Формирование долгосрочных планов комплексного ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций ОАО «Газпром» в условиях неполноты данных об их техническом состоянии Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Ключевые слова:

комплексный

ремонт,

технологический

трубопровод,

компрессорная

станция,

техническое

состояние.

Keywords:

complex repair, process pipeline, compressor station, technical condition.

УДК 622.691.4

М.Е. Сидорочев, О.В. Бурутин, И.В. Ряховских, А.В. Мельникова, Н.Е. Зорин

Формирование долгосрочных планов комплексного ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций ОАО «Газпром» в условиях неполноты данных об их техническом состоянии

Современные тенденции управления техническим состоянием и целостностью объектов газотранспортной системы ОАО «Газпром» предполагают долгосрочное планирование мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту магистральных газопроводов (МГ) [1, 2]. При этом существующие подходы к долгосрочному планированию в рамках действующей нормативной документации базируются на информации о фактическом техническом состоянии трубопроводов, наиболее информативным инструментом для получения которой являются периодические диагностические обследования с использованием внутритрубных устройств.

Большинство технологических трубопроводов компрессорных станций (КС) в составе газотранспортной системы (ГТС) ОАО «Газпром» конструктивно не приспособлены к проведению внутритрубной диагностики (ВТД), их обследование выполняют путем определения наиболее уязвимых участков трубопроводов и последующего диагностирования труб в локальных шурфах [3]. В силу высокой трудоемкости диагностических обследований их ежегодные объемы сопоставимы с протяженностью отремонтированных технологических трубопроводов КС (рис. 1), что не позволяет применять традиционные схемы формирования долгосрочных планов комплексного ремонта [4-6].

Более 70 % технологических трубопроводов КС эксплуатируются свыше 20 лет. В этой связи все более заметным фактором, влияющим на надежность действующей системы газопроводов ОАО «Газпром», становится развитие деградационных процессов, таких как разрушение защитных изоляционных покрытий, рост коррозионных дефектов общего и локального характера, а также проявление трещиноподобных дефектов, большинство из которых образованы по механизму коррозионного растрескивания под напряжением (КРН). Выполненный ООО «Газпром ВНИИГАЗ» анализ динамики отказов технологических трубопроводов КС демонстрирует рост инцидентов при сохранении ежегодных объемов комплексного ремонта. По состоянию

Рис. 1. Относительное число технологических трубопроводов КС по годам

№ 1 (17) / 2014

Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов

17

на начало 2012 г. фактическое значение частоты отказов на выходных шлейфах КС превышало рекомендуемое отраслевым стандартом [7] консервативное значение (далее - ожидаемая частота отказа) более чем в 3,5 раза.

Для упреждения вышеописанного в рамках Программы [8] была оперативно разработана и реализована многофакторная методика ранжирования технологических трубопроводов КС по приоритетности и очередности комплексного ремонта (далее - Методика).

Целью данной Методики является оптимизация долгосрочных планов комплексного ремонта технологических трубопроводов КС в условиях неполноты данных об их техническом состоянии.

Методика разработана в соответствии с положениями Политики ОАО «Газпром» в области управления техническим состоянием и целостностью объектов транспортировки и хранения газа и Концепции управления техническим состоянием и целостностью объектов газотранспортной системы ОАО «Газпром» с учетом задач транспортировки газа и основана

на требованиях действующих нормативных документов компании (рис. 2).

Ранжирование трубопроводов КС по приоритетности вывода в комплексный ремонт основано на информации, прямым или косвенным образом характеризующей их техническое состояние, режимы эксплуатации и конструктивные особенности, а также результатах диагностических обследований соседних участков линейной части МГ (ЛЧ МГ).

Для оценки приоритета вывода в ремонт конкретного трубопровода в качестве критерия использовано его интегральное значение (Пранг), рассчитанное по формуле

Пранг _ УтсПТС + ^КРНПКРН + УаПА + УвПВ,

где ПТС - значение показателя технического состояния [9]; ПКРН - значение интегрального показателя КРН [10]; ПА - значение показателя аварийности [7]; ПВ - значение показателя важности объекта [11]; уТС, уКРН, уА, уВ - весовые коэффициенты соответствующих показателей.

Рис. 2. Схема работ по формированию долгосрочных планов комплексного ремонта

технологических трубопроводов КС (ю - коэффициент оценки достоверных данных)

№ 1 (17) / 2014

18

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Целесообразность проведения дополнительных диагностических обследований трубопровода или принятия решения о его выводе в ремонт определено по значению функции изменения Пранг (рис. 3). Согласно данной функции, можно отметить ряд контрольных точек во времени, определяющих впоследствии стратегию комплексного ремонта.

В период эксплуатации трубопровода от 0 до '"’” возможность развития дефектов кор-

розионного и стресс-коррозионного характера весьма низкая (см. рис. 3), а вероятность отказа определяется технологической наследственностью трубопровода (локальными дефектами труб, соединительных деталей и браком строительных работ). В случае выявления указанных дефектов их устранение целесообразно выполнять путем проведения локальных ремонтов силами эксплуатирующей организации. Таким образом, объекты, значения приоритетов которых составляют nfHr (t) < nm™, не следует рассматривать при формировании планов комплексного ремонта.

Точкой 1 на диаграмме теоретической функции обозначено время эксплуатации технологических трубопроводов КС '"’ ”, после

которого активизируются процессы, приводящие к появлению эксплуатационных дефектов в результате деградации свойств защитного по-

крытия трубопровода. Значение величины tmin установлено с учетом среднего срока службы защитных покрытий ^ согласно [9].

Дополнительные обследования, проведенные в период tmin - tlim (обозначены точкой 1'), позволят скорректировать значения приоритета вывода технологических трубопроводов КС в комплексный ремонт, а также повысить точность определения времени их вывода.

Точкой 2 на диаграмме теоретической функции обозначено значение показателя состояния технологических трубопроводов КС nj5™', ожидаемая частота отказа которого соответствует требованиям [7]. В случае обнаружения недопустимых до эксплуатации дефектов труб в процессе дополнительных диагностических обследований (точка 2') эксплуатацию трубопровода останавливают и принимают решение о проведении внеочередного ремонта.

Исходя из описания точек 1 и 2 вероятность роста дефектов до критического размера в интервале t = tlim - tmin (или вероятность безотказной работы) (F (t)) определена по формуле

F (t) = 1 - F (t) = P(t) = fp,

где P(t) - вероятность событий; f(t) - плотность распределения наработки трубопровода; 1 - ожидаемая частота аварий.

Период эксплуатации трубопровода t, год

tn

{lim

tm

Рис. 3. Теоретическая функция изменения приоритета вывода в комплексный ремонт

технологических трубопроводов КС

№ 1 (17) / 2014

Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов

19

При этом достоверность рассчитанного показателя подтверждена полнотой исходных данных о техническом состоянии трубопровода, в зависимости от которой в интервале t = tlim - tmin рекомендуются дополнительные диагностические обследования или комплексный ремонт. После проведения комплексного ремонта значение приоритета Пранг принимается равным исходному значению.

Точкой 3 на диаграмме теоретической функции (см. рис. 3) обозначено Пранг > П^, значение частоты отказа которого соответствует предельно допустимому. В случае достижения значения приоритета эксплуатирую-

щей организации рекомендуется снизить рабочее давление в трубопроводе до проведения внеочередного комплексного ремонта.

Для оценки полноты исходных данных о техническом состоянии и последующего сопоставления технологических трубопроводов КС разработан критерий достоверности использованной в расчетах информации. Суммарный коэффициент оценки достоверности данных (ю,) рассчитан по формуле

\j-jj >

n

где В, - коэффициент достоверности ,-го параметра, характеризующего техническое состояние технологических трубопроводов компрессорных цехов; n - количество входных параметров, участвующих в расчетах комплексного показателя технического состояния технологических трубопроводов компрессорных цехов.

В свою очередь учет ю, при оценке технического состояния позволяет планировать как ремонтные работы, так и диагностические обследования технологических трубопроводов КС.

Далее, согласно схеме работ, рассчитаны объемы комплексного ремонта технологических трубопроводов КС для достижения заданных значений ожидаемой частоты отказов [7]. Объемы комплексного ремонта определяются по функции

Ь — Ь J-21n(/“ ),

где Хср - среднестатистическая частота аварий (число аварий в год х км технологических трубопроводов КС); Lp - отношение протяженности планируемых к ремонту трубопроводов к общей протяженности технологических трубо-

проводов КС, рассматриваемых для выполнения комплексного ремонта.

При проведении расчетов учитывалась возможность отказов на отремонтированных ранее участках трубопроводов. По статистическим данным, доля таких отказов составляет в среднем 15 % от общего количества.

Результаты расчета X в зависимости от объемов планируемого комплексного ремонта показали, что для достижения ее значений необходимо до 2017 г. отремонтировать не менее 500 км в пересчете на Ду 1000 при сохранении существующих объемов диагностических обследований.

Для планирования стоимости и выбора наиболее эффективного метода комплексного ремонта разработан способ оценки и прогноза ожидаемого количества труб, подлежащих замене. Установлено, что наиболее точную сходимость ожидаемого количества труб, подлежащих замене при комплексном ремонте, с фактическим количеством замены труб в составе технологических трубопроводов КС возможно достичь путем учета результатов диагностирования и ремонта участка ЛЧ МГ от выходного шлейфа до первого линейного крана. Таким образом, ожидаемое количество труб (ит) для трубопроводов с ю, < 0,5 рассчитано по формуле

Uт — Клит (VТСKTC + VKPHККРН )>

где Кд - коэффициент пропуска критических дефектов при внутритрубной диагностике участков линейной части МГ; ЦУТЛЧ - показатель подлежащих замене труб на прилегающем участке ЛЧ МГ до первого линейного крана по данным ВТД; ККРН, КТС - коэффициенты соотношения критических размеров дефектов КРН и прочих дефектов на трубопроводах категорий III-IV и I-B.

Технико-экономическое обоснование выбора эффективного метода ремонта с учетом анализа затрат на технологические операции выполнено в программном комплексе «ГРАНД-Смета» для условных технологических трубопроводов протяженностью 1000 м из стальных труб класса прочности К60 с полиуретановым антикоррозионным защитным покрытием (АЗП).

Для удобства выбора экономически обоснованного метода ремонта по результатам анализа затрат, согласно расчетам полной

№ 1 (17) / 2014

20

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Рис. 4. Относительная стоимость комплексного ремонта в зависимости от количества заменяемых труб

сметной стоимости комплексного ремонта, построены графики функции отношения фактической стоимости к максимальной стоимости комплексного ремонта технологических трубопроводов КС в зависимости от замененных труб.

Пример построения функции для труб диаметром 1020 мм с различными толщинами стенок приведен на рис. 4.

На представленных функциях (см. рис. 4) точками обозначено количество заменяемых труб, при превышении которого экономически выгодным становится ремонт трубопровода методом полной замены старых труб на новые без проведения дальнейшей диагностики.

По результатам выполненной работы в ОАО «Газпром» реализована многофакторная Методика ранжирования технологических трубопроводов КС по приоритетности и очередно-

сти комплексного ремонта в условиях неполноты данных о техническом состоянии в рамках утвержденной Программы [8].

Увеличение объемов диагностических обследований и, как следствие, повышение качества информации о техническом состоянии технологических трубопроводов КС позволят достигнуть заданных значений ожидаемой частоты отказов даже при снижении объемов комплексного ремонта.

Разработан способ оценки и прогноза замены труб при комплексном ремонте технологических трубопроводов КС в условиях неполноты данных об их техническом состоянии.

Обоснованы критерии эффективности полной замены труб в процессе комплексного ремонта в зависимости от числа поврежденных дефектами труб и применяемых ремонтных материалов.

№ 1 (17) / 2014

Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов

21

Установлено, что полная замена старых труб на новые трубы с заводским антикоррозионным защитным покрытием в ряде случаев является предпочтительной в сравнении с их выборочным ремонтом по данным диагностических обследований. Например, комплексный ремонт методом полной замены труб для трубопроводов диаметром 1020 мм становится выгодным при общем количестве поврежденных труб на участке свыше 13 %.

Список литературы

1. Аксютин О.Е. ГИС МТ ООО «Газпром трансгаз Сургут» как полигон для апробации новой методологии управления техническим состоянием и целостностью объектов ГТС / О.Е. Аксютин, С.В. Алимов, А.Н. Пасечников и др. // Газовая промышленность. - 2013. -№ 9. - C. 19-21.

2. Пасечников А.Н. Комплексный подход к формированию системы управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы ОАО «Газпром» /

A. Н. Пасечников, С.В. Нефедов, А.О. Алексеев и др. // Доклады IV Международной научнотехнической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - C. 260-270.

3. Сидорочев М. Е. Стресс-коррозионное состояние технологических трубопроводов компрессорных станций и методика

их технического диагностирования /

М.Е. Сидорочев, Т.С. Есиев, И.В. Ряховских и др. // Газовая промышленность. - 2010. -№ 9. - C. 48-52.

4. Молоканов А.В. Коррозионное состояние магистральных газопроводов / А.В. Молоканов,

B. И. Городниченко, В. Е. Грязин // Газовая промышленность. - 2012. - № 9. - C. 29-30.

5. Мирзоев А. М. Обзор подходов и методов оценки технического состояния линейной части магистральных газопроводов / А.М. Мирзоев // Нефтегазовое дело: эл. научн. журн. - 2012. -№ 4.

6. Захаров А.В. Комплексная оценка технического состояния линейной части газопроводов по результатам диагностирования и предремонтных обследований / А.В. Захаров, И.И. Велиюлин, А. Д. Решетников и др. // Газовая промышленность. - 2012. - № 12. -

С. 41-43.

7. СТО Газпром 2-2.3-351-2009. Методические указания по проведению анализа риска для ОПО ГТП ОАО «Газпром». - М.: Газпром экспо, 2009.

8. Программа по комплексному ремонту технологических трубопроводов компрессорных станций ОАО «Газпром» на 2013-2017 годы (утв. зам. Председателя Правления, членом Совета директоров ОАО «Газпром» В.А. Маркеловым

от 13.11.2013 г.).

9. Р Газпром 2-2.3-609-2011. Определение критериев вывода в комплексный ремонт и сроков безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорной станции. - М.: Газпром экспо,

2011.

10. СТО Газпром 2-2.3-575-2011. Оценка стресс-коррозионного состояния

и ранжирование технологических трубопроводов высокой стороны компрессорных станций по приоритетности диагностического обследования с целью выявления дефектов КРН и проведения комплексного ремонта. - М.: Газпром экспо,

2012.

11. Р Газпром 2-2.3-691-2013. Методика формирования программ технического диагностирования и ремонта объектов линейной части магистральных газопроводов ЕСГ ОАО «Газпром». - М.: Газпром экспо,

2013.

№ 1 (17) / 2014