ISS

N 0

016

-5

58

1 Г

АЗ

ОВ

АЯ

про

мы

шл

енно

сть

ISSN 0016-5581

пр

ил

ож

ен

ие 2

01

3

1–

10

4

Начало Окончание Место проведения Название Форма участия

14 16 Узбекистан, Ташкент 17-я Узбекская Международная выставка «Нефть и газ Узбекистана –

OGU 2013»

Заочно

14 17 Санкт-Петербург XVII Международная специализированная выставка газовой

промышленности и технических средств для газового хозяйства

«Рос-Газ-Экспо»

Очно

14 17 Санкт-Петербург «Котлы и горелки 2013». 11-я Международная специализированная

выставка по теплоэнергетике

Заочно

17 18 Республика Башкортостан,

Уфа

III Международный форум «Большая химия» Заочно

21 Москва «Нефтегазстрой»/Конференция «Строительство в нефтегазовом

комплексе»

Очно

21 22 Туркменистан •

Туркменбаши • Аваза

4-й Международный газовый конгресс Туркменистана Заочно

21 24 Уфа XXII Международная специализированная выставка «Газ. Нефть.

Технологии – 2013»

Очно

22 24 Москва, ВВЦ 11-я Международная специализированная выставка «Антикор

и Гальваносервис»

Заочно

22 24 Казахстан, Алматы XIV Международная Казахстанская промышленная выставка

энергетики и электротехники Power-kazindustry '2013

Заочно

22 24 Казахстан, Алматы 7-я Международная промышленная выставка «Машиностроение

и металлообработка 2013»

Заочно

23 25 Краснодар Весенний Краснодарский инновационный форум

«Энергоэффективность и инновации»

Заочно

24 Москва, отель «Балчуг

Кемпински»

Международная конференция «Освоение шельфа России и СНГ –

2013»

Очно, аналитики

27 30 Санкт-Петербург XI Международный форум по промышленной безопасности Очно

27 1 Геленджик Выставка «Современные технологии капитального ремонта скважин

и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития»

Заочно

28 31 Москва, «Крокус Экспо» 8-я Международная выставка по управлению отходами,

природоохранным технологиям и возобновляемой энергетике

«ВэйстТэк»

Заочно

28 31 Москва, «Крокус Экспо» 7-я Международная выставка «Трубопроводные системы

коммунальной инфраструктуры: строительство, диагностика, ремонт

и эксплуатация», СитиПайп

Очно

28 1 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне

Международная выставка трубной промышленности и трубопроводов

«Трубы России – 2013»

Очно

29 30 Санкт-Петербург VI Специализированная конференция-выставка ПТА.

«Интеллектуальное здание Санкт-Петербург 2013»

Заочно

И Ю Н Ь

3 6 Москва, «Крокус Экспо» No-dig выставка и конференция № 1 по бестраншейным технологиям

в России, СНГ и странах Балтии, Международная конференция

«Бестраншейные технологии строительства и ремонта инженерных

коммуникаций»

Очно

10 13 Лондон EAGECopenhagen 2013 – 75-я Международная конференция

и выставка Европейской ассоциации инженеров-геологов

и геофизиков EAGE

Заочно

4 7 Азербайджан, Баку 20-я Международная конференция «Нефть и Газ, Нефтепереработка

и Нефтехимия Каспия» – Caspian Oil & Gas Conference 2013

Очно

25 28 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне

3-я Международная конференция по актуальным вопросам

инновационного развития нефтегазовой отрасли «Энеркон-2013»

Очно, аналитики

25 28 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне

«Нефть и газ» – 14-я Международная выставка «Оборудование

и технологии для нефтегазового комплекса»

Очно, аналитики

25 28 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне

11-й Российский нефтегазовый конгресс RPGC в рамках выставки

«Нефть и газ»

Очно, аналитики

Лауреаты конкурсаПодведены итоги конкурса на лучшие публикации в журнале «Газовая промышленность» по вопросам обеспечения

надежной эксплуатации и ремонта объектов ГТС. На конкурс была представлена 31 работа 92 авторов. Конкурсная комиссия в соответствии с Положением о конкурсе определила лауреатов в следующих номинациях.

Ремонт объектов линейной части магистральных газопроводов I премия

А. М. Проскуряков, М. Ю. Митрохин (ОАО «Газпром»), И. И. Велиюлин, А. Д. Решетников, Д. К. Мигунов, А. В. То-

карев (ОАО «Оргэнергогаз»). Планирование ремонтных работ на газопроводах-отводах, не приспособленных

к внутритрубной дефектоскопии.

II премия

О. Е. Аксютин, С. В. Алимов, А. Н. Пасечников (ОАО «Газпром»), И. А. Иванов, А. М. Руденко (ООО «Газпром

трансгаз Сургут»), М. Б. Басин, А. Г. Михайленко (ООО «Газтранзит»), С. В. Нефёдов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»).

ГИС МТ ООО «Газпром трансгаз Сургут» как полигон для апробации новой методологии управления техни-

ческим состоянием и целостностью объектов ГТС.

III премия

И. И. Велиюлин, А. Д. Решетников, Д. К. Мигунов, А. В. Токарев (ОАО «Оргэнергогаз»), Э. И. Велиюлин (ОАО «Крас-

нодаргазстрой»). Проблемы защиты газопроводов от коррозии.

Ремонт оборудования компрессорных станцийI премия

В. А. Субботин, В. А. Грабовец, К. Ю. Шабанов, В. В. Мидюкин (ООО «Газпром трансгаз Самара»), С. В. Фалале-

ев (Самарский государственный аэрокосмический университет (национальный исследовательский университет)),

И. С. Виноградов (ПТП «Самарагазэнергоремонт»). Сервисное обслуживание систем торцевых газодинамиче-

ских уплотнений нагнетателей природного газа.

II премия

А. Н. Зайцев, В. А. Зименков, И. Н. Урманцев, Р. Б. Александрович (ДОАО «Центрэнергогаз» ОАО «Газпром»

в г. Югорске). Капитальный ремонт пластинчатых трансмиссий типа Т-1900 МП6-2,235 (84-11-836) в усло-

виях ремонтных баз.

III премия

В. А. Михаленко, Б. М. Буховцев, Н. В. Дашунин, Ю. Ю. Толстихин (ООО «Газпром трансгаз Москва»), А. А. Кудрявцев

(ДОАО «Центрэнергогаз» ОАО «Газпром» в г. Липецке). Ремонт сопрягаемых поверхностей вала и полумуфты ротора ЦБН-235

ЭГПА-12500, подверженных фреттинг-коррозии. Мероприятия по предотвращению развития фреттинг-

коррозии.

Ремонт оборудования подземных хранилищ газаI премия

О. В. Макарьев (ОАО «Газпром»), В. Б. Соломахин (ООО «Газпром газобезопасность»). Методика замены задви-

жек под давлением без глушения скважины при капитальном ремонте устьевого оборудования скважин ПХГ.

II премия

В. Б. Соломахин (ООО «Газпром газобезопасность»), А. А. Енгибарян (ООО «Газпром ПХГ»). Технология замены

колонных головок (нестандартизованных, аварийно опасных, не соответствующих правилам и нормам)

на скважинах ПХГ при помощи нарезания резьб на обсадной колонне (кондукторе).

III премия

И. М. Тернюк (ОАО «Газпром»), Р. С. Никитин, И. Ю. Чекунов, Ф. А. Мансуров, В. А. Зарубин (ООО «Газпром

ПХГ»). Результаты применения технологии фрезерования эксплуатационных колонн при капитальном ре-

монте скважин ПХГ.

Редакция журнала «Газовая промышленность» поздравляет лауреатов конкурса

и желает им творческих успехов.

приложение

Открытое акционерное общество

«Газпром»

Р е м о н т о б ъ е к т о в Л Ч М Г

Проскуряков А.М., Планирование ремонтных работ на газопроводах-отводах, не приспособленных Митрохин М.Ю., к внутритрубной дефектоскопии ................................................................... 4 Велиюлин И.И., Решетников А.Д., Мигунов Д.К., Токарев А.В.

Аксютин О.Е., Алимов С.В., ГИС МТ ООО «Газпром трансгаз Сургут» как полигон для апробации новой Иванов И.А., Пасечников А.Н., методологии управления техническим состоянием и целостностью Руденко А.М., Басин М.Б., объектов ГТС ............................................................................................. 6 Нефёдов С.В., Михайленко А.Г.

Велиюлин И.И., Проблемы защиты газопроводов от коррозии ................................................. 9 Решетников А.Д., Мигунов Д.К., Токарев А.В., Велиюлин Э.И.

Кантюков Р.А., Якупов Н.М., Проблемы безопасности трубопроводов .......................................................11 Тамеев И.М., Якупов С.Н., Кантюков Р.Р.

Молоканов А.В., Коррозионное состояние магистральных газопроводов ...................................16 Городниченко В.И., Грязин В.Е.

Филатов А.А., Халлыев Н.Х., Продление срока надежной и безопасной эксплуатации ЛЧМГ – Дубинский В.Г., основа концепции поэтапного ремонта газопроводов ......................................18 Митрохин М.Ю., Пашин С.Т.

Арбузов Ю.А., Ресурсное обеспечение капитального ремонта МГ с учетом технологическихКолотилов Ю.В., Химич В.Н., показателей эксплуатации машин ................................................................21 Карпачев Р.А.

Петухов И.С., Алексеев В.В., Методика планирования капитальных ремонтов ЛЧМГ на основе Зуев Г.И. комплексного анализа состояния ................................................................23

Макаров С.Н. Передовые технологии изоляции газопроводов в трассовых условиях ...............27

Мосягин М.Н., Вагнер В.В. Анализ и выбор методов ремонта магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Сургут» ...................................................................30

Кондратьев Д.В. Критерий определения необходимости проведения ремонта коррозионного дефекта...................................................................................................34

Акимов В.И., Оценка достоверности применения феррозондового контроля при Байдавлетов Р.Г. поиске дефектов КРН ................................................................................36

Субботин В.А., Оценка целостности и риска аварий региональных газопроводов......................39 Холодков С.А., Мальцев Ю.Н., Безбородников А.В.

Захаров А.В., Комплексная оценка технического состояния линейной части газопроводов Велиюлин И.И., по результатам диагностирования и предремонтное обследование ................... 41 Решетников А.Д., Попов А.Н., Горшков А.Н., Мигунов Д.К.

Зорин А.Е. Причины возникновения трещиноподобных дефектов на газопроводах ............. 43

Кондратьев Д.В. Выбор метода ремонта дефектов линейной части магистральных газопроводов ..................................................................... 46

Стахив И.М., Семченко И.А. Удаление воды после испытания участка магистрального газопровода ............. 48

Колотилов Ю.В., Надежность эксплуатации парка строительных машин для ремонта линейной Арбузов Ю.А., Химич В.Н., части магистральных газопроводов ............................................................. 51 Девятьярова Е.А.

© ООО «Газоил пресс», Москва, 2013

Приложение/2012Ежемесячный научно-технический и производственный журнал

У Ч Р Е Д И Т Е Л Ь

Основан в январе 1956 года

Главный редактор

МАРКЕЛОВ В.А.

Редакционная коллегия:

АКСЮТИН О.Е.

БАБКИН В.П.

БУДЗУЛЯК Б.В.

ВАСИЛЬЕВ Г. Г.

ГАФАРОВ Н.А.

ГУСЕВ Б.В.

ДМИТРИЕВСКИЙ А.Н.

ЕРМОЛАЕВ А.И.

СМИРНОВ А.Г.(зам. гл. редактора)

ИСТОМИН В.А.

КАРАСЕВИЧ А.М.

КАРПЕЛЬ Е.Е.

КАСЬЯН Е.Б.

ЛАПИДУС А.Л.

МАСТЕПАНОВ А.М.

МИЛОВАНОВ В.И.

НИКИТИН Б.А.

ПОДЮК В.Г.

САВЕЛЬЕВ В.А.

СЕЛЕЗНЕВ К.Г.

СЕРГИЕНКО А.В.

СТОЛЯР Н.Ф.

ТЕР-САРКИСОВ Р.М.

ЦЫБУЛЬСКИЙ П.Г.

ЧЕРЕПАНОВ В.В.

ШЕВЧЕНКО Г.В.

Адрес издательства и редакции: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1Телефоны: (495) 719-24-35, 719-20-31, 430-87-37Факс: (495) 430-87-39Internet: http://www.gasoilpress.ru

Свидетельство о регистрации средства массовой информации ПИ №ФС77-34441 от 28.11.2008 г. выданное Роскомнадзором

Подписные индексы:Каталог «Газеты. Журналы» 81450, 80265Каталог «Почта России» 11843, 11844 Каталог «Пресса России» 29103, 29630, 29000

Журнал входит в перечень ведущих периодических изданий ВАК

Подписано в печать 22.01.2013 г. Выход в свет 30.01.2013 г.

Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная.

Печ.л. 13,5Тираж 999 экз.

Цена свободная

Отпечатано в типографии «Вива-Стар»Адрес типографии: 107023, г. Москва,ул. Электрозаводская, д. 20, стр. 3

Перепечатка опубликованных материалов допускается только по согласованию с редакцией. Представителем авторов публикаций в журнале является издатель.

Фото на обложке ООО «Газпром трансгаз Томск»

Редакция не несет ответственности за достоверность информации, опубликованной в рекламных объявлениях

Р е д а к ц и я

Ведущий редактор номера С. ДроздоваКомпьютерный дизайн А. ТюринНабор Л. ФроловаКомпьютерная графика Г. НиколайчикКомпьютерная верстка В. Игнатенко, Д. Казаков, А. Комлев Корректор А. СоколоваТелефоны: (495) 430-87-37, 430-87-38E-mail: info@gasoilpress.ru

О т д е л м а р к е т и н г а и р е к л а м ы

Начальник отдела Ю. Иноземцева reklama@gasoilpress.ruМенеджеры отдела:

А. Чесноков, С. Удинская, Е. Дикова, А. Хороманская

Телефоны: (495) 719-61-21, 430-87-81, 719-61-40

О т д е л п о д п и с к и и р а с п р о с т р а н е н и я

Менеджер отдела Н. Воронина

Телефон: (495) 430-87-39 dostavka@gasoilpress.ru

Охримчук С.А., Метод ремонта дефектных участков магистральных трубопроводов с кольцевым сварным швом .................................... 54 Бабельский Р.М.

Галеев А.А. Разработка технологических решений капитального ремонта магистральных газопроводов «Футляр 1020-1420» для повторного применения железобетонных пригрузов типа УБО ................................................................................ 58

Гусейнов К.Б., Зяблицев М.П. Разработка технологии ремонта стыков труб с дефектами «смещение кромок» ............................................................. 61

Субботин В.А., Сервисное обслуживание систем торцовых газодинамических уплотнений Грабовец В.А., нагнетателей природного газа ................................................................................................................................. 66 Фалалеев С.В., Шабанов К.Ю., Виноградов И.С., Мидюкин В.В.

Зайцев А.Н., Зименков В.А., Капитальный ремонт пластинчатых трансмиссий в условиях ремонтных баз ................................................................ 69 Урманцев И.Н., Александрович Р.Б.

Хакимов В.Р., Опыт вибродиагностического обследования двигателей АЛ-31СТ, работающих в составе ГПА-16Р «Уфа» ............................ 71 Скрынников С.В., Акимов В.И.

Грабовец В.А., Формирование виброчастотного портрета ГПА на основании статистической обработки данных Холодков С.А., Гнутов В.И., системы виброконтроля АСТД-2 ............................................................................................................................... 74 Воробьев М.Ю.

Акимов В.И., Организация мониторинга технического состояния технологических Байдавлетов Р.Г., трубопроводов КС ООО «Газпром трансгаз Уфа» ......................................................................................................... 77 Скрынников С.В.

Мухин А.А., Поляков С.Ю., Улучшение эксплуатационных свойств минерального турбинного масла Тп-22с при его эксплуатации в ГПА ........................ 80 Скрябина А.Е., Тетерев С.И.

Михаленко В.А., Ремонт сопрягаемых поверхностей вала и полумуфты ротора ЦБН-235 ЭГПА-12500, Буховцев Б.М., подверженных фреттинг-коррозии........................................................................................................................... 83 Дашунин Н.В., Толстихин Ю.Ю., Кудрявцев А.А.

Тернюк И.М., Никитин Р.С., Опыт и результаты применения технологии фрезерования эксплуатационных колонн при капитальном Зарубин В.А., Чекунов И.Ю., ремонте скважин .................................................................................................................................................. 88 Мансуров Ф.А.

Соломахин В.Б., Технология замены колонных головок на скважинах ПХГ при помощи нарезания резьбы Енгибарян А.А. на обсадных колоннах ........................................................................................................................................... 92

Макарьев О.В., Методика замены задвижек под давлением без глушения скважины при капитальном ремонте Соломахин В.Б. устьевого оборудования скважин ПХГ ....................................................................................................................... 94

Полозов В.А., Диагностика и результативность ремонта фонтанной арматуры газовых скважин ........................................................... 97 Филиппов А.Г., Пономоренко Д.В.

Р е м о н т о б о р у д о в а н и я К С

Р е м о н т о б о р у д о в а н и я П Х Г

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность4

Протяженность газопроводов раз-

личного назначения ОАО «Газпром»,

технически не приспособленных

к внутритрубной дефектоскопии (ВТД), со-

ставляет 63 333,9 км, или 39,9 % от общей

протяженности. Основная доля приходит-

ся на ГО – 36 428,5 км, или 82 % от общей

протяженности.

Основными видами обследования ГО

являются комплексная электрометрия

и обследования состояния металла трубы

в шурфах. Но и эти обследования проводятся

в недостаточном объеме. Определить участ-

ки ремонта для ГО при минимальном объе-

ме информации о техническом состоянии,

а тем более запланировать метод ремонта

и процент замены труб проблематично.

Подходы к выбору объектов капитального

ремонта для ГО требуют серьезной коррек-

тировки и доработки. При формировании

программы «масштабной» переизоляции

с 2004 по 2010 г. ГО не учитывались.

Газотранспортные общества (ГТО)

ОАО «Газпром» по относительной протя-

женности ГО, не приспособленных к ВТД,

условно можно разделить на три группы:

1) 50 % и менее – ООО «Газпром трансгаз

Чайковский», «Газпром трансгаз Югорск»,

«Газпром трансгаз Сургут»;

2) 50–80 % – ООО «Газпром трансгаз

Томск», «Газпром трансгаз Волгоград»,

«Газпром трансгаз Уфа», «Газпром транс-

газ Казань», «Газпром трансгаз Самара»,

«Газпром трансгаз Екатеринбург»;

3) 80 % и более – ООО «Газпром трансгаз

Ухта», «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»,

«Газпром трансгаз Нижний Новгород»,

«Газпром трансгаз Махачкала», «Газпром

трансгаз Москва», «Газпром трансгаз

Ставрополь», «Газпром трансгаз Саратов»,

«Газпром трансгаз Кубань».

Протяженность ГО со сроком эксплуа-

тации более 30 лет составляет примерно

11 тыс. км (рис. 1).

В условиях отсутствия информации

о техническом состоянии газопроводов,

имея в виду параметры дефектов, распреде-

ления их по трассе, количество дефектных

труб, естественно, очень сложно принять

решение, а тем более обоснованное, о не-

обходимости вывода участка в ремонт.

Одним из наиболее очевидных подхо-

дов к выработке стратегии очередности

вывода ГО в капитальный ремонт является

ранжирование их по степени вероятности

протекания коррозионных процессов. Из-

вестно, что эта вероятность выше там, где

газопровод хуже защищен от воздействия

внешней среды. Как показал опыт эксплуа-

тации газопроводов, из применяемых типов

защитных покрытий в период 1955–2000 г.

наиболее быстро защитные свойства теряли

покрытия из полиэтилена рулонного типа,

наносимые на трубы в холодном состоя-

нии. Эффективный срок их эксплуатации –

12–15 лет. Битумно-резиновые мастики

показали больший срок службы – 15–20 лет.

В начале 90-х гг. основную долю строя-

щихся ГО составляли трубы с изоляцией

заводского нанесения, срок службы кото-

рых – 30–35 лет.

Фактическое состояние изоляционного

покрытия (ИП) оценивается по результа-

там обследований в соответствии с п. 5.9

Методических указаний по диагностиче-

скому обследованию состояния корро-

зии и комплексной защиты подземных

трубопроводов от коррозии, которые

определяют границы по оценке состояния

ИП как по переходному сопротивлению

«трубопровод – грунт», так и по плотности

защитного тока (табл. 1 и 2).

УДК 622.691.4

Планирование ремонтных работ на газопроводах-отводах, не приспособленных к внутритрубной дефектоскопииА. М. Проскуряков, М. Ю. Митрохин (ОАО «Газпром»), И. И. Велиюлин, А. Д. Решетников,

Д. К. Мигунов, А. В. Токарев (ДОАО «Оргэнергогаз»)

В статье приведены дифференцированные подходы к планированию капи-

тального ремонта газопроводов-отводов (ГО), технически не приспособленных

к проведению внутритрубной диагностики. Авторы предлагают комплексное

решение (в рамках ОАО «Газпром») обоснования необходимости ремонта ГО

при недостатке информации об их техническом состоянии.

1 14

13

12

1110

23

4

5

67 8 9

Рис. 1. Распределение ГО со сроком эксплуата-ции более 30 лет по ГТО:1 – «Газпром трансгаз Волгоград»; 2 – «Газпром трансгаз Нижний Новгород»; 3 – «Газпром трансгаз Самара»; 4 – «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»; 5 – «Газпром трансгаз Саратов»; 6 – «Газпром трансгаз Ставрополь»; 7 – «Газпром трансгаз Уфа»; 8 – «Газпром трансгаз Ух-та»; 9 – «Газпром трансгаз Чайковский»; 10 – «Газпром трансгаз Югорск»; 11 – «Газпром трансгаз Екатерин-бург»; 12 – «Газпром трансгаз Казань»; 13 – «Газпром трансгаз Кубань»; 14 – «Газпром трансгаз Москва»

5

При наложении этих параметров на ха-

рактеристики агрессивности грунтов мож-

но с достаточной инженерной точностью

осуществлять экспертную оценку по ран-

жированию участков ГО по очередности

проведения диагностических работ для

получения более точных данных о техни-

ческом состоянии объектов.

По коррозионной активности грунты

различают: высокой, средней, низкой

агрессивности. Для большинства грунтов

значение рН составляет 6,0–7,5. Высоко-

коррозионными являются почвы, рН кото-

рых сильно отличается от данного значения

(торфяные, болотистые грунты, значение рН

которых составляет 3–6), а также щелочные

солончаки и суглинки с рН почвы 7,5–9,5.

Очень агрессивной средой по отношению

к сталям является чернозем, содержащий

органические кислоты. Одна из самых аг-

рессивных почв – подзол. Сталь в подзоле

корродирует в 5 раз быстрее, чем в других

грунтах.

С увеличением влажности почвы ее

коррозионная активность повышается

до тех пор, пока не достигнет некоторого

критического уровня. В дальнейшем с уве-

личением влажности ее активность падает.

Это связывают с уменьшением доступа кис-

лорода, необходимого для осуществления

катодной реакции.

На рис. 2 приведена карта распреде-

ления почв на территории центральных

и южных регионов России. При обобщенном

подходе можно выделить области преоб-

ладания тех или иных почв на участках

прохождения газопроводов.

С точки зрения влияния фактора корро-

зионной активности грунтов, газопроводы,

расположенные в центральном и южных

регионах России, требуют повышенного

внимания, что необходимо учитывать для

прогнозирования скорости протекания

коррозии в сочетании с ослаблением (де-

градацией) средств пассивной защиты.

Исходя из сроков эффективной работы

защитных покрытий, поэтапный капиталь-

ный ремонт ГО, не приспособленных к ВТД,

целесообразно проводить в среднем после

20 лет эксплуатации.

Рассматривая ГО, технически не при-

способленные к ВТД, по ГТО, являющим-

ся основными по насыщенности сетей

и наиболее емкими по объемам поставок

газа, было определено, что более 50 %

ГО расположены в упомянутых регионах

и сосредоточены в ГТО : «Газпром транс-

газ Кубань»,«Газпром трансгаз Москва»,

«Газпром трансгаз Нижний Новгород»,

«Газпром трансгаз Саратов», «Газпром

трансгаз Ставрополь».

Коррозионная активность грунта Удельное сопротивление грунта, Омм

Низкая >0

Средняя 20–50

Высокая <20

Переходное сопротивление изоляции, Ом·м2 Плотность защитного тока, мА/м2 Оценка состояния изоляции

50 1,5 Очень плохое

50–150 0,6–1,5 Плохое

150–4500 0,12–0,6 Удовлетворительное

4500–5000 0,05–0,12 Хорошее

5000 0,05 Отличное

– 1

– 2

– 3

– 4

– 5

–6

– 7

– 8

– 9

– 10

11

14

17

18

19

20

21

31

25

54

Рис. 2. Распределение почв на территории центральных и южных регионов России:1 – дерново-подзолистые; 2 – серые лесные; черноземы: 3 – выщелоченные; 4 – типичные; 5 – типичные и вы-щелоченные; 6 – обыкновенные; 7 – южные; 8 – комплексы темно-каштановых с солонцами; 9 – желтоземы и красноземы; 10 – горные бурые лесные

Таблица 1

Критерии оценки агрессивности грунтов

Таблица 2

Интегральная оценка состояния ИП по величине плотностизащитного тока

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность6

Рассмотрим один из возможных

вариантов организации оптимального

планирования диагностических и ре-

монтных работ на примере анализа дан-

ных по четырем ГТО («Газпром трансгаз

Кубань», «Газпром трансгаз Москва»,

«Газпром трансгаз Саратов» и «Газпром

трансгаз Ставрополь»). Протяженность

газопроводов со сроком эксплуата-

ции свыше 50 лет составляет 381,3 км

(2,3 %), из которых 297 км – диаметром

400 мм и менее. Стоимость полной

замены этих участков составит около

1,5–1,7 млрд руб., а с учетом ремонта

ГО диаметром 720 мм общая стоимость

ремонта будет в пределах 2,3 млрд руб.

Протяженность газопроводов со сро-

ком службы от 41 до 50 лет составляет

2140 км (13 %). В случае ремонта участков

этого временного интервала на анало-

гичную сумму 2,3 млрд руб. можно будет

отремонтировать еще 400–450 км ГО, что

позволит решить задачу с обеспечением

надежности участков, эксплуатируемых

в интервале 41–50 лет.

На взгляд авторов, определяющими

факторами для планирования капиталь-

ного ремонта и диагностики ГО, не при-

способленных к ВТД (при отсутствии пол-

ноценной информации об их техническом

состоянии), могут являться:

• технико-экономическая целесообраз-

ность (перспективы развития);

• срок эксплуатации;

• назначение конкретного ГО;

• условия прохождения трассы (регио-

нальность);

• состояние защитного покрытия.

В отдельных территориальных обра-

зованиях разработаны и реализуются

региональные программы по рекон-

струкции и ремонту газопроводных

сетей. Поэтому настало время для вы-

работки единой концепции по ремонту

ГО ОАО «Газпром», которая должна

учитывать возможность использования

передовых средств диагностики, крите-

риального подхода к анализу техниче-

ского состояния, современные техно-

логии ремонта и новейшие материалы.

УДК 622.691.4.004

ГИС МТ ООО «Газпром трансгаз Сургут» как полигон для апробации новой методологии управления техническим состоянием и целостностью объектов ГТСО. Е. Аксютин, С. В. Алимов (ОАО «Газпром»), И. А. Иванов

(ООО «Газпром трансгаз Сургут»), А. Н. Пасечников (ОАО «Газпром»),

А. М. Руденко (ООО «Газпром трансгаз Сургут»), М. Б. Басин

(ООО «Газтранзит»), С. В. Нефёдов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»),

А. Г. Михайленко (ООО «Газтранзит»)

Cтатья посвящена вопросам внедрения в ОАО «Газпром» Системы управления техническим

состоянием и целостностью магистральных газопроводов (СУТСиЦ) и основным меро-

приятиям, которые необходимы для решения этой задачи. Приведен пример реализации

элементов СУТСиЦ в ООО «Газпром трансгаз Сургут» на базе геоинформационной системы

магистральных трубопроводов (ГИС МТ) и сделан вывод о необходимости формирования

интегрированной базы данных с пространственной, технической, диагностической и экс-

плуатационной информацией по объектам газотранспортной системы (ГТС) для задач

управления их целостностью.

Управление техническим состоянием

и целостностью – это процесс, на-

правленный на обеспечение заданных

показателей надежности, безопасности

и эффективности технической эксплуатации

объектов газотранспортной системы на ос-

нове разработки и реализации комплекса

мероприятий по достижению приемлемого

уровня рисков с последующим анализом

эффективности предпринятых действий.

C 2009 г. под руководством Департамента

по транспортировке, подземному хранению

и использованию газа ОАО «Газпром» прово-

дится работа по созданию Системы управле-

ния техническим состоянием и целостностью

объектов ГТС. Эта работа выполняется в со-

ответствии с решением Совета директоров

ОАО «Газпром» и постановлением правления

Общества «О мерах по повышению надеж-

ности функционирования газотранспортной

системы ОАО «Газпром».

ОАО «Газпром» и его дочерние общества

всегда уделяли повышенное внимание во-

просам надежности, оценки технического

состояния объектов транспорта газа, ана-

лизу причин и последствий аварий на газо-

проводах, эффективности диагностических

и ремонтных мероприятий.

В настоящее время назрела необхо-

димость обобщить накопленные знания

и сформировать на их основе комплексную

методологию эксплуатации газотранспорт-

ной системы, аксиомой которой является

обеспечение надежности и безопасности

ГТС при наименьших затратах на поддержа-

ние ее функционирования. Такая методоло-

гия, основанная на анализе технологических,

экономических, социальных, экологических,

репутационных и других рисков с учетом

лучших мировых практик реализации задач

управления в этой области деятельности,

по заданию ОАО «Газпром» формируется

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ЗАО «РТСофт».

Стратегия управления техническим

состоянием базируется на показателях

целостности ГТС, определяемых приорите-

7

тами ОАО «Газпром» и назначаемых Депар-

таментом по транспортировке, подземному

хранению и использованию газа.

Для успешной работы СУТСиЦ и ее ана-

литических модулей необходимо распола-

гать структурированными техническими,

пространственными, диагностическими

и эксплуатационными данными по объектам

газотранспортной системы, а также техни-

ческими и пространственными данными

по объектам окружения газопроводов.

Не менее важно и программно-техниче-

ское обеспечение для выполнения интегра-

ционного анализа накопленной информации,

посредством которого определяются типы не-

благоприятных событий или условий, которые

могли бы повлиять на надежность газопрово-

да и безопасность его эксплуатации, их ве-

роятность, а также характер и серьезность

последствий при потенциальных авариях.

При этом алгоритмы расчетов показателей

надежности, безопасности и рисков требуют

достаточно высокой информационной на-

сыщенности, предполагающей вовлечение

в обобщенный анализ проектной, строитель-

ной, эксплуатационной информации, а также

данных по техническому обслуживанию, ис-

пытаниям и техническому диагностированию

газотранспортных объектов.

По сути, формирование таких интегра-

ционных баз данных, располагающих всей

совокупностью информации об объектах

транспорта газа, – прямая задача выполне-

ния технической паспортизации и создания

геоинформационной основы.

Масштабность предстоящей работы

по внедрению СУТСиЦ во всех газотранс-

портных обществах ОАО «Газпром» и воз-

можные последствия недостаточной точно-

сти и выверенности решений потребовали

предварительной апробации новой мето-

дологии управления. В качестве пилотной

площадки для такой апробации выбрано

ООО «Газпром трансгаз Сургут», и выбор

этот не случаен.

ООО «Газпром трансгаз Сургут» многие

годы на системной основе успешно зани-

мается вопросами автоматизации своей

производственной деятельности, внедре-

нием новых методов управления объектами

транспорта газа и их эксплуатацией. В Об-

ществе с 2003 г. успешно функционирует

геоинформационная система магистраль-

ных трубопроводов, автоматизирующая

основные эксплуатационные задачи про-

изводственных подразделений. В рамках

выполнения научно-исследовательских

работ с 2010 г. на предприятии реализуется

комплекс организационных и технических

мероприятий, обусловленных требованиями

СУТСиЦ и направленных на решение за-

дач надежной и безопасной эксплуатации

объектов транспорта газа, реализуемых

на уровне дочернего общества.

На момент начала работ по созданию

СУТСиЦ в ООО «Газпром трансгаз Сургут»

уже была выполнена техническая паспор-

тизация газотранспортных объектов, и ба-

за данных ГИС МТ располагала основной

совокупностью информации, необходимой

для решения аналитических задач управ-

ления техническим состоянием этих объ-

ектов (рис. 1). Кроме того, реализованный

в ГИС МТ функционал пространственного

анализа и аналитической оценки техниче-

ского состояния объектов стал базой для

внедрения новой методологии управления

и составной частью новых регламентных

процедур (рис. 2). В настоящее время

сформированный в ГИС МТ объем базы

данных пространственной и технологиче-

ской информации составляет более 130 Гб

и содержит детальные данные около 8 млн

информационных элементов объектов, опи-

сывающих более 5 тыс. км магистральных

трубопроводов, 1,1 тыс. км отводов, 13 ком-

прессорных станций, 74 газораспредели-

тельные станции, 30 599 земельных участков

(с учетом их частей и обременений), 1069

технологических и других схем. Картографи-

ческая база данных системы представлена

следующими картматериалами: масштаба

1:1 000 000 – Тюменская обл., масштаба

Рис. 1. Оценка опасности выявленных дефектов

Рис. 2. Расчет стоимости ремонтов МГ и оценка риска

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность8

1: 200 000 (ширина коридора – 80 км) – три

региональные территории (ЯНАО, ХМАО,

юг Тюменской обл.), масштаба 1:10 000

(ширина коридора – 1 км) – 47 базовых

вдольтрассовых карт трубопроводов общей

площадью более 25 тыс. км2 и столько же

вдольтрассовых карт масштаба 1:1 000

(ширина коридора – 100 м) на территорию

более 30 тыс. га, крупномасштабные планы

станций, отдельных технологических пло-

щадок, переходов и пересечений масштаба

1:1000–1584, 1:500–389, 1:2000–4, 1:50–91,

ортофотопланов – 405, кадастровых карт

федеральных образований – 4.

В рамках ГИС МТ автоматизированы биз-

нес-процессы основных производственных

подразделений ООО «Газпром трансгаз

Сургут». В системе работают около 400 поль-

зователей, из которых более 90 регулярно

регистрируют результаты деятельности

в системе согласно своим бизнес-процес-

сам. Разработан необходимый набор регла-

ментов и определены центры компетенции

при решении задач эксплуатации объектов

транспорта газа.

Совокупность этих факторов позволила

оперативно, менее чем за год, выполнить

необходимые доработки и настройки в ГИС

МТ и подготовить площадку для апробации

внедряемой в ОАО «Газпром» методологии

управления техническим состоянием и це-

лостностью на основе данных более 5 тыс. км

газопроводов Общества.

Можно констатировать то, что с техни-

ческой стороны успешность внедрения

СУТСиЦ во многом зависит от полноты

и актуальности баз данных газотранс-

портных обществ, качества технической

паспортизации объектов ГТС, а также

наличия полноценной геоинформаци-

онной основы с актуальными и точными

данными о пространственном положении

магистральных газопроводов и объектов

их окружения. С организационной сторо-

ны важны опыт и навыки специалистов про-

изводственных подразделений по работе

с технологическими информационными

системами, внедренными в их текущие

бизнес-процессы.

В настоящее время в ООО «Газпром

трансгаз Сургут» получен уникальный

практический опыт реализации процессов

управления линейной частью магистраль-

ных газопроводов на основе показателей

технического состояния и рисков эксплуа-

тации (рис. 3), апробированы на реальных

данных новейшие методики и нормати-

вы оценки надежности, ущерба и риска,

уточнены требования к полноте и качеству

исходных данных (рис. 4). Следующим

шагом должна стать реализация в ГИС МТ

функций управления площадными техно-

логическими объектами. И в этой области

также накоплен большой массив данных

и функциональности по импорту и оценке

данных по диагностированию и ремонтам

объектов компрессорных и газораспреде-

лительных станций.

Безусловно, указанные выше процес-

сы – неотъемлемая часть единой системы

управления производством вида дея-

тельности «транспортировка газа и газо-

вого конденсата», а созданные массивы

данных, набор показателей и реализо-

ванные процессы управления являются

элементами единого информационного

пространства, формируемого в соответ-

ствии с логикой Стратегии информатиза-

ции ОАО «Газпром».

В этом смысле ООО «Газпром транс-

газ Сургут» может рассматриваться и как

площадка для апробации решений по ин-

теграции процессов управления техноло-

гическими процессами, реализованных

на базе соответствующих средств и си-

стем автоматики, техническим состояни-

ем технологических объектов в ГИС МТ

и управления производством и ресурсами

в информационно-управляющих системах,

реализованных на основе технологии SAP,

таких как Информационно-управляющая

система предприятия (ИУСП) для вида

деятельности «транспортировка газа

и газового конденсата», Информационно-

управляющая система транспортировкой

газа и газового конденсата (ИУСТ) и Ав-

томатизированная система управления

техническим обслуживанием и ремонтом

(АСУ ТОиР).

Рис. 3. Детализация оценки ущерба по расчетному участку МГ

Рис. 4. Детализация результатов ущерба по различным сценариям

9

УДК 622.691.4

Проблемы защиты газопроводов от коррозииИ. И. Велиюлин, А. Д. Решетников, Д. К. Мигунов, А. В. Токарев (ОАО «Оргэнергогаз»),

Э. И. Велиюлин (ОАО «Краснодаргазстрой»)

В статье приведен анализ качества проведения изоляционных работ при

капитальном ремонте газопроводов. Авторы предлагают мероприятия

и технические решения, в рамках ОАО «Газпром», для повышения каче-

ства работ при капитальном ремонте .

Тезис об обеспечении высокой кон-

структивной надежности газопроводов

в процессе строительства и эксплуа-

тации стал подвергаться большому сомне-

нию еще в середине 70-х гг. прошлого века,

когда разрывы газопроводов систем Буха-

ра – Урал и Средняя Азия – Центр приняли

системный характер.

Несмотря на короткий срок эксплуатации,

основной причиной (70 %) разрушений ста-

ла коррозия металла труб. Была допущена

серьезная ошибка, когда с момента приемки

газопроводов и в последующие 10–12 лет

эксплуатации не была задействована в ра-

боту система электрохимической защиты

(ЭХЗ). Масштабы очагов коррозии были

столь значительны, что уже тогда необхо-

димо было задуматься об эффективности

применяемых защитных покрытий. Однако

три последующих десятилетия никаких кар-

динальных действий в этом направлении

не предпринималось. Запоздалое осозна-

ние ошибочности применения полимерных

пленочных покрытий холодного нанесе-

ния привело к запрету их использования

в 2003 г. и к разработке Программы по ре-

монту изоляционных покрытий на период

2004–2010 гг. Естественным было ожидать,

что при ремонте будет выбран такой тип

изоляции, который обеспечит длительную

защиту металла от коррозии.

В конце 90-х – начале 2000-х гг. в России

на нефтепроводах активно применялись

полимерно-битумные конструкции покры-

тий, нанесение которых осуществлялось

освоенным комплексом ремонтной техники.

На основе рекомендаций специалистов от-

расли, изучавших материал и технологию,

для реализации программы переизоляции

техническим руководством ОАО «Газпром»

было принято решение о применении тех-

нологии с использованием полимерно-би-

тумной мастики на газопроводах. При этом

не были учтены собственный отрицательный

опыт применения битумных мастик, отказ

к тому времени от данной технологии неф-

тяных компаний, а также зарубежный опыт

по трассовому нанесению полиуретановых

и эпоксидных защитных мастик.

Относительно применения полиуре-

тановых покрытий следует сказать, что

со второй половины 90-х гг. опытные ра-

боты активно проводились ВНИИГАЗом

совместно с лабораторией изоляционных

покрытий Уралтрансгаза, и результаты

испытаний были положительными. Сдер-

живающим фактором для внедрения этих

покрытий являлся нормативный документ

ГОСТ Р 51164–98 «Трубопроводы стальные

магистральные. Общие требования к защи-

те от коррозии», в котором толщина таких

покрытий определена не менее 2,0 мм,

в то время как во всех ведущих зарубежных

странах эти мастики наносятся толщиной

от 0,4 до 1,0 мм. Двух-трехкратное увели-

чение толщины наносимого слоя приво-

дило к значительному росту стоимостных

показателей полиуретановых покрытий.

Кроме того, разработчиком технологии

и основным поставщиком оборудования

на тот период являлась американская ком-

пания СRC EVANS, технологический процесс

которой включал дорогостоящие работы

по водоструйной очистке труб от старой

изоляции с последующей дробеметной

доводкой поверхности труб до шерохо-

ватости не менее Rz80. Это создавало

большие проблемы как технического, так

и финансового характера. Для промыш-

ленного апробирования технологии было

закуплено соответствующее оборудование

для газотранспортных обществ «Уралтранс-

газ» и «Волгоградтрансгаз», но сложность

указанного оборудования привела к тому,

что оно так и не нашло широкого примене-

ния. Анализируя результаты того периода,

приходишь к выводу, что не было достаточ-

ной мотивации для адаптации технологии

к российским условиям с оптимизацией

технологического процесса и налаживания

отечественного производства материала

и оборудования. А ведь многолетний зару-

бежный опыт доказывает длительную экс-

плуатационную надежность полиуретанов

для защиты трубопроводов от коррозии,

сравнимую с надежностью трехслойного

покрытия на основе экструдированного

полиэтилена заводского нанесения.

Масштабные работы по ремонту газо-

проводов с применением в качестве изоля-

ционного материала полимерно-битумной

мастики «Транскор Газ» и ее аналогов, несо-

мненно, замедлят процесс развития корро-

зионных дефектов, но вопрос длительности

сохранения защитных свойств материалов

пока открыт. Проблема заключается в тех-

нологии проведения изоляционных работ

при жесткой выдержке технических требо-

ваний в процессе подготовки и нанесения

изоляции с учетом необходимых корректив

в зависимости от температуры окружающей

среды. Проверка состояния покрытий после

четырех-шести лет эксплуатации отре-

монтированных участков МГ показала, что

встречаются как хорошие, так и очень плохие

участки (рис. 1, 2) с неудовлетворительным

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность10

уровнем адгезии, находящимся в пределах

0,2–0,6 кг / см2.

Для трассовой изоляции криволинейных

участков с пересеченной местностью была

разработана технология нанесения рулони-

рованного битумно-мастичного материала

РАМ, стоимость которого значительно выше

материала типа «Транскор Газ». Технология

и материал РАМ в значительной степени

повторяют ленточное полиэтиленовое по-

крытие холодного нанесения со всеми его

недостатками, включая отсутствие адгезии

на продольных швах, стыках и в «нахлесте»

между витками. Тем не менее в некоторых

газотранспортных обществах («Югорск»,

«Нижний Новгород») с большим размахом

материал применяется на прямолинейных

участках трубопроводов.

Техническим специалистам также пока-

жутся странными продвижение на рынке

и масштабы внедрения материалов ЛИАМ

и «Асмол», происходящие под вывеской

«нанотехнологии», но реально выпускае-

мые в производственных помещениях

«гаражного» типа с применением методики

перемешивания отходов нефтехимического

производства в растворе серной кислоты.

