CC BY
46ОЦЕНКА И ПЛАНИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ ТЕХНИКИ НА ОСНОВЕ КРИТЕРИЕВ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ГОТОВНОСТИ
УДК 622.691.4+658.56
С.Ю. Сальников, К.Т.Н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), S_Salnikov@vniigaz.gazprom.ru
A.В. Семушкин, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», A_Semushkin@vniigaz.gazprom.ru
B.А. Щуровский, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», V_Schurovskiy@vniigaz.gazprom.ru
В статье рассмотрены методические подходы к системе технического обслуживания и ремонта парка газоперекачивающих агрегатов в современных условиях эксплуатации компрессорных станций газотранспортных систем. Среди характерных особенностей современных подходов отмечаются: большое количество типов приводов и компрессоров; рост доли парка с большими сроками службы и наработки; периодическое продление ресурса газоперекачивающих агрегатов с «поузловой реновацией»; влияние переменных режимно-технологических факторов и проблем экологической и промышленной безопасности; более быстрое развитие цифровых технологий по отношению к технико-технологическим свойствам объектов их применения. В рамках создаваемой информационно-управляющей системы транспортировкой газа определенное сокращение эксплуатационных издержек возможно на базе концепции эксплуатационной (производственно-технологической) готовности, т. е. за счет поддержания ограниченной работоспособности объектов на уровне текущих и планируемых потребностей транспортировки газа.
Эксплуатационные возможности оптимизации затрат на техническое обслуживание и ремонт содержатся в комбинации межремонтных ресурсов (продление или перераспределение объемов по видам), технического состояния по располагаемой и потребляемой мощности (газотурбинной установки и газового компрессора) и показателей надежности с учетом нормативного резервирования.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ, ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ, НАДЕЖНОСТЬ, ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ.
Компрессорный парк ПАО «Газпром» включает 307 компрессорных станций (805 компрессорных цехов) с установленной мощностью около 54 ГВт и характеризуется большим количеством (4612 шт.) и разнообразием газоперекачивающих агрегатов (ГПА) по типоразмерам и годам выпуска.
Структура парка по типам привода и единичным мощностям достаточно консервативна и не меняется на протяжении многих лет. Преобладают ГПА с газотурбинным приводом (почти 90 % парка), половину парка составляют агрегаты мощностью 16-18 МВт. Установленная мощность парка растет приблизитель-
но на 1,5 % в год. В эксплуатации остаются практически все установленные ранее типы ГПА: более 60 типов приводов и 100 типов газовых компрессоров.
Средний возраст парка по наработке монотонно возрастает: наработка более половины парка агрегатов превысила 100 тыс. ч. Основная часть парка эксплуатируется в режиме постоянного продления ресурса с применением «поузловой реновации» ГПА и технически не имеет предельного срока жизненного цикла.
Средняя наработка на отказ всего парка газотурбинных ГПА ПАО «Газпром» является стабильной и имеет тенденцию к росту (текущий показатель - около
12 тыс. ч). Конструктивные дефекты и их последствия для опреде -ленных типов известны. Относительно высокий уровень среднего показателя достигается за счет обеспечения надежной работы «старого» парка ГПА. Коэффициент готовности стабилизировался на уровне 0,97-0,98.
Коэффициент технического использования КТИ всего парка газотурбинных ГПА также имеет тенденцию к росту (текущий показатель - около 0,80). Наработка на пуск в среднем составляет около 350 ч (диапазон - 100-700 ч).
На протяжении десятилетий техническое состояние газотранспортных систем (ГТС) ПАО «Газпром» поддерживается
Salnikov S.Yu., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian Federation),
S_Salnikov@vniigaz.gazprom.ru
Semushkin A.V., Gazprom VNIIGAZ LLC, A_Semushkin@vniigaz.gazprom.ru
Shchurovskiy V.A., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC, V_Schurovskiy@vniigaz.gazprom.ru
Assessment and planning of gas compressing equipment maintenance based on the criteria of availability
Methodical approaches to maintenance and repair of gas compressing units in modern operation conditions for compressor stations are considered. They are characterized by the following features: a large number of types of drives and compressors, an increase in the share of a fleet with long operating time, periodic extension of service life, the influence of variable operating factors and environmental and safety problems, and also the faster development of digital technologies in relation to the technical and processing properties of the objects of their application.
