CC BY
101
УДК [622.691.4.052:621.51]::[621.3.019.3+519.711]
Анализ методических подходов к обеспечению работоспособности компрессорного парка
В.А. Щуровский
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 E-mail: V_Schurovskiy@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Совершенствовать процесс эксплуатации компрессорного парка планируется с помощью Системы управления техническим состоянием и целостностью площадных объектов (СУТСЦ ПО), которая как информационно-аналитическая должна способствовать оптимизации этого процесса на базе современных информационных технологий. В статье показано текущее состояние вопроса, который пока условно находится на стадии «мониторинга», но не «управления». В отличие от предшествующего периода сегодня не ставится задача обязательного поддержания всех элементов площадных объектов в исправном (работоспособном) состоянии. Современное назначение СУТСЦ ПО -оптимальное управление ресурсами для поддержания ограниченной работоспособности объектов на уровне текущих потребностей транспортировки газа.
Проблема анализируется в ракурсе понятий «технология транспорта газа», «надежность и безопасность» и «техническое обслуживание и ремонт» (включая диагностику) главным образом применительно к технологическому оборудованию компрессорных станций (КС). Показано, что методология управления техническим состоянием линейной части газопровода не может быть перенесена на КС (кроме технологических трубопроводов) в силу различий физических процессов деградации объектов в ходе эксплуатации.
КС не является производителем товарной продукции, поэтому поддержание технического состояния оборудования имеет значение только как элемент организации процессов добычи, транспортировки и хранения газа на единой методической основе. Система сбора, обработки, анализа и прогноза статистических показателей надежности оборудования должна быть актуализирована с целью усиления аналитических и управляющих функций.
Продление ресурсов газотурбинной установки (полного и межремонтного) по типоразмерным паркам должно осуществляться на основе комплексных исследований образцов с длительной наработкой, как правило, выполняемых разработчиком (изготовителем) или специализированной фирмой и ориентированных на физические методы исследований состояния узлов и деталей. Для КС ключевыми критериями безопасности на данном этапе должны стать результаты экспертизы промышленной безопасности, реализуемой путем определения степени агрегирования объектов, оценки уровня соответствия (несоответствия) действующим нормативам и использования результатов продления ресурса (срока службы) физическими методами.
Продолжена дискуссия о принципах и методах диагностирования газокомпрессорного оборудования (необходимый объем, методическое обеспечение, физический способ реализации). С учетом отставания нормативно-методического обеспечения СУТСЦ ПО для КС и газоперекачивающих агрегатов по сравнению с линейной частью газопроводов рекомендован перечень необходимых разработок.
Ключевые слова:
компрессорная станция, газоперекачивающий агрегат, техническое состояние, надежность, диагностика.
В состав компрессорного парка ПАО «Газпром» входят 307 компрессорных станций (КС) (805 компрессорных цехов - КЦ) с установленной мощностью около 51 ГВт (доля газотурбинного привода 87 %), в которых насчитывается 4484 агрегата. В связи с падением пластового давления на базовых месторождениях доля дожимных компрессорных станций (ДКС) возросла до 10,8 % установленной мощности. Еще 1,7 % мощностей установлено на станциях подземного хранения газа. Парк также характеризуется большим разнообразием типоразмеров и сроков выпуска установок (65 типов различных приводных двигателей, более 100 модификаций центробежных газовых компрессоров).
На протяжении десятилетий техническое состояние газотранспортной системы (ГТС) ПАО «Газпром» поддерживается на уровне, достаточном для выполнения функций транспортировки газа потребителям, которые в долгосрочной перспективе определяются периодически обновляемой Генеральной схемой развития газовой отрасли,
в среднесрочной перспективе - Программой реконструкции и технического перевооружения и оперативным краткосрочным планированием поставок газа потребителям. Система поддержания работоспособности, безопасности и эффективности компрессорного парка традиционно построена в основном по принципу централизации и опирается на нормативно-техническую документацию1, в большинстве своем требующую актуализации.
В связи с опережающим развитием информационных технологий наблюдается разнообразие методических подходов к обеспечению работоспособности КС - прежде всего газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Все эти подходы выработаны эксплуатирующими организациями совместно с различными сторонними научными и научно-производственными учреждениями [1].