Сама по себе идея создания устойчивого

соединения в виде защитной пленки в при-

поверхностном слое металла прекрасна,

но не нова. Достаточно вспомнить преобра-

зователь ржавчины. Но при нанесении ленты

ЛИАМ с мастичным подслоем на основе «Ас-

мол» на реальный трубопровод происходят

все те же эффекты – отсутствие плотного

прилегания и, соответственно, адгезии

в зоне продольного шва и в нахлесте. Кро-

ме того, технология предполагает наличие

продуктов коррозии на металле, т. е. снача-

ла для выявления мелких дефектов, в том

числе стресс-коррозионных, необходимо

(по инструкции) почистить трубы, а затем

(перед нанесением изоляции) дождаться

образования коррозионного налета на по-

верхности труб. При этом фактический

темп ремонта, составляющий 150–180 пог.

м / день, никак не удовлетворяющий по-

требностям ОАО «Газпром», сократится

вдвое. Хорошая разработка в лабораторных

условиях не всегда реализуется на трассе

газопровода, поэтому перед началом ши-

рокого внедрения на объектах технологии

и материалов необходимо отработать

параметры технологического процесса

на стендах, максимально имитирующих

реальные условия.

В середине 90-х гг. в отрасли были вы-

работаны вполне разумные подходы, когда

эксперименты, не гарантирующие результат

по техническим требованиям ОАО «Газпром»,

финансировались самим разработчиком,

и только в случае положительного результата

исследований происходило их внедрение

на объектах с последующим мониторингом.

В соответствии с таким подходом в 2010–

2011 гг. на объектах ООО «Газпром трансгаз

Ставрополь» прошла опытно-промышлен-

ную апробацию и получила положительные

результаты технология нанесения оте-

чественных полиуретановых материалов

с использованием отечественного обору-

дования (рис. 3).

Вместе с тем нельзя забывать, что изо-

ляция – самый важный и дорогостоящий

элемент в системе обеспечения защиты

трубопроводов от коррозии. Так, одним

из наиболее оригинальных решений по за-

щите труб от коррозии представляется

применение термоусаживающейся ленты

низкотемпературного (до 100 °С) нанесе-

ния с уникальной технологией, при которой

производится нагрев непосредственно мате-

риала, а не трубопровода. Однако из-за от-

сутствия финансирования изготовление уже

разработанного оборудования затягивается.

Разработанный еще в 1924 г. принцип ЭХЗ

протяженных металлических конструкций

практически не претерпел сколько-нибудь

значимых изменений до настоящего вре-

мени. Уточнения касались величины защит-

ного потенциала для разных типов грунтов

и уровня допустимого потенциала в точке

дренажа. При этом были и существенные

ошибки, когда величина допустимого потен-

циала была доведена до –3,5 В. Это приво-

дило к потере адгезии изоляции в пределах

15–20 м от точки дренажа и постепенному

разрушению покрытия. Очевидно, что значи-

тельная часть защитного тока уходит на охват

образовавшихся зон с поврежденной изоля-

цией. Анализ европейского опыта говорит

о том, что оптимальные значения защитного

потенциала для грунтов в еврозоне лежат

в пределах от –1,1 до –1,3 В. Исследования,

проводимые ВНИИСТом, а с 70-х гг. прошло-

Рис. 1. Низкая адгезия покрытия

Рис. 2. Некачественное армирование сеткой

Рис. 3. Покрытие после нанесения (слева) и после года эксплуатации

а б

11

го столетия – и ВНИИГАЗом, в последние

15 лет из-за слабого финансирования

потеряли глубину и масштабность, что

привело к ошибкам при проектировании

и разработке нормативных документов и,

соответственно, к просчетам при эксплуа-

тации. По результатам отчетных материа-

лов служб ЭХЗ газотранспортных обществ

средний уровень защищенности газопро-

водов составляет 95–99 %, но при этом

коррозионный процесс активно протекает

на большинстве участков газопроводов.

Подтверждением этого являются данные

пропусков внутритрубных дефектоскопов

и фактические результаты, получаемые

в процессе капитального ремонта газо-

проводов.

Основными документами, определяющи-

ми необходимые параметры изоляционных

покрытий, являются Технические требова-

ния к покрытиям, срок действия которых

истек. В настоящее время в ОАО «Газпром»

практически завершена разработка но-

вых Технических требований к покрытиям.

По мнению авторов, эти Требования должны

систематизировать изоляционные покрытия

по классам и назначению и, исходя из этого,

установить требования к их физико-механи-

ческим и защитным свойствам, а также четко

определить способ измерения параметров

покрытий, в том числе непосредственно

при производстве изоляционных работ.

Необходимо, чтобы вновь разработанные

требования определили приоритеты и за-

дали вектор развития технологий ремонта

при производстве работ по переизоляции

газопроводов.

Для изменения сложившейся ситуации

в области защиты газопроводов от корро-

зии потребуется решение вопросов как

по переходу на новые долговечные типы

защитных покрытий, так и по оптимизации

системы ЭХЗ. Такое положение потребует

пересмотра позиций финансово-экономи-

ческих служб ОАО «Газпром» с переходом

от сиюминутной экономии средств к эко-

номии их на протяжении всего жизненного

цикла объекта.

Несомненно, научно-техническим ор-

ганизациям, занятым вопросами защиты

от коррозии, также необходимо более тща-

тельно проводить исследования и готовить

предложения на основе всестороннего

рассмотрения и анализа различных тех-

нико-экономических вариантов.

УДК 622.691.4

Проблемы безопасности трубопроводовР. А. Кантюков (ООО «Газпром трансгаз Казань»),

Н. М. Якупов (ИММ КазНЦ РАН), И. М. Тамеев (ООО «Газпром

трансгаз Казань»), С. Н. Якупов (ИММ КазНЦ РАН),

Р. Р. Кантюков (ООО «Газпром трансгаз Казань»)

Решение проблемы обеспечения безотказной работы трубопроводов, тем более

газопроводов, – чрезвычайно важная задача. В процессе эксплуатации газопро-

водов возникает множество проблем, связанных с обеспечением безопасной

работы. В трубопроводах возникают различные дефекты: расслоение материала,

вмятины, коррозионные каверны, стресс-коррозионные трещины, эрозионный

износ, царапины и др. Для решения той или иной проблемы, безусловно, надо

иметь представление о состоянии дел в этом направлении. В настоящей статье

приведен обзор работ, выполненных в последнее время по рассматриваемой теме.

Трубопроводная система предназна-

чена для выполнения своих функций

в течение заданного срока. С эксплуа-

тационной точки зрения хотелось бы иметь

такую систему, у которой все узлы и элемен-

ты безотказно и качественно отработали бы

заданный срок, после которого их можно

было бы полностью заменить [1]. Однако

создание «идеальной» системы потребо-

вало бы больших временных и финансовых

затрат. Обычно ставятся более реальные

цели – создать систему, которая должна

удовлетворять функциональному назначе-

нию, быть простой в эксплуатации, дешевой

и конкурентоспособной. Трубопроводные

системы, к сожалению, далеки от совер-

шенства. Знание механизмов разрушения

позволяет разрабатывать эффективные

способы защиты трубопроводов от раз-

рушения [2].

История транспортировки природного

газа на дальние расстояния насчитывает

более 100 лет: один из первых больших тру-

бопроводов, построенный в 1891 г. в США

от Индианы до Чикаго, имел протяженность

около 200 км [3]. В 1973 г. газ впервые был

поставлен из б. СССР в Западную Европу

на расстояние более 1800 км. Современная

Единая система газоснабжения Российской

Федерации является уникальным и постоян-

но растущим объектом по транспортировке

газа. Она представляет собой эксплуа-

тирующуюся в сложных климатических

условиях разветвленную сеть, состоящую

из сложных технических объектов, осуще-

ствляющих транспортировку газа под высо-

ким давлением. Высокая капиталоемкость

магистрального транспортного газа пред-

полагает необходимость поиска путей сни-

жения удельных затрат на транспортировку

газа. Одно из перспективных направлений

снижения металлоемкости магистральных

газопроводов – применение труб больших

диаметров с повышенными эксплуатаци-

онными характеристиками и давлениями

газа до 12 МПа [4]. Как правило, повы-

шение прочности стали сопровождается

снижением пластичности материала и,

соответственно, снижением ресурса кон-

струкций. При применении новых труб,

например диаметром 1420 мм категории

прочности К65 (Х80) с уникальными свой-

ствами, возникают вопросы безопасности

и надежности сварных соединений [3].

В связи с ростом трубопроводных сетей

для природного газа, обладающих повышен-

ным риском возникновения различного рода

аварийных ситуаций, становится актуаль-

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность12

ной проблема безопасности и надежности

эксплуатации газопроводов. Для решения

проблем безопасности трубопроводов

создаются различные исследовательские

подразделения. В частности, в 1972 г.

была создана Европейская научно-иссле-

довательская группа по трубопроводам

(EPRG) [3].

В процессе эксплуатации трубопроводов

возникают проблемы, связанные с обес-

печением надежной и безопасной работы,

в частности возникают дефекты, в том числе

коррозионные, несмотря на наличие элек-

трохимической защиты (ЭХЗ). Как отмеча-

ется в работе [5], основной постулат ГОСТ

51164–98 по защите подземных сооружений

от коррозии, определяющий обеспечение

защиты трубопроводов от коррозии при

наличии изоляции и 100%-й защищенно-

сти участка средствами ЭХЗ, как правило,

не срабатывает. Неправильно выбранный

защитный потенциал приводит к повре-

ждениям и разрушению изоляционного

покрытия на больших площадях [5].

Большую опасность представляют слу-

чаи, когда имеют место два и более источ-

ника разрушения [6], например существен-

ные механические напряжения, коррозия

и концентраторы напряжений (царапины,

вмятины). Концентраторы напряжений

активизируют коррозионный процесс.

При существенной коррозии происходит

изменение не только геометрических,

но и механических характеристик материа-

ла. Все это существенно снижает ресурс

трубопроводов.

Проблема защиты от коррозионного раз-

рушения трубопроводов, работающих при

интенсивных механических воздействиях,

является важной задачей. Безаварийная

работа трубопроводов зависит от состояния

поставляемых элементов и узлов системы,

от условий их эксплуатации и от качества

выполнения монтажных и ремонтных работ.

Нарушение режима эксплуатации трубопро-

водов ведет к дополнительным напряжениям

в металле.

Разрушение газопровода высокого

давления приводит к сокращению добычи

газа, что приводит к большому ущербу,

ухудшению экологической ситуации и за-

тратам больших финансовых ресурсов для

ликвидации аварий. Поэтому вопросам

безопасности трубопроводов уделяется

большое внимание как у нас в стране, так

и за рубежом. Возникает необходимость

проведения научно-исследовательских

работ, направленных на изучение процесса

износа и старения существующих систем

газопроводов, особенностей работы ста-

рых и новых трубных сталей, покрытий

в экстремальных условиях и т. д.

ДЕЙСТВУЮЩИЕ

НАГРУЗКИ

К газопроводам высокого давления

предъявляются высокие требования по

обеспечению надежности и безопасности

их функционирования. Элементы трубо-

проводов находятся под воздействием

различных сред и воспринимают вну-

треннее давление рабочей среды, веса

трубы, арматуры и изоляции, напряжения,

возникающие в результате теплового рас-

ширения, и др.

Внутреннее давление в трубопрово-

дах вызывает напряжение растяжения,

а нагрузки веса трубы, арматуры и изоля-

ции – напряжения изгиба. Под действием

тепловых расширений возникают изги-

бающие и сжимающие усилия в плоских

трубопроводах и сжатие, изгиб и кручение

в пространственных трубопроводах. Опас-

ны защемления элементов трубопровода,

которые препятствуют свободному расши-

рению при нагреве. Повреждения трубо-

проводов возникают и от превышения в них

допустимого давления, и от усталости при

эксплуатации. Температурные напряжения

в стенке трубы вызываются температурной

неравномерностью.

В процессе эксплуатации металл тру-

бопроводов претерпевает структурные

и фазовые изменения под давлением

нагрузок, температуры и окружающей

среды, которые приводят к снижению его

прочности и сокращению срока службы.

Коррозионные дефектные области имеют

сложную геометрию и вблизи очага корро-

зии, по толщине трубопровода возникают

зоны с неоднородностью механических

характеристик [7]. При достижении некото-

рых размеров эти дефекты могут привести

к катастрофическому разрушению трубопро-

водной системы.

Снижение прочности вызывается цикли-

ческими напряжениями, которые возникают

от колебания давлений. Под действием

внутреннего давления и температуры при

длительной эксплуатации могут происхо-

дить постепенное увеличение диаметра

и уменьшение толщины стенки трубопрово-

дов из-за ползучести металла. Срок служ-

бы металла определяется длительностью

установившейся фазы ползучести, которая

в значительной степени зависит от свойств

металла и условий эксплуатации.

КАПИТАЛЬНЫЙ

РЕМОНТ

Основная причина необходимости ка-

питального ремонта – наличие дефектов,

угрожающих функционированию трубопро-

вода, в частности процесса коррозионного

разрушения труб вследствие износа покры-

тия. Среди основных причин необходимости

проведения ремонтных работ – коррозия

труб. По данным [8], одна треть труб, на-

ходящихся в эксплуатации более 30 лет,

подлежит замене.

Технология проведения работ по капи-

тальному ремонту включает обязательное

техническое диагностирование и отбра-

ковку труб методами неразрушающего

контроля. Для принятия решения о целе-

сообразности ремонта трубы необходима

информация о местоположении, типах,

размерах и плотности распределения де-

фектов, которая формируется в процессе

выполнения диагностических работ. Диа-

гностирование и отбраковка труб – состав-

ные части капитального ремонта, поэтому

одной из основных задач, решаемых в рам-

ках повышения эффективности ремонтных

работ, является разработка мероприятий

по организации и повышению качества

диагностических работ на всех стадиях

их проведения [9].

Процедуру назначения метода ремонта

дефектной трубы начинают с формирова-

ния исходных данных, используемых при

проверке условий ремонтопригодности

дефектных участков труб, и условий, при

выполнении которых дефектный участок

трубы не ремонтируют. После формирования

исходных данных проводят проверку условий

взаимодействия дефектов, по результатам

которой для каждой дефектной трубы фор-

мируют перечень одиночных и объединен-

ных дефектов.

Техническое состояние выводимых

в капитальный ремонт участков газопро-

водов определяется на основании данных

13

внутритрубной дефектоскопии (ВТД). При

обследовании труб в целях выявления

дефектов используют также визуальный,

измерительный, ультразвуковой, ра-

диографический, магнитопорошковый

и капиллярный контроль. Технические

устройства, применяемые при ВТД, посто-

янно совершенствуются, растет качество

выявления и распознавания дефектов,

способов их визуализации. Появляются

новые методы, например метод магнитной

памяти металла (МПМ), и новые приборы

типа измерителя концентрации напряже-

ний, позволяющие провести бесконтакт-

ную магнитометрическую диагностику

трубопроводов, расположенных под слоем

грунта. Технология такого контроля опи-

сана, в частности, в [10]. Внутритрубная

инспекция позволяет получить качест-

венную картину технического состояния

участков газопроводов, являющуюся ис-

ходной информацией для планирования

ремонтных работ.

Для проверки способности новых труб

противостоять протяженному разрушению

под воздействием внутреннего давления

газа в условиях эксплуатации проводят

натурные пневматические испытания опыт-

ных партий стальных труб. Результаты ис-

пытаний на одном из полигонов описаны

в работе [11]. Важно провести комплексные

исследования труб в целях определения

их работоспособности в жестких условиях

эксплуатации, включая зону многолетней

мерзлоты. Интересные результаты по экспе-

риментальному изучению различных типов

дефектов отмечены в [12].

Идет процесс постоянного совершен-

ствования нормативных документов на ос-

нове проводимых научных исследований

и опыта эксплуатации трубопроводных

систем. Требуется развитие критериев

ремонтопригодности дефектов трубопро-

водов. Результаты новых исследований,

а также использование новой, более со-

вершенной диагностической аппаратуры

позволяет совершенствовать процесс

проведения отбраковки, определение

и обоснование максимальных размеров

дефектов, оставляемых в трубопроводе

без ремонта и не учитываемых в расчетах.

Тем самым удается повысить качество

оценки выявленных дефектов, не допуская

перебраковки, т. е. снизить затраты на ка-

питальный ремонт в целом.

ДЕФЕКТЫ

В ТРУБОПРОВОДАХ

Среди основных дефектов, встречаю-

щихся в трубопроводах, можно выделить:

• дефекты структуры материала – расслое-

ние; неметаллические включения; плохое

качество трубы, выпускаемой заводом-

изготовителем, и др.;

• дефекты геометрии – вмятины, гофры,

отклонение от кругового сечения, например

перемещение трубопровода или искрив-

ление его оси и образование овальности

происходит при односторонней засыпке

трубопровода и траншеи грунтом, просад-

ки труб в местах неустойчивого основания

или размыва грунтовыми и атмосферными

водами и др.;

• дефекты сварных соединений – трещины,

непровары, поры, шлаковые включения,

прожоги, неравномерное усиление сварно-

го шва по ширине и высоте, недопустимые

смещения кромок свариваемых труб и др.;

• поверхностные дефекты – коррозион-

ный износ, включая коррозионные ка-

верны; трещины, стресс-коррозионные

трещины, эрозионный износ, царапины

из-за небрежного обращения с трубами

при строительстве и перевозках и др.

При разрушении изоляционного покрытия

возникают условия для появления стресс-

коррозионного процесса, рост такого де-

фекта до критического значения в среднем

составляет 8–10 лет.

Дефекты и различные отклонения мо-

гут вызвать существенные проблемы при

эксплуатации трубопровода. Основными

причинами аварий за последние пять лет

являлись коррозия и стресс-коррозия

(35,46 %) и брак строительно-монтажных

работ (23,08 %) [4]. При этом динамика

изменения числа выявляемых стресс-

коррозионных дефектов указывает на не-

уклонный рост числа обнаруживаемых

дефектов типа «коррозионное растре-

скивание под напряжением» (КРН), что

свидетельствует об устойчивой тенденции

к ухудшению состояния трубопроводной

системы по стресс-коррозионному фактору.

Аналогичная картина наблюдается и для

коррозионных повреждений [4]. Коррози-

онное растрескивание под напряжением

наблюдается в трубопроводах из труб

практически всех производителей, в том

числе России, Франции, Японии, Германии.

Увеличение плотности коррозионных

дефектов обусловлено увеличением точ-

ности и разрешающей способности новых

снарядов-дефектоскопов, а также совер-

шенствованием другой приборной базы.

Внутритрубная дефектоскопия позволяет

выявлять около 80 % дефектов. Это при-

водит к резкому росту числа выявленных

коррозионных дефектов глубиной менее

20 % от толщины стенки трубы, а также

из-за естественного старения газопро-

водов и снижения защитных свойств изо-

ляционных материалов и прочностных

характеристик трубопроводов. Прогноз

коррозионного состояния на ближайшую

перспективу при сохранении существующих

объемов ремонта показывает увеличение

потенциально опасных дефектов к 2015 г.

почти в 2 раза [4].

Как отмечено в работе [1], одна из наи-

более существенных причин разрушения –

наличие концентраторов. Еще Леонардо

да Винчи сформулировал понятие кон-

центратора и тем самым заложил основы

современной механики разрушения. Кон-

центраторами напряжений могут быть от-

верстия и углубления, раковины и пустоты,

коррозионные дефекты, непровары в свар-

ных швах и зоны скопления сварных швов,

пазы и зоны стыков элементов, перепады

толщин, острые конструктивные углы и т. д.

Наиболее опасный концентратор – тре-

щина. Причины возникновения трещин

могут быть технологическими, эксплуата-

ционными, конструктивными и т. д. В про-

цессе деформации металла происходит

движение дислокаций, взаимодействие

способствует образованию микротре-

щин. Трещины могут образоваться и при

тепловом воздействии на металл, напри-

мер при термической обработке и при

сварке, когда возникают существенные

температурные напряжения, вызванные

градиентом температур.

Причиной появления трещин принято

считать межкристаллитное коррозионное

растрескивание под напряжением (МКРПН)

материала. Чувствительность нержавеющих

сталей к коррозионному растрескиванию

выявляется на металлографических шли-

фах в виде участков карбидов по границам

зерен. Применение высокотемпературной

термической обработки позволяет растворить

карбиды и снизить остаточные сварочные

напряжения.

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность14

Для трубопроводов при разрушении изо-

ляции и возможности доступа к поверхности

трубы грунтового электролита характерны-

ми стали коррозионно-механические раз-

рушения – коррозионное растрескивание

под напряжением или стресс-коррозионное

разрушение. Возникает сетка трещин глуби-

ной до 2–3 мм, далее развитие этих трещин

по механизму КРН замедляется и регист-

рируется активное анодное растворение

как вершины поверхностной трещины, так

и ее берегов. В работе [13] отмечается, что

данный вид разрушения происходит при

определенных условиях взаимодействия

факторов внешней среды, условий нагру-

жения, накопленных в процессе длительной

эксплуатации, поврежденности материала

стенки трубопровода и наследственных

характеристик металла. Для численной

оценки характеристик трещиностойкости

по толщине стенки труб из стали Х70 в ра-

боте [14] используется метод диагностики

на базе процесса микровдавливания.

Вопросы объективной оценки опасности

дефектов трубопровода и оптимизации

применяемых методов их ремонта представ-

ляются весьма актуальными [12]. В целях

экспериментальных исследований опасно-

сти различных типов дефектов проводятся

натурные испытания трубных плетей. Науч-

но-исследовательские работы по изучению

процесса коррозионного растрескивания

под напряжением пока не привели к фор-

мированию однозначного представления

о механизмах и причинах их возникновения

[12], опираясь на которые можно было бы

разработать эффективные мероприятия

по предотвращению или снижению воз-

можности появления стресс-коррозионных

дефектов. Установлено, в частности, что

зарождение стресс-коррозионных трещин

и их развитие происходят весьма скоротеч-

но и лавинообразно, а характер и скорость

распространения являются труднопрогно-

зируемыми. Основными факторами, влияю-

щими на процесс лавинного разрушения,

являются геометрия трубы (диаметр и тол-

щина стенки) и начальное давление газа.

Заметное влияние на процесс развития

трещины оказывают механические свой-

ства стали, особенно трещиностойкость,

материал засыпки траншеи и химический

состав газа. Оценка трещиностойкости про-

изводится по ударной вязкости по Шарпи

с V-образным надрезом. Поэтому в силу

опасности дефектов типа КРН их обна-

ружение на самой ранней стадии имеет

первостепенную важность для обеспече-

ния надежной и безопасной эксплуатации

трубопроводов. Чувствительность внутри-

трубного дефектоскопа позволяет выявлять

трещины с глубинами более 10 % стенки

трубы. Следовательно, трещины глубиной

до 2 мм не обнаруживаются. Впоследствии

трещины с такими глубинами, и особенно

их колонии, уже при испытаниях могут дать

непредсказуемый рост. Часто дефекты типа

КРН локализуются в зоне термического воз-

действия сварного шва. Отсутствие дефекта

КРН на участке не означает, что проблема

снята: дефект может там появиться через

некоторое время. Поэтому необходим ре-

гулярный мониторинг опасных участков,

так как дефекты КРН развиваются очень

быстро. С увеличением сроков эксплуатации

магистральных газопроводов коррозионное

растрескивание под напряжением металла

труб стало одной из неотложных проблем

в трубопроводном транспорте.

Традиционно для оценки трещино-

стойкости трубных сталей используют

универсальный стандартизированный

метод испытания образца Шарли с острым

V-образным надрезом на ударный изгиб.

Этот метод оценки трещиностойкости

успешно используется много десятилетий

и отражен в Международном стандарте

ИСО 3183:2007.

EPRG проводила экспериментальные

и теоретические исследования по вы-

явлению взаимосвязи между геометри-

ческими размерами, свойствами мате-

риалов трубы, внутренним давлением

и декомпрессией газа при протяженном

разрушении с разработкой формул для

прогнозирования требуемого уровня вяз-

кости. В частности, по результатам иссле-

дований были выпущены рекомендации

по минимальным требованиям к энергии

по Шарпи для обеспечения остановки

трещин в трубах до Х80.

Распространение трещин – одна из са-

мых больших проблем для трубопроводов

высокого давления (ВД). Разрушение будет

продолжаться до тех пор, пока трещина

не встретит трубу с достаточной вязкостью,

чтобы снизить скорость распространения,

или до тех пор, пока давление не станет

ниже необходимого для дальнейшего раз-

вития трещины.

Анализ аварийных разрушений тру-

бопроводов указывает на то, что более

60 % разрушений происходит из-за КРН

при воздействии грунтовых вод, при этом

разрушения происходят преимуществен-

но в узкой зоне, на расстоянии 15–200 мм

от оси продольного сварного шва [15].

Представляет интерес исследование

влияния надрезов на несущую способность

элемента трубы, распространение и раз-

витие трещины. В частности, в [16] были

описаны гидроиспытания спиральношов-

ных труб с надрезом в центральной части.

Испытания показали отсутствие признаков

пластической деформации, не установле-

но также наличие вмятин, гофр и трещин.

Относительная общая деформация соста-

вила 0,02 % при допустимой деформации

0,2 % [16].

Одиночные и групповые надрезы и ца-

рапины на трубопроводах могут появляться

в процессе эксплуатации, а в процессе кор-

розионного износа под напряжением может

образоваться группа поверхностных трещин.

Возникают вопросы о влиянии таких дефек-

тов на несущую способность трубопрово-

да – в частности, какие параметры надрезов

и царапин опасны, а какие допустимы? Для

исследования этих факторов разработано

приспособление, которое позволяет нанести

группу царапин с различными параметра-

ми на плоские образцы. Для исследования

несущей способности далее необходимо

использовать экспериментально-теоре-

тический метод, описанный в работе [17].

Влияние концентраторов напряжений

типа «вмятина» на несущую способность

трубопровода рассмотрено в [12]. Авторы

работы утверждают, что вмятины, являясь

концентраторами напряжений, не оказы-

вают существенного влияния на несущую

способность стенки трубопровода. Полу-

ченные результаты представляют интерес,

однако их следовало бы перепроверить.

Нужно смоделировать такие дефекты и вы-

полнить численный анализ с различными

параметрами вмятины.

В процессе эксплуатации трубопро-

водов возникают дефекты, в том числе

коррозионные, несмотря на наличие элек-

трохимической защиты. Особую опасность

представляют случаи, когда имеют место

два и более источника разрушения [6],

например существенные механические

напряжения, коррозия и различные кон-

15

центраторы напряжений. В работе [18]

принята экспоненциальная зависимость

скорости коррозионного процесса от ме-

ханического напряжения. Анализ работ,

учитывающих влияние на коррозионный

износ механических напряжений и повре-

жденность материала, рассмотрен в работе

[19]. В работе [6] предложена модель кор-

розионного износа на базе электрохимиче-

ской теории, учитывающая механические

деформации. Согласно электрохимической

теории коррозионного износа на поверхно-

сти металла, находящегося в агрессивной

среде, образуется тонкая защитная плен-

ка – пассивирующий слой [6]. При достиже-

нии определенного потенциала эта пленка

разрушается, и начинается коррозионный

износ. В трубопроводах, воспринимающих

большие нагрузки, состояние защитной

пленки становится нестабильным, и она

может разрушиться при меньших значениях

потенциала. При деформации трубопровода

пассивирующий слой также подвергается

деформации. Этот фактор в электрохимиче-

ской теории коррозионного износа обычно

не учитывают.

Выполнены исследования коррозион-

ного износа нагруженных образцов [20].

Для оценки степени коррозионного износа

и определения механических характеристик

образцов, выдержанных заданное время

в агрессивной среде, применяется экспе-

риментально-теоретический подход [17]

с использованием соотношения нели-

нейной теории оболочек. Проведены

предварительные исследования влияния

поверхностных дефектов на механические

характеристики нагруженных тонкостен-

ных элементов в виде вмятин и царапин,

подверженных коррозионному износу.

На базе экспериментально-теоретическо-

го подхода [17] начаты работы по оценке

снижения механических характеристик

образцов, находящихся в различных сре-

дах, при различных параметрах царапин

и вмятин. Исследован вопрос, на каких

поверхностях интенсивнее идет процесс

коррозионного износа (на растянутых или

сжатых поверхностях). Выполнены три

цикла независимых исследований. В пер-

вом цикле исследований растягивающие

и сжимающие деформации на поверхно-

стях образцов создавались приложением

магнитного поля. Во втором и третьем

циклах исследований растягивающие или

сжимающие деформации на поверхностях

создавались путем механического изгиба-

ния исследуемых металлических образцов

путем стягивания через уголки противопо-

ложных кромок. Установлено, в частности,

что коррозионный износ на растянутых

поверхностях идет быстрее, чем на сжатых

поверхностях.

Коррозионные дефектные области

имеют сложную геометрию. Вблизи очага

коррозии как в плане, так и по толщине

трубопровода возникают зоны с неодно-

родностью механических характеристик.

Очевидно, при достижении некоторых

размеров эти дефекты могут привести

к катастрофическому разрушению трубо-

проводной системы. Начат цикл экспери-

ментально-теоретических работ по опре-

делению неоднородности механических

характеристик вблизи очага коррозии.

Для оценки концентрации напряжений

на участках трубопроводов с дефектами

начата разработка эффективного сплайно-

вого варианта метода конечных элементов

сложной геометрии в трехмерной поста-

новке. Оценка концентрации напряжений

на участках трубопроводов с дефектами

позволит производить сортировку дефектов

на опасные и неопасные для различных тру-

бопроводов. Начаты работы по разработке

эффективных способов снижения концен-

трации напряжений в дефектных областях

с использованием «лечащих» накладок, по-

добных [1, 21]. «Лечащие» накладки создают

в области дефектов сжимающие нагрузки

и способствуют существенному снижению

уровня опасных напряжений.

Список литературы

1. Кантюков Р. А., Тамеев И. М., Якупов Н. М. и др. Ло-кальные «лечащие» накладки-покрытия // Коррозия «Территории Нефтегаз». – 2011. – № 1 (18). – С. 68–71.2. Якупов Н. М. Механика: проблема – идея – практи-ка. – Казань : Казан. гос. ун-т, 2010. – 161 с.3. Кнауф Г., Демофонти Д. Подход группы EPRG по предотвращению протяженного вязкого разрушения в газопроводных трубах // Наука и техника в газовой промышленности. – 2009. – № 1 (37). – С.10–16.4. Алимов С. В. Техническое обслуживание и капи-тальный ремонт газопроводов – основа обеспечения надежности газотранспортной системы ОАО «Газ-пром» // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. – М. : Газпром экспо, 2011. – С. 3–13.5. Филатов А. А., Калинин Н. А., Велиюлин И. И., Решет-ников А. Д. Повышение эффективности капитального ремонта линейной части магистральных газопрово-дов // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. – М. : Газпром экспо, 2011. – С. 53–62.

6. Сидоренко С. Н., Якупов Н. М. Коррозия – союз-ник аварий и катастроф: монография. – М. : РУДН, 2002. – 93 с.7. Якупов Н. М., Велиюлин И. И. Результаты исследова-ния коррозионного износа. Пути их использования для оценки технического состояния и ремонта трубопро-водов // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. – М. : Газпром экспо, 2011. – С. 413–418.8. Дзиоев К.М., Залитач Н. Р. Проблемы производства работ по капитальному ремонту объектов линейной части ОАО «Газпром» // Обслуживание и ремонт газо-нефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. – М. : Газпром экспо, 2011. – С. 102–106.9. Митрохин М.Ю., Велиюлин И. И., Касьянов А. Н. и др. Анализ средств и технологий технического диагностирования и отбраковки труб при проведении капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» // Обслуживание и ре-монт газонефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. – М. : Газпром экспо, 2011. – С. 38–47.10. Дубов А. А. Технологии неразрушающего контроля газонефтепроводов, основанные на методе магнит-ной памяти металла // Обслуживание и ремонт газо-нефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. – М. : Газпром экспо, 2011. – С. 151–155.11. Созонов П. М., Трапезников С. В. Эксперимен-тальные возможности и результаты работы опытно-го полигона ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» по проведению полигонных пневматических испытаний // Наука и техника в газовой промышленности. – 2009. – № 1 (37). – С. 8–9.12. Велиюлин И. И., Зорин А. Е. Эксперименталь-ные исследования различных типов дефектов труб // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. – М. : Газпром экспо, 2011. – С. 221–228.13. Салюков В. В., Тухбатуллин Ф. Г., Колотовский А. Н. и др. Основные причины аварий магистральных газо-проводов // Ремонт, восстановление, модернизация. – 2002. – № 10. – С. 12–14.14. Зорин Е. Е., Зорин Н. Е. Оперативная диагностика на базе процесса микровдавливания механических характеристик сварных соединений в процессе длительной эксплуатации // Сварка и диагностика. – 2009. – № 5. – С.14–17.15. Рафалович И. М., Марков С. И. Особенности на-пряженно-деформированного состояния металла прямошовных сварных труб // Наука и техника в га-зовой промышленности. – 2010. – № 3. – С.102–107.16. Русакова В. В., Лобанова Т. П., Арабей А. Б. и др. Ор-ганизация комплексных исследований отечественных труб для новых магистральных газопроводов высокого давления // Наука и техника в газовой промышленно-сти. – 2009. – № 1 (37). – С. 17–21.17. Якупов Н. М., Нургалиев А. Р., Якупов С. Н. Методика испытания пленок и мембран в условиях равномерного распределенного поверхностного давления // Завод-ская лаборатория. Диагностика материалов. – 2008. – Т. 74. – № 11. – С. 54–56.18. Гутман Э. М. Механохимия металлов и защита от коррозии. – М. : Металлургия, 1981. – 271 с.19. Локощенко А. М. Методы моделирования влия-ния окружающей среды на ползучесть и длительную прочность металлов // Успехи механики. – 2002. – № 4. – С. 90–120.20. Якупов Н. М., Нуруллин Р. Г., Нургалиев А. Р., Яку-пов С. Н. Способ испытаний образцов металлических мембран под напряжением и устройство для его осу-ществления. Патент № 2296976.21. Якупов Н. М., Якупов С. Н., Мифтахутдинов И. Х., Мифтахутдинов А. И. Способ ремонта трещин в тонкостенных оболочечных конструкциях. Патент № 2310797.

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность16

Рис. 1. Степень опасности коррозионных дефектов на линейном участке МГ 1 (а) и МГ 2 (б)

УДК 622.691.4.004

Коррозионное состояние магистральных газопроводовА. В. Молоканов (ОАО «Газпром»), В. И. Городниченко, В. Е. Грязин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В статье представлена методика прогнозирования объемов выборочного капиталь-

ного ремонта линейных участков магистральных газопроводов (МГ) и в целом всей

газотранспортной системы (ГТС) эксплуатирующей организации. Результаты

прогнозирования можно использовать для планирования объемов ремонтных

работ и определения времени эксплуатации линейного участка МГ до вывода

в комплексный капитальный ремонт с применением метода переизоляции.

Магистральные газопроводы эксплуа-

тируются в условиях переменных

эксплуатационных нагрузок (изме-

няющееся внутреннее давление, цикличе-

ские продольные нагрузки, связанные с се-

зонной климатической и гидрологической

изменчивостью) и воздействий природных

и техногенных факторов (коррозионные

и стресс-коррозионные процессы, сейс-

модинамические и оползневые воздей-

ствия, механические воздействия третьих

лиц и т. п.). При длительной эксплуатации

изоляционное покрытие, основной металл

и сварные соединения МГ претерпевают

изменения свойств, в них образуются и раз-

виваются дефекты и повреждения, которые

приводят к снижению несущей способности,

долговечности (ресурса), повышению веро-

ятности отказов, уменьшению пропускной

способности МГ. Для поддержания МГ в ра-

ботоспособном состоянии в ОАО «Газпром»

используется стратегия выборочного (опе-

ративный и плановый) ремонта МГ по ито-

гам внутритрубной дефектоскопии (ВТД).

Объемы оперативного и планового капиталь-

ного ремонта оцениваются в соответствии

со СТО Газпром 2-2.3-361–2009 «Руковод-

ство по оценке и прогнозу коррозионного

состояния линейной части магистральных

газопроводов» по рангу опасности дефектов,

численное значение которого определяется

по формулам, приведенным в СТО Газпром

2-2.3-292–2009 «Правила определения

технического состояния магистральных га-

зопроводов по результатам внутритрубной

инспекции». Объемы оперативного ремонта

оцениваются по числу труб с критическими

и закритическими дефектами, ранг опас-

ности которых равен или превышает 0,6.

Объемы планового ремонта оцениваются

по числу труб с потенциально опасными

дефектами, ранг опасности которых равен

или больше 0,3 и меньше 0,6. На рис. 1

приведены характерные распределения

дефектов в соответствии со СТО Газпром

2-2.3-112–2007 «Методические указания

по оценке работоспособности участков ма-

гистральных газопроводов с коррозионными

дефектами» на допустимые, потенциально

опасные, критические и закритические для

двух участков газопроводов. Для линейного

участка МГ 1 объемы для оперативного ре-

монта отсутствуют (нет критических и закри-

тических дефектов), а плановому ремонту

подлежат 29 труб. Для линейного участка

МГ 2 объемы оперативного ремонта оцени-

ваются в 40 труб, планового – в 1080 труб.

Оценку объемов капитального ремонта

газотранспортной системы эксплуатирую-

щей организации по данным ВТД можно

выполнить по следующей схеме. На первом

этапе проводится обработка результатов ВТД

линейных участков МГ за пять последних лет

эксплуатации. Если за этот период на отдель-

ных линейных участках МГ ВТД была прове-

дена несколько раз, то для прогнозирования

17

используются результаты последней ВТД.

В результате обработки данных ВТД опре-

деляются параметр закона распределения

рангов опасности коррозионных дефектов

и общее число труб с коррозионными де-

фектами n для каждого линейного участка МГ

на момент времени проведения ВТД. Общее

число дефектных труб линейных участков МГ

может быть определено для различных мо-

ментов времени (разные сроки проведения

ВТД), поэтому параметры и n необходимо

пересчитать на конец последнего полного

года эксплуатации газопроводов [1].

В результате обработки данных ВТД ли-

нейных участков МГ и пересчета параметров

для каждого линейного участка МГ получают:

• ni – общее число труб с коррозионными

дефектами на i-м линейном участке МГ;

• i – параметр закона распределения ран-

гов опасности коррозионных дефектов для

i-го линейного участка МГ;

• • vn(i) – скорость изменения общего числа

труб с коррозионными дефектами на i-м

линейном участке МГ;

• v(i) – скорость изменения параметра

закона распределения рангов опасности

коррозионных дефектов на i-м линейном

участке МГ.

Эти данные используются для опре-

деления среднего значения параметра

закона распределения рангов опасности

коррозионных дефектов и среднего зна-

чения общего числа труб с коррозионными

дефектами на 100 км газотранспортной

системы эксплуатирующей организации.

По ним оценивается число труб с любым

рангом опасности дефекта на ГТС эксплуа-

тирующей организации.

Динамика изменения необходимых

объемов ремонта для эксплуатирующей

организации в зависимости от времени

эксплуатации приведена на рис. 2. Если

с 2009 г. не производить ремонтные рабо-

ты, то к 2020 г., как показывают результаты

прогнозирования коррозионного состояния,

потребуется отремонтировать 248 320 труб,

включая трубы с потенциально опасными

дефектами.

Определение приоритетов ремонта

и разработка мероприятий по поддержанию

работоспособного состояния линейных

участков МГ производится по показате-

лю технического состояния линейного

участка газопровода Pk, который рассчи-

тывается в соответствии со СТО Газпром

2-2.3-292–2009. Показатель технического

состояния линейного участка МГ определя-

ют по показателям технического состояния

труб, соединительных деталей и сварных

соединений. Показатели технического

состояния труб, соединительных деталей

и сварных соединений отражают отдельные

составляющие технического состояния

(стресс-коррозионное состояние, корро-

зионное состояние и т. д.). В зависимости

от значения показателя технического

состояния линейного участка МГ PВТД

на-

мечаются мероприятия по поддержанию

работоспособности линейного участка

МГ, планируются сроки проведения ВТД

и очередности выполнения ремонтных

работ на линейных участках МГ.

В первую очередь ремонтные работы не-

обходимо планировать на линейном участке

МГ с максимальным значением показателя

технического состояния. В последующем

ремонтные работы на линейных участках

МГ необходимо предусматривать в оче-

редности, соответствующей порядковому

номеру ряда значений показателей техни-

ческого состояния, построенного по мере

их убывания.

На рис. 3 представлены приоритеты вы-

вода в ремонт для 32 линейных участков МГ.

Среди них отсутствуют участки, техническое

состояние которых можно охарактеризовать

как предельное, однако имеются линей-

ные участки МГ (шесть штук), техническое

состояние которых характеризуется как

неработоспособное-ремонтопригодное.

Для них рекомендуется ремонт методом

переизоляции с частичной заменой труб

с использованием в процессе ремонта

наружных сканеров-дефектоскопов. Для

линейных участков МГ (10 штук), техниче-

ское состояние которых характеризуется

как неисправное-работоспособное, реко-

мендуется проводить ВТД не менее чем

через пять лет (время проведения ВТД

определяют по СТО Газпром 2-2.3-095–2007

«Методические указания по диагностиче-

скому обследованию линейной части ма-

гистральных газопроводов») и плановый

ремонт. На линейных участках МГ (16 штук),

техническое состояние которых характе-

ризуется как исправное, рекомендуется

проводить ВТД через пять лет и выполнять

выборочный ремонт с преимущественным

применением технологий ремонта, не тре-

бующих остановки транспорта газа.

Таким образом, рассмотренная методо-

логия прогнозирования коррозионного со-

стояния и определения приоритета вывода

в ремонт газопроводов позволяет оценить

объемы ремонтных работ на линейной части

МГ газотранспортной системы эксплуати-

рующей организации и определить очеред-

ность вывода участков МГ в комплексный

капитальный ремонт с использованием

метода переизоляции.

Рис. 2. Диаграмма объемов ремонта Рис. 3. Приоритет вывода участков в ремонт

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность18

УДК 622.691.4.004.67

Продление срока надежной и безопасной эксплуатации ЛЧМГ – основа концепции поэтапного ремонта газопроводовА. А. Филатов, Н. Х. Халлыев, В. Г. Дубинский (ОАО «Оргэнергогаз»),

М. Ю. Митрохин (ОАО «Газпром»), С. Т. Пашин (ООО «Газпром трансгаз Уфа»)

Техническое состояние линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) в со-

временных условиях требует поиска и разработки новых перспективных решений

в области технологии, технических средств, организации и оптимальных методов

управления ремонтом в целях поддержания и продления срока надежной и без-

опасной эксплуатации ЛЧМГ. В статье впервые предложены методы и комплекс

средств для продления срока гарантированной службы, а также мониторинг

состояния отремонтированного участка в процессе длительной эксплуатации.

Стратегическая задача ОАО «Газ-

пром» – сохранение лидирующего

положения среди мировых газовых

компаний. В решении этой проблемы осо-

бое место занимает обеспечение надежной

и безопасной транспортировки и поставки

газа потребителям. Для поддержания надеж-

ного состояния газотранспортной системы

(ГТС) создана система управления техниче-

ским состоянием и целостностью линейной

части магистральных газопроводов.

В настоящее время в отрасли трудятся

специалисты высокой квалификации в об-

ласти решения сложных научно-технических

и практических задач транспорта газа. Кроме

того, организационная структура для про-

ведения профилактических мероприятий

также обеспечивает поддержание эксплуата-

ционной надежности и безопасности ЛЧМГ.

