CC BY
23ПРАКТИКА ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
УДК 519.254
B.М. Чубаров, ООО «Газпром трансгаз Самара» (Самара, РФ), V.Chubarov@samaratransgaz.gazprom.ru И.В. Щербо, ООО «Газпром трансгаз Самара», I.Scherbo@samaratransgaz.gazprom.ru
C.А. Холодков, ООО «Газпром трансгаз Самара», S.Kholodkov@samaratransgaz.gazprom.ru Д.Н. Бельков, ООО «Газпром трансгаз Самара», D.Belkov@samaratransgaz.gazprom.ru Д.В. Комаров, ООО «Газпром трансгаз Самара», D.Komarov@samaratransgaz.gazprom.ru
В статье проанализирована Временная инструкция по планированию диагностических обследований и ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций, предназначенная для формирования долгосрочной программы диагностики и капитального ремонта исходя из оценки фактического технического состояния, в основу которой положен интегральный показатель технического состояния.
Решение задач долгосрочного планирования диагностики и ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций основано на процедуре оценки их фактического и прогнозируемого состояний. Инструкция устанавливает методологию расчета показателей технического состояния технологических трубопроводов компрессорных станций газотранспортной системы. ООО «Газпром трансгаз Самара» проведена апробация расчетных алгоритмов Инструкции для реальных объектов технологических трубопроводов компрессорных станций. Выявлены проблемные вопросы и обозначены возможные пути их решения для дальнейшего практического применения методики расчета.
Отдельно рассмотрен параметр, учитывающий полноту исходных данных по диагностике обследуемого трубопровода. Показано, что в Инструкции этот параметр создает неопределенность при планировании объемов предремонтного диагностирования, и сформулирована аналитическая зависимость определения этого параметра в логарифмическом виде. Предлагаемая авторами трактовка позволила установить прямую зависимость параметра от количества обследуемых труб без введения экспертных показателей в отличие от Инструкции. Представленный подход к учету полноты исходных данных дает возможность газотранспортным обществам повысить достоверность расчетов планирования диагностических обследований.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ВРЕМЕННАЯ ИНСТРУКЦИЯ, КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ, ПОКАЗАТЕЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ, ПОЛНОТА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТРУБОПРОВОД.
Временная инструкция по планированию диагностических обследований (ДО) и ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций [1] введена в действие в 2016 г. для обеспечения необходимого уровня надежности эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций (ТТКС) в соответствии с политикой ПАО «Газпром» в области управления техническим состоянием и целостностью (УТСЦ) объектов транспортировки и хранения газа.
В Инструкции [1] реализован комплексный подход к формированию долгосрочных программ технического диагностирования и капитального ремонта (КР) ТТКС ПАО «Газпром», основанный на оценке их фактического технического состояния. Основой предложенной методики является интегральный количественный показатель технического состояния компрессорных цехов (КЦ):
П
(ш У + ш У + ш У ) *
чткри крн ткор кор тзп зп'
гкрн кр1
* (1 - СО) + (УтУ + УссУх)'®'
(1)
где ш , ш , ш , \1/, ш - весовые
крн кор зп т сс
коэффициенты параметров ТТКС, определяющих их техническое состояние; Укрн - параметр, учитывающий предрасположенность трубопровода к коррозионному растрескиванию под напряжением (стресс-коррозия, КРН); Укор -параметр, учитывающий скорость коррозии на трубопроводе; Узп -параметр, учитывающий качество защитного покрытия подземных трубопроводов; о - параметр, учитывающий полноту исходных данных диагностических обследо-
Chubarov V.M., Gazprom transgaz Samara LLC (Samara, Russian Federation),
V.Chubarov@samaratransgaz.gazprom.ru
Scherbo I.V., Gazprom transgaz Samara LLC, I.Scherbo@samaratransgaz.gazprom.ru Kholodkov S.A., Gazprom transgaz Samara LLC, S.Kholodkov@samaratransgaz.gazprom.ru Belkov D.N., Gazprom transgaz Samara LLC, D.Belkov@samaratransgaz.gazprom.ru Komarov D.V., Gazprom transgaz Samara LLC, D.Komarov@samaratransgaz.gazprom.ru
Practice of implementation of compressor stations industrial pipelines technical state assessment
The article analyzes the Temporary Instruction on Diagnostic Testing Planning and Repair of Industrial Pipelines of Compressor Stations (the Instruction) intended for the formation of the long-term diagnostic and capital repair program according to assessment of the actual technical state based on the integral indicator of technical state.
