используемым НГК, а также возможность проведения исследования в обсаженном стволе [3]. На рис. 8 представлен пример результатов интерпретации ДК по одной из газовых скважин Уренгойского месторождения.

Результат комплексирования радиоактивных методов (НГК) и дивергентного каротажа в 64 газовых, газоконденсатных и нефтяных эксплуатационных скважинах ООО «Газпром добыча Уренгой» позволил: получить количественную (Кг) и качественную информацию о текущем насыщении разрабатываемых пластов; с высокой точностью определить текущее положение ГВК; сделать вывод о наличии (отсутствии) зон «защемления» газа в сеноманских отложениях и равномерности выработки запасов в целом; повысить качество работ по изоляции интервалов водопритока.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диагностическое обследование скважин в текущих условиях эксплуатации месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой» представляет собой современный высокотехнологичный инструмент, позволяющий: оценить техническое состояние скважин на всех этапах эксплуатации месторождения; получить количественную (Кг) и качественную оценку текущего характера насыщения пластов и положения контактов; выбрать и обосновать адресные геолого-технические мероприятия по фонду скважин; оперативно вносить корректировки в ходе капитального ремонта скважин; провести оценку срока безопасной эксплуатации скважин.

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЯ

Снятие старого наружного покрытия с газопровода производится для подготовки поверхности перед последующей диагностикой и нанесением антикорозионного покрытия. Принцип действия установки основан на эффекте отслоения полимерных покрытий со стальных поверхностей при нагреве приповерхностного слоя стали за счет индуцирования в нем вихревых электрических токов (токов Фуко) посредством высокочастотного переменного электромагнитного поля. Технология индукционной очистки труб схематично изображена на рис. 1.

Технологический комплекс оборудования в качестве основного элемента включает установку индукционного нагрева «УИН-60/50СП» (в комплекте) с микроволновым генератором в качестве рабочего элемента и источник энергоснабжения. На основной элемент оборудования – «УИН-60/50СП» – разработаны ТУ и руководство по эксплуатации.

Технология очистки включает в себя предварительное механическое прорезание керамическим ножом покрытия на полосы шириной 30 см до металла трубопровода, далее – прогрев полос покрытия ручным микроволновым генератором и ручное снятие прогретого покры­тия (рис. 2а, б).

Для обеспечения нагрева генератор прокатывается по поверхности покрытия со скоростью до 20 см/с, при этом температура кратковременного прогрева металла составляет 120-150ºС на отдельно расположенном газопроводе, наружная поверхность покрытия – до 60 ºС и 17-45 ºС – на действующем газопроводе.

ОСНОВНЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА ТЕХНОЛОГИИ

Производительность и безопасность:

– при снятии заводских покрытий из экструдированного полиэтилена со стальной основы толщиной до 6000 мкм данная технология позволяет получить производительность до 30 м²/ч (до 200 м²/смена);

– уровень электромагнитных излучений соответствует нормам и безопасен для человека;

– при соблюдении мер предосторожности оборудование безопасно для оператора.

Мобильность:

– вес технологической установки не превышает 60 кг;

– габариты позволяют легко транспортиро­вать ее даже в легковом автомо­биле с кузовом типа «универсал».

Экономическая эффективность:

– технологическая установка индукционной очистки кратно уменьшает трудозатраты при очистке поверхности магистрального газопровода от изоляции, при этом затраты на обслуживание и расходные материалы минимальны.

РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ

В настоящее время ведется работа по завершению процедуры аттестации технологии для применения при ремонте объектов в ПАО «Газпром» совместно с Департаментом ПАО «Газпром» (С.В. Скрынников) и ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

23 мая 2018 г. на базе ГИС «КУМЛИ» ООО «Газпром трансгаз Махачкала» проведены опытно-промышленные испытания по индукционной очистке труб от наружного поли-этиленового (полимерного) покрытия на газопроводе, которые состояли из двух этапов. На первом этапе испытания по индукционной очистке проводились на открытой площадке на демонтированной трубе, расположенной на устойчивых опорных конструкциях с возможностью доступа ко всей поверхности трубы. Диаметр трубы – 1420 мм, толщина стенки трубы – 18,7 мм, класс прочности – Х70. Толщина покрытия – 5,2–5,6 мм, адгезия наружного покрытия составляла более 250 Н/см.

На втором этапе испытания проводились на действующем газопроводе ООО «Газпром трансгаз Махачкала», 836-й км магис-трального газопровода «Макат – Северный Кавказ», находящегося под давлением 40,2 кг/см². Температура газа составила 17 °С; скорость потока газа – 5,25 м/с; объем транспортировки – 1,3 млн м3/ч; диаметр стальной электросвар­ной прямошовной трубы – 1420 мм, толщина стенки трубы – 16,8 мм, класс прочности ста­ли – Х70. Конструкция наружного защитного покрытия: основной слой – Луполен 2452Е; адгезионный (клеящий) слой – Луполен 2910МХ.

Результаты измерения основных параметров при испытаниях приведены в таблице.

По итогам проведения технологических испытаний технологии индукционной очистки труб от наружного полиэтиленового (полимерного) покрытия установлено:

– оборудование и технология индукционной очистки на базе установки индукционного нагрева «УИН-60/50СП» позволяют обеспечить высокопроизводительное и технологичное снятие наружного полиэтиленового покрытия с поверхности трубы газопровода, находящегося под давлением (рис. 3);

– индукционная технология снятия с труб наружного поли-этиленового покрытия вследствие высокой производительности и эффективности может быть рекомендована к применению на объектах ПАО «Газпром».

Параметры процесса очистки (удаления покрытия)

ООО «ГАЗМАШПРОЕКТ»

115533, РФ, г. Москва,

ул. Нагатинская, д. 5

Тел.: +7 (495) 229-23-04

E-mail: marketing@ooogmp.ru

ГАЗМАШПРОЕКТ.РФ

В настоящее время автоматизированная система технической диагностики (АСТД) запущена в опытную эксплуатацию в компрессорном цехе № 2 Компрессорной станции – 11 «Ужгородская» Комсомольского линейного производственного управления магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск». Ведутся сбор и обработка данных параметрической и вибрационной диагностики в реальном времени. Результаты проведения предварительных испытаний показали, что системой определяются:

– установившийся режим работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА);

– параметры и показатели работы газотурбинной установки (ГТУ): мощность на валу, отклонения параметров по тракту двигателя от эталонных значений, коэффициент загрузки, эффективный КПД ГТУ и др.;

– параметры работы центробежных нагнетателей (ЦБН): степень повышения давления, политропный КПД, расход технологического газа, отклонения степени повышения давления и политропного КПД от эталонных значений и др.;

– коэффициенты технического состояния ГТУ по мощности, топливному газу и КПД;

– коэффициент технического состояния ЦБН по политропному КПД;

– классы технического состояния ГТУ и ЦБН;

– показатели энергетической эффективности ГПА: КПД и удельный расход топливного газа на политропную работу сжатия;

– основные и дополнительные параметры вибросостояния ГПА на основе обработки широкополосных сигналов вибрации. Установлена зависимость этих параметров от режимов работы и ГПА.

Пример экранной формы системы диагностики приведен на рисунке.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Применение системы технической диагностики позволяет:

– оценить качество произведенных ремонтов;

– определить перерасход топливного газа, обусловленный деградацией технического состояния;

– избежать затрат на проведение периодического теплотехнического и вибрационного мониторинга и дорогостоящие портативные приборы;

– отслеживать тренды изменения коэффициентов технического состояния ГТУ и ЦБН;

– вести мониторинг энергетической эффективности транспорта газа.

ООО «ГАЗМАШПРОЕКТ»

115533, РФ, г. Москва, ул. Нагатинская, д. 5

Тел.: +7 (495) 229-23-04

E-mail: marketing@ooogmp.ru

ГАЗМАШПРОЕКТ.РФ

В процессе исследования причин и последствий около 2000 от-казов и аварий оборудования Оренбургского газохимического комплекса было установлено, что основной их причиной служат дефекты элементов оборудования различного происхождения. Отказы и аварии можно предупреждать только путем своевременного обнаружения таких дефектов и принятия по ним соответствующих решений.

АО «ТЕХДИАГНОСТИКА» более 25 лет выполняет исследования, диагностирование и экспертизу промышленной безопасности технических устройств (ТУ), зданий и сооружений (ЗС) опасных производственных объектов (ОПО) ПАО «Газпром». Известно, что с ростом наработки ТУ и ЗС накапливаются эксплуатационные повреждения. При обосновании сроков и объемов регламентируемых нормами и правилами мероприятий по обеспечению безопасного состояния (МБС) ТУ и ЗС анализируется значительное количество данных, полученных по результатам предшествующих МБС. И как следствие увеличиваются актуальность и значимость автоматизации работы с этими данными, так как их ручная обработка становится слишком трудоемкой, что может приводить к ошибкам планирования МБС.

Предлагаем проблему трудоемкости и возможных ошибок учета и планирования МБС решить путем цифровизации действующих в системе обеспечения безотказности и безопасности процессов сбора, накопления, систематизации, анализа, хранения и актуализации данных, получаемых по результатам выполнения МБС. Для этого специалистами АО «ТЕХДИАГНОСТИКА» разработан комплекс работ по цифровому развитию действующей при эксплуатации ОПО ПАО «Газпром» системы обеспечения безотказности и безопасности ТУ и ЗС. Предлагаемый комплекс работ также реализует направление современного развития процессов производства - автоматизации, в данном случае процессов обоснования, планирования и контроля МБС. Электронная версия проспекта и подробная версия статьи представлены на сайте нашего предприятия.

О «Системы и технологии обеспечения безопасности. ТЕХДИАГНОСТИКА»

460047, РФ, г. Оренбург,

ул. Юных Ленинцев, д. 22

Тел.: +7 (3532) 63-84-07

Факс: +7 (3532) 62-94-41

E-mail: contact@tdiag.ru

www.tdiag.ru

В российских подземных хранилищах газа (ПХГ) внедрена сис-тема экспертизы промышленной безопасности скважин, устанавливающая оптимальные объемы исследовательских работ и последовательность их проведения. На основании экспертизы определяются сроки возможной эксплуатации скважин и необходимые компенсирующие мероприятия, которые служат гарантией промышленной безопасности.

АППАРАТУРА ДЛЯ ОЦЕНКИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН

Для решения задач по оценке геолого-технического состояния скважин ООО «Газпром ПХГ» совместно с коллегами из ООО «ИНГТ» и АО НФП ГИТАС был проведен комплекс экспериментально-аналитических исследований, а также конструкторско-технологических разработок, на базе которых созданы методы, технологии и оборудование для применения на скважинах ПХГ.

Система не имеет аналогов в мировой практике и включает типы уникальной аппаратуры (параметрический ряд) сканирующей магнито-импульсной дефектоскопии (рис. 1), ядерной геофизики, диагностирования состояния крепи и заколонного пространства нефтегазовых скважин, в том числе при аномально высоких температурах (до 175 °С) и давлениях (до 12 МПа), а также методики оценки состояния цементного камня, определения динамического коэффициента нефтегазонасыщения, толщины и прочности металла, остаточного ресурса составляющих скважин и продления срока их эксплуатации.

В результате исследований выявлены закономерности изменения регистрируемого отклика на испускаемый магнитный импульс от значений электропроводности и магнитной проницаемости металла обсадных колонн, их количества и суммарной толщины, которые позволили создать особую конструкцию геофизического зонда. Благодаря этому был усовершенствован метод магнито-импульсной дефектоскопии и разработан принципиально новый аппаратно-технологический комплекс для его реализации. Комплекс позволяет повысить достоверность диагностирования несоответствий и дефектов и обеспечить разрешающую способность до 0,2 мм по величине коррозионного износа насосно-компрессорных труб (НКТ). Датчики данного аппаратно-технологического комплекса приспособлены к функционированию в газовой среде с высоким содержанием сероводорода при давлении до 120 МПа и температуре до 175 °С.

Еще один современный отечественный комплекс - модернизированный многозондовый нейтронный каротаж, который включает модуль, содержащий многозондовую малогабаритную аппаратуру (два зонда нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам «2ННКт»; три зонда спектрометрического нейтрон-гамма-каротажа «3СНГК»; модуль сканирующей магнитоимпульсной дефектоскопии с датчиками манометрии, высокочувствительной термометрии и спектрометрического гамма-каротажа) (рис. 2).

Данные приборов позволяют оценить состояние скважин, определить пути миграции и техногенные скопления газа, термоаномалии, характеризующие нарушение герметичности обсадных колонн и внутрискважинного оборудования и состояние цементного камня.

Своевременное выделение дефектов в скважинах ПХГ (рис. 3) – развитие интервалов коррозии, недоворот резьбы на муфтовых соединениях НКТ и обсадных колонн, абразивный износ внутри-скважинного оборудования, сквозные отверстия – позволяют своевременно выявить проблемы и качественно провести ремонт для обеспечения безопасной эксплуатации.

ООО «Газпром ПХГ» совместно с ООО «ИНГТ» и АО НФП ГИТАС были cозданы и внедрены технологии зондирования прискважинной зоны на основе модифицированных ядерных методов для оценки состояния цементного камня за эксплуатационной и технической колоннами и контроля герметичности ПХГ без глушения скважины. Возможный вариант процесса диагностирования состояния цементного камня при многоколонной конструкции скважин (НКТ, кондуктор, эксплуатационная и техническая колонны, фильтр-колонна или хвостовик) приведен на рис. 3. Впоследствии были выполнены работы по глушению скважины, извлечению НКТ и проведению геофизических исследований.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В совокупности разработанные методики обработки и интерпретации и технологии осуществления каротажных работ позволяют проводить весь необходимый комплекс геофизических мероприятий в эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважинах и получать информацию о насыщенности пластов-коллекторов, техническом состоянии элементов конструкции крепи скважин: состоянии цементного кольца и обсадных и лифтовых труб, в том числе выделять интервалы абразивного и коррозионного износа.

Внедрение диагностической аппаратуры для продления срока безопасной эксплуатации газовых скважин различного назначения ПХГ в рамках системы экспертизы промышленной безопасности поз-волило поэтапно, с применением оптимальных комплексов геофизических исследований и работ обеспечить выполнение плановых показателей по отбору и закачке газа, безаварийную работу подземных хранилищ газа и эксплуатационного фонда скважин.

ООО «ТЕХКОН» активно занимается внедрением новых технологий и средств неразрушающего контроля качества, в том числе на объектах нефтегазового комплекса. В статье изложен опыт применения систем механизированного ультразвукового контроля производства компании Olympus с преобразователями типа «фазированная решетка». Системы применялись для контроля сварных соединений при квалификационных испытаниях указанных систем контроля и при испытаниях по замене радиографического метода контроля ультразвуковым.

Основой данных систем конт-роля является дефектоскоп OmniScan MX2, показанный на рис. 1, с конфигурацией каналов излучения-приема 16:128 или 32:128 (число независимых каналов:общее число каналов). С дефектоскопом можно применять сканеры различных моделей, в том числе автоматизированный сканер WeldROVER (рис. 1). Сканер имеет магнитные колеса, привод с дистанционным управлением, систему подачи контактной жидкости, лазерный указатель для наведения на ось шва. С помощью регулируемых держателей на сканер можно одновременно установить до восьми преобразователей «фазированная решетка» (ФР) и TOFD.

За счет функции MultiGroup дефектоскоп OmniScan MX2 позволяет одновременно реализовать до восьми методов, способов и схем контроля, включая двусторонний контроль эхо-методом, схемы слежения за акустическим контактом, способ «тандем» и метод TOFD.

По сравнению с традиционным эхо-методом TOFD позволяет надежнее выявлять плоскостные дефекты типа трещин и несплавлений, которые ориентированы перпендикулярно к поверхности сканирования. Именно такие дефекты характерны для сварных соединений, сваренных «в узкую разделку», что все чаще встречается в последнее время. Схема метода TOFD показана на рис. 2.

Кроме того, метод TOFD позволяет определять не условные, а истинные размеры дефектов. Это важно при эксплуатационном контроле объектов со сложным и дорогостоящим ремонтом.

КВАЛИФИКАЦИОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМ механизированного ультразвукового контроля С ДЕФЕКТОСКОПОМ OMNISCAN MX2

При квалификационных испытаниях для сварных соединений каждого типоразмера была разработана операционная технологическая карта контроля (ОТКК). В качестве примера на рис. 3 приведена первая страница ОТКК для кольцевых сварных соединений газопроводов 720 × 8(9) мм, сваренных по технологии CRC-Evans.

В ходе проведенных испытаний время контроля одного сварного соединения 720 × 8(9) мм, включая подготовительные работы по установке сканера и время сохранения исходных данных (массива А-сканов по всем точкам электронно-механического сканирования), не превышало 3 мин.

По результатам контроля на каждое сварное соединение выдавалось заключение установленной формы. При формировании заключений применялись средства автоматизированной обработки данных дефектоскопа и программного обеспечения для ПК OmniPC.

Для каждого из выявленных дефектов были определены и указаны все его требуемые характеристики (тип, координаты, условные размеры, амплитуда эхо-сигнала). Было приведено поперечное сечение сварного шва (В-скан), которое наглядно показывает положение дефекта с привязкой к границам шва.

На рис. 4 дан пример определения размеров дефекта типа несплавления в корне шва методом TOFD.

ИСПЫТАНИЯ ПО ЗАМЕНЕ РК СИСТЕМОЙ МУЗК С ДЕФЕКТОСКОПОМ OMNISCAN

Ультразвуковой контроль (УЗК) по сравнению с радиографическим контролем (РК) имеет ряд преимуществ. Он более безопасный, оперативный, производительный, информативный – например, помогает без дополнительных затрат времени определить глубину залегания дефектов. Кроме того, УЗК поз-воляет обнаруживать дефекты, которые плохо выявляются РК, а именно плоскостные дефекты типа трещин и несплавлений с раскрытием менее 0,1 мм или ориентированные не по направлению просвечивания.