Однако фактическое техническое со-

стояние эксплуатируемых газопроводов

уже сегодня требует увеличения объемов

ежегодного ремонта в 2–3 раза. Помимо

этого на рынке ощущается недостаток эф-

фективно работающих специализированных

организаций в этой сфере и недостаток

применения современных перспективных

технологий и оборудования. Участвующие

в работах подрядные организации имеют

различную оснащенность и технологию ре-

монта, зачастую не позволяющую достичь

требуемого уровня производительности

и качества ремонта. Необходимо также

повышение качества проектно-сметной

документации на ремонт газопроводов.

Этому будут способствовать разрабатывае-

мые в настоящее время унифицированные

проектные решения. Особое внимание при

разработке проектно-сметной документа-

ции и проектов производства работ следу-

ет уделять оптимизации и синхронизации

отдельных видов работ технологического

комплекса при ремонте ЛЧМГ.

Поэтому одной из важнейших задач

является поиск новых и перспективных на-

учно-технических решений, направленных

на решение проблемы продления срока

надежной и безопасной эксплуатации дей-

ствующих магистральных газопроводов [1].

В рамках создания системы управления

техническим состоянием и целостностью

ЛЧМГ разработана концепция внедрения

методологии обновления газотранспортной

системы с гарантированным сроком служ-

бы (рис. 1). При разработке методологии

обновления газотранспортной системы

определены основные принципы, позво-

ляющие реализовать поставленную задачу.

Для разработки методологии обновления

ГТС определены следующие основные кри-

терии, обосновывающие целесообразность

реализации поставленных задач:

• выполнение комплекса технологических

операций в три этапа по технологии поэтап-

ного метода ремонта;

• минимизация времени на остановку транс-

порта газа для выполнения ремонтных работ;

• минимизация потери газа при выполне-

нии ремонтно-восстановительных работ;

• повышение качества ремонтно-восста-

новительных работ;

• определение гарантированного срока

эксплуатации отремонтированного участ-

ка ЛЧМГ;

• сокращение финансовых затрат, выде-

ляемых на выполнение ремонтно-восста-

новительных работ;

• увеличение оборотных средств за счет

применения отремонтированных труб,

бывших в эксплуатации;

• возвращение на трассу до 70 % восста-

новленных труб.

Основа концепции обновления системы

ГТС – разработка и внедрение технологии

поэтапного ремонта ЛЧМГ, позволяющей

все операции по ремонту ЛЧМГ (от крана

до крана) выполнять без остановки транс-

порта газа на ремонтируемом участке га-

зопровода и определять гарантированный

срок эксплуатации отремонтированных

участков газопроводов.

На основе научного обоснования разра-

ботаны основные требования к технологии

поэтапного ремонта ЛЧМГ. Соблюдение этих

требований при производстве работ позволит

принять решение о гарантированном сроке

эксплуатации отремонтированных участков

газопроводов. Указанные требования включа-

ют последовательность следующих процедур:

• наличие результатов ВТД на ремонтируе-

мых участках газопровода;

• внедрение пооперационного контроля

на всех этапах производства ремонтно-

восстановительных работ на газопроводе;

19

• выполнение изоляционных работ на вос-

становленных трубах в базовых условиях

по технологии заводской изоляции;

• особые требования к подготовке траншеи

для укладки отремонтированного участка

газопровода и засыпке;

• испытания восстановленных участков

газопроводов методом «стресс-теста»;

• осушка и консервация (при необходи-

мости) участка газопровода по технологии

вакуумно-азотного комплекса.

Методика реализации задачи создания

надежной и безопасной системы с гаран-

тированным сроком службы ЛЧМГ разра-

ботана на основе внедрения технологии

поэтапного ремонта. Особенность этой

методики – применение в комплексе про-

изводства ремонтных работ ВТД с модулем

контроля скорости, испытание восстанав-

ливаемых труб методом «стресс-теста»

и при необходимости осушка и консервация

участка газопровода с применением ваку-

умно-азотного комплекса оборудования.

Методика и оборудование разработаны

специалистами ОАО «Оргэнергогаз».

Отличие методологии испытаний с при-

менением «стресс-теста» от традицион-

ных испытаний (однократное нагружение

в упругой зоне деформирования труб)

заключается в том, что после гидравличе-

ского испытания методом «стресс-теста»

на острие трещин возникает пластическая

зона, которая препятствует дальнейше-

му росту трещин при рабочих нагрузках

(рис. 2). На рисунке представлены фотогра-

фии микрошлифов образцов с дефектами

до и после испытаний.

Особенность технологии «стресс-те-

ста» участка газопровода при капитальном

ремонте, в отличие от аналогичных испы-

таний нового газопровода, заключается

в следующем:

• участок газопровода смонтирован из труб

с различным качеством ремонта (в за-

водских и полевых условиях, замена труб

новыми, кроме того, имеются трубы с вы-

явленными дефектами, не отбракованные

по результатам дефектоскопии);

• указанные трубы обладают различными

деформационными свойствами и уровнем

остаточных напряжений.

К технологии испытаний предъявляют

дополнительные требования, заключающие-

ся в обеспечении нагружения газопровода

повышенным давлением с упругопластиче-

ским деформированием труб и с гаранти-

рованным запасом их пластичности.

Для практической реализации указанных

требований необходимо:

• определить фактические разрушающие

нагрузки и соответствующие им минималь-

ное давление pmin

и максимальное испыта-

тельное давление pmax

, создающие в стенах

труб напряжения от 0,8502

до 1,102

;

• после заполнения испытываемого участка

испытательной средой до минимального

давления pmin

обеспечить приращение объе-

ма среды в точном количестве, необходимом

для упругопластического деформирования

a б

в г

Рис. 1. Система управления техническим состоянием и целостностью ЛЧМГ

Рис. 2. Фотографии микрошлифов:а – дефектного образца до испытаний; б, в, г – дефектных образцов после испытаний

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность20

участка газопровода при его нагружении

от pmin

до pmax

.

Соблюдение указанных требований при

испытаниях позволит выявить дефекты труб,

выполнить «стресс-тест» и исключить при

этом всякую возможность разрушения тру-

бопровода по причине отклонения параме-

тров испытаний от установленных допусков,

и эти результаты также будут подтверждены

расчетными методами.

Следует отметить, что методология гид-

равлических испытаний методом «стресс-

теста» хорошо отработана, и в настоящее

время на стадии завершения находятся

работы по применению данной методо-

логии при проведении пневматических

испытаний.

Разработанные и апробированные спо-

собы и технологии восстановления отре-

монтированных МГ методом «стресс-теста»

позволяют [2, 3]:

• выявить и устранить дефекты труб и де-

фекты, связанные с браком при производ-

стве строительно-монтажных работ;

• снизить уровень остаточных напряже-

ний, возникающих в процессе сварки труб

и укладки газопровода в траншею, а также

при его засыпке;

• обеспечить примерно равные дефор-

мационные свойства труб и достаточную

фиксацию газопровода;

• установить технически обоснованный

запас прочности по отношению к рабочим

нагрузкам с коэффициентом запаса проч-

ности, равным 1,6.

Таким образом, применение технологии

поэтапного ремонта газопроводов на ЛЧМГ

позволит продлить срок гарантированной

службы отремонтированных газопроводов

и в целом обновить ГТС ОАО «Газпром».

Кроме того, внедрение предложенной

методологии позволяет внедрить подси-

стему мониторинга поддержания надеж-

ности и безопасности отремонтированных

участков в процессе эксплуатации (рис. 3).

Список литературы

1. Алимов С. В., Филатов А. А., Халлыев Н. Х. Мето-

дология обеспечения и продления срока надежной

и безопасной эксплуатации линейной части магист-

ральных газопроводов // Газовая промышленность. –

2011. – № 2. – С. 48–50.

2. Патент RU № 2296319, 14.09.2005 г. «Способ ис-

пытаний трубопроводов и устройство для его осу-

ществления».

3. Патент RU № 2324160, 29.03.2007 г. «Способ реа-

билитации и определения эксплуатационного ресурса

магистрального трубопровода, осуществляемый при

его нагружении повышенным давлением в полевых

условиях».

Рис. 3. Поддержание надежности и безопасности отремонтированного участка газопровода в про-цессе эксплуатации

Очистка труб от отложений связана с необходимостью полной разборки подогревателя, временного слива

диэтиленгликоля (ДЭГ) из корпуса подогревателя и его хранения, что трудоемко. Сложность конфигурации

пучка теплообменных труб не позволяет проводить механическую очистку всей поверхности. Технических способов

очистки теплообменных труб без остановки эксплуатации и слива ДЭГ не разработано. Поэтому тема диссертации

М. П. Посмака «Повышение эффективности эксплуатации теплообменного оборудования газораспредели-

тельных станций магистральных газопроводов» является актуальной для исследований.

В диссертационной работе выполнено моделирование в лабораторных условиях процесса ультразвуковой очистки

поверхностей труб с разной толщиной и составом отложений, оптимизирован процесс очистки по энергопотреблению,

частоте, эффективному расстоянию. А также разработана экспериментальная методика количественной оценки сме-

сей ДЭГ по активности образования осадков, проведены имитационные испытания образования осадков на образцах

сталей оборудования ГРС с определением скорости и характера осаждения отложений.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Способы очистки теплообменных труб

21

УДК 622.691.4.004.67

Ресурсное обеспечение капитального ремонта МГ с учетом технологических показателей эксплуатации машинЮ. А. Арбузов (ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»),

Ю. В. Колотилов (ООО «Стройнадзордиагностика»), В. Н. Химич (ООО «Передвижная

механизированная колонна № 4»), Р. А. Карпачев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Выполнено математическое моделирование организации ресурсного обеспечения

строительного производства в виде управляемых полумарковских процессов,

которые позволяют формализовать анализ системы организации технического

обслуживания парка строительных машин (ПСМ) для ремонта линейной части

магистральных газопроводов (ЛЧМГ). Приведена методика оптимизации показа-

телей технического обслуживания парка строительных машин при организации

строительного производства на пространственно-распределенных объектах

с использованием информационно-вычислительных технологий.

Исследование организационных про-цессов ресурсного обеспечения ка-питального ремонта ЛЧМГ с учетом

технологических показателей эксплуатации ПСМ [1] должно содержать математическое моделирование организации ресурсного обеспечения строительного производства в виде управляемых полумарковских про-цессов [2, 3]. Это позволяет формализовать анализ системы организации технического обслуживания парка строительных машин, что обеспечивает возможность прогнози-рования показателей эффективной органи-зации ресурсного обеспечения строитель-ного производства. Методика оптимизации показателей технического обслуживания парка строительных машин при организации строительного производства на простран-ственно-распределенных объектах с исполь-зованием информационно-вычислительных технологий отражена на блок-схеме (рису-нок), которая позволяет вычислить коэффи-циент готовности и интервала проведения планово-предупредительной профилактики строительных машин в системе организации строительного производства [4].

Анализ литературных источников [5, 6] показал, что одной из важнейших проблем организационно-технологической надежности эксплуатации ПСМ является проблема органи-зации технического обслуживания и ремонта. Своевременные и экономически обоснованные по глубине и объему профилактические работы

позволяют улучшать показатели надежности и сокращать эксплуатационные расходы, т. е. увеличить прибыль от эксплуатации ПСМ. В настоящее время задача технического об-служивания ПСМ на основе полумарковских управляемых процессов исследована недо-статочно полно. Применение этого теорети-ческого аппарата представляет значительные трудности ввиду сложности и разнообразия составляющих системы [7].

Одно из основных направлений техни-ческого прогресса в строительстве – ком-плексная механизация производственных процессов. Комплексная механизация может осуществляться одной или несколькими ма-шинами, при большом количестве строитель-ных операций применение комплекта машин значительно повышает производительность. Требование оптимальности при подборе комплекта машин достигается взаимной увязкой их по производительности и другим параметрам. Формы организации и струк-тура парка строительных машин зависят от формы и структуры строительно-монтаж-ной организации, которую он обслуживает, видов и объемов выполняемых работ и опре-деляются степенью территориальной кон-центрации строительства. Развитие механи-зации создает предпосылки для ликвидации работ, выполняемых вручную, прежде всего тяжелого ручного труда, как на основных, так и на вспомогательных работах, с заменой его более легким и производительным трудом

по управлению, техническому обслуживанию и ремонту машин [8].

Современное строительное производ-ство характеризуется сложными технологи-ческими процессами, большой мощностью используемых машин и оборудования, высокой производительностью оборудо-вания, сложными устройствами контроля и управления технологическими процесса-ми, опасными последствиями аварий. Эти особенности приводят к высокой стоимости простоя оборудования. Достижение ор-ганизационно-технологической надежно-сти строительного производства требует дорогостоящих программ технического обслуживания, а также надежного и, сле-довательно, более дорогого оборудования. Любая система или методика обнаружения неполадок, которая позволяет использовать парк строительных машин без простоев, способствующая интенсификации про-изводства и снижению эксплуатационных расходов, заслуживает самого присталь-ного внимания. Обнаружение и устранение неполадок технологического оборудования имеет весьма существенное экономическое значение при организации строительного производства на пространственно-распре-деленных объектах различного назначения.

При математическом моделировании технического обслуживания ПСМ пред-ставляется как композиция двух систем, т. е. управления механизации могут быть специализированными по видам работ и строительной технике (ПСМ-1 – первая система) или универсальными, обслужи-вающими всеми видами машин ряд строи-тельных организаций по территориальному признаку (ПСМ-2 – вторая система). Каждая система имеет группу строительных машин, находящуюся в работе, и резервную группу.

Процессы перехода строительного производства из состояния N

i в состояние

Nj можно отобразить графами перехо-

дов, которые будут показывать стратегию

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность22

обслуживания ПСМ, необходимую для формирования эффективного процесса капитального ремонта объекта. В качестве стратегии восстановления используется строго периодическое восстановление: система восстанавливается после отказа. Если она проработала без отказов заданный интервал времени t, то проводится про-филактический ремонт. Восстановления, которые производятся после отказов, – аварийные. Как профилактические, так и аварийные ремонты являются полными.

В качестве показателя эффективности использовался коэффициент готовности си-стемы. При этом случайный процесс в системе ПСМ-1 определялся следующим образом: x(t) = e

0 (если в момент t все строительные

машины (СМ) новые или полностью восстанов-ленные); x(t) = e

i – если в момент t ровно i СМ

находятся в неработоспособном состоянии (i = 0, 1, …, m; m – общее число СМ в системе ПСМ-1 вместе с резервными); x(t) = e

m+1 (если

в момент t в системе проводится плановая предупредительная профилактика); x(t) = = e

m+2 (если в момент t в системе проводится

внеплановый аварийно-профилактический ремонт). Аналогичным образом определялся случайный процесс в системе ПСМ-2.

Существенным моментом является то, что не предполагается экспоненциальных распределений для времен перехода систе-мы ПСМ-1 или ПСМ-2 из одного состояния в другое (марковский процесс), а рассма-тривается вложенная марковская цепь, для которой существенным является только сам факт перехода, но не вид распределения времени этого перехода.

Разработаны алгоритм и пакет приклад-ных программ для определения коэффи-циента готовности системы в случае, если время безотказной работы одной СМ си-стемы распределено по закону Вейбулла:

F(t) = 1 – exp[–(t / a)b],

где a – параметр масштаба; b – параметр формы. Реализация предлагаемой методики осуществляется по следующему алгоритму для системы ПСМ-1:

• вычисление функции безотказности P (t) при задании функции распределения вре-мени безотказной работы одной СМ в си-стеме ПСМ-1 F(t) с учетом интенсивности отказов (t);

• вычисление определенных интегралов I =

0, P(t)dt и L(t) = 0,(t)dt, а также вероят-

ности i отказов pi(t) = (ki / i!)·[L(t)]i·exp[–kL(t)];

• вычисление коэффициента готовности СМ в системе ПСМ-1 R(t) при задании величины интервала между двумя профилактическими проверками t;

• определение оптимальной величины ин-тервала между двумя профилактическими проверками t

опт и соответствующего значе-

ния коэффициента готовности СМ в системе ПСМ-1 R(t

опт).

В общем случае случайный полумар-ковский процесс x(t), характеризующий состояние строительного производства в произвольный момент времени t, явля-ется n-мерным случайным процессом x(t) == {x

1(t), x

2(t), …, x

n(t),}, где x

i(t) – случайный

полумарковский процесс, описывающий i-ю резервированную систему ПСМ. При моделировании процесса строительного производства принято, что случайный про-цесс x(t) может находиться в следующих состояниях: (e

0, E

0) – состояние, в котором

используемый ПСМ полностью работоспосо-бен; (e

i,E

j) – состояние, в котором к моменту

проведения плановой предупредительной профилактики оказалось i СМ в системе ПСМ-1 в неработоспособном состоянии и j СМ в системе ПСМ-2, требующих ремонта; (e

i, E

j) – состояния, принимаемые за аварий-

ные, если либо i = m для любого j, либо j = n для любого i, т. е. отказ или m СМ системы ПСМ-1, или n СМ системы ПСМ-2.

В результате получены соотношения для расчетов функции надежности P(t) ПСМ при капитальном ремонте объекта P(t) =

i<m

j<n P{K

1(t) = i, K

2(t) = j}, где P{K

1

(t) = i} = pi(t) – число отказавших СМ K

1(t)

за время t в системе ПСМ-1 и P{K2 (t) = j} =

= qj(t) – число отказавших СМ K

2(t) за время

t в системе ПСМ-2. Оптимизация показа-телей эффективности использования ПСМ на сооружаемых объектах путем проведе-ния планово-предупредительных осмотров осуществляется путем вычисления макси-мального значения коэффициента готов-ности обеих систем R(t) (ПСМ-1 и ПСМ-2)

с соответствующим оптимальным периодом осмотра t

опт.

На основании проведенных теорети-ческих исследований разработаны мате-матические модели, которые описывают процесс технического обслуживания парка строительных машин. Предложены и реа-лизованы алгоритмы прогнозирования необходимости технического обслуживания и выполнения ремонтно-восстановитель-ных работ в период эксплуатации парка строительных машин при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов с использованием информа-ционно-вычислительных технологий сбора информации об отказах, а также разрабо-танных алгоритмов численного поиска ре-шений системы уравнений, описывающих формирование показателя эффективности строительного производства.

Список литературы

1. Будзуляк Б. В., Халлыев Н. Х., Тютьнев А. М. и др. Комплексная механизация капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. – М. : Недра-Бизнесцентр, 2004. – 216 с.2. Майн Х., Осаки С. Марковские процессы принятия решений. – М. : Физматгиз, 1977. – 176 с.3. Гнеденко Б. В., Белов В. В., Беляев Ю. К. и др. На-дежность и эффективность в технике. Математиче-ские методы в теории надежности и эффективности: справочник. Т. 2. – М. : Машиностроение, 1987. – 280 с.4. Уткин В. Ф., Крючков Ю. В., Торбин В. У. и др. На-дежность и эффективность в технике. Эффективность технических систем: справочник. Т. 3. – М. : Машино-строение, 1988. – 328 с.5. Доценко А. И. Строительные машины. – М. : Строй-издат, 2003. – 416 с.6. Мустафин Ф. М., Быков Л. И., Коршак А. Л. и др. Машины и оборудование газонефтепроводов. – Уфа : ГОФР, 2009. – 576 с.7. Костерев В. В. Надежность технических систем и управление риском. – М. : МИФИ, 2008. – 280 с.8. Мазур И. И., Шапиро В. Д., Гинзбург А. В. и др. Ин-вестиционно-строительный инжиниринг: справочник для профессионалов. – М. : Елима, 2008. – 1216 с.

Блок-схема реализации информационной технологии ресурсного обеспечения капитального ре-монта ЛЧМГ

23

УДК 622.691.4.004

Методика планирования капитальных ремонтов ЛЧМГ на основе комплексного анализа состоянияИ.С. Петухов, В.В. Алексеев, Г.И. Зуев (группа компаний «Городской центр экспертиз»)

В связи с ежегодным увеличением объемов капитального ремонта (КР) линейной

части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) все острее встает необходимость

усовершенствования существующих подходов к планированию капитальных ре-

монтов. Современные методы анализа технического состояния магистральных

газопроводов позволяют с высокой точностью определять участки, требующие

того или иного вида ремонта. Научно-исследовательские разработки группы

компаний «Городской центр экспертиз» основываются на комплексном подходе

к оценке состояния ЛЧМГ.

Для составления эффективного

и в то же время реализуемого пла-

на ремонтных работ требуется учет

не только технического состояния межкра-

новых участков, но и целого ряда других

факторов.

Важнейший фактор – обеспечение

устойчивости газотранспортной системы

(ГТС) означает необходимость составления

плана ремонтных работ таким образом,

чтобы при их проведении не были наруше-

ны планы транспорта газа при сохранении

допустимых значений давлений на остаю-

щихся в работе участках и разумном числе

находящихся в работе газоперекачивающих

агрегатов (ГПА).

Еще одним важным фактором является

минимизация потерь газа при проведении

ремонтных работ. Минимизировать потери

можно за счет составления такого плана

ремонтных работ, при котором смежные

участки ГТС будут выводиться в ремонт

последовательно, что обеспечит возмож-

ность перетока газа из выводимого в ре-

монт участка во вводимый в эксплуатацию

участок. Еще одним простым способом

минимизации потерь топливного газа оказы-

вается соблюдение достаточной пропускной

способности ГТС, что позволяет не вводить

в работу дополнительные ГПА.

Также целесообразно учитывать такой

фактор, как ограничение возможности

проведения ремонтных работ на участках

в определенные периоды года. Это огра-

ничение связано с тем, что часть участков,

требующих ремонта, находится в сильно за-

болоченных районах, где летом невозможна

работа тяжелой техники, а также в районах,

доступ к которым затруднен в определен-

ные времена года. Наряду с ограничением

необходимо также учитывать желательные

периоды проведения ремонта, т. е. периоды,

в которые статистически наиболее целе-

сообразно проведение ремонтных работ.

Помимо факторов, напрямую относящих-

ся к ремонтируемым участкам, возможен

учет дополнительных факторов, таких как

ежегодный бюджет, число и технические

возможности подрядных организаций и т. п.

Их количество обосновывает необходи-

мость использования средств автоматиза-

ции при составлении планов капитальных

ремонтов.

КРИТЕРИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ

Суть процедуры построения плана про-

ведения капитальных ремонтов состоит

в формировании такой сетки расписания

капитальных ремонтов, которая удовлетво-

ряет следующему множеству критериев,

противоречащих в общем случае друг другу:

1) запланировать вывод в ремонт наи-

большее число участков с высоким уровнем

опасности;

2) как можно раньше вывести в ремонт

участки с наивысшим уровнем опасности;

3) планировать последовательный вывод

в ремонт смежных участков для уменьшения

потерь газа.

Помимо критериев существует также

множество ограничений, за которые нель-

зя выходить:

1) для обеспечения устойчивости газо-

транспортной системы нельзя выводить

в ремонт больше заданного числа парал-

лельных участков;

2) совокупная стоимость работ должна

уложиться в заданные границы;

3) число одновременно ремонтируемых

участков имеет предельное значение с уче-

том возможностей подрядных организаций;

4) необходимо учитывать возможности

подъезда к участку в заданный период вре-

мени, а также выполнения ремонтных работ,

обусловленные особенностями природных

и климатических условий.

ОБОБЩЕННАЯ СХЕМА МЕТОДИКИ

Одним из выходных параметров методики

анализа технического состояния участков

ЛЧМГ является комплексный показатель

уровня опасности S, рассчитанный для

межкрановых участков, а также состав-

ляющих их 100-метровых участков. Этот

показатель агрегирует в себе результаты

как внутритрубной диагностики (ВТД), так

и анализа дополнительных факторов (ава-

рийность участка, показатели коррозионной

активности, типы грунтов, наличие дефектов

изоляционного покрытия, зон недозащиты

или перезащиты и т. д.). Комплексный пока-

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность24

затель уровня опасности – основной фактор,

определяющий приоритетность вывода

участка ЛЧМГ в ремонт, и основной входной

параметр для методики автоматизирован-

ного планирования капитальных ремонтов,

которая состоит из двух основных процедур:

• предварительная подготовка данных –

на основе результатов комплексного анализа

технического состояния, с учетом нормати-

вов и пользовательских предпочтений рас-

считываются атрибуты, характеризующие

участок ЛЧМГ;

• составление плана КР – для списка участ-

ков-кандидатов на включение в план КР

с учетом существующих ограничений и поль-

зовательских предпочтений производится

расстановка участков в календарный план.

ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ

ПОДГОТОВКА ДАННЫХ

Непосредственно перед процессом пла-

нирования необходимо произвести пред-

варительную подготовку данных, т. е. для

каждого межкранового участка определить

такие атрибуты, как перечень зон ремонта,

состав работ, сроки и стоимость ремонта.

Для каждого 100-метрового участка

рассчитан комплексный показатель уровня

опасности S. На основе этого показателя

выбирается необходимый вид ремонта:

S 0,27 – ремонт не нужен;

0,27 < S 0,63 – переизоляция;

S > 0,63 – замена труб.

Границы диапазонов получены на основе

требований СТО Газпром 2-2.3-292–2009

с применением функции Харрингтона с по-

ложительным ингредиентом.

После определения типа ремонта нахо-

дящиеся поблизости 100-метровые участки

объединяются в зоны с назначенным видом

ремонта. Участки необходимо объединять

по принципу выбора наихудшего состояния.

Соответственно наихудшему состоянию выби-

рается также и тип ремонта. Таким образом,

на выходе получаются перечень межкрановых

участков и перечень зон ремонта с заданным

типом ремонта по каждому участку.

Заданный плановый период разбивается

на ячейки по 1 / 3 месяца (декады), образуя,

таким образом, календарную сетку. С учетом

того, что одновременно можно выводить в ре-

монт заданное число межкрановых участков

N, сетка принимает следующий вид (рис. 1).

Графическое отображение числа ячеек,

занимаемое в календарной сетке межкра-

новыми участками, приведено на рис. 2.

Для каждого участка с учетом периодов

времени, когда на нем возможно проведение

ремонтных работ, формируется набор воз-

можных его расположений в сетке – периоды

возможного ремонта. Таким образом, со-

блюдаются ограничения подъезда к участку

в заданный период времени и выполнения

ремонтных работ, обусловленные особенно-

стями природных и климатических условий.

АЛГОРИТМЫ ПОСТРОЕНИЯ

ПЛАНОВ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ

В настоящее время разработано несколько

модификаций детерминированного алгорит-

ма построения плана капитальных ремонтов.

Рассмотрим наиболее эффективные из них:

• приоритет по времени (рис. 3);

• приоритет по состоянию (рис. 4).

Ввиду имеющихся ограничений любая

из этих модификаций может оказаться эф-

фективнее в той или иной ситуации. Для вы-

бора наиболее оптимального варианта плана

необходимо сопоставление планов, получен-

ных в результате работы каждого алгоритма.

После предварительной подготовки

исходных данных и определения атрибутов

межкрановых участков можно приступать

непосредственно к самой процедуре пла-

нирования. Исходя из постановки задачи

ставится многокритериальная задача опти-

мизации с ограничениями. Множество кри-

териев сводится к одной целевой функции:

F = w1R

1 + w

2R

2 + w

3R

3, (1)

где R1, R

2, R

3 – значения частных крите-

риев оптимизации (вычисляются по фор-

мулам (2)–(4);

w1, w

2, w

3 – веса частных критериев оп-

тимизации (назначаются экспертно; сумма

весов должна быть равна 1).

(2)

где K – число участков, вошедших в план

КР; M – общее число участков, требующих

ремонта; – протяженность зоны ремон-

Рис. 1. Календарная сетка для горизонта планирования, T = 1 год

Рис. 2. Графическое представление продолжительности ремонтов для участков ЛЧМГ, приведен-ное к размеру ячейки календарной сетки

25

та v на участке k; – комплексный пока-

затель уровня опасности зоны ремонта v

на участке k.

(3)

где K – число участков, вошедших в план

КР; ik – индекс участка k в календарной сетке;

I – общее число позиций в календарной сетке.

(4)

где V – объем газа, который необходи-

мо стравить при текущем варианте плана;

Vmax

– максимальный теоретический объем

стравливаемого газа (если стравливать газ

из каждого участка).

Алгоритм «Приоритет по времени»:

1) перечень выводимых в ремонт участ-

ков K сортируется по убыванию значения

комплексного показателя уровня опасности.

Таким образом, получается список межкра-

новых участков, где первый участок имеет

наивысший уровень опасности;

2) строки в календарной сетке сортиру-

ются по степени увеличения заполнения;

3) последовательно перебираются строки

в календарной сетке. Если строка заполнена,

то берется следующая. Если все строки плана

заполнены, то планирование прекращается;

4) берется межкрановый участок из списка;

5) осуществляется проверка достаточно-

сти бюджета для добавления межкранового

участка в план ремонта. Если бюджета не-

достаточно для добавления участка в план,

берется следующий участок;

6) осуществляется попытка добавления

очередного участка в план в период с первой

незанятой декады строки календарной сетки

по количество декад, требуемых на прове-

дение ремонта участка;

7) если межкрановый участок невозможно

добавить в строку календарной сетки, вы-

бирается следующий межкрановый участок

из списка и повторяются пункты 4–7. Если

были перебраны все межкрановые участки

и ни один не был добавлен в план, то первая

Рис. 3. Схема алгоритма «Приоритет по времени»

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность26

незанятая декада строки календарной сетки

помечается как незаполняемая, алгоритм

продолжается с пункта 2;

8) если межкрановый участок был до-

бавлен в план, то добавленный участок

удаляется из списка межкрановых участков

и пункты 2–8 повторяются до тех пор, пока

календарная сетка не будет заполнена.

Алгоритм «Приоритет по состоянию»:

1) перечень выводимых в ремонт

участков K сортируется по убыванию зна-

чения комплексного показателя уровня

опасности. Таким образом, получается

список межкрановых участков, где пер-

вый участок имеет наивысший уровень

опасности;

2) строки в календарной сетке сортиру-

ются по степени увеличения заполнения;

3) берется первый межкрановый участок

из списка;

4) осуществляется проверка достаточно-

сти остатка бюджета для добавления меж-

кранового участка в план ремонта. Если бюд-

жета недостаточно для добавления участка

Рис. 4. Схема алгоритма «Приоритет по состоянию»

27

в план, берется следующий межкрановый

участок, алгоритм повторяется с пункта 3;

5) последовательно перебираются

строки в календарной сетке. Для каждой

не полностью заполненной строки кален-

дарной сетки осуществляется попытка

добавления межкранового участка в план;

6) осуществляется поиск периода, в ко-

торый может быть установлен участок. По-

иск подходящего периода осуществляется

по следующим критериям:

• период проведения ремонта должен

начинаться как можно раньше;

• период и продолжительность ремонта

должны отвечать требованиям межкра-

нового участка;

• период проведения ремонта не дол-

жен пересекаться с уже добавленными

периодами ремонта других межкрановых

участков;

7) в случае невыполнения хотя бы одного

критерия участок не добавляется в текущую

строку. Если не все строки плана пере-

браны, то выбирается следующая строка,

и пункты 5–7 повторяются;

8) если межкрановый участок невозмож-

но добавить ни в одну из строк календарной

сетки, выбирается следующий межкрано-

вый участок из списка и повторяются пункты

4–8. Если были перебраны все межкра-

новые участки и ни один не был добавлен

в план, планирование прекращается;

9) если межкрановый участок был до-

бавлен в план, то он удаляется из списка

межкрановых участков, и пункты 2–9 по-

вторяются до тех пор, пока календарная

сетка не будет заполнена.

Рассмотренные алгоритмы позволяют

частично решить поставленную задачу

планирования. При этом для составления

эффективного плана ремонтных работ

не требуется большой вычислительной

мощности. Однако, используя детермини-

рованные алгоритмы, не всегда возможно

создать оптимальный план ремонтных

работ. Получение оптимального плана

возможно при помощи полного перебора

всех возможных вариантов, что требует

чрезвычайно больших вычислительных

мощностей в связи с высокой комбина-

торной сложностью поставленной задачи.

По этой причине необходимо проведение

дальнейших исследований для создания

оптимизированных методов построения

плана капитальных ремонтов.

УДК 622.691.4

Передовые технологии изоляции газопроводов в трассовых условияхС. Н. Макаров (ЗАО «ДЕЛАН»)

В последнее время появился ряд сообщений, касающихся технологий и материалов

для замены антикоррозионных покрытий при капитальном ремонте газопрово-

дов. В ОАО «Газпром» необходимость решения вопросов переизоляции, включая

технологию, материалы и оборудование, возникла в конце 90-х гг. прошлого века

из-за выявления значительного числа дефектов труб и высокой аварийности

газопроводов. В настоящей статье приведен анализ современных технологий

изоляции в трассовых условиях на основе битумно-полимерных мастик.

В2000 г. ОАО «Газпром» была принята

Комплексная программа проведения

научно-исследовательских и опыт-

но-промышленных работ «Разработка

конструкции защитных покрытий с при-

менением термопластичных материалов

и технологии их нанесения в трассовых

условиях при ремонте газопроводов боль-

шого диаметра в различных климатических

зонах». Программа предполагала привле-

чение отечественных производителей

материалов и оборудования для решения

поставленной задачи. В рамках этой Про-

граммы были сформулированы основные

технические требования к материалам

и технологическому оборудованию для пе-

реизоляции магистральных газопроводов

при капитальном ремонте.

Проведенный анализ существующих

материалов трассового нанесения пока-

зал, что в этих условиях возможны для

применения:

• полимерные липкие ленты. Однако

практический опыт их применения показал

целый ряд существенных недостатков при

строительстве и эксплуатации магистраль-

ных газопроводов;

• полиуретановые мастики, обеспечи-

вающие высокие свойства покрытий, для

отдельных марок, приближающиеся к за-

водской полиэтиленовой изоляции труб,

но имеющие целый ряд ограничений при

трассовом нанесении;

• битумные мастики. Существующие

в то время мастики отличались низкими

допустимыми температурами эксплуата-

ции, физико-механическими и защитными

характеристиками.

Исходя из экономических и технологиче-

ских показателей основным направлением

разработки материалов и технологии трас-

сового нанесения было принято создание

конструкций покрытий на основе модифи-

цированных битумных мастик. Применение

битумной изоляции газопровода Сара-

тов – Москва в 50-е гг. прошлого столетия

обеспечило надежную работу трубопровода

более 40 лет.

В части битумных материалов основные

требования сводились к следующему:

• разработке всесезонных мастик;

• обеспечению покрытием адгезионных

и защитных показателей при эксплуатаци-

онной температуре газопровода до 40 °С;

• ориентировочному сроку эксплуатации

покрытия около 20 лет.

К 2004 г. – началу принятия ОАО «Газпром»

Программы переизоляции магистральных

газопроводов – были разработаны и прошли

производственную проверку на предприя-

тиях Общества следующие конструкции

покрытий.

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность28

Для протяженной переизоляции

(горячий способ) – покрытие на основе

модифицированной битумно-полимерной

мастики «Транскор-Газ» (ЗАО «ДЕЛАН» –

Москва), наносимой по слою специальной

грунтовки, слою мастики, армированному

специально разработанной стеклосеткой

(ОАО «Стеклонит», г. Уфа) и полиэтиле-

новой защитной оберткой (ЗАО «Гефест-

Ростов», г. Ростов-на-Дону, ЗАО «Терма»,

г. Санкт-Петербург).

Для изоляции участков в северных

регионах – рулонный армированный

материал РАМ (ООО «КСИ», г. Москва),

наносимый по слою специальной грун-

товки и защищенный радиационно моди-

фицированной полиэтиленовой оберткой

(рис. 1, 2).

ОАО «Промтех-НН» (г. Нижний Новго-

род) был разработан и освоен в производ-

стве полный комплекс оборудования для

нанесения разработанных конструкций

покрытий в трассовых условиях и до-

полнительных устройств для вскрытия

газопроводов. Следует отметить, что

в разработанном ОАО «Промтех-НН»

оборудовании был применен новый метод

экструзионного нанесения мастик, что

обеспечивало равномерность толщины

покрытия. Эти разработки были отмечены

премиями ОАО «Газпром» и Государствен-

ной премией по науке и технике.

В настоящее время имеется почти де-

сятилетний опыт практического примене-

ния данных разработок при капитальном

ремонте газопроводов. Положительные

отзывы эксплуатирующих газотранспорт-

ных организаций, снижение аварийности

газопроводов в указанный период в 2 раза

свидетельствуют о высокой эффективности

принятых решений. Однако сегодня выяв-

ляются отдельные замечания к поведению

битумно-полимерных покрытий на основе

рулонного армированного материала РАМ

при его нанесении и эксплуатации. Анализ

замечаний представляет несомненный ин-

терес для устранения в дальнейшем причин

возникновения дефектов покрытия при

получении информации об условии нане-

сения и эксплуатации покрытий, измерений

их показателей.

В целом выявленные дефекты на основе

материала РАМ сводятся к следующим:

• пониженная адгезия покрытия при нане-

сении в условиях отрицательных температур

окружающей среды.

Причина – допустимая температура

окружающей среды при проведении ра-

бот по изоляции труб допускается не ниже

–20 °С. Перед нанесением труба должна

быть нагрета до 10–15 °С;

• низкие физико-химические и прочност-

ные свойства покрытия (явление хладоте-

кучести под нагрузкой).

Причина – материалы для покрытий

выпускаются по Техническим условиям

(ТУ), согласованным ОАО «Газпром», в них

заложены требования к физико-химиче-

ским и прочностным свойствам покрытия.

Отклонение от требований ТУ является за-

водским браком и должно выявляться при

проведении входного контроля материалов.

К сожалению, обсуждение этого вопроса

без конкретных величин показателей невоз-

можно. Для битумных мастик не проводится

испытание на хладотекучесть, оценивается

пенетрация покрытий;

• нестабильность качества покрытия при

периодических остановках изоляционной

машины (при переустановке рулонов).

Причина – в данном случае речь идет

о грубом нарушении технологии нанесения

покрытия или использовании неподходя-

щего оборудования;

• потеря сплошности покрытия в результа-

те растрескивания полиэтиленового слоя,

образование гофр и морщин вследствие

низкой устойчивости адгезионного слоя

к сдвигу.

Причина – растрескивание обертки

возможно, если вместо полиэтиленовой

ленты применялась лента ПВХ. Образова-

Рис. 1. Когезионный характер отрыва покрытия РАМ (при контрольном замере адгезии), нанесен-ного с соблюдением технологии

Рис. 2. Замер показателя адгезии методом отслаивания

29

ние морщин происходит при применении

в качестве обертки нерекомендованных

низкокачественных полиэтиленовых лент

или их низкого натяжения (или его отсут-

ствия) при намотке. Гофры и морщины пред-

полагают наличие пустот под покрытием

на поверхности металла, в случае рулонных

материалов такой эффект не наблюдается;

• низкая производительность нанесения

покрытия (3,5–4,0 м полезного прохода

машины до замены рулона).

Причина – материал РАМ разрабатывал-

ся для нанесения покрытия на локальные

участки газопровода, в том числе ручными

устройствами типа «беличье колесо». При

машинном нанесении, вероятно, сделать

процесс намотки непрерывным не полу-

чится из-за особенностей существующего

в нашей стране и мировой практике обо-

рудования;

• при нанесении покрытия РАМ в зимнее

время при низких температурах окружаю-

щего воздуха адгезия покрытия к трубе

формируется через 48–72 ч, а траншея

с трубопроводом засыпается, как пра-

вило, через 4–8 ч после изоляции. Таким

образом, под давлением грунта покрытие

нарушается.

Причина – величина измеряемой ад-

гезии (реальной) при отрицательных

температурах многократно превышает

ее значение при положительных, так что

сдвиг покрытия через 4–8 ч практически

невозможен. Нарушение сплошности

может происходить за счет механических

ударных нагрузок при засыпке газопрово-

да или применении фальсифицированных

грунтовок. Необходимость выдержки труб

с покрытием в течение 48–72 ч – это требо-

вание СНиП и другой регламентирующей

документации, которое, по нашему мне-

нию, должно быть пересмотрено;

• стекание мастики «Транскор-Газ» при

температуре 180 °С на нижнюю образую-

щую трубы. Неравномерность толщины.

Причина – максимальная температура

мастики при нанесении обычно составляет

не более 160 °С. Стекание (или разрыв слоя

мастики) возможно также при применении

грунтовки, многократно разбавленной ди-

зельным топливом (конденсатом). Не ре-

комендуется применять оборудование,

не сертифицированное для нанесения

битумно-полимерных мастик.

Как видно, причинами наблюдаемых де-

фектов адгезионного и физико-механиче-

ского характера конструкций армированных

битумно-полимерных покрытий в основном

являются нарушение технологии их нанесе-

ния, а также применение в некоторых случа-

ях контрафактных и фальсифицированных

материалов (мастика, грунтовка, обертка).

ООО «Газпромцентрремонт» ведет по-

стоянный мониторинг качества поставляе-

мых изоляционных материалов и в 2011–

2012 гг. – контроль объемов и движения

изоляционных материалов. Применение

фальсифицированных грунтовок может

привести к снижению и изменению харак-

тера адгезии покрытия уже через несколько

лет эксплуатации.

Более высокие технические характе-

ристики изоляционных покрытий обеспе-

чиваются применением полиуретановых

мастик, которые нашли широкое примене-

ние в ОАО «Газпром». Первое практическое

применение полиуретановых покрытий

(«Протегол 32-10») было на компрессорных

станциях ОАО «Газпром» в 1982 г. В 1990 г.

началось применение японской полиуре-

тановой мастики Frucs-1000, в 1995 г. была

разработана отечественная полиуретано-

вая мастика «Биурс». В настоящее время

при капитальном ремонте компрессор-

ных станций применяются различные

полиуретановые мастики отечественного

и импортного производства, отвечающие

техническим требованиям ОАО «Газпром».

Для изоляции сварных стыков подводного

участка газопровода Бованенково – Ухта

была применена полиуретановая мастика

«Протегол 62-55» по технологии, разра-

ботанной ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Все

заводы – производители соединительных

деталей и запорной арматуры выпускают

свою продукцию с полиуретановыми покры-

тиями, наносимыми в заводских условиях

по ТУ, согласованным ОАО «Газпром».

Таким образом, ОАО «Газпром» имеет

большой опыт применения полиуретановых

материалов и технологии их нанесения,

которая была использована при выборе

направления в разработке покрытий для пе-

реизоляции магистральных газопроводов.

Безусловно, покрытия на основе по-

лиуретановых мастик значительно пре-

восходят битумно-полимерные. Однако

они должны наноситься на поверхность

труб с качеством подготовки не ниже Sa2

и определенной шероховатостью, т. е. уров-

нем заводской дробеметной очистки труб.

Применение полиуретановых мастик воз-

можно при температуре окружающей среды

не ниже 5–10 °С и относительной влажности

воздуха не более 80 %, что затрудняет его

масштабное применение в условиях Севера.

Для механизированного нанесения требу-

ются специальное, достаточно сложное обо-

рудование и расходные материалы для его

обслуживания. Толщина нанесенного слоя

покрытия должна обеспечивать ударную

стойкость для транспортировки и засыпки

смонтированных участков газопроводов

и, кроме того, гарантировать целый ряд

защитных показателей, в том числе стой-

кость к катодному отслаиванию. В связи

с этим заявление о том, что эти материалы

могут наноситься толщиной 0,4–1,0 мм,

крайне сомнительно и не может относиться

к подземным газопроводам, защищенным,

кроме того, средствами ЭХЗ.