Solving problems of long-term planning of the compressor stations industrial pipelines repair is based upon the procedure of their actual and prognosed state assessment. The methodology for calculating the compressor stations industrial pipelines technical state indicators in a gas transportation system is established by the Instruction. Gazprom transgaz Samara LLC has validated the calculating algorithms of the Instruction for real compressor stations industrial pipelines objects. The problematic issues have been identified, and possible ways of the methods of calculating further practical application have been marked. Separately considered the parameter, considering the completeness of the initial data on the diagnostics of the pipeline. It is shown that in the Instruction this parameter creates uncertainty when planning the volumes of pre-repair diagnostics, and the analytical dependence of the definition of this parameter in the logarithmic form is formulated. The interpretation offered by the authors made it possible to establish a direct dependence of the parameter on the number of surveyed tubes without introducing expert indicators, in contrast to the Instruction. The presented approach to consideration of the completeness of the source data makes it possible to increase the reliability of calculations for the planning of diagnostic surveys for gas transportation companies.
KEYWORDS: TEMPORARY INSTRUCTION, COMPRESSOR STATION, TECHNICAL STATE INDICATOR, SOURCE DATA COMPLETENESS, INDUSTRIAL PIPELINE.
Рис. 1. Обследование входного шлейфа КС «Соковка» в шурфах
Fig. 1. The surface hole inspection of the input flow line of the Sokovka compressor
station
ваний, выполненных на оцениваемом трубопроводе; Ут - параметр, учитывающий техническое состояние металла труб, соединительных деталей трубопроводов (СДТ) и крановых узлов; Усс - параметр, учитывающий техническое состояние кольцевых сварных соединений.
В показатель Птс входят не только параметры дефектности обсле -дованных элементов (Ут, Усс), но и параметры, характеризующие конструктивное исполнение трубопроводов и состояние окружающих объектов (У , У , У ).
1 4 крн кор зп'
Особого внимания в предлагаемой методике заслуживает параметр со, учитывающий полноту исходных данных ДО и их достаточность для оценки технического состояния ТТКС (впервые данный параметр было предложено использовать в работе [2]).
В рамках разработки проекта Программы комплексного ремонта ТТКС ПАО «Газпром» на 20182022 гг. Инженерно-техническим центром выполнен расчет и организован мониторинг показателей
технического состояния и приоритета по важности в соответствии с требованиями Инструкции [1]. Расчет выполнен с использованием результатов периодических ДО (неразрушающий контроль труб в шурфах (рис. 1), комплексные электрометрические обследования), а также статистической информации об отказах, возникающих в процессе эксплуатации на трубопроводной обвязке КЦ и магистральных газопроводах.
АНАЛИЗ ПРОБЛЕМНЫХ ВОПРОСОВ
В процессе расчета выявлены проблемные вопросы и существенные для дальнейшего практического применения Инструкции [1] недостатки, требующие принятия мер разработчиков.
Анализ показал, что наибольшее количество вопросов, не позволяющих однозначно трактовать алгоритмы Инструкции, вызывает расчет параметра ю (формула (2)),
Рис. 2. Зависимость показателя ш от n при различных значениях p и к: а) p = 0,9, к = 2; б) p = 0,9, к = 4; в) p = 0,1, к = 2; г) p = 0,1, к = 4 Fig. 2. Dependence of ш index on n index for different values of p and к: a) p = 0,9, к = 2; b) p = 0,9, к = 4; c) p = 0,1, к = 2; d) p = 0,1, к = 4
учитывающего полноту исходных данных ДО, а именно коэффициент Кс
где - фактическая протяженность обследованного участка трубопровода; Ц, - минимальная рекомендуемая протяженность обследований участка трубопровода; КЦ - коэффициент, ответственный за количество труб, которые необходимо обследовать с учетом территориальной предрасположенности КС; I - общая протяженность трубопровода, планируемого в ремонт, м.