При этом системы механизированного ультразвукового контроля (МУЗК) устраняют недостатки традиционного ручного УЗК – они позволяют проводить сплошной контроль объекта с высокой скоростью и при этом с высоким разрешением, документировать результаты контроля, определять истинные размеры дефекта – например, методом TOFD.

Преимущество УЗК по сравнению с РК становится особенно заметным при контроле объектов больших толщин. Из-за длительной экспозиции РК таких объектов требует значительного времени. А при работе с системой МУЗК сварных соединений с достаточным числом преобразователей и схем контроля оно зависит от толщины в гораздо меньшей степени. Опыт показывает, что даже для сварных соединений толщиной до 200 мм скорость их контроля системами УЗК составляет не менее 0,5 м/мин.

Одна из новых функций дефектоскопа OmniScan, которая позволяет контролировать сечение сварного шва большой толщины, – комбинированная схема электронного сканирования, показанная на рис. 5. Комбинированное сканирование объединяет традиционные для приборов с ФР линейное и секторное сканирования. При новом типе сканирования автоматически изменяются как угол ввода, так и положение излучателя-приемника ФР. Это существенно увеличивает зону контроля в поперечном сечении сварного шва без поперечных перемещений самой ФР.

В качестве примера испытаний по замене РК на МУЗК может послужить выполненный контроль сварных соединений тройников трубопроводов диаметром 1420 и 1020 мм, толщиной стенки 75 и 45 мм соответственно. Производительность контроля для указанных сварных соединений составляла 3 м/мин, что значительно превосходит показатели РК для таких толщин.

В статье представлены примеры по документированию и информативности результатов МУЗК, полученных дефектоскопом OmniScan при контроле указанных тройников. Выявление дефекта типа несплавления в корне шва отражено на В-скане (рис. 6). Он наглядно отображает положение дефекта в поперечном сечении шва. Тот же дефект показан на продольном сечении сварного шва – D-скане (В-скане по обозначениям в дефектоскопе OmniScan), приведенном на рис. 7. Этот тип скана дает возможность определить условную протяженность и глубину залегания дефекта.

Кроме того, D-скан позволяет наглядно отделить индикации от дефектов и ложных сигналов. Так, на рис. 7 показано отделение индикации от дефекта типа не-сплавления в корне и индикации от обратного валика сварного шва. Это один из способов, которым дефектоскоп OmniScan решает такую серьезную проблему УЗК, как селекция ложных сигналов.

ООО «ТЕХКОН»

107023, РФ, г. Москва,

ул. Суворовская, д. 6, стр. 3

Тел.: +7 (495) 133-58-62

E-mail: info@techkontrol.ru

www.techkontrol.ru

В условиях интенсивного старения основных фондов газотранспортных систем врезка и перекрытие служат эффективным способом текущего, аварийного и капитального ремонта газопроводов для обеспечения безопасной и полноценной эксплуатации. Главное преимущество «горячей» врезки заключается в том, что технология позволяет присоединять отводы и изолировать участок действующего трубопровода без остановки его эксплуатации, сохраняя параметры рабочего давления и скорости газа. Отсюда вытекают неоспоримые экономические, социальные и экологические преимущества:

– бесперебойное газоснабжение частных абонентов, объектов социальной инфраструктуры и промышленных предприятий;

– безопасность ремонта и сведение взрывоопасных работ к минимуму;

– экологичность – технологии абсолютно безвредны для окружающей среды, так как отсутствуют выбросы природного газа и загрязнение атмосферы;

– экономическая эффективность, которая достигается за счет сохранения производительности, минимизации временных потерь и финансовых затрат, вызванных остановкой работы трубопровода.

Технология позволяет производить работы по врезке и перекрытию при давлении до 10,0 МПа и температуре до 370 °С:

– диапазон диаметров для врезки – от 12,5 до 1800 мм;

– диапазон диаметров трубопроводов для перекрытия – от 89,0 до 1420 мм.

ДОСТИЖЕНИЯ

С момента основания «Сервисная Компания ИНТРА» произвела более 500 работ по врезке и перекрытию на трубопроводах (рис. 1, 2), транспортирующих различные среды: природный газ, сжиженный природный газ, газовый конденсат, широкую фракцию легких углеводородов, этан, пропан, бутан, нефть и нефепродукты, аммиак, азот и др. Была проделана широкомасштабная работа – от подготовки кадрового состава и адаптации зарубежных технологий врезки под особенности местного рынка до создания вертикально-интег-рированной компании, реализующей полный производственный цикл, включая изготовление разрезных тройников, оборудования и комплектующих для проведения безостановочных ремонтов. На сегодняшний момент выпускаемые заводом детали и расходные материалы на 100 % покрывают весь спектр оборудования, необходимого для проведения врезки и перекрытия трубопроводов под давлением.

К осуществлению первых работ компания приступила в 2012 г. Благодаря профессиональным кадрам и инновационным решениям предоставляемый комплекс сервисов нашел широкое применение на объектах нефтегазовой отрасли не только в России, но и в странах СНГ: Казахстане, Азербайджане и Республике Беларусь.

В 2014 г. в состав компании вошел производственный комплекс «ИНТРАФИТ», созданный в рамках реализации Программы импортозамещения для серийного выпуска разрезных тройников и оборудования для врезки в целях сокращения зависимости от иностранных поставщиков.

Система менеджмента качества по стандартам серии ISO 9001:2015 была внедрена на заводе в 2015 г. Продукция завода прошла сертификацию соответствия отраслевым стандартам ведущих нефтегазовых компаний, таких как Shell, Emco Wheaton, ПАО «Газпром», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Роснефть» и др.

В 2016 г. производственный комплекс был включен в Программу поддержки Фонда развития промышленности по содействию предприятиям приоритетных направлений промышленности РФ. Государственная поддержка позволила осуществить модернизацию мощностей, интегрировать в систему производственных процессов роботизированные сварочные комплексы и построить современные цеха механической обработки крупногабаритных деталей.

В 2017 г. «Сервисная Компания ИНТРА» прошла процедуру производственной аттестации технологии сварки на объектах ПАО «Газпром» и получила свидетельство Ассоциации «Нацио-нальное Агентство Контроля Сварки» (НАКС), а также допуски на выполнение работ по сварке на объектах ПАО «Газпром».

ВЫВОДЫ

Реализация системного комп-лексного подхода в развитии направления безостановочных ремонтов позволяет компании достигать устойчивых результатов. На сегодняшний день «Сервисная Компания ИНТРА» способна выполнять любые задачи, связанные с ремонтом, обслуживанием и строительством объектов нефтяной и газовой промышленности с использованием технологии врезки и перекрытия под давлением.

Работы осуществляют специалисты сварочного производства, прошедшие аттестацию сварки НАКС, имеющие колоссальный опыт работ при строительстве и ремонте трубопровода, включая диагностические работы, толщинометрию, подготовку поверхности трубопровода для проведения сварочных работ, приварку фитингов, строительство, монтаж и обвязку байпасных линий, сооружение кессонов в условиях высокой обводненности грунтов. Компания обладает собственной ресурсной базой для производства оборудования, что позволяет уменьшать сроки изготовления и доставки. При этом применяется продукция, прошедшая строгий контроль качества и обладающая конкурентоспособной ценой, что непосредственно влияет на итоговые сроки и стоимость выполнения проектов.

ООО «Сервисная Компания ИНТРА»

195027, РФ, г. Санкт-Петербург,

ул. Магнитогорская, д. 17

Тел.: +7 (812) 313-50-92

Факс: +7 (812) 313-50-93

E-mail: intra@intratool.ru

www.sc-intra.ru

РАЗРАБОТКА И ИЗГОТОВЛЕНИЕ НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТКАНЕВЫХ КОМПЕНСАТОРОВ ТЕПЛОВОГО РАСШИРЕНИЯ СЕРИИ КТ (СОВМЕСТНО С ООО «КЕЛАСТ»)

Основные отрасли применения тканевых компенсаторов:

– транспортировка природного газа: диффузоры газовых турбин, котлы-утилизаторы;

– нефтехимическая промышленность: газоходы технологического газа, воздуха и дымовых газов; гибкие вставки тягодутьевых машин, газоочистка;

– тепловая энергетика: конвективные шахты, воздуховоды и газоходы дымовых газов, гибкие вставки тягодутьевых машин, газоочистка.

Компенсаторы серии КТ изготавливаются как в виде готовых модулей, так и в виде конструкций для сборки на газоходе.

За период 2012–2017 гг. изготовлено и поставлено 41 ед. компенсаторов для систем выхлопа газоперекачивающих агрегатов (ГПА) серии «Урал», ГТН-25ИР, ГПА-Ц-25Д, PGT-10 и др.

Компенсаторы изготавливаются по согласованным с ПАО «Газпром» ТУ 3113-002-62424578–2016.

Тканевые компенсаторы серии КТ обладают следующими пре-имуществами:

– абсолютная стойкость к ультрафиолету и атмосферным воздействиям;

– температурная стойкость – свыше 750 °С;

– повышенная стойкость к виб-рации;

– срок службы – не менее 10 лет (90 000 моточасов);

– изготовление под реальные размеры заказчика;

– предоставление услуги шеф-инженера для замыкания смонтированного компенсатора, обучения персонала и контроля хода монтажа;

– гарантия 24 мес с момента ввода в эксплуатацию.

ПРИМЕНЕНИЕ В ПОДШИПНИКАХ СКОЛЬЖЕНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ПОКРЫТИЯ П30ДД (PEEK) ВМЕСТО БАББИТ Б-83 (СОВМЕСТНО с ООО «НПК «ДИАД»)

Нанесение покрытия из полимерного материала П30ДД вместо баббита на рабочие поверхности подшипников скольжения по специальной технологии позволяет получать изделия с улучшенными эксплуатационными характеристиками по сравнению с подшипниками с баббитовым покрытием.

Полимерное покрытие дает возможность значительно снизить вибрацию и износ при работе подшипника, повысить допустимые нагрузки на него, увеличить ресурс работы и межремонтный период (МРП), а также обеспечить устойчивость к коррозии.

Подшипники скольжения с П30ДД могут применяться вместо штатных подшипников на основе баббита в центробежных компрессорах, паровых и газовых турбинах, насосах и другом оборудовании, работающем в нестационарных режимах эксплуатации под воздействием высоких температур, высокоскоростных и динамически неустойчивых нагрузок.

Применение П30ДД в составе подшипников позволяет применять масло ТП-22, индустриальное масло и другие смазывающие жидкости с минимальной вязкостью, работать на перекачиваемой жидкости вплоть до воды. Также подшипники с полимерным слоем хорошо работают в граничных условиях масляного голодания или «всухую», не нанося при этом повреждений на шейки вращающихся роторов в виде задиров, наволакивания и других механических повреждений. Это поз-воляет уберечь механизмы от ремонта или замены.

ПРЕИМУЩЕСТВА П30ДД ПЕРЕД БАББИТОМ Б-83

По сравнению с баббитовым покрытием для полимерных покрытий подшипников характерны более высокие показатели механической прочности и температурной стойкости. Термостойкость позволяет сохранять механические трибологические свойства подшипника при температурах до 200 °С, тогда как в случае с баббитом этот предел ограничен 100 °С.

Температура нагревания подшипника с полимерным покрытием на 30 % ниже по сравнению с температурой нагревания подшипника, залитого баббитом, в одинаковых условиях эксплуатации.

Пластическая способность (демпфирование), характерная для полимерного покрытия, поз-воляет снизить вибрацию при работе подшипника на 25 % и увеличить допустимые нагрузки на подшипник до 8 МПа, что в три раза выше, чем при использовании баббита.

Применение полимерного покрытия позволяет увеличить ресурс и МРП применяемых подшипников. Благодаря устойчивости полимеров к воздействию большинства химических соединений, включая сероводород и аммиак, достигается устойчивость подшипников к коррозии, а высокое электросопротивление полимера позволяет защитить детали механизмов от электроэрозионного разрушения.

Благодаря возможности замены полимерных покрытий при сохранении корпусных деталей достигается высокая ремонтопригодность подшипников.

Пленочное покрытие шеек ротора модифицированным графитом, выделяемым в процессе работы с П30ДД, улучшает трибологические свойства и исключает износ шеек вала ротора. Если у баббита при увеличении нагрузки коэффициент трения увеличивается, то у П30ДД, напротив, снижается до минимальных значений.

Стендовые и опытно-промышленные испытания (ОПИ) подшипников скольжения, в которых вместо баббита использован полимерный материал П30ДД, проведенные в ряде нефтегазовых компаний, подтвердили заявленные характеристики.

ИЗГОТОВЛЕНИЕ И ПОСТАВКА БЫСТРОСЪЕМНОЙ ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ МНОГОКРАТНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ (СОВМЕСТНО С ООО «КЕЛАСТ»)

Быстросъемная теплоизоляция многократного использования (БСИ) предназначена для теплоизоляции энергетического и технологического оборудования и его элементов, имеющих поверхности со сложной конфигурацией, требующих изоляционного кожуха индивидуальной формы (фасонные части турбин, газоотводы для газотурбинных двигателей, различного рода арматура, теплообменники, резервуары и т. п.).

Быстросъемная теплоизоляция многократного использования изготавливается по согласованным ПАО «Газпром» ТУ 5762-003-62424878–2012. Технология производства БСИ позволяет получать готовые изделия, максимально приближенные по размерам к изолируемому технологическому оборудованию сложной геометрической формы с температурным диапазоном изолируемых поверхностей от –70 до 1100 °С. Выкройки БСИ для каждого изделия разрабатываются индивидуально, что обеспечивает возможность ее периодического снятия для технического обслуживания и ремонта оборудования.

В состав конструкции БСИ для поверхностей с положительной температурой входят наружный и внутренний покрывные слои, теплоизоляционный слой, элементы крепления. Толщина теплоизоляционного слоя рассчитывается из условий температуры рабочей среды и подбирается с учетом обеспечения нормированной плотности теплового потока по СП 61.13330.2012 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» для обеспечения температуры на поверхности изоляции не выше 45 °С.

ООО «УралГазРемонт»:

– член Ассоциации строителей Саморегулируемая организация «БашстройТЭК»;

– член Ассоциации «Новые технологии газовой отрасли»;

– соответствует требованиям ПАО «Газпром» к выполнению работ по диагностике, техническому обслуживанию и ремонту объектов ПАО «Газпром» (экспертное заключение ПАО «Газпром» № 03138-1200);

– сертифицировано на соответствие требованиям системы менеджмента качества, требованиям стандартов ГОСТ ISO 9001–2015;

– сертифицировано на соответствие требованиям системы менеджмента качества СТО Газпром 9001–2012.

ООО «УралГазРемонт»

450095, РФ, г. Уфа,

ул. Центральная, д. 19, пом. 2

Тел.: +7 (347) 285-03-77

Е-mail: info@uralgr.com

www.uralgr.com

В целях реализации научного потенциала и внедрения в производство современных и перспективных разработок НПО «ОргНеф-теГаз» стало индустриальным партнером опорного вуза РФ и опорного вуза ПАО «Газпром» – ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (УГНТУ), в партнерстве с которым в 2015 г. создан Инжиниринговый центр «УГНТУ» (ИЦ «УГНТУ»).

В настоящий момент ИЦ «УГНТУ» расположен на площадке завода НПО «ОргНефтеГаз» и оснащен новым современным высокотехнологичным производственным комплексом, в том числе покрасочным цехом, позволяющим наносить полиуретановые и полимочевинные покрытия на подземные части изделий.

В 2017 г. ИЦ «УГНТУ» вошел в Реестр поставщиков основных видов продукции ПАО «Транснефть» и активно производит колодцы трубопровода, колодцы герметичные вантузные подземной прокладки, колодцы вантузные герметичные, отсеки вантузов подземной прокладки. Также для нужд АО «Транснефть-Дискан» изготавливаются высокоточные изделия на современных пятикоординатных фрезерных станках.

Специалистами ИЦ «УГНТУ» по заказу ПАО «Транснефть» разработаны и внедрены в производство камеры приема/пуска средств очистки и диагностики новой конструкции со сниженной металлоемкостью, увеличенными показателями надежности и применением концевого затвора байонетного типа. ИЦ «УГНТУ» сов-местно с ООО НИИ «Транснефть» проводит научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы.

В рамках реализации Программы по импортозамещению и усовершенствованию конструкции фильтров тонкой и грубой очистки для магистрального газопровода ИЦ «УГНТУ» совместно с ПАО «Газпром» провел работы, в процессе которых были спроектированы, запатентованы и изготовлены новые конструкции фильтров с увеличенной прочностью каркаса с учетом выявленных недостатков импортных аналогов. При производстве фильтров применяются материалы российского производства.

Еще одно направление деятельности ИЦ «УГНТУ» – обучение и аттестация специалистов неразрушающего контроля в соответствии с Правилами аттестации персонала в области неразрушающего контроля (ПБ 03-440-02) с применением следующих методов: ультразвукового; магнитного; вихретокового; проникающими веществами: капиллярного, течеискания; визуального и измерительного; вибродиагностического; электрического.

НПО «ОргНефтеГаз» ежегодно увеличивает объемы производимых работ и расширяет свои возможности. Для этого на предприятии систематически обновляется парк оборудования, повышается квалификация специалистов, внедряются передовые методы управления.

На протяжении многих лет НПО «ОргНефтеГаз» занимается благотворительной деятельностью, оказывая адресную помощь ветеранам и участникам ВОВ, инвалидам, направляет средства на поддержку благотворительных социально ориентированных проектов общественных организаций.

Лозунг компании: «НПО «Орг-НефтеГаз» – вместе достигаем большего!»