В связи с вышеизложенным в настоящее

время основная задача по повышению ка-

чества покрытий для переизоляции газо-

проводов состоит в разработке следующих

мер контроля:

• соблюдение технологии их нанесения;

• обучение и сертификация исполнителей

работ – имеются в виду операторы по на-

несению покрытий;

• жесткий контроль за поставкой мате-

риалов;

• выявление случаев контрафактных поста-

вок и фальсифицированных материалов;

• разработка мер по недопущению к нане-

сению покрытий подрядчиков, не выполняю-

щих в должной мере вышеперечисленные

условия.

В заключение хотелось бы отметить, что

любое самое надежное покрытие не реали-

зует заложенные в нем высокие показатели,

если не соблюдается требуемая технология

его нанесения.

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность30

УДК 622.691.4.004.67

Анализ и выбор методов ремонта магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Сургут»М. Н. Мосягин, В. В. Вагнер (ООО «Газпром трансгаз Сургут»)

Магистральные газопроводы, эксплуатируемые в течение длительного времени,

характеризуются высокой степенью физического износа. Совокупная потреб-

ность газотранспортных обществ ОАО «Газпром» в ремонте оборудования, как

правило, превышает возможности финансирования ремонтных мероприятий.

В этих условиях важное значение приобретает возможность обоснованной рас-

становки приоритетов при выполнении мероприятий по обеспечению надежности,

разработанных на основе диагностики фактического состояния оборудования.

В данной статье рассмотрены подходы ООО «Газпром трансгаз Сургут» к прове-

дению диагностических работ и выбору методов капитального ремонта линейной

части магистральных газопроводов (ЛЧМГ).

ООО «Газпром трансгаз Сургут» осуще-

ствляет свою деятельность на территории

Ямало-Ненецкого, Ханты-Мансийского

автономных округов и Тюменской обл.,

эксплуатируя 6 471,029 км газопроводов

в однониточном исчислении, в том числе

магистральных газопроводов – 4213, 3 км.

Основными газопроводами, эксплуати-

руемыми в границах ООО «Газпром трансгаз

Сургут», являются:

• МГ Комсомольское – Сургут – Челябинск;

• МГ Уренгой – Челябинск;

• МГ Заполярное – Уренгой (1–5-я нитки);

• МГ СРТО – Омск.

Более 65 % трассы газопроводов проло-

жено по болотам, обводненным участкам,

включающим множество малых водотоков,

рек, ручьев и озерно-болотных комплексов.

Этот факт предъявляет особые требования

к организации эксплуатации и капитального

ремонта (КР) ЛЧМГ.

Распределение газопроводов по воз-

растной структуре приведено на рис. 1.

Общая протяженность газопроводов,

эксплуатируемых ООО «Газпром транс-

газ Сургут», возрастает от года к году.

В 2007–2011 гг. их общая протяженность

увеличилась на 232 км.

Газотранспортная система ООО «Газпром

трансгаз Сургут» работает в напряженном

режиме транспортировки газа, загрузка

в зимний период (октябрь – март) достига-

ет более 100 % по отношению к проектной

загрузке (рис. 2).

Основные виды диагностики линей-

ной части магистральных газопроводов,

применяемые ООО «Газпром трансгаз

Сургут» в соответствии со СТО Газпром

2–2.3–095–2007, включают: внутритруб-

ную дефектоскопию (ВТД) магистральных

газопроводов и подводных переходов; ком-

плексную оценку и прогноз технического

состояния газопроводов, обследование

газопроводов-отводов, подводных и воз-

душных переходов, а также переходов под

авто- и железными дорогами; мониторинг

русловых процессов; техническую инспек-

цию и диагностику газораспределительных

станций; электрометрические обследования

газопроводов и пр.

В соответствии с нормативными тре-

бованиями ВТД участков линейной части

магистральных газопроводов проводится

не реже 1 раза в пять лет. Протяженность

участков, обследованных при проведении

ВТД за 2007–2011 гг., приведена на рис. 3.

За рассматриваемый период проведена

диагностика всех участков ЛЧ, техниче-

ски готовых к проведению ВТД. Снижение

объемов ВТД в 2011 г. объясняется тем, что

лимиты, выделенные на диагностику газо-

проводов, были распределены на другие

виды обследования, а именно – обследова-

ние газопроводов-отводов, технологических

перемычек, подводных переходов и т. д.,

при этом общий лимит средств остался

неизменным.

Распределение выявленных дефектов

типа коррозионного растрескивания под

напряжением (КРН) приведено на рис. 4.

Сравнительно небольшое число дефектов

КРН, выявленных в 2008–2009 гг., объясня-

ется тем, что в данный период проводилось

ВТД на участках, не подверженных коррози-

онному растрескиванию под напряжением

(северное плечо ЛЧ ООО «Газпром трансгаз

Сургут» – КС-00 Ново-Уренгойская – КС-2

Ортьягунская), а также по МГ СРТО – Омск,

период эксплуатации которого 23 года.

Следует отметить, что все выявленные

дефекты КРН устраняются ООО «Газпром

трансгаз Сургут» в оперативном порядке.

Анализ аварийности на газопроводах,

эксплуатируемых Обществом, показывает,

что начиная с 1995 г. основной причиной

аварий на ЛЧМГ являются дефекты КРН.

Участки, подверженные КРН, – центральная

и южная часть трассы ЛЧМГ ООО «Газпром

трансгаз Сургут», от КС-3 Аганская до КС-11

Богандинская.

С учетом большого числа опасных де-

фектов, таких как язвенная коррозия и КРН,

в ООО «Газпром трансгаз Сургут» был

разработан Регламент по обследованию

31

магистральных газопроводов и газопрово-

дов-отводов с дефектами, выявленными при

внутритрубной дефектоскопии. Регламент

предусматривает следующий порядок дей-

ствий специалистов Общества:

1) при получении предварительного от-

чета ВТД специалистами инженерно-техни-

ческого центра (ИТЦ) Общества отбираются

наиболее опасные дефекты для проведения

первоочередного обследования в шурфах;

2) специалистами ЛПУ и ИТЦ с участием

представителей специализированной орга-

низации, проводившей ВТД, выполняются

обследования в шурфах;

3) на основании данных обследований

в шурфах специализированная организация

выдает уточненный полный отчет ВТД, на ос-

новании которого, в свою очередь, осуще-

ствляется планирование ремонтных работ.

В настоящее время объемы финансиро-

вания, выделяемые ООО «Газпром трансгаз

Сургут» на проведение ВТД, достаточны для

проведения обследований с периодично-

стью 1 раз в пять лет. Согласно требованиям

нормативной документации на участках,

подверженных КРН, необходимо сократить

периодичность проведения ВТД минимум

до трех лет.

С учетом опыта проведения ВТД с 2000

по 2011 г. с последующей организацией

работ по устранению дефектов можно сде-

лать вывод о том, что при проведении ВТД

с периодичностью 1 раз в три года вероят-

ность возникновения аварий на ЛЧМГ будет

сведена к минимуму. Авторы считают целе-

сообразным для обеспечения безаварий-

ной работы и поддержания необходимого

уровня надежности ЛЧМГ на газопроводах,

технически готовых к проведению ВТД, при

наличии на них стресс-коррозионных

дефектов, а также выявленных значимых

коррозионных повреждений сократить пе-

риодичность проведения ВТД до трех лет.

При сравнительно небольшом уве-

личении затрат на осуществление ВТД

относительно общего объема средств

на капитальный ремонт основных фондов

финансирование диагностики МГ 1 раз

в три года может быть реализовано пере-

распределением средств между другими

видами и объектами капитального ремонта,

технического обслуживания и диагностики.

Планирование ремонтных работ на участ-

ках ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут»

осуществляется по результатам опреде-

ления показателя технического состояния

участков РВТД

. На основании расчета РВТД

выполняется ранжирование участков по тех-

ническому состоянию, и в ремонт выводятся

наиболее опасные участки. Как показывают

расчеты, наиболее высоким показателем

РВТД

обладают участки трассы от выхода

КС-3 Аганская до входа КС-10 Ярковская,

на которых в основном и производятся ре-

монтные работы.

За период 2008–2012 гг. распределение

объемов средств на капитальный ремонт

ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут»

следующее:

• замена участков с дефектными труба-

ми – 56 %;

• переизоляция газопроводов – 26 %;

• ремонт дефектов по результатам ВТД – 5 %;

• капитальный ремонт подводных пере-

ходов – 5 %;

• капитальный ремонт ГРС – 2 %;

• прочие работы – 6 %.

До 2004 г. ремонт МГ ООО «Газпром

трансгаз Сургут» выполнялся выборочно.

Устранялись только наиболее опасные

стресс-коррозионные и коррозионные

дефекты, которые влияли на ограниче-

ние рабочего давления. С 2004 г. наряду

с выборочным ремонтом выполняется

переизоляция участков МГ в соответствии

с Программой по ремонту изоляционных

покрытий магистральных газопроводов

ОАО «Газпром» на 2004–2010 гг., а так-

же в соответствии с Программой ком-

плексного капитального ремонта ЛЧМГ

ОАО «Газпром» на 2011–2015 гг. Объем

выполненных ремонтных работ КР ЛЧМГ,

в том числе участков с заменой труб, при-

веден на рис. 5.

Снижение физических объемов ремонта

в 2011 г. объясняется уменьшением объе-

ма средств, выделяемых ООО «Газпром

трансгаз Сургут» на проведение КР ЛЧ,

а также увеличением стоимости материалов,

в том числе трубы, пригрузов и т. д.

В настоящее время для ремонта МГ

ООО «Газпром трансгаз Сургут» применя-

ются три основных метода:

• выборочный ремонт участков МГ с вырез-

кой опасных дефектов или установкой муфт;

– Более 30 лет

– От 20 до 30 лет

– От 1 года до 10 лет

73 %

13 %

14 %

Рис. 1. Распределение МГ по возрастной структуре

Рис. 2. Загрузка МГ (в %) по отношению к проектной в зимнее время

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность32

• переизоляция участков МГ с вырезкой

опасных дефектов и заменой дефектных

труб;

• замена труб на участке МГ.

Для всех представленных методов ремон-

та необходимо отметить следующее: участ-

ки выводились в ремонт по согласованию

с Центральным производственно-диспет-

черским департаментом (ЦПДД), учитывая

напряженный режим транспортировки газа

с начала марта до наступления весеннего

паводка (т. е. до середины апреля).

Рассмотрим преимущества и недостат-

ки методов ремонта, применяемых на МГ

ООО «Газпром трансгаз Сургут».

Недостатком выборочного ремонта

магистрального газопровода является то,

что, устраняя опасные дефекты, на опреде-

ленный срок мы оставляем менее опасные,

которые в конечном счете необходимо ли-

квидировать в связи с их продолжающимся

ростом. При этом повторно возникают за-

траты на восстановление вдольтрассовых

проездов и монтажных площадок.

Относительно метода выборочного ре-

монта дефектов с установкой ремонтно-

стеклопластиковых муфт (РСМ) необходимо

отметить следующее.

Согласно СТО Газпром 2-3.5-454–2010

«Правила эксплуатации магистральных

газопроводов», раздел 16.1.9 «Порядок

организации и проведения работ повышен-

ной опасности»:

• • при наличии (по результатам ВТД) не-

сквозных коррозионных или других повре-

ждений тела трубы (гофры, механические

повреждения и т. п.) глубиной до 30 %

от толщины стенки трубы давление в га-

зопроводе снижают не менее чем на 30 %

от разрешенного рабочего давления на этом

участке, вскрытие шурфа выполняют только

вручную (п. 16.1.9.25);

• • при наличии (по результатам ВТД) трещи-

ноподобных дефектов, несквозных коррози-

онных или других повреждений тела трубы

(гофры, механические повреждения и т. п.)

глубиной свыше 30 % от толщины стенки

трубы давление снижают до атмосферного

(п. 16.1.9.26).

В то же время согласно СТО Газпром

2-2.3-335–2009 «Инструкция по ремонту

дефектных участков трубопроводов стек-

лопластиковыми муфтами с резьбовой

затяжкой», внутреннее давление среды

в трубопроводе при установке РСМ – от ат-

мосферного до рабочего (п. 5.1).

В связи с вышеизложенным необхо-

димо отметить следующее: выборочный

ремонт методом установки РСМ актуален

для ремонтных работ, проводимых без

стравливания газа. В случае снижения

давления в газопроводе до атмосферно-

го целесообразнее вырезать опасные де-

фекты. А так как для выборочного ремонта

дефектов методом установки РСМ, как

правило, выбираются одиночные дефек-

ты небольшой протяженности и глубиной

более 30 % от толщины стенки трубы, не-

обходимо пересмотреть требования НТД,

иначе ремонт методом установки РСМ

теряет смысл. Второй метод – переизоля-

ции – позволяет устранить все выявленные

Рис. 3. Протяженность участков (в км), обследованных при проведении ВТД в 2007–2011 гг.

Рис. 4. Число обнаруженных дефектов КРН

Рис. 5. Объем КР МГ по годам

33

дефекты по результатам ВТД, однако для

его реализации необходимо выводить уча-

сток магистрального газопровода между

линейными кранами в ремонт на достаточно

длительный период.

По расчетам, выполненным в 2007 г.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ», с учетом числа

дефектов, выявленных при ВТД, необходи-

мое время для переизоляции участка дли-

ной 25–30 км составляет от 86 до 95 дней.

Расчет времени на переизоляцию вы-

полнен при условии работы на участке двух

изолировочных комплексов. При увеличе-

нии числа комплексов на участке МГ будет

нарушена технология производства работ

из-за стесненных условий и болотистой

местности.

Второй существенный недостаток метода

переизоляции – большой процент отбраков-

ки труб по данным наружного обследования

по дефектам, не выявленным ВТД.

Данные по капитальному ремонту мето-

дом переизоляции, проведенному в 2008–

2009 гг., приведены в таблице.

Следует отметить, что участки были

выведены в капитальный ремонт мето-

дом переизоляции. По результатам от-

браковки (множественные дефекты КРН,

не обнаруженные при проведении ВТД),

а также ввиду ограниченного периода

времени, когда возможно проведение КР,

было принято решение о полной замене

дефектных труб.

Необходимо отметить, что на всех выше-

перечисленных участках в ходе проведения

капитального ремонта методом переизо-

ляции было вырезано практически 100 %

кольцевых сварных стыков. В этом случае

трудозатраты на сварочно-монтажные ра-

боты при капитальном ремонте методом

переизоляции превышают трудозатраты

на ремонт методом замены трубы ввиду

большого объема работ по подготовке

кромок сварных соединений.

Исходя из вышеизложенного, можно

сделать вывод: капитальный ремонт мето-

дом переизоляции наиболее эффективен

на участках ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз

Сургут», не подверженных КРН, а именно

«северное» плечо трассы – КС-00 Ново-

Уренгойская – КС-2 Ортьягунская.

Третий метод – полная замена труб

на участке. Это наиболее затратный метод

с точки зрения экономики, но наиболее

эффективный с точки зрения повышения

надежности и минимального времени

на остановку газопровода от 3 до 5 суток

в зависимости от участка (необходимо толь-

ко для подключения заменяемого участка).

Отметим особенности проведения ре-

монтных работ на МГ ООО «Газпром транс-

газ Сургут»:

• напряженный режим транспортировки

газа в зимнее время;

• ограничение времени на проведение ре-

монта (начало – март, конец – наступление

весеннего паводка);

• заболоченность и обводненность участков

магистрального газопровода, выводимых

в ремонт;

• возможность проведения работ только

в зимний период после намораживания

вдольтрассового проезда (до начала ве-

сеннего паводка).

С учетом факторов, определяющих ме-

тоды ремонта и периодичность диагностики

ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут», ав-

торы считают целесообразным:

1) увеличить объемы средств, выделяе-

мых на диагностику газопроводов, с учетом

проведения ВТД с периодичностью 1 раз

в три года, на всех участках ЛЧМГ ООО «Газ-

пром трансгаз Сургут»;

2) основным методом капитального ре-

монта ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут»

необходимо определить замену труб с по-

вторным использованием демонтированных

и отбракованных труб;

3) пересмотреть требования НТД к ре-

монтным работам, выполняемым без

стравливания газа, иначе ремонт методом

установки РСМ теряет смысл;

4) в Регламенте технического обслужи-

вания и ремонта объектов ОАО «Газпром»

(утвержден Приказом от 10 октября 2008 г.

№ 251) не отражены порядок и сроки прове-

дения конкурентных закупок. Для своевре-

менного выполнения Комплексной програм-

мы капитального ремонта линейной части

магистральных газопроводов ОАО «Газпром»

на 2011–2015 гг. (и последующих программ)

необходимо актуализировать действующий

регламент:

установить сроки проведения конкурсных

процедур по выбору подрядчика на производ-

ство работ по капитальному ремонту объектов

магистральных газопроводов до 1 сентября

года, предшествующего планируемому;

выбирать одного подрядчика на весь

период проведения комплекса работ по ка-

питальному ремонту объектов ЛЧМГ.

Участок Протяженность участка, км

Год ВТД Год капиталь-ного ремонта

Длина заменяемых труб, км

План Факт

МГ Комсомольское – Сургут – Челябинск, 1194–1236 км, Тоболь-ское ЛПУМГ

41,2 2007 2010–2011 5 25,86

МГ Комсомольское – Сургут – Челябинск, 897–929 км, Самсоновское ЛПУМГ

31,9 2008 2010–2011 2,5 11,3

МГ Комсомольское – Сургут – Челябинск, 700–728 км, Сургутское ЛПУМГ

28,4 2006 2010–2011 2,6 9,7

МГ Уренгой –Челябинск, 700–728 км, Сургутское ЛПУМГ

28,4 2006 2008–2009 1,3 1,8

Данные о проведении капитального ремонта в 2008–2011 гг.

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность34

УДК 621.643

Критерий определения необходимости проведения ремонта коррозионного дефектаД. В. Кондратьев (НПЦ «Техдиагаз» филиал ДК «Укртрансгаз»)

Один из наиболее распространенных дефектов на магистральных газопро-

водах – дефекты коррозии. Они проявляются выносом металла по площади

и глубине тела трубы, иначе говоря, приводят к уменьшению толщины стенки

газопровода. В результате происходит потеря газопроводом механической

прочности (разрыв) или герметичности (образование свищей). Число данных

дефектов на участках между компрессорными станциями (80–120 км) до-

стигает десятков тысяч. Проведение ремонта всех коррозионных дефектов,

обнаруженных при диагностическом контроле, экономически неоправданно,

поэтому в настоящее время проводится оценка их влияния на работоспособность

и надежность газопровода (степень опасности дефекта) согласно действую-

щим нормам [1–3]. На основе этих оценок принимается решение о методе их

ремонта (устранения) [4].

В работе [2] для оценки коррозионных

дефектов помимо других критериев

используются:

• условный коэффициент сравнения Кум

;

• оценочный коэффициент ремонта ERF.

Различие данных критериев заключается

в их расчетах: Кум

рассчитывается на основе

предела прочности п металла трубы, а оце-

ночный коэффициент ремонта – на основе

предела текучести т металла.

Следует отметить, что ERF не теряет

своего оценочного смысла только при

значении максимального допустимого

рабочего давления меньше теоретического

расчетного проектного давления [5]. В ином

случае он лишь информационен, так как

его значение становится независимым

от давления в газопроводе.

С учетом этого Кум

является более уни-

версальным. Однако в связи с тем, что

допустимые напряжения в произвольном

случае ограничиваются значениями, при-

ближенными к границе текучести, Кум

более

консервативен, чем ERF.

В случае когда ERF теряет свои оценоч-

ные качества, решением может являться

критерий, который будет учитывать как

предел прочности материала трубы, так

и предел текучести.

КРИТЕРИЙ НЕОБХОДИМОСТИ

ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТА

КОРРОЗИОННОГО ДЕФЕКТА

Граничное значение, определяющее необ-

ходимость проведения ремонта, и формула

определения Кум

следующие [2, 3]:

(1)

где В – параметр, который характеризует

параметры трубопровода и условия его

эксплуатации, мм; L – длина дефекта, мм;

– относительная глубина дефекта;

– глубина дефекта, мм; t – толщина стенки

трубы, мм.

В свою очередь, для ERF граничное

значение и формула для его определения

выглядят как [2, 5]:

(2)

где p – максимальное допустимое рабочее

давление, МПа; ps – максимальное без-

опасное давление для корродированного

участка трубопровода, МПа.

Запишем (1) в следующем виде:

Получим систему неравенств:

(3)

Согласно свойствам неравенств выра-

жение (3) можно представить в следую-

щем виде:

(4)

Максимальное безопасное давление для

корродированного участка трубопровода,

согласно [3]:

(5)

где pd – теоритическое расчетное проект-

ное давление, МПа; А – параметр, который

учитывает геометрические размеры корро-

зионного дефекта.

Теоритическое расчетное проектное

давление определяется по формуле [3]:

(6)

где т – предел текучести металла трубы,

МПа; t – толщина стенки трубы, мм; D –

наружный диаметр трубопровода, мм;

F – проектный коэффициент (F = 0,72); Е –

коэффициент продольного сварного шва

(в данном случае Е = 1); Т – температурный

коэффициент (в данном случае Т = 1).

С учетом формул (5) и (6) выражение (4)

запишем в следующем виде:

(7)

Преобразуем (7):

35

(8)

Параметр B, характеризующий параме-

тры трубопровода и условия его эксплуата-

ции, определяется следующим образом [2]:

где п – предел прочности металла трубы,

МПа; m – коэффициент условия работы тру-

бопровода; k1 – коэффициент надежности

по материалу; kн – коэффициент надежности

по назначению; n – коэффициент надежно-

сти по нагрузке.

Параметр A зависит от геометрических

размеров дефекта и определяется следую-

щим образом:

• при

• при

АПРОБАЦИЯ

ПОЛУЧЕННОГО КРИТЕРИЯ

Апробирование критерия проведем

на магистральном газопроводе III категории

с наружным диаметром D = 1420 мм и тол-

щиной стенки t = 15,7 мм. Максимально

допустимое рабочее давление p = 7,4 МПа.

Газопровод изготовлен из стали Х70 (т =

= 441,3 МПа; п = 588,7 МПа). Коэффициент

надежности по материалу k1 = 1,34.

Проведем проверку оценки коррозион-

ного дефекта на адекватность с использо-

ванием ERF:

= 7,03 МПа.

Поскольку p > pd (7,4 МПа > 7,03 МПа),

как говорилось выше, ERF имеет лишь

информационное значение и для оценки

коррозионного дефекта является некор-

ректным. Поэтому в данном случае следует

использовать предложенный выше критерий.

Проведем вспомогательные расчеты.

Таким образом, формула оценки корро-

зионного дефекта для данного магистраль-

ного газопровода имеет следующий вид:

В качестве примера произведем оценку

трех коррозионных дефектов. Геометриче-

ские параметры и результаты оценки данных

дефектов представлены в таблице (ширина

дефектов не указана, так как в процессе

оценки не используется).

Как видно из таблицы, рассматриваемый

критерий оценки коррозионного дефек-

та учитывает оценки степени опасности,

полученные как по Кум

, так и по ERF. При

этом в случае, когда Кум

оценивает дефект

как допустимый и не требующий ремонта

(см. дефект 2 таблицы), а использование

ERF некорректно, полученный критерий

может отбраковать дефект.

Список литературы

1. ДСТУ-Н Б В.2.3-21–2008. Настанова визначення

залишкової міцності магістральних трубопроводів з

дефектами. – [Діючий від 20.08.2008]. – К. : МРР та

БУ, 2008. – 91 с.

2. Положение об анализе результатов внутритруб-

ной диагностики магистральных газопроводов ДК

«Укртрансгаз» и организации выполнения ремонт-

ных работ по устранению дефектов [Действующее

от 16.12.2009]. – К. : ДК «Укртрансгаз», 2009. – 31 с.

3. Методика оценки технического состояния труб га-

зопровода с длительным сроком эксплуатации и его

остаточного ресурса [Действующая от 15.12.2003]. –

К. : ДК «Укртрансгаз», 2002. – 72 с.

4. ГБН В.3.1-00013741-12:2011. Магістральні газо-

проводи. Ремонт дуговим зварюванням в умовах

експлуатації. – [Діючийвід 09.06.2011] – К. : МЕ та

ВПУ, 2011. – 152 с.

5. B 31G. Руководство по определению окончательного

ресурса корродированного трубопровода: дополнение

к стандарту ASME B 31 для напорных трубопроводов,

опубл. ASME International. – American Society of Me-

chanical Engineers, 1991. – 55 p.

Результаты оценки коррозионных дефектов

Параметр Номер дефекта

1 2 3

Длина дефекта L, мм 600 370 150

Относительная глубина 0,25 0,28 0,22

16,15 6,14 1,01

Кум/оценка 0,782/требуется ремонт 1,132/допустимый 3,554/допустимый

ERF по RSTRENG (случай 1)/оценка* 0,982/требуется ремонт 1,040/требуется ремонт 0,917/допустимый

ERF по RSTRENG (случай 2)/оценка* 0,961/требуется ремонт 1,005/требуется ремонт 0,907/допустимый

ERF по RSTRENG (случай 3)/оценка* 1,042/требуется ремонт 1,032/требуется ремонт 0,949/допустимый

ERF по ASME B31G/оценка* 1,042/требуется ремонт 1,032/требуется ремонт 0,949/допустимый

ERF по DNV часть Б/оценка 1,040/требуется ремонт 1,009/требуется ремонт 0,900/допустимый

/оценка0,595/требуется ремонт 0,909/требуется ремонт 3,308/допустимый

* ERF носит лишь информационный характер.

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность36

УДК 622.691.4

Оценка достоверности применения феррозондового контроля при поиске дефектов КРНВ. И. Акимов, Р. Г. Байдавлетов (ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Уфа»)

В работе предпринята попытка дать оценку достоверности выявления дефектов

типа коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) по сетке трещин

и глубине распространения методом феррозондового контроля. Актуальность

оценки определена, с одной стороны, применением данного метода контроля

для поиска дефектов КРН подрядными диагностическими организациями

в совокупности с другими методами диагностики, а также постоянным ростом

данных дефектов на газопроводах, отработавших более 25 лет, с другой сторо-

ны – необходимостью повышения выявляемости на ранней стадии развития,

особенно при выполнении обследований в периоды капитальных ремонтов

с переизоляцией газопроводов, поскольку это влияет на их последующую без-

опасную эксплуатацию.

Одними из направлений по обеспе-

чению надежной работы газотранс-

портной системы являются поиск

и устранение дефектов типа КРН, сопро-

вождающих магистральные газопроводы

линейной части (ЛЧ) и технологические

трубопроводы компрессорных станций (КС)

с большим сроком эксплуатации.

Согласно СТО Газпром 22.3-173–2007

«Инструкция по комплексному обследо-

ванию и диагностике МГ, подверженных

коррозионному растрескиванию под на-

пряжением» поиск стресс-коррозионных

дефектов на поверхности трубы произ-

водится с помощью магнитных и магни-

тоферрозондовых средств контроля.

В соответствии с другим источником –

СТО Газпром 2-2.3-219–2008 «Инструкция

по применению феррозондового контроля

элементов сосудов, работающих под дав-

лением» – феррозондовый контроль (ФЗК)

обеспечивает выявление поверхностных

трещин с шириной раскрытия не менее

0,1 мм, глубиной – не менее 0,1 мм, дли-

ной – не менее 3 мм.

Особенностью дефектов КРН является

то, что они сопровождаются не одиноч-

ными трещинами, а сеткой трещин. По-

скольку ширина раскрытия трещин дефек-

тов типа КРН может быть менее 0,1 мм,

а актуальность выявления КРН на ранних

стадиях зарождения и развития вызвана

повышением числа данных дефектов

в последние годы, оценка достоверности

проведения диагностики методом ФЗК

востребована. Данный метод контроля

для поиска стресс-коррозии использо-

вался на объектах ОАО «Газпром» с 2005 г.

достаточно широко в связи с тем, что

другие методы оперативного контроля

не обеспечивали сопоставимой скорости

диагностики.

Для оценки достоверности выявления де-

фектов КРН были проведены исследования

феррозондовым методом контроля образ-

цов с искусственными дефектами, а также

темплетов с дефектами КРН, вырезанных

с газопроводов. Измерения проводились

при помощи оборудования и приборов,

представленных на рис. 1.

4

5

1

2

3

Рис. 1. Оборудование и приборы для диагностики КРН:1 – дефектоскоп магнитоизмерительный феррозондовый комбинированный Ф-205.30А; 2 – образцы с ис-кусственными дефектами глубиной 0,5 мм и 3,0 мм ИА8.896.034; 3 – вихретоковый дефектоскоп ВД-12НМФ; 4 – образец с искусственным дефектом глубиной 2 мм из комплекта дефектоскопа ВИД-345; 5 – темплеты с дефектами КРН

37

Согласно Методике феррозондового

контроля стыковых сварных соединений тех-

нологических трубопроводов и оборудова-

ния «высокой» стороны КС феррозондовый

дефектоскоп Ф-205.30А обеспечивает вы-

явление поверхностных трещин с шириной

раскрытия не менее 0,002 мм и глубиной

не менее 0,1 мм, длиной не менее 2 мм при

тангенциальной составляющей напряжен-

ности магнитного поля не менее 100 А / м.

Значение градиента напряженности маг-

нитного поля 20 000 А / м2 и более свиде-

тельствует о наличии трещиноподобного

дефекта глубиной более 3 мм.

ОБСЛЕДОВАНИЕ ОБРАЗЦА

ИА8.896.034 ГЛУБИНОЙ

ДЕФЕКТА 0,5 ММ, ШИРИНОЙ

РАСКРЫТИЯ 0,1 ММ

Тангенциальная составляющая напря-

женности магнитного поля составила

145 А / м. Пороговое значение уровня гра-

диента – 5500 А / м2. Значение градиента

напряженности магнитного поля на безде-

фектном участке составило 1800–5200 А / м2.

Значение градиента напряженности маг-

нитного поля над дефектом составило

4600–6200 А / м2.

ОБСЛЕДОВАНИЕ ОБРАЗЦА

ИА8.896.034 ГЛУБИНОЙ ДЕФЕКТА

3 ММ, ШИРИНОЙ РАСКРЫТИЯ 0,1 ММ

Тангенциальная составляющая напря-

женности магнитного поля составила

160 А / м. Пороговое значение уровня гра-

диента – 5500 А / м2. Значение градиента

напряженности магнитного поля на безде-

фектном участке составило 3300–6200 А / м2.

Значение градиента напряженности маг-

нитного поля над дефектом составило

7800–9800 А / м2.

ОБСЛЕДОВАНИЕ ОБРАЗЦА

ИЗ КОМПЛЕКТА ВИД-345 ГЛУБИНОЙ

2 ММ, ШИРИНОЙ РАСКРЫТИЯ 0,1 ММ

Тангенциальная составляющая напряжен-

ности магнитного поля составила 107 А / м.

Пороговое значение уровня градиента –

5500 А / м2. Значение градиента напря-

женности магнитного поля на бездефект-

ном участке составило 5400–16100 А / м2.

Значение градиента напряженности маг-

нитного поля над дефектом составило

13 200–25 200 А / м2.

ОБСЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЛЕТА

С ДЕФЕКТАМИ КРН, ГЛУБИНОЙ

ДЕФЕКТОВ ОКОЛО 0,7 ММ,

ШИРИНОЙ РАСКРЫТИЯ

ОКОЛО 0,05 ММ

Тангенциальная составляющая напря-

женности магнитного поля составила

129 А / м. Пороговое значение уровня гра-

диента – 5500 А / м2. Значение градиента

напряженности магнитного поля на безде-

фектном участке составило 1800–6200 А / м2.

Значение градиента напряженности маг-

нитного поля над дефектами составило

3200–7400 А / м2.

ОБСЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЛЕТА

С ДЕФЕКТАМИ КРН, ГЛУБИНОЙ

ДЕФЕКТОВ ОКОЛО 0,7 ММ,

ШИРИНОЙ РАСКРЫТИЯ

ОКОЛО 0,05 ММ

Тангенциальная составляющая напря-

женности магнитного поля составила

138 А / м. Пороговое значение уровня гра-

диента – 5500 А / м2. Значение градиента

напряженности магнитного поля на безде-

фектном участке составило 1200–5800 А / м2.

Значение градиента напряженности маг-

нитного поля над дефектами составило

4400–6300 А / м2.

Все данные по выполненным замерам

занесены в таблицу. Построены графиче-

ские зависимости градиента магнитного

поля от глубины дефектов КРН (рис. 2).

Как видно из таблицы, представлен-

ные образцы обеспечили выполнение

контроля дефектов глубиной до 0,5; 2,0;

3,0 мм, а темплеты – до 0,7 мм. Ширина

раскрытия трещин на образцах соответ-

ствовала 0,1 мм, на темплетах – 0,05 мм.

На графике (см. рис. 2) обследования об-

разцов и темплетов видно, что граничная

зона выявления дефектов соответствует

значениям по глубине 0,5–0,7 мм и в не-

которых случаях совпадает по значению

с бездефектной областью.

Уверенное отличие значений градиента

напряженности магнитного поля бездефект-

ного участка и участков с дефектами КРН

начинается с 1,5–2,0 мм и более по глу-

бине. Такое распределение выявленных

зависимостей показывает, что применение

ФЗК для поиска дефектов КРН ограничено

параметром глубины 1,5–2,0 мм. Поэтому

использованный для обследования ферро-

зондовый прибор Ф-205.30А, обеспечиваю-

щий выполнение ФЗК, возможно приме-

нять для выявления КРН только в случаях

Рис. 2. Графические зависимости градиента магнитного поля от глубины дефектов КРН:1 и 2 – среднее значение градиента, соответственно, над дефектом и на бездефектном участке; 3 и 4 – мини-мальное значение градиента, соответственно, над дефектом и на бездефектном участке

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность38

с глубиной дефектов более 2 мм и шириной

раскрытия более 0,05 мм.

Таким образом, использование мето-

да ФЗК для поиска стресс-коррозионных

дефектов ограничено по своим возможно-

стям. С учетом большого числа дефектов

КРН с глубиной до 1,0 мм, выявляемых при

капитальном ремонте на магистральных

газопроводах ЛЧ и технологических тру-

бопроводах КС, данный метод контроля

не рекомендуется к применению. Иначе

трубопроводы с дефектами КРН менее

1,5–2,0 мм будут допущены в эксплуатацию,

что не позволит обеспечить в последующем

безопасную работу объектов газотранс-

портной системы.

Для исключения подобных ситуаций

ОАО «Газпром» направило в газотранс-

портные предприятия Информационное

письмо ОАО «Газпром» от 9 июня 2011 г.

№ ИП-1287-11-11 с разъяснением поло-

жений п. 4.5 СТО Газпром 2-2.3-407–2009

«Инструкция по отбраковке и ремонту

технологических трубопроводов газа ком-

прессорных станций». В указанном письме

сообщается, что для поиска стресс-корро-

зионных дефектов необходимо обеспечить

вихретоковый контроль всей поверхности

трубы, а также проводить магнитопорошко-

вый контроль всей зоны вдоль заводского

шва на расстоянии около 100 м в обе сто-

роны в качестве специальной технологии.

Вихретоковый метод контроля является

на сегодняшний день самым эффектив-

ным по производительности, поэтому он

рекомендован и при обследовании маги-

стральных газопроводов ЛЧ наряду с ис-

пользованием других дублирующих методов

контроля. Так, в настоящее время существу-

ют сканер-дефектоскопы, обеспечивающие

электромагнитный метод ультразвукового

контроля и позволяющие выявлять трещи-

ноподобные дефекты. В любом случае, при

принятии решения об использовании того

или иного метода контроля специалистам

необходимо обращать внимание на раз-

решающую способность применяемого

оборудования и граничные параметры

выявляемых трещиноподобных дефектов.

Применение данных рекомендаций в со-

ответствии с Информационным письмом

ОАО «Газпром» позволит обеспечить наи-

большую степень выявления дефектов КРН

при капитальном ремонте на магистральных

газопроводах ЛЧ и технологических трубо-

проводах КС, а значит, и их последующую

безопасную эксплуатацию.

Значения опытных данных при обследовании образцов с дефектами КРН

Образец Глубина дефекта, мм

Раскрытие дефекта, мм

Напряженность магнитного поля, А/м

Значение градиента на бездефектном участке, А/м2

Среднее значение градиента на бездефектном участке, А/м2

Значение градиента над дефектом, А/м2

Среднее значение градиента над дефектом, А/м2

ИА8.896.034 0,5 0,10 145 1800–5200 3500 4600–6200 5400ИА8.896.034 3,0 0,10 160 3300–6200 4750 7800–9800 8800Темплет с КРН 0,7 0,05 129 1800–6200 4000 3200–7400 5300Темплет с КРН 0,7 0,05 138 1200–5800 3500 4400–6300 5350Из комплекта ВИД-345 2,0 0,10 107 5400–16 100 10750 13 200–25 200 19 200

Отбраковку труб с внутренними расслоениями стенок выполняют на основе требований к положению и размерам дефек-

тов, возникающих при производстве труб. Опыт эксплуатации объектов транспорта нефти и газа показывает, что такой

подход оправдан при сооружении или реконструкции объектов, но нерационален в тех случаях, когда объект уже находится

в работе, особенно в течение длительного периода времени. Вследствие того, что используемые нормы выбраковки труб

с внутренними расслоениями стенки не учитывают опасность дефектов при эксплуатации, некоторые элементы, подлежащие

удалению, могут быть работоспособными. Для оценки работоспособности трубного элемента с внутренними расслоениями

стенок необходимо иметь эксплуатационные критерии отбраковки, которые позволяют учесть опасность имеющихся дефектов

для конкретной рассматриваемой конструкции. Поэтому тема диссертации А. В. Комарова «Оценка работоспособности

нефтегазопроводов с внутренними расслоениями стенок труб» является актуальной.

В диссертационной работе установлено, что циклическое изменение внутреннего давления вызывает развитие внутренних

расслоений в стенке трубы.

Теоретические и экспериментальные результаты, полученные в работе, были использованы филиалом ООО «Газпром

ВНИИГАЗ» в г. Ухта при разработке рекомендаций по оценке работоспособности трубных элементов, имеющих внутренние

расслоения стенки.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета

Внутреннее расслоение стенок труб нефтегазопроводов

39

УДК 622.691.4

Оценка целостности и риска аварий региональных газопроводовВ. А. Субботин, С. А. Холодков, Ю. Н. Мальцев, А. В. Безбородников (ООО «Газпром трансгаз Самара»)

Оценка целостности газопровода представляет собой совокупность расчетных и эксперт-

ных оценок, направленных на проверку соответствия фактического и прогнозируемого

состояния требованиям прочности и устойчивости, приведенным в нормативной доку-

ментации. Вопрос поддержания целостности актуален для региональных газопроводов

и газопроводов-отводов, на которых невозможно или нецелесообразно проведение вну-

тритрубной дефектоскопии (ВТД). Для этой группы газопроводов назначается комплексное

обследование, очередность и приоритет которого определяются по ожидаемой вероятности

аварии с учетом региональной значимости газопровода и возможности резервирования

транспорта газа. Проблема оценки и определения приоритета усиливается отсутствием

показателей и критериев, характеризующих способность газопровода выполнять заданные

функции и удовлетворяющих требованиям его исправного работоспособного состояния.

Критерием соответствия газопро-

вода установленным требованиям

принимается показатель состояния

из отраслевого документа [1], регламенти-

рующего правила определения технического

состояния газопроводов по результатам

ВТД. Документ декларирует показатель

PВТД

, характеризующий участок газопровода

по поврежденности от потери металла стенки

трубы и дефектов геометрии, аномалий свар-

ных кольцевых соединений, повышенного

уровня напряжений и переменных нагрузок.

В зависимости от величины показателя ре-

комендуются мероприятия по поддержанию

работоспособности газопровода.

Методика оценки целостности газопро-

водов, не оборудованных стационарными

или временными камерами приема-запуска

очистных устройств, основана на интегра-

ционных принципах конъюнкции факторов

повреждения для получения критерия

оценки [2] и экспертного сопоставления

его численного значения с показателем

состояния газопровода-аналога [3].

В качестве аналога принят газопровод-

отвод протяженностью 34 км, 1973 г. ввода

в эксплуатацию, диаметр труб – 320 мм,

на котором в 2007 г. выполнено комплексное

обследование, а в 2010 г. проведена ВТД.

По материалам технического диагно-

стирования (ТД), в состав которого наряду

с наземными методами входило обследова-

ние в контрольных шурфах, плотность труб

с коррозией глубиной более 15 % от толщи-

ны стенки Dcor

составила 15,4 шт / км, коль-

цевых швов с недопустимыми дефектами

Dш

– 7,7 шт / км. Параметры рассчитыва-

лись исходя из количества обнаруженных

коррозионных повреждений и дефектных

кольцевых швов. Общее число контрольных

шурфов составило 37 шт. Недопустимые де-

фекты кольцевых швов обнаружены в трех

шурфах, коррозия – на шести трубах.

Показатели дефектности кольцевых

швов и коррозионного состояния, опреде-

ленные по данным ВТД, свидетельствуют

об их идентичности значениям комплексного

обследования. Так, Kcor

составила 11,7 шт / км,

аномалий кольцевых швов Kш

– 20,9 шт / км.

Методика оценки основана на принци-

пах сложения факторов в значениях ин-

теграционных параметров, рассчитанных

для газопровода-аналога по данным ВТД

и материалам ТД. Вводятся параметры

KВТД

и KТД

, величина которых определяется

суммой дифференциальных показателей

дефектности, т. е. плотности повреждений:

KВТД

= Kcor

+ Kш

, (1)

KТД

= Dcor

+ Dш

. (2)

Интеграционные параметры связаны

между собой, так как относятся к одному

газопроводу. Различие их состоит в том, что

они получены по материалам принципиально

различающихся способов дефектоскопии.

Связь описывается линейным уравнением

KВТД

= 1,411KТД

. (3)

Полученная зависимость позволяет

оценить любой газопровод без данных ВТД

при наличии результатов ТД с репрезента-

тивным количеством контрольных шурфов.

Согласно оценке технического состояния

в соответствии с отраслевым документом

[1] показатель PВТД

для газопровода-анало-

га составляет 0,192. Показатель состояния

из-за идентичности природы поврежденности

газопроводов должен находиться в корреля-

ции с интеграционным параметром KВТД

. Эта

связь установлена по результатам аналитиче-

ской обработки параметров плотности дефек-

тов потери металла Kcor

, аномалий кольцевых

швов Kш

и рассчитанных показателей PВТД

для

газопроводов с проведенной ВТД. Массив

обработанных участков с диаметром труб

320–1420 мм составил 87 шт. В результате

получена зависимость (рисунок), которая

может быть описана линейным уравнением.

Разброс значений по шкале PВТД

обусловлен

многофакторностью показателя состояния;

часть факторов, например дефекты гео-

метрии, уровень нагрузок и напряжений,

из методики исключены. В то же время ин-

теграционный параметр KВТД

зависит лишь

от наличия на газопроводе коррозионных

повреждений и дефектов кольцевых швов. Од-

нако значение коэффициента детерминации

0,68 свидетельствует о высоком приближении

аппроксимирующей функции:

PВТД

= 0,00591KВТД

. (4)

Наличие связи между дифференциаль-

ными параметрами Kcor

и Kш

с показателем

технического состояния PВТД

, рассчитанным

по рангам опасности дефектов, имеет

практическую значимость и в методике

используется при определении приоритет-

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность40

ных участков для планирования ремонтных

работ. По шкале PВТД

из отраслевого стан-

дарта [1] для рекомендуемых мероприятий

по поддержанию работоспособного состоя-

ния газопроводов устанавливаются границы

ранжирования в зависимости от значений

интеграционного параметра KТД

с учетом

весового коэффициента, полученного

по материалам ТД.