В регионах с высокой предрасположенностью к стресс-коррозии по [3] коэффициент КЦ определяется по формуле:
(3)
где п - число труб, обследованных на анализируемом или идентич -ном объекте соседнего КЦ, шт.; к - число труб с КРН, которые не -обходимо найти с вероятностью р (к > 2), шт.; р - вероятность обнаружения труб с дефектами.
Для корректного выполнения расчета коэффициента К1 необходимо решить следующие основные вопросы:
1) при назначении показателя п, входящего в коэффициент КЦ, не указан минимальный объем обследования трубных секций для того, чтобы их можно было учитывать в расчете;
2) в Инструкции [1] не приводятся рекомендации по назначению показателя к, отвечающего за ко -личество труб с КРН, которые не -обходимо найти при обследовании с вероятностью р. Указано только, что к принимает значения >2. В то же время в Инструкции [1] для К предложен биномиальный закон распределения. Согласно данному распределению к может принимать значения от 0 до п, в связи с чем возникает вопрос, почему исключены варианты расчета для к = 0 и к = 1;
3) в Инструкции [1] нет четких рекомендаций по назначению вероятности обнаружения труб с де -фектами КРН. Известно лишь, что при биномиальном распределении (основа коэффициента КЦ) ве-роятность наступления события р во всех случаях должна быть по -стоянной. На практике плотность распределения КРН зависит от множества внешних и внутренних факторов, воздействующих на газопровод. Дифференциация участков газопроводов по степени стресс-коррозионной опасности определяется СТО Газпром 2-2.3407-2009 [4]. Поскольку вероятность обнаружения дефектов КРН на различных участках одного трубопровода не одинакова, задать величину р в условиях рассматриваемой задачи не представляется возможным.
Анализ также показал, что между параметром ю и количеством обследованных на участке труб нет четкой зависимости, что соз -дает неопределенность при установлении объемов предремонт-ного диагностирования (рис. 2).
На рис. 2а видно, что при обследовании на участке 2-4 трубных секций функция возрастает, при увеличении объемов диагностирования (4 трубы и более) параметр и принимает значения,
превышающие максимально допустимое, и в соответствии с требованиями Инструкции [1] ему присваивается значение 0,9. Из рис. 2б следует, что увеличение значения параметра к при той же вероятности р не влияет на вид графика зависимости. Но при из -менении вероятности р (см. рис. 2в) наблюдается иной закон распределения, с ярко выраженным экстремумом.
Наличие возрастающего и убывающего участков на графике свидетельствует о том, что пара -метр со будет принимать одни и те же значения при разных объемах ДО. К характерным точкам можно отнести следующие: п = 2 и п = 25; п = 4 и п = 24; п = 7 и п = 15 и т. д. На рис. 2г показан случай, при котором параметр са будет принимать значения, превышающие максимально допустимое на всей числовой прямой.
ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
При расчете параметра ю предлагается руководствоваться следующими правилами.
Во-первых, ю не должен быть привязан к предрасположенности региона расположения газопровода к стресс-коррозии. В формуле показателя Птс дефекты КРН учитываются дважды:
- при расчете Укрн - параметр, учитывающий предрасположенность трубопровода к КРН;
- при расчете Ут - параметр, учитывающий техническое состояние металла труб, СДТ и крановых узлов.
Во-вторых, параметр о должен зависеть от протяженности оцениваемого участка I (обратная пропорциональность).
В-третьих, для обеспечения физического смысла расчета параметр со должен зависеть от количества обследованных на участке в шурфах труб п (прямая пропорциональность).
Таким образом, для обеспечения третьего условия предполагаемая функция должна иметь постоянно возрастающий характер. Основными возможными зависимостями между указанными величинами являются: линейная (формула (4)), показательная (формула (5)) и логарифмическая (формула (6)).
со = а
со = Ь-
е"
со = с-
In п
I '
(4)
(5)
(6)
где а, Ь, с - переводные коэффициенты, получаемые из условия со = 1 при обследовании на участке всех труб.
Чтобы ответить на вопрос, какой из законов наиболее предпочтителен в условиях рассматриваемой задачи, обратимся к формуле расчета предельной ошибки выборки для бесповторного отбора. Выразив объем выборочной совокупности п, получим следующее выражение:
п =
Дх2Л/ + t2S2'
(7)
где : - коэффициент Стьюдента; Я - среднее квадратичное отклонение; N - объем генеральной совокупности; Ах - предельная ошибка выборки для бесповторного отбора.
Если :, Я и Ах принять постоянными (: = 2,008 при р = 0,95 - доверительная вероятность, Г = 42 - число степеней свободы; Я = 0,0177; Ах = 0,01), то можно увидеть, что между п и N существует логарифмическая зависимость с достаточно высоким коэффициентом достоверности аппроксимации Я2 (рис. 3). Отметим, что предельная ошибка задана в соответствии с возможными принимаемыми значениями показателя технического состояния Птс и равна 1 % от его диапазона. Выборочная дисперсия признака рассчитана для входного шлейфа с краном 7А с использованием генератора случайных чисел. Выбор данного трубопровода обусловлен большим объемом статистической информации, полученной
Прибор предназначен для измерения сопротивления изоляции электрических цепей, не находящихся под напряжением, и измерения переменного напряжения до 700 В.
ОСОБЕННОСТИ
► Защита от подключения к необеспеченной сети или внезапной подачи напряжения во время измерений.
► Индикация остаточного напряжения на объекте по окончании измерения и автоматическое его снятие.
► Работа в условиях сильных помех,
► Память на 10 ООО измерений.
► Беспроводная связь с компьютером, @ обработка данных s программе RS-Terminal .
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ
► Выбор испытательного напряжения от 50 до 2500 В с шагом 10 В.
► Диапазон измерения от 1 кОм до 300 ГОм.
► Измерение классификационного напряжения ограничителей перенапряжения от 100 до 1500 В.
► Измерение напряжения пробоя разрядников от ТОО до 3000 В.
► Измерение электрического сопротивления постоянному току (металлосвязь) от 0,01 до 9,99 Ом.
► Расчет коэффициента абсорбции и поляризации,
► Измерение переходного сопротивления изоляционного покрытия трубопроводов согласно ГОСТ 9.602-2005.
ИЗМЕРИТЕЛИ СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗАЗЕМЛЕНИЯ
ИС-20, ИС-20/1
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ
Измерение сопротивления заземления трех- или четырехпроводным методом.
Вычисление удельного сопротивления грунта в Ом/м.
ДОПОЛНИТЕЛЬНО ИС-20/1:
Измерение сопротивления без вспомогательных электродов с применением двух клещей.
Измерение сопротивления единичного заземлителя в многоэлементной системе без разрыва цепи.
IP
I ПСИ-2500 МЕГАОММЕТР
й ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ УЖ "1 ■
Измерение сопротивления изоляции от 0,01 МОм до 10 ГОм. Испытательные напряжения: 250, 500,1000 и 2500 В. Измерение переменного напряжения до 700 В.
Автоматический расчет коэффициента абсорбции.
Индикация остаточного напряжения на объекте по окончании измерения и автоматическое его снятие.
РАДИО-СЕРВИС
426000, РФ, г. Ижевск, а/я 10047, ул. Пушкинская, д, 268 Тел.: +7 {3412) 43-91-44, факс: +7 (3412) 43-92-63 E-mail: office@radio-service.ru: www.radio-service.ru
с 12 il ю
il 6 о га
V» I
° ч- 4 »О "S
m ш
S J 2
у =2,85481мг- 0,8216
Я2 = 0,9966
20
30
40
50
Объем генеральной совокупности N Volume of general population N
Рис. 3. Зависимость объема выборочной совокупности от объема генеральной совокупности
Fig. 3. Dependence of the volume of sampling population on the volume of general population
при ДО в ходе капитального ремонта участка.
Из графика (см. рис. 3) видно, что для обеспечения достоверности параметра со необходимо при увеличении N повышать объем п. При этом на протяженных участках нет необходимости значительно увеличивать объемы обследования, как в случае с ли -нейной и показательной зависимостью.
Именно поэтому предлагается использовать логарифмическую зависимость при определении параметра со. Учитывая тот факт, что длина труб на участке не одинакова, в итоговой формуле
вместо протяженности целесообразно использовать общее количество труб на участке d. Таким образом,предлагаемая формула устанавливает единый характер зависимости между величинами со и п на всей числовой прямой и имеет следующий вид:
где с - коэффициент, рассчитываемый как с = ¡^ при условии со = 1, п = d; п - количество обсле-дованных на участке труб, шт.; d -количество труб на участке, шт.
Расчет полноты исходных данных ю предложено выполнять
без использования задаваемых экспертно параметров - коэффициента к и вероятности р. Это позволит уйти от дополнительной неопределенности и выполнять расчет параметра со разным специалистам с использованием одного и того же массива исходных данных одинаково. Коэффициент с индивидуален для каждого ТТКС, за счет его использования область значений со не выйдет за границы максимально допустимого. Указанный коэффициент рассчитывается в характерной граничной точке - при обследовании на участке всех труб (п = ^ со = 1).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Изменение процедуры учета полноты исходных данных позволит газотранспортным Обществам планировать обоснованное количество шурфов для проведения неразрушающего контроля ТТКС. Обеспечение необходимого объема исходных данных повысит до -стоверность расчета. Кроме того, необходимо решить вопрос установления промежуточных границ для показателя технического состояния Птс в целях обоснования методов ремонта технологических трубопроводов КЦ, аналогично показателю Р , алгоритм
втд' г
расчета которого представлен в СТО Газпром 2-2.3-292-2009 [5]. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Нефедов С.В., Ряховских И.В., Мишарин Д.А. и др. Временная инструкция по планированию диагностических обследований и ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций. Стандарт ПАО «Газпром». М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2016. 68 с.
2. Середенок В.А., Сидорочев М.Е., Бурутин О.В. и др. Стратегия планирования технического диагностирования и капитального ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций ПАО «Газпром» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 10. С. 22-27.
3. СТО Газпром 2-2.3-760-2013. Инструкция по идентификации коррозионного растрескивания под напряжением металла труб как причины отказов магистральных газопроводов. М.: ОАО Газпром, 2015. 36 с.
4. СТО Газпром 2-2.3-407-2009. Инструкция по отбраковке и ремонту технологических трубопроводов газа компрессорных станций. М.: Газпром экспо, 2010. 31 с.
5. СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции. М.: ОАО «Газпром», 2009. 27 с.
REFERENCES
1. Nefedov S.V., Ryakhovskikh I.V., Misharin D.A., et al. Temporary Instruction on Diagnostic Testing Planning and Repair of Industrial Pipelines of Compressor Stations. Company Standard of Gazprom PJSC. Moscow, Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, 68 p. (In Russian)
2. Seredenok V.A., Sidorochev M.E., Burutin O.V., et al. Strategy of Technical Diagnostics Planning and Overhaul of Industrial Pipelines of Compressor Stations of Gazprom PJSC. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2015, No. 10, P. 22-27. (In Russian)
3. Company Standard STO Gazprom 2-2.3-760-2013. Instruction on Identification of Stress-Corrosion Cracking as the Reason of the Main Gas Pipelines Failure. Moscow, Gazprom OJSC, 2013, 36 p. (In Russian)
4. Company Standard STO Gazprom 2-2.3-407-2009. Instruction on Sorting out and Repair of Industrial Gas Pipelines of Compressor Stations. Moscow, Gazprom expo, 2010, 31 p. (In Russian)
5. Company Standard STO Gazprom 2-2.3-292-2009. Rules for Determining the Technical State of Main Gas Pipelines Based on the Results of In-Line
Inspection. Moscow, Gazprom expo, 2009, 27 p. (In Russian)