Совершенствовать методы эксплуатации компрессорного парка планируется при помощи информационно-аналитической Системы управления техническим состоянием и целостностью площадных объектов (СУТСЦ ПО), которая призвана оптимизировать этот процесс на базе современных информационных технологий. К сожалению, распространено необоснованное мнение, что задачу можно быстро решить, опираясь на опыт создания СУТСЦ ЛЧ для линейной части (ЛЧ) магистральных газопроводов (МГ).
В 2015-2016 гг. сделан первый шаг к созданию СУТСЦ ПО в форме методико-регламентных документов, а именно: методики оценки технического состояния, расчета надежности, оценки техногенного риска; регламента оптимизации диагностического обслуживания (ДО) и технического
Имеются в виду следующие стандарты организации: СТО Газпром 2-3.5-454-2008. Правила эксплуатации магистральных трубопроводов; СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов; СТО Газпром 2-2.1-512-2010. Обеспечение системной надежности транспорта газа и стабильности поставок газа потребителям; Р Газпром 2-3.5-433-2010. Методика по проведению гидравлических расчетов и определению технически возможной производительности эксплуатируемых систем магистральных газопроводов; СТО Газпром 2-3.5-138-2007. Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам; ГОСТ Р 52527-2006. Установки газотурбинные. Надежность, готовность, эксплуатационная технологичность и безопасность; СТО Газпром 2-2.3-681-2012. Компрессорные станции. Газоперекачивающие агрегаты. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта.
обслуживания и ремонта (ТОиР). При разработке этих документов взят курс на единство методических подходов для ЛЧ МГ и КС, что нельзя признать обоснованным с научно-методической позиции в силу разницы процессов ДО и ТОиР. Отличие обусловлено физическими процессами деградации технологических трубопроводов (ТТ) и оборудования и ТОиР. Для ТТ КС процесс ДО является базовым и может быть конечным (без необходимости ТОиР), тогда как для оборудования (независимо от типа обслуживания) ДО - один из элементов ТОиР [1]. Поэтому системы показателей для ЛЧ и для КС не могут быть унифицированными и сопоставимыми. Символически эти противоречия отражаются такими понятиями, как «срок службы» и «наработка».
Для создания СУТСЦ ЛЧ в течение многих лет разрабатывалось большое количество нормативных документов в статусе рекомендаций и стандартов «Газпрома», а затем на их основе - системная методология [2]. Применительно к ПО наблюдается противоположный принцип: системная методология формируется на базе существующей нормативно-технической документации, во многом не приспособленной для поставленной задачи. Предлагается ряд спорных положений, в частности: планирование транспортировки газа «по возможности», а в случае недопоставок - компенсация ущерба; ранжирование КС по объему перекачки газа, не имеющее смысла при условии последовательной топологии КС; ранжирование ГПА внутри КЦ по «отношению затрат к мощности»; директивное задание показателей надежности ГПА, объективно не реалистичное в краткосрочной перспективе.
Зарубежная практика поддержания работоспособности, эффективности и безопасности компрессорных мощностей сложилась применительно к менее масштабным ГТС с большей однородностью оборудования и ориентирована на комплексную оптимизацию операционных затрат, не ограниченную только техническим состоянием [3-5]. Опыт смежных отраслей промышленности, применяющих энерготехнологическое оборудование, может быть частично использован с учетом следующих особенностей: а) для авиационной и судовой техники приоритетом является живучесть при отсутствии структурного резерва приводов; б) в электроэнергетике во многих случаях мощности резервируются системно,
а также имеется парк пиковых электростанций, эксплуатируемых исходя из других принципов.
Далее в статье понятия «технология транспорта газа», «надежность и безопасность» и ТОиР (включая диагностику) анализируются главным образом применительно к технологическому оборудованию.
Системно-технологическое состояние КС. Функциональная работоспособность объектов ГТС - это комбинация параметрических (энергетических) показателей и показателей надежности (показатели безопасности в данном случае являются свойствами надежности). В отличие от предшествующего периода не ставится задачи поддержания всех элементов площадных объектов в исправном состоянии. Современное назначение СУТСЦ ПО - оптимальное управление ресурсами для поддержания ограниченной работоспособности объектов на уровне текущих потребностей транспортировки газа [6].