В целях установления аналогии со стан-

дартом [1] и для применения единой оце-

ночной шкалы в методике вводится понятие

эквивалентного PВТД экв

, величина которого

рассчитывается по формуле

PВТД экв

= 0,008(Dcor

+ Dш

). (5)

Из величины эквивалентного показателя

технического состояния газопровода-ана-

лога (PВТД

= 0,192) следует, что газопровод

требует проведения работ по ремонту

изоляционного покрытия с частичной за-

меной труб.

Периодичность и очередность ТД регио-

нальных газопроводов и газопроводов-отво-

дов определяются отраслевым стандартом

[2] с учетом локальной интенсивности отка-

зов. Комплексному обследованию подлежат

газопроводы, отработавшие более 5 лет

в зонах с высокой коррозионной опасностью

и эксплуатирующиеся более 10 лет незави-

симо от условий эксплуатации. Очередное

обследование назначается специализиро-

ванной организацией, проводившей ТД,

не более чем через 5 лет. Данная периодич-

ность обследования не всегда оправданна

с точки зрения фактического технического

состояния газопровода. Поэтому оконча-

тельные сроки должны определяться исходя

из идентификации опасностей и оценки

риска аварий газопроводов, не прошедших

своевременного обследования.

Значения интенсивности отказов рас-

считываются в соответствии с отраслевым

документом [4] по статистике инцидентов

и результатам экспертных оценок. Учиты-

ваются конструктивно-технические особен-

ности газопровода, условия строительства,

эксплуатации и текущего технического со-

стояния. При анализе риска определяются

возможные причины аварии и выделяются

наиболее опасные для потенциальных

реципиентов участки трассы. В оценке

ожидаемых частот возникновения аварии

принимаются во внимание статистические

данные по авариям и влияние на вероят-

ность нарушения целостности газопровода

таких факторов, как природно-климати-

ческие условия, возрастные параметры

и антропогенные воздействия.

Время безаварийной эксплуатации

газопровода, которое приравнивается

к сроку очередного обследования, рассчи-

тывается с вероятностью 0,95. В оценке

интенсивности отказов используются та-

кие группы риска, как коррозия и дефекты

кольцевых швов, внешние и природные

воздействия, состояние изоляционного

покрытия и имевшие место утечки газа.

Каждая группа риска имеет свои факторы

влияния с весовыми коэффициентами

и балльными оценками.

Анализ состояния 72 газопроводов-отво-

дов, имеющих результаты ТД, и выполненные

расчеты времени безаварийной эксплуатации

показали, что 54 % газопроводов имеют срок

очередного обследования через 5–10 лет

и лишь 29 % – менее чем через 5 лет. Часть

газопроводов (17 %) может эксплуатиро-

ваться без комплексного обследования бо-

лее 10 лет. Важно отметить, что возрастной

фактор не имеет превалирующего влияния

на время безаварийной эксплуатации. Основ-

ную роль играют коррозионные повреждения

и недопустимые дефекты кольцевых свар-

ных соединений. Безусловно, газопроводы

со сроком очередного обследования менее

чем через 5 лет требуют компенсационных

мер, которые за счет управления техническим

состоянием увеличивают срок безаварийной

эксплуатации. По оценочному критерию

PВТД экв

они имеют приоритет в назначении

ремонтных мероприятий.

Таким образом, разработанная методика

оценки целостности региональных газопрово-

дов и газопроводов-отводов по материалам

комплексного обследования с использова-

нием интеграционных параметров, рассчи-

танных по плотности дефектов, позволяет

получить численные критерии назначения

ремонтных мероприятий. Эквивалентный

показатель технического состояния явля-

ется оценочным параметром, практическая

ценность которого заключается в возмож-

ности применения в ограниченном объеме

диагностической информации и простоте

расчета. Выполненный анализ и оценка

риска показывают, что время безаварийной

эксплуатации значительной части газопро-

водов-отводов превышает срок очередного

ТД, устанавливаемый в настоящее время

специализированными организациями.

Список литературы

1. СТО Газпром 22.3-292–2009. Правила определения

технического состояния магистральных газопроводов

по результатам внутритрубной инспекции. – М. : Газпром

экспо, 2009. – 27 с.

2. СТО Газпром 22.3-095–2007. Методические указания

по диагностическому обследованию линейной части маги-

стральных газопроводов. – М. : ИРЦ Газпром, 2007. – 67 с.

3. СТО Газпром 2-2.3-361–2009. Руководство по оценке

и прогнозу коррозионного состояния линейной части маги-

стральных газопроводов. – М. : Газпром экспо, 2010. – 35 с.

4. СТО Газпром 2-2.3-351–2009. Методические указания

по проведению анализа риска для опасных производственных

объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром». –

М. : Газпром экспо, 2009. – 377 с.

Зависимость показателя состояния от интеграционного параметра, рассчитанного по плотности дефектов

41

УДК 622.691.4

Комплексная оценка технического состояния линейной части газопроводов по результатам диагностирования и предремонтное обследованиеА. В. Захаров, И. И. Велиюлин, А. Д. Решетников, А. Н. Попов, А. Н. Горшков,

Д. К. Мигунов (ОАО «Оргэнергогаз»)

В статье приведены подходы к планированию капитального ремонта газопро-

водов. Авторы предлагают, в рамках ОАО «Газпром», комплексную оценку

данных диагностики в целях разработки предложений для включения в план

капитального ремонта линейной части газопроводов.

В целях обеспечения надежного

и безопасного функционирования

системы магистральных газопрово-

дов в ОАО «Газпром» разработан комплекс

плановых мероприятий, в котором важное

место занимает система технического об-

служивания линейной части магистральных

газопроводов (ЛЧМГ), включающая сле-

дующие работы:

• диагностические обследования различ-

ными методами;

• комплексный анализ результатов и ран-

жирование газопроводов (участков газо-

проводов) по показателям дефектности;

• предремонтное обследование и разра-

ботку рекомендаций по методам и срокам

ремонтных работ.

Основным методом диагностического

обследования линейной части является

внутритрубная диагностика (ВТД), которая

позволяет получить информацию о состоя-

нии металла стенки на всем протяжении

газопровода и является в настоящее время

наиболее информативным методом.

Однако в составе газотранспортной

системы ОАО «Газпром» эксплуатируются

газопроводы, на которых по конструктив-

ным особенностям невозможно проведение

ВТД. Такие газопроводы составляют около

40 % (64 тыс. км), а с учетом перемычек,

резервных ниток, лупингов и др. – 46 %

(75 тыс. км) от общей протяженности га-

зотранспортной системы. В основном это

региональные и распределительные газо-

проводы и газопроводы-отводы со сроком

эксплуатации 25 и более лет. Для их диа-

гностирования применяются бесконтактные

наземные обследования, позволяющие

обнаружить потенциально опасные локаль-

ные зоны. Затем проводятся ранжирование

зон по степени взаимовлияния негативных

факторов и уточнение в них фактического

состояния металла труб при обследовании

контактными методами в шурфах.

Технология диагностирования участков

газопроводов, не подготовленных к ВТД,

включает набор бесконтактных (назем-

ных) методов, позволяющих наиболее

полно оценить влияние всех негативных

факторов, действующих на газопровод.

При этом для каждой обследованной точ-

ки оценивается влияние данных факторов

с помощью коэффициента коррозионной

опасности в соответствии с СТО Газпром

2-2.3-095–2007 «Методические указания

по диагностическому обследованию ЛЧМГ».

К основным факторам негативного

воздействия относятся коррозионные

повреждения, стресс-коррозия, коррози-

онная активность грунтов, действующие

механические напряжения, усталость ме-

талла, дефекты изоляции, отказы системы

противокоррозионной защиты, наличие

блуждающих токов, подземные и поверх-

ностные водотоки, непроектное положение

газопровода.

Определение и локализация интервалов

трубопровода, подверженных воздействию

указанных факторов, осуществляются в хо-

де диагностического обследования трассы

газопровода комплексом дистанционных

методов, в состав которых входят геоде-

зическое позиционирование трассы газо-

провода, детальное электрометрическое

обследование (выявление зон повреждения

изоляционного покрытия, защищенность,

наличие блуждающих токов, коррозионная

активность грунтов и др.), магнитометриче-

ский метод выявления зон механических на-

пряжений. Диагностическое обследование

выполняется по всей трассе газопровода

с шагом 5–20 м. Метод требует высокой

инженерной подготовки и опыта проведения

данных работ, позволяет определять участ-

ки трубопровода, наиболее подверженные

коррозионному воздействию.

Весовые коэффициенты факторов опре-

деляются на основе статистических данных

и экспертных оценок для газопроводов,

проходящих в различных климатических зо-

нах и имеющих различные конструктивные

особенности. По результатам бесконтакт-

ной наземной диагностики газопроводов

проводится ранжирование локальных зон

по степени дефектообразования.

Кроме этого, при оценке технического

состояния учитываются результаты специа-

лизированных обследований подводных пе-

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность42

реходов, переходов через авто- и железные

дороги, наземных переходов, системы ЭХЗ,

трубопроводов в зоне интенсивных внеш-

них механических воздействий (оползни,

сели и др.).

На рис. 1 в качестве примера приведены

результаты комплексного бесконтактного

обследования участка газопровода.

На участках совместного воздействия

нескольких негативных факторов вероят-

ность дефектообразования наиболее ве-

лика. Таким образом, совместный анализ

данных, полученных при различных видах

бесконтактного обследования, позволяет

выявить места для вскрытия шурфов в це-

лях определения фактического состояния

металла, что в совокупности с технологи-

ческими ограничениями и техническими

параметрами газопровода даст возмож-

ность выбрать оптимальный метод капи-

тального ремонта.

Для оценки технического состояния

и ранжирования газопроводов, обследо-

ванных ВТД, используется информация,

непрерывно собираемая в базу данных

(БД) в рамках корпоративной информаци-

онно-аналитической системы «Инфотех»

(результаты внутритрубных обследований,

нормативно-справочные данные по ЛЧМГ).

Единые критерии оценки технического

состояния достигаются при использова-

нии алгоритмов расчетов, основанных

на утвержденной нормативно-технической

документации. Актуальность информации

БД «Инфотех» поддерживается в газо-

транспортных обществах ответственными

исполнителями в соответствии с регламен-

том ведения БД.

При выполнении аналитических рас-

четов используются результаты внутри-

трубных диагностических обследований,

данные по параметрам стали трубы и усло-

виям эксплуатации МГ из справочников

нормативной информации, хранящихся

в ИСТС «Инфотех».

Комплексный анализ газопроводов,

обследованных ВТД, включает оценку

плотности распределения дефектов ме-

талла трубы, распределение труб по рангу

опасности, рассчитанному по СТО Газпром

2-2.3-292–2009 «Правила определения

технического состояния магистральных

газопроводов по результатам внутритруб-

ной инспекции» (рис. 2).

В результате определяются локальные

зоны с высокой скоростью образования кор-

розионных дефектов, оценивается общая

динамика их образования, а сопоставление

данных повторных пропусков (при условии

использования однотипных внутритрубных

снарядов) по каждому обнаруженному де-

фекту позволяет количественно оценить

скорость роста коррозионных дефектов.

В совокупности приведенное выше по-

зволяет планировать корректирующие

мероприятия и выполнять ранжирование

газопровода по межкрановым участкам

в зависимости от их реального техническо-

го состояния. В случае принятия решения

о выводе участка газопровода в ремонт

необходимо выполнить предремонтное

обследование объектов в соответствии

с Регламентом комплексной оценки техни-

ческого состояния участков газопроводов

для планирования ремонтных работ в це-

лях прогнозирования объема замены труб

и уточнения объемов выборочного ремонта

по результатам ВТД.

При определении перечня необходимых

мероприятий по обеспечению безопасной

эксплуатации в обязательном порядке

учитываются стоимостные показатели.

В настоящее время разработан алгоритм

расчетов, основанный на Методических

рекомендациях по определению пока-

зателя приоритетности вывода участков

ЛЧМГ в капитальный ремонт и Р Газпром

Рис. 2. Распределение труб по рангу опасности (DN 1220, ВТД 2011 г.):1 – линейный кран (ЛК); 2 и 3 – среднее число дефектных труб на 1 км, соответственно, на всем участке и по участкам между кранами; КЗ, КП – камера, соответственно, запуска, приема устройств ВТД

Рис. 1. Результаты диагностических работ и график коэффициента склонности к дефектообра-зованию К

деф

43

2-2.3-401–2009 «Оптимизация диагно-

стического обследования и поддержания

работоспособного состояния ЛЧ МГ» с ис-

пользованием данных, хранящихся в корпо-

ративной БД, позволяющих интегрировать

расчет в ИСТС «Инфотех».

На основе рассчитанного комплексного

показателя технического состояния для

межкранового участка с учетом стоимост-

ных показателей (стоимость локального

и сплошного ремонта, возможный ущерб

от аварий и их последствий, стоимость

диагностического обследования) выпол-

няется расчет вероятности отказов при

различных видах проводимых мероприятий

на линейной части в течение пяти следую-

щих лет. В результате выбираются меро-

приятия (методы ремонта), позволяющие

минимизировать затраты при наименьшей

вероятности отказа.

В рамках выполнения работ по формиро-

ванию (корректировке) планов капитального

ремонта газопроводов разрабатывается

технико-экономическое обоснование, про-

водимое в следующей последовательности:

• сбор, обработка и анализ необходимой

информации о техническом состоянии

участков газопроводов, предполагаемых

к ремонту (результаты ВТД, наземных

и приборных обследований в контрольных

шурфах);

• ранжирование участков газопроводов

по степени опасности дефектов на основе

расчета показателя приоритетности в со-

ответствии с требованиями нормативно-

технической документации, действующей

в ОАО «Газпром»;

• определение оптимальных методов

капитального ремонта газопроводов в за-

висимости от конкретных условий произ-

водства работ;

• оценка объемов и стоимости работ по ка-

питальному ремонту;

• разработка предложений для включения

в план капитального ремонта дочерних

обществ.

Обобщенный анализ данных ВТД, на-

земных и приборных обследований в кон-

трольных шурфах позволяет наиболее полно

использовать информацию, характери-

зующую техническое состояние участков

газопроводов, и оптимизировать распре-

деление финансовых средств, выделяемых

на техническое обслуживание и ремонт

объектов транспорта газа.

УДК 622.691.4

Причины возникновения трещиноподобных дефектов на газопроводахА.Е. Зорин (ОАО «Оргэнергогаз»)

В статье проведен анализ причин аварий на газопроводах с учетом данных

о характере их нагружения и приведены результаты экспериментальных ис-

следований, позволяющие установить основную причину трещинообразования

на газопроводах. Предложена новая конструкция образцов для проведения

механических испытаний металла трубопроводов.

Существующая в настоящее время

методология оценки надежности

газопроводов базируется на сло-

жившемся представлении о статичности

действующих на них эксплуатационных

нагрузок. В результате в основе проекти-

рования, определения сроков безопасной

эксплуатации различных участков газо-

проводов, допустимости различных видов

дефектов, анализа целесообразности вы-

вода газопроводов в ремонт лежит запас

прочности различных зон рассматриваемого

участка газопровода относительно проект-

ного давления [1–3].

Анализируя в первом приближении

статистику отказов газопроводов (рис. 1),

кажется, что такой подход себя оправдывает.

Основной причиной подавляющего числа

аварий и предшествующего им трещинооб-

разования, исходя из актов расследований,

является исчерпание запаса прочности

металла газопровода либо в зонах воздей-

ствия на него коррозионно-активной среды,

либо в зонах дефектов, пропущенных при

изготовлении труб.

Однако проведенные в ЭАЦ «Оргрем-

дигаз» ОАО «Оргэнергогаз» исследования

показывают, что проблема возникновения

трещиноподобных дефектов как на линей-

ной части МГ, так и на технологических тру-

бопроводах КС представляется несколько

шире, и связана она не в последнюю очередь

с характером нагружения газопроводов.

На рис. 2 приведены результаты изме-

рения с помощью тензодатчиков кольце-

вых деформаций труб при эксплуатации

магистрального газопровода [4]. Из гра-

фика видно, что в процессе эксплуатации

газопровод подвергается воздействию

нестационарного нагружения, связанного

Рис. 1. Данные об авариях на магистраль-ных газопроводах ОАО «Газпром» за период с 1991 г., связанных с дефектами и повре-ждениями труб (из рассмотрения исключены аварии, вызванные случайными и умышлен-ными повреждениями техногенного происхо-ждения):1 – стресс-коррозия (КРН); 2 – брак заводского изго-товления труб; 3 – наружная коррозия (без учета КРН); 4 – внутренняя коррозия и эрозия; 5 – усталостные повреждения

21,8 % (2)

13,2 % (3)

2,6 % (4) 0,4 %

(5)62,0 %

(1)

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность44

в основном с неустановившимся режимом

транспорта газа. Данный вид нагружения,

как известно, оказывает крайне негативное

влияние на состояние металла, вызывая

накопление металлом поврежденности и,

как следствие, зарождение усталостных

трещин, и на развитие имеющихся трещин.

Степень влияния данного фактора на воз-

никновение и развитие трещиноподобных

дефектов на газопроводах можно оценить,

проанализировав более детально ста-

тистику отказов, приведенную на рис. 1.

В частности, рассмотрим группу аварий

по причине брака заводского изготовле-

ния труб (рис. 3). Аварии в данной группе

происходили на газопроводах в возрасте

в среднем от 15 до 30 лет, а образование

трещин, предшествующих разрушению,

в актах расследований объяснялось в ос-

новном дефектами технологии изготовления

проката труб и дефектами, пропущенными

при проведении сварочных работ [5].

Однако, принимая статичность нагрузок,

действующих на газопровод, и руковод-

ствуясь положениями механики разру-

шения, зарождение и развитие трещин,

даже от присутствующих концентраторов

напряжений, может быть объяснено только

существенным повышением внутреннего

давления в газопроводе, а этого зафикси-

ровано не было [6]. Очевидно, что в таком

случае зарождение и развитие трещин

от рассматриваемой группы дефектов имеет

усталостный механизм. То есть подобные

дефекты являются лишь концентраторами

напряжений, в которых происходит преиму-

щественное накопление металлом уста-

лостной поврежденности, что в конечном

счете приводит к зарождению в металле

усталостных трещин. Такой подход объяс-

няет и возникновение стресс-коррозионных

дефектов по наиболее распространенному

механизму межкристаллитной коррозии:

коррозионная среда формирует первичные

концентраторы напряжений, в зоне которых

металл под действием нестационарных

нагрузок исчерпывает свой ресурс, след-

ствием чего является образование трещин.

Для наглядного подтверждения реа-

лизации на газопроводах предложенного

механизма зарождения усталостных тре-

щин от концентраторов напряжений были

проведены исследования дислокационной

структуры металла газопровода, поскольку

накопление металлом усталостной повре-

жденности характеризуется эволюцией его

дислокационной структуры.

Исследования производились посред-

ством электронной микроскопии металла

на трех различных образцах: образец 1 –

из трубы стали 17Г1С, DN 1200, находящейся

в аварийном запасе; образец 2 – из трубы

стали 17Г1С, DN 1200, после 21 года экс-

плуатации; образец 3 – из той же трубы, что

и образец 2, но вырезанный из металла под

коррозионной каверной диаметром 40 мм

и глубиной 25 % толщины стенки.

Для проведения электронной микроско-

пии использовался микроскоп JEM 200CX

с ускоряющим напряжением 120 кВ. Заго-

товки в виде пластинок толщиной пример-

но 0,3 мм вырезались электроэрозионным

способом параллельно наружной поверхно-

сти металла с расстояния от поверхности

примерно 0,1 мм, а также с шагом в 2 мм

по всей толщине образцов. Далее образцы

механически утонялись до толщины при-

мерно 0,1 мм и окончательно утонялись

методом электролитической полировки

в стандартном для материалов на основе

железа электролите.

Результаты исследований приведены

на рис. 4. Дислокационная структура образ-

ца 1 характеризуется наличием одиночных

дислокаций низкой плотности и отсутствием

их скоплений (рис. 4, а). Данная структура

наблюдается по всей толщине образца.

Дислокационная структура поверхности

образцов 2 и 3 представляет собой псев-

доячеистые формирования, состоящие

из практически бездефектных участков

размером примерно 0,3–0,5 мкм и сте-

нок (дислокационных скоплений высокой

Рис. 2. Запись значений кольцевых деформаций труб при эксплуатации МГ Моздок – Кази-магомед

Рис. 3. Структура аварийности газопроводов по причине брака заводского изготовления труб

45

плотности) толщиной в 2–3 раза меньшей

(рис. 4, в). Однако на поверхности образ-

ца 2 встречаются также участки с меньшей

плотностью дислокаций и меньшей выра-

женностью ячеистой структуры (рис. 4, б),

которые по мере отдаления от наруж-

ной поверхности начинают преобладать.

На поверхности образца 3 такие участки

не наблюдаются, и даже по мере отдаления

от наружной поверхности дислокационная

структура, приведенная на рис. 4, в, явля-

ется доминирующей.

Полученные результаты однозначно

свидетельствуют о кардинальных изме-

нениях, произошедших в дислокационной

структуре металла газопровода в процессе

его эксплуатации. Причем безотносительно

того, в течение какого времени газопровод

эксплуатировался с коррозионной кавер-

ной, можно говорить о том, что изменения

дислокационной структуры металла под

дефектом еще более ярко выражены.

Таким образом, результаты эксперимен-

та подтверждают, что тот уровень и характер

нагрузок, которые воспринимает газопро-

вод в процессе эксплуатации, являются

достаточными для того, чтобы в его метал-

ле происходило накопление усталостных

повреждений, в первую очередь в зонах

концентрации напряжений. Данный факт

говорит о том, что нестационарное нагруже-

ние газопроводов является в той или иной

степени причиной зарождения и развития

любых трещиноподобных дефектов (в том

числе и стресс-коррозионных), а значит,

данный фактор обязательно должен учи-

тываться при оценке и прогнозировании

технического состояния газопровода.

В связи с этим важным вопросом является

установление срока безопасной эксплуата-

ции трубопровода, подверженного неста-

ционарному нагружению, в особенности

в зонах концентрации напряжений.

В настоящее время существует много

методик, позволяющих по существующим

данным об истории нагружения трубопро-

вода оценить накопленную им поврежден-

ность, а следовательно, определить его

остаточный ресурс. Однако у всех данных

методик есть один существенный недо-

статок. Для определения уровня вносимой

поврежденности за каждый цикл нагружения

используются усталостные кривые, полу-

ченные либо расчетным путем, либо путем

стандартных испытаний на выносливость,

которые заключаются в испытаниях тонкого

цилиндрического образца на одноосное

осесимметричное растяжение-сжатие. Дан-

ный подход изначально вносит существен-

ные погрешности в получаемый результат,

поскольку стандартные испытания не мо-

делируют напряженно-деформированное

состояние эксплуатируемого трубопровода

и не могут быть использованы при оценке

его ресурсных возможностей.

Для решения данной проблемы предла-

гается использовать для усталостных испы-

таний образцы специально разработанной

конструкции (рис. 5).

Конструктивно образец представляет

собой два сегмента металла трубы длиной

в кольцевом направлении примерно 300 мм,

шириной не менее шести толщин трубы.

К обеим сторонам вырезанных сегментов

привариваются металлические пластины

толщиной не менее суммарной толщины

сегментов для обеспечения захвата образца

губками испытательной машины. В полость

между сегментами внатяг устанавливается

специально изготавливаемая вставка, точно

повторяющая внутренний контур сегмен-

тов. Материал вставки должен обладать

минимальными упругими и пластическими

свойствами, например закаленная на мар-

тенсит сталь, чтобы создавать при растяже-

нии эффект нагружения центральной части

образца внутренним давлением.

Благодаря данной конструкции появля-

ется возможность при испытании на одно-

осное растяжение-сжатие моделировать

в центральной части образца двухосное

Рис. 5. Схематичное изображение конструкции образца:1 – металлические пластины; 2 – сегменты трубы; 3 – специальная вставка

а б в

Рис. 4. Дислокационная структура исследованных образцов (увеличение х30 000):а – дислокационная структура образца 1 (характерна по всей толщине образца); б – дислокационная структура центральной части образца 2 и частично встречаю-щаяся на его наружной поверхности; в – дислокационная структура по всей толщине образца 3 и на наружной поверхности образца 2

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность46

напряженно-деформированное состояние,

аналогичное тому, которое возникает при

нагружении трубопровода внутренним

давлением, что было подтверждено тензо-

метрическими исследованиями и матема-

тическим моделированием в программном

комплексе ANSYS.

В результате проведенных эксперимен-

тальных и аналитических исследований

можно сделать следующие выводы:

• воздействие на трубопровод нестацио-

нарного нагружения является фактором,

оказывающим определяющее влияние

на зарождение и развитие любых трещино-

подобных дефектов на газопроводах, в том

числе и стресс-коррозионных;

• необходима организация работ по мони-

торингу нестационарного нагружения раз-

личных участков газопроводов. Получаемые

данные позволят выдавать рекомендации

по стабилизации режимов транспорта газа

для предупреждения возникновения и ста-

билизации развития трещин, а также более

эффективно планировать диагностические

и ремонтные мероприятия;

• предложенная методика проведения

усталостных испытаний позволит получать

достоверные данные о ресурсных возмож-

ностях различных металлов, что приведет

к повышению эффективности прогнози-

рования эксплуатационной надежности

газопроводов.

Список литературы

1. СНиП 2.05.06–85*. Магистральные трубопроводы. –

М. : Госстрой СССР, 1985.

2. Инструкция по оценке дефектов труб и соединитель-

ных деталей при ремонте и диагностировании маги-

стральных газопроводов. – М. : ОАО «Газпром», 2008.

3. СТО Газпром 2-2.3-253–2009. Методика оценки

технического состояния и целостности газопрово-

дов. – М. : ОАО «Газпром», 2009.

4. Абдурахманов Г. Ш., Гром С. Н., Зарицкий С. П.,

Родионов Н. В. Комплексная система мониторинга

трубопроводных систем «труба – грунт» в условиях

активизации оползневых процессов в зоне действую-

щего магистрального газопровода «Моздок – Кази-

магомед» // 20-я международная деловая встреча

«Диагностика-2011», г. Геленджик.

5. Медведев В. Н., Кузнецов В. В., Шапиро В. Д.

и др. О причинах аварийности труб магистральных

газопроводов // Сб. труд. науч.-практ. семин. «Про-

блемы старения сталей магистральных трубопрово-

дов». – Н. Новгород, 2006.

6. Матвиенко Ю. Г. Модели и критерии механики раз-

рушений. – М. : ФИЗМАТЛИТ, 2006. – 328 с.

УДК 621.643

Выбор метода ремонта дефектов линейной части магистральных газопроводовД. В. Кондратьев (НПЦ «Техдиагаз» филиал

ДК «Укртрансгаз»)

После идентификации типа дефекта и определения необходимости его ремон-

та стоит задача выбора метода его ремонта, который зависит от характера

и геометрических параметров дефекта. В связи с тем, что дефекты имеют

различное происхождение, и с зависимостью метода ремонта от критериев,

учитывающих характер и геометрические параметры дефекта, процесс выбора

метода ремонта дефекта достаточно трудоемок. Оптимизация данного процесса

позволит сократить время на обработку данных, полученных по результатам

диагностического контроля, и исключить человеческий фактор при выборе

метода ремонта дефектов линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ).

Один из вариантов решения постав-

ленной задачи – разработка про-

граммного обеспечения, которое

позволит автоматически предоставлять

рекомендации относительно метода ре-

монта наиболее распространенных типов

дефектов ЛЧМГ в соответствии с их харак-

теристиками.

Принцип работы программы «Выбор

метода ремонта» построен на заполнении

пользователем соответствующих полей

входной экранной формы и логической

Рис. 1. Входная форма «Выбор метода ремонта»

47

последовательности дальнейших действий

в целях получения экранной формы с тре-

буемыми рекомендациями. За исходные

данные принимаются результаты диагно-

стического контроля соответствующего

дефекта.

Входная форма программы «Выбор

метода ремонта» показана на рис. 1,

условно она состоит из двух модулей.

В первый вносятся основные данные

относительно трубопровода («Характери-

стики трубопровода»), а во второй – ин-

формация о характере и геометрических

параметрах дефекта («Характеристика

дефекта»). Набор геометрических пара-

метров дефекта определяется характе-

ром самого дефекта (рис. 2). В данное

программное обеспечение вложена

функция автоматического предоставле-

ния рекомендаций относительно метода

ремонта 10 наиболее распространен-

ных типов дефектов одновременно при

одинаковых характеристиках трубопро-

вода. Определение методов ремонта

дефектов выполняется согласно ГБН

В.3.1-00013741-12:2011 «Магістральні

газопроводи. Ремонт дуговим зварю-

ванням в умовах експлуатації».

Рекомендации относительно методов

ремонта конкретного дефекта предостав-

ляются для пользователя отдельным окном

(рис. 3).

Таким образом, программное обес-

печение «Выбор метода ремонта» позво-

ляет оперативно решать вопросы, свя-

занные с определением метода ремонта

наиболее распространенных дефектов

на магистральных газопроводах, т. е. по-

вышает эффективность и уменьшает время

на принятие решений относительно выбора

метода ремонта. Также данное программ-

ное обеспечение позволяет параллельно

с выполнением диагностического контроля

проводить обработку массива полученной

информации, что, в свою очередь, снижает

трудозатраты за счет уменьшения времени

на обработку данных при выборе метода

ремонта дефекта.

Рис. 3. Предоставление рекомендаций по выбору метода ремонта

a

б

Рис. 2. Анкета характеристики дефектов типа «трещина» (а) и «коррозионно-механическое по-вреждение» (б)

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность48

УДК 622.691.4

Удаление воды после испытания участка магистрального газопроводаИ. М. Стахив (ДК «Укртрансгаз»), И. А. Семченко (НТЦ «Техдиагаз» ДК «Укртрансгаз»)

Рассмотрены требования нормативных документов к очистке участков маги-

стральных газопроводов после их испытания. Описаны методы удаления воды

после гидроиспытания на примере участка магистрального газопровода (МГ)

Уренгой – Помары – Ужгород. Проведен расчет параметров максимального

давления и производительности работы компрессора и ресивера для обеспе-

чения оптимальной скорости движения поршня-разделителя при вытеснении

воды после испытания. Показано, что для обеспечения эффективного удаления

воды необходима аккумулирующая емкость (ресивер), также можно исполь-

зовать энергию давления газа, которая при обычных условиях реконструкции

линейной части МГ не используется.

В соответствии с требованиями нор-

мативных документов [1, 2] до вве-

дения магистрального трубопровода

в эксплуатацию его полость необходимо

очистить от грязи, окалин, посторонних

предметов, а затем испытать на прочность

и герметичность.

Очистка полости трубопроводов произ-

водится промывкой водой или продувкой

(воздухом, природным газом). Испытания

проводятся гидравлическим (водой), пнев-

матическим (воздухом, природным газом)

или комбинированным (воздухом и водой

или газом и водой) способами.

Способы, параметры (границы участ-

ков, величина испытательного давления)

и схемы проведения очистки полости тру-

бопроводов, испытание и последующее

удаление воды устанавливаются в про-

ектной документации и в проекте органи-

зации строительства (ПОС) с указанием

согласованных в установленном порядке

с заинтересованными организациями мест

забора (источников водоснабжения) и сли-

ва воды, а также обустройства временных

коммуникаций.

Рассмотрим пример выбора методов

удаления воды после испытания участка

МГ Уренгой – Помары – Ужгород 3616,8–

3626,62 км, для которого выполнены проект

реконструкции, а также расчет параметров

максимального давления и производитель-

ности работы компрессора и ресивера для

обеспечения оптимальной скорости движе-

ния поршня-разделителя (далее – п.-р.).

Соответственно требованиям [1] для

удаления воды из газопроводов диаметром

219 мм и более п.-р. последовательно про-

пускают под давлением сжатого воздуха

или природного газа в два этапа:

• предварительный – удаление основного

объема воды одним п.-р.;

• контрольный – остаточное удаление воды

из газопровода одним п.-р.

Результаты удаления воды можно считать

удовлетворительными, если контрольный

п.-р. вышел неповрежденным и перед ним

отсутствует вода. В ином случае следует

пропустить контрольный п.-р. дополни-

тельно.

Скорость передвижения п.-р. в едином

совместном процессе очистки полости

и удаления воды должна составлять не ме-

нее 5 км / ч и не более величины, оговорен-

ной его техническими характеристиками;

для манжетных поршней – не более 15 км / ч.

Выполнить данное условие на участках

до 500 м на МГ DN 1400 без применения

высокопроизводительных компрессоров

и дополнительных ресиверов возможно,

но для протяженных участков обеспечение

необходимой скорости поршней довольно

проблематично.

Соответственно проекту модерни-

зации и ремонта рассматриваемого

участка МГ для удаления воды после

испытания и пропуска п.-р. на отрезке

газопровода около 7 км предусмотрено

использование компрессоров высокой

производительности.

Для проведения расчета процесса вы-

теснения воды рассмотрим схему движения

п.-р. в полости трубопровода (рисунок).

Схема движения поршня-разделителя в полости трубопровода:F

тп – сила давления воздуха, толкающая поршень; F

терп – сила трения поршня о стенки трубопровода; F

терв –

сила трения воды о стенки трубопровода

49

Из схемы видно, что для движения

поршня в трубопроводе необходимо со-

здать такое давление воздуха, которое

преодолеет трение поршня и воды о стенки

трубопровода.

Для определения потерь напора на тре-

ние воды используем формулу Лейбензона:

(1)

где – коэффициент (для турбулентного по-

тока равен 0,0246); Q – производительность

вытеснения воды, м3 / с; – кинематическая

вязкость воды, м2 / с; m – коэффициент

(для турбулентного потока равен 0,25);

D – внутренний диаметр трубопровода, м;

L – длина трубопровода, м.

Общие потери напора при вытеснении

воды будут определяться по следующей

формуле:

(2)

где Нтер

– потери напора на трение, м; z –

разница геодезических отметок конечного

и начального пунктов, м; hкп

– потери напора

на конечном пункте, м.

Для проведения расчетов принимаем,

что процесс, проходящий в трубопроводе,

будет изотермическим, т. е.

pV = const, (3)

где р – давление в участке газопровода, Па;

V – объем участка газопровода, м3.

Поскольку рассматриваемый участок га-

зопровода имеет диаметр одного размера,

уравнение (3) для двух состояний можно

представить в следующем виде:

(4)

где L – длина участка газопровода, м.

Отметим, что к данному участку под-

ключен аккумулятор (ресивер), произво-

дится постоянное подкачивание воздуха

компрессором с определенной произво-

дительностью Q. Используя равенство

(4) и уравнение газового состояния для

воздуха, получим следующее уравнение:

(5)

где р1 и р

2 – соответственно, избыточное

давление на участке газопровода в начале

и конце движения поршня, МПа; М – мас-

совая производительность компрессора,

кг / с, M = Qпов

, где Q – производитель-

ность компрессора, м3 / с, пов

– плотность

воздуха (пов

= 1,205 кг / м3); R – газовая по-

стоянная для воздуха (R = 287,1 Дж / (кг·К));

z – коэффициент сжатия для воздуха (z =

= 0,95); Т – температура воздуха (Т = 290

К); р – давление атмосферного воздуха (р =

= 0,1 МПа); – время работы компрессора,

с; S – площадь сечения трубы, м2; Lак

– длина

аккумулятора при условии, что аккумулятор

и основная труба одинакового диаметра,

м; L – расстояние, пройденное п.-р., м.

Таблица 1

Исходные данные и результаты расчета скорости движения порш-ня-разделителя процесса вытеснения воды без использования ресивера

L, м L, м Lak, м Z, м Z, м р2, МПа р1, МПаСредняя скорость, км/ч

0 1,0 118,22 3,16 0,10

331 331 332,0 118,05 3,33 0,092 0,092 0,94

478 147 479,0 114,35 7,03 0,093 0,093 0,91

620,60 142,6 621,60 118,81 2,57 0,125 0,125 0,48

859,60 239 860,60 119,98 1,40 0,095 0,095 1,58

1006,60 147 1007,60 120,87 0,51 0,083 0,083 1,61

1338,60 332 1339,60 118,72 2,66 0,069 0,069 1,39

1470,60 132 1471,60 119,27 2,11 0,082 0,082 0,60

1818,60 348 1819,60 116,27 5,11 0,081 0,081 1,04

1940,60 122 1941,60 116,65 4,73 0,105 0,105 0,32

2190,60 250 2191,60 115,39 5,99 0,105 0,105 0,89

2540,60 350 2541,60 118,23 3,15 0,115 0,115 0,65

2648,60 108 2649,60 117,72 3,66 0,110 0,110 2,49

3013,60 365 3014,60 118,78 2,60 0,099 0,099 1,47

3264,60 251 3265,60 117,19 4,19 0,092 0,092 1,81

3514,60 250 3515,60 118,44 2,94 0,097 0,097 0,68

3613,60 99 3614,60 117,50 3,88 0,094 0,094 1,88

3962,60 349 3963,60 118,45 2,93 0,095 0,095 0,90

4162,60 200 4163,60 118,14 3,24 0,091 0,091 1,68

4220,60 58 4221,60 119,21 2,17 0,090 0,090 1,25

4310,60 90 4311,60 119,72 1,66 0,088 0,088 2,26

4570,60 260 4571,60 119,35 2,03 0,082 0,082 2,22

4920,60 350 4921,60 121,38 0 0,077 0,077 1,41

5219,60 299 5220,60 119,86 –3,73 0,071 0,071 3,23

5503,60 284 5504,60 120,22 –4,09 0,063 0,063 6,11

5534,60 31 5535,60 119,25 –3,12 0,063 0,063 6,97

5783,60 249 5784,60 120,14 –4,01 0,057 0,057 5,76

6033,60 250 6034,60 118,78 –2,65 0,052 0,052 6,74

6383,60 350 6384,60 119,24 –3,11 0,045 0,045 5,14

6583,60 200 6584,60 120,71 –4,58 0,042 0,042 6,80

6683,60 100 6684,60 119,48 –3,35 0,040 0,040 11,12

6850,60 167 6851,60 115,53 0,60 0,037 0,037 9,13

6883,60 33 6884,60 116,46 –0,33 0,058 0,058 0,31

7020,16 136,56 7021,160 116,13 0 0,055 0,055 8,53

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность50

Подставив известные величины, полу-

чим следующее:

(6)

Используя формулы (1), (2) и (6), мож-

но рассчитать процесс вытеснения воды

из трубопровода. Поскольку расстояние,

пройденное п.-р., увеличивается, изменя-

ются длина аккумулятора и трубопровода,

по которому перекачивается вода, а также

количество воздуха и начальная геодези-

ческая отметка трубопровода (место нахо-

ждения поршня). Соответственно, расчеты

следует проводить пошагово.

Для данного расчета в качестве шага

используем расстояния между характер-

ными точками на профиле газопровода.

Данные по длине шагов и высотных отметок

из схемы профиля участка газопровода

сведены в табл. 1.

Для вытеснения воды после гидроиспы-

тания проектной организацией предложена

к использованию компрессорная установка

XRVS647 / B15–62 / 2175 (Q = 73,0 м3 / мин;

р = 15,0 МПа).

Проведем расчет процесса вытеснения

воды из данного участка с использованием

предложенного компрессорного обору-

дования.

Принимаем Lак

= 1,0 м, где Lак

– длина

аккумулятора; Q = 1,2 м3 / с.

Как видим из результатов расчетов (см.

табл. 1), при таком методе вытеснения воды

не обеспечивается эффективная скорость

движения п.-р. по всей длине участка.

Для обеспечения необходимой скорости

следует обустроить аккумулирующую ем-

кость – ресивер.

Проведем расчет размеров и возможно-

го давления для ресивера, изготовленного

из труб DN 1400, длиной 1 км. Как гово-

рилось выше, скорость движения поршня

должна составлять не менее 5 км / ч. По ре-

зультатам расчетов необходимое давление

в ресивере при использовании компрессора

производительностью 1,2 м3 / с составит

1,1 МПа. Соответственно, при меньших

размерах ресивера нужно будет создать

большее давление. Однако для изготовле-

ния такого ресивера потребуются матери-

альные и временные затраты.

Для этих целей можно использовать

уже построенный участок МГ, условно

разделив его на два отрезка, и применять

один отрезок в качестве ресивера для

опорожнения другого, а после испытания

первого – наоборот. Однако в этом случае

увеличивается количество «гарантийных»

стыков (не испытываемых давлением).

Альтернативой данным методам может

служить использование в качестве аккуму-

лирующей емкости участка газопровода,

подлежащего реконструкции, поскольку газ,

Таблица 2

Исходные данные и результаты расчета скорости движения порш-ня-разделителя процесса вытеснения воды с использованием отключенного участка МГ в качестве ресивера

L, м L, м Lak, м Z, м Z, м р2, МПа р1, МПаСредняя скорость, км/ч

0 27 000 118,22 –2,09 0,17

331 331,0 27 331 118,05 –1,92 0,170 0,170 5,74

478 147,0 27 478 114,35 1,78 0,168 0,168 5,00

620,6 142,6 27 620,6 118,81 –2,68 0,167 0,167 5,98

859,6 239,0 27 859,6 119,98 –3,85 0,165 0,165 6,31

1006,6 147,0 28 006,6 120,87 –4,74 0,163 0,163 6,55

1338,6 332,0 28 338,6 118,72 –2,59 0,160 0,160 6,24

1470,6 132,0 28 470,6 119,27 –3,14 0,159 0,159 6,42

1818,6 348,0 28 818,6 116,27 –0,14 0,156 0,156 5,87

1940,6 122,0 28 940,6 116,65 –0,52 0,155 0,155 6,02

2190,6 250,0 29 190,6 115,39 0,74 0,153 0,153 5,80

2540,6 350,0 29 540,6 118,23 –2,10 0,150 0,150 6,75

2648,6 108,0 29 648,6 117,72 –1,59 0,149 0,149 6,69

3013,6 365,0 30 013,6 118,78 –2,65 0,146 0,146 7,24

3264,6 251,0 30 264,6 117,19 –1,06 0,144 0,144 6,98

3514,6 250,0 30 514,6 118,44 –2,31 0,142 0,142 7,59

3613,6 99,0 30 613,6 117,50 –1,37 0,141 0,141 7,39

3962,6 349,0 30 962,6 118,45 –2,32 0,138 0,138 8,10

4162,6 200,0 31 162,6 118,14 –2,01 0,137 0,137 8,25

4220,6 58,0 31 220,6 119,21 –3,08 0,136 0,136 8,71

4310,6 90,0 31 310,6 119,72 –3,59 0,136 0,136 9,03

Ресивер отключен

4570,6 260 5161 119,35 –3,22 0,136 0,136 9,44

4920,6 350 5511 121,38 –5,25 0,120 0,120 10,53

5219,6 299 5810 119,86 –3,73 0,109 0,109 10,29

5503,6 284 6094 120,22 –4,09 0,099 0,099 11,03

5534,6 31 6125 119,25 –3,12 0,098 0,098 10,56

5783,6 249 6374 120,14 –4,01 0,091 0,091 11,81

6033,6 250 6624 118,78 –2,65 0,084 0,084 11,89

6383,6 350 6974 119,24 –3,11 0,073 0,073 14,82

6583,6 200 7174 120,71 –4,58 0,069 0,069 19,61

6683,6 100 7274 119,48 –3,35 0,066 0,066 20,63

6850,6 167 7441 115,53 0,60 0,063 0,063 19,21

6883,6 33 7474 116,46 –0,33 0,062 0,062 24,67

7020,16 136,56 7610,56 116,13 0 0,059 0,059

51

находящийся в нем, подлежит выработке

или стравливанию.