ООО Научно-производственное объединение «ОргНефтеГаз»

450077, РФ, г. Уфа,

ул. Цюрупы, д. 85

Тел/факс: +7 (347) 272-61-25,

+7 (347) 272-58-46

E-mail: info@orgneftegaz.ru

www.orgneftegaz.ru

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

450062, РФ, г. Уфа,

ул. Космонавтов, д. 1

Тел.: +7 (347) 243-19-77

Факс: +7 (347) 243-14-19

E-mail: info@rusoil.net

www.rusoil.net

ООО Инжиниринговый центр «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

450062, РФ, г. Уфа,

ул. Мира, д. 54

Тел.: +7 (917) 752-13-38

E-mail: info@icugntu.ru

www.icugntu.ru

Компания «АГМ-Сервис» – одна из самых крупных сервисных компаний в России, оказывающих услуги по ремонту и модернизации азотных и воздушных компрессорных станций различных производителей, включая ремонт и техническое обслуживание сопутствующей инфраструктуры на нефтегазовых объектах.

«АГМ-Сервис» использует комп-лексный подход в работе по обслуживанию компрессорного парка, тем самым сокращая временные и финансовые издержки нефтегазовых предприятий. Подобный подход исключает необходимость привлекать несколько подрядных организаций на отдельные участки работ, выделять внутренние финансовые и трудовые ресурсы на поиск, подбор, ведение проект-но-контрактных отношений, администрирование и контроль за ходом выполнения работ в рамках нескольких контрактов с целым рядом контрагентов или же отрывать от производственных нужд и задействовать своих сотрудников для проведения различных видов ремонтных работ, составления документации и отчетности.

Благодаря широкой специализации, объему пройденной профессиональной подготовки и аттестации специалистов, уровню накопленного опыта работы с компрессорным оборудованием различных брендов, надежным наработанным отношениям с производителями компрессорной техники и оригинальных комплектующих компания «АГМ-Сервис» выступает как единый подрядчик по сервисному обслуживанию, плановому и капитальному ремонту, модернизации всего парка компрессорного оборудования различных производителей в рамках одного контракта.

Перед началом работ сервисные специалисты изучают эксплуатационную и техническую документацию. Следующие этапы – оценка состояния основных узлов и комплектующих оборудования, проведение диагностики и выявление первопричин неисправностей. «АГМ-Сервис» с помощью специализированных приборов и инструментов реализует различные виды диагностики. В их числе комплексная проверка основных рабочих показателей: рабочих температур, рабочего давления, шумовых характеристик, а также взятие и анализ проб рабочей жидкости, диагностика соосности и центровки оборудования, пневмоаудит и многое другое. После диагностирования общего состояния материальной части оборудования составляется технический отчет, на основании которого определяются объем работ, степень сложности, стоимость и сроки их выполнения, обсуждается объем необходимой и приемлемой модернизации оборудования в целях повышения производительности и достижения максимальной эффективности и отдачи технологической линии.

После анализа состояния материальной части оборудования сервисные инженеры приступают к конкретным видам ремонта, а также по мере необходимости и в зависимости от пожеланий заказчика реализуют согласованный объем модернизации. Все запасные части, используемые при проведении ремонтных работ, имеют сертификаты соответствия и технические паспорта. Благодаря наработанным долгосрочным отношениям с производителями компрессорного оборудования и комплектующих различных брендов компания берет на себя поставку оборудования, комплектующих и запчастей напрямую от производителей.

В рамках Программы импортозамещения компания «АГМ-Сервис» поставляет на нефтегазовые объекты оборудование компании «ВЭЛТЕКС» – отечественного производителя воздушных и азотных станций.

Результатом становятся качественно выполненные работы по капитальному ремонту и модернизации, а также технический отчет о проведенном объеме ремонта, рекомендации по последующей эксплуатации, срокам и объему технического обслуживания и ремонта, мероприятиям по усовершенствованию эксплуатируемого компрессорного парка для максимизации его энергоэффективности и производительности.

Компания обеспечивает полное документальное сопровождение всех работ по сервисному обслуживанию: от чек-листов профессиональной диагностики, оценки состояния оборудования, сметно-коммерческих обоснований, проектной документации до представления технических отчетов по факту выполнения работ и оформления необходимых закрывающих документов (в том числе по формам КС-2 и КС-3).

ЭТАПЫ РАБОТ

1.            Запрос на проведение ремонта или модернизации оборудования.

2.            Изучение эксплуатационной и технической документации.

3.            Проведение диагностики и выявление неисправностей.

4.            Определение и согласование срока, стоимости и порядка работ.

5.            Поставка оборудования, в том числе импортозамещающего.

6.            Осуществление работ по ремонту и модернизации.

7.            Предоставление технического отчета о проведенном объеме работ, а также рекомендаций по последующей эксплуатации.

По факту проведения капитального ремонта и модернизации компанией «АГМ-Сервис» производственные предприятия получают:

– безаварийную работу компрессорной техники;

– отсутствие простоев в работе;

– увеличение ресурса и надежности работы;

– повышение КПД компрессорного оборудования;

– снижение потребляемой мощности;

– расширение функциональных возможностей;

– повышение энергоэффективности;

– полное документальное сопровождение;

– гарантию на оборудование и выполненные работы.

ООО «АГМ-Сервис»

630090, РФ, г. Новосибирск,

пр-кт Академика Лаврентьева,

д. 6/1, оф. 304

Тел.: +7 (800) 5555-278

E-mail: info@agm-s.ru

AGM-S.RU  

В процессе обеспечения безопасной эксплуатации подводных переходов магистральных трубопроводов ПАО «Газпром» особое место занимают диагностика их технического состояния и, при необходимости, капитальный ремонт. В целях выполнения этих работ 46 лет назад было создано специализированное предприятие «Экспедиционный отряд подводно-технических работ», преемником которого стало ООО «Подводгазэнергосервис». Общество входит в состав холдинга «Газпром центрремонт».

ООО «Подводгазэнергосервис» (ООО «ПГЭС») выполняет весь комплекс работ, связанных с обеспечением безопасной эксплуатации подводных переходов магистральных газопроводов (ППМГ):

– комплексную диагностику технического состояния, включая оценку их защищенности, мониторинг русловых процессов и оценку состояния металла трубопроводов;

– ведение отраслевого банка данных технического состояния подводных переходов магист-ральных трубопроводов (ППМТ) ПАО «Газпром»;

– метрологическое обеспечение подводно-технических работ;

– проектно-изыскательские работы;

– капитальный ремонт;

– контроль за качеством строительных и ремонтных работ.

НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ И ТРЕБОВАНИЯ

ООО «ПГЭС» было задействовано в разработке многих нормативных документов и технологий по тематике ППМГ, подготовленных ПАО «Газпром». Специалисты ООО «ПГЭС» принимали участие в работе над СТО Газпром 2-2.3-1059–2016 «Комплексное техническое диагностирование подводных переходов магист-ральных газопроводов». Особая роль данного СТО заключается в переходе от оценки технического состояния ППМТ в момент инспекции к комплексной оценке состояния ППМГ по результатам всех диагностических работ, в том числе изучения их динамики.

Опыт выполнения диагностических обследований ООО «ПГЭС» показывает, что из-за различий параметров пересекаемых вод-ных преград по ширине и глубине для реализации требований СТО необходимы разнообразные технические средства и технологии. Данное обстоятельство влияет на то, что использование одного типового технического задания (ТЗ) приводит к невозможности его выполнения. В частности, на реках с малой глубиной предлагается проводить водолазные спуски и использовать сложную гидроакустику, что не представляется целесообразным. Поэтому ООО «ПГЭС» рекомендует ввести следующую градацию водных преград:

– судоходные реки и водохранилища;

– озера и несудоходные реки с глубиной более 2 м;

– водные препятствия глубиной менее 2 м.

ООО «ПГЭС» предлагается разработать типовые ТЗ на каждый вид водного препятствия с рекомендациями по использованию соответствующих технологий и оборудования. Этот подход коррелирует с требованиями нового СТО Газпром 2-2.3-1059–2016.

ПРЕИМУЩЕСТВА КОМПЛЕКСНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

Комплексное диагностирование состоит из внешнего и внутреннего диагностирования. Внешнее диагностирование включает:

– осмотры с применением обходов (обычно проводятся силами линейного производственного управления магистральных газопроводов): пеших или с помощью транспортных средств, в том числе авиационных;

– приборные обследования с контрольными водолазными спусками;

– мониторинг русловых процессов.

Внутреннее диагностирование предполагает внутритрубное техническое диагностирование металла.

Применение комплексного подхода позволяет использовать всю информацию, полученную при диагностике ППМГ, включая приборное обследование, внутритрубное диагностирование (ВТД) металла и мониторинг русловых процессов. Кроме того, при комплексном подходе анализируется информация, накопленная за длительный период. Это обеспечивает высокую достоверность и обоснованность вырабатываемых рекомендаций и значительно снижает вероятность ошибок при выборе технологий и типов ремонтов.

Специалисты Общества используют передовые методы диагностики технического состояния подводных переходов и морских участков газопроводов, задействуют новейшие многолучевые эхолоты, параметрические гидроакустические профилографы, измерители направлений и скоростей течения воды на эффекте Доплера, спутниковые навигационные системы и т. д. (рис. 1).

РАЗРАБОТКИ КОМПАНИИ

Следует отметить, что традиционная, применяемая до настоящего времени методика измерения параметров, характеризующих техническое состояние подвод-ного перехода, заключается в движении судна-носителя галсами, перпендикулярными оси подводного трубопровода, в ходе которого происходит измерение этих параметров. Между галсами всегда есть зоны пропуска участков трубопровода. На больших водоемах эти зоны достигают сотен метров, что ведет к снижению достоверности результатов диагностики.

Этот весьма существенный недостаток отсутствует в разработанном в ООО «ПГЭС» новом приборном комплексе (Патент РФ № 2611560). Движение судна-носителя осуществляется не поперек, а вдоль оси трубопровода. При этом отклонение от оси трубопровода может достигать нескольких метров без снижения точности измерений. Комплекс в режиме реального времени позволяет определять пространственное положение трубопровода, степень его защищенности, глубину водоема, состояние изоляционного покрытия, составлять карту дна водоема. Применение многолучевого эхолота с данным комплексом значительно снижает вероятность пропуска таких дефектов, как недостаточное заглуб-ление или провис.

Решение задач мониторинга позволяет дать ответ на главный вопрос диагностики: что необходимо сделать, чтобы обеспечить надежное функционирование подводного перехода? Согласно СТО Газпром 2-2.3-1059–2016 мониторинг русловых процессов состоит из объема работ, выполняемых при приборном обследовании, а также исследований, позволяющих определить закономерности взаимодействия подводного трубопровода с пересекаемой водной преградой. В настоящее время разработаны как технические средства и методики, так и научное обеспечение для определения этих закономерностей.

Важные элементы комплексной диагностики – ВТД и диагностирование металла водолазными методами и средствами при наружном доступе к трубопроводу. ООО «ПГЭС» с 2004 г. участвует в программах ВТД «неравнопроходных» ниток ППМГ (рис. 2).

СИСТЕМА ИС «ДЮКЕР 2.0»

Исторически сложилось, что архив данных по строительству и обслуживанию ППМГ ПАО «Газпром» хранится в ООО «ПГЭС», где в течение десятков лет накапливалась информация по эксплуатации ППМГ. На основе накопленных данных в начале 2000-х гг. по поручению ПАО «Газпром» была создана электронная информационная система «Учет и анализ технического состояния подводных переходов трубопроводов ОАО «Газпром» (ИС «Дюкер»). В настоящее время завершена разработка новой версии ИС «Дюкер 2.0».

Система обеспечивает загрузку информации в базу данных по результатам всех производимых работ на ППМГ, а также ее обработку и представление в табличном и графическом виде, ведение элект-ронного архива документации. На основании информации, хранящейся в базе данных, ИС обес-печивает не только комплексную оценку технического состояния ППМГ в соответствии с требованиями СТО, но и формирование стандартных и нестандартных отчетов для использования службами и предприятиями ПАО «Газпром».

Модернизированная материально-техническая база, квалифицированный состав специалистов, применение современных технологий для проведения всех видов подводно-технических работ на ППМГ, включая все типы диагностики и высокоэффективные методы ремонта, в сочетании с ИС «Дюкер 2.0», обладающей мощным аналитическим функционалом и хранящей значительный объем накопленной за многие годы информации, делает ООО «ПГЭС» уникальной компанией и надежным партнером ПАО «Газпром».

ООО «ПГЭС»

142717, РФ, Московская обл., Ленинский р-н,

пос. Развилковское, с. Беседы, пр-д Береговой, вл. 5, стр. 6

Тел.: +7 (498) 657-40-01

Факс: +7 (498) 657-96-34

E-mail: pges@gazsvyaz.ru

www.podvodges.ru

Современная система противокоррозионной защиты (ПКЗ) включает большое количество элементов: защитные покрытия, станции катодной и дренажной защиты, анодные заземлители, контрольно-измерительные пункты, датчики коррозии, электроды сравнения и т.п. В случае отказа системы ПКЗ немедленно начинается коррозия, которая в конечном счете может привести к выходу трубопровода из строя. Для минимизации разрушительных процессов важна своевременная диагностика систем ПКЗ в целях определения ее текущего состояния и соответствия установленным нормативным требованиям.

ЗАО «Химсервис» уже более 20 лет проводит диагностику систем ПКЗ подземных газопроводов ПАО «Газпром». На сегодня специалистами отдела диагностики трубопроводов (ОДТ) обследованы десятки тысяч километров магистральных газопроводов, коммуникаций компрессорных станций и подземных хранилищ газа по всей территории России – от Калининграда до Сахалина. Специалисты ОДТ применяют накопленный за эти годы опыт работы, используя как общепризнанные, так и новые методики обследования трубопроводов. Результатом работ является технический отчет, отражающий реальное состояние системы ПКЗ трубопровода, с рекомендациями, необходимыми для поддержания системы в рабочем состоянии.

ДИАГНОСТИКА ТРУБОПРОВОДОВ

Анализ результатов детальных комплексных обследований позволяет получить важную информацию, необходимую для деятельности эксплуатирующих организаций, и определить:

– интегральное состояние изоляции по участкам;

– процессы, протекающие в сквозных дефектах изоляции (наличие или отсутствие коррозии);

– участки, на которых возможно развитие коррозии при отключении средств ЭХЗ;

– классификацию участков по степени коррозионной опасности.

Кроме того, при наличии данных ранее проведенных обследований можно сделать выводы о динамике изменения состояния системы ПКЗ и прогнозировать дальнейшее развитие ситуации.

В 2009 г. компания «Химсервис» стала одной из первых организаций, выполняющих работы для добровольной сертификации систем ПКЗ магистральных газопроводов. Для этого на базе отдела диагностики трубопроводов была создана испытательная лаборатория ЭХЗ. В 2017 г. лаборатория получила свидетельство о признании компетентности в Системе ИНТЕРГАЗСЕРТ и, соответственно, право проведения обследований систем ПКЗ трубопроводов в целях их сертификации. Кроме того, система менеджмента качества компании «Химсервис» сертифицирована на соответствие требованиям ГОСТ Р ИСО 9001–2015, а в области предоставления услуг по диагностике трубопроводов дополнительно в соответствии с СТО Газпром 9001–2012.

ВЫЯВЛЕНИЕ НЕСООТВЕТСТВИЙ

Детальные обследования сис-тем противокоррозионной защиты подземных газопроводов позволяют своевременно обнаруживать имеющиеся несоответствия и предпринимать меры по их устранению. Анализ результатов обследований, проведенных компанией «Химсервис» в целях сертификации, показывает, что наиболее распространенными несоответствиями, препятствующими положительному заключению, стали:

– несоответствие сопротивления изоляции газопровода требованиям ГОСТ Р 51164–98;

– несоответствие поляризационного потенциала участков газопровода требованиям ГОСТ Р 51164–98;

– наличие в защитном покрытии большого количества сквозных дефектов, имеющих значительную площадь;

– отсутствие средств телеконт-роля в установках катодной защиты;

– выработка ресурса установок протекторной защиты и их несоответствие требованиям СТО Газпром 9.2–002;

– отсутствие на участках газопроводов требуемого количества исправных КИП, неисправность установленных стационарных электродов сравнения и необходимость их замены.

Рекомендацией в этом случае становится проведение капитального ремонта или реконструкции системы ПКЗ с реализацией требований стандартов в области защиты от коррозии. Их выполнение даст уверенность в надежности и безопасности работы трубопроводного транспорта.

ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ

Проведение работ по диагностике требует выполнения большого количества измерений различными методами, для выполнения которых должны использоваться точные и надежные приборы. Применение импортного оборудования на сегодняшний день становится все менее целесообразным из-за его высокой стоимости.

Компания «Химсервис» уже более 15 лет разрабатывает и производит оборудование для диагностики трубопроводов. Поскольку специалисты компании имеют большой опыт в проведении обследований и использовании данного вида оборудования, то знакомы со всеми его преимуществами и недостатками, а также необходимым функционалом.

Начав в 2003 г. с выпуска относительно простого оборудования, компания постепенно перешла к разработке более сложных и многофункциональных приборов, не уступающих по качеству импортным аналогам. Выпускаемое электрометрическое оборудование проходит испытания на трассе в ходе проведения диагностических работ, что позволяет выявлять слабые места и недостатки опытной конструкции и устранять их до запуска в серийное производство.

На сегодняшний день «Химсервис» выпускает более 10 на-именований электрометрического оборудования под маркой «Менделеевец», которое получило высокую оценку со стороны организаций, выполняющих диагностические работы. Наиболее востребованные приборы:

– «Диакор» – универсальный диагностический измеритель (рис. 1);

– ИР-1 «Менделеевец» – многоканальный измеритель-регистратор напряжений;

– ИПП-1 «Менделеевец» – измеритель поляризационного потенциала (рис. 2);

– УТ-1 «Менделеевец» – уни-версальный трассоискатель;

– ГП-1 «Менделеевец» – поисковый генератор;

– ПТ-1 «Менделеевец» – прерыватель тока СКЗ.

Стоит отметить, что все измерительные приборы, выпускаемые ЗАО «Химсервис», включены в Единый государственный реестр средств измерений.

«Диакор» обладает широким набором функций, позволяющим выполнять практически все необходимые измерения в процессе проведения обследований трубопроводов:

– измерение потенциалов «труба – земля» (интенсивные измерения);

– измерение градиентов напряжений переменного тока в земле (метод ИПИ);

– исследование формы сигнала системы катодной защиты;

– измерение поляризационного потенциала методом отключения датчика потенциала;

– определение оси и глубины залегания трубопровода;

– бесконтактное измерение переменной составляющей тока в трубопроводе;

– регистрация блуждающих токов;

– регистрация малых токов в процессе катодной поляризации с использованием специального шунта ШИ «Менделеевец»;

– определение абсолютных координат в системах GPS и ГЛОНАСС;

– регистрация всех измеренных параметров во внутренней флеш-памяти и передача на стационарный или мобильный компьютер.

Отлично зарекомендовал себя в работе многоканальный регистратор ИР-1 «Менделеевец». К достоинствам прибора относятся его показывающие свойства, которые позволяют контролировать значения в процессе измерения и регистрации, а также использовать его как многоканальный мультиметр. Наличие четырех каналов позволяет производить одновременную регистрацию нескольких параметров системы ПКЗ всего одним прибором. Это существенно сокращает затраты и количество некорректных измерений.

Электрометрическое оборудование компании «Химсервис» ориентировано в первую очередь на высокую функциональность и эргономичность. Специалисты отдела диагностики трубопроводов являются первыми потребителями разрабатываемого оборудования, поэтому в итоге в серийное производство идет оборудование с оптимальным набором функций и максимально удобное в эксплуатации.

ВЫВОДЫ

В заключение следует отметить, что компания «Химсервис» особое внимание уделяет разработке новых видов оборудования и внед-рению современных технологий. Одной из последних разработок стала установка для припайки катодных выводов ПКВ «Менделеевец» (рис. 3), позволяющая обеспечить прочное соединение медных проводов со стальными объектами методом высокотемпературной пайки.

В настоящее время основными методами присоединения выводов ЭХЗ к трубопроводам являются ручная дуговая сварка, термитная, а также конденсаторная сварка. Каждый из указанных методов имеет свои положительные и отрицательные стороны. Использование технологии высокотемпературной пайки, лежащей в основе установки ПКВ «Менделеевец», позволяет свести к минимуму недостатки вышеуказанных методов, объединив их достоинства.

Высокотемпературная пайка – это автоматизированная технология, позволяющая получить прочное соединение с низким переходным сопротивлением между медным кабелем и стальной трубой с помощью специального припоя.

Технология высокотемпературной пайки уже широко используется за рубежом в различных областях, в том числе в системах катодной защиты от коррозии. Благодаря разработке установки ПКВ «Менделеевец» компания «Химсервис» делает широкодоступной возможность использования передовых технологий и в России. С учетом важности и актуальности вопроса импортозамещения на предприятиях трубопроводного транспорта нефти и газа, новая отечественная разработка становится прекрасной альтернативой лучшим зарубежным аналогам.

Установку высокотемпературной пайки контактов ПКВ «Менделеевец» можно легко использовать в полевых условиях. Комплект оборудования обеспечивает полностью автономную работу на трассе трубопроводов.

На основании квалификационных испытаний ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработана технологическая инструкция по дуговой штифтовой пайке выводов электрохимической защиты газопроводов с применением установок производства компании «Химсервис».

Установка ПКВ «Менделеевец» и электроды для высокотемпературной пайки прошли экспертизу технической документации и оценку соответствия техническим требованиям ПАО «Газпром», а также аттестацию сварочного оборудования и материалов в Национальном агентстве контроля сварки.

Использование установки ПКВ «Менделеевец» дает существенные преимущества монтажным и эксплуатирующим организациям в осуществлении надежного присоединения контактных выводов ЭХЗ к трубопроводам, а компания «Химсервис» подтверждает готовность российских компаний использовать передовые технологии для развития отечественной промышленности.

ЗАО «Химсервис»

301651, РФ, Тульская обл.,

г. Новомосковск, ул. Свободы, д. 9

Тел.: +7 (48762) 2-14-77

Факс: +7 (48762) 2-14-78

E-mail: adm@ch-s.ru

www.химсервис.com

Неразрушающий контроль (НК) качества сварных соединений физическими методами имеет одну общую ключевую особенность, которая хорошо известна специалистам. Физические методы контроля – косвенные, т. е. средства контроля фиксируют параметры физических полей, взаимодействующих с дефектами, и на основании зарегистрированных параметров делается заключение о размерах и положении дефектов. При этом выявляемость дефекта зависит от конкретного сочетания его ориентации, вида, а также примененного физического метода. Использование нескольких методов контроля позволяет существенно повысить выявляемость дефектов.

Дополнительное преимущество имеет подход к контролю качества сварных соединений, при котором рассмотрение результатов контроля, полученных с применением различных физических методов, осуществляется совместно с учетом возможностей и ограничений всех методов конт-роля. Нормы, по которым дается оценка качества сварного соединения с использованием методики совместного рассмотрения, разрабатываются с учетом возможностей конкретных методов контроля и предполагают, что преимущество в отбраковке имеет тот метод, который в данном случае наиболее информативен и точен. Такой подход не только позволяет снизить перебраковку, но и дает возможность более точно определить характер, вид дефекта, а также оценить степень его опасности.

Существующая практика НК кольцевых сварных соединений трубопроводов большого диаметра предполагает проведение визуально-измерительного конт-роля (ВИК) каждого соединения на первом этапе. В случае если по результатам ВИК стык признан годным, выполняется радиографический контроль (РК) на пленку и (или) автоматизированный, механизированный или ручной ультразвуковой контроль (УЗК).

При использовании рентгеновской пленки съемка стыка и получение готового изображения (химическая обработка пленки) разнесены во времени и пространстве, поэтому специалист, выполняющий расшифровку радиографического изображения, лишен возможности непосредственного доступа к сварному соединению и не может произвести дополнительный визуальный осмотр для уточнения результатов РК. Для сопоставления данных ВИК, РК и УЗК и принятия взвешенного решения о годности сварного соединения требуется свести воедино данные, представленные в разных форматах.

В то время как системы автоматизированного цифрового УЗК сварных соединений магистральных газопроводов (МГ) внедрены и используются достаточно давно, РК и ВИК до сих пор проводились в трассовых условиях методами, не допускающими обработки, представления и хранения данных в цифровом формате.

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ

Существенный прогресс в развитии цифровой радиографии поз-волил плоскопанельным цифровым рентгеновским детекторам полностью вытеснить пленочную радиографию в медицине. Промышленное применение цифровых детекторов до недавних пор ограничивались заводскими поточными линиями. Например, РК продольного сварного шва уже несколько лет выполняется только методами прямой цифровой радиографии.

Многочисленные попытки решения задачи переноса технологии цифровой радиографии в трассовые условия привели к созданию в России удобной конструкции, позволяющей специалистам получить в трассовых условиях при контроле МГ такие преимущества прямой цифровой радиографии, как мгновенное получение результата, высокое качество радиографического изображения, сокращение во многих случаях дозы излучения и времени контроля.

Расшифровка радиографического изображения на мониторе компьютера с использованием современного программного обеспечения во многом облегчает оператору поиск и описание дефектов за счет возможности увеличения изображения, его фильтрации, подчеркивающей дефекты, процедур измерения поперечных и продольных размеров дефектов (рис. 1).

Предложенная конструкция комплекса «ТРАНСКАН» использует проверенную временем механику отечественной сварочной системы завода «Технотрон» с рядом решений, значительно упрощающих процесс съемки, хранения и передачи данных, делающих работу цифрового детектора независимой от внешних условий и навыков оператора.

На трассе внедрены конструкции, позволяющие проводить контроль по схемам как через одну, так и через две стенки (рис. 2, 3). Практика показала, что цифровая радиография по схеме через две стенки приносит пользователю, помимо уже упомянутых преимуществ, возможность сокращения времени контроля до нескольких раз.

Простота и надежность механической платформы комп-лекса «ТРАНСКАН» позволяют использовать ее для установки на кольцевое сварное соединение элементов, обеспечивающих другие методы контроля, – ВИК и УЗК (рис. 4). В основе модуля автоматизированного визуально-измерительного контроля (АВИК) «ВИЗИО МТ» использован 2D-лазерный сканер триангуляционного типа. Подобные устройства обеспечивают контроль размеров и формы промышленных деталей и изделий во многих отраслях, в том числе и для контроля размера и формы сварных соединений (рис. 5).

Конструкция работающих на трассе систем УЗК также позволяет установить их на направляющий пояс, обеспечив плавное и аккуратное движение системы точно вдоль сварного соединения (рис. 6).

Система для автоматизированного УЗК с применением современных методов, таких как дифракционно-временной (TOFD), метод фазированных решеток (РА), эхо-импульсный (UT), позволяет проводить 100%-ный контроль за один проход с записью результатов с последующим анализом и формированием заключения о качестве сварного соединения. Основной метод контроля – дифракционно-временной, ввиду его высокой достоверности и выявления различно ориентированных дефектов. Метод фазированных решеток и контроль головными волнами (UT) используются дополнительно, что позволяет получить максимально достоверный контроль (рис. 7).

В зависимости от задач и условий контроля в системе могут использоваться различные модули: PA 32:128 и 2 канала TOFD/UT; РА 16:64 и 2 канала TOFD/UT; 1, 2, 4, 6 каналов TOFD/UT.

Методы УЗК (TOFD + РА + UT), реализованные в данной системе, позволяют увеличить скорость проведения контроля, повысить достоверность и точность определения фактических размеров дефектов, а также улучшить качество контроля процесса сварки, что существенно снижает процент брака (рис. 8).

Входящее в состав всех трех модулей контроля единой сис-темы программное обеспечение позволяет: проводить контроль и получать его результаты в режиме реального времени благодаря беспроводному выводу информации на любое устройство (ноутбук, планшет, смартфон); управлять процессом контроля, обрабатывать и архивировать полученные цифровые изображения; хранить дату, время и географические координаты произведенных экспозиций в привязке к полученному результату контроля; проводить все необходимые измерения линейных размеров дефектов, расстояния между де-фектами, расстояния между любыми точками на изображении, вычислять площадь дефектов с дальнейшим автоматическим занесением в протокол контроля; вносить результаты контроля в автоматически генерируемые протоколы, соответствующие требованиям СТО Газпром 2-2.4-083–2006 [1] и других нормативных документов [2–3].

Программное обеспечение содержит встроенную функцию защиты сохраненных данных от намеренных или случайных искажений пользователями. Обес-печиваются бесплатная техническая поддержка и обновление программного обеспечения в течение всего срока службы поставленного оборудования.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Для комплекса прямой цифровой радиографии «ТРАНСКАН», а также системы АУЗК «МСКАН» разработаны методики проведения контроля и поверки систем для обеспечения единства измерений. Методики согласованы Департаментом ПАО «Газпром» (С.В. Скрынников) и ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт оптико-физических измерений» соответственно. В настоящее время Методика проведения контроля с помощью модуля АВИК «ВИЗИО МТ» проходит процедуру согласования и внесения его в Реестр средств измерений Росстандарта, которая будет завершена к концу 2018 г.

Включение модуля АВИК в комплекс «ТРАНСКАН» и работа совместно с системой УЗК позволяют провести ВИК одновременно с РК и УЗК, непосредственно перед ними. Данные АВИК при этом накапливаются и передаются в компьютер оператора таким же образом, как и данные РК. Данные УЗК собираются отдельной системой, но их формат может быть согласован с форматом данных РК и АВИК.

В результате такого подхода специалист, контролирующий стык, получает возможность работать с данными АВИК и РК в общем цифровом формате непосредственно после проведения контроля на месте. Это позволяет сопоставить все данные, при необходимости повторить контроль тем или иным методом.

Отдельным преимуществом предложенного подхода является возможность документирования и хранения информации для последующего доступа. Современные средства позволяют сохранить информацию о времени и GPS-координатах проведения контроля, имя специалиста, результат контроля и любые другие данные. Впоследствии данные могут быть отсортированы и найдены по любому из этих признаков. Это позволяет заказчику работ быть уверенным, что контроль произведен в правильном месте, в указанное время и нужным специалистом. Также появляется возможность собирать и обрабатывать статистические данные о проводимом на трассе контроле. При возврате к данному стыку в случае планового ремонта или аварии все ранее полученные данные могут быть мгновенно подняты из базы.

ВЫВОДЫ

Применяемые для контроля качества цифровые системы (ЦР, МУЗК, АВИК) в составе комплекса позволяют перейти на принципиально новый уровень контроля, который характеризуется следующими свойствами: каждый метод имеет максимально возможное (достигнутое на данный момент времени) качество контроля; возможность представления результатов контроля в одной системе координат, масштабе и одной программе для обработки; привязка первичных данных контроля к географической координате, времени и дате выполнения конт-роля; обеспечение защиты данных от возможностей внесения каких-либо исправлений; формирование электронного паспорта сварного соединения.

Электронный паспорт сварного соединения – это совокупность сведений о сварном соединении, включающих следующие данные: наименование объекта строительства, наименование организации, выполняющей сварочно-монтажные работы и работы по НК качества сварных соединений; данные о сварочных материалах и сварочном оборудовании, технологии сварки; данные о свариваемых элементах трубопровода (типоразмер, класс прочности, категория участка, ТУ на трубы, СДТ, ТПА); результат контроля (по всем методам), включая первичные данные контроля и выданные заключения; сведения о выполненном ремонте; дата, время выполнения работ, географические координаты, температура окружающего воздуха.

Электронный паспорт сварного соединения при передаче в эксплуатирующую организацию в составе исполнительной документации позволит на стадии диагностики дать дополнительные возможности при оценке работоспособности сварного соединения в части определения динамики развития дефектов или ее отсутствия. Применение современного программного обес-печения (стандартных сетевых решений и систем управления базами данных) для формирования электронного паспорта сварного соединения (включая журнал сварки) позволит легко интегрировать данные в любую информационную систему.

Применение средств автоматизации ультразвукового контроля (УЗК) в процессе сбора данных и последующей их обработки не только снижает влияние субъективного фактора на результат контроля, но и увеличивает информационную составляющую, выводит на новый уровень возможности решения задач обнаружения и классификации дефектов. Эти методы обработки и представления данных УЗК позволяют определять размеры, ориентацию, профиль, местоположение, характер несплошностей, свойства среды в области неоднородности, скорость звука, плотность, затухание и т. п., а также фиксировать изменения этих параметров во времени.

ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ ВИЗУАЛИЗАЦИИ ДАННЫХ УЗК

Простейшие методы визуализации данных автоматизированного УЗК (АУЗК) – некогерентные способы растровой записи эхо-сигналов. К ним можно отнести и вариации дифракционно-временного метода контроля (от англ. Time of Flight Diffraction – TOFD).

Следующий уровень сложности – алгоритмы когерентной обработки данных для сканирующих одноэлементных преобразователей. Механическое синтезирование пространственной апертуры выполняется в целях преобразования данных в двух- и трехмерные изображения с использованием алгоритмов Synthetic Aperture Focusing Technique (SAFT) [1, 2], метода проекции в спектральном пространстве (ПСП) [3] и их вариаций: 2D-SAFT (2D-ПСП) и 3D-SAFT (3D-ПСП), Multi-SAFT.

Появление многоканальных систем и многоэлементных преобразователей позволило реализовать методы динамической аппаратной фокусировки антенных решеток и матриц (2D- и 3D-фокусировка).

Наиболее технологически сложной и информативной является группа методов, реализующая идею цифровой фокусировки многоэлементных антенн (ЦФА). Для ЦФА используются эхо-сигналы, полученные от комбинаций пар элементов «излучатель – приемник» для последующей когерентной обработки методом комбинационного SAFT (С-SAFT) [4, 5]. Преимуществом его является возможность применения для сканирующих антенных решеток для когерентного совмещения механического и электронного синтезирования апертуры антенны. Это позволяет достичь наилучших показателей качества изображения как по разрешающей способности, так и по отношению сигнал/шум. Такая пространственная обработка может проводиться вдоль одной из осей сканирования (ЦФА-X, ЦФА-Y) – она обозначается как 2D-ЦФА – и двумерно по обеим осям (3D-ЦФА или ЦФА-XY). Использование метода C-SAFT для учета влияния границ объекта контроля, многосхемных и многомодовых вариантов распространения ультразвуковых волн, а также преобразования типов волн при их отражении от границ (методы Multi-ЦФА) позволяет достичь предельного для современного актуального оборудования качества изображения дефектов.

НЕКОГЕРЕНТНЫЕ И КОГЕРЕНТНЫЕ МЕТОДЫ ВИЗУАЛИЗАЦИИ ДЕФЕКТОВ

Некогерентные и когерентные методы визуализации дефектов применяются в системах АУЗК с различными сканирующими устройствами и предназначены для обнаружения и измерения параметров дефектов в металлических конструкциях и сварных швах технологического оборудования, в том числе труб различного диаметра и толщины, выполненных из сталей перлитного, аустенитного классов и других материалов. Параметры дефектов при этом определяются по изображениям, полученным после компьютерной обработки исходных данных контроля. Это позволяет реализовать подлинный измерительный режим в УЗК, обеспечивающий получение реальных размеров дефектов. Указанные методы являются наиболее эффективными из всех практически применяемых в настоящее время для решения задач контроля толстостенных объектов, в том числе из аустенитных сталей, задач контроля областей существенно удаленных от области сканирования и пр.

С использованием метода 3D-SAFT (3D-ПСП) стало возможным решение сложной для УЗК задачи контроля внутреннего поднакладочного сварного со-единения «патрубок – обечайка» тройников сварных с усиливающими накладками (ТСН). Применение традиционных методов контроля внутреннего сварного соединения «патрубок – обечайка» тройника, установленного в газопровод, невозможно из-за наличия усиливающей накладки на патрубке и воротника на обечайке тройника, которые ограничивают доступ к этому сварному соединению. Для достижения требуемого уровня чувствительности и высокой разрешающей способности при контроле внутреннего сварного соединения «патрубок – обечайка» предложен метод, основанный на эффекте распространения звука с многократным отражением от параллельных границ. Исходные эхосигналы фиксируются на поверхности патрубка по большой двухмерной апертуре с точностью позиционирования преобразователя не менее чем 0,1 мм на значительном (более 300 мм) удалении от сварного соединения и затем обрабатываются алгоритмом 3D-ПСП. Полученные в результате обработки изображения отражателей имеют высокий уровень полезного сигнала, высокую разрешающую способность для определения протяженности несплошностей и высокое отношение сигнал/шум.

ВЫЯВЛЕНИЕ ДЕФЕКТОВ

На рис. 1а, б показано размещение сканирующего устройства на патрубке ТСН толщиной 24 мм. Диаметр патрубка – 1020 мм, диаметр обечайки – 1400 мм. В образце были выполнены искусственные дефекты в виде сегментных отражателей высотой до 4 мм и боковых цилиндрических ( 3 и 4 мм протяженностью 14 и 26 мм) и плоскодонных отверстий (7 мм2) в разных частях сварного соединения: по границе сплавления шва «патрубок – обечайка», в области корня этого шва и по границе сплавления сварного соединения «патрубок – обечайка». На этом же рисунке показана суммарная проекция всех слоев результирующего изображения некоторых дефектов образца.

Испытания системы АВГУР-Т, реализующей данную методику, на большом количестве образцов с различными типами дефектов показали, что дефекты в виде сегментных отражателей высотой более 10 % толщины патрубка и протяженностью более 15 мм надежно выявляются при отношении сигнал/шум более 12 дБ. Также установлено, что измерение протяженности такого рода дефектов вдоль оси сварного соединения возможно с погрешностью, не превышающей 3 мм. По результатам испытаний система АВГУР-Т и технология проведения контроля с ее помощью внесены в сводные реестры оборудования и аттестованных технологий, соответствующих техническим требованиям ОАО «Газпром» при выполнении работ по диагностике.

МЕТОДЫ ПРИМЕНЕНИЯ АНТЕННЫХ РЕШЕТОК

Применение сочетания различных методов получения визуальных данных позволило совместить производительность, высокое качество и полную документированность контроля. Примером такого совмещения служит новая система АВГУР-ТФ. В целях создания высокопроизводительной и максимально информативной системы контроля реализованы эхо- и теневой методы ультразвукового контроля с использованием технологий фазированных антенных решеток (ФАР), зональной фокусировки ФАР, ЦФА, а также метод TOFD.

Система представляет собой соединение TOFD-модуля с многоканальным ФАР- и ЦФА-дефектоскопом. Система дополняется однокоординатным сканером, обеспечивающим быстрое кольцевое сканирование преобразователей вокруг трубы вдоль сварного соединения (рис. 2). Система предназначена для проведения АУЗК кольцевых сварных соединений и основного металла трубопроводов в процессе их монтажа и при эксплуатации с измерением координат и размеров дефектов, а также амплитуд сигналов от них. Внешний диаметр сварных соединений – от 108 мм до плоскости. Толщина сварных соединений – от 5 до 80 мм. Материал свариваемых деталей: стали углеродистые, низколегированные, низколегированные теплоустойчивые, а также стали мартенситно-ферритного, аустенитного и аустенитно-ферритного классов.

В процессе сканирования на экран выводится следующая информация (рис. 3): регистрируемые данные контроля по всем акустическим каналам, информация об акустическом контакте и информация о текущей координате сканирующего устройства.

ОТЛАДКА МЕТОДА КОНТРОЛЯ

Для отладки метода контроля на первом этапе испытаний был изготовлен образец кольцевого сварного соединения диаметром 720 мм и толщиной 25 мм, в который были внесены различные технологические дефекты. Разделка сварного соединения – V-образная с углом наклона кромок 20°. В процессе заводских испытаний было проведено сопоставление данных АУЗК методами ФР и TOFD с данными рентгенографического контроля. Результаты показали, что комбинация ФР и TOFD обеспечивает выявляемость дефектов, превышающую возможности рентгенографического контроля.

В 2017 г. на территории Опытно-экспериментального центра ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были проведены квалификационные испытания системы АВГУР-ТФ в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046–2006 [6]. Изготовлены «слепые» образцы кольцевых сварных соединений с разделками, имеющими углы наклона кромок от 5°, технологическими дефектами сварки разных типов, размеров в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.4-083–2006 [7]. Из них пять образцов диаметром 1420 мм, толщиной 25,8 мм и четыре образца диаметром 720 мм, толщиной 9 мм. При проведении испытаний были выполнены проверка повторяемости результатов контроля, проверка стабильности настроечных параметров, проверка срабатывания сигнализации потери акустического контакта, проверка выявляемости и оценка погрешности измерения параметров дефектов.

В результате испытаний были выявлены все заложенные недопустимые дефекты, погрешности определения протяженности дефектов не превысили значения 3 мм, а погрешность определения высоты дефектов не превысила 1 мм. Подтверждено назначение системы для проведения АУЗК качества сварных соединений труб сухопутных участков магистральных газопроводов в соответствии с действующими нормативными документами ПАО «Газпром» по неразрушающему контролю.

В 2017 г. отмечалась знаменательная дата – 70-летие начала эксплуатации магистральных газопроводов (МГ). Спустя лишь год после окончания Великой Отечественной войны было завершено строительство и введен в эксплуатацию первый МГ «Саратов – Москва» диаметром 325 мм (рис. 1).

После этого началось активное строительство МГ, увеличивались диаметр и толщины стенок труб, росло рабочее давление, совершенствовались технологии строительно-монтажных работ, включая сварочно-монтажные. Строительство МГ набирало обороты. Достаточно назвать газопроводы «Дашава – Киев – Брянск – Москва» диаметром 530 мм (1950-е гг.), «Ставрополь – Москва» диаметром 720 мм (конец 1950-х гг.), «Краснодарский край – Серпухов» диаметром 1020 мм (начало 1960-х гг.), МГ «Бухара – Урал» диаметром 1020 мм и систему МГ «САЦ» диаметром 1220 мм (1970-е гг.), а также систему МГ Западной Сибири и самый известный трансконтинентальный «Уренгой – Помары – Ужгород» диаметром 1420 мм, построенный в 1980-х.

Несмотря на то что значительная часть МГ осталась в странах СНГ, в настоящее время ПАО «Газпром» эксплуатирует крупнейшую в мире газотранспортную систему протяженностью более 170 тыс. км. Бóльшая часть Единой системы газоснабжения была построена в годы так называемого железного занавеса. При этом применялись отечественные технологии сварки: автоматическая сварка под слоем флюса одно- и двусторонних поворотных стыков труб; ручная дуговая сварка электродами с основным и целлюлозным покрытием; контактно-стыковая сварка оплавлением комплексом «Север»; автоматическая сварка неповоротных стыков труб с принудительным формированием шва комплексом «Стык» (рис. 2). И только отдельные участки экспортных МГ, на которых трудились специалисты из социалистических стран, в середине 1980-х гг. строились с использованием импортного сварочного оборудования и технологии автоматической сварки в защитных газах.

В тот период (конец 1970-х – начало 1980-х гг.) одношовные трубы диаметром 1420 мм поставлялись из-за рубежа. Достаточно вспомнить контракт века – «Газ в обмен на трубы». Технологические возможности в трубной отрасли СССР тогда не позволяли производить указанные трубы, а также штампосварные тройники диаметром 1420 мм. Сейчас эта проблема решена полностью, в РФ выпускаются трубы и соединительные детали трубопровода (СДТ) мирового уровня.

С начала 2000-х гг. ПАО «Газпром» приступило к реализации масштабных проектов строительства МГ с высокими техническими параметрами. Остро встал вопрос применения современных отечественных технологий сварки и неразрушающего контроля (НК) сварных соединений (СС).

СОВРЕМЕННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЯМ СВАРКИ

Для успешной реализации новых инвестпроектов в части технологий сварки и НК СС были разработаны нормативные документы. Сформулированы основные требования:

– использование технологий, обеспечивающих требуемый темп работ, высокие свойства и качество СС, снижение затрат на выполнение сварочно-монтажных работ, снижение объема направленного металла в разделку;

– разработка и внедрение новых эффективных отечественных технологий одно- и двусторонней сварки труб большого диаметра;

– совершенствование схем организации и требований при выполнении сварочно-монтажных работ в зависимости от протяженности участка, природно-климатических условий, включая сварку и НК СС при низких температурах, в горах и т. п.;

– широкое применение «бесшлаковых технологий»: автоматической и механизированной сварки (с управляемым каплепереносом) в среде защитных газов, аргонодуговой сварки, прежде всего при монтаже технологической обвязки;

– сокращение объемов сварочных работ, выполняемых с применением ручной дуговой сварки (РДС), ее необоснованного применения, особенно при строительстве протяженных участков линейной части (ЛЧ) МГ (минимизация человеческого фактора);

– внедрение эффективных технологий и средств НК СС, прежде всего механизированного (МУЗК) и автоматизированного ультра-звукового контроля (АУЗК), а также цифровой радиографии (ЦР), позволяющих повысить оперативность и достоверность контроля;

– развитие сети сервисных цент-ров по ремонту и техническому обслуживанию сварочного оборудования и средств контроля, центров подготовки и переподготовки персонала, в том числе по новым технологиям.

За последние годы вследствие роста технических параметров МГ (изменение давления с 5,4 до 11,8 МПа: 5,4 МПа 7,4 8,2   9,8 11,8 МПа; изменение диаметра газопроводов: 325 мм   530 720 1020 1220   1420 мм) значительно выросли требования к трубам, СДТ (изменение класса прочности труб, СДТ: К50 К55 К60 К65), а также требования к свойствам СС, требования к механическим параметрам, в том числе к классу прочности сталей, ударной вязкости. Введен новый параметр «трещиностойкость» (СТОD), например на МГ «Сила Сибири» в зонах активных тектонических разломов и многолетнемерзлых грунтов с сейсмикой 9 баллов применяются высокодеформируемые трубы.

Увеличение рабочего давления в МГ до 9,8 и 11,8 МПа (несмотря на рост класса прочности) вызвало рост толщин стенок труб и СДТ (см. табл.).

Указанные изменения парамет-ров МГ, а также необходимость обеспечения требуемых более высоких свойств СС МГ потребовали применения высокопроизводительных сварочных комплексов с технологиями одно- и двусторонней автоматической многоваликовой сварки в смеси защитных газов в узкую перетачиваемую разделку, т. е. для этого потребовалось внесение изменений в геометрические параметры заводской разделки кромок труб (рис. 3).

ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ РАЗРАБОТКИ

В настоящее время при строительстве и капремонте МГ успешно применяются как импортные, так и отечественные технологии сварки, сварочное оборудование и материалы. В зависимости от характера объекта, его протяженности, сроков выполнения сварочно-монтажных работ нормативными документами ПАО «Газпром» рекомендованы различные, оптимальные для конкретного объекта технологии сварки и НК сварочные комплексы, сварочное оборудование и материалы.

Разработки отечественных производителей сегодня представлены практически во всех сварочных технологиях, комплексах и типах сварочного оборудования. В их число входят:

– комплексы автоматической сварки под слоем флюса одно- и двусторонних поворотных стыков труб (производства АО «КРЭМЗ», ЗАО «Дизель-Ремонт», ООО ПКФ «КЭМЗ СВАРКА», ООО НПП «НЕФТЕГАЗСТРОЙМАШ») (рис. 4);

– комплексы автоматической одно- и двусторонней сварки проволокой сплошного сечения в защитных газах (производства НПП «Технотрон», ООО НПО «Машиностроение») (рис. 5); комплексы и сварочное оборудование (сварочные головки с источниками тока) для автоматической сварки проволокой сплошного сечения и порошковой проволокой в защитных газах (производства НПП «Технотрон», АО «НПФ «ИТС», ООО «Нефтекамский завод трубопроводного оборудования») (рис. 6);

– комплексы и оборудование (подающие механизмы с источниками тока) в среде защитных газов с управляемым каплепереносом (производства НПП «Технотрон», ЗАО «Уралтермосвар», АО «НПФ «ИТС») (рис. 7);

– оборудование для автоматической аргонодуговой сварки неплавящимся электродом (производства НПП «Технотрон») (рис. 8);

– оборудование для ручной дуговой сварки и аргонодуговой сварки неплавящимся электродом (производства НПП «Технотрон», ЗАО «Уралтермосвар», АО «НПФ «ИТС» и др.).

ТЕХНОЛОГИИ СВАРКИ

Необходимо сказать о новых отечественных технологиях и оборудовании, находящихся в завершающей стадии разработки, а также подготовленных к внедрению и внедренных в последние два года, в том числе не имеющих зарубежных аналогов.

Технология автоматической контактной стыковой сварки оплавлением (КСО) труб большого диаметра (рис. 9). В настоящее время изготовлено два комплекса для сварки труб диаметром 1220 и 1420 мм. Комплекс для сварки труб диаметром 1220 мм изготовлен применительно к сварке морских газопроводов (заказчик – компания «МРТС»), а его внедрение запланировано после получения заказа компанией «МРТС».

Комплекс для сварки труб диаметром 1420 мм смонтирован на шасси вездеходов «Витязь» и в настоящее время находится на базе заказчика (АО «СтройТрансНефтеГаз», г. Гагарин), начато проведение пусконаладочных работ, комплекс готовится к проведению испытаний в рамках производственной аттестации технологии сварки.

Технология сварки труб большого диаметра разработана и предусмотрена СТО Газпром 2-2.2-1098–2016 [1].

Технологии автоматической комбинированной контактно-дуговой сварки оплавлением труб большого диаметра. Данная технология разработана и предусмотрена Р Газпром 2-2.2-1086–2016 [2]. Она сочетает в себе достоинства КСО и при этом не требует проведения последующей термической обработки стыка.

Технология автоматической контактной стыковой сварки оплавлением при строительстве газопроводов-отводов диаметром до 300 мм включительно.

Оборудование изготовлено и применено при строительстве газопровода-отвода в Якутии, готово к практическому применению на объектах ПАО «Газпром», – в этих целях ООО «Газпром ВНИИГАЗ» должно разработать нормативный документ (инструкцию) и согласовать с ПАО «Газпром». Оборудование дополнено устройством для снятия грата и системой лазерного сканирования усиления шва изнутри трубы. Моноблок, полный автомат.

Технология лазерной сварки неповоротных стыков труб большого диаметра (рис. 10). Данная технология разработана компанией ООО НПК «УТС «ИНТЕГРАЦИЯ», которая мобилизовала потенциал и лазеры ООО НТО «ИРЭ-Полюс».

В настоящее время технология и установка лазерной сварки неповоротных кольцевых СС диаметром 720–1420 мм УЛСТ-1 уже аттестованы для производства работ при положительных температурах, технологическая инструкция согласована с ПАО «Газпром».

Изготовлены первые серийные установки УЛСТ-1 и в кооперации с АО «Газстройпроект» начата сборка самоходного агрегата САЛС. Производственная аттестация технологии лазерной сварки и трассовые испытания САЛС, включая климатические испытания установки УЛСТ-1, запланированы на конец 2018 г. Об уникальности технологии говорят результаты, полученные в ходе испытаний, и сверхузкая разделка кромок труб с притуплением 5–8 мм и более и раскрытием всего 4 мм. Технология обеспечивает минимальный объем наплавленного металла (в три раза меньше, чем у самой высокопроизводительной технологии двусторонней автоматической сварки в защитных газах, высокие механические свойства СС и ряд других преимуществ.

В настоящее время выполнена отработка технологии лазерной сварки труб со смещением кромок до 2 мм.

Технология двухсторонней комбинированной технологии лазерно-дуговой сварки неповоротных стыков труб большого диаметра и больших толщин. Данную технологию разрабатывают ООО НПК «УТС «ИНТЕГРАЦИЯ» и компания ООО «Электрик-дуговое оборудование». В этой технологии могут быть использованы преимущества обоих методов: дуговой сварки корневого прохода изнутри сварочными головками, расположенными на внутрисварочной машине (внутреннем центраторе) АСМТ-1420 и лазерной сварки – снаружи с применением установки УЛСТ-1 (рис. 11). Для сварки корневого прохода могут быть использованы внутрисварочные машины компании CRC-Evans, имеющиеся в значительном количестве в крупных подрядных организациях. В настоящее время идет отработка технологии и режимов сварки на фрагментах труб.

Лазерная сварка трубных узлов из коррозионно-стойких сталей. С участием компании ООО «Строй-газконсалтинг» компанией ООО НПК «УТС «ИНТЕГРАЦИЯ» начата разработка технологии поворотной лазерной сварки трубных узлов из нержавеющих сталей.

Механизированная аргонодуговая сварка с неплавящимся электродом (рис. 12). Технология новая, разработана НПП «Технотрон» в содружестве с ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и позволяет получить СС высокого качества и значительно повысить производительность сварки по сравнению с ручной аргонодуговой сваркой неплавящимся электродом. В настоящее время технология активно используется компанией ООО «Стройгазконсалтинг» на объектах ПАО «Газпром» и других заказчиков нефтегазового сектора.