Технологическая работоспособность КС обеспечивается, если текущее состояние ГПА по располагаемой мощности и параметрам центробежных газовых компрессоров отвечает требуемым режимам МГ. При этом следует подчеркнуть, что КС (КЦ) не производят товарной продукции, а являются технологическими элементами ГТС. Критериями технологического соответствия режимов эксплуатации и технического состояния оборудования КЦ служат:
• согласование потребляемой и располагаемой мощности на муфте ГПА;
• соответствие надежности ГПА нормативным показателям;
• соответствие количества рабочих и резервных агрегатов требованиям СТО Газпром 2-3.5-051.
Поддержание технического состояния и целостности ГТС в широком смысле предполагает мониторинг и управление системно-технологическими свойствами, основными из которых являются показатели технически возможной пропускной способности и технически возможной производительности (см. Р Газпром 2-3.5-433-2010). Стандарт предусматривает также возможность идентификации текущих коэффициентов технического состояния оборудования и гидравлической эффективности ЛЧ. Текущие производственные возможности определяются в ежегодных расчетно-технологических паспортах МГ.
Технологическая работоспособность и эффективность компрессорного парка в составе МГ ГТС поддерживается на основе значительного количества программных, концептуальных и методических документов, в числе которых можно отметить: системы поддержки принятия диспетчерских решений, расчетно-технологические паспорта ГТС, стратегические целевые показатели и ключевые показатели эффективности, схемы узких мест ГТС, программы реконструкции ГТС, автоматизированные системы управления ТОиР, программы энергосбережения и др. Ни один из этих документов пока не предусматривает использования СУТСЦ ПО и наоборот.
Таким образом, приоритетна разработка концепции, методических и регламентных документов для прогноза и планирования системно-технологического состояния КС. Более сложной (но важной) задачей является актуализация Временной инструкции по расчету показателей надежности МГ (ВНИИГАЗ, 1980 г.).
Реконструкция КС. Одновременно с подготовкой методического обеспечения СУТСЦ ПО разрабатываются и внедряются организационные, методические и программные документы, относящиеся к реконструкции объектов ГТС и дожимного комплекса. Стратегия «реконструировать устаревшие мощности в том же темпе, в котором осуществлялся их ввод» не отвечает современным условиям [6]. Поэтому в целях оптимизации управления инвестициями и производственными издержками методические подходы к программам реконструкции объектов ГТС подвергаются существенной корректировке путем ранжирования по приоритетам, а именно: обеспечение потоков для мегапроектов; федеральные программы газоснабжения РФ; обеспечение максимального использования потенциала подземных хранилищ газа; промышленная безопасность объектов МГ; применение принципа «приемлемого технологического ущерба».
Основная часть парка эксплуатируется в режиме постоянного продления ресурса с применением «поузловой реновации» ГПА. Методология мониторинга, прогнозирования, планирования и управления для реконструкции и в рамках СУТСЦ ПО, в принципе, должна быть единой. При разработке необходимо обеспечить также и внутреннее единство (непротиворечивость) категорий «технологическое
состояние МГ (ГТС)» - «техническое состояние объектов» - «системная надежность и надежность оборудования» - «промышленная и экологическая безопасность».
Надежность. В соответствии
с ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения» эксплуатируемый объект может находиться в следующих состояниях: исправное, работоспособное, неработоспособное. Для ГТС показателями исправного состояния считаются проектные показатели, показателями работоспособности могут служить и другие параметры, установление которых составляет одну из задач СУТСЦ применительно к «старому» парку КС.
В рамках СУТСЦ должны использоваться следующие основные механизмы управления надежностью ГПА:
а) мониторинг эксплуатационных показателей надежности и анализ их структуры и тенденций;
б) сокращение физических, временных и стоимостных затрат на операции ТОиР;
в) сокращение количества и времени вынужденных (аварийных) остановов ГПА;
г) продление ресурсов (межремонтных и общих) оборудования;
д) усовершенствование оборудования на базе опыта в разных районах эксплуатации;
е) исключение конструктивно-производственных дефектов на базе анализа статистики причин отказов;
ж) прогноз показателей надежности на кратко срочную и среднесрочную перспективу.