В процессе реконструкции планируется

замена участка МГ Уренгой – Помары – Уж-

город на 3616,8–3626,62 км. Сооружение

нового участка проходит параллельно

действующему МГ. Для подключения вновь

построенного участка основной отсекается

кранами, длина аккумулятора ориентиро-

вочно составляет 27 км. Газ из данного

участка можно откачать или выработать

через ГРС до давления 0,3 МПа. Остальной

газ подлежит стравливанию в атмосферу.

Предлагаем использовать энергию дав-

ления этого газа (рV) для удаления воды

из вновь построенного участка газопровода.

Проведем расчет скорости движения

п.-р. при Lак

= 27 000 м.

Результаты расчетов, представленные

в табл. 2, показывают, что величина дав-

ления в МГ 0,17 МПа будет достаточной

для обеспечения минимальной скорости

передвижения п.-р. 5 км / ч. В определен-

ный период ресивер можно отключить

и дальнейшее регулирование скорости

движения п. - р. производить выпуском

воды в конце участка.

На основании приведенных расчетов

можно сделать следующие выводы.

Используя данный метод и учитывая

конкретные условия строительства (протя-

женность участка, перепады высот, нали-

чие компрессорного оборудования и др.),

можно смоделировать процесс вытеснения

воды, который гарантировал бы минималь-

ные потери денежных средств и времени.

Предложенный метод удаления воды при

помощи газа, подлежащего стравливанию,

является наиболее экономичным.

Список литературы

1. ВБН В.2.3-00013741-09:2009. Магістральні тру-

бопроводи. Будівництво. Лінійна частина. Очищення

порожнини та випробування.

2. СНиП ІІІ-42. Магистральные трубопроводы.

УДК 622.691.4

Надежность эксплуатации парка строительных машин для ремонта линейной части магистральных газопроводовЮ. В. Колотилов (ООО «Стройнадзордиагностика»),

Ю. А. Арбузов (ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»),

В. Н. Химич, Е. А. Девятьярова (ООО «Передвижная

механизированная колонна № 4»)

Одним из основных направлений организации строительного производства явля-

ется комплексная механизация производственных процессов [1]. Выполнение

тех или иных технологических процессов в строительстве может осуществлять-

ся одной (строительная машина – СМ) или несколькими (парк строительных

машин – ПСМ) машинами. При большом числе операций применение ПСМ

значительно повышает производительность. Требование оптимальности при

подборе комплекта СМ достигается взаимной увязкой их по производительно-

сти и другим параметрам.

Формы организации и структура

ПСМ зависят от формы и структуры

строительно-монтажной организа-

ции (СМО), которую он обслуживает, видов

и объемов выполняемых работ и опреде-

ляются степенью территориальной кон-

центрации строительства. Перечисленные

факторы предопределяют возможность

специализации эксплуатирующих орга-

низаций и влияют на глубину ее развития.

Существуют различные организацион-

ные формы эксплуатации ПСМ, которые

определяют характер взаимоотношений

со строительными организациями и порядок

расчета между ними.

ПСМ может находиться на балансе СМО.

Содержанием и эксплуатацией ПСМ руково-

дит служба главного механика. По заявкам

СМ выделяют на сооружаемые объекты,

а стоимость работы СМ входит в себестои-

мость строительства соответствующих

объектов. При такой форме содержания

ПСМ существуют большие трудности в ор-

ганизации обслуживания и ремонта СМ. Не-

большое количество разнообразной техники

требует такой же обширной номенклатуры

запасных частей и эксплуатационных мате-

риалов, как и большой парк машин. В этих

условиях трудно создать необходимую базу,

приобрести современное диагностическое

и ремонтное оборудование, укомплектовать

мастерские квалифицированными кадрами

ремонтников.

Незначительные масштабы производ-

ства затрудняют полноценное использо-

вание ПСМ. Отсутствие широкого фронта

работ приводит к простоям. Машины боль-

шой производительности часто заняты

на малообъемных работах, так как орга-

низация не имеет возможности приобре-

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность52

сти и содержать достаточно однородных

машин различной мощности. Хотя в целом

такая форма содержания и эксплуатации

ПСМ отвечает требованиям интенси-

фикации производства, в то же время

это единственно возможная форма для

организаций, работающих в отдаленных

районах, и для повышения мобильности

строительных организаций типа пере-

движной механизированной колонны или

строительно-монтажного поезда, а так-

же для СМО, выполняющих однородные

специализированные работы (свайные,

замораживание грунта и др.).

Строительные машины и оборудование

могут находиться на балансе лизинговых

компаний, специализирующихся на сдачу

в лизинг принадлежащей им техники для

краткосрочного или долгосрочного исполь-

зования на договорной основе. Эта форма

эксплуатации ПСМ для строительных орга-

низаций имеет следующие преимущества:

избавляет СМО от необходимости содер-

жать свою крайне сложную ремонтно-экс-

плуатационную базу; позволяет применять

разное по параметрам и мощности обору-

дование; снижает себестоимость работ,

особенно в условиях необходимости крат-

косрочного использования дорогостоящей

техники.

Строительная техника может находиться

во владении управлений механизации – са-

мостоятельных подрядных организациях,

деятельность которых, в отличие от других

подрядчиков, постоянно и неразрывно свя-

зана с работой СМО. Управление механиза-

ции обязано качественно и в установленные

сроки выполнять работы, своевременно вы-

делять необходимые средства механизации

и обеспечивать их безаварийную работу, т. е.

осуществлять техническое обслуживание

и ремонт ПСМ [2].

Предприятия строймеханизации объеди-

няют несколько управлений механизации

(рисунок). Аппарат предприятия стройме-

ханизации состоит из нескольких отделов,

в частности эксплуатационно-производ-

ственного, занимающегося техническим об-

служиванием и ремонтом ПСМ, предостав-

лением СМО машин и их эксплуатацией. При

этом управления механизации могут быть

универсальными, обслуживающими всеми

видами СМ ряд СМО по территориально-

му признаку (ПСМ-1 – парк строительных

машин первого типа), или специализиро-

ванными по видам работ и строительной

технике (ПСМ-2 – парк строительных машин

второго типа).

Ущерб, наносимый строительному про-

изводству при отказе СМ, определяется

в основном временем простоя, в течение

которого восстанавливается работоспо-

собность ПСМ [3]. В свою очередь, вре-

мя восстановления ПСМ зависит от того,

насколько оперативно и в необходимом

количестве будут выполнены ремонтно-вос-

становительные работы. Поэтому проблема

технического обслуживания ПСМ заключа-

ется в разработке экономически эффектив-

ного процесса обслуживания системы или

оптимального процесса управления ПСМ.

Таким образом, на сегодняшний день все

более важной функцией руководства ПСМ

становится анализ эффективности политики

управления СМ [4].

Методы моделирования организации

управления техническими системами

разработаны достаточно всесторонне [5].

Диапазон этих моделей обширен – от базис-

ных моделей простых детерминированных

систем до более сложных моделей, учи-

тывающих неопределенность спроса или

других видов неопределенностей, присущих

конкретной ситуации.

Если система управления является

достаточно сложной, то для ее моделиро-

вания можно использовать имитационные

методы. В любом случае, цель процесса

моделирования состоит в том, чтобы помочь

лицу, принимающему решение, определить

с учетом некоторого критерия принятия

решения объем технического обслужива-

ния и ремонтно-восстановительных работ,

а также сроки их исполнения. При этом

целью практически любого решения явля-

ется минимизация общих экономических

затрат [6, 7].

Несмотря на обилие математических

моделей, связанных с проблемой орга-

низации управления технических систем,

организация управления ПСМ для строи-

тельного производства требует разработ-

ки специальных моделей. Дело в том, что

специфика обслуживания столь сложной

системы заключается в учете не только

неопределенности числа отказывающих

СМ (аналог неопределенности спроса),

но и неопределенности, связанной с ме-

стом производства СМР и возможным мо-

ментом отказа СМ. В работе реализована

простейшая марковская модель системы

без учета ее структуры с двумя возможными

состояниями (работоспособное состояние

и состояние ремонта), при этом задаются

соответствующие функции распределения

независимых случайных величин наработки

и времени восстановления [8].

Предположим, что парк строительных

машин содержит n строительных машин.

Каждая СМ в состоянии проработать ка-

кое-то время до тех пор, пока не выйдет

из строя и ее необходимо будет ремонти-

ровать. Время до ремонта i-й СМ (i) есть Принципиальная схема структуры предприятия строймеханизации большой мощности

53

случайная величина с функцией распре-

деления

Fi(t) = P{

i < t}.

Число работоспособных и неработо-

способных СМ определяет в каждый мо-

мент времени состояние всего ПСМ. Под

надежностью ПСМ будем подразумевать

его способность выполнять поставленную

перед ним задачу, т. е. иметь в наличии не-

обходимое количество работоспособных

СМ и производить с их помощью нужные

строительные работы. Нарушение послед-

него условия делает неработоспособным

весь ПСМ.

В простейшем случае сформулировать

условие неработоспособности ПСМ можно

следующим образом. Предположим, что

выход из строя одной СМ делает неработо-

способным весь ПСМ. В этом случае ПСМ

представляет собой последовательную

систему, элементами которой являются

отдельные СМ. Время до наступления не-

работоспособности ПСМ можно назвать

временем его безотказной работы. Веро-

ятность безотказной работы ПСМ:

Fc(t) = П

i=1,nF

ci(t).

Здесь введены следующие обозначения:

Fci(t) = 1 – F

i(t); F

c(t) – функция надежности

ПСМ, Fc(t) = 1 – F(t), где F(t) – функция рас-

пределения времени безотказной работы

ПСМ.

В частности, если время безотказной

работы каждой СМ имеет показательное

распределение Fci(t) = exp (–

it), то и время

безотказной работы всего ПСМ тоже имеет

показательное распределение:

F(t) = 1 – exp (–t); = i=1

,n

i.

Если Ti – среднее время до ремонта i-й

СМ, а T – среднее время работоспособно-

сти ПСМ, то

T = (i=1

,n 1 / T

i)–1.

Отметим, что допущение показательного

закона распределения для СМ не соответ-

ствует действительности. Это означало бы,

что СМ нестареющие. На самом деле СМ

стареющие, условием чего является моно-

тонное возрастание интенсивности потока

отказов i(t).

Примером распределения для старею-

щих элементов ПСМ является распреде-

ление Релея:

Fi(t) = 1 – exp (–t2 / c

i2),

где ci – параметр распределения.

Если задано среднее время до отказа Ti,

то ci = 2–1 / 2T

i .

Интенсивность потока отказов в данном

случае является монотонно возрастающей

функцией времени и равна

i(t) = 2t / c

i2.

Функция распределения безотказной

работы для ПСМ тогда будет равна

F(t) = 1 – Пi=1,n

exp (–t2 / ci2) или

F(t) = 1 – exp(–t2 / c2),

где c = [i=1,n

(1 / ci2)]– 1/ 2.

Если все ci равны, т. е. все СМ идентичны

ci = c

0 (i = 1, 2, …, n), то c = c

0 / n1 / 2.

Отсюда

T = T0 / n1/2 (#),

где T0 – среднее время до отказа одной СМ;

T – среднее время до отказа всего ПСМ.

Соотношение (#) показывает, что на прак-

тике рассматриваемый вариант очень не-

выгоден. Объясняется это отсутствием СМ,

находящихся в резерве.

Список литературы

1. Грифф М. И. Основы создания и развития специа-

лизированного автотранспорта для строительства. –

М. : Изд-во «Ассоциация строительных вузов» (АСВ),

2003. – 144 с.

2. Дикман Л. Г. Организация строительного произ-

водства. – М. : Изд-во «Ассоциация строительных

вузов», 2006. – 608 с.

3. Кудрявцев Е. М. Комплексная механизация, автома-

тизация и механовооруженность строительства. – М. :

Стройиздат, 1989. – 246 с.

4. Ковалев В. В. Курс финансового менеджмента. – М. :

Проспект, Велби, 2008. – 444 с.

5. Мазур И. И., Шапиро В. Д., Гинзбург А. В. и др. Ин-

вестиционно-строительный инжиниринг: справочник

для профессионалов. – М. : Елима, 2008. – 1216 с.

6. Виленский П. Л., Лившиц В. Н., Орлова Е. Р., Смо-

ляк С. А. Оценка эффективности инвестиционных

проектов. – М. : Дело, 1998. – 248 с.

7. Четыркин Е. М. Финансовый анализ производствен-

ных инвестиций. – М. : Дело, 1998. – 256 с.

8. Уткин В. Ф., Крючков Ю. В., Торбин В. У. и др. На-

дежность и эффективность в технике. Эффективность

технических систем: справочник. – Т. 3. – М. : Маши-

ностроение, 1988. – 328 с.

Для подземных трубопроводов характерна электрохимическая коррозия наружной поверхности труб. Особую опасность

представляет электрохимическая коррозия, вызванная воздействием блуждающих токов (БТ). Под действием некласси-

ческого источника БТ изменение потенциала «труба – земля» может происходить без токообмена между грунтом и трубой, что

предопределяет необходимость разработки комплексного подхода по идентификации, оценке опасности источников БТ, а также

регулированию режимов работы средств катодной защиты на основе результатов лабораторных, полупромышленных и полевых

испытаний, что и определяет актуальность темы диссертации А. В. Фуркина «Совершенствование методик идентифика-

ции и оценки опасности источников блуждающих токов, воздействующих на магистральные нефтегазопроводы».

В диссертационной работе разработана классификация источников блуждающих токов по наличию токообмена между тру-

бопроводом и грунтом, который они вызывают, а также предложено и научно обосновано использование в качестве критерия

единства источника БТ коэффициента корреляции между массивами данных синхронных измерений потенциала «труба – земля»

на различных нитках коридора магистрального нефтегазопровода в одном сечении и в различных сечениях участка трубопровода.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета

Методики идентификации и оценки опасности источников БТ

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность54

УДК 658.588.8

Метод ремонта дефектных участков магистральных трубопроводов с кольцевым сварным швомС. А. Охримчук, Р. М. Бабельский (НПЦ «Техдигаз» ДК «Укртрансгаз»)

Опыт эксплуатации магистральных трубопроводов указывает на наличие от-

носительно большого числа дефектных участков трубопровода с кольцевыми

сварными швами, в том числе на дефекты самих швов. Ремонт таких участков

требует определенных технических решений, учитывающих выступающую по-

верхность сварного шва.

Основными условиями для широкого

использования того или иного ме-

тода ремонта являются:

• обеспечение необходимого уровня экс-

плуатационной надежности участка после

ремонта;

• минимальные трудозатраты на его вы-

полнение;

• минимальная общая стоимость ремонт-

ных работ.

С учетом указанных факторов предла-

гается следующий метод ремонта дефект-

ных участков трубопровода с кольцевыми

сварными швами.

ОПИСАНИЕ МЕТОДА РЕМОНТА

Метод заключается в использовании для

ремонта дефектных участков трубопроводов

с наличием кольцевых сварных швов муфты

с проточкой [1], общий вид конструкции

которой приведен на рис. 1, а.

Конструкция состоит из непосред-

ственно муфты и технологических колец

(рис. 1, б). Для обеспечения плотного при-

легания к ремонтируемой трубе в муфте

выполнен паз (проточка) с плавными аб-

рисами. Выбор ширины проточки осуще-

ствляется на основе фактической ширины

ремонтируемого кольцевого шва; предла-

гается размер 50 мм.

Радиус скругления проточки должен быть

не менее толщины стенки муфты, которая

выбирается исходя из условия обеспечения

толщины стенки в минимальном сечении

tн t

трубы либо корректируется на основе

фактических механических характеристик

стали. Технология монтажа муфты практиче-

ски не отличается от технологий, описанных

Рис. 1. Конструкция муфты с проточкой:а – общий вид; б – схема ремонтной конструкции; 1 – муфта; 2 – технологические кольца

55

в действующей нормативной документации

[2, 3], и может быть представлена следую-

щим образом:

• 1-й этап – сварка продольных швов кон-

струкции (без приварки к трубе);

• 2-й этап – сварка кольцевых стыков

(с приваркой к трубе).

Внешний диаметр трубы может ве-

сомо отличаться по длине трубы. При

этом калиброванными, т. е. с четко ре-

гламентированными [4] малыми откло-

нениями геометрических параметров,

являются участки труб на расстоянии

200 мм от торца. Соответственно, длина

элемента ремонтной конструкции, кото-

рая теоретически может принять на се-

бя максимальные нагрузки (например,

в случае разгерметизации внутреннего

дефекта под муфтой), должна обеспечи-

вать возможность монтажа на калибро-

ванный участок ±200 мм от кольцевого

шва. Конструкция предлагаемой муфты

соответствует указанному требованию.

При разработке конструкции муфты со-

блюдалось условие, что для ее изготовле-

ния будет использоваться листовой прокат

соответствующей толщины и с определен-

ными физико-механическими характери-

стиками. Данный подход обосновывается

следующими факторами:

• экономическими – при использовании

листового проката (штрипса) отсутствует

необходимость оплачивать практически

полную технологию изготовления трубы,

большинство составляющих которой не вос-

требованы в муфте (например, подготовка,

сборка, сварка и контроль продольного

сварного шва). Также при роспуске трубы

гораздо выше доля отходов металла, чем

при раскрое листа;

• технологическими – при разрезании

трубы отсутствует эффект «раскрытия»

полукольца, обеспечивается на порядок бо-

лее высокая точность внутреннего радиуса

кривизны муфты, который равен внешнему

радиусу ремонтируемого трубопровода,

что, в свою очередь, обеспечивает более

плотное прилегание к трубопроводу и про-

стоту монтажа.

Следует отметить, что сталь должна

иметь хорошие характеристики свари-

ваемости (эквивалент углерода не должен

превышать 0,46 %).

Преимуществами муфты являются про-

стота монтажа, низкая ресурсоемкость,

низкие трудозатраты на изготовление

и монтаж.

В таблице указаны расчетные показатели

затрат материалов и труда при изготовле-

нии и монтаже предлагаемой муфты (см.

рис. 1, б) и существующих аналогов для

ремонта трубопровода DN 1020 12 мм

(рис. 2).

Как видно из таблицы, при относительно

равной металлоемкости остальные срав-

нительные показатели существенно луч-

ше у муфты с проточкой. При одинаковой

технологии монтажа и сварки рассматри-

ваемых типов муфт экономический эффект

от использования муфты с проточкой до-

стигается за счет:

• меньшей протяженности сварных швов –

в 2 раза;

• меньшего объема НК и этапов его вы-

полнения – в 2 раза;

• использования более простых схем вы-

полнения НК;

• отсутствия необходимости заполнения

композитом.

Общие трудозатраты уменьшаются более

чем в 1,5 раза. Также важно отметить, что

снижение времени ремонта позволяет ми-

нимизировать потери от снижения режимов

транспортирования продукта.

ОБОСНОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ

ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА

Проведем анализ совместной работы

муфты с проточкой для усиления дефек-

тов, находящихся у сварного шва (рис. 3).

Рассмотрим два вида дефектов – продоль-

ный и поперечный. Это может быть и один

дефект, имеющий длину, ширину и глубину.

В таком случае ослабление рассматрива-

ется в двух направлениях – продольном

и поперечном. При анализе принимает-

ся условие качественного изготовления

и монтажа муфты, т. е. плотного прилегания

Сравнение расчетных показателей затрат материалов и труда при изготовлении и монтаже муфт различных типов

Показатель Муфта с проточкой Муфта конструкции № 3 Муфта КТР 7

Металлоемкость1, кг 197 184 229

Длина сварных швов при монтаже, м:

6,412

0,98

12,81

1,20

12,813

1,50

кольцевые

продольные

Число кольцевых швов муфты для нераз-рушающего контроля (НК), шт.

2 4 4

Число этапов НК швов муфты, шт. 1 24 24

Необходимость заполнения композитом, да/нет

Нет Да Нет5

Примечания. 1. Без учета отходов металла, обустройства и герметизации отверстий для заполнения компо-

зитом. 2. Нахлесточно-стыковой кольцевой шов. 3. 50 % – нахлесточно-стыковой кольцевой шов, 50 % – угловой

кольцевой шов. 4. 1-й этап – после монтажа колец, 2-й этап – после монтажа муфты. 5. Не требуется при условии

монтажа колец вплотную к ремонтируемому шву.

Рис. 2. Аналоговые конструкции муфт:а – муфта конструкции № 3 [3]; 1 – дефект; 2 – композит; б – муфта КТР 7 [2]

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность56

внутренней поверхности муфты к наружной

поверхности ремонтируемой трубы.

1. Имеем дефект определенной глуби-

ны, размещенный в поперечном направ-

лении (например, дефект сварного шва,

см. рис. 3).

Для такого рода дефектов влияние толь-

ко внутреннего давления в большинстве

случаев не является опасным. В первом при-

ближении можно считать, что ослабление

от такого дефекта (если сталь достаточно

пластична) пропорционально отношении

площади дефекта Sdef

к площади всего

поперечного сечения сварного шва Spipe

=

2RtI. Если учесть, что номинальные напря-

жения в продольном направлении x часто

в 2 раза меньше, чем окружные напряжения

от давления (f = pR/t), то при условии, что

дефект занимает треть поперечного се-

чения (очень большой дефект!), уровень

номинальных напряжений в поперечном

направлении будет равен

(1)

Таким образом, уровень напряжений

с учетом ослабления будет меньше, чем

номинальные окружные напряжения. Ины-

ми словами, дефект неопасен: опасность,

исходящая от него, значительно меньше,

чем опасность от внутреннего давления

бездефектной трубы.

Однако опасность таких дефектов су-

щественно возрастает при возникновении

угрозы больших нагрузок в поперечном на-

правлении (просадка, оползень и др.). Номи-

нальные осевые силы Nx =

xt, действующие

на бесконечности, в зоне сварного шва III

перераспределяются на две части – силы

в самой трубе Nx,1

и силы в усилении (муфте)

Nx,2

, причем Nx,1

+ Nx,2

= Nx. Эти напряжения

определяются из равенства усредненных

деформаций трубы и муфты из условия

Nx,1

/SI = N

x,2/S

II, (2)

где SI и S

II – соответственно, площадь трубы

и муфты на участке между сварными швами

(длина C на рис. 3). Очевидно, что площадь

проточки в полной площади усиления SII (над

сварным поперечным швом) незначитель-

на, что позволяет не учитывать выточку при

оценке усиливающего эффекта, который,

по сути, равен отношению толщины муфты

и основной трубы (более консервативно

можно учитывать только минимальную

толщину стенки муфты в зоне проточки).

Таким образом, номинальные напряжения

(без учета концентрации в зоне выточки)

в трубе после усиления будут равны

(3)

Рассчитаем ослабляющее действие

дефекта. Хуже, если дефект в осевом на-

правлении достаточно короткий (например,

поперечная трещина). Тогда номинальные

напряжения в сечении с дефектом будут

равны

(4)

Для примера, где tI = t

II, а

величина

Таким образом, эффект разгрузки де-

фектного участка от действия продольных

напряжений (продольных сил, изгибающих

моментов) для муфты с выточкой таков, как

и для муфты без нее. Насколько он доста-

точен, может подтвердить анализ, простой

вариант которого проводится с помощью

формулы (4).

2. Оценка усиления с проточкой при на-

личии дефекта в продольном направлении

(рис. 4). Обязательное условие – длина

муфты С больше длины дефекта L.

В такой ситуации теория укрепления

намного сложнее, поскольку на длине

проточки B (рис. 5) муфта не поддер-

живает трубу. Насколько это является

существенным, может показать только

анализ. В первом приближении можно

воспользоваться стандартом [5] и его

модификацией – Effective Area Analysis

(анализ по эффективной площади).

Введем понятие коэффициента ослаб-

ления прочности дефектной трубы при

действии внутреннего давления p:

(5)

где [] – характеристика прочности мате-

риала трубы, например предел прочности.

Если дефект отсутствует, то = 1. Наличие

дефекта приводит к уменьшению .

Базовая формула стандарта [5] дает рас-

чет коэффициента ослабления трубы при

наличии дефекта прямоугольной формы:

(6)

где a – глубина дефекта; t – толщина стенки

трубы; M() – коэффициент выпучивания

стенок трубы, примерно равен (незначи-

тельно различается в различных западных

документах)

(7)

где L – полная длина дефекта; –

безразмерная длина дефекта.

В соответствии с анализом по эффек-

тивной площади коэффициент ослабления

записывается в виде

(8)

где Sbrutto

– площадь участка трубы, где

находится дефект; Sd – площадь дефекта.

Рис. 3. Общий вид усиления и трубы с поперечным дефектом:I – основная труба, II – усиливающая муфта с проточкой, III – сварной кольцевой шов

Рис. 4. Общий вид усиления и трубы с продольным дефектом

57

Для консервативного учета усиливаю-

щего действия муфты на такой дефект

будем считать, что за проточкой материал

муфты очень плотно прилегает к трубе,

а в месте проточки совсем нет муфты. По-

этому толщина нетто-сечения tstr

в точках,

находящихся за проточкой, равна

(9)

где a(x) – глубина дефекта. Поскольку

обычно tII t

I, а t

I > a(x), то при произвольных

(самых больших) значениях глубины тре-

щины можно консервативно принять, что

эффективная толщина зоны за проточкой

равна начальной: tstr

= tI. Будем считать, что

в зоне проточки материал муфты совсем

не работает, поэтому толщина нетто-сече-

ния в комбинированной конструкции равна

tstr

= (tI – a(x)).

Таким образом, осуществлен переход

от реальной к расчетной консервативной

модели, где длина дефекта равна длине

проточки, а глубина дефекта в зоне проточки

равна реальной глубине. Тогда расчетная

остаточная прочность определяется по фор-

муле (8), где длина дефекта

где B – длина проточки. Поскольку длина

проточки B (2 – 4)tI, значение коэффици-

ента M(eff

) по формуле (7) можно оценить

следующим образом:

(10)

В формуле (10) для упрощения принято,

что t/R 1/32 (труба DN 1020 16 мм, DN

720 11 мм и др.). Таким образом, расчет

минимально возможного (консервативно-

го) коэффициента уменьшения прочности

по формуле (5) с учетом максимального

значения M(eff

) по оценке (8) дает

(11)

Рассмотрим пример расчета. Примем,

что дефект прямоугольный и его отно-

сительная глубина a/tI = 0,6, а t/R 1/32.

Длина начального дефекта т. е.

Примем также R = 0,5 м, тогда

t = 0,5/32 0,0156 м, а L 0,197 м. Вычис-

лим начальный коэффициент ослабления

трубы от дефекта по формулам (6) или (8)

(для прямоугольного дефекта они дают

одинаковые результаты). Значение

по формуле (7) равно Подстав-

ляя все числа в формулу (6), получим, что

т. е. остаточная проч-

ность трубы без усиления с рассматривае-

мым дефектом равна 0,61, или 61 %.

Сравним, как изменилась расчетная

остаточная прочность с муфтой. Подставляя

в формулу (11) значение a/tI = 0,6, получим,

что расчетное значение 0,88. Таким

образом, расчетная остаточная прочность

такой комбинированной конструкции (тру-

ба с муфтой) достаточно велика, можно

считать, что муфта выполняет свою роль –

усиливает.

Используем другой, менее консерватив-

ный путь вычисления остаточной прочно-

сти дефектной трубы с рассматриваемым

усилением. Он также базируется на фор-

муле (8) и заключается в рассмотрении

начальной номинальной толщины трубы

t = tI + t

II. При этом глубина дефекта a

eff(x)

определяется как

(12)

Найденное по формуле (5) значение

относится к толщине трубы t = tI + t

II. Для пе-

ресчета на номинальную толщину стенки

его значение умножают на число (tI + t

II)/ t

I = 2.

Если полученное значение будет больше

единицы, принимают равным единице.

Рассмотрим пример вычисления по опи-

санному выше способу. Будем считать, что

дефект прямоугольный и его относительная

глубина a/tI = 0,6, отношение t

I/R 1/32,

длина дефекта а длина проточки

B = 4tI. Вычислим значение S

d/S

brutto для

такой модели дефекта. Очевидно, что

Sd = (0,6 t

I + t

II)B + (L – B)0,6t

I = 0,6t L + 4(t

I)2,

а Sbrutto

= L2tI. Тогда S

d/S

brutto = 0,37. Для такого

дефекта Подставив

эти значения в формулы (7) и (8), получим

Однако значение

коэффициента ослабления С относится

к трубе с двойной толщиной стенки. Если

рассматривать начальную трубу, то полу-

ченное значение С нужно умножить на 2.

Поскольку в таком случае значение С

больше единицы, это означает, что труба

с дефектом и муфтой не является самым

слабым местом трубопровода.

На основании вышесказанного проведем

сравнительный анализ муфт с проточкой,

конструкции № 3 и муфты КТР 7.

1. При наличии дефекта в поперечном

направлении все муфты полностью вос-

станавливают несущую способность тру-

бы, если минимальная толщина их стенки

не меньше толщины стенки основной трубы.

Слабым звеном может являться сварной

угловой шов III. Очевидно, что в случае

применения муфты с технологическими

кольцами (нахлесточно-стыковой шов) этот

недостаток пропадает.

Следует отметить, что муфта с проточкой

содержит концентратор напряжений в зоне

округления. Величина этого концентрато-

ра напряжений при отношении 1 / 2 длины

проточки к ее глубине, равном 3 и более,

примерно равна 1,4 и меньше при усло-

вии, что минимальный радиус скругления

не менее толщины стенки муфты. При

статических нагрузках действие концентра-

тора обычно не учитывается. Циклические

нагрузки в продольном направлении трубы

не рассматриваются.

2. При наличии дефекта в продольном

направлении все муфты теоретически могут

не полностью восстанавливать несущую

способность трубопровода: чем больше

длина проточки или пустоты над сварным

швом (для муфт конструкции № 3 и КТР 7),

тем хуже. Эта длина характеризуется без-

размерным параметром Если < 1

не превышает 1, то эффект неусиления

будет незначительным, т. е. уменьшение

несущей способности для самых небла-

гоприятных случаев не будет превышать

нормативного значения 0,9. Поэтому

рекомендуем придерживаться условия

.

Рассмотрим пример расчета усиления

трубопровода DN 1020 12 мм.

Для рассматриваемых муфт имеем:

• муфта с проточкой – В 50 мм;

• конструкции № 3 – В = 100 мм;

• конструкции КТР 7 – В 50 мм.

Величина = 78 мм. Рекомен-

дуемому условию соответствуют

муфты с проточкой и конструкции КТР 7.

Однако это условие распространяется

только на продольные дефекты. При их от-

сутствии оно несущественно.

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность58

Таким образом, с точки зрения прочно-

сти муфта с проточкой может применяться

для ремонта дефектов участков трубопро-

вода (в том числе магистрального) с коль-

цевым сварным швом. Важно отметить,

что данная муфта обеспечивает надежный

ремонт продольно ориентированных де-

фектов. Предложенный метод ремонта

имеет высокую привлекательность с точки

зрения низких ресурсоемкости и трудоза-

трат на изготовление и монтаж.

Список литературы

1. Патент України № 55653 на корисну модель «Спосіб

монтажу зварної муфти на дефектний кільцевий стик

діючого трубопроводу», 2010.

2. ГБН В.3.1-00013741-12:2011. Магистральные

газопроводы. Ремонт дуговой сваркой в условиях

эксплуатации. – Киев : Министерство энергетики

и угольной промышленности Украины, 2011. – 152 с.

3. СТО Газпром 22.3-137–2007. Инструкция по тех-

нологиям сварки при строительстве и ремонте

промысловых и магистральных газопроводов. Ч. ІІ.

4. СНиП 2.05.06–85*. Строительные нормы и правила.

Магистральные трубопроводы.

5. ANSI / ASME B31G-1991 Американский националь-

ный стандарт для трубопроводов под давлением.

Руководство для определения остаточной прочности

трубопроводов, подвергшихся коррозии.

УДК 622.691.4

Разработка технологических решений капитального ремонта магистральных газопроводов «Футляр 1020–1420» для повторного применения железобетонных пригрузов типа УБО»А. А. Галеев (ОАО «Специализированное управление подвод-

но-технических работ № 10»)

При капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов немалый

процент затрат связан с закреплением участков трубопроводов на проектные

отметки, т. е. с их балластировкой железобетонными пригрузами на обводненных,

заболоченных и пойменных участках. Руководителями ОАО «СУПТР-10» было

принято решение рассмотреть вопрос о возможности повторного применения

железобетонных пригрузов типа УБО с последующим предложением исполь-

зовать данную технологию на объектах ОАО «Газпром».

Одной из проблем при балластировке

трубопроводов является необходи-

мость выполнения таких нерацио-

нальных работ, как погрузка, транспорти-

ровка (вывоз), утилизация использованных

железобетонных пригрузов (рис. 1). Под

длительным воздействием агрессивной

естественной среды (20–30 лет) монтажные

металлические петли подвергаются корро-

зии, в связи с чем повторное применение

Рис. 1. Технический недостаток существующей конструкции железобетонных пригрузов

59

данного пригруза становится технически

невозможным. Указанные работы к тому же

требуют значительных неоправданных фи-

нансовых вложений.

В связи с этим по распоряжению гене-

рального директора ОАО «СУПТР-10» была

создана рабочая группа по разработке

устройства, которое позволяло бы приме-

нять демонтированные железобетонные

утяжелители УБО 1020–1420 при капиталь-

ном ремонте магистральных газопроводов

повторно.

Конструктивный чертеж (рис. 2) и схема

монтажа (рис. 3) устройства, именуемого

«Футляр 1020–1420» (далее – футляр),

разрабатывались техническим отделом.

При разработке модели учитывался ос-

новной принцип работы мягких силовых

поясов. Материал для изготовления фут-

ляра сертифицирован и уже используется

в качестве силовых поясов для железо-

бетонных пригрузов в ОАО «Газпром».

Данные мягкие силовые пояса изготавли-

ваются из технической ткани, прочность,

деформативность, химическая стойкость

и долговечность которой обеспечивают

возможность использования их в качестве

силовых элементов балластирующих кон-

струкций трубопроводов.

Строповка железобетонного груза и его

перемещение от места складирования

к месту установки на трубопровод на стре-

ле крана-трубоукладчика осуществляются

с помощью специальной траверсы (см.

рис. 3). Сборку утяжелителей проводят

около траншеи. Бетонные блоки поднимают

трубоукладчиком при помощи траверсы, и,

поддерживая их в вертикальном положении,

два стропальщика закрепляют на них футляр

с соединительными поясами.

Транспортировку блоков утяжелителей

в зону монтажа производят на стреле тру-

боукладчика.

Все работы по балластировке трубопро-

вода железобетонными пригрузами выпол-

няет звено в составе пяти исполнителей.

Порядок выполнения работ звеном

следующий:

• машинист (М) подводит кран-трубо-

укладчик к очередной паре пригрузов,

монтажники наружных трубопроводов

(Т3, Т4) стропят траверсой за монтаж-

ные проушины пригрузы, Т3 подает ма-

шинисту крана-трубоукладчика сигнал

поднять груз;

• машинист приподнимает пару пригрузов

на 10–15 см, монтажники наружных трубо-

проводов проверяют надежность и правиль-

ность строповки, надевают снизу футляр,

завязывают ремень для фиксации, после

чего, отойдя от пригруза на безопасное

расстояние, Т3 подает машинисту крана-

трубоукладчика сигнал поднять пригруз

и транспортировать его к месту навеши-

вания на трубопровод;

• машинист крана-трубоукладчика транс-

портирует пару пригрузов к бровке траншеи;

• монтажники наружных трубопроводов

(Т1 и Т2) устанавливают переходной мостик

и трап на трубопровод;

• монтажник наружных трубопроводов

(Т2) подносит синтетический материал, из-

готавливает из него предохранительные

прокладки и навешивает их на трубопровод

в месте установки пригруза;

• машинист крана-трубоукладчика припод-

нимает пригруз над местом его установки;

• монтажники наружных трубопроводов (Т1

и Т2) с помощью оттяжек разворачивают

висящий на крюке пригруз, придавая ему

в пространстве нужное положение, монтаж-

ник (Т1), убедившись в правильном поло-

жении пригруза, подает машинисту трубо-

укладчика сигнал медленно опускать его;

• машинист крана-трубоукладчика мед-

ленно опускает пригруз;

• монтажники наружных трубопроводов

(Т1 и Т2) проверяют правильность посадки

пригруза (отсутствие перекоса и наклонов

в сторону);

• при правильной посадке груза на тру-

бопровод монтажник (Т1) подает сигнал

машинисту крана-трубоукладчика приспу-

стить крюк с траверсой;

• монтажники наружных трубопроводов

(Т1 и Т2) по переходному мостику и трапу

подходят к пригрузу и освобождают мон-

тажные петли установленного пригруза

от крюков траверсы;

• монтажники наружных трубопроводов

изолируют места крепления соедини-

тельных поясов с блоками утяжелителя

грунтовкой путем обмазки;

ба

гв

Рис. 2. Конструктивный чертеж устройства «Футляр 1020–1420»:а, б, в – эскизы; г – нагрузки

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность60

• машинист крана-трубоукладчика пере-

гоняет кран-трубоукладчик за следующим

пригрузом.

Испытания пробной партии устройства

«Футляр 1020–1420» проводились на про-

мышленной базе ОАО «СУПТР-10» в услови-

ях, максимально приближенных к полевым

(трассовым), т. е. на бровке зафиксировали

плеть длиной 30 м. При помощи автокрана

была выполнена установка пригрузов типа

УБО-1400 с использованием силовых поясов

футляра на трубопровод (рис. 4).

При монтаже нижняя кромка пригруза

на грунт не опирается (см. рис. 4). Конструк-

ция выдерживалась сутки. Пригрузы свое

положение не изменили, футляр работает

без отказов (отсутствуют какие-либо раз-

рывы, материал не растягивается). Далее

было принято решение рассмотреть пове-

дение силовых футляров при естественных

нагрузках. Произвели засыпку пригрузов

песчаным влажным грунтом. Пригрузы свое

положение не изменили, силовой футляр

работает (отсутствуют какие-либо разрывы,

материал не растягивается).

Испытания прошли успешно, устройство

работает в соответствии с требованиями

разработанного проектного решения.

Таким образом, ОАО «СУПТР-10» пред-

лагает рассмотреть техническое решение,

которое позволит значительно снизить

затраты на покупку новых пригрузов типа

УБО, их транспортировку, а также вывоз

и утилизацию демонтированных пригрузов.

В настоящее время получено уведом-

ление Федерального института промыш-

ленной собственности от 29 ноября 2011 г.

о положительном результате формальной

экспертизы по ранее поданной заявке

№ 2011145402 / 06 на изобретение «Мягкий

силовой пояс для крепления балластных

грузов». Дата подачи заявки – 9 ноября

2011 г.

Следующим этапом должна явиться

экспертиза заявки по существу, которая

включает проверку соответствия заявлен-

ного технического решения условиям па-

тентоспособности изобретения. По резуль-

татам экспертизы принимается решение

о выдаче или отказе в выдаче патента. Срок

проведения экспертизы законодательно

не регламентирован. Как правило, решение

выносится примерно через 18–24 мес с да-

ты подачи заявки в Патентное ведомство.

В соответствии со ст. 1392 ч. IV Граждан-

ского кодекса Российской Федерации за-

явленному изобретению предоставляется

временная правовая охрана.

б

H

а

Рис. 4. Общий вид устройства «Футляр 1020–1420» на пригрузе УБО-1400

Рис. 3. Схема монтажа устройства «Футляр 1020–1420»:а – строповка железобетонного пригруза; б – установка пригруза на трубопровод; 1 – железобетонные при-грузы; 2 – соединительный пояс; 3 – траверса; 4 – мягкий силовой пояс; 5 – трубопровод; 6 – песчаный грунт для засыпки; 7 – кран-трубоукладчик

61

УДК 622.691.4

Разработка технологии ремонта стыков труб с дефектами «смещение кромок»К. Б. Гусейнов, М. П. Зяблицев (ООО «Газпром трансгаз Махачкала»)

Магистральный газопровод (МГ) Моздок – Казимагомед в границах обслуживания

ООО «Газпром трансгаз Махачкала», выполненный в однониточном исполнении,

обеспечивает транспорт газа потребителям Республики Дагестан и экспорт газа

из Азербайджанcкой Республики в Российскую Федерацию. Однониточное ис-

полнение не позволяет выводить его из эксплуатации на длительный срок для

проведения ремонтных работ. Эти условия и значительное количество дефектов

определяют необходимость разработки новых прогрессивных технологий ре-

монта, обеспечивающих надежность газопровода при снижении затрат времени

и материалов, без вырезки дефектных стыков.

Капитальный ремонт по замене изоля-

ционного покрытия в ООО «Газпром

трансгаз Махачкала» проводится

на действующем магистральном газо-

проводе однониточного исполнения под

давлением транспортируемого газа.

При проведении обследования вскры-

тых участков газопровода обнаруживается

значительное количество дефектов, зало-

женных при его строительстве. По типу

преобладают дефекты с недопустимой

величиной смещения кромок в свар-

ных стыковых соединениях. В качестве

примера можно привести два смежных

межкрановых участка МГ Моздок – Ка-

зимагомед общей длиной 46 км, на ко-

торых выявлено 96 дефектных сварных

соединений с недопустимой величиной

смещения кромок [1].

По положениям действующей норма-

тивно-технической документации ремонт

таких дефектов возможен двумя способами:

• вырезкой дефектного стыка и заменой

участка газопровода «катушкой [2];

• установкой сварных стальных муфт [3].

Замена дефектного участка «катушкой»

является традиционной и надежной техно-

логией. Однако этот способ для устранения

всех дефектов требует стравливания газа

и вывода из эксплуатации газопровода

на длительный срок.

Ремонт дефекта «смещение кромок»

сварными стальными муфтами позволяет

избежать стравливания газа и остановки

газопровода. При этом значительно возра-

стают объемы сварочно-монтажных работ.

Кроме того, согласно проведенным рас-

четам ремонт стыка с дефектом «смещение

кромок» методом наложения муфт снижает

концентрацию напряжений в кольцевом

стыке всего на 10–15 %, что малоэффек-

тивно с позиции обеспечения необходимой

надежности магистрального трубопровода.

Все вышеизложенное выявляло необ-

ходимость экспериментальной обосно-

ванности допустимых значений величины

дефекта «смещение кромок» и разработки

новой технологии ремонта кольцевых сты-

ков с дефектами типа «смещение кромок».

По договору ООО «Газпром трансгаз Ма-

хачкала» с РГУ нефти и газа им. И. М. Губ-

кина кафедрой «Сварка и мониторинг

нефтегазовых сооружений» в 2010 г. была

выполнена НИР «Разработка регламента

по ремонту дефектов «смещение кромок»

стыковых сварных соединений магистраль-

ных газопроводов ООО «Газпром трансгаз

Махачкала».

Опасность дефекта «смещение кромок»

проявляется в возникновении в сварном

соединении дополнительных зон концентра-

ции напряжений. Причина тому – возникаю-

щий момент силы М в зоне шва, вызванный

плечом приложения продольной нагрузки

в стенке трубы. Из-за воздействия изгибаю-

щего момента происходит деформирование

трубы, что ведет к накоплению рассеянной

поврежденности в металле стенки трубо-

провода в процессе эксплуатации.