Within the framework of the information management system for gas transportation, a certain reduction in operating costs is possible on the basis of the concept of operational (production) readiness, i. e. maintaining the operational availability at the level of current and planned gas transportation needs.
The operational possibilities for optimizing the costs for maintenance are contained in the combination of mean time between overhaul (extension or redistribution of volumes by types), technical condition and reliability indicators, taking into account standard redundancy.
KEYWORDS: GAS-COMPRESSING UNIT, TECHNICAL CONDITION, RELIABILITY, MAINTENANCE AND REPAIR.
(в основном по централизованному принципу) на уровне, достаточном для выполнения функций транспортировки газа потребителям. При этом традиционные и новые проблемы функционирования компрессорного парка (надежность, техническое состояние, энергоэффективность, промышленная и энергетическая безопасность, импортозамещение и др.) решаются преимущественно в рамках системы технического обслуживания и ремонта (ТОиР).
Развитие цифровых технологий ориентировано на тенденции,характерные для бизнес-процессов управления объектами вертикально-интегрированной компании (централизация, унификация, бюрократизация), и позволяет осуществлять количественный мониторинг и учет эксплуатационных режимов ГПА (как привода, так и газового компрессора), показателей надежности и технического состояния.
МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ
Для управления бизнес-процессом транспортировки газа создается отраслевая информационно-управляющая система, включающая в числе других функций систему управления тех-
ническим состоянием и целостностью линейной частью (СУТСЦ ЛЧ) магистральных газопроводов и систему управления техническим состоянием и целостностью площадных объектов (СУТСЦ ПО). При их последовательной разработке и стремлении к унификации потребовалось уточнение методических вопросов [1] по следующим позициям:
- методические подходы для линейной части (ЛЧ) в известной мере применимы к технологическим трубопроводам компрессорных станций (ТТ КС) и емкостному оборудованию, но не могут быть приемлемы по отношению к вращающемуся (прежде всего газоперекачивающему) оборудованию из-за различий физических процессов деградации объектов в процессе эксплуатации и систем ТОиР. Для ТТ КС результат диагно -стического обслуживания (ДО) может не требовать последующего ТОиР. Для оборудования (независимо от типа обслуживания) ДО является одним из элементов ТОиР, поэтому применяются разные ресурсные показатели (срок службы, наработка), предусмотренные ГОСТ 27002-15 [2];
- преобладание методов ранжирования объектов на базе
логико-экспертного подхода недостаточно обоснованно в части весовых коэффициентов влияния, в результате значимость базового оборудования (ГПА) теряется на фоне ТТ КС и объектов «второго порядка»;
- в отличие от предшествующего периода не ставится задача поддержания всех элементов ПО в исправном состоянии (по [2]).
Современная задача СУТСЦ ПО -оптимальное управление ресурсами для поддержания ограниченной работоспособности ПО на уровне текущих потребностей транспортировки газа. При этом ТОиР установок с газотурбинным приводом может быть ориентировано на различающиеся концепции в зависимости от условий и задач их применения.
Концепция поддержания проектной (или близкой к ней) работоспособности характерна для устойчивой базовой эксплуатации (максимум мощности и времени работы). Так, в 1960-1980 гг. срок работы компрессорного парка часто достигал 70 % календарного времени. Элементы этой концепции продолжают оставаться в поле зрения [3].
Концепция «безотказности» основана на применении много-
функциональных автоматических диагностических систем (АСД), способных предсказывать отказы и их причины (ее конечным результатом является безрезервная работа КС). Но на фоне относительной стоимости и времени вынужденных ремонтов (около 5 % от затрат на ТОиР) и высокой стоимости АСД технико-коммерческая эффективность концепции пока не доказана.