Применение высокопроизводительных комплексов автоматической дуговой сварки в защитных газах в узкую разделку, несмотря на высокую производительность и свойства СС, вызвало появление характерных для этих способов дефектов СС, а именно: межваликовое несплавление и несплавление по кромке.

МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ

Практически до 2014 г. основным методом НК (согласно СНиП III-42–80* [3]) являлся радиографический контроль (РК). На узких перетачиваемых разделках РК оказался неэффективным и не обеспечивал полного выявления таких дефектов, как межваликовое несплавление и несплавление по кромке.

В главном нормативном документе по НК качества СС промысловых и магистральных газопроводов ОАО «Газпром» СТО Газпром 2-2.4-083–2006 [4] (введен в действие в 2007 г.) впервые определены условия (п. 6.8), при которых ультразвуковой контроль (УЗК) допускается в качестве основного физического метода контроля качества СС.

При реализации новых инвестиционных проектов МГ потребовалась разработка дополнительных нормативных документов, в том числе методик для выполнения работ по НК и УЗК качества СС.

В частности, при реализации уникального проекта МГ «Бованенково – Ухта» (в 2008 г.) для строительства морского перехода через Байдарацкую губу были разработаны регламент, нормы и внедрен АУЗК. Следует отметить, что АУЗК был успешно применен и на последующих морских проектах.

Внедрение эффективного АУЗК и даже МУЗК на сухопутных МГ оказалось более сложной задачей. Начиная с 2014 г. реализованы важные мероприятия, направленные на внедрение МУЗК и АУЗК, а также ЦР в соответствии со специально разработанной Программой квалификационных испытаний средств НК и проверки методик проведения контроля качества кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов на соответствие требованиям нормативных документов ОАО «Газпром». Проведены масштабные квалификационные испытания на подготовленных непосредственно для этих целей стендах с тремя контрольными сварными соединениями, сваренными пятью способами сварки, с заложенными искусственными дефектами.

Основной этап квалификационных испытаний заявленных средств НК проведен на базе Опытно-экспериментального центра ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

В указанный период проведены квалификационные испытания 25 средств НК СС, представленных 15 организациями-заявителями, в том числе были представлены 5 ед. компьютерной и цифровой радиографии, 6 – ручного УЗК, 6 – МУЗК, 8 – АУЗК.

По итогам квалификационных испытаний экспертными организациями (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «НИИЦ СТНК «Спектр») выполнены обработка и анализ полученных результатов, актуализирован Реестр средств неразрушающего контроля качества сварных соединений, разрешенных к применению на объектах «Газпрома» [5].

В 2017 г. был выполнен комплекс дополнительных квалификационных испытаний в целях расширения применения средств МУЗК и АУЗК, а также ЦР (рис. 13).

Необходимо отметить разработку и успешные квалификационные испытания установки АУЗК (рис. 14), предназначенной для НК качества кольцевых СС, выполненных КСО, а именно установки «Автокон АР» производства ФГАУ «НУЦ «Сварка и контроль» при МГТУ им. Н.Э. Баумана».

Эффективными являются отечественные средства МУЗК и АУЗК производства ООО «Алтес», ООО «НПЦ «Эхо+», ООО НПЦ «Кропус» и др.

В настоящее время в области ЦР предлагаются отечественные технологии и средства ЦР, имеющие неоспоримые преимущества по сравнению с традиционной радиографией.

В этом направлении активно работает ООО «Цифра» с цифровым радиографическим комплексом «ТРАНСКАН», предназначенным для контроля качества СС радиационным методом с регистрацией изображения на цифровой детектор (перспективным является оснащение комплекса «ТРАНСКАН» блоком автоматизированного визуально-измерительного конт-роля (рис. 15)). Томский политехнический университет ведет разработку Комплекса цифрового РК (беспленочного) СС труб с применением панорамной схемы контроля, а автоматизированный мобильный дефектоскопический комплекс для фронтального просвечивания сварного соединения через две стенки в настоящее время находится в опытно-промышленной эксплуатации в ООО «Газпром трансгаз Томск».

ВЫВОДЫ

При строительстве и ремонте МГ ПАО «Газпром» используются технологии, обеспечивающие требуемый темп работ, высокие свойства и качество СС. Ведутся разработка и внедрение новых эффективных отечественных технологий одно- и двусторонней сварки труб большого диаметра.

Сокращаются объемы сварочных работ, выполняемых с применением РДС, ее необоснованного применения, особенно при строительстве протяженных участков ЛЧ МГ (минимизация человеческого фактора). Внедряются эффективные технологии и средства НК СС, прежде всего МУЗК и АУЗК, а также ЦР, позволяющие повысить оперативность и достоверность контроля.

Выполняется на системной основе в соответствии с программами развития сварочного производства разработка нормативных документов по технологиям сварки и контролю качества СС для строительства, реконструкции и ремонта объектов ПАО «Газпром».

Важнейшим направлением развития технической политики в области сварки и НК СС является направление совершенствования действующих нормативных документов по сварке и контролю качества СС.

Нормативные документы ПАО «Газпром» по сварке и НК качества СС учитывают новые характеристики труб, СДТ и тип разделки кромок, регламентируют выбор оптимальных технологий сварки и современных физических методов НК СС (с применением ЦР и КР) и УЗК (прежде всего МУЗК и АУЗК). В них содержатся уточненные объемы контроля и новые дифференцированные нормы оценки качества СС, рег-ламентируются допустимые размеры новых типов дефектов (межваликовое и межслойное несплавления), характерных для новых автоматических и механизированных способов сварки в защитных газах в узкую разделку, а также матовых пятен СС, выполненных КСО.

Увеличение толщины стенок труб и СДТ

Одна из основных задач организаций, осуществляющих эксплуатацию магистральных газопроводов (МГ), – обеспечение надежного и безопасного функцио-нирования объектов транспорта газа [1]. Решение этой задачи на линейной части (ЛЧ) газопроводов обеспечивается следующими мерами: постоянным контролем за состоянием ЛЧ газопроводов – обходами, объездами, облетом трассы с применением технических средств; выполнением работ по внутритрубной дефектоскопии; поддержанием в исправном состоянии ЛЧ газопроводов за счет своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ, реконструкции; своевременной модернизацией и реновацией морально устаревшего и изношенного оборудования; прогнозированием, своевременным предупреждением и ликвидацией аварийных ситуаций и аварий.

Магистральные газопроводы обладают большой протяженностью, при этом значительная часть трасс проходит по малоосвоенным территориям, не имеющим объектов транспортной инфраструктуры. Доступ на участки диагностирования, сервисного обслуживания, планового и аварийного ремонта газопроводов возможен только по вдольтрассовым дорогам (проездам), со-оружаемым в непосредственной близости от трассы газопровода на стадии его строительства. Требуется, чтобы вдольтрассовые дороги располагали необходимым количеством съездов к трассе газопровода и стояли на балансе газотранспортного предприятия, осуществляющего их содержание и ремонт.

Именно по вдольтрассовым дорогам осуществляется передвижение транспортных, транспортно-технических средств и всех видов механизмов и установок, применяемых при строительно-монтажных работах и ремонте трубопроводов, перевозка грузов и персонала. Наличие и качество вдольтрассовой дороги приобретают особую значимость в тех случаях, когда требуется обеспечить оперативный доступ техники, материалов и персонала к участку МГ, на котором должны проводиться аварийно-восстановительные работы по возобновлению подачи газа потребителям.

ОСОБЕННОСТИ СЕВЕРНЫХ ТРАСС

Трассы северных газопроводов, примером которых является МГ «Бованенково – Ухта», как правило, проложены в зонах распространения структурно-неустойчивых грунтов (многолетнемерзлых, лессовых, засоленных, заторфованных и т. п.), обладающих способностью изменять свои свойства под влиянием внешних воздействий (вода, мороз, оттаивание и т. п.), что вызывает развитие значительных деформаций в конструкциях. На отдельных участках трассы таких газопроводов вдольтрассовые дороги мо-гут располагаться на значительном расстоянии (от нескольких сотен метров до нескольких километров) от трассы МГ или отсутствовать (рис. 1). В этих случаях возникают проблемы доставки техники, грузов и персонала от вдольтрассовой дороги или имеющихся съездов непосредственно к месту выполнения работ, а также появляется потребность в обустройстве временных площадок в зоне проводимых работ.

Основные особенности трасс северных газопроводов рассмотрим на примере головного участка МГ «Бованенково – Ухта» протяженностью 148 км, расположенного на п-ове Ямал. Данный участок характеризуется сплошным распространением многолетнемерзлых грунтов мощностью 200–400 м. Мерзлота сливающегося типа, несквозные талики и талые грунты развиты, как правило, под руслами средних и крупных рек и под крупными озерами.

Грунты по составу представлены всеми литологическими разностями (песками различной крупности, супесями, суглинками и глинами), с поверхности перекрытыми торфом мощностью 0,1–0,5 м. Иногда встречаются торфяники с мощностью торфа от дневной поверхности 1,5–3,0 м. Водонасыщенность грунтов доходит до 80 %, льдистость составляет 15–40 %. Пластовые залежи льда на отдельных участках располагаются вблизи дневной поверхности, а их толщина может достигать нескольких десятков метров, встречаются криопэги.

Температура мерзлых грунтов на глубине нулевых амплитуд изменяется от –3 до –5 °С. Глубина сезонного оттаивания грунтов на участках с торфами составляет 0,3–0,5 м, на сложенных на поверхности песками и суглинками участках – 0,5–1,2 м. В мерзлом состоянии грунты обладают высокой прочностью и несущей способностью. При оттаивании грунты переходят в жидкотекучее состояние и практически полностью теряют свойства несущего основания.

Передвигаться по оттаявшим грунтам может только вездеходная техника, в связи с чем строительство МГ осуществлялось только в период, характеризующийся устойчивыми отрицательными температурами, с передвижением строительной техники по зимникам. Следует отметить, что использование зимних дорог не исключает нарушений почвенно-растительного тундрового покрова (рис. 2а), а результатом таких нарушений впоследствии является значительное увеличение глубины оттаивания мерзлого грунта и активное обводнение территории.

Трасса головного участка МГ «Бованенково – Ухта» характеризуется наличием большого числа мелких озер, рек и ручьев (см. рис. 2б, в), а также значительными площадями заболоченных территорий (см. рис. 2г). Все эти особенности ландшафта становятся дополнительными препятствиями для передвижения техники и персонала вдоль трассы газопровода. Кроме того, на отдельных участках трассы на глубине 1,0–1,5 м от дневной поверхности залегают значительные по объему залежи пластовых льдов. Для предотвращения таяния подземных льдов на таких участках трассы МГ «Бованенково – Ухта» применена наземная прокладка газопровода в обваловке из привозного грунта (см. рис. 2д), т. е. при выполнении ремонтных работ на этих участках МГ многократно повышается значимость задачи по обеспечению сохранности почвенно-растительного покрова, являющегося своеобразной защитой от внешнего теплового воздействия подстилающих грунтов.

Следует отметить, что основная часть трассы МГ «Бованенково – Ухта» проложена подземно, только на 10 участках с залеганием подземного льда применена наземная прокладка, а на пяти переходах через водотоки, имеющие, как правило, крутые склоны, – надземная прокладка в виде однопролетных или многопролетных балочных переходов (см. рис. 2е).

Из конструктивных особенностей головного участка МГ «Бованенково – Ухта» следует отметить, что на ЛЧ есть восемь крановых узлов, два узла запуска и узел приема внутритрубных устройств, а также компрессорная станция. При этом возможность оперативной доставки техники, оборудования, материалов и др. имеется только к узлам запуска и приема внутритрубных устройств (в том числе к узлу запуска, смонтированному в начале участка на 3-м км газопровода подключения 1-й нитки) и к крановым узлам, находящимся непосредственно у компрессорной станции (Северный крановый узел на 119-м км и Южный крановый узел на 123-м км).

У других линейных крановых узлов существует возможность доставки на объект необходимого оборудования и персонала только по воздуху. Вблизи площадок крановых узлов обустроены вертолетные площадки и дороги, связывающие эти объекты (рис. 3). Такой метод доставки персонала и оборудования на объект осуществ-ляется, как правило, в целях проведения оценки его технического состояния, выполнения комплекса плановых профилактических и ремонтно-восстановительных работ.

В зимний период на стадии эксплуатации МГ зимник вдоль трассы газопровода не устраивается, но обустройство зимника возможно после возникновения необходимости проведения работ на газопроводе. В это время года площадки крановых узлов, в том числе и имеющиеся вертолетные площадки, подвержены снегозаносам, т. е. доставка персонала и оборудования по воздуху в этом случае возможна только после расчистки вертолетной площадки от снега.

Таким образом, на головном участке МГ «Бованенково – Ухта» осуществимо проведение плановых профилактических или ремонтно-восстановительных работ на всем его протяжении при условии задействования авиационной техники (вертолета). Без использования вертолета (при условии нахождения персонала и оборудования на КС или газовом промысле) возможно проведение работ только на крановых узлах у компрессорной станции, а также на узлах запуска и приема внутри-трубных устройств.

ВРЕМЕННЫЕ ОБЪЕКТЫ

Выполнение аварийно-восстановительных работ возможно только после обустройства временных дорог и заездов к ремонтируемому участку газопровода от имеющейся вдольтрассовой дороги и от базовых мест расположения техники. Обустройство временных площадок для размещения техники, оборудования, материалов, объектов жилого и хозяйственного назначения непосредственно вблизи места проведения работ также способствует уменьшению затрат времени на проведение ремонтных мероприятий.

Обеспечить доступ к месту проведения работ по устранению аварий и инцидентов, произошедших на труднодоступных участках трассы МГ, позволяют сборно-разборные дорожные конструкции [2–6] и готовность эксплуатирующей организации к их применению для сооружения временных вдольтрассовых дорог (проездов) и временных площадок. Средства для сооружения временных дорог и площадок, как правило, состоят из плиты, выполняемой из деревянного бруса, полимерных или стеклопластиковых материалов и замкового устройства, обеспечивающего скрепление плит между собой. Для обеспечения необходимой прочности плит и увеличения срока их службы применяют специальные конструктивные решения, например деревянный брус помещают в металлическую оправу.

Используются также конструктивные решения, позволяющие сворачивать средства для сооружения временных дорог в рулон и обеспечивающие их автоматизированную укладку, что заметно сокращает время на устройство дороги, но требует применения специальной дорогостоящей техники. Временные дороги и площадки сооружают на время проведения ремонтно-восстановительных работ, а после их окончания средства для сооружения временных дорог и площадок подлежат демонтажу и доставке к месту хранения.

Дороги со сборно-разборным покрытием способны не только обеспечить проезд транспортных средств, но и минимизировать повреждения почвы и растительного покрова. Этот аспект особенно важен для регионов с особыми экологическими или технологическими условиями, такими как многолетнемерзлые грунты, тунд-ра, заповедники, плодородные грунты.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Вопросы использования временных дорог на объектах транспорта газа в настоящее время требуют всесторонней научно-технической проработки. В частности, должны быть определены технические требования к средствам для сооружения временных дорог и площадок и область их применения, этапы и состав работ по сооружению временных дорог и площадок, разработаны технические решения по конструкции временных дорог и площадок в зависимости от грунтовых особенностей места проведения работ, определены правила эксплуатации временных дорог и площадок, а также порядок проведения демонтажных работ и последующего хранения сборно-разборных покрытий. Весь вышеназванный комплекс исследований позволит определить конкретные сборно-разборные дорожные конструкции, пригодные для сооружения временных дорог и площадок на трассах МГ, а также порядок их применения, что в условиях отсутствия вдольтрассовых дорог или их значительной удаленности от трассы газопровода обеспечит готовность газотранспортных предприятий к оперативному проведению ремонтных работ, в том числе к устранению аварий и инцидентов на ЛЧ газопроводов.

В ООО «Газпром трансгаз Ухта» постоянно ведется деятельность по обеспечению работоспособности объектов газотранспортной сис-темы в процессе их эксплуатации. Оценка технического состояния и определение срока безопасной эксплуатации конструкционных элементов магистральных газопроводов (МГ) рассматриваются в качестве одного из основных направлений поддержания их работоспособности. При этом вопросы адекватности норм отбраковки и назначения методов ремонта конструкционных элементов МГ с различными дефектами представляются наиболее актуальными в условиях возрастающих возможностей диагностических организаций по их обследованию. Корректировку норм отбраковки и выбор оптимальных методов ремонта конструкционных элементов МГ с различными дефектами целесообразно осуществлять на основе экспериментальной оценки несущей способности и остаточного ресурса, определяемых по результатам полигонных и лабораторных испытаний.

СОЗДАНИЕ ИСПЫТАТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА

В последние годы в ООО «Газпром трансгаз Ухта» совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были разработаны и испытаны несколько конструкций стальных и стеклопластиковых муфт, анкерных и полимерно-контейнерных устройств. Проведены полигонные испытания трубных плетей с различными видами дефектов на площадках Управления аварийно-восстановительных работ и Центрального аэрогидродинамического института имени проф. Н.Е. Жуковского. Результаты испытаний использованы при разработке следующих стандартов ПАО «Газпром»: СТО Газпром 2-2.2-137–2007, ч. II [1]; СТО Газпром 2-2.3-425–2010, ч. IV [2]; СТО Газпром 2-2.3-335–2009 [3].

В настоящее время встал воп-рос о создании испытательного комплекса на базе ООО «Газпром трансгаз Ухта», актуальность которого связана с необходимостью более достоверной оценки несущей способности и остаточного ресурса труб в условиях, когда из-за повышения чувствительности средств неразрушающего конт-роля, в том числе внутритрубной диагностики, возросло количество дефектов, незначительных по геометрическим размерам, но требующих устранения по действующим нормам отбраковки [4]. Кроме того, целесообразность разработки испытательного комплекса отражена в Программе повышения эффективности технического диагностирования объектов ПАО «Газпром» [5].

В связи с этим в ООО «Газпром трансгаз Ухта» начата проработка вопросов, связанных с проектированием, строительством и обустройством испытательного комплекса по экспериментальной оценке и опытно-промышленной апробации материалов, техники, технологий и оборудования, применяемых на МГ и объектах их окружения.

Испытательный комплекс, схема составных частей которого представлена на рис. 1, рассмат-ривается как основа будущего специализированного научно-внедренческого центра. В состав испытательного комплекса планируется включить лаборатории, испытательный полигон и исследовательский полигон. Данные экспериментальных работ, полученные в лабораториях и на испытательном полигоне, позволят в последующем перейти к апробации инновационных технологий на исследовательском полигоне и к их опытно-промышленному применению на объектах газотранспортной системы ПАО «Газпром».

Лаборатории рассматриваются как неотъемлемая часть испытательного комплекса ООО «Газпром трансгаз Ухта». На сегодняшний день в Инженерно-техническом центре действуют лаборатория изоляционных материалов, лаборатории неразрушающего и разрушающего контроля, в задачи которых входят: получение базовых характеристик свойств металлов и материалов; испытания различных изоляционных материалов, применяемых при строительстве и капитальном ремонте; апробация диагностических средств неразрушающего контроля (НК); обследование объектов газотранспортной системы методами НК; опытная проверка измерительных систем для НК напряженно-деформированного состояния.

Важным компонентом испытательного комплекса является испытательный полигон, представляющий собой специально отведенную территорию, на которой будут размещаться специализированные стенды.

В перечень задач, решаемых на испытательном полигоне, будут входить: выборочное испытание труб и соединительных деталей трубопроводов; опытное определение несущей способности и остаточного ресурса дефектных конструкционных элементов МГ; апробация и адаптация новых средств НК, включая калибровку внутритрубных снарядов.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

Отдельные части испытательного полигона уже реализуются в ООО «Газпром трансгаз Ухта», например в 2015–2016 гг. был организован временный испытательный полигон. На специально отведенной площадке было смонтировано и установлено необходимое оборудование: трубные плети, опрессовочный агрегат, подключающие шлейфы и сис-темы мониторинга деформаций.

Программа проведения испы-таний предусматривала испыта-ния трубной плети 1420 мм с дефектами коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) и трубной плети 1220 мм с вмятинами. Общий вид плетей показан на рис. 2. Основной целью испытаний стала оценка несущей способности и остаточного срока службы труб с указанными дефектами без доступа коррозионной среды и других внешних воздействий, кроме внутреннего давления.

На разных этапах испытаний для выявления динамики и характерных особенностей развития дефектов проводили обследование трубных плетей методами НК, включающими электротензо-метрию, кривизнометрию, магнито-вихретоковую дефектоскопию, магнито-анизотропную дефектоскопию, контроль поведения и развития дефектов с фикса-цией размеров дефектов фотосъемкой. В ходе полигонных испытаний впервые в ООО «Газпром трансгаз Ухта» апробирована волоконно-оптическая система измерения деформаций.

Перед проведением полигонных испытаний по данным диспетчерской службы за пять лет выполнен ретроспективный анализ режима нагружения участков газопроводов, откуда были вырезаны трубы. На основе этих данных проведена схематизация случайного процесса нагружения трубопровода по методу выделения полных циклов в соответствии с ГОСТ 25.101–83 [6]. По результатам схематизации процесса нагружения получены эквивалентные циклы нагружения участков газопроводов с учетом коэффициента запаса по выносливости, равного 10, и консервативного подхода, предусматривающего накопление поврежденности в металле пропорционально размаху любого цикла. Таким образом, для участка МГ с трещинами КРН количество эквивалентных циклов в режиме 0 – 7,4 МПа – 0 составило 73,2 цикла в год, а для участка МГ с вмятинами – 62,9 цикла в год в режиме 0 – 5,4 МПа – 0.

В ходе полигонных испытаний трубные плети с дефектами КРН нагружались внутренним давлением ступенчато до рабочего давления с шагом 1,0 МПа и многократно в режиме 0 – 7,4 МПа – 0. На последней стадии полигонных испытаний провели подъем давления до разрушения с выдержкой при различных значениях испытательного давления, включая заводское.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Результаты анализа данных, полученных в ходе проведения полигонных испытаний, позволили оценить остаточный ресурс дефектных труб. Трубная плеть, состоящая из катушек с дефектами КРН, выдержала 2000 циклов многократного нагружения, что соответствует остаточному сроку службы газопровода не менее 27 лет с учетом результатов ретроспективного анализа фактического нагружения участка газопровода, из которого были вырезаны трубы.

Разрушение труб 1420 мм произошло при давлении 13,1 МПа, т. е. фактический коэффициент запаса составил 1,79 при проектном 1,80 по СНиП 2.05.06–85* [7] и нормативном 1,72 по СТО Газпром 2-2.3-173–2007 [8]. При этом очагом разрушения трубы стала колония продольных трещин с максимальной глубиной 32 % от толщины стенки трубы, показанная на рис. 3. Дефекты глубиной менее 15 % за все время циклических испытаний не увеличились в размерах, что подтвердили результаты мониторинга методами неразрушающего контроля и лабораторных обследований вырезанных образцов с трещинами после проведения полигонных испытаний.

Проведенные испытания плети 1420 мм показали, что трубы с неглубокими трещинами КРН обладают достаточной несущей способностью и остаточным ресурсом для эксплуатации в составе МГ при условии проведения качественной переизоляции таких труб.

Трубная плеть, состоящая из катушек двухшовных труб 1220 ×× 12 мм с вмятинами, выдержала 847 циклов многократного нагружения в режиме 0 – 5,4 МПа – 0, а первое разрушение произошло на 848-м цикле при давлении 5,4 МПа из-за раскрытия трещины по линии сплавления валика продольного шва, проходящего через вмятину глубиной 3 % от диаметра. В дальнейшем катушка трубы со сквозной трещиной была вырезана, а укороченную трубную плеть нагружали в вышеуказанном режиме, до достижения общего числа циклов, равного 1006. На последней стадии испытания выполнили подъем давления до разрушения. Разрушение трубной плети произошло при давлении 9,8 МПа вне зоны вмятин – в месте технологического дефекта. После разрушения в зонах механических и коррозионных дефектов, а также по краям вмятин были выявлены мелкие трещины. Вид образовавшихся трещин в различных местах вмятины показан на рис. 4.

Анализ результатов моделирования циклических испытаний вмятины с учетом упругопластических свойств металла трубы 1220 × 12 мм методом конечных элементов в программном комплексе ANSYS [9] подтвердил высокую вероятность образования трещин по краям вмятины. Визуализация расчета методом конечных элементов с зонами повышенной вероятности трещинообразования (выделено красным) показана на рис. 5.

С учетом ретроспективного анализа нагружения участка газопровода остаточный срок службы трубы с вмятиной, по которой произошло первое разрушение, составил 13 лет. Полигонные испытания труб с вмятинами показали, что отсутствует необходимость немедленной вырезки недопустимых по действующим нормам вмятин, и они могут быть устранены в плановом порядке. В то же время результаты испытаний выявили опасные зоны вмятин (сварные швы, механические дефекты и края вмятин), на которые необходимо обращать внимание при проведении диаг-ностического обследования труб с указанными дефектами.

Третья составная часть испытательного комплекса – исследовательский полигон – будет представлять собой участок действующего газопровода с присвоением ему временного стату-са исследовательского полигона. На исследовательских полиго-нах в пределах действующих участков МГ в ближайшее время планируется провести работы по апробации: анкерных и балластирующих устройств; различных ремонтных конструкций; покрытий, предназначенных для консервации дефектов КРН; современных средств контроля напряженно-деформированного состояния МГ и других средств диагностики.

В ООО «Газпром трансгаз Ухта» имеется положительный опыт апробации инновационных решений на действующих участках МГ. С 2015 по 2016 г. были проведены следующие работы.

Опытно-промышленные испытания электродов сравнения длительного действия различных производителей проведены в Воркутинском линейном производственном управлении магистральных газопроводов (ЛПУМГ) на системе МГ «Бованенково – Ухта». В результате испытаний определены конструкции, пригодные для эксплуатации в сложных климатических условиях.

Совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проходят испытания битумно-полимерных покрытий с ингибирующей КРН композицией ИФХАН-29, разработанной ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для консервации дефектов КРН в процессе трассовой переизоляции. Испытания проводятся в Грязовецком ЛПУМГ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты, полученные в лабораториях, на временном испытательном и исследовательских полигонах, еще раз подчеркивают актуальность дальнейшего развития всех составных частей испытательного комплекса.

Реализация всех составных частей испытательного комплекса даст возможность выполнять расчетно-экспериментальную оценку работоспособности конструкционных элементов МГ с различными дефектами, а также позволит эффективно осваивать и внедрять новые технологии. В итоге использование испытательного комплекса позволит создать базу экспериментально проверенных данных для пересмотра концепции норм отбраковки с учетом резерва прочности труб и экономической целесообразности.

Газотранспортная система России – крупнейшая в мире: общая протяженность только магист-ральных газопроводов, по официальным данным ПАО «Газпром», за 2018 г. составляет 172,1 тыс. км. Многие из них строились в период освоения гигантских месторождений Западной Сибири – 30 и более лет назад – и, учитывая длительность эксплуатации, нуждаются в проведении планового капитального ремонта.

Ежегодно возрастающие объемы капитального ремонта требуют больших материально-технических и финансовых затрат. В то же время часть труб, демонтируемых при капитальном ремонте на объектах ПАО «Газпром», находится в таком техническом состоянии, при котором они вполне могут быть использованы по своему прямому назначению. Стремление снизить стоимость и повысить эффективность капитального ремонта стало стимулом к появлению в России методов восстановления труб на специализированных предприятиях для возможности повторного применения.

Одним из таких предприятий является специализированное предприятие по ремонту и изоляции труб (СПРИТ) с собственными запатентованными и аттестованными в ПАО «Газпром» современными технологиями ремонта и нанесения защитного полиуретанового покрытия автоматическим способом.

Первые шаги по созданию данного предприятия были сделаны в 2016 г. Отправной точкой послужило получение согласованных ПАО «Газпром» мероприятий по созданию оборотного фонда труб повторного применения в ООО «Газпром трансгаз Чайковский». Начинались они с тщательной проработки технико-экономических показателей и выбора современного оборудования. В этом же году на производственной базе ООО «Чусовской завод по восстановлению труб» в пос. Лямино (Чусовской р-н, Пермский край) при участии на всех этапах партнера АО «Краснодаргазстрой» ООО «Газстройинновация» приступило к строительству СПРИТ.

В кратчайшие сроки (менее 6 мес) СПРИТ ООО «Газстройинновация» было запущено, и уже в 2017 г. состоялось торжественное открытие предприятия при участии губернатора Пермского края М.Г. Решетникова. Завод стал резидентом Территории опережающего социально-экономического развития (ТОСЭР) Чусовой (часть территории субъекта РФ, на которой в соответствии с Решением Правительства РФ установлен особый правовой режим осуществ-ления предпринимательской и иной деятельности в целях формирования благоприятных условий для привлечения инвестиций, обеспечения ускоренного социально-экономического развития и создания комфортных условий для обеспечения жизнедеятельности населения, – Федеральный закон от 29.12.2014 № 473-ФЗ) [1]. Развитие ТОСЭР продолжается, в дальнейшем на данной территории планируется выполнить комплекс мероприятий по совершенствованию инфраструктуры и благоустройству.

ОСОБЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВА

Интерес ООО «Газпром трансгаз Чайковский» к СПРИТ не случаен. Демонтированные при проведении капитальных ремонтов магистральных газопроводов (МГ) трубы будут проходить полный цикл восстановления – от ремонта до нанесения изоляционного полиуретанового покрытия российского производства. С учетом ориентированности промышленности на импортозамещающие технологии, полиуретановое покрытие производства ООО «Газстройинновация», применяемое на СПРИТ, практически не имеет аналогов среди отечественных производителей и отвечает характеристикам, соответствующим зарубежным аналогам, а зачастую превосходит их. Кроме того, выгодное расположение СПРИТ ООО «Газстройинновация» позволяет решить ряд вопросов, связанных с логистикой. Дело в том, что СПРИТ расположен в непосредственной близости к объектам капитального ремонта, что сокращает сроки ремонта и поставки труб, а также минимизирует повреждение защитного покрытия.

Оперативность качественного восстановления труб выгодна как для заказчика в лице ООО «Газпром трансгаз Чайковский», так и для исполнителя работ в лице ООО «Газстройинновация». Именно поэтому газотранспортное Общество было инициатором и принимало активное участие во всех этапах создания специализированного предприятия по ремонту и изоляции труб ООО «Газстройинновация» – от разработки мероприятий до запуска СПРИТ, – ведь оно станет основным потребителем готовой продукции – труб повторного применения в защитном полиуретановом покрытии.

В соответствии с действующими нормативными документами ПАО «Газпром» на СПРИТ была аттестована технология ремонта и изоляции труб с участием Департамента 308 (В.А. Михаленко), Департамента 338 (С.В. Скрынников), ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «Газпром газнадзор».

Деятельность СПРИТ ООО «Газстройинновация» в 2017 г. позволила выполнить капитальный ремонт участка МГ «СРТО-Урал» для нужд ООО «Газпром трансгаз Чайковский» с вовлечением отремонтированной на данном предприятии трубы повторного применения Ду 1420 мм в объеме 6,4 км.

С момента запуска предприятия и по июнь 2018 г. на СПРИТ отремонтировано и заизолировано более 12 000 пог. м труб повторного применения для нужд ООО «Газпром трансгаз Чайковский», работы продолжаются.

Уникальные технологии ООО «Газстройинновация», применяемые на СПРИТ для ремонта труб повторного применения и для нанесения полиуретановых покрытий собственного производства («РПУ-1001» и «РПУ-1021») вкупе с контролем всей производственной цепи от изготовления материала до его нанесения, позволяют достичь высокого качества готовой продукции – трубы в наружном полиуретановом двухкомпонентном защитном покрытии, о чем свидетельствуют отзывы конечного потребителя – ООО «Газпром трансгаз Чайковский» – и заказчика – АО «Краснодаргазстрой».

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА

Особенности работы цеха нанесения полиуретанового покрытия и этапы выполнения работ СПРИТ ООО «Газстройинновация» рассмотрены ниже.

Все работы по восстановлению труб на предприятии производятся в соответствии с действующими нормативными документами ПАО «Газпром», в том числе с Временным регламентом подготовки, ремонта и нанесения изоляции на трубы, бывшие в эксплуатации в заводских условиях, Инструкцией по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов [2], СТО Газпром 2-2.3-484–2010 [3].

Работы производятся в соответствии со следующими этапами: приемка, входной контроль материалов и труб; очистка труб; комплексное диагностическое обследование труб; ремонт труб; подготовка кромок труб под сварку; нагрев труб; подготовка поверхности перед нанесением изоляции; нанесение полиуретанового покрытия; контроль качества покрытия; маркировка труб с полиуретановым покрытием; погрузочно-разгрузочные работы; транспортировка, хранение.

Более подробно остановимся на цехе изоляции и применяемой технологии автоматического нанесения полиуретанового покрытия на трубы повторного применения.

Данный цех (рис. 1) площадью 1080 м2 обеспечивает круглогодичное нанесение на трубы защитного наружного антикоррозионного двухкомпонентного полиуретанового покрытия производства ООО «Газстройинновация».

Оборудование может быть легко демонтировано и смонтировано вновь в течение 1–1,5 мес при необходимости перебазирования на другой объект капитального ремонта МГ.

Производительность одной линии при односменном восьмичасовом графике работы позволяет обеспечить выпуск труб диамет-ром 1420 мм с полиуретановым покрытием в количестве 5–8 шт. (1200–1950 м труб в АКП в мес). При необходимости возможен двухсменный график работы.

После того как трубу отремонтировали, ее по направляющим закатывают в цех изоляции и приступают к этапу подготовки поверхности для дальнейшего нанесения защитного покрытия.

Сначала трубу необходимо нагреть (осушить) при помощи дизельной горелки до 60±10 ºС и, используя внутрицеховую кран-балку, переместить на участок следующего важного этапа – подготовки поверхности трубы дробеметной установкой, от этого будет зависеть качество конечного продукта.

Во время проведения данного этапа труба на протяжении 45 мин вращается вокруг своей оси на роликовых опорах, а дробеметная установка перемещается вдоль трубы по рельсам с заданной скоростью, обеспечивающей степень очистки поверхности трубы не менее Sa 2,5 по ISO 8501-1:1988 [4], шероховатость поверхности Rz = 70–150 мкм по ISO 8503-4:1988 [5]. Степень запыленности на выходе соответствует 2-му классу по ISO 8502-3:1992 [6]. Содержание солей на наружной поверхности трубы перед очисткой – 10 мг/м2 по ISO 8502-2:1992 [7] (норма требований в соответствии с СТО Газпром 9.1-018–2012 [8] – не более 20 мг/м2).

После получения положительных результатов контроля подготовки поверхности трубы наступает основной этап нанесения автоматическим способом наружного защитного полиуретанового покрытия «РПУ-1021» автоматической установкой (рис. 2).

Труба при помощи внутрицеховой кран-балки перемещается на участок нанесения изоляционного покрытия. Работы по нанесению наружного защитного покрытия на основе материала «РПУ-1021» осуществляются при следующих благоприятных для нанесения условиях: температура окружающего воздуха в цехе – не менее 15 °С; относительная влажность воздуха не должна превышать 80 %; температура поверхности трубы перед нанесением – от 15 °С.

Покрытие «РПУ-1021» является беспраймерной системой, состоящей из двухкомпонентной полиуретановой мастики, наносимой безвоздушным распылением установкой высокого давления, обеспечивающей дозирование компонентов в соотношении 3:1 (компонентов А и Б соответственно) при температуре компонента А 60 °С и компонента Б 30 °С. Нанесение осуществляется в один слой.

Труба, так же как и на предыдущем этапе, вращается вокруг своей оси на протяжении 50 мин на роликовых опорах, позволяя равномерно наносить изоляционное покрытие «РПУ-1021» при помощи распылительной форсунки, размещенной и движущейся на подвижной платформе вдоль трубы по рельсовому пути с заданной скоростью.

Заключительным этапом внутрицеховых работ является контроль качества защитного покрытия в объеме приемо-сдаточных испытаний в соответствии с СТО Газпром 9.1-018–2012 [8] и осуществляется собственной аттестованной лабораторией в зоне накопителя. При получении положительных результатов готовая продукция – труба в АКП отправляется на хранение и проведение входного контроля. На площадке СПРИТ организован участок входного контроля силами специалистов инженерно-технического центра ООО «Газпром трансгаз Чайковский». На данном участке проводится неразрушающий контроль изготовленных труб на предмет соответствия действующим требованиям, установленным в ПАО «Газпром».

ВЫВОДЫ

Совместное участие конечного потребителя готовой продукции ООО «Газпром трансгаз Чайковский», централизованного оператора по трубам, бывшим в эксплуатации АО «Краснодаргазстрой» и ООО «Газстройинновация», позволило запустить современное предприятие, не имеющее аналогов в РФ и позволяющее выпускать качественную готовую продукцию – трубу повторного применения в защитном изоляционном покрытии «РПУ-1021», не уступающую по характеристикам новой и позволяющую достичь экономического эффекта в 30–40 % от использования труб повторного применения при капитальном ремонте магистральных газопроводов, восстановленных на СПРИТ ООО «Газстройинновация».

Компрессорный парк ПАО «Газпром» включает 307 компрессорных станций (805 компрессорных цехов) с установленной мощностью около 54 ГВт и характеризуется большим количеством (4612 шт.) и разнообразием газоперекачивающих агрегатов (ГПА) по типоразмерам и годам выпуска.

Структура парка по типам привода и единичным мощностям достаточно консервативна и не меняется на протяжении многих лет. Преобладают ГПА с газотурбинным приводом (почти 90 % парка), половину парка составляют агрегаты мощностью 16–18 МВт. Установленная мощность парка растет приблизительно на 1,5 % в год. В эксплуатации остаются практически все установленные ранее типы ГПА: более 60 типов приводов и 100 типов газовых компрессоров.

Средний возраст парка по наработке монотонно возрастает: наработка более половины парка агрегатов превысила 100 тыс. ч. Основная часть парка эксплуатируется в режиме постоянного продления ресурса с применением «поузловой реновации» ГПА и технически не имеет предельного срока жизненного цикла.

Средняя наработка на отказ всего парка газотурбинных ГПА ПАО «Газпром» является стабильной и имеет тенденцию к росту (текущий показатель – около 12 тыс. ч). Конструктивные дефекты и их последствия для определенных типов известны. Относительно высокий уровень среднего показателя достигается за счет обеспечения надежной работы «старого» парка ГПА. Коэффи-циент готовности стабилизировался на уровне 0,97–0,98.

Коэффициент технического использования КТИ всего парка газотурбинных ГПА также имеет тенденцию к росту (текущий показатель – около 0,80). Наработка на пуск в среднем составляет около 350 ч (диапазон – 100–700 ч).

На протяжении десятилетий техническое состояние газотранспортных систем (ГТС) ПАО «Газпром» поддерживается (в основном по централизованному принципу) на уровне, достаточном для выполнения функций транспортировки газа потребителям. При этом традиционные и новые проблемы функционирования компрессорного парка (надежность, техническое состояние, энергоэффективность, промышленная и энергетическая безопасность, импортозамещение и др.) решаются преимущественно в рамках системы технического обслуживания и ремонта (ТОиР).

Развитие цифровых технологий ориентировано на тенденции, характерные для бизнес-процессов управления объектами вертикально-интегрированной компании (централизация, унификация, бюрократизация), и позволяет осуществлять количественный мониторинг и учет эксплуатационных режимов ГПА (как привода, так и газового компрессора), показателей надежности и технического состояния.

МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ

Для управления бизнес-процессом транспортировки газа создается отраслевая информационно-управляющая система, включающая в числе других функций систему управления техническим состоянием и целостностью линейной частью (СУТСЦ ЛЧ) магистральных газопроводов и систему управления техническим состоянием и целостностью площадных объектов (СУТСЦ ПО). При их последовательной разработке и стремлении к унификации потребовалось уточнение методических вопросов [1] по следующим позициям:

– методические подходы для линейной части (ЛЧ) в известной мере применимы к технологическим трубопроводам компрессорных станций (ТТ КС) и емкостному оборудованию, но не могут быть приемлемы по отношению к вращающемуся (прежде всего газоперекачивающему) оборудованию из-за различий физических процессов деградации объектов в процессе эксплуатации и систем ТОиР. Для ТТ КС результат диагностического обслуживания (ДО) может не требовать последующего ТОиР. Для оборудования (независимо от типа обслуживания) ДО является одним из элементов ТОиР, поэтому применяются разные ресурсные показатели (срок службы, наработка), предусмотренные ГОСТ 27002–15 [2];

– преобладание методов ранжирования объектов на базе логико-экспертного подхода недостаточно обоснованно в части весовых коэффициентов влияния, в результате значимость базового оборудования (ГПА) теряется на фоне ТТ КС и объектов «второго порядка»;

– в отличие от предшествующего периода не ставится задача поддержания всех элементов ПО в исправном состоянии (по [2]).

Современная задача СУТСЦ ПО – оптимальное управление ресурсами для поддержания ограниченной работоспособности ПО на уровне текущих потребностей транспортировки газа. При этом ТОиР установок с газотурбинным приводом может быть ориентировано на различающиеся концепции в зависимости от условий и задач их применения.

Концепция поддержания проектной (или близкой к ней) работоспособности характерна для устойчивой базовой эксплуатации (максимум мощности и времени работы). Так, в 1960–1980 гг. срок работы компрессорного парка часто достигал 70 % календарного времени. Элементы этой концепции продолжают оставаться в поле зрения [3].

Концепция «безотказности» основана на применении многофункциональных автоматических диагностических систем (АСД), способных предсказывать отказы и их причины (ее конечным результатом является безрезервная работа КС). Но на фоне относительной стоимости и времени вынужденных ремонтов (около 5 % от затрат на ТОиР) и высокой стоимости АСД технико-коммерческая эффективность концепции пока не доказана.

Риск-ориентированный подход допускает возможность увеличения (уменьшения) продукции за счет надежности и ресурса. Эта концепция приемлема для пиковых электростанций, где кратковременное увеличение контрактных поставок электроэнергии может быть достигнуто форсированием режимов с потерей ресурса ГТУ. Компрессорные станции не производят товарную продукцию, а являются элементом технологии транспортировки газа, и результаты этой деятельности проявляются в составе магистрального газопровода (ГТС). Более того, полезная работа КС (ГПА), выражаемая величиной политропной работы сжатия газа, представляется достаточно условной величиной, а степень влияния отдельной КС на показатели ГТС является сложной и конкретной задачей.

В текущих условиях эксплуатации ГТС наиболее приемлема концепция эксплуатационной (производственно-технологической) готовности [2, 4], т. е. способности объекта выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях эксплуатации при соответствующем ТОиР. Особенности данной концепции состоят в поддержании базы статистических данных о режимах эксплуатации, надежности, техническом состоянии и показателях ТОиР, унификации методов их обработки и анализа. При этом процесс ТОиР планируется в следующей последовательности: технологическое задание по товаротранспортной работе ГТС – определение параметров компримирования КС с учетом технического состояния оборудования – расчет баланса времени ГПА с учетом надежности и выработки ресурса – планирование ТОиР. Эффектообразующие факторы проявляются внутри каждого элемента этой цепочки.

ПОКАЗАТЕЛИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ГОТОВНОСТИ

Системная надежность ГПА и КЦ в составе ГТС. Занимая достаточно скромное место в структуре капитальных затрат (например, 3–5 % от стоимости газопровода), ГПА определяют функциональную работоспособность и эксплуатационную готовность системы.

Системная надежность обеспечивается в проектах и в процессе эксплуатации [5, 6 ]: обеспечением режимов пропускной способности магистрального газопровода, которые являются системным резервом для режима проектной производительности; наличием резерва ГПА в каждом цехе: 2 + 1, 3 + 1, 4 + 1(2) и т. д.; наличием технологических перемычек между компрессорными цехами (КЦ); созданием запаса базовых элементов ГПА (газогенераторов, силовых турбин, роторов газовых компрессоров и др.).

Диагностика ГПА. Для применения в газотурбинных установках предлагаются, как правило в качестве дополнительной комплектации, различные автоматизированные системы. Опыт применения многофункциональных (комплексных) АСД и построения на их основе вертикально-интегрированных систем диагностического сопровождения парка ГПА не получил широкого распространения по технико-экономическим критериям (стоимость многофункциональных АСД может составлять до 10 % стоимости ГТУ) при достаточно высоких показателях надежности «старого» парка ГПА.

В связи с этим потребовались новые подходы к ДО ГПА: технологический online-мониторинг характеристик ГТУ и ЦБК в составе системы автоматического управления (САУ) ГПА [7]; вибро-мониторинг и виброзащита – в составе САУ ГПА; диагностика состояния узлов и деталей – элемент системы ТОиР, выполняемый специализированными службами (производитель, ремонтник); эксплуатация ГПА «по состоянию» (технологическому и техническому); долгосрочные сервис-контракты с производителем.

Стандартные системы ТОиР предусматривают: техническое обслуживание при использовании; техническое обслуживание агрегата, находящегося в резерве; плановые ремонты (средний и капитальный) [8].

Объем и затраты ТОиР определяют следующие факторы: режимы и условия эксплуатации (нагрузка, наработка, климатические факторы и др.); физическое старение и деградация эксплуатационных показателей; статистические показатели надежности; удельные затраты ТОиР.

Эксплуатационные возможности оптимизации затрат на ТОиР содержатся в комбинации: меж-ремонтных ресурсов (продление или перераспределение объемов по видам), технического состояния по располагаемой и потреб-ляемой мощности (ГТУ и газового компрессора) и показателей надежности с учетом нормативного резервирования. Понятия и показатели надежности, технического состояния и ТОиР служат также основой для экспертизы промышленной безопасности. Это затратный элемент (около 5 % от общих затрат на ТОиР).

Поток режимно-эксплуатационной информации формируется в САУ ГПА и автоматизированной системе управления технологическим процессом КЦ, он вполне достаточен для мониторинга показателей функционирования ГТС и КС.

Техническое состояние (ТС) ГПА характеризуют следующие критерии: функциональная (параметрическая) способность обеспечить требуемые режимы компримирования газа; промышленная и экологическая безопасность; текущая и прогнозируемая надежность оборудования; технико-экономические показатели эксплуатации.

Комплексный показатель технического состояния ГПА определяется по формуле:

ПТСГПА = КNe.КЦБК.Кг,             (1)

где КNe – коэффициент технического состояния привода по мощности (отношение фактической приведенной мощности газотурбинной установки к номинальной мощности); КЦБК – коэффициент технического состояния газового компрессора (отношение фактического политропного коэффициента полезного действия центробежного газового компрессора к его номинальному значению); Кг – коэффициент готовности ГПА.

Показатель ПТСГПА характеризует степень потери функциональной работоспособности относительно эталонных показателей процессов компримирования, выработки приводом необходимой механической энергии и безотказности. Для КЦ показатель ПТСГПА определяется как среднеарифметическая величина значений показателей ТС установленных в нем ГПА.

Текущий показатель ПТСГПА используется как общая характеристика ТС парка ГПА; сравнительная характеристика основного оборудования разных КЦ, КС, ГТС.

Вместе с тем показатель ПТСГПА не может быть прямо применим для планирования ТОиР основного оборудования КЦ. Для этой цели должны быть привлечены показатели ресурса и технического использования.

Коэффициент готовности ГПА Кг – вероятность нахождения объекта в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусмотрено [2], статистически определяется как отношение рабочего времени к сумме рабочего времени и вынужденного простоя.

Коэффициент технического использования КТИ – отношение математического ожидания суммарного времени пребывания объекта в работоспособном состоянии за некоторый период эксплуатации к математическому ожиданию суммарного времени пребывания объекта в работоспособном состоянии и простоев, обусловленных техническим обслуживанием и ремонтом за этот же период [2], статистически определяется как отношение рабочего времени к сумме рабочего времени и времени всех видов ТОиР (плановых и неплановых).

Существующая практика мониторинга временных показателей эксплуатации ГПА базируется на отраслевом стандарте [9], который требует определенной актуализации (с сохранением преемственности) и восстановления аналитических функций.

Ресурсные показатели ГПА: общая наработка Tр (или эквивалентная наработка) – продолжительность работы ГПА в течение заданного периода; коэффициенты межремонтного и общего (полного) ресурса.

Понятие «эквивалентная наработка» и общая формула для ее расчета предусмотрены ГОСТ Р 52527–2006 [10] для учета влияния режимов эксплуатации ГТУ в целях увеличения межремонтного ресурса по техническому состоянию. До настоящего времени понятие «эквивалентная наработка» не применялось в связи с базовым характером эксплуатации ГПА (отсутствием частичных и пиковых нагрузок, экстренных пусков и резких изменений режимов). Но при развитии цифровых технологий для статистического контроля режимов эксплуатации данный резерв сокращения эксплуатационных затрат может быть использован.

Коэффициенты остаточного меж-ремонтного ресурса (текущего, среднего, капитального, полного) Кмр определяются по формуле:

Кмр = 1 - ,                                       (2)

где Tмр – наработка после последнего ремонта, тыс. ч; – нормативная наработка между ремонтами, тыс. ч.

Нормативные показатели меж-ремонтных ресурсов и продолжительность ремонтов ГПА определяются по СТО Газпром 2-2.3-681–2012 [8].

Прогноз коэффициентов технического состояния ПТСГПА, КNe, КЦБК и коэффициентов надежности Кг, КТИ выполняется по среднестатистическим показателям за последние пять лет для данного типа оборудования данного газотранспортного Общества; на основе экспертного прогноза на последующие пять лет.

Для унификации расчетных алгоритмов для показателей технического состояния ГПА ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработаны методика и технологический регламент на технологию удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей технического состояния парка ГПА ЕСГ ПАО «Газпром» [11].

Критерием принятия решений и ранжирования КЦ является потребность (объем) ремонтных работ ГПА в планируемый период с учетом фактического технического состояния и планируемой загрузки КЦ. Указанная потребность выражается суммой календарного времени, необходимого для ТОиР (ремонто-часы), т. е. принимается постулат о пропорциональности затрат ТОиР и ремонтного времени.

Последовательность расчетной оценки: выполняется расчет суммарной потребляемой мощности ГПА для КЦ (КС, ГТС); определяется располагаемая мощность ГПА с учетом технического состояния; определяется среднее количество работающих ГПА (делением потребляемой мощности КЦ на располагаемую мощность ГПА); вычисляется сумма необходимого рабочего времени; с применением коэффициента технического использования определяются необходимые ремонто-часы; выполняется корректировка по остаточному межремонтному ресурсу.

Планируемый режим является режимом проектной производительности и служит для расчета наработки ГПА в планируемом периоде. Среднее количество рабочих агрегатов в рассматриваемом периоде определяется отношением потребляемой мощности КЦ и располагаемой мощности привода ГПА по формуле:

nр = ,                                               (3)

где Nп – мощность КЦ, потребляемая в расчетном периоде; Nр – располагаемая мощность ГПА для условий расчетного периода.

Наработка ГПА (КЦ) определяется по режиму проектной производительности как произведение количества рабочих агрегатов nр на время календарного периода Tк по формуле:

Tр = nрTк.                                      (4)

Суммарное относительное (к календарному) время работы ГПА для КЦ определяется по формуле:

,                                                        (5)

где nуст – число установленных ГПА в цехе.

На начало планируемого периода определяются для КЦ показатели надежности (за последние пять лет) и остаточного межремонтного ресурса (из системы статистического учета показателей надежности ГПА): коэффициент технического использования, КТИ; суммарный фактический остаточный межремонтный ресурс КЦ Тмр.

Для планируемого периода определяются показатели баланса времени КЦ, время ремонтов плановых и вынужденных вычисляется по формуле:

= Tппр + Tвп = Tр( - 1),         (6)

время ремонтное с учетом остаточного межремонтного ресурса на конец периода – по формуле:

Tрем = ( -1).Tр - Тмр,                   (7)

где Tмр – суммарный остаточный межремонтный ресурс на конец периода, ч.

Необходимое ремонтное время (ремонто-часы) является рейтинговым показателем, учитывающим техническое состояние через располагаемую мощность и надежность через коэффициент технического использования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Применение показателей эксплуатационной готовности для процесса транспортировки газа позволяет обеспечить контроль, анализ и планирование процес-са ТОиР, при этом в каждом из показателей содержатся резервы для оптимизации эксплуатационных затрат.

Рассмотренные методические подходы к системе технического обслуживания и ремонта парка газоперекачивающих агрегатов нацелены на эксплуатацию компрессорных станций в современных условиях. Концепция эксплуатационной (производственно-технологической) готовности способствует сокращению эксплуатационных издержек в рамках создаваемой информационно-управляющей системы транспортировкой газа.