Необходимым стало решение о создании

симметричных условий нагружения в свар-

ном соединении с дефектом «смещение

кромок» и увеличением момента сопро-

тивления стенки трубопровода на участке

периметра трубы, деформирующегося под

воздействием возникающего изгибающего

момента.

На действующем газопроводе доступ

к внутренней поверхности стенки трубы

затруднен (невозможен без вырезки участ-

ка трубопровода). Также по требованиям

безопасности запрещено проводить сва-

рочные работы внутри трубы участков тру-

бопровода, подключенного к действующему

газопроводу. Поэтому изменение формы

сварного соединения изнутри трубы для

действующего газопровода путем подвар-

ки (наплавки) и механической обработки

из рассмотрения исключалось.

Предложенная идея реализована путем

установки по наружной поверхности трубы,

в зоне сварного соединения, усиливающей

накладки по схеме, показанной на рис. 1.

Ремонтная накладка устанавливается

на участок, прилегающий к сварному со-

единению со стороны трубы, имеющей

кромку сварного соединения со смеще-

нием внутрь. Ширина накладки должна

быть не менее 250 мм вдоль оси трубо-

провода. Длина накладки определяется

протяженностью дефектного участка

сварного соединения. Фиксация накладки

на трубопроводе осуществляется с по-

мощью обжимных устройств. Приварка

накладки к стенке трубопровода и кон-

троль качества сварных швов выпол-

няются в соответствии с требованиями

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность62

действующих отраслевых нормативных

документов.

Проверка эффективности снижения

напряженно-деформированного состоя-

ния сварного соединения со смещением

кромок, реализуемого предложенным

решением, проведена в несколько этапов:

• численный расчет напряженно-деформи-

рованного состояния сварного соединения

со смещением кромок без усиливающих на-

кладок методом конечных элементов (МКЭ);

• численный расчет напряженно-деформи-

рованного состояния сварного соединения

со смещением кромок с установленными

усиливающими накладками МКЭ;

• циклическое испытание натурных образ-

цов, вырезанных из сварных соединений

со смещением кромок, без усиливающих

накладок и с накладками;

• циклические испытания сварной труб-

ной плети внутренним гидравлическим

давлением.

Для теоретической проверки целесо-

образности применения предлагаемой

технологии ремонта сварного соединения

со смещением кромок был применен про-

граммный комплекс ANSYS Workbench.

Геометрическая модель создавалась

с помощью программного комплекса

SolidWorks.

На рис. 2 представлено поле распре-

деления интенсивности напряжения для

сегментов труб, имеющих внешний диаметр

1220 мм, с толщиной стенки S 12,8 мм,

сваренных с дефектом «смещение кро-

мок», равным в максимальной части 6,4 мм

(0,5S), нагруженных внутренним давлением

2 МПа. На рис. 2, а показано распределе-

ние для сегмента без ремонтной накладки,

на рис. 2, б – дефекта, отремонтированного

по предлагаемой технологии. Видно, что

величина концентрации напряжений после

установки ремонтной накладки значительно

снижена. Аналогичное изменение также по-

казало моделирование труб с диаметрами

1020 и 1420 мм.

Таким образом, теоретическая оценка

напряженно-деформированного состояния

показала эффективность предлагаемой

технологии ремонта.

Выбор метода лабораторных механи-

ческих испытаний исходил из общеми-

ровой статистики отказов магистральных

газопроводов: бóльшая часть отказов МГ

ба

D

250

R = 100

Ремонтнаянакладка

Кромка трубы,смещенная к оси

Рис. 1. Схема монтажа усиливающей накладки для ремонта сварных стыков трубопровода с де-фектом «смещение кромок»

Рис. 2. Поле распределения интенсивности напряжений

Рис. 3. Трубные сегменты и их обработка для изготовления образцов с накладками:а – вырезаемые из трубы сегменты; б – сваренная заготовка для образца; в – образец для испытаний

63

в отсутствие коррозионных повреждений

обусловлена воздействием на материал

длительных повторных нагрузок, вызван-

ных перепадами внутреннего давления [4].

Данные факты свидетельствовали о не-

обходимости использования при оценке

целесообразности метода ремонта дефекта

«смещение кромок» кольцевых стыковых

сварных соединений лабораторных механи-

ческих испытаний, реализующих цикличе-

ское нагружение испытываемых образцов.

Кроме того, было необходимо использо-

вать образцы для механических испытаний,

позволяющие реализовывать в материале

жесткость напряженно-деформированного

состояния, аналогичную жесткости напря-

женно-деформированного состояния, реа-

лизуемой в материале стенки трубопрово-

да, нагруженного внутренним давлением.

Как наиболее простое и экономически

обоснованное было проведено испыта-

ние на одноосное растяжение образцов,

имеющих значительную толщину рабочей

части (рис. 3).

Данная форма образцов позволяет

достигнуть значительного градиента на-

пряженно-деформированного состоя-

ния поперек рабочей части образца как

в пластической, так и в упругой областях

деформаций [5].

В процессе испытаний циклическому

нагружению на универсальной разрывной

машине ZDM-100 Pu были подвергнуты

42 сегмента стыков труб, имеющих различ-

ные смещение кромок и толщину стенки,

выполненные из стали категории прочности

К60 (Х70), 18 из них имели усиливающие

накладки. Испытываемые сегменты стыков

труб имели толщину стенки 12, 14 и 19 мм

(соответственно, по 14 образцов, из них

по 6 с усиливающими накладками). Испы-

тывались образцы, имеющие относительное

смещение кромок величиной 0,35S; 0,4S;

0,5S; 0,7S (на каждую величину смещения –

два образца одной толщины без накладок

и, начиная с величины смещения 0,4S, два

образца одной толщины с накладками).

Образцы испытывались при асимме-

трии цикла R = 0,6; частота = 500 мин–1,

с максимальной нагрузкой в цикле max

,

определяемой по формуле:

max

= 0,75 T, (1)

где T – значение предела текучести по стан-

дарту API 5L, МПа.

На основе полученных данных был по-

строен график зависимости величины цик-

лической прочности от величины смещения

кромок, показанный на рис. 4.

Результаты испытаний показали резкое

падение характеристик трещиностойкости

образцов без накладок с величиной смеще-

ния, превышающей 0,4S. Однако образцы,

имеющие указанную величину смещения,

показали фактически такие же характери-

стики трещиностойкости, что и образцы

со смещением 0,35S.

Образцы, имеющие смещение кромок,

равное 0,4S; 0,5S и 0,7S, с приваренной

накладкой показали трещиностойкость

бóльшую или соответствующую трещино-

стойкости образцов, имеющих смещение

0,35S.

Для оценки эффективности предлагае-

мой технологии были проведены цикли-

ческие испытания сварной трубной плети

внутренним гидравлическим давлением.

Трубная плеть сварена из сегментов труб,

имеющих толщину стенки 19 мм, выпол-

ненных из стали категории прочности К60

(Х70), с внешним диаметром 1420 мм

(рис. 5). Трубную плеть сваривали с при-

Рис. 4. График зависимости величины циклической прочности от величины смещения кромок для сегментов с различной толщиной стенки:1–3 и 4–6 – образцы с толщиной стенки 12, 14 и 19 мм, соответственно, без накладок и с накладками

Рис. 5. Размеры трубной плети (а) и технологическая схема испытаний (б):1–5 – сварной шов с максимальным смещением, соответственно, 0,4; 0,5 с накладкой; 0,5; 0,7 с накладкой; 0,7

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность64

менением оборудования и материалов

на режимах, регламентированных СТО Газ-

пром 2-2.2-136–2006 [6]. Использовались

накладки следующих размеров: толщина –

19 мм, ширина – 250 мм, радиус скругле-

ния – 100 мм. Выбиралась накладка с такой

длиной дуги, которая могла обеспечить пе-

рекрытие части шва, имеющего смещение,

бóльшее половины максимальной величи-

ны смещения. Заполнение трубной плети

проводилось до максимального давления,

вычисляемого по формуле:

(2)

где D – внешний диаметр, м.

Асимметрия цикла R = 0,6. Минимальное

давление в цикле составляло:

(3)

После появления разрушения на ка-

ком-либо сегменте осуществлялось осво-

бождение от рабочей среды плети. Далее

сегмент, подвергшийся разрушению,

вырезался, после чего торцы труб подго-

тавливались под сварку. Затем произво-

дилась сварка кольцевого сварного шва

с последующим контролем качества. Тре-

бования к качеству сварного шва предъ-

являлись в соответствии с СТО Газпром

2-2.4-083–2006 [7]. Порядок возникновения

разрушений, концентратор, от которого

развивалось разрушение, и количество

циклов, предшествующих разрушению,

показаны на рис. 6.

Как видно из представленного графи-

ка, стыковые кольцевые соединения при

проведении гидравлических испытаний

трубной плети показали более низкую

малоцикловую прочность по сравнению

со стыковыми соединениями образцов,

имеющих соответствующие смещение и ва-

риант исполнения (с ремонтной накладкой

или без нее). Данные результаты могут быть

объяснены влиянием масштабного факто-

ра. Однако, несмотря на небольшое сниже-

ние малоцикловой прочности, применение

ремонтных накладок позволило достигнуть

величины малоцикловой прочности для

сварного шва с максимальным смещением

0,7S, большей, чем у стыкового соединения

со смещением 0,4S. Результаты механи-

ческих испытаний показали фактическую

равность величин малоцикловой прочно-

сти стыковых соединений со смещением

0,35S и 0,4S. Таким образом, на основе

результатов проведенных испытаний можно

сделать вывод о целесообразности при-

менения технологии ремонта кольцевых

стыковых соединений, имеющих дефек-

ты типа «смещение кромок», приваркой

ремонтных накладок.

На разработанную технологию ремонта

дефектов стыков труб с дефектами «сме-

щение кромок» зарегистрирована заявка

о выдаче патента Российской Федерации

на изобретение № 2011119072.

Разработанная ремонтная технология

с 2011 г. успешно применяется в ООО «Газ-

пром трансгаз Махачкала» на МГ Моздок –

Казимагомед. Планируемый экономический

эффект по устранению всех выявленных

дефектов типа «смещение кромок» состав-

ляет 16,9 млн руб.

В заключение следует отметить, что

применение метода конечных элементов

для анализа напряженно-деформируемого

состояния трубопровода, имеющего дефект

«смещение кромок», показало следующее:

• использование приварных накладок

в зоне максимального смещения суще-

ственно снижает величину интенсивности

напряжений в части сегмента, имеющего

отклонения от цилиндрической формы,

за счет увеличения момента сопротив-

ления возникающему изгибающему

моменту;

• целесообразным является применение

накладок с толщиной, равной толщине

стенки трубопровода, шириной 250 мм

и длиной, обеспечивающей перекрытие

части стыкового соединения, имеющего

смещение, превышающее половину мак-

симального.

Проведенные механические и гидрав-

лические испытания показали:

• эффективность предлагаемой ремонтной

технологии для сварных стыковых соедине-

ний, имеющих дефект «смещение кромок»

от 0,4S до 0,7S, с позиции обеспечения

необходимой надежности магистрального

трубопровода;

• возможность увеличения значения допу-

стимого смещения кромок кольцевых сты-

ковых сварных соединений трубопроводов

до величины 0,4S.

Список литературы

1. Р Газпром 2-2.3-260–2008. Методика расчета

допустимого смещения кромок при контроле каче-

ства сварных соединений при капитальном ремонте

(переизоляции) магистральных газопроводов. – М. :

ОАО «Газпром», 2009.

2. СТО Газпром 14-2005. Типовая инструкция по про-

ведению огневых работ на газовых объектах ОАО

«Газпром». – М. : ОАО «Газпром», 2005.

3. СТО Газпром 2-2.3-137–2007. Инструкция по тех-

нологиям сварки при строительстве и ремонте про-

мысловых и магистральных газопроводов. – Ч. II. – М. :

ОАО «Газпром», 2007.

4. Харионовский В. В. Надежность и ресурс конструк-

ций газопроводов. – М. : Недра, 2000. – 467 с.

5. Лебедев А. А. Механические свойства конструк-

ционных материалов при сложном напряженном со-

стоянии: справочник / Нац. акад. наук Украины. Ин-т

проблем прочности им. Г. С. Писаренко; Под общ. ред.

А. А. Лебедева: 3-е изд., перераб. и доп. – Киев : Iн

Юре, 2003. – 535 с.

6. СТО Газпром 2-2.2-136–2007. Инструкция по тех-

нологиям сварки при строительстве и ремонте про-

мысловых и магистральных газопроводов. – Ч. I. – М. :

ОАО «Газпром», 2007.

7. СТО Газпром 2-2.4-083–2006. Инструкция по не-

разрушающим методам контроля качества сварных

соединений при строительстве и ремонте промысло-

вых и магистральных газопроводов. – М. : ОАО «Газ-

пром», 2007.

Рис. 6. Результаты циклических испытаний труб-ной плети:1 – стыки без ремонтной накладки, 2 – стыки с ре-монтной накладкой

Подписка на периодические издания ООО «Газоил пресс» на 2013 год

Для оформления издательской подписки необходимо заполнить заявку,

типовая форма которой опубликована на сайте www.gasoilpress.ru.

Там же можно ознакомиться с информацией о ценах и скидках

на подписку и оформить заявку в электронном виде.

Заполненную надлежащим образом заявку просим направлять

на e-mail: dostavka@gasoilpress.ru или по факсу: +7 (495) 430-87-39

Преимущества издательской подписки:

• минимальные цены на периодические издания;

• • кратчайшие сроки исполнения заказов

и доставки изданий по всему миру;

• предоставление дополнительных скидок при заказах

от 25 комплектов одного наименования;

• возможность подписаться на электронные версии

изданий;

• возможность приобрести любое количество

вышедших номеров периодических изданий;

• для нерезидентов России – возможность оплаты

в долларах США или евро;

• полная документарная поддержка, оформление договоров

и контрактов.

Через почтовые отделения подписка доступна:

• каталог агентства «Роспечать» (красный) «Газеты. Журналы»,

индексы: 81450, 80265, 84467, 80211, 70281;

• каталог агентства «Роспечать» «Издания органов НТИ», индексы: 58690 и 58691;

• каталог российской прессы «Почта России», индексы: 11843, 11845;

• объединенный каталог «Пресса России Том 1» (зеленый), индексы: 29103, 29630,

29000; 10335.

Также на периодические издания «Газоил пресс» можно подписаться через

альтернативные агентства (информация доступна на сайте: www.gasoilpress.ru)

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность66

УДК 622.691.4

Сервисное обслуживание систем торцовых газодинамических уплотнений нагнетателейприродного газаВ. А. Субботин, В. А. Грабовец (ООО «Газпром трансгаз Самара»), С. В. Фалалеев

(Самарский государственный аэрокосмический университет), К. Ю. Шабанов

(ООО «Газпром трансгаз Самара»), И. С. Виноградов (ПТП «Самарагазэнергоремонт»),

В. В. Мидюкин (ООО «Газпром трансгаз Самара»)

В ООО «Газпром трансгаз Самара» эксплуатируется 48 газоперекачивающих

агрегатов (ГПА) с торцовыми газодинамическими уплотнениями (ТГДУ), в том

числе 43 ГПА самарского производства, переоборудованных на ТГДУ путем

замены масляных уплотнений. Общая наработка составила более 350 тыс. ч,

а лидерный ТГДУ отработал более 36 тыс. ч. Специалисты ООО «Газпром трансгаз

Самара» совместно с учеными Самарского государственного аэрокосмического

университета (СГАУ) непрерывно совершенствуют системы ТГДУ с учетом опыта

эксплуатации, разрабатывают узлы уплотнений для других типов нагнетателей,

а также развивают экспериментально-испытательную базу. Ниже изложен опыт

сервисного обслуживания систем, описаны разработанные эксперименталь-

ное оборудование и методика эквивалентных испытаний на воздухе, а также

основные подходы к созданию системы диагностирования систем ТГДУ при

эксплуатации и плановых осмотрах.

Основные проблемы, возникающие

при создании новой и модерниза-

ции существующей стационарной

газотурбинной техники, связаны в первую

очередь с требованиями повышения эко-

номичности и увеличения срока ее экс-

плуатации. Эксплуатационные параметры

стационарных газотурбинных установок

зависят от допустимых в них уровней дав-

ления, температуры и скоростей враще-

ния, пределы которых часто определяются

возможностями используемых уплотни-

тельных узлов.

В настоящее время существует тен-

денция к реконструкции наземных уста-

новок, предполагающая использование

высокотехнологичных узлов, которые

существенно снижают затраты на экс-

плуатацию и повышают их надежность.

Один из наиболее ярких примеров –

применение торцовых газодинамиче-

ских уплотнений [1]. При соблюдении

правил эксплуатации и своевременного

обслуживания такое уплотнение должно

работать с малой утечкой без изнашива-

ния пары трения в течение длительного

ресурса (до 100 тыс. ч). Эффективность

внедрения ТГДУ в ГПА характеризуется

стоимостью жизненного цикла ТГДУ,

включающей затраты на разработку

и изготовление уплотнения, переобору-

дование нагнетателя и эксплуатационные

расходы. Инвестиционные вложения при

производстве ТГДУ превышают затраты

по созданию традиционных уплотнитель-

ных узлов турбомашин, однако система

обеспечения функционирования и кон-

троля параметров требует существенно

меньших затрат [2]. Также значительно

ниже и эксплуатационные затраты.

СИСТЕМА СЕРВИСНОГО

ОБСЛУЖИВАНИЯ СИСТЕМ ТГДУ

Профилактические работы позволяют

значительно увеличить ресурс ТГДУ и ми-

нимизировать эксплуатационные затраты,

при этом от персонала требуются высо-

кий уровень теоретической подготовки

и наличие практических навыков. Узлы

ТГДУ являются продуктом высокоточной

технологии – имеют детали с точностью

изготовления поверхностей до 1 мкм.

Попадание в уплотнение твердых частиц

и капельной влаги может ухудшить рабо-

тоспособность уплотнений и уменьшить

срок их службы.

Работы по сервисному обслуживанию

систем ТГДУ включают:

• входной контроль комплектующих изде-

лий и материалов;

• выходной контроль комплектующих си-

стем ТГДУ на стендах;

• шеф-монтаж, авторский надзор во всех

видах испытаний;

• проведение технического аудита каче-

ства монтажа;

• технические консультации;

67

• визуальный осмотр оборудования во вре-

мя эксплуатации по согласованному графику

и выявление неисправностей;

• проверку технических параметров систем;

• проверку выходных параметров ТГДУ

по утечкам газа и давлению в полости ме-

жду его ступенями;

• визуальный осмотр кабелей и качества

соединений;

• очистку систем ТГДУ от пыли и грязи;

• замену узлов и комплектующих, доставку

необходимых запасных частей в установ-

ленные сроки;

• определение состава работ для проведе-

ния капитального ремонта и модернизации,

обеспечение запасными частями.

Наиболее целесообразной является ор-

ганизация комплексной системы сервисного

обслуживания, позволяющей применять

совместно различные подходы техобслужи-

вания к разным узлам оборудования исходя

из специфики их конструкции и условий экс-

плуатации на основе методики мониторинга

и диагностики конкретных узлов изделий.

Базовой концепцией сервиса систем ТГДУ

является осуществление обслуживания

и ремонта оборудования по фактическому

техническому состоянию.

Предлагаемый подход к сервисному

обслуживанию позволяет:

• минимизировать внеплановые остановки

(внезапные отказы) ТГДУ при достижении

максимально длительного срока его службы;

• оптимизировать структуры капитальных

ремонтов систем ТГДУ и, как следствие,

минимизировать большие единовременные

финансовые затраты;

• обеспечить эффективность ремонтов

за счет послеремонтного обследования;

• увеличить межремонтные интервалы

и сроки эксплуатации ТГДУ за счет проведе-

ния монтажных, наладочных, ремонтных ра-

бот и модернизации в точном соответствии

с техническими условиями и регламентами;

• идентифицировать и устранить повто-

ряющиеся отказы путем анализа состояния

систем ТГДУ;

• равномерно и обоснованно производить

загрузку ремонтного персонала;

• повысить уровень промышленной без-

опасности;

• снизить эксплуатационные затраты

предприятия.

В ООО «Газпром трансгаз Самара» был

реализован комплекс по разработке, произ-

водству и сервисному обслуживанию ТГДУ,

в рамках которого производятся следующие

мероприятия:

• мониторинг технического состояния си-

стем ТГДУ во время эксплуатации;

• регламентные работы систем ТГДУ;

• мелкий ремонт систем ТГДУ непосред-

ственно в условиях компрессорной станции;

• оценка состояния нагнетателя природно-

го газа и смежных с ТГДУ узлов, способных

оказать влияние на работоспособность ТГДУ;

• ревизия поступивших в ремонт узлов

и стоек контроля и управления ТГДУ;

• ремонт узлов и стоек контроля и управ-

ления ТГДУ;

• испытания отремонтированных узлов

и стоек контроля и управления ТГДУ;

• входной контроль покупных изделий

и комплектующих;

• анализ дефектов и установление причин

отказа систем ТГДУ;

• оценка остаточного ресурса систем ТГДУ;

• ведение статистики и учета;

• консультации по внедрению систем ТГДУ;

• обучение сотрудников предприятий осо-

бенностям эксплуатации и обслуживания

систем ТГДУ.

Для реализации данных работ были

созданы:

• ремонтно-технологическая база;

• стенды для статических и динамических

испытаний ТГДУ;

• оборудование для контроля покупных

изделий и комплектующих;

• оборудование для оценки состояния эле-

ментов систем ТГДУ, поступивших в ремонт;

• склад с запасными узлами, запчастями

и расходными материалами;

• специализированные инструкции.

Весьма эффективным и необходимым

является создание системы диагности-

рования ТГДУ, в которой должны быть

реализованы оригинальные методы, раз-

работанные для обнаружения дефектов

в ТГДУ на ранней стадии их проявления.

Система диагностирования должна в авто-

матизированном режиме проводить анализ

причин выявленных дефектов с выдачей

рекомендаций по их устранению.

Внедрение предлагаемой системы

сервисного обслуживания, несомненно,

повысит надежность эксплуатируемых

систем ТГДУ, приведет к увеличению меж-

ремонтного ресурса и снижению затрат

на ремонт, уменьшит количество остано-

вок ГПА со стравливанием газа. Следует

отметить, что в настоящее время фирмы

«Джон Крейн», «ИглБургманн», «Грейс»

создали на территории России свои сер-

висные центры [3].

СОЗДАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЙ

БАЗЫ ДЛЯ ИСПЫТАНИЙ ТГДУ

От объема, режимов и длительности

испытаний зависят достоверность оцен-

ки характеристик и надежности изделия

и, как следствие, технико-экономиче-

ский эффект от его эксплуатации. Цели

экспериментальных исследований ТГДУ

заключаются в подтверждении результа-

тов осуществленных газодинамических

и прочностных расчетов, а также в оценке

принятых решений, касающихся выбора

материалов, процессов изготовления,

монтажа и эксплуатации узла ТГДУ.

ООО «Газпром трансгаз Самара» име-

ет многолетний опыт внедрения и экс-

плуатации систем ТГДУ компрессоров

природного газа. Совместно с учеными

СГАУ разработаны технология проекти-

рования, изготовления и ремонта ТГДУ и,

что особенно важно, методология их до-

водки на заданные параметры. Создана

производственная и экспериментальная

база, основывающаяся на оснащении

производства специальными станками,

лазерной установкой, испытательным

оборудованием, позволяющая проводить

весь необходимый спектр испытаний со-

здаваемых и ремонтируемых ТГДУ [4]. Ос-

нову этой базы составляют динамические

стенды СУ-1 и СУ-2 (табл. 1).

Стенды позволяют создавать практиче-

ски любые условия работы ТГДУ, соответ-

ствующие реальным условиям их эксплуа-

тации в составе ГПА. В том числе появилась

возможность исследовать нестационарные

режимы, например режим пуска-останова

[5]. В этом режиме происходят контакт и из-

нашивание уплотнительных поверхностей.

Следовательно, он во многом определяет

ресурс ТГДУ.

В соответствии с принятой концепцией

унификации [6] спроектированы несколько

базовых испытательных головок, каждую

из которых за счет использования пере-

ходных втулок можно будет использовать

для испытаний ТГДУ, имеющих близкие

диаметральные размеры.

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность68

ЭКВИВАЛЕНТНЫЕ

ИСПЫТАНИЯ ТГДУ

Создание методики испытаний ТГДУ

требует создания методики моделиро-

вания на динамическом стенде условий,

максимально приближенных к условиям

эксплуатации в составе нагнетателя при-

родного газа [7]. При имитации на дина-

мическом стенде условий эксплуатации

ТГДУ имеется возможность варьирования

следующих определяющих параметров:

давление уплотняемого газа p2, частота

вращения ротора , время работы на режи-

ме t, величина торцового биения втулки ,

температура уплотняемого газа T. Эконо-

мически целесообразно использовать мо-

дельный газ – воздух, который отличается

от природного газа теплофизическими

свойствами (динамическая вязкость μ,

плотность , универсальная газовая по-

стоянная Rг и др.). Поэтому условия рабо-

ты ТГДУ на стенде будут не идентичными

условиям эксплуатации в составе ГПА.

Например, воздух имеет почти на 50 %

бóльшую динамическую вязкость μ по срав-

нению с природным газом. С повышением

динамической вязкости рабочего газа газо-

динамические канавки начинают работать

более эффективно, растет величина зазора.

Однако растет и мощность трения в зазоре.

При этом изменяется также и величина ко-

эффициента конвективной теплоотдачи .

Выделяющееся в зоне трения тепло приво-

дит к возникновению температурного поля

и температурных деформаций в уплотни-

тельных кольцах.

В связи с этим на динамическом стенде

необходимо провести эквивалентные ис-

пытания ТГДУ на модельном газе – воздухе,

которые позволят смоделировать сущест-

вующее в условиях эксплуатации сочетание

показателей надежности и экономичности

уплотнения.

В табл. 2 приведены способы моделиро-

вания характеристик ТГДУ за счет изменения

определяющих параметров.

Способы моделирования были установ-

лены с использованием апробированной

математической модели ТГДУ [2].

ДИАГНОСТИРОВАНИЕ

И ОЦЕНКА РЕСУРСА ТГДУ

Решение задачи повышения надежности

и снижения затрат на эксплуатацию ГПА

требует создания научно обоснованных

методов и средств оценки ресурса систем

ТГДУ в условиях эксплуатации, при плано-

вых ремонтах ГПА и при решении вопроса

о продлении ресурса уплотнений.

В настоящее время специалистами

ООО «Газпром трансгаз Самара» совмест-

но с учеными СГАУ начата разработка

методики диагностирования и оценки

ресурса системы ТГДУ. Ее внедрение

позволит оптимизировать регламентные

работы, снизить затраты на техническое

обслуживание и ремонт. Комплекс диа-

гностирования системы ТГДУ предусма-

тривает минимально необходимую сово-

купность методов и технических средств

оценки состояния ТГДУ при проверке

на испытательном стенде и в условиях

эксплуатации. В результате проведения

предлагаемых работ межремонтный

ресурс уплотнений поднимется с 12 000

до 25 000 ч, что позволит выйти на уровень

зарубежных аналогов.

Планируемые результаты разработки:

• перечень допустимых величин типовых

повреждений деталей ТГДУ, обеспечиваю-

щий заданный ресурс и требуемые харак-

теристики узла ТГДУ;

Таблица 2

Способы моделирования характеристик ТГДУ

Исследуемые явления Возможные способы моделирования характеристик

Газодинамические характеристики уплотнения Использование критериального комплекса μ23

Тепловое состояние пары трения, температурные деформации колец пары трения Подбор определяющих параметров: , T,

Силовые деформации колец пары трения Создание рабочего значения p2

Динамическое состояние уплотнения Моделирование осевых вибраций за счет создания торцового биения

Ресурсные показатели (время работы, пуски-остановы) Воспроизведение числа пусков-остановов, подбор циклограммы работы, воссоздание времени работы t с моделированием эксплуатационных нагрузок

Таблица 1

Сравнительные характеристики стендов СУ-1 и СУ-2

Наименование характеристики Стенд СУ-1 Стенд СУ-2

Давление воздуха (азота), атм 120 120

Обороты ротора, мин–1 До 15 000 До 9000

Диаметр вала, мм 50–200 50–200

Диаметр корпуса, мм 150–350 150–350

Число испытуемых узлов 1 2

Управление стендом и сбор данных Вручную Полная автоматизация цикла испытаний

Длительность непрерывных испытаний, ч 1 24 и более

Дополнительные возможности Моделирование перекосов вала 1. Замеры крутящего момента2. Замеры температуры3. Моделирование нестационарных процессов

69

• результаты теоретических и эксперимен-

тальных исследований ТГДУ при наличии

типовых повреждений рабочих поверхно-

стей (сколов, царапин и др.);

• апробированная методология оценки

остаточного ресурса ТГДУ при плановых

ремонтах и в процессе эксплуатации;

• компьютерная система оценки ресурса

ТГДУ;

• стандарт предприятия ООО «Газпром

трансгаз Самара» – «Методика диагности-

рования и оценки ресурса ТГДУ».

Внедрение методики позволит сформу-

лировать обоснованные требования к по-

ставщикам и сервисному обслуживанию

ТГДУ; обеспечить снижение эксплуатацион-

ных затрат за счет уменьшения требуемого

количества ремонтов ГДУ; уменьшить ко-

личество остановок ГПА со стравливанием

газа; снизить безвозвратные потери газа.

Многолетний опыт эксплуатации в ООО

«Газпром трансгаз Самара» ТГДУ как им-

портного, так и собственного производства

показал, что использование дорогостоящих

уплотнений с газовой смазкой, требующих

высоких технологий, дает значительный

экономический эффект при соблюдении

правил эксплуатации и ремонта.

Список литературы

1. Фалалеев С. В., Чегодаев Д. Е. Торцовые бескон-

тактные уплотнения двигателей летательных аппа-

ратов: основы теории и проектирования. – М. : МАИ,

1998. – 278 с.

2. Повышение эксплуатационной надежности ГПА

развитием конверсированных авиационных техно-

логий / С. Д. Медведев, С. В. Фалалеев, Д. К. Новиков,

В. Б. Балякин. – Самара : Самарский научный центр

РАН, АСТ, 2008. – 371 с.

3. Гритцнер Э., Березин С. В. ООО «Игл Бургманн» –

комплексный подход к сервису уплотнительной техни-

ки // Разработка, производство и эксплуатация турбо-,

электронасосных агрегатов и систем на их основе:

Труды V Международной науч.-техн. конф. «СИНТ09». –

Воронеж : Научная книга, 2009. – С. 148–152.

4. Создание экспериментальной базы для испытаний

торцовых газодинамических уплотнений / С. Д. Мед-

ведев, В. В. Седов, С. В. Фалалеев и др. // Мега Пас-

каль. – 2008. – № 3. – С. 14–16.

5. Экспериментальные исследования ТГДУ / С. В. Фа-

лалеев, В. Б. Балякин, Д. К. Новиков и др. // Известия

СНЦ РАН. – Самара : СНЦ РАН, 2011. – Т. 13. – № 4. –

С. 209–212.

6. Фалалеев С. В., Седов В. В., Мидюкин В. В. Унифи-

кация конструкции газодинамических уплотнений //

Вестник СГАУ. – 2011. – № 3 (27). – Ч. 3. – С. 11–15.

7. Фалалеев С. В., Медведев С. Д. Разработка методики

эквивалентных испытаний торцовых газодинамических

уплотнений // Известия СНЦ РАН. – Самара : СНЦ РАН,

2008. – Т. 10. – № 3. – С. 844–848.

УДК 622.691.4

Капитальный ремонт пластинчатых трансмиссий в условиях ремонтных базА. Н. Зайцев, В. А. Зименков, И. Н. Урманцев,

Р. Б. Александрович (ДОАО «Центрэнергогаз»

ОАО «Газпром» в г. Югорске ПТУ «Надымгазремонт»)

На сегодняшний день зубчатые трансмиссии большинства газоперекачивающих

агрегатов (ГПА) заменены пластинчатыми. Новый тип трансмиссий позволяет

при передаче равнозначной мощности в большей степени компенсировать до-

пуски по угловой и радиальной расцентровке, а также допустимому осевому

смещению. В связи с этим актуальным становится вопрос об обеспечении

номинального ресурса, контроля и ремонта пластинчатых соединений транс-

миссии. В статье представлена методика проведения капитального ремонта,

балансировки и неразрушающего контроля пластинчатой трансмиссии на ре-

монтной базе, позволяющая значительно сократить затраты на транспортировку

и время на ремонт.

В настоящее время наработка боль-

шинства трансмиссий (рис. 1) до-

стигла 25 тыс. ч, после чего, согласно

паспортным данным завода-изготовителя

(ОАО «Авиадвигатель»), требуется прово-

дить их капитальный ремонт. Поскольку

техническая документация на ремонт

пластинчатых трансмиссий ремонтным

организациям не поставляется, возникает

необходимость их транспортировки на за-

вод-изготовитель.

На ремонтной базе ПТУ «Надымгазре-

монт» специалистами участка технической

диагностики, дефектоскопии, балансиров-

ки и контроля оборудования разработана

методика ФЮ-11–2001 ПМ «Капитальный

ремонт пластинчатых трансмиссий типа

Т-1900 МП6-2,235 (84-11-836) в условиях

ремонтных баз».

Методика содержит описание этапов

разборки и сборки пакета пластин эластич-

ных муфт трансмиссий, порядок проведения

методов неразрушающего контроля, а также

балансировку трансмиссий после ремонта.

В методике разработаны и внедрены

технологические карты:

• контроля неразрушающими методами

демпфирующих пластин на наличие де-

фектов типа «трещина»;

• поэтапной балансировки трансмиссии;

Рис. 1. Общий вид пластинчатой трансмиссии

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность70

• пошаговой разборки пластинчатых

трансмиссий.

Как говорилось выше, при эксплуатации

трансмиссий пластины (упругие элементы)

муфт компенсируют продольные и угловые

отклонения, а также радиальное смещение

валов свободной турбины и нагнетателя.

В результате многократных циклических

переменных нагрузок на демпферных

пластинах возможно образование трещин.

Следовательно, при проведении ремонтов

ГПА необходимо производить контроль

целостности этих пластин.

Трансмиссия служит для передачи

крутящего момента от свободной турби-

ны к нагнетателю. Она состоит из двух

пластинчатых муфт (рис. 2) – передней,

со стороны свободной турбины, и задней,

со стороны нагнетателя, – и вала трансмис-

сии. Вал разъемный, состоит из передней

и задней частей, соединенных фланцами.

Крепление фланцев осуществляется при

помощи промаркированных болтов и гаек.

Передняя и задняя пластинчатые муф-

ты имеют различия по местам стыковки

с валом свободной турбины и нагнетателя.

В остальном их конструкции идентичны

(рис. 3).

Каждая муфта (рис. 4) состоит

из фланцев 1, 3 и пакета демпферных

пластин с антифрикционным покрыти-

ем 2, соединенных между собой стяж-

ными резьбовыми элементами: втулка 5,

кольцо 6, гайка 7. Муфты соединены с ва-

лом посредством крепежных резьбовых

элементов: болтов 8 и гаек 9. Конструкция

для удобства балансировки и транспор-

тировки снабжена транспортировочными

болтами 4.

В соответствии с методикой прово-

дятся разборка передней и задней муфт,

демонтаж пакетов пластин. Затем осу-

ществляется неразрушающий контроль

каждой пластины отдельно основным

и дублирующим методами (рис. 5).

Основные дефекты, по которым проис-

ходит отбраковка, – это замятие пластины,

разрушение ее тефлонового покрытия,

наличие трещин.

После этого происходят сборка с про-

веркой всех контрольных поверхностей

на допустимые биения и поэтапная балан-

сировка всех основных узлов трансмиссии.

Для удобства сборки и учета остаточного

небаланса на трансмиссии отмечаются

легкая и тяжелая стороны.

Таким образом, данная методика позво-

ляет производить ремонт и неразрушающий

контроль в условиях ремонтных баз, что

уменьшает затраты на транспортировку

и значительно сокращает время ремонта.

Рис. 5. Проведение неразрушающего контроля

Рис. 2. Общий чертеж трансмиссии:1 – передняя муфта; 2 – задняя муфта; 3 – вал трансмиссии

Рис. 3. Пластинчатые муфты в разобранном виде

Рис. 4. Устройство пластинчатой муфты

71

УДК 622.691.4

Опыт вибродиагностического обследования двигателей АЛ-31СТ, работающих в составе ГПА-16Р «Уфа»В. Р. Хакимов, С. В. Скрынников (ООО «Газпром трансгаз Уфа»),

В. И. Акимов (ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Уфа»)

С 2002 г. в ООО «Газпром трансгаз Уфа» эксплуатируются двигатели АЛ-31СТ,

работающие в составе ГПА-16Р «Уфа». Первостепенной задачей эксплуатации

является обеспечение основных показателей надежности привода. Выполнен-

ные расширенные виброобследования газоперекачивающих агрегатов (ГПА)

позволяют выявить ряд характерных признаков, влияющих на надежность

их эксплуатации.

Необходимость проведения расши-

ренных вибрационных обследований

обусловлена отсутствием в штатной

системе контроля вибрации в трех направ-

лениях, узким диапазоном измеряемых

ею частот, которые не позволяют выяв-

лять предаварийное состояние приводов

ГПА-16Р «Уфа» с двигателями АЛ-31СТ.

Для выполнения расширенных вибро-

обследований были разработаны и реа-

лизованы мероприятия диагностического

направления по оценке технического со-

стояния двигателей АЛ-31СТ в условиях

эксплуатации на компрессорных станциях

за счет средств вибрационного монито-

ринга узлов ГПА и двигателя. В ходе работ

получены вибрационные характеристики

двигателей, позволившие сделать прогнозы

по изменению их технического состояния.

Работа проводилась по нескольким

направлениям. Первоначально определя-

лось влияние на эксплуатацию двигателей

внешних факторов: обследование опорных

колонн ГПА-16Р «Уфа» и опорных стоек

двигателей. Другим направлением стало

определение влияния работоспособности

узлов двигателей, в частности роторов,

в зависимости от режимов работы ГПА.

Замеры вибрации в шести точках по вы-

соте колонн, выполненные на первом этапе

работ, позволили получить эпюры вибра-

ционной нагрузки на них. Определено, что

жесткость колонн достаточна для обеспе-

чения работоспособности ГПА.

Обследование опорных колонн газо-

перекачивающего агрегата выполнялось

на двух режимах. По результатам виброоб-

следования выявлено следующее:

• общий уровень вибрации во всех точках

измерения не превышает допустимых зна-

чений и соответствует оценке «хорошо»,

согласно ЦП-862–87 «Временные нормы

вибрации фундаментов под ГПА»;

• в спектре виброскорости присутствуют

рабочие частоты роторов, отклонений

не обнаружено;

Рис. 1. Изменение вибрации ГПА ст. № 11 в зависимости от режимов работы: а – по штатным местам установки датчиков вибрации; б – по опорам

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность72

• вибрационная нагрузка по колоннам рав-

номерная, значения вибрации по высоте

колонн находятся в пределах 0,2–1,0 мм / с,

что не превышает нормативных значений.

Данные замеры также показали возмож-

ность определения работоспособности

опорных колонн в местах заделки в фун-

дамент на нулевой отметке.

Как говорилось выше, в рамках этого

направления также была выполнена оцен-

ка влияния вибрационных характеристик

опорных стоек двигателей на их работу.

Замеры собственных частот опорных стоек

показали, что частоты имеют ряд значе-

ний, совпадающих с частотами рабочих

режимов роторов: 146 Гц соответствует

8760 мин–1 ротора низкого давления,

а 200 Гц – 12 000 мин–1 ротора высокого

давления (РВД).

Исследования показали, что при работе

двигателей происходит перераспределение

нагрузки на опорные стойки. Поскольку

перераспределение нагрузки оказывает

влияние на изменение собственной частоты

опорных стоек двигателей, смонтированных

на раме ГПА, то их влияние на работу рото-

ров на выявленных частотах исключается

в связи с отсутствием их резонансного

проявления.

При проведении дальнейших виброоб-

следований установлено, что некоторые

из опорных стоек разгружаются полно-

стью не только вибрационно, но и физи-

чески: опорная стойка силовой турбины

(СТ) справа по ходу движения рабочего

тела свободно проворачивалась от руки

из-за полной разгрузки. Визуально было

определено работоспособное состояние

узлов крепления стоек: крепеж исправен,

затянут и зафиксирован. Факт разгрузки

опоры указывает на наличие взаимного

термического влияния корпусных элементов

двигателя, что предположительно может

влиять непосредственно на работу узлов

роторов и их подшипниковых опор.

Для выполнения исследований по сле-

дующему направлению – определение

зависимости работоспособности узлов

двигателей, в частности роторов, от режимов

работы ГПА – проведен вибромониторинг

технического состояния двигателей по за-

мерам в выделенных диапазонах частот

их узлов в целях определения возмож-

ности контроля технического состояния

роторов и опорных подшипников. Анализ

проводился с применением спектральных

характеристик, а также с выделением из ча-

стотного спектра комбинационных частот,

возбуждаемых ротором высокого давления

и силовой турбиной.

Реализация указанных мероприятий

позволила выявить ряд явлений при работе

двигателя. Более того, при плановом ви-

брообследовании двигателя, работающего

в составе ГПА ст. № 12 КС-4, было спро-

гнозировано повреждение лопаточного

аппарата компрессора высокого давления

(КВД), которое подтвердилось при осмотре

двигателя в период проведения после-

дующих плановых регламентных работ

при наработке 3000 м / ч. Были выявлены

повреждения в виде забоин и вырывов

металла лопаток КВД с третьей по девя-

тую ступень, не допускающие дальнейшей

эксплуатации.

Обследование двигателя в составе ГПА

ст. № 11 на КС-4 Полянского ЛПУМГ пока-

зало наличие корреляционной зависимости

уровня вибрации по штатным точкам замера

вибрации от оборотов двигателя. Имеются

режимы работы двигателей на оборотах, где

вибронагрузка снижается. Суммарно ми-

нимальное значение вибрации (на данном

ГПА) соответствует номинальному режиму

работы 12 072 мин–1 РВД (рис. 1, а). По кри-

вой вибрации газогенератора в точке 18GG h

в диапазоне 1–5 кГц уровень вибрации

понижен до 6,5 мм / с (с 12 мм / с на обо-

ротах КВД 11 800 мин–1), а также в осевом

направлении 18GG осев. – с 13 до 10 мм / с.

На рис. 1, б наглядно показано, что ви-

брация по опорным стойкам двигателей

больше в районе силовой турбины, зави-

симость по оборотам – аналогичная. Как

видно из графиков, особенно выделяется

левая опора двигателя, по которой заметно

снижение осевой реактивной составляющей

с ростом оборотов.

По данным спектрального анализа заме-

ров в штатной точке установки вибродатчика

на газогенераторе (18GG a) присутствует

вибрация на комбинационной частоте (КЧ)

в пределах 0,8–0,9 мм / с:

NКЧ

= NКВД

– NСТ

.