Риск-ориентированный подход допускает возможность увеличения (уменьшения) продукции за счет надежности и ресурса. Эта концепция приемлема для пиковых электростанций, где кратковременное увеличение контрактных поставок электроэнергии может быть достигнуто форсированием режимов с потерей ресурса ГТУ. Компрессорные станции не производят товарную продукцию, а являются элементом технологии транспортировки газа, и результаты этой деятельности проявляются в составе ма -гистрального газопровода (ГТС). Более того, полезная работа КС (ГПА), выражаемая величиной политропной работы сжатия газа, представляется достаточно условной величиной, а степень влияния отдельной КС на показатели ГТС является сложной и конкретной задачей.
В текущих условиях эксплуатации ГТС наиболее приемлема концепция эксплуатационной (производственно-технологической) готовности [2, 4], т. е. способности объекта выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях эксплуатации при соответствующем ТОиР. Особенности данной концепции состоят в поддержании базы статистических данных о режимах эксплуатации, надежности, техническом состоянии и показателях ТОиР, унификации методов их обработки и анализа. При этом процесс ТОиР планируется в следующей после -довательности: технологическое задание по товаротранспортной работе ГТС - определение пара-
метров компримирования КС с учетом технического состояния оборудования - расчет баланса времени ГПА с учетом надежности и выработки ресурса - планирование ТОиР. Эффектообразующие факторы проявляются внутри каждого элемента этой цепочки.
ПОКАЗАТЕЛИ
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ
ГОТОВНОСТИ
Системная надежность ГПА и КЦ в составе ГТС. Занимая достаточно скромное место в структуре капитальных затрат (например, 3-5 % от стоимости газопровода), ГПА определяют функциональную работоспособность и эксплуатационную готовность системы.
Системная надежность обеспечивается в проектах и в процессе эксплуатации [5, 6 ]: обеспечением режимов пропускной способности магистрального газопровода, которые являются системным резервом для режима проектной производительности; наличием резерва ГПА в каждом цехе: 2 + 1, 3 + 1, 4 + 1(2) и т. д.; наличием технологических перемычек между компрессорными цехами (КЦ); созданием запаса базовых элементов ГПА (газогенераторов, силовых турбин, роторов газовых компрессоров и др.).
Диагностика ГПА. Для применения в газотурбинных установках предлагаются, как правило в качестве дополнительной комплектации, различные автоматизированные системы. Опыт применения многофункциональных (комплексных) АСД и построения на их основе вертикально-интегрированных систем диагностического сопровождения парка ГПА не получил широкого распространения по технико-экономическим критериям (стоимость многофункциональных АСД может составлять до 10 % стоимости ГТУ) при достаточно высоких показателях надежности «старого» парка ГПА.
В связи с этим потребовались новые подходы к ДО ГПА: технологический online-мониторинг
характеристик ГТУ и ЦБК в составе системы автоматического управления (САУ) ГПА [7]; вибромониторинг и виброзащита -в составе САУ ГПА; диагностика состояния узлов и деталей - эле -мент системы ТОиР, выполняемый специализированными службами (производитель, ремонтник); эксплуатация ГПА «по состоянию» (технологическому и техническому); долгосрочные сервис-контракты с производителем.
Стандартные системы ТОиР предусматривают: техническое обслуживание при использовании; техническое обслуживание агрегата, находящегося в резерве; плановые ремонты (средний и капитальный) [8].
Объем и затраты ТОиР определяют следующие факторы: режи -мы и условия эксплуатации (нагрузка, наработка, климатические факторы и др.); физическое старе -ние и деградация эксплуатационных показателей;статистические показатели надежности; удельные затраты ТОиР.
Эксплуатационные возможности оптимизации затрат на ТОиР содержатся в комбинации: межремонтных ресурсов (продление или перераспределение объемов по видам), технического состояния по располагаемой и потребляемой мощности (ГТУ и газового компрессора) и показателей надежности с учетом нормативного резервирования. Понятия и показатели надежности, технического состояния и ТОиР служат также основой для экспертизы промышленной безопасности. Это затратный элемент (около 5 % от общих затрат на ТОиР).
Поток режимно-эксплуатаци-онной информации формируется в САУ ГПА и автоматизированной системе управления технологическим процессом КЦ, он вполне достаточен для мониторинга показателей функционирования ГТС и КС.
Техническое состояние (ТС) ГПА характеризуют следующие критерии: функциональная(параметри-
газовая промышленность транспортировка газа и газового конденсата
Спецвыпуск № 3 (773)
ческая) способность обеспечить требуемые режимы компримиро-вания газа; промышленная и экологическая безопасность; текущая и прогнозируемая надежность оборудования; технико-экономические показатели эксплуатации.
Комплексный показатель технического состояния ГПА определяется по формуле:
П = К .К .К
ТСГПА А/е ЦБК г'
(1)
где КАе - коэффициент технического состояния привода по мощности (отношение фактической приведенной мощности газотурбинной установки к номинальной мощности); КЦБК - коэффициент технического состояния газового компрессора (отношение фактического политропного коэффициента полезного действия центробежного газового компрессора к его номинальному значению); Кг - коэффициент готовности ГПА.
Показатель ПТСГПА характеризует степень потери функциональ-
ной работоспособности относительно эталонных показателей процессов компримирования, выработки приводом необходимой механической энергии и безотказности. Для КЦ показатель ПТСГПА определяется как среднеарифметическая величина значений показателей ТС установленных в нем ГПА.
Текущий показатель ПТСГПА используется как общая характери -стика ТС парка ГПА; сравнительная характеристика основного оборудования разных КЦ, КС, ГТС.
Вместе с тем показатель Птггпд
ТСГПА
не может быть прямо применим для планирования ТОиР основного оборудования КЦ. Для этой цели должны быть привлечены показатели ресурса и технического использования.
Коэффициент готовности ГПА Кг -вероятность нахождения объекта в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объ-
екта по назначению не предусмотрено [2], статистически определяется как отношение рабочего времени к сумме рабочего времени и вынужденного простоя.
Коэффициент технического использования КТИ - отношение математического ожидания суммарного времени пребывания объекта в работоспособном состоянии за некоторый период эксплуатации к математическому ожиданию суммарного времени пребывания объекта в работоспособном состоянии и простоев, обусловленных техническим обслуживанием и ремонтом за этот же период [2], статистически определяется как отношение рабочего времени к сумме рабочего времени и времени всех видов ТОиР (плановых и неплановых).
Существующая практика мониторинга временных показателей эксплуатации ГПА базируется на отраслевом стандарте [9], который требует определенной актуализации (с сохранением пре-
группа компании
ГОРОДСКОЙ ЦЕНТР ЭКСПЕРТИЗ
Консультант НАД! в России
*1-е места в рейтинге «Консалтинг в области организации производства». По данным «Зксперт РА» (2004-2010, 2012 гг.)
УСЛУГИ СЛУЖБАМ ГЛАВНОГО ИНЖЕНЕРА
Экспертиза
промышленной
безопасности
Энергоаудит
Специальная оценка условий труда
Проектирование
Экологический аудит
емственности) и восстановления аналитических функций.
Ресурсные показатели ГПА: общая наработка Тр (или эквивалентная наработка) - продолжительность работы ГПА в течение заданного периода; коэффициенты межремонтного и общего (полного) ресурса.
Понятие «эквивалентная наработка» и общая формула для ее расчета предусмотрены ГОСТ Р 52527-2006 [10] для учета влияния режимов эксплуатации ГТУ в целях увеличения межремонтного ресурса по техническому состоянию. До настоящего времени понятие «эквивалентная наработка» не применялось в связи с базовым характером эксплуатации ГПА (отсутствием частичных и пиковых нагрузок, экстренных пусков и резких изменений режи -мов). Но при развитии цифровых технологий для статистического контроля режимов эксплуатации данный резерв сокращения эксплуатационных затрат может быть использован.
Коэффициенты остаточного межремонтного ресурса (текущего, среднего, капитального, полного) К определяются по формуле:
1 -
1 Т"
мр
(2)
где Тмр - наработка после последнего ремонта, тыс. ч; - норма -тивная наработка между ремонтами, тыс. ч.
Нормативные показатели межремонтных ресурсов и продолжительность ремонтов ГПА определяются по СТО Газпром 2-2.3-681-2012 [8].
Прогноз коэффициентов технического состояния П , К , К
ТСГПА Ме ЦБК
и коэффициентов надежности Кг, КТИ выполняется по среднестатистическим показателям за последние пять лет для данного типа оборудования данного газотранспортного Общества; на основе экспертного прогноза на последующие пять лет.
Для унификации расчетных алгоритмов для показателей технического состояния ГПА ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработаны методика и технологический регламент на технологию удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей технического состояния парка ГПА ЕСГ ПАО «Газпром» [11].
Критерием принятия решений и ранжирования КЦ является потребность (объем) ремонтных работ ГПА в планируемый период с учетом фактического технического состояния и планируемой загрузки КЦ. Указанная потребность выражается суммой календарного времени, необходимого для ТОиР (ремонто-часы), т. е. принимается постулат о пропорциональности затрат ТОиР и ремонтного времени.
Последовательность расчетной оценки: выполняется расчет суммарной потребляемой мощности ГПА для КЦ (КС, ГТС); определяется располагаемая мощность ГПА с учетом технического состояния; определяется среднее количество работающих ГПА (делением потребляемой мощности КЦ на располагаемую мощность ГПА); вычисляется сумма необходимого рабочего времени; с применени-
ем коэффициента технического использования определяются необходимые ремонто-часы; выполняется корректировка по остаточному межремонтному ресурсу.
Планируемый режим является режимом проектной производительности и служит для расчета наработки ГПА в планируемом пе -риоде. Среднее количество рабочих агрегатов в рассматриваемом периоде определяется отношением потребляемой мощности КЦ и располагаемой мощности привода ГПА по формуле:
N.
П = »Г р N
(3)
где Мп - мощность КЦ, потребляемая в расчетном периоде; Мр -располагаемая мощность ГПА для условий расчетного периода.
Наработка ГПА (КЦ) определяется по режиму проектной производительности как произведение количества рабочих агрегатов пр на время календарного периода Тк по формуле:
п Т.
р к
(4)
Суммарное относительное (к календарному) время работы ГПА для КЦ определяется по формуле:
п
То=—' ' "уст
(5)
где пуст - число установленных ГПА в цехе.
На начало планируемого периода определяются для КЦ показатели надежности (за последние пять лет) и остаточного межремонтного ресурса (из системы статистического учета показа-
р
К
телей надежности ГПА): коэффициент технического использования, КТИ; суммарный фактический остаточный межремонтный ресурс КЦ Тмр.
Для планируемого периода определяются показатели баланса времени КЦ, время ремонтов плановых и вынужденных вычисляется по формуле:
Т' = т + т = - 1), (6)
рем ппр вп р »^т
время ремонтное с учетом остаточного межремонтного ресурса на конец периода - по формуле:
т = -1).т - Т , (7)
рем /Ц. р мр' 4 '
где Тмр - суммарный остаточный межремонтный ресурс на конец периода, ч.
Необходимое ремонтное время (ремонто-часы) является рейтинговым показателем, учитывающим техническое состояние через располагаемую мощность и надежность через коэффициент технического использования.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Применение показателей эксплуатационной готовности для процесса транспортировки газа позволяет обеспечить контроль, анализ и планирование процес-
са ТОиР, при этом в каждом из показателей содержатся резервы для оптимизации эксплуатационных затрат.
Рассмотренные методические подходы к системе технического обслуживания и ремонта парка газоперекачивающих агрегатов нацелены на эксплуатацию компрессорных станций в современных условиях. Концепция эксплуатационной (производственно-технологической) готовности способствует сокращению эксплуатационных издержек в рамках создаваемой информационно-управляющей системы транспортировкой газа. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Щуровский В.А. Анализ методических подходов к обеспечению работоспособности компрессорного парка // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. 2017. № 1. С. 13-21.
2. ГОСТ 27.002-15. Надежность в технике (ССНТ). Термины и определения [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/ document/1200136419 (дата обращения: 28.08.2018).
3. Гришин Д.В., Захаров П.А. Оптимизация технического обслуживания и ремонтов оборудования подземных хранилищ газа на основе оценки его технического состояния // Газовая промышленность. 2013. № S700. С. 102-108.
4. ГОСТ Р ИСО 20815-2013. Нефтяная, нефтехимическая и газовая промышленность. Управление обеспечением эффективности производства и надежностью [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200109647 (дата обращения: 28.08.2018).
5. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.complexdoc.ru/ntdpdf/540987/normy_tekhnologicheskogo_proektirovaniya_magistralnykh_gazoprovodov.pdf (дата обращения: 28.08.2018).
6. СТО Газпром 2-2.1-512-2010. Обеспечение системной надежности транспорта газа и стабильности поставок газа потребителям. М.: ОАО «Газпром», 2011. 88 с.
7. Семушкин А.В., Подлозный А.О., Черникова Е.А., Щуровский В.А. Методические принципы параметрической диагностики технического состояния газотурбинных газоперекачивающих агрегатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. 2017. № 1. С. 22-31.
8. СТО Газпром 2-2.3-681-2012. Компрессорные станции. Газоперекачивающие агрегаты. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта. М.: ОАО «Газпром», 2014. 537 с.
9. ОСТ 51.136-85. Надежность и экономичность компрессорных станций магистральных газопроводов. Система сбора и обработки информации. Основные положения [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200079981 (дата обращения: 28.08.2018).
10. ГОСТ Р 52527-2006 (ИСО 3977-9:1999). Установки газотурбинные. Надежность, готовность, эксплуатационная технологичность и безопасность [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200043548 (дата обращения: 28.08.2018).
11. Р Газпром 2-3.5-1107-2017. Методика проведения удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей текущего технического состояния газоперекачивающих агрегатов без изменения режима их эксплуатации [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/437196338 (дата обращения: 28.08.2018).
REFERENCES
1. Shchurovskiy V.A. Analysis of Methodological Approaches to Ensuring the Operability of the Compressor Park. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik "Vesti gazovoy nauki" = Scientific and Technical Collection "News of Gas Science", 2017, No. 1, P. 13-21. (In Russian)
2. State Standard GOST 27.002-15. Dependability in Technics. Terms and Definitions [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/ document/1200136419 (access date: August 28, 2018). (In Russian)
3. Grishin D.V., Zakharov P.A. Optimization of Maintenance and Repair of Underground Gas Storage Equipment Based on the Assessment of Its Technical Condition. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2013, No. S700, P. 102-108. (In Russian)
4. State Standard GOST R ISO 20815-2013. Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries. Ensuring Production Efficiency and Reliability Management [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/document/1200109647 (access date: August 28, 2018). (In Russian)
5. Company Standard STO Gazprom 2-3.5-051-2006. Norms of Technological Design of Main Pipelines [Electronic source]. Access mode: http://www.complexdoc.ru/ntdpdf/540987/normy_tekhnologicheskogo_proektirovaniya_magistralnykh_gazoprovodov.pdf (access date: August 28, 2018). (In Russian)
6. Company Standard STO Gazprom 2-2.1-512-2010. Ensuring System Reliability of Gas Transport and Stability of Gas Supplies to Consumers. Moscow, Gazprom OJSC, 2011, 88 p. (In Russian)
7. Semushkin A.V., Podlozny A.O., Chernikova E.A., Shchurovskiy V.A. Methodical Grounds for Parametric Diagnostics of Turbine Gas-Compressor Units. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik "Vesti gazovoy nauki" = Scientific and Technical Collection "News of Gas Science", 2017, No. 1, P. 22-31. (In Russian)
8. Company Standard STO Gazprom 2-2.3-681-2012. Compressor Stations. Gas Compressor Units. The Order of Maintenance and Repair. Moscow, Gazprom OJSC, 2014, 537 p. (In Russian)
9. Industry Standard OST 51.136-85. Reliability and Economy of Compressor Stations of Main Gas Pipelines. The System of Information Collection and Processing. Basic Provisions [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/document/1200079981 (access date: August 28, 2018). (In Russian)
10. State Standard GOST R 52527-2006 (ISO 3977-9:1999). Gas Turbine Plants. Reliability, Availability, Maintainability and Safety [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/document/1200043548 (access date: August 28, 2018). (In Russian)
11. Recommendations R Gazprom 2-3.5-1107-2017. Methodology for Remote Parametric Diagnostics and Monitoring of Current Indicators of the Current Technical State of Gas Compressor Units without Changing the Mode of Operation [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/ document/437196338 (access date: August 28, 2018). (In Russian)