Действующая в ПАО «Газпром» система сбора, обработки, анализа и прогноза статистических показателей надежности ГПА основана на ОСТ 51.136-85 «Надежность и экономичность компрессорных станций магистральных газопроводов. Система сбора и обработки информации. Основные положения». Однако в последнее время система сбора эксплуатационной информации постепенно утратила аналитические и управляющие функции, ограничившись годовыми отчетами о статистике состояний ГПА (работа, резерв, плановый и вынужденный простои) и требует актуализации с учетом: а) преемственности в отношении существующей практики2; б) расширения номенклатуры показателей (долговечность, эквивалентная наработка, структурный анализ
причин отказов, удельные затраты ТОиР)3 [7]; в) универсальности применения терминологии в разных процессах в соответствии с ISO 14224:20164 (маркетинг - BEN, оценка стоимости жизненного цикла - LCC, анализ риска - QRA, анализ надежности, готовности и обслуживаемости - RAM, программы повышения надежности - RCM).
Эксплуатация ГПА «по состоянию» возможна на базе решения следующих взаимосвязанных задач: а) нормативного продления ресурсов после длительной наработки; б) оперативного применения показателя «эквивалентной наработки».
Продление ресурсов газотурбинной установки (ГТУ) (полного и межремонтного) по ти-поразмерным паркам должно осуществляться на основе комплексных исследований образцов с длительной наработкой, как правило, выполняемых разработчиком (изготовителем) или специализированной фирмой следующими методами5:
• путем анализа условий эксплуатации;
• углубленным техническим диагностированием узлов и деталей при разборке ГПА;
• исследованием микроструктуры и механических свойств базовых деталей после длительной наработки;
• испытаниями и прочностными расчетами.
Эквивалентная наработка ГПА (КЦ) применяется для ГТУ с целью увеличения межремонтного ресурса по техническому состоянию и в общем виде рассчитывается по формуле, представленной в ГОСТ Р 52527. Однако конкретная детализация этой формулы для очень большого количества старых типоразмеров вряд ли реальна, поэтому необходима ее более универсальная интерпретация.
Для стареющего парка ГПА линейных КС и для ДКС целесообразно изучить альтернативные принципы эксплуатации, а именно: а) постоянное (нагруженное) резервирование
2 См. ГОСТ 27.002-:
, ОСТ 51.136-85.
3 См. ГОСТ Р ИСО 20815-2013. Нефтяная, нефтехимическая и газовая промышленность. Управление обеспечением эффективности производства и надежностью.
4 См. ISO 14224:2016(Е). Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment (Промышленность нефтяная, нефтехимическая
и газовая. Сбор и обмен данными по надежности и техническому обслуживанию оборудования).
5 Р Газпром 2-2.3-291-2009. Инструкция по оценке технического состояния и определению дополнительного ресурса ГТД ГПА типа MS5002.
(по ГОСТ 27002-89); б) применение «пиковых режимов» с расходованием ресурса для дополнительной мощности; в) эксплуатацию «до разрушения» и т.п.
Безопасность и риск. В состав КС (КЦ) входят объекты, к которым в соответствии с ГОСТ 27.002-89 применимы методы теории статистической надежности (с определенными ограничениями - это ГПА), а также объекты, к которым применяются другие (например, физические) методы. В данном случае СТО Газпром 2-2.3-523-20106 («единая КС») не может применяться по следующим причинам: 1) показатель наработки на отказ механической части на порядок превосходит планируемый период; 2) комбинация разнородных показателей на базе коэффициентов влияния не имеет физического обоснования. Для ранжирования оборудования КЦ в СУТСЦ ПО предложена функция ранжирования (Р), состоящая из набора взвешенных показателей технического состояния и целостности: вероятности отказа, риска отказа, параметрического показателя технического состояния ГПА, наработки, ресурса, коэффициента готовности, приоритета объекта по важности. Данная комбинация не имеет ни теоретического, ни практического обоснования. Вывод о неадекватности интегральных коэффициентов получен также и для ЛЧ [2]. (Еще одна комбинация критериев и их рейтинг для оценки технического состояния оборудования КЦ ПХГ предложена в статье Д.В. Гришина и П. А. Захарова [1].)
На данном этапе для ранжирования КЦ (ГПА) в качестве интегрального показателя может быть принята расчетная потребность ресурсов ТОиР (времени и затрат). Безопасность КЦ должна быть оценена рейтинговым показателем соответствия (несоответствия) действующим нормативам по результатам экспертизы промышленной безопасности.
Методические подходы СУТСЦ ПО к анализу риска эксплуатации ТТ и оборудования КС ориентированы на устаревший стандарт7, который базируется на расчете таких показателей, как ожидаемая частота аварий, ущерб в результате аварий, объектные и интегральные
6 СТО Газпром 2-2.3-523-2010. Методические указания по прогнозированию и оценке технического состояния компрессорной станции как единого объекта.
7 СТО Газпром 2-2.3-351-2009. Методические
указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром».
показатели техногенного риска, а также на установлении технологического приоритета (в качестве замены технологическому риску). Данная методология должна послужить предметом принципиальной дискуссии о правомерности преимущественного использования методов статистической теории надежности (особенно в части оборудования). Так, показатели надежности (безотказности) не являются доминирующими применительно к оценке технического риска и экспертизе и установлению сроков промышленной безопасности компрессорных цехов. При этом снова на первый план выходят различия ЛЧ (включая ТТ КС) и ГПА:
• определение понятия «авария» для ГПА не сформулировано, однако используются показатели частоты аварий и ущерба, величины которых рассматриваются в широком диапазоне и не имеют подтверждения. Выход из строя ГПА по причине разрушения механической части - довольно редкое (но вероятное) событие (наработка - десятки и даже сотни тысяч часов, что превосходит горизонт прогноза). Поэтому подобные события и тем более другие отказы являются предметом анализа надежности, но не риска. Терминология, употребляемая применительно к оборудованию, должна быть ориентирована на технический регламент Таможенного союза ТР ТС 010/2011 «О безопасности машин и оборудования»;
• многолетняя историческая статистика аварий КС не имеет практической ценности, так как их причины уже устранены. В такой же мере неопределенна и статистика ущербов;
• детализированная оценка ущерба (например, возраст и свойства деревьев и компенсации лесному фонду) для КС не имеет смысла, так как существует санитарно-защитная зона;
• с позиций безопасности ТТ КС должны быть объединены с ЛЧ, что и происходит на практике [2];
• в целях управления работоспособностью КЦ и оборудования перспективной представляется методология НА2ОР8;
• существующая неопределенность в оценке технологического ущерба в результате вынужденных остановов КЦ (ГПА) может быть преодолена разработкой методики, основанной на энергетических показателях товаротран-спортной работы (ТТР);
См. ГОСТ Р 51901-2005. Менеджмент риска. Исследование опасности и работоспособности. Прикладное руководство.
• для КС ключевыми критериями безопасности на данном этапе должны стать результаты экспертизы промышленной безопасности, реализуемой путем определения степени агрегирования объектов, оценки уровня соответствия (несоответствия) действующим нормативам и результатов продления ресурса (срока службы) физическими методами.
Техническое обслуживание и ремонт. Для ГПА СТО Газпром 2-2.3-681-2012 предусматривает следующие виды ТОиР: техническое обслуживание при использовании; техническое обслуживание агрегата, находящегося в резерве; плановые ремонты (средний и капитальный). Объем и затраты ТОиР определяют такие факторы, как:
• режимы работы (потребляемая мощность и количество моточасов);
• процесс физического старения и деградации эксплуатационных показателей;
• показатели надежности, обусловливающие время работоспособного состояния;
• удельные затраты на ТОиР.
Компенсирующие (управляющие) воздействия на объемы и затраты ТОиР:
1) поддержание технического состояния, сокращающее необходимые моточасы;
2) продление ресурса - нормативного на базе специальных исследований и оперативного («по состоянию») на базе концепции «эквивалентной наработки»;
3) управление надежностью - оперативное (анализ статистических данных) и долгосрочное (модернизация);
4) сокращение затрат за счет организационных мероприятий («централизация - децентрализация», обеспечение запчастями, долгосрочные сервис-контракты и др.).
Основанием для принятия решений и ранжирования КЦ должна быть потребность (объем и стоимость) ГПА в ремонтных работах в планируемый период с учетом фактического технического состояния и планируемой загрузки КЦ. Указанная потребность выражается суммой календарного времени, необходимого для ТОиР (ремонточасы), т.е. принимается постулат о прямой пропорциональности затрат на ТОиР и ремонтного времени.
Для нормативной поддержки СУТСЦ ПО необходимо разработать положение о среднесрочном и долгосрочном планировании ТОиР ГПА, включая методику расчета планируемых объемов ТОиР в показателях ремонтного
времени, трудозатрат и стоимости на основе планируемых технологических заданий (в форме ТТР и (или) режимов компримирова-ния) и диагностической информации, получаемой в рамках Регламента диагностического обслуживании ГПА.
Диагностика ГПА. В процессе эксплуатации ГПА предусматриваются следующие виды диагностического обслуживания: базовое диагностирование, расширенное диагностирование, пред- и послеремонтное диагностирование; установление и анализ причин выхода из строя, связанных с разрушением деталей и узлов ГПА.
Дискуссия о принципах и методах диагностирования длится уже довольно давно. Обсуждаются необходимый объем, методическое обеспечение, физический способ реализации. На современном техническом уровне сложилась следующая базовая структура оперативной диагностики: вибродиагностика, параметрическая диагностика, трибодиагностика, экологический и энергетический мониторинг, специализированные методы, касающиеся отдельных элементов ГПА.
В настоящее время различные отечественные разработчики и производители диагностических систем (преимущественно общего и универсального характера) предлагают ПАО «Газпром» свою продукцию. Однако она не подходит для прямого использования на КС. Требуется более четкое определение сфер применения разных видов диагностики ГПА, а также компетенций исполнителей. Так, выделяют:
• оперативную параметрическую диагностику в составе системы автоматизированного управления (САУ) ГПА, САУ КЦ и (или) информационно-аналитической системы, агрегатных автоматизированных систем диагностики (АСД);
• специализированную диагностику силами инженерно-технических центров с оснащением стационарными и передвижными средствами;
• диагностику ремонтную - элемент технологий ремонта;
• удаленную диагностику производителя.
Оснащение всего парка ГПА дополнительными агрегатными АСД и создание на этой основе вертикально интегрированных систем не представляется реальным по технико-экономическим критериям (стоимость полномасштабной агрегатной АСД составляет
порядка 10 % стоимости ГПА). В современных условиях дооснащение ГПА старых типов не имеет смысла (можно обойтись возможностями САУ ГПА), а применительно к современным ГПА вопрос необходимо решать с поставщиком: если диагностические функции и системы необходимы, то они должны включаться в комплект ГПА (с учетом цены). Примером оснащения диагностическими функциями является САУ ГПА (разработчик - Compressor Controls Corporation), в составе которой предусмотрено оснащение подсистемой параметрической диагностики и вибродиагностическим комплексом «Вибродоктор».
Таким образом, для современных условий необходимо разработать технологии диагностики, способные функционировать в разных конфигурациях. В качестве первого шага в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработана технология параметрической диагностики текущего состояния ГПА (методика и технологический регламент), представляющая собой комплекс унифицированных стандартных расчетных методик на базе фактических режимов работы [8].
Срок действия рекомендаций «Типовые технические требования к системам диагностики оборудования компрессорных станций» (Р Газпром 2-2.1-563-2011), введенных в 2011 г., истек в 2014 г. Однако не только формальные ограничения не позволяют использовать документ применительно к ГПА: область его применения распространена на разное оборудование (как вращающееся, так и неподвижное), и потому в нем отсутствуют конкретные критерии и показатели технического состояния ГПА, которые могут быть проверены и взяты на вооружение.
Следовательно, разработка СТО Газпром «Типовые технические требования к технологиям и системам диагностики ГПА» актуальна. ***
Таким образом, создание СУТСЦ ПО условно находится в начальной стадии мониторинга и ранжирования объектов и требует методического и нормативного развития для перехода на стадию управления.
КС не является производителем товарной продукции, поэтому поддержание технического состояния оборудования в данном случае имеет значение только как элемент процессов добычи, транспортировки и хранения газа
на единой методической основе, требующей разработки технологических функций СУТСЦ ПО.
В текущем состоянии СУТСЦ ПО отступает от информационно-аналитического формата и включает в себя элементы нормативного характера, разработанные без стандартных процедур.
Методология управления техническим состоянием ЛЧ МГ не может быть перенесена на КС (кроме технологических трубопроводов) в силу неодинаковости физических процессов деградации объектов в ходе эксплуатации. Для развития СУТСЦ ПО в части КЦ и ГПА рекомендуются корректировка методических подходов и разработка поддерживающих их нормативно-технических документов, а именно:
• концепции, методических и регламентных документов для оценки, прогноза и планирования системно-технологического состояния КС;
• единой методологии оценки, прогнозирования и планирования технического состояния в рамках СУТСЦ ПО и при разработке программ реконструкции, вывода из эксплуатации, консервации и ликвидации КЦ;
• методики сбора и анализа статистики показателей надежности ГПА (актуализация);
• положения и методики среднесрочного и долгосрочного планировании ТОиР ГПА;
• типовых технических требований к технологиям и системам диагностики ГПА;
• положения и методики установления и продления ресурсов (полных и межремонтных) ГПА;
• инструкции по установлению причин остановов ГПА, связанных с разрушением узлов и деталей;
• методики расчета эквивалентной наработки ГТУ;
• оценки эффективности и целесообразности ТОиР по долгосрочным сервис-контрактам с поставщиком ГПА или специализированным ремонтным предприятием;
• норм эксплуатационной годности ГПА;
• унифицированных электронных эксплуатационных формуляров, включая дефектные ведомости;
• банка данных о модернизациях оборудования;
• норм качества запасных частей;
• методики оценки риска с соответствующим ранжированием КЦ (КС) на основании
принципов соответствия (несоответствия) дей- • положения об экспертизе промышлен-ствующим нормативам и методологии ИЛ20Р; ной безопасности КЦ и технологического обо-
• методики оценки технологического рудования. ущерба из-за вынужденных остановок ГПА на базе энергетических показателей ТТР;
Список литературы
1. Гришин Д.В. Оптимизация технического обслуживания и ремонтов оборудования подземных хранилищ газа на основе оценки его технического состояния / Д.В. Гришин, П. А. Захаров // Газовая промышленность. -2013. - № 700: Диагностика и ремонт
на транспорте углеводородов (спецвып). -С. 103-108.
2. Куимов С.Н. Информационно-аналитическое сопровождение процессов управления техническим состоянием газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / С.Н. Куимов, С.В. Баусов, А.И. Истомин и др. // Вести газовой науки: Повышение надежности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 3(27). -
С. 131-138.
3. Crow P. Telvent's SCADA systems dominate Northern Hemisphere pipeline scene // Compressor Tech Two. - 2011. - May. - P. 34-35.
4. Tunch G. Building an effective monitoring and diagnostics program // Compressor Tech Two. -2016. - March. - P. 42-50.
5. Butler S.W. An assessment methodology for data-driven and model-based techniques for engine health monitoring / S.W. Butler, K. Pattipati,
A. Volponi // GT 2006-91096: Proceeding of ASME Turbo Expo 2006, May 8-11, Barselona.
6. Чепкасов А.В. Принципы формирования комплексной программы реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа на 2016-2020 гг. /
А.В. Чепкасов, А.В. Женев, С.Ю. Сальников и др. // Сборник докладов VI Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2015) 28-29 октября 2015 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2015.
7. Лучкин Н.А. Автоматизация процессов учета и анализа отказов в работе оборудования газоперекачивающих и турбодетандерных агрегатов // Газовая промышленность. -2016. - № 737: Диагностирование, техническое обслуживание и ремонт объектов газовой отрасли (спецвып.). - С. 92-95.
8. Методика проведения удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей технического состояния газоперекачивающих агрегатов без изменения режима их эксплуатации / ПАО «Газпром». -М., 2016.
Analysis of methodology for up-state conditioning of gas-compressor fleet
V. A Shchurovskiy
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Est. 15, Proyektiruemyy proezd # 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: V_Schurovskiy@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. It is planned to perfect the gas-compressor fleet operation by means of a system for control of technical condition and integrity of grid facilities (SCTCI GF), which being an informational and analytical one should promote optimization of this process on the grounds of modern IT. The paper illuminates current state of the issue, which nowadays, by convention, is on a stage of "monitoring" but not "control". Unlike the previous period today there is no task to maintain all the elements of grid facilities in faultless (running) order. Present task of SCTCI GF is the optimal resource managing in order to provide limited running ability of facilities at a level of current gas transport requirements.
The problem is being analyzed in a view of such categories as "gas transport technology", "reliability and safety", "technical maintenance and repair" (including diagnostics) mainly in respect to the process equipment of compressor stations (CS). It is shown that methodology for technical control of linear gas mains' parts can't be applied to CSs (except internal process pipelines) due to inequality of physical processes leading to facility degradation during operation.
CSs do not produce commodity output, so technical maintenance is sensible only as an element of gas production, transportation and storage administration on the grounds of methodical unification. A system for collection, processing, analysis and forecast of statistical indices of equipment reliability should be actualized in order to improve its analytical and control functions.
Prolongation of gas-turbine unit life (total and turnaround) according to standard families should be carried out on the grounds of complex testing of samples with durable operating time. Generally, these tests are executed by a design contractor (manufacturer), or by a specialized company, and are directed to physical research of units and parts. At the point, the results of industrial safety expertise meaning determination of facility aggregation extent, estimation of its norm compliance (incompliance) and results of life-time prolongation using physical methods, should be the key criteria of CS safety.
The principals and methods for gas-compressing equipment diagnostics are being discussed (namely, necessary amount of equipment, methodical provision and physical technique of its implementation). On account of lag of SCTCI GF legislative and methodical ware for CSs and gas-compressor units in comparison with linear part of pipe-lines, a list of necessary projects is suggested.
Keywords: compressor station, gas compressor unit, technical condition, reliability, diagnostics. References
1. GRISHIN, D.V. and P.A. ZAKHAROV. Optimization of technical maintenance and repairs of equipment for underground gas storages on the grounds of its technical conditions [Optimizatsiya tekhnicheskogo obsluzhivaniya i remontov oborudovaniya podzemnykh khranilishch gaza na osnove otsenki yego tekhnicheskogo sostoyaniya]. Gazovaya promyshlennost''. 2013, spec. iss. no. 700: Diagnostics and repair at hydrocarbon transport [Diagnostika i remont na transporte uglevodorodov], pp. 103-108. ISSN 0016-5581. (Russ.).
2. KUIMOV, S.N., S.V. BAUSOV, A.I. ISTOMIN et al. Informational and analytical provision of processes within technical control of gas pipe-lines subject to stress corrosion [Informatsionno-analiticheskoye soprovozhdeniye processov upravleniya tekhnicheskim sostoyaniyem gazoprovodov, podverzhennykh korrozionnomy rastreskivaniyu pod napryazheniyem]. Vesti gazovoy nauki. Improving reliability of gas mains subject to stress corrosion cracking [Povysheniye nadezhnosti magiztralnykh gazoprovodov, podverzhennykh korrozionnomu rastreskivaniyu pod napryazheniyem]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 3(27), pp. 131-138. ISSN 2306-8949. (Russ.).
3. CROW, P. Telvent's SCADA systems dominate Northern Hemisphere pipeline scene. Compressor Tech Two. 2011, May, pp. 34-35. ISSN 1085-2468.
4. TUNCH, G. Building an effective monitoring and diagnostics program. Compressor Tech Two. 2016, March, pp. 42-50. ISSN 1085-2468.
5. BUTLER, S.W., K. PATTIPATI, A. VOLPONI. An assessment methodology for data-driven and modelbased techniques for engine health monitoring. In: GT 2006-91096: Proceeding of ASME Turbo Expo 2006, May 8-11, Barselona.
6. CHEPKASOV, A.V., A.V. ZHENEV, S.Yu. SALNIKOV et al. Principals of complex program for reconstruction and technical upgrading of gas transport facilities for 2016-2029 [Printsipy formirovaniya kompleksnoy programmy rekonstruktsii i tekhnicheskogo perevooruzheniya obyektov transport gaza na 2016-2020 gg.]. In: Proc. of International conference "Gas transportation systems: present and future" (GTS-2015), October 2829, 2015, Moscow. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2015.
7. LUCHKIN, N.A. Automatization of account and analysis of equipment failures in operation of gas-compressor units and turbo expanders [Avtomatizatsiya protsessov ucheta i analiza otkazov v rabote oborudovaniya gazoperekachivayushchikh i turbodetandernykh agregatov]. Gazovaya promyshlennost'. 2016, spec. iss. no. 737: Diagnostics, technical maintenance and repair of the gas industry facilities [Diagnostirovaniye, tekhnicheskoye obsluzhivaniye i remont obyektov gazovoy otrasli], pp. 92-95. ISSN 0016-5581. (Russ.).
8. GAZPROM PJSC. Procedure for remote parametric diagnostics and monitoring of current indices of gas compressor units' technical conditions without changing a mode of their operation [Metodika provedeniya udalennoy parametricheskoy diagnostiki i monitoringa tekushchikh pokazateley tekhnicheskogo sostoyaniya gazoperekachivayushchikh agregatov bez izmeneniya rezhima ikh ekspluatatsii]. Moscow, 2016. (Russ.).