Рис. 2. Изменение вибрации ГПА ст. № 12 в зависимости от режимов работы: а – по штатным местам установки датчиков вибрации; б – по опорам

73

Зафиксировано наличие кратности

до пяти раз (5Ф). Проявление КЧ и ее

кратности дает возможность проведения

оценки процессов в газовоздушном тракте

(ГВТ) и влияния на работу ротора высоко-

го давления РВД, подшипников опор КВД

и турбины высокого давления.

Обследование двигателя в составе ГПА

ст. № 12 КС-4 (рис. 2, а) позволило выявить

на определенном режиме (NСТ

= 4908 мин–1,

NКНД

= 8736 мин–1, NКВД

= 12 036 мин–1) в штат-

ной точке установки датчика вибрации

на газогенераторе (18GG) в осевом направ-

лении вибрацию до 15,0 мм / с, по спектру

(амплитуда достигает 11,0 мм / с на частоте

200,6 Гц) и соответствует первой роторной

гармонике ТВД. Имеются отклики также

и на двух (2Ф) и трех (3Ф) кратных часто-

тах. Данное проявление свидетельствует

о резонансной вибрации. Таким образом,

работа двигателей в диапазонах резо-

нансных частот может провоцировать как

многоцикловое усталостное разрушение

лопаток ТВД, так и износ и разрушение

опорных подшипников ротора.

По данным спектрального анализа

замеров в точке 18GG левая а уровень

на КЧ начинает проявляться на режиме

NКВД

= 12 150 мин–1 и выше (последние два

режима) на уровне 0,3 мм / с, что свиде-

тельствует о возможном повышении уровня

влияния газодинамических сил до уровня,

способного оказывать механическое влия-

ние, начиная с данного режима.

При проведении замеров на режи-

ме NСТ

= 5000 мин–1 (что соответствует

NКВД

= 12 150 мин–1) отмечено перераспреде-

ление нагрузок на опоры СТ (рис. 2, б). Одна

из возможных причин перераспределения

нагрузок – тепловые расширения корпуса

привода. В связи с указанным перераспре-

делением нагрузки зафиксировано сниже-

ние вибрации на правую опорную стойку СТ

по всем трем направлениям на оборотах

12 150 мин–1.

Из полученных характеристик видно,

что осевая вибрация роторов проявлена

с амплитудным значением до 15 мм / с. От-

сутствие в штатной системе виброконтроля

датчика в осевом направлении приводит

к невозможности дать оценку техническому

состоянию двигателя по этому параметру

и, в частности, зафиксировать резонанс

роторов.

Таким образом, по результатам расши-

ренных виброобследований можно сделать

следующие предположения:

• выявлены режимы работы двигателей

на оборотах, где вибронагрузка снижается.

Зона минимальных значений вибрации со-

ответствует номинальному режиму работы

двигателя;

• на отдельных двигателях существуют

зоны повышенной вибрации роторов СТ,

по характеру проявления сходные с ре-

зонансной вибрацией. Работа двигателей

на режимах, соответствующих зонам ре-

зонансных проявлений, может приводить

к многоцикловым усталостным разруше-

ниям рабочих лопаток и опор;

• при изменении оборотов двигателей

на режимах нагружения ГПА происходит

перераспределение нагрузок на опорные

стойки двигателей, свидетельствующие

о возможном термическом влиянии на кор-

пус двигателя тепловых расширений, зави-

сящем от конструкции ГПА;

• существующая штатная система виброкон-

троля привода не позволяет выявить предава-

рийное состояние двигателя из-за отсутствия

датчика контроля осевого направления.

р е к л а м а

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность74

УДК 622.691.4

Формирование виброчастотного портрета ГПА на основании статистической обработки данных системы виброконтроля АСТД-2В. А. Грабовец (ООО «Газпром трансгаз Самара»), С. А. Холодков, В. И. Гнутов,

М. Ю. Воробьев (ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Самара»)

Контроль технического состояния эксплуатируемых газоперекачивающих агре-

гатов (ГПА) является приоритетным для обеспечения их безопасной и надежной

работы. Важными составляющими этого контроля определены вибрационный

мониторинг и виброакустическая диагностика. В работе представлены резуль-

таты работы по формированию виброчастостного портрета ГПА типа ГТК-10-4

для агрегатов с существенной зависимостью вибрации от частоты вращения

ротора осевого компрессора, а также предложен подход к определению инди-

видуальных нормативных значений предупредительных и аварийных уровней

вибрации на практике.

Сложившаяся практика диагностики

ГПА по параметрам вибрации за-

ключается в наблюдении значений

общего уровня виброскорости. Принятие

решений о проведении корректирующих

мероприятий происходит только после

превышения установленных значений па-

раметров вибрации.

Накопленный в ООО «Газпром трансгаз

Самара» опыт определения технического

состояния показывает, что традиционный

подход к этому вопросу не позволяет обна-

руживать дефекты на ранней стадии разви-

тия, что приводит к удорожанию ремонтов,

увеличению сроков простоя оборудования

в ремонте и указывает на необходимость

формирования индивидуальных диагно-

стических признаков.

В настоящее время в ООО «Газпром

трансгаз Самара» в стадии опытной экс-

плуатации находится четырехуровневая

автоматизированная система виброкон-

троля АСТД-2, являющаяся подсистемой

интегрированной автоматизированной

системы управления (ИАСУ) предприя-

тием.

Система работает в режиме непрерыв-

ного мониторинга вибросостояния ГПА.

Каждые 12 ч производится автоматическая

запись в базу данных параметров вибрации

всех работающих ГПА. Алгоритм работы

системы предусматривает автоматический

сбор обследований и запись в базу данных

по событиям. Под событием следует пони-

мать достижение установленного значения

любым из контролируемых параметров

вибрации. Пополнение базы данных может

быть инициировано оператором с автома-

тизированного рабочего места.

За время эксплуатации системы бы-

ли собраны большие массивы данных,

характеризующие вибросостояние ГПА

и позволяющие выделить индивидуальные

особенности в совокупности, представляю-

щие собой виброчастотный портрет ГПА.

Индивидуальные особенности вибросо-

стояния ГПА выделяются на основе данных

статистического анализа. Среди парка

ГПА ООО «Газпром трансгаз Самара» наи-

большую выборку данных по параметрам

вибрации имеют ГПА типа ГТК-10-4. Кроме

того, практический интерес представляет

фактор влияния на параметры вибрации

особенностей проведения ремонтов ГПА

данного типа. Поэтому целесообразно

рассмотреть процесс формирования ви-

брочастотного портрета на примере ГПА

типа ГТК-10-4.

С этой целью проведен статистический

анализ более 5300 периодических обследо-

ваний и обследований по событиям на 29 аг-

регатах ГТК-10-4. Максимальная вибрация

подшипников ротора турбины высокого

давления (ТВД) отмечается в вертикаль-

ном и осевом направлениях. Спектральный

анализ показал, что при незначительных

уровнях вибрации в спектрах преобладают

составляющие первой, второй, третьей

роторных гармоник с некоторым домини-

рованием первой. На рис. 1 представлено,

что при относительно больших уровнях

вибрации в подавляющем большинстве

спектров подшипников ротора ТВД преоб-

ладает первая роторная гармоника.

Применяя к подобным зависимостям

(см. рис. 1) методы регрессионного анализа

и используя в качестве модели амплитудно-

частотную характеристику колебательной

системы с сосредоточенными параметрами,

можно оценить жесткостные и демпфи-

рующие характеристики системы «ротор –

подшипник – статор», т. е. степень развития

вероятных повреждений. Фазочастотные

зависимости дают дополнительную инфор-

мацию о состоянии ротора. Откуда следу-

ет, что при изменении этих зависимостей

75

в процессе эксплуатации ГПА возможна

оценка скорости развития дефектов.

Для статистического анализа параме-

тров вибрации в зависимости от частоты

вращения ротора ТВД определялись сред-

неарифметические уровни виброскорости

опорно-упорного подшипника (ОУП) и опор-

ного подшипника (ОП) каждого ГПА в пяти

частотных полосах рабочего диапазона

частоты вращения:

• до 4600 мин–1;

• 4600–4700 мин–1;

• 4700–4800 мин–1;

• 4800–4900 мин–1;

• более 4900 мин–1.

При нормировании значений вибрации

в частотных полосах использовался 94%-й

уровень доверительной вероятности, что

в случае нормального распределения

параметров вибрации соответствует 2.

Исключались заведомо завышенные по-

казания при забросах вибрации.

Проведенный анализ показал, что

на большинстве агрегатов уровни вибро-

скорости в контрольных точках измерения

вибрации значительно ниже нормативных

значений. Кроме того, наблюдаемые ГПА

условно можно разделить на две группы

по виброчастотным характеристикам.

Первая группа – агрегаты с низкими

уровнями вибрации, вторая группа –

агрегаты с относительно повышенным

уровнем вибрации и существенной за-

висимостью от частоты вращения рото-

ра ТВД. На рис. 2 представлена осевая

вибрация опорно-упорного подшипника

ротора ТВД.

Наибольший интерес представляют ГПА

второй группы, у которых наблюдаются по-

вышенная вибрация при пуске и прогреве

ГПА, а также резкое изменение уровней

вибрации при изменении режима. Вибрация

подшипниковых узлов имеет выраженный

направленный характер орбит колебаний

корпусов подшипников (рис. 3).

Наблюдаются переходы ГПА из первой

группы во вторую, т. е. явное изменение

вибрационного состояния ГПА в процессе

эксплуатации. Например, при аварийном

останове на одном из наблюдаемых ГПА

по причине сбоя в программном обес-

печении произошло резкое увеличение

вибрации. Проведенное эндоскопическое

обследование не выявило каких-либо

механических повреждений осевого ком-

прессора. Однако на ГПА проявились по-

вышенная вибрация подшипников ротора

ТВД при пусках и существенное увеличение

вибрации (в допустимых пределах) на ра-

бочих режимах. Максимальные уровни

вибрации в диапазоне 4700–4800 мин–1

доходили до верхней границы допустимого

диапазона.

При контроле стабильности виброча-

стотных характеристик с ограничением

работы на неблагоприятных режимах для

минимизации вибрации ГПА отработал

до планового ремонта. При ремонте было

выявлено недостаточно плотное прилегание

опорных колодок вкладыша к расточке кор-

пуса подшипников, что вызвало ослабление

крепления вкладыша подшипника даже при

нормативном натяге.

На основе анализа выборки параме-

тров вибрации из базы данных системы

виброконтроля АСТД-2 сформирован ин-

дивидуальный виброчастотный портрет

ГПА ГТК-10-4. Он представляет собой нор-

мирование вибросостояния агрегата по ча-

стотным полосам с границами зон допусти-

мой вибрации. Границы зоны допустимого

вибрационного состояния определяются

по критерию 2 из [1] в зависимости от из-

Рис. 1. Характерная зависимость вибрации подшипников ротора ТВД от частоты вращения рото-ра по данным обследований АСТД-2

Рис. 2. Агрегаты с низким и стабильным уровнем вибрации и относительно повышенным уров-нем вибрации:1 – ГПА-11 КС Тольятти; 2 – ГПА-17 КС Тольятти; 3 – ГПА-15 К Павловка; 4 – ГПА-33 КС Павловка; 5 – ГПА-14 КС Тольятти; 6 – ГПА-15 КС Тольятти; 7 – ГПА-11 КС Павловка; 8 – ГПА-37 КС Павловка

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность76

менения значений параметров вибрации.

Данный критерий основан на сравнении

измеренного значения широкополосной

вибрации с предварительно установленным

значением (базовой линией) на установив-

шемся режиме работы установки. Согласно

[1], если изменение вибрации превышает

25 % (или 2,3 мм / с для ГТК-10-4) значения

верхней границы зоны В (зона эксплуатации

оборудования без ограничений сроков),

такие изменения рассматриваются как

значительные, особенно когда они носят

внезапный характер. В этом случае сле-

дует выявить причины такого изменения

и определить меры, которые необходимо

принять.

При формировании виброчастотного

портрета ГПА также определяется базо-

вый уровень вибрации в точке контроля

в пределах заданной частотной полосы

рабочего диапазона частоты вращения.

Базовый уровень определяется как средне-

арифметическое значение виброскорости

±2 и требует уточнения после проведения

ремонтов.

Как было сказано ранее, для большин-

ства ГПА этот уровень гораздо ниже допу-

стимых нормативных уровней вибрации,

т. е. динамические нагрузки на подшипники

и опоры существенно ниже допустимых.

Соответственно, чтобы вызвать увеличе-

ние вибрации до уровня «Требует принятия

мер», или зоны С, необходимо существенно

изменить структурное состояние ГПА [2].

Для увеличения чувствительности контроля

технического состояния средствами вибро-

диагностики и возможного ограничения

функционирования ГПА устанавливаем

уровень «Предупреждение». Верхний уро-

вень «Предупреждение» устанавливаем как

базовый уровень в полосе плюс 2,3 мм / с,

нижний уровень «Предупреждение» – как

базовый уровень в полосе минус 2,3 мм / с.

Предложенные уровни позволяют оце-

нивать техническое состояние агрегата,

не имеющего превышения по действующим

нормам вибрации в процессе эксплуата-

ции. Традиционно контролю вибрации ГПА

с низкими уровнями вибрации уделяют

в процессе эксплуатации недостаточное

внимание. Опыт показывает, что внезапное

изменение вибрации на этих ГПА в ряде

случаев указывает на развитие дефекта

до стадии развитого, и игнорировать это

нецелесообразно. Поэтому при достижении

уровня вибрации «Предупреждение» ГПА

можно эксплуатировать с проведением

постоянного вибромониторинга, с обяза-

тельным исследованием причины превы-

шения уровня вибрации и определением

комплекса необходимых мероприятий для

продолжения эксплуатации.

Для агрегатов с относительно повы-

шенным уровнем вибрации и существен-

ной зависимостью от частоты вращения

ротора ТВД нельзя однозначно связывать

вибрацию с динамическими нагрузками.

Поэтому для контроля состояния ГПА

с потенциальной возможностью развития

дефектов элементов конструкции анало-

гично устанавливаем уровни «Предупре-

ждение» (рис. 4).

В этом случае большее внимание сле-

дует уделять уровням вибрации в частот-

ных полосах рабочего диапазона частоты

вращения для определения стабильности

виброчастотных зависимостей. Задача

вибромониторинга состоит в поддержании

вибрации на как можно более низком уров-

не с использованием возможных режимов

работы (эксплуатация по фактическому

техническому состоянию), т. е. с примене-

нием специальных мер для стабилизации

вибрации до проведения корректирующих

мероприятий.

В заключение можно сделать следую-

щие выводы.

Как показали опыт эксплуатации одно-

типных агрегатов и анализ данных системы

АСТД-2, одному и тому же техническому

состоянию агрегатов в ряде случаев могут

соответствовать существенно различаю-

щиеся уровни вибрации. Поэтому предла-

Рис. 4. Характерная зависимость уровней виброскорости подшипников ротора ТВД от частоты вращения ротора (графическая часть виброча-стотного портрета) для ГПА второй группы:1, 2, 3 – ОУП, соответственно, осевая, вертикальная и горизонтальная; 4, 5 – ОП, соответственно, вертикальная и горизонтальная

Рис. 3. Орбита вибрации ОУП ротора ТВД:1 – орбита колебаний в радиальной плоскости; 2 – полная орбита колебаний фронтальной диметрической проекции (добавлено виброперемещение в осевом направлении)

Диапазон частоты вращения ротора ТВД, мин–1

77

гается рассчитывать нормативные значения

предупредительных уровней вибрации в за-

висимости от частоты вращения ротора ТВД

ГПА ГТК-10-4. Таким образом, создаются

индивидуальные нормы для каждого ГПА –

объективный критерий для проведения

ремонтных работ по устранению причин

относительно повышенной вибрации, когда

продолжение эксплуатации может вызвать

тяжелые последствия.

Из анализа вибрации агрегатов с суще-

ственной зависимостью вибрации от часто-

ты вращения ротора осевого компрессора

следует, что целесообразно устанавливать

рекомендуемые рабочие частотные диа-

пазоны, чтобы минимизировать вибрацию

подшипников ГПА и, соответственно, ди-

намические и статические напряжения.

Проведение статистического анализа

трендов вибрации агрегата в частотных

полосах рабочего диапазона частоты вра-

щения и использование виброчастотного

портрета дают возможность более до-

стоверного прогнозирования увеличения

вибрации с наработкой. Автоматизация

контроля вибрации в частотных полосах

рабочего диапазона частоты вращения

позволит при накоплении статистических

данных распространить такой подход

к определению технического состояния

по параметрам вибрации на другие типы

ГПА, где может быть выявлена существен-

ная зависимость вибрации от режимного

параметра. Представляется перспективным

контроль вибрации в режимных полосах

и для развития самообучающихся диагно-

стических систем.

Список литературы

1. ИСО 10816-2-96. Вибрация. Оценка состояния

машин по измерениям вибрации на невращающихся

частях. Ч. 4. Газотурбинные установки. – М. : Стан-

дартинформ, 2007. – 11 с.

2. Микаэлян Э. А. Особенности применения вибро-

диагностики газоперекачивающих агрегатов при

эксплуатации // Прилож. к журналу «Газовая промыш-

ленность». – 2011. – Декабрь.

УДК 621.643

Организация мониторинга технического состояния технологических трубопроводов КС ООО «Газпром трансгаз Уфа»В.И. Акимов, Р.Г. Байдавлетов (ИТЦ ООО «Газпром трансгаз

Уфа»), С.В. Скрынников (ООО «Газпром трансгаз Уфа»)

Объекты магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа», соглас-

но СТО Газпром 2-2.3-412–2010 «Инструкция по определению потенциально

опасных стресс-коррозионных участков и техническому диагностированию

технологических трубопроводов газа компрессорных станций» территориально

расположены в зонах с высокой склонностью к развитию стресс-коррозионных

дефектов. Поэтому для обеспечения безопасной эксплуатации этих объектов

положительную роль сыграло завершение работ по комплексному ремонту

подземных технологических трубопроводов в период широкомасштабного

проявления указанных дефектов. Однако в послеремонтный период для обес-

печения данной задачи первостепенной является организация мониторинга

технического состояния изоляционных покрытий и элементов трубопроводов

с применением новых средств диагностики, обеспечивающих обследование

без разрушения изоляции.

Впериод с 2005 по 2011 г. полностью

выполнена Программа по комплекс-

ному ремонту подземных технологи-

ческих трубопроводов (КРТТ) КС ООО «Газ-

пром трансгаз Уфа». Объем работ составил

40 км (12 компрессорных цехов).

В составе КРТТ завершены работы

по полной замене трубопроводов 1020 12,9 мм подключающих шлейфов про-

изводства Франции по ТУ 20-28-40-48–79

ФР, наиболее подверженных дефектам

коррозионного растрескивания под напря-

жением (КРН) и рекомендованных к замене

при проведении капитальных ремонтов.

Получен опыт по выявлению стресс-кор-

розионных дефектов на технологических

трубопроводах компрессорных станций

(КС). По данным статистики, КРН выявлено

на трубах различного типа и производства,

наработавших более 30 лет эксплуатации.

Вопрос дальнейшей эксплуатации трубо-

проводной обвязки (ТПО) после окончания

срока экспертизы промышленной безопасно-

сти остается актуальным по двум причинам.

С одной стороны, с 2018 г. потребуется начать

второй виток программы КРТТ, а с другой –

в начальный период комплексного ремонта

технологических трубопроводов в 2005–

2007 гг. обследование труб проводилось

в условиях дефицита нормативных доку-

ментов и оборудования, обеспечивающих

выявление дефектов типа КРН. Проблема

КРН на трубопроводах КС остро обозначи-

лась именно с этого периода. В это время для

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность78

выявления КРН широко применялся ферро-

зондовый метод контроля, рекомендованный

НТД. Согласно СТО Газпром 2-2.3-173–2007

«Инструкция по комплексному обследованию

и диагностике МГ, подверженных коррози-

онному растрескиванию под напряжением»

стресс-коррозионные дефекты на поверхно-

сти трубы рекомендовано искать с помощью

магнитных и магнитоферрозондовых средств

контроля.

Однако проводимые работы в шурфах

на шлейфах подключения КС показали, что

феррозондовым контролем невозможно

выявлять дефекты КРН глубиной менее

1,5 мм. По данным фактам выявления де-

фектов КРН в шурфах на трубах после КРТТ,

выполненных в 2005–2007 гг., ОАО «Газпром»

была назначена комиссия в составе специа-

листов ОАО «Оргэнергогаз», ООО «Газпром

ВНИИГАЗ». В результате работы комиссии

для исключения подобных случаев в буду-

щем ОАО «Газпром» направило в газотранс-

портные предприятия информационное

письмо с разъяснением положений п. 4.5

СТО Газпром 2-2.3-407–2009 «Инструкция

по отбраковке и ремонту технологических

трубопроводов газа компрессорных стан-

ций». В указанном информационном письме

сообщается о необходимости для поиска

стресс-коррозионных дефектов обеспечить

вихретоковый контроль всей поверхности

трубы, а также выполнить магнитопорошко-

вый контроль всей зоны вдоль заводского

шва на расстоянии около 100 м в обе сто-

роны в качестве специальной технологии.

Специалистами ООО «Газпром транс-

газ Уфа» были выполнены исследования

по оценке выявляемости трещиноподоб-

ных дефектов на образцах, имитирующих

дефекты, и темплетах с КРН, которые под-

тверждают данные выводы.

В рассматриваемом случае трубы, во-

шедшие в зону риска по данным критериям

с возможностью пропуска дефектов КРН,

в период начала проведения КРТТ – это тру-

бы диаметром 1000 12,9 мм производства

Франции, которые в настоящее время все

полностью заменены.

В связи с этим решение задачи после-

дующего мониторинга технического со-

стояния трубопроводов шлейфов подклю-

чения и площадок КС требует разработки

эффективных средств контроля, к которым

относятся:

• дальнейшая модернизация имеющихся

средств внутритрубной диагностики (ВТД),

как по производительности, так и по эффек-

тивности контроля, что позволит повысить

скорость и качество обследования;

• применение альтернативных методов

диагностики;

• разработка методики прогнозирования

образования и развития дефектов КРН

на ТПО КС.

Анализ затрат по выполнению повторного

обследования ТПО КС с учетом действующей

нормативной документации показал, что

применение методов контроля поверхности

трубопроводов без снятия изоляции позво-

ляет экономить до 148 тыс. руб. на каждом

метре трубы диаметром 1020 мм.

В 2012 г. году специалистами ООО «Газ-

пром трансгаз Уфа» проведена апробация

вихретокового прибора «Вектор» с широко-

форматным датчиком (рис. 1). Дефектоскоп

и широкоформатный преобразователь

изготовлены НВП «Кропус» (Московская

обл.). Датчик, или преобразователь, вы-

полнен по техническим требованиям, раз-

работанным совместно с ДОАО «Оргэнер-

гогаз». Данный датчик предназначен для

контроля металлопродукции и позволяет

выявлять дефекты типа поверхностных

и подповерхностных трещин, нарушения

сплошности и однородности материалов,

полуфабрикатов и готовых изделий через

слой с нанесенной изоляцией. Дефектоскоп

зарегистрирован в Государственном рее-

стре средств измерений. По результатам

испытаний данного прибора подтвердилась

возможность обнаружения дефектов без

снятия изоляционного покрытия.

Для испытаний и калибровки широ-

коформатного преобразователя была

разработана программа и изготовлены

четыре образца с искусственными дефек-

тами и два темплета с дефектами КРН.

На двух образцах (с глубиной пропила

0,5 и 1,0 мм) нанесено изоляционное

покрытие «Биурс» толщиной 2,5–3,0 мм.

На образцах без изоляционного покрытия

производилась калибровка глубиномера

дефектов. На образцах с изоляционным

покрытием проводилась настройка для

корректировки глубиномера.

Первые полевые испытания (рис. 2)

проводились на участке МГ Челябинск –

Петровск, на трубе диаметром 1420 мм

с толщиной стенки 16,8 мм. На трубе был

выявлен участок с дефектами КРН глуби-

ной 1,3 мм по данным вихретокового де-

фектоскопа ВИД-345. При обследовании

этой же трубы с помощью вихретокового

прибора «Вектор» с широкоформатным

преобразователем был выявлен этот же

участок с дефектами КРН глубиной 1,0 мм.

Некоторое расхождение по глубине в дан-

ном случае связано с тем, что имеющиеся

образцы с искусственными дефектами для Рис. 1. Прибор «Вектор» с широкоформатным датчиком

79

настройки по ширине меньше преобразо-

вателя (размеры преобразователя – 50

50 мм), в последующих испытаниях этот

недостаток был устранен. Дефектоскоп

«Вектор» со штатным датчиком пальчиково-

го типа на участке с дефектом КРН показал

глубину дефектов 1,1 мм.

По выявлению дефектов типа КРН от 1 мм

прибор с широкоформатным преобра-

зователем показал удовлетворительные

результаты. Дефектов КРН менее 1 мм

во время испытаний на данном участке

больше выявлено не было.

При нанесении изоляции на выявленный

участок с дефектами КРН от одного до трех

слоев (до 2,5 мм) показания прибора не из-

меняются. При нанесении до пяти слоев

(толщина изоляции – до 5–7 мм) дефекто-

скоп также определяет дефекты, показания

глубины дефекта несколько изменяются

(с 1,0 до 0,8 мм).

По первому этапу полевых испытаний

можно сделать вывод, что через изоля-

ционное покрытие вихретоковой прибор

«Вектор» с широкоформатным преобра-

зователем выявляет дефекты глубиной

до 1 мм и глубже. Для настройки глуби-

номера с широкоформатным преобразо-

вателем требуются соответствующие им

по ширине образцы.

Второй этап полевых испытаний про-

водился с 6 по 8 июня 2012 г. на трубах

размером 1020 12,9 мм в изоляционном

покрытии «Биурс» шлейфов подключения

КС-17 Полянского ЛПУМГ. Толщина изо-

ляционного покрытия на обследованных

трубах – от 6 до 15 мм. Обследование

проводилось с 7:30 до 4:30 ч по ходу газа,

нижняя часть труб лежала на грунте. В хо-

де испытаний были обследованы трубы

III шлейфа подключения. Выявлены три

участка с вероятными дефектами КРН под

изоляционным покрытием. После вскрытия

изоляционного покрытия на указанных

участках выявлены риски, коррозия глуби-

ной 0,5 мм и питтинговая коррозия.

В период с 25 июля по 17 августа 2012 г.

были проведены полевые испытания

на участке капитального МГ Челябинск –

Петровск 389-й – 403-й км. Обследованию

были подвергнуты трубы размером 1420 16,5 мм производства ФРГ. Труба с № 6362

предварительно была обследована под-

рядной организацией «Диэкин» при помо-

щи вихретокового дефектоскопа ВИД-345

и автоматизированного сканер-дефек-

тоскопа. При испытаниях изоляционное

покрытие имитировалось при помощи

полиуретановой изоляции «Биурс» тол-

щиной до 6–7 мм, которая широко приме-

няется для труб КС. Были подтверждены

ранее выявленные участки с дефектами,

но линейные размеры, определенные

через изоляционное покрытие «Биурс»,

уменьшились, а максимальная глубина

дефектов увеличилась. Остаточная глубина

стенки трубы определялась ультразвуко-

вым толщиномером после полной выборки

дефектов шлифмашинкой.

Одна из труб (№ 6400) была обследо-

вана вихретоковым прибором с широко-

форматным преобразователем до того,

как диагностику провели специалисты

подрядной организации. При сканирова-

нии через «Биурс» было выявлено шесть

участков с поверхностными дефектами.

Обследования и последующая контрольная

зашлифовка данных участков показали,

что на пяти участках, определенных через

изоляционное покрытие «Биурс», подтвер-

ждены дефекты КРН, линейные размеры

и глубина дефектов варьируют, по сравне-

нию с диагностикой подрядчика в пределах

5 %. На одном из участков дефекты КРН

не были подтверждены, но были выявле-

ны продольные риски глубиной до 0,3 мм,

которые зафиксировал прибор «Вектор».

Характерные особенности прибора «Век-

тор» с разработанным датчиком:

• обеспечивает диагностику через воз-

душный зазор (до 25 мм) без изменения

показаний. Аналогичные приборы других

производителей вихретокового оборудо-

вания не позволяют проводить диагностику

с отрывом датчика от поверхности обсле-

дуемых объектов, в этих случаях показания

приборов некорректны;

• позволяет выполнять градацию по типу

дефектов в процессе диагностики, т. е.

различать дефекты, вызванные коррози-

онными процессами, и трещиноподобные

дефекты по амплитудному вектору на кру-

говой диаграмме.

Успешное внедрение прибора в комплекте

с данным датчиком позволит проводить об-

следование как надземных, так и подземных

технологических трубопроводов компрес-

сорных станций без дополнительных затрат

на подготовку поверхности и последующее

восстановление изоляционного слоя.

Рис. 2. Полевые испытания прибора «Вектор»

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность80

УДК 622.691.4

Улучшение эксплуатационных свойств минерального турбинного масла Тп-22с при его эксплуатации в ГПАА. А. Мухин, С. Ю. Поляков, А. Е. Скрябина, С. И. Тетерев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В настоящее время более 70 % от общего объема потребления смазочных

масел для газоперекачивающих агрегатов (ГПА) в ОАО «Газпром» составляет

минеральное турбинное масло Тп-22с. Экспериментально установлено, что

нестабильность его эксплуатационных свойств обусловлена различной ката-

литической активностью исходных базовых компонентов. При этом чем выше

фактор каталитической активности исходного базового компонента, тем хуже

эксплуатационные свойства получаемого товарного масла, изготовленного

по стандартной рецептуре. Введение в состав базового минерального компонента

присадок, блокирующих каталитическое действие железа, позволяет снизить

фактор каталитической активности в 2–9 раз. Применение высокоэффективных

ингибиторов окисления для минеральных базовых компонентов смазочных

масел позволяет снизить их окисляемость в условиях высокотемпературного

каталитического окисления в 2–8 раз.

Оценку эксплуатационных свойств

смазочных масел проводят в соот-

ветствии с СТО Газпром 2-2.4-134–

2007 [1]. Параметрами оценки являются

структурный коэффициент , косвенно отра-

жающий структурно-групповой и фракцион-

ный состав масла, и фактор нестабильности

Fn, характеризующий скорость окисления

масла и изменения его физико-химических

характеристик. Оценка масел по данным

параметрам оказалась эффективной,

а полученные в лаборатории результаты

полностью подтверждались в процессе

эксплуатации [2].

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на протя-

жении периода 2006–2010 гг. проводился

мониторинг эксплуатационных свойств

смазочного масла Тп-22с, поставляемого

в ОАО «Газпром» различными производи-

телями (табл. 1).

Несмотря на полное соответствие ка-

чества масел требованиям нормативной

документации [3], отмечается существен-

ный разброс значений параметров оценки

и Fn, который у некоторых производителей

составлял от 3 до 20 раз. Было установлено,

что в данный период только 40 % постав-

ленных образцов масла по структурному

коэффициенту и фактору нестабильности

Fn соответствовали внутрикорпоративным

требованиям ОАО «Газпром» к смазочным

маслам для ГПА [4].

Анализ нештатных ситуаций, возникших

за рассматриваемый период на технологи-

ческом оборудовании по причине качества

смазочного масла, показал, что во всех

случаях и Fn имели значения существенно

выше рекомендованных внутрикорпора-

тивными требованиями ОАО «Газпром».

Проведенные в ООО «Газпром ВНИИ-

ГАЗ» исследования показали, что разброс

эксплуатационных свойств масла Тп-22с

обусловлен колебаниями значений фак-

тора каталитической активности исходных

базовых компонентов FКА

, используемых

для производства товарных масел. Фактор

Таблица 1

Результаты мониторинга эксплуатационных свойств смазочно-го масла Тп-22с

Номер образца

Год выпуска, производитель Значения параметров оценки эксплуатационных свойств, отн. ед.

Fn

1 2006 г., производитель А 2,30 25,21

2 2006 г., производитель А 1,16 2,56

3 2006 г., производитель Б 1,00 1,50

4 2006 г., производитель Б 1,61 9,99

5 2009 г., производитель В 2,27 23,52

6 2009 г., производитель В 1,18 2,99

7 2009 г., производитель А 1,35 6,08

8 2009 г., производитель А 2,11 17,52

9 2010 г., производитель А 1,05 1,35

10 2010 г., производитель А 1,63 9,30

11 2010 г., производитель Г 2,10 16,72

12 2010 г., производитель Г 0,80 0,85

Примечание. Физико-химические параметры масел соответствовали требованиям нормативной

документации [3].

81

каталитической активности – это величи-

на, показывающая, во сколько раз железо

(катализатор) увеличивает скорость окис-

ления масла.

Определение FКА

проводили путем окис-

ления масла на приборе «Папок-Р» в акти-

вированных и пассивированных стальных

чашечках при температуре 180 °С в течение

3 ч. Активация стальных чашечек осущест-

влялась тщательной зачисткой их внутрен-

ней поверхности мелкозернистой шкуркой

Р600, пассивация – путем создания на вну-

тренней поверхности чашечек лакового

защитного слоя. Определение продуктов

окисления проводилось методом ИК-спек-

троскопии в соответствии с [1].

Значения FКА

(отн. ед.) определяли

по формуле

FКА

= САКТ

/ СПАСС

,

где САКТ

, СПАСС

– количество продуктов окис-

ления, образующихся в масле за 3 ч при

180 °С, соответственно, в активированных

и пассивированных стальных чашечках.

Для подтверждения зависимости экс-

плуатационных свойств смазочных масел

от значения FКА

их базовых компонентов

были приготовлены образцы масла Тп-22с

по стандартной рецептуре. Их эксплуата-

ционные свойства определялись в соот-

ветствии с [1]. Результаты экспериментов

представлены в табл. 2, из которой видно,

что использование для производства масла

исходного базового компонента с высо-

ким фактором каталитической активности

(FКА

> 3,0) не позволяет по стандартной

рецептуре получать масло с удовлетвори-

тельными эксплуатационными свойствами.

Для определения факторов, влияющих

на каталитическую активность исходных

минеральных базовых компонентов, ис-

пользуемых для производства масла Тп-22с,

проведено детальное исследование образ-

цов двух базовых компонентов, различаю-

щихся значениями FКА

, , Fn и количеством

продуктов окисления, образующихся в ак-

тивированных чашечках (табл. 3).

Образцы подвергались вакуумно-фракци-

онной разгонке при давлении 1,7 мм рт. ст.

на установке i-Fisher Dist-1160 C. Отбор

фракций осуществлялся через каждые

10 °С (Т = 10 °С) в диапазоне температуры

405–465 °С. Данные фракции анализирова-

лись в соответствии с [1]. Полученные экс-

периментальные результаты представлены

на рис. 1 и 2.

Как видно из рис. 1, FКА

отогнанных

фракций образца 1 изменяется незначи-

тельно – его значения колеблются от 2,7

до 9,83 отн. ед. При этом не отмечена ка-

кая-либо закономерность в зависимости

изменений FКА

от температурного интервала

кипения фракции. Минимальное значение

FКА

, равное 2,7 отн. ед., наблюдается у ку-

бового остатка (Ткип

> 465 °С). Структурный

коэффициент увеличивается с ростом

Ткип

от 1,76 отн. ед. (для фракции с Ткип

ни-

же 405 °С) до 10,29 отн. ед. (для фракции

Рис. 1. Изменение эксплуатационных свойств по фракциям для базо-вого образца 1

Рис. 2. Изменение эксплуатационных свойств по фракциям для базового образца 2

Таблица 2

Каталитическая активность исходных базовых компонентов и экс-плуатационные свойства масла Тп-22с, полученного на их основе по стандартной рецептуре (отн. ед.)

Базовый компонент Номер образца FКА Fn

Базовый компонент для минерального турбинного масла Тп-22с

1 7,50 1,93 15,45

2 1,95 0,95 1,34

3 2,13 1,05 1,62

4 2,59 1,21 4,08

5 3,31 1,39 5,21

6 8,77 1,56 8,45

Примечание. Образцы базовых масел произведены на различных нефтеперерабатывающих заводах.

Таблица 3

Значения параметров оценки исходных базовых компонентов, взятых для исследования (отн. ед.)

Базовое масло САКТ Fn FКА

Образец 1 8,83 2,13 18,76 3,31

Образец 2 5,92 1,98 11,71 6,11

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность82

455–465 °С). Величина кубового остатка

составляет 6,57 отн. ед. Легкие фракции

(н. к. – 405 °С и 405–415 °С) окисляются

в условиях высокотемпературного ката-

литического окисления (ВКО) сильнее, чем

более тяжелые фракции. Меньше всего

подвержен окислению кубовый остаток.

У образца 2 (см. рис. 2) изменяется

в интервале от 0,8 до 4,5 отн. ед. Макси-

мальное значение принимает для фракции

с Ткип

435–445 °С и у кубового остатка стано-

вится равным нулю. Фактор каталитической

активности FКА

имеет четко выраженный

экстремум 17,75 ед. для фракций с Ткип

435–445 °С, после чего резко уменьшается

и для кубового остатка принимает значение

1,51 ед. Окисляемость легких фракций у об-

разца 2 в отличие от образца 1 меньше, чем

у тяжелых в условиях ВКО. Кубовый остаток

образца 2, так же как и образца 1, меньше

всего подвержен окислению.

Сопоставление относительного измене-

ния параметров , Fn и FКА

образцов 1 и 2

позволяет сказать следующее.

1) изменение для обоих образцов

практически одинаково и лежит в интер-

вале 5,8–6,0 раз;

2) Fn у образца 1 изменяется для раз-

личных фракций более чем в 14 раз, а для

образца 2, несмотря на меньшее количе-

ственное значение, изменяется сильнее

и не может быть определен ввиду того,

что для кубового остатка его значение

равно нулю;

3) FКА

для образца 1 имеет меньшее ин-

тегральное значение (3,31 отн. ед.), а для

разных фракций изменяется в 3,6 раза

(от 2,70 до 9,83 отн. ед.); FКА

для образ-

ца 2, имея большее интегральное значе-

ние (6,11 отн. ед.), изменяется в большей

степени для различных фракций (от 1,51

до 17,75 отн. ед.).

Для образца 2 в соответствии с ASTM

D3238 [5] проведено определение струк-

турно-группового состава по фракциям.

Экспериментальные данные представ-

лены в табл. 4. Результаты исследования

показали, что для различных фракций

структурно-групповой состав существенно

не изменяется.

Столь значительная разница в характере

изменения параметров , Fn, FКА

и окис-

ляемости в условиях ВКО как образцов 1

и 2 в целом, так и отдельно по фракциям

объясняется, по всей видимости, составом

кубовых остатков. Расшифровка состава

кубовых остатков требует проведения

отдельных исследований с привлечением

методов жидкостной хроматографии или

хроматомасспектрометрии.

Ввиду сложности установления струк-

турных элементов базового масла, опре-

деляющих его высокую каталитическую

активность, исследовалась возможность ее

снижения путем введения в состав масла

специальных присадок, способных блоки-

ровать каталитическое действие железа.

Присадка-блокатор металла (БМ), адсор-

бируясь на поверхности железа, снижает

тем самым его каталитическое действие.

Из данных табл. 5 видно, что введение в со-

став базового минерального компонента

блокатора металла вызывает снижение

фактора каталитической активности FКА

базового масла от 2 до 9 раз.

Другим способом снижения окисляемо-

сти базовых компонентов смазочных масел

является введение в их состав высокоэф-

фективных ингибиторов [6]. Поскольку

эффективность ингибиторов определяется

не только их химическим строением и реак-

ционной способностью образующихся из них

радикалов, но и условиями проведения

реакции окисления и температурой, оцен-

ку эффективности ингибиторов окисления

для смазочных масел проводили в условиях

ВКО, наиболее приближенных к реальным.

В работе [6] на примере средневязкого

минерального компонента, которым явля-

ется базовый компонент для масла Тп-22с,

показано, что в условиях ВКО активность

Таблица 4

Структурно-групповой состав базового образца 2

ПараметрыФракции Т, °С Кубовые остатки

фракций Т, °С

исходная н. к. – 405 405–415 415–425 425–435 435–445 445–455 Более 455

Плотность при 20 °С, г/см3 0,8728 0,8681 0,8701 0,8715 0,8734 0,8751 0,8771 –

Фактор каталитической активности FКА 6,11 3,16 4,76 7,04 12,99 17,75 14,21 1,51

Содержание серы, % масс. – 0,24 0,26 0,28 0,30 0,33 0,36 –

Показатель преломления с учетом температурной поправки 1,48305 1,48126 1,48175 1,48219 1,48316 1,48422 1,48511 –

Относительная молекулярная масса 402,71 351,82 375,47 386,05 409,83 422,31 477,08 –

Содержание углерода в ароматических кольцах Са, % 8,02 9,47 8,31 7,83 7,65 8,02 7,18 –

Содержание углерода в нафтеновых кольцах Сn, % 26,49 26,55 27,06 27,5 26,79 26,04 24,9 –

Содержание углерода в парафиновых цепях Ср, % 65,49 63,97 64,63 64,67 65,56 65,94 67,92 –

Среднее число ароматических колец на молекулу Rа 0,39 0,40 0,38 0,36 0,38 0,41 0,41 –

Среднее число всех колец на молекулу Rt 2,00 1,79 1,89 1,96 2,04 2,08 2,24 –

Среднее число нафтеновых колец на молекулу Rn 1,61 1,39 1,52 1,59 1,66 1,68 1,83 –

Таблица 5

Снижение FКА

и САКТ

базовых масел путем введения в их состав блокатора металла

Параметр оценки

Масло без/с БМ

База Тп-22с марки 1(образец 1)

Тп-22с марки 1(образец 2)

Тп-22с марки 1(образец 3)

Тп-22с марки 1(образец 4)

Тп-22с марки 1(образец 5)

без БМ с БМ без БМ с БМ без БМ с БМ без БМ с БМ без БМ с БМ

САКТ 8,742 2,033 11,521 1,155 12,093 1,227 13,618 1,055 9,475 2,435

FКА 12,60 6,43 4,76 1,10 10,40 1,16 1,80 1,03 9,85 2,97

83

ингибиторов существенно отличается

от их активности в более мягких условиях.

Поэтому введение традиционного ингибито-

ра окисления Агидол-1 в состав композиции

масла Тп-22с по стандартной рецептуре

является неэффективным. Замена Агидо-

ла-1 более эффективными ингибиторами

окисления позволит снизить скорость

окисления смазочного масла от 2 до 8 раз.

На основании проведенных исследо-

ваний можно сделать следующие выводы.

1. Нестабильность эксплуатационных

свойств минерального турбинного масла

Тп-22с обусловлена различной каталитиче-

ской активностью исходных базовых ком-

понентов, используемых для производства

товарных масел.

2. Чем выше фактор каталитической ак-

тивности исходного базового компонента,

тем хуже эксплуатационные свойства полу-

чаемого товарного масла, изготовленного

по стандартной рецептуре.

3. Фактор каталитической активности

базового минерального компонента опреде-

ляется его структурно-групповым составом.

4. Введение в состав базового минераль-

ного компонента присадок, блокирующих

каталитическое действие железа, позволяет

снизить фактор каталитической активности

в 2–9 раз, что существенно улучшает экс-

плуатационные свойства вырабатываемых

товарных масел.

5. Введение в состав базового мине-

рального компонента высокоэффективных

ингибиторов окисления позволит снизить

скорость окисления смазочного масла

в 2–8 раз.

Список литературы

1. СТО Газпром 2-2.4-134–2007. Методика оценки эксплуатационных свойств смазочных масел. – М. : ИРЦ Газпром, 2007. – 14 с.2. Мухин А. А., Кащицкая В. Ю., