Краткий анализ газовой отрасли России
Газовая отрасль России имеет сложную продолжительную историю. Первые упоминания об отечественной газовой промышленности были в октябре 1811 года, когда изобретателем Петром Соболевским была создана и испытана первая отечественная установка для получения искусственного газа. В дореволюционной России большое внимание уделяли искусственному газу, который использовали для освещения. С середины 19 века искусственному газу конкуренцию составляют керосин и другие горючие. Позднее начинает внедряться электричество, а искусственный газ теряет прежнюю востребованность [7].
Что касается природного газа, то летом 1923 года Геологический комитет отправил первую газовую экспедицию для сбора проб газов Мельниковского месторождения. Месторождения природного газа, как правило были случайными открытиями. В 1928 году появился первый газобензиновый абсорбционный завод. А в 1943 году в эксплуатацию ввели первый магистральный газопровод «Бугуруслан- Похвистнево-Куйбышев» длина которого составила 165 километров. В июне 1945 года город Куйбышев стал одним из первых газифицированных городов СССР. В конце 60-х годов Уренгойское месторождение стало самым крупным месторождением мира. Советско-западно-германский договор: «Газ в обмен на трубы», положил начало сотрудничеству с другими странами.1973 год изменил многое. Грянула война «судного дня» между Израилем и арабскими странами. В ответ на поддержку Израиля со стороны США, арабские страны резко сократили добычу черного золота и цены на мировых рынках подскочили в 4 раза. Западный мир столкнулся с дефицитом энергоресурсов. Сотрудничество с СССР вышло на принципиально новый уровень. «Уренгой-Помары Ужгород» приносит колоссальные доходы. В 1984 году Советский Союз выходит по добычи газа на первое место в мире. После распада СССР экспорт газа вытягивал всю российскую экономику.
В настоящем времени газ по-прежнему является важным фактором благосостояния страны. Природный газ является самым экологически чистым и экономически эффективным источником энергии. Газотранспортная система России самая крупнейшая в мире: около 900 тысяч километров труб, 247 компрессорных станций, 22 подземных хранилищ.
Российская Федерация на сегодняшний день занимает первую позицию в мире по количеству доказанных месторождений. Сегодня в нашей стране ведущую позицию занимает ПАО «Газпром». Компания занимается добычей и доставкой природного газа потребителям. «Газпром» располагает 36 триллионами кубических метров газа, это 17 процентов от всех мировых запасов [21]. Следующая по значимости после «Газпрома» является ПАО «НОВАТЭК», так же является ведущей российской компанией по добыче, переработке и транспортировке природного газа и жидких углеводородов.
Основными регионами, в которых ведутся геологоразведочные работы, являются (рис.1.1.):
- шельф Карского, Баренцева и Печорского морей;
- полуостров Ямал;
- север Тазовского полуострова, Обская и Тазовская губы, Надым-Пур-Тазовский район;
- обрамление Астраханского свода и Прикаспийской впадины;
- Красноярский край;
- Иркутская область;
- Республика Саха (Якутия);
- полуостров Камчатка и Прикамчатский шельф;
- шельф острова Сахалин [21].
Рис.1.1.Основные регионы проведения геологоразведочных работ
Добыча газа в России в 2018 году выросла на 5% по сравнению с показателем предыдущего года — до 725 млрд кубометров, что является рекордным значением за последние 18 лет. Об этом сообщил министр энергетики РФ Александр Новак в ходе встречи президентом РФ Владимиром Путиным.
1.2. ГАЗОТРАНСПОРТНАЯ СИСТЕМА
Первый металлический трубопровод с целью подачи газа потребителем был построен во Фредонии (Америка) в 1825г. А первый крупный газопровод от промыслов штата Индиана до Чикаго длиной 195 километров и диаметром 2 метра был создан в 1891г. И в дальнейшем трубопроводный транспорт газа развивался преимущественно в США. В формировании трубопроводного транспорта газа России можно поделить на 3 стадии:
• I-й период: вплоть до 1956 г.;
• II-й период: вплоть до распада СССР;
• III-й период: нынешний этап.
В 1880-1890 годах в районе Баку появились первые газопроводы регионального назначения. В 1925-1936 годах в регионе Баку был сооружен ряд газопроводов диаметром 30-40 сантиметров незначительной протяженностью с целью транспортировки попутного нефтяного газа с месторождений, которые были поблизости. В годы великой отечественной войны газификация продолжалась, летом 1942 года за двадцать суток был проложен газопровод Саратов - Елшанка, который составлял 18 километров. В 1942 – 1943 годах был проложен 160 – километровый газопровод Куйбышев – Похвистнево, диаметр которого составлял 32,5 сантиметров. Осенью 1944 года Государственный совет установил решение о постройке магистрального трубопровода Саратов – Москва протяженностью 843 километров. Второй крупный газопровод Дашава-Киев-Брянск-Москва был запущен в 1952 году. К зиме 1955 года общая продолжительность газопроводов в стране насчитывала лишь 4861 километров.
В период с 1956 г. до распада СССР начиналось активное строительство газопроводов. В 1956 году было увеличено газоснабжение Москвы, Ростова, Таганрога и других городов, благодаря вводу в эксплуатацию первой нитки газопровода Ставрополь – Москва. В этот же этап с новых месторождений были проложены газопроводы Ишимбай – Магнитогорск, Шкапово – Ишимбай, Казань – Горький, Саратов – Вольск, Муханово – Куйбышев, Серпухов – Ленинград и цикл иных. Если в прошлые года в стране возводили единичные газопроводы, объединяющие газовые месторождения с индустриальными центрами, то к 1960-ым годам стали развиваться полные газопроводные системы. Данные по изменению протяженности газопроводов в нашей стране приведены в табл.1.
Таблица 1
Протяженность газопроводов в СССР
Год |
1940 |
1945 |
1950 |
1955 |
1960 |
1965 |
1970 |
1975 |
1980 |
1985 |
1990 |
Длина тыс. км |
0,33 |
0,62 |
2,31 |
4,86 |
21,0 |
41,8 |
67,5 |
98,7 |
132,7 |
179,0 |
209,0 |
Единая система газоснабжения России – это комплекс, который включает в себя объекты переработки, добычи, транспортировки, распределения и хранения газа в стране (рис.1).
Рис 1.
1.3. УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЧАСТЬЮ ГТС
Трубопроводы имеют простую внешнюю конструкцию, но при этом они имеют сильное воздействие силовых факторов, многообразные нагрузки и масштабность. Также трудности встречаются при диагностике трубопроводов, которые располагаются под землей, что приводит к увеличению вероятности возникновения отказов. Прокладка магистральных трубопроводов на длительное расстояние в северных и субарктических регионах страны вызывает проблемы в их метрологическом обеспечении. К тому же параллельные ряды трубопроводов, имеющие большой диаметр и значительную протяженность, проложены в общих технических коридорах, пересекающиеся друг с другом. В год по ГТС проходит до 250 млрд м3 газа, а на некоторых участках достигает 340 млрд м3 в год. Безусловно, такая производительность формирует зону повышенного риска.
Несмотря на то, что газовая отрасль России динамично развивается, скопился ряд проблем в ГТС, зарождение которой происходило больше 50-ти лет назад. Большая часть проблем касается износа основного фонда газотранспортной сети. "Газпром" начал отсчет доли газопроводов с более чем 50-летним сроком эксплуатации в составе своих фондов: в 2011 году было 3%, а сейчас уже 18%. По состоянию на начало 2017 года свыше 25% газопроводов находятся в эксплуатации 30 лет.
Без проведения эффективных работ по метрологическому обеспечению системы сложно обеспечивать надежные поставки газа потребителю, учитывая продолжительный срок эксплуатации отдельных участков газотранспортной системы страны.
В 2008-2011 гг. проводились активные работы по ремонту и диагностике газопроводов, в результате которых протяженность участков, которые работают со сниженным рабочим давлением и влияют на пропускную способность ГТС, сокращена. К 2011 году была снижена аварийность газопроводов, которая выражается в частоте отказов на 1000 км в год, с 0,18 до 0,1 случая.
По итогам 2018 года в отчетах Ростехнадзора число аварий на газотранспортной системе увеличилось в два раза. Было зафиксировано 8 случаев аварийных ситуаций, основными причинами которых является физический износ и коррозия участков трубопроводов.
Следовательно, аспекты, связанные коррозией и износов участков трубопроводов, заслуживают отдельного рассмотрения, как с технологической, так и с научной стороны. Работы по устранению данных проблем включают в себя:
- диагностику и защиту от коррозионного растрескивания трубопроводов;
- оснащение защитой сложных трубопроводных конструкций, которые применяются в участках с мерзлыми и скальными грунтами;
- диагностику эффективности и оптимизации защиты параллельных рядов газопроводов;
- унификацию оборудования.
На данный момент процедура управления технологическим состоянием основывается на проведении заранее определенного комплекса мероприятий по диагностике и профилактике участков в установленные сроки. Для повышения эффективности работ и надежности газотранспортной системы следует управлять техническим процессом, основываясь на анализах рисков аварийных ситуаций (рис.).
Рис. Схема управления техническим состоянием ГТС
Также, чтобы повысить эффективность обеспечения газотранспортной системы необходимо развивать и совершенствовать следующие аспекты:
- нормативные базы по оценке контроля технического состояния и надежности и технико-экономических рисков;
- расчетно-эмпирические способы определения показателей надежности и безопасности эксплуатации объектов.
Внутритрубная дефектоскопия (ВТД) является основным видом диагностических работ. Данный метод контроля является наиболее информативным, производительным и современным методом контроля. Главное достоинство метода внутритрубной дефектоскопии заключается в том, что допускается пропускать снаряды в потоке продукта, который транспортируется по трубопроводу, и в то же время осуществлять сбор данных о состоянии трубопровода, присутствии и объемах повреждений. По итогам внутритрубной дефектоскопии принимаются выводы о последующей эксплуатации исследуемого участка трубопровода, принимаются решения о методах ремонтных работ проблемных участков.
Ранее при проведении ВТД основной интерес уделялся обнаружению коррозийных повреждений, то в последнее время практически повсеместно используется комплекс дефектоскопического оборудования, который позволяет выявлять все виды дефектов. Благодаря полной внутритрубной диагностике значительно снижен риск аварийных ситуаций, которые связаны с дефектами, как коррозия.
Метрологическое обеспечение газотранспортной системы представляет сложный процесс. Неполная осведомленность о происходящих процессах в системе, может привести к принятию нерациональных решений, что приводит к ухудшению технико-технологической обеспеченности участка газопровода. Для обеспечения должного уровня технического обслуживания объектов ГТС нужна методология, которая позволяет определить основные закономерности между факторами и параметрами, которые влияют на техническое состояние линейной части ГТС.
Немецкое предприятие «Фербунднетц Газ АГ» разработало систему оценки управления процессами газопроводных сетей. Данная система основывается на методе вероятности отказов (Р15К Assessment). Этот способ позволяет оценить техническое состояние участка для принятия краткосрочных ремонтных мероприятий.
Также одним из примеров может служить Система контроля целостности трубопроводов PIMS предприятия «Газтранспорт Сервисез» (Нидерланды).
Обобщенно функциональность концепции PIMS можно сформулировать следующим способом:
- географическая и топологическая информация о сети трубопроводов;
- внутритрубные диагностики, отражающие дефекты, данные для анализа и сравнения;
- измерение и интерпретация состояния изоляционного покрытия трубопровода;
- оценивание риска в соответствии со стандартами NEN 3 650, CPR-18E;
- наблюдение и анализ аварий.
Если трубопроводы не подразумевают проведение внутритрубных диагностик, то применяют метод оценки и анализа, позволяющий предоставить информацию об относительной целостности участков трубопровода. Данный метод представляет собой использование данных физических характеристик, полученных при полевых измерениях, а также анализ сведений об эксплуатации участка трубопровода.
Процесс «непосредственной оценки» учитывает прошлые сведения о целостности и всю историю эксплуатации. Использование данных сведений позволяет выявить факторы, влияющие на структурную целостность.
Таким образом, тактическая ошибка заключается в том, что несомненные успехи в проведении внутритрубной, дефектоскопии лишь небольшого числа газопроводов были экстраполированы на всю газотранспортную систему. Это привело к тому, что на каком-то этапе наметилось значительное отставание в развитии интегрированной систем; обработки информации на всех этапах процесса контроля над системой газопроводов. То есть создание банка данных ВТД пока не решило в комплексе проблему создания в отрасли интегрированной системы управления целостностью.
Тем не менее направление выбрано правильное - и, скорей всего, в ближайшие годы программное обеспечение базы данных будет модернизироваться и приблизится по своим параметрам к мировым образцам.
Таким образом, создание в отрасли системы управления целостностью газопроводов позволит:
- комплексно оценивать техническое состояние объектов газотранспортной системы и прогнозировать развитие ситуации;
- реализовывать различные методики оценки риска;
- выделять приоритетные направления ремонтно- восстановительных работ и методы коррозионной защиты.
1.4.АНАЛИЗ ДЕФЕКТОВ
Эксплуатация магистральных газопроводов производится в сложных условиях при воздействии окружающей среды и разнообразных техногенных процессов. Исходя из этого, вытекает необходимость проведения регулярных диагностических работ по оценке технического состояния, на основании которых в дальнейшем принимаются решения по проведению восстановительных работ и дальнейшей эксплуатации.
Большое внимание сейчас уделяется развитию и совершенствованию метода неразрушающего контроля. Преимущество данного метода в том, что осуществлять проверку состояния отдельных участков технической системы производится без остановки эксплуатации. Автором 71 проведен анализ, который показывает достоинства и недостатки большого количества методов неразрушающего контроля, которые используются в нефтегазовой отрасли. На основе данного анализа можно сделать вывод, что метод акустической эмиссии, ультразвуковые и магнитографические методы являются наиболее перспективными из методов неразрушающего контроля.
Рассмотрим более детально эти методы.
Метод акустической эмиссии – это метод контроля, который основывается на анализе параметров упругих волн акустической эмиссии. Датчики регистрируют данные волны, преобразуя их в электрический сигнал. По результатам полученной информации производится оценка состояния материала конструкции под напряжением. При использовании диагностики акустико-эмиссионным методом можно обнаружить дефектную область задолго до того как возникнет опасность разрушения конструкции.
Преимущества метода:
- измерение происходит без вмешательства в систему регулируемого объекта;
- получение сведений в режиме реального времени;
- обнаружение дефектов осуществляется на раннем этапе, благодаря высокой чувствительности.
Метод акустической эмиссии широко используется при исследовании подводных, подземных и воздушных переходов участком до 120 метров для раннего выявления микродефектов и предотвращение их развития до опасной величины. Также метод используют для вычисления мест утечек на участках трубопровода с фланцевыми соединениями; при выявлении качества и герметичности сварных швов, запорной арматуры.
Но у метода есть и ограничения, которые связаны с высокой зависимостью от фонового шума.
Дефектоскопия – совокупность способов и средств неразрушающего контроля качества объектов с целью выявления повреждений и их строения.
В соответствии с систематизацией, приведенной в источнике, различают две основные категории ультразвуковой дефектоскопии:
- активные (основанные на излучении и приеме упругих волн);
- пассивные (основанные только на приеме волн, которые излучает сам предмет контроля). Ермолов И.Н.,. Ланге Ю.В. Ультразвуковой контроль. М.: Машиностроение, 2004. 864 с.: ил
Приблизительно с 1950-х годов доминирующим способом ультразвукового контроля служит эхоимпульсивный. Данный способ применяется в основном в таких сферах как:
- контроль литых, катанных, кованых изделий в металлургической промышленности;
- кораблестроение, машиностроение;
- измерение толщины стенки, контроля сварных соединений;
- определение свойств твердого тела в научно-исследовательских лабораториях;
- контроль коррозии;
- контроль трубопроводов.
Ультразвуковая технология гарантирует высокую точность измерений толщины стенки и глубины дефекта, а также возможность получения размеров при переменчивой скорости снаряда.
На основе магнитографических методов неразрушающего контроля были созданы внутритрубные диагностические снаряды, которые позволяют получать достоверные сведения о состоянии трубы. Данные метод наиболее предпочтительный для диагностики газопроводов. Магнитный снаряд работает следующим принципом: при перемещении снаряда выполняется намагничивание отдельных коротких участков трубы с помощью сильных магнитов, которые расположены установленным способом относительно друг друга и стенки трубы. Повреждение стенки вызывает искажение конфигурации магнитного поля, фиксируемое электромагнитными датчиками. Как правило, применяются датчики 2-ух типов – катушки индуктивности и датчики Холла. Катушки устанавливают скорость изменения магнитного поля, а его фактическую напряженность устанавливают датчики Холла. Исходя из этого, главными элементами магнитных диагностических снарядов являются:
- компоненты, насыщающие магнитным потоком стены трубы во время диагностики;
- сканирующие сигнал датчики, расположенные по окружности,
- приборы, записывающие сканированный сигнал, которые позволяют регистрировать широкий диапазон сигналов и обладать необходимой емкостью, для записи большого количества результатов;
- дополнительные датчики для обнаружения внутренних и внешних дефектов.
Помимо этого, во время сканирования должно быть отмечено местоположение снаряда и его направленность в трубе. Магнитные дефектоскопы имеют только одно значительное ограничение – толщина стенок трубы. Также при работе магнитных снарядов существует условие к внутренней полости трубы, потому что посторонние металлические объекты приводят к искажению и получению недостоверных данных о состоянии трубы.
Дефекты, возникающие при эксплуатации трубопровода в суровых условиях, образуют следующие виды:
- отклонение оси трубопровода от проектного положения;
- изменение формы поперечных сечений;
- дефекты на отдельных участках стенок труб.
К отклонениям оси трубопровода от проектного положения относятся:
- участки трубопровода, которые всплыли, потеряв положение в обводненном грунте;
- участки трубопровода, которые в процессе эксплуатации изменили проектное положение оси с выходом на поверхность;
- участки трубопровода, потерявшие опору из-за размывов и других воздействий на грунт;
- участки трубопровода, опускающиеся ниже проектного уровня при повышении влажности в мягких грунтах.
Вмятины, овальность сечения трубы и гофры относятся к дефектам изменения формы поперечных сечений.
Локальные дефекты стенок труб в свою очередь можно разделить на производственно-технические и эксплуатационные. К первым относятся трещины, дефекты сварных соединений и другие дефекты металлургического характера. К эксплуатационным относятся дефекты, образовавшиеся в результате перемещения труб, механического или коррозионного воздействия на трубу.
Если рассматривать дефекты линейной части трубопровода относительно их ремонтопригодности, то можно выделить следующие группы:
- по природе создания: механические, металлургические, сварочные и т.д.;
- относительно технологического процесса: дефекты листа, при изготовлении труб и другие;
- по месту дефекта: нижняя образующая трубы, сварные швы, металл труб;
- по положению дефекта: сквозные, внутренние, поверхностные;
- по масштабу дефекта: точечные, значительной площади.
С точки зрения качества продукции по ГОСТ 15467-79 дефекты подразделяются на:
- явные (для обнаружения, которых предусмотрены в нормативной документации (НД) методы и правила);
- скрытые (для обнаружения, которых не предусмотрены в НД соответствующие методы и правила);
- критические (при которых использование продукта невозможно или недопустимо);
- значительные (существенно влияющие на использование продукции);
- малозначительные (существенно не влияющие на использование продукта);
- устранимый (устранение которых технически возможно);
- неустранимый (устранение которых технически невозможно).
Рассмотрение данных о видах дефектов, которые приводят к отказам газотранспортной системы, демонстрирует, что существенная часть отказов труб имеет случайный характер. Отказы совершаются как из-за заводского брака, так и из-за брака при монтаже или прочих ремонтных работах, а также при эксплуатации образовываются трещины и дефекты коррозии.
Из-за большого количества субъективных и объективных факторов на основе данных об отказах, возможно, получить только приближенную статистическую оценку опасности разного рода дефекта. Так как разброс статистических данных в зависимости от источника информации (Ростехнадзор, строительные организации, эксплуатационные службы) составляет:
- по браку строительно-монтажных работ 30-40%;
- по дефектам труб 18-36%;
- по механическим повреждениям 10-30%;
- коррозионным дефектам 20-45%.
Классификация причин отказов на магистральных трубопроводах по данным ВНИИСТа представляет 4 группы(51):
I. отказы из-за дефектов на трубных деталях, запорной и регулирующей арматуры;
II. дефекты строительства;
III. нарушение правил эксплуатации;
IV. почвенная коррозия вследствие ошибки изыскания и проектирования, применения некачественных материалов, брака при производстве строительных работ, а также при нарушении режимов и правил эксплуатации.
В табл.3 представлено распределение отказов по данным группам.
Таблица
Группы причин и отказов |
Доля от общего числа |
Группа I: |
|
дефект арматуры |
0,034 |
дефекты на трубах |
0,157 |
Группа II: |
|
нарушение проекта |
0,079 |
дефекты сварного монтажного шва |
0,056 |
механические повреждения |
0,022 |
Группа III: |
|
нарушение правил эксплуатации |
0,034 |
коррозия сероводородная и внутренняя эрозия |
0,034 |
Группа IV: |
|
почвенная коррозия |
0,393 |
стихийные бедствия |
0,011 |
прочие отказы |
0,180 |
В источниках (20,21) приведены результаты статической оценки рисков различных дефектов. Статистические данные приведены по двум группам:
- коррозионным;
- трещинам, царапинам и рискам.
В результате анализа было выявлено, что распределение случайной величины количества разрывов газопроводов описывается нормальным законом распределения для всех видов повреждений. Также авторы установили средние размеры опасных повреждений из-за которых происходил разрыв газопровода (табл.).
Таблица
Средние размеры дефектов
Вариационный ряд изменений относительных глубин повреждений | Средние размеры дефектов, мм |
|||
Коррозионные повреждения | Трещины, царапины, риски |
|||
длина |
длина |
длина |
длина |
|
0,0 - 0,1 |
327 |
327 |
570 |
570 |
0,1 - 0,2 |
327 |
327 |
478 |
478 |
0,2 - 0,3 |
327 |
327 |
310 |
310 |
0,3 - 0,4 |
754 |
754 |
376 |
376 |
0,4 - 0,5 |
800 |
800 |
886 |
886 |
0,5 - 0,6 |
565 |
565 |
1520 |
1520 |
0,6 - 0,7 |
1007 |
1007 |
- |
- |
0,7 - 0,8 |
552 |
552 |
- |
- |
0,8 - 0,9 |
897 |
897 |
- |
- |
0,9 - 1,0 |
793 |
793 |
- |
- |
Согласно приведенным итогам нельзя составить однозначное заключение об опасности различных дефектов с конкретными размерами и формами. Но все же, информация такого рода является значимым элементом при оценке надежности газотранспортной системы на разных ее стадиях, будь это проектирование или эксплуатация.
Организации диагностических работ ГТС предусматривает взаимодействие Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа с газотранспортными обществами, которые специализируются на диагностических работах.
Основными задачами при организации диагностических работ являются:
- составление сводных планов диагностик на основе анализа технического состояния участков и заявок газотранспортных обществ;
- единое координирование диагностик и составление средств диагностики в отрасли;
- подготовка и обобщение информации в центральную базу данных компании;
- комплексный анализ и прогноз технического состояния магистральных трубопроводов.
Диагностика объектов транспорта и хранения газа включает в себя:
- дефектоскопию магистральных газопроводов внутри труб;
- диагностику компрессорных и газораспределительных станций;
- наземное обследование трубопровода, переходов под автомобильными и железными дорогами, крановых узлов и взаимных пересечений газопроводов.
В настоящее время наиболее значимый прогресс достигнут в области внутритрубной дефектоскопии газопроводов. Снаряды-дефектоскоп относятся к классу высокого разрешения и могут с достаточной вероятностью выявить повреждения и определить их параметры.
Современные дефектоскопы оснащены байпасными системами, которые дают возможность сохранить режимы транспортировок газа и сокращать его поставки. Данные дефектоскопы могут применятся при транспортировке газа до 90 млн м3/сут по газопроводу диаметром 1420 мм.
Необходимо отметить, что в последнее время существенно повысилась эффективность вертолетных обследований, которые направлены на решение следующих задач:
• контроль состояния охранных зон магистральных газопроводов;
• выявление участков газопроводов с непроектной глубиной заложения, где при сельскохозяйственных работах возможно повреждение труб, или участков, где владельцами земель организованы необорудованные переезды;
• обнаружение утечек газа;
• съемку трасс для проектирования капитального ремонта и реконструкции;
• контроль несанкционированных врезок в трубопроводы.
ВНИИГАЗ совместно с компанией Газпром разработали экспресс метод прогнозирования ресурса. Данный метод заключается в анализе основных факторов, характеризующих надежность и опасность эксплуатации, по результатам которого дается оценка возможности дальнейшей эксплуатации газопровода.
1.5. ПОДХОДЫ К ОПТИМИЗАЦИИ ОБЪЕМОВ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ И РЕМОНТНЫХ РАБОТ
Целью любого коммерческого предприятия является получения максимальной прибыли, или другими словами, минимизация затрат при выполнении нужного количества работ. Газотранспортные предприятия должны обеспечивать своим заказчикам соблюдение следующих условий: объем транспортируемого газа, конечно назначение транспортируемого газа, срок транспортировки, качество и цена продукта должна соответствовать условиям договора.
Конкурентоспособность предприятия, а также его прибыль, зависит от обеспечения высокого уровня сервиса. В то время как уровень сервиса напрямую зависит от технического состояния трубопровода, а техническое состояние зависит от эффективности метрологического обеспечения газотранспортной системы.
Обнаружения на участках трубопровода повреждений с большой степенью опасности в первую очередь влияет на уменьшение уровня надежности трубопроводной системы.
Процесс метрологического обеспечения в идеале следует проводить постепенно и решения должны пересматриваться на каждом этапе управления газотранспортной системы. Одинаковое распределение затрат на улучшение надежности транспортировки на отдельных участках трубопровода не даст наибольшего результата в увеличении надежности газотранспортной системы в целом. Ровно, как и уменьшение прогнозируемых потерь в обслуживание любого единичного участка не обеспечит минимизацию затрат по обслуживанию достаточного уровня технического состояния всей системы. Рациональность ремонтных работ и их распределение зависит от комплексности подхода. В этом плане большие возможности имеют производственно-сбытовые системы (ПСС). Ярким примером ПСС в нефтегазовой промышленности служат вертикально-интегрированные компании, такие как «Газпром», которые работают по циклу продукции, начиная от разведки и заканчивая сбытом.
Важную значимость в принятии рационального решения представляют формы отображения данных об итогах анализа диагностики, о затратах на предполагаемое обслуживание, о вероятных способах ремонтных работ и о последствиях в случае отказа от проведения ремонта. Способ подачи информации должен предоставлять допустимость раскрытия слабых мест предприятия, направленность развития и предельно упрощать процесс принятия заключения по данному вопросу.
Проблемы рациональности работ по обеспечению технического состояния важны для всех газотранспортных компаний. Вне зависимости от деталей проблем, объединяющим пунктом является стремление увеличить достоверность оценки технического состояния и правильность принимаемых на основаниях выводов решений за счет применений вероятностных методов анализа и анализ характеристик, касающихся оценки эксплуатационного риска аварийных ситуаций.
При анализе работ по данному вопросу обнаружено, что существует большой резерв в части использования показателей риска при оценке технического состояния магистральных трубопроводов и планирования на основе этого восстановительных работ.
Рациональность планирования работ по обеспечению технического состояния представляет собой ряд мероприятий, которые необходимы для обеспечения достаточного уровня надежности газопровода с учетом различных технических, финансовых и организационных ограничений, которые влияют на выбор объекта ремонта, время и методы проведения работ.
В нормативной документации представлены критерии оценки технического состояния, данная совокупность критериев определяет технические ограничения.
Экономические ограничения зависят от выделяемых материальных и финансовых ресурсов предприятия.
Организационные ограничения представляют собой комплекс факторов, которые определяют возможность выполнения ремонтных работ на газопроводе.
Что бы обеспечить рациональность планирования ремонтных работ следует минимизировать стоимость жизненного цикла трубопровода. Математически это можно представить следующим образом:
где С - затраты на создание объекта; М - затраты на эксплуатацию;r - показатель надежности газопровода.
Под жизненным циклом газопровода подразумевают проектирование, строительство, эксплуатация и ликвидация. В общем случае стоимость жизненного цикла трубопровода заключается в расходах на его разработку, строительство, испытания и обслуживание в течение эксплуатации. Для газопроводов, которые уже находятся в стадии эксплуатации, можно исключить из расчета стоимости ЖЦ постоянный компонент, равный произведенным ранее расходам для разработки и строительства трубопровода. На рис. представлена зависимость стоимости ЖЦ от надежности.
Рис. Зависимость стоимости жизненного цикла от показателей надежности
В ГОСТ 27.003-2016 приедены рекомендации по нормированию характеристик надежности и риска с учетом различных критериев и ограничений.
Дальнейшее рассмотрение будет заключаться в оценке газопровода на этапе эксплуатации. В данном случае математически можно записать
где Мосн – основные затраты на этапе эксплуатации, включающие затраты на ремонтные работы; Мдоп – дополнительные расходы, связанные с необходимостью вероятности рисков аварийных ситуаций или различного рода ущербов.
Затраты Мосн можно корректировать выбором стратегии обеспечения технического состояния, включающей планирование и реализацию восстановительных работ.
Для оценки технического состояния выполняют следующие мероприятия:
- сбор и анализ априорной технической информации;
- выполнение своевременной (функциональной) диагностики;
- экспертного освидетельствования технического состояния участка;
- анализ дефектов, определения их механизма и обуславливающих характеристик технического состояния объекта;
- определение последовательностей изменения определяющих характеристик технического состояния и критериев предельных состояний;
- оценка отказов и предельных состояний, анализ результатов и критичности отказов по ГОСТ 27.310-95;
- анализ полученной информации и моделирование рисков;
- обоснование альтернативных решений о способности эксплуатации объекта.
Компанией Газпром разработана «Методика оценки технического состояния целостности газопровода», которая включает в себя следующие показатели:
- нынешнее (в период освидетельствования) и прогнозируемое (в намеченный период времени) распределение наибольшего разрешенного рабочего давления и предельного давления на протяженности осматриваемого участка линейной части магистрального газопровода;
• период эксплуатации каждого участка без риска аварийной ситуации;
• возможность перехода в предельно-допустимое состояние на каждом участке, установленная в период освидетельствования и по состоянию на установленный период времени;
• количество труб, которые подлежат ремонтным работам либо замене с целью обеспечения установленного рабочего значения давления газопровода, а кроме того установленные сроки выполнения данных работ;
• локальные повреждения участков трубопровода и единичных дефектов труб, подлежащих ремонтным работам, а кроме того ограничивающие сроки их ремонта.
На основании приведенного перечня выше, можно сделать вывод, что включенные в него вероятностные и детерминистические показатели в результате анализа должны показывать оценку технического состояния для отдельных участков газопровода, а также должны быть определены значения вероятности безотказной работы. Данные работы проводятся для оценки состояния участков, протяженность которых составляет до 30 км между крановыми узлами.
Оценка ущерба выполняется с использованием СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 «Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром». По результатам анализа риска должны быть оценены в стоимостном виде последствия возникновения аварии на каждом из рассмотренных элементарных участков.
Ущерб от аварийных ситуаций на газопроводах включает в себя:
- ущерб, наносимый здоровью и жизни людей;
- затраты на восстановительные работы магистрального трубопровода;
- стоимость потерянного газа;
- затраты на восстановление повреждений дорог, лесов и различных строений;
- негативное воздействие на почву и другие экологические ущербы.
Прогнозируемый ущерб зависит от технических и технологических характеристик газопровода, таких, как диаметр трубы, рабочее давление, типа прокладки, природно-климатических условий, наличия различного рода объектов, вида хозяйственной деятельности на территории, прилегающей к газопроводу, и ряда других факторов.
Суммарная оценка вероятного ущерба от возникновения аварии в заданном сечении трубы должна быть получена суммированием возможных ущербов по всей вероятной площади поражения.
Имея данные для каждого элементарного участка о прогнозируемых значениях вероятностей отказов Ротк и ожидаемом ущербе Рущ, можно определить значение риска R, выраженное в денежном эквиваленте:
Аналогичные оценки могут быть получены для всего участка газопровода от компрессорной станции до компрессорной станции или между крановыми узлами.
Осуществление рассмотренного выше алгоритма позволяет установить связь между показателями на момент обследования и прогнозируемого на некоторый установленный момент времени технического состояния участка газопровода с соответствующим данному техническому состоянию ущербом. Совершенствование системы планирования с учетом рисков позволяет рассмотреть и сравнить между собой различные методы проведения ремонтных работ. После чего на основе выбранного подхода необходимо обосновать следующие составляющие плана проведения ремонтных работ:
• выбора объектов ремонта с определением сроков и очередности выполнения работ;
• состава работ, выполняемых на участке газопровода;
• оптимального объема материально-технических и финансовых ресурсов, необходимых для выполнения работ.
Планированием и выполнением ремонтных работ можно и нужно оказывать целенаправленное воздействие на техническое состояние участка МГ таким образом, чтобы обеспечить требуемые значения показателей технического состояния при минимально возможных эксплуатационных затратах.
При выборе и определение участка магистрального газопровода для включения в план по капитальному ремонту разработана общая схема анализа, представленная на рис.
Рис. Схема анализа выбора участков для капитального ремонта
Аспекты и условия, которые учитываются при оценке участков трубопровода, объединены в 4 группы:
- Техническое состояние линейной части магистрального газопровода.
- Положительные эффекты от реализации капитального ремонта.
- Финансовые характеристики, которые связаны с выполнением ремонтных работ.
- Системные факторы и требования.
В следствии осуществлении представленных принципов принятия решений, которые касаются составления плана проведения ремонтных работ участков магистрального газопровода, образовывают обоснования последовательности вывода в ремонт участков трубопровода на основании оценки риска аварийных ситуации при эксплуатации каждого их участков.
Для совершенствования обслуживания газопровода следует определить базовые уровни риска, а также обеспечить выбор методов ремонтных работ участков трубопровода для достижения достаточного уровня риска с учетом определенных условий выполнения работ и экономических показателей.