CC BY
0DOI: 10.24412/3034-154X-2024-2-60-64 УДК 622.691.4
Денис Анатольевич ПИНИГИН - аспирант кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов» ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
Россия, г. Тюмень; e-mail: pinigindenis99@gmail.ru; SPIN-код: 3778-9782, AuthorlD: 1190109
Елена Леонидовна ЧИЖЕВСКАЯ - кандидат экономических наук, доцент, доцент кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов» Тюменского индустриального университета; академик РАЕ
Россия, г. Тюмень; e-mail: chizhevskajael@tyuiu.ru; SPIN-код: 1354-9643, AuthorlD: 160022
Мария Юрьевна ЗЕМЕНКОВА - доктор технических наук, доцент, профессор кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов» ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
Россия, г. Тюмень; e-mail: muzemenkova@mail.ru; SPIN-код: 9383-0442, AuthorlD: 7539467
Антон Николаевич ШИПОВАЛОВ - начальник Лонг-Юганского ЛПУ МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» Россия, г. Югорск; e-mail: shipovalov_nir@mail.ru; SPIN-код: 6917-5755, AuthorlD: 816155
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ МОНИТОРИНГ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
АННОТАЦИЯ
В статье проведен анализ системы управления техническим состояниям технологических трубопроводов компрессорных станций, представлено описание современной методики оценки технического состояния и на основании описываемой методики проведен практический расчет параметров надежности опасного производственного объекта.
Ключевые слова: технологические трубопроводы, компрессорная станция, параметры надежности, диагностические мероприятия, техническое состояние.
Denis Anatolyevich PINIGIN - Postgraduate student of the Department of Transportation of Hydrocarbon Resources at Industrial University of Tyumen
Russia, Tyumen; e-mail: pinigindenis99@gmail.ru; SPIN-code: 3778-9782, AuthorlD: 119010
Elena Leonidovna CHIZHEVSKAYA - Candidate of Economic Sciences, Associate Professor, Associate Professor of the Department of Transportation of Hydrocarbon Resources at Industrial University of Tyumen; Academician of the Russian Academy of Sciences Russia, Tyumen; e-mail: chizhevskajael@tyuiu.ru; SPIN-code: 1354-9643, AuthorlD: 160022
Maria Yurievna ZEMENKOVA - Doctor of Technical Sciences, Associate Professor, Professor of the Department of Transportation of Hydrocarbon Resources, Industrial University of Tyumen
Russia, Tyumen; e-mail: muzemenkova@mail.ru; SPIN-code: 9383-0442, AuthorID: 7539467
Anton Nikolaevich SHIPOVALOV - Head of the Long-Yugansky LPU MG Gazprom Transgaz Yugorsk LLC Russia, Yugorsk; e-mail: shipovalov_nir@mail.ru; SPIN-code: 6917-5755, AuthorID: 816155
INTELLIGENT MONITORING OF THE TECHNICAL CONDITION OF TECHNOLOGICAL PIPELINES OF COMPRESSOR STATIONS
ABSTRACT
This article analyzes the control system for the technical conditions oftechnological pipelines ofcompressor stations, provides a description of the modern methodology for assessing the technical condition and, based on the described methodology, a practical calculation of the reliability parameters of a hazardous production facility is carried out.
Keywords: oil pipeline, petroleum product pipeline, emergencies, modeling, pressure thermoplastic hoses, Ansys, related calculation. technological pipelines, compressor station, reliability parameters, diagnostic measures, technical condition.
Для цитирования в научных исследованиях:
Пинигин Д. А., Чижевская Е. Л., Шиповалов А. Н., Земенкова М. Ю. Интеллектуальный мониторинг технического состояния технологических трубопроводов компрессорных станций // Тюменский научный журнал. - 2024. - № 2. - С. 60-64.
ТЮМЕНСКИМ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ. 2024. № 2
По мере повышения сложности оборудования, технологического процесса и условий его функционирования возрастают вероятности возникновения на нем неблагоприятных и чрезвычайных ситуаций, а также сопутствующих им потерь [1].
Обеспечение безопасности эксплуатации компрессорных станций магистрального газопровода является серьезной задачей, в ходе реализации национальной стратегии Российской Федерации в области промышленной безопасности критически важных секторов экономики [2].
Безопасность системы базируется на обеспечении надежности технологического оборудования и трубопроводной системы. Достижение заданных требований сопряжено с преодолением ограничений финансово-экономического характера в процессе проведения мероприятий по диагностике и ремонту элементов технологических трубопроводов компрессорных станций.
В ПАО «Газпром» для реализации процесса обеспечения надежности газотранспортного оборудования и трубопроводной системы, связывающей объекты в составе компрессорного цеха, сформулирована система по управлению техническим состоянием и целостностью технологических трубопроводов и оборудования площадных объектов, энергохозяйства и подсистемы противокоррозионной защиты объектов газотранспортной системы.
Методическое обеспечение процессов управления включает в себя более 20 рекомендаций и стандартов Общества, включающих в себя проведение расчетов эксплуатации оборудования в работоспособном состоянии согласно методике теории надежности. Под системой подразумеваются дополнительные расчеты объемов и методов проведения диагностирования и ремонта элементов технологических трубопроводов компрессорных станций, сроков проведения диагностических операций, стоимости осуществления определяемых согласно расчетам технических мероприятий.
Процедура расчетов предполагает сбор дополнительной исходной информации по результатам диагностических обследований, но корректная оценка параметров надежности влечет за собой многократное расширение статьи расходов, в виду того, что и диагностирование и ремонт в рамках планирования закладываются под одним показателем, то и увеличение процента диагностических операций значительно сокращает возможности эксплуатирующей организации на проведение ремонтно-восстановительных работ, что способствует планомерному снижению показателей надежности в противовес повышения полноты данных технического диагностирования.
Интеллектуальный мониторинг технического состояния подразумевает достаточно сложных комплекс операций, среди которых:
- формирование базы данных по итогам диагностирования, паспортизации, автоматического контроля процессов;
- методику и алгоритмы анализа данных, позволяющих осуществлять интеллектуальный контроль, прогнозирование и формровать комплексное заключение;
- методику идентификации «слабого звена», позволяющей корректировать приоритность обслуживания системы.
В таких условиях требуется создание расчетных моделей, способствующих корректному определению необходимой информации.
На примере [3] «Методики оценки технического состояния технологических трубопроводов и оборудования компрессорных станций газотранспортной системы», представленной в Р Газпром 2-2.3-1217-2020, которая устанавливает порядок ранжирования технологических трубопроводов компрессорных станций по приоритету проведения ремонтно-восстановительных работ, рассмотрим вариант оценки технического состояния, позволяющий в дальнейшем по результатам управленческих решений определить тренды поэтапного повышения безопасности опасного производственного объекта.
В соответствии с методикой производится расчет показателя технического состояния (комплексный параметр, включающий в себя показатели надежности составных элементов технологических трубопроводов компрессорных станций):
= • (ёа + ёсАО» + (1 - ®,) •
1 1 ' СС СС 4 у
• (ё У + ё У + Ё у )
'-т'кРН 'грн ' коорр корр т'чп ЧП-''
(1)
где Ут и Усс - показатели реального технического состояния металла труб, соединительных деталей и трубопроводной арматуры и технического сосотояния кольцевых сварных соединений соответственно;
УУРН, Укорр и УЗП - прогнозируемые показатели предрасположенности трубопроводов к коррозионному растрескиванию под напряжением, коррозионному воздействию и состояния изоляционного покрытия;
Ёр ¥са ЁкРН ёзп - весовые шказзагели принимаемые согласно нормативной документации и географического расположения компрессорного цеха.
Представленная формула является синтезом перечня расчетных данных, определяемых в других стандартах Общества.
На основании методики определения показателей оценка параметров технического состояния технологических трубопроводов компрессорных станций проводится практически двумя способами:
1) Отказ от проведения диагностических операций, что исключает дополнительные затраты в рамках проведения диагностически-ремонтных работ, но оценка технического состояния производится по неполным исходным данным и в следствии принимаемые управленческие решения не всегда сопровождаются положительными результатами.
2) Проводится необходимый объем диагностических операций для эффективного определения показателей технического состояния, но это требует дополнительных затрат из-за чего увеличиваются сроки простоя оборудования, понижается эффективность транспорта природного газа, уменьшается количество ремонтно-восстановительных работ, сокращается срок принятия управленческих решений.
На рисунке 1 представлены резульаты анализа исходных данных по количеству входных параметров, необ-
Анали!
Рисунок 1. Исходные данные для проведения оценки технического состояния технологических трубопроводов компрессорных станций
ходимых для расчета ключевых структурных элементов расчета показателя технического состояния элементов трубопроводной системы.
В соответствии с информацией, представленной на рис. 1, существенная доля исходных данных получается по результатам диагностических операций:
- 16 параметров по результатам специальных диагностических мероприятий в рамках проведения внутри-трубной дефектоскопии объектов или планово-предупредительных работ с шурфованием отдельных участков системы и последующей диагностикой и ремонтом;
- 17 параметров определяются на основании диагностических процедур, проводимых на аналогичных опасных производственных объектах или других элементах, способствующее формированию статистических параметров, учитываемых при определении показателей надежности.
Линии технологических трубопров
Дополнительно к исходным данным, формируемым по результатам диагностических операций, проводится определение 10 параметров на основании анализа проектной и исполнительной документации, имеющейся на компрессорном цехе компрессорной станции.
На основании вышеупомянутого, совершенствование методологии оценки параметров состояния возможно путем обеспечения взаимного соответствия процессов при проведении оценки параметров надежности и повышения безопасности производства.
Технологическая схема системы может быть любой. Например, в составе промплощадки компрессорного цеха были выделены следующие «линии» (таблица 1), по которым были проложены маршруты прохождения внутритрубного сканера-дефектоскопа, способствующего определению исходных диагностических данных.
Таблица 1
ов компрессорных станций объекта
7 Наименование линии Описание трубопроводной системы линии
1 Линия 7 крана Участок входного и выходного шлейфа, ограниченные расположением ограждающего забора промплощадки и входным коллектором пылеуловителей и коллектором высокого давления после АВО газа соответственно
Линия 8 крана
2 Узел очистки газа до и после оборудования узла очистки - фильтров-пылеуловителей, внутреннее разделение связано с изменением физико-химических свойств природного газа после пылеуловителей (очистка от мех. примесей и влаги)
входной коллектор
выходной коллектор
3 Коллектора низкого давления Участки технологических трубопроводов, транспортирующие некомпримированный газ
между узлом очистки и обвязкой ГПА
межцеховая перемычка
4 Коллектора высокого давления Участки технологических трубопроводов, транспортирующие компримированный газ
между обвязкой ГПА и узлом охлаждения
межцеховая перемычка
участок после узла охлаждения
5 Обвязка ГПА Линии кранов 7 1, 7 2, 7 3 и 7 6, установленных в компрессорном цеху газоперекачивающих агрегатов
ТЮМЕНСКИЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ. 2024. № 2
6 Коллектора 6 кранов Участки, предназначенные для обеспечения работы компрессорного цеха на «кольцо»
7 Узел охлаждения до и после оборудования узла охлаждения - аппаратов воздушного охлаждения газа, внутреннее разделение связано с изменением температуры природного газа
входной коллектор
выходной коллектор
Показатель полноты данных технического диагностирования, ю,, на данном опасном производственном объекте составляет 0,85, по результатам обследования продиагностировано 1171 структурный элемент трубопроводной системы промплощадки:
■ 837 труб:
□ 337 труб номинальным диаметром DN 1000 с толщиной стенки от 16 до 21,5 мм;
□ 392 трубы номинальным диаметром DN 700 с толщиной стенки от 11,9 до 20 мм;
□ 92 трубы номинальным диаметром DN 400 с толщиной стенки 14 мм;
□ 16 труб номинальным диаметром DN 150 с толщиной стенки 8 мм;
■ 215 соединительных деталей трубопроводов:
□ 117 отводов;
□ 11 переходов;
□ 85 тройников;
□ 2 заглушки;
■ 22 элемента запорно-регулирующей арматуры
■ 39 кольцевых сварных соединений (меньшее количество связано с недопустимостью на данном этапе развития использования результатов диагностики сварных соединений сканерами-дефектоскопами, принято значение продиагностированных сварных соединений наружными методами контроля при шурфовании участков системы).
По результатам исследования значение показателя технического состояния опасного производственного объекта промплощадке компрессорного цеха составляет:
П&%. = 0,85 • (0,8-1,5 • 10-3) + 0,2-39,1 • 10-3) + (1-0,85)-• (0,5 -1 + 0,5-0,75 + 0,3-0) = 0,139 Значение показателя технического состояния и полноты данных технического диагностирования исследуемого объекта находятся в пределах допустимых целевых значений, доводимых ПАО «Газпром».
При проведении диагностических операций подтверждена эксплуатация всех элементов технологических трубопроводов после проведения незначительных ремонтно-восстановительных работ на отдельных участках при шурфовании и дополнительной диагностики методами наружного контроля технического состояния металла деталей и кольцевых сварных соединений.
Результаты расчета по представленной методике позволяют оценить техническое состояния объекта при сравнительном анализе с аналогичными объектами в составе рассматриваемой компрессорной станции или при сравнении с компрессорными цехами до или после по магистральному газопроводу.
Однако совершенствование системы прогнозирования надежности технологических трубопроводов компрессорных станций возможно с применением:
- применение интеллектуальных моделей и экспертных системы;
- изменения параметров планирования и организации системы технической диагностики в целях получения исходных данных;
- создания новых и модернизация существующих методов и средств технической диагностики с целью повышения точности и качества исходных данных для оценки;
- максимального использования при расчете параметров надежности результатов регулярно проводимой технической диагностики;
- максимальное использование результатов статистического анализа и аналитической обработки данных диагностики.
Разработка экспертный систем, основанных на моделях интеллектуального анализа больших баз данных позволяет идентифицировать не только уровень технического состояния, но и спрогнозировать его динамику и предотвратить техногенное событи любого уровня.
Работа выполнена при поддержке Национального проекта «Наука и университеты» Министерства науки и высшего образования Российской Федерации (грант № FEWN- 2024-0005).
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Махутов, Н. А. Безопасность и риски: системные исследования и разработки /Н. А. Махутов. - Новосибирск : Наука, 2017. - 724 с.
2. Земенкова, М. Ю. Системный анализ и технологический мониторинг надежности и безопасности при транспорте и хранении углеводородов. - Тюмень : Тюменский индустриальный университет, 2017. -252 с.
3. Р Газпром 2-2.3-1217.2020. Методика расчета показателей технического состояния технологических трубопроводов компрессорных станций». - Санкт-Петербург : ООО «Газпром экспо», 2020. - 105 с.
4. СТО Газпром 2-2.3-760-2013. Инструкция по идентификации коррозионного растрескивания под напряжением металла труб как причины отказов ма-гистральныхгазопроводов. - М.: ООО «Газпром экспо», 2013. - 48 с.
5. СТО Газпром 2-2.4-715-2013. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. - М. : ООО «Газпром экспо», 2013. - 29 с.
6. СТО Газпром 2-2.3-407. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по отбраковке и ремонту технологических трубопроводов газа
компрессорных станций. - М. : ООО «Газпром экспо», 2010. - 33 с.
7. Земенкова, М. Ю. Методологическое обеспечение мониторинга безопасности объектов транспорта и хранения нефти и газа на основе интеллектуальных экспертных систем: специальность 05.26.02 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях (по отраслям)»: диссертация ... доктора технических наук : 05.26.02 / Земенкова Мария Юрьевна. - Тюмень, 2020. - 443 с.
8. Спасибов, В. М. Многоуровневая техническая диагностика как инструмент управления безопасностью и надёжностью объектов нефтегазовой отрасли / В. М. Спасибов, Ю. Д. Земенков, С. Н. Бастриков [и др.]// Известия Национальной академии наук Азербайджана. Серия: Науки о Земле. - 2023. -7 2. - С. 89-98. - DOI 10.33677/ggianas20230200105.
9. Земенкова, . Ю. Интеллектуальный мониторинг состояний объектов трубопроводного транспорта углеводородов с применением нейросетевых технологий /М. Ю. Земенкова, Е. Л. Чижевская, Ю. Д. Земенков // Записки Горного института. - 2022. - Т. 258. - 2020. - 443 s.
truboprovodov kompressorny'x stancij». - Sankt-Peterburg: OOO «Gazprom e'kspo», 2020. - 105s.
4. STO Gazprom 2-2.3-760-2013. Instrukciya po iden-tifikacii korrozionnogo rastreskivaniyapod napryazheniem metalla trub kak prichiny' otkazov magistral'ny'x gazopro-vodov. -M. : OOO «Gazprom e'kspo», 2013. - 48 s.
5. STO Gazprom 2-2.4-715-2013. Metodika ocenki rabo-tosposobnosti kolCevy'x svarny'x soedinenij magistraFny'x gazoprovodov. - M.: OOO «Gazprom e'kspo», 2013. -29 s.
6. STO Gazprom 2-2.3-407. Dokumenty' normativny'e dlya proektirovaniya, stroiteFstva i e'kspluatacii ob^ektov OAO «Gazprom». Instrukciya po otbrakovke i remontu texnologicheskix truboprovodov gaza kompressorny'x stancij. -M. : OOO «Gazprom e'kspo», 2010. - 33 s.
7. Zemenkova, M. Yu. Metodologicheskoe obespechenie monitoringa bezopasnosti ob^ektov transporta i xraneniya nefti igazanaosnove intellektual^ny^xe'kspertny'xsistem: special "nost' 05.26.02 «Bezopasnost' v chrezvy'chajny x situ-aciyax (po otraslyam)»: dissertaciya ... doktora texnicheskix nauk: 05.26.02 / Zemenkova Mariya Yur'evna. - Tyumen \
С. 933-944. -DOI 10.31897/РМ1.2022.105.
10. Коробков, Г. Е. Особенности определения технического состояния потенциально опасных участков магистральных трубопроводов с отводами холодного гнутья / Г. Е. Коробков, М. В. Закирьянов, И. М. Исламов // Территория Нефтегаз. - 2024. -7 3-4. - С. 82-91.
SPISOK ISPOL ZOVANNOJ LITERATURE
1. Maxutov, N. A. Bezopasnost' i riski: sistemny'e issle-dovaniya i razrabotki / N. A. Maxutov. - Novosibirsk : Nauka, 2017. - 724 s.
2. Zemenkova, M. Yu. Sistemnyj analiz i texnologicheskij monitoring nadezhnosti i bezopasnosti pri transporte i xrane-nii uglevodorodov. - Tyumen' : Tyumenskij industrially]' universitet, 2017. - 252 s.
3. R Gazprom 2-2.3-1217.2020. Metodika rascheta pokazatelej texnicheskogo sostoyaniya texnologicheskix
8. Spasibov, V M. Mnogourovnevaya texnicheskaya diagnostika kak instrument upravleniya bezopasnost'yu i nadyozhnosfyu ob^ektov neftegazovoj otrasli / VM. Spasibov, Yu. D. Zemenkov, S. N. Bastrikov [i dr.] // Izvestiya NacionaVnoj akademii naukAzerbajdzhana. Seriya: Nauki o Zemle. - 2023. - № 2. - S. 89-98. - DOI 10.33677/ggia-nas20230200105.
9. Zemenkova, M. Yu. Intellektuarnyj monitoring sostoy-anij ob^ektov truboprovodnogo transporta uglevodorodov s primeneniem nejrosetevy'x texnologij/M. Yu. Zemenkova, E. L. Chizhevskaya, Yu. D. Zemenkov // Zapiski Gornogo instituta. - 2022. - T. 258. - S. 933-944. - DOI 10.31897/ PMI.2022.105.
10. Korobkov, G. E. Osobennosti opredeleniya texni-cheskogo sostoyaniya potencial'no opasny^x uchastkov magistral'ny'x truboprovodov c otvodami xolodnogo gnutya / G. E. Korobkov, M. V Zakiryanov, I. M. Islamov // Territoriya Neftegaz. - 2024. - № 3-4. - S. 82-91.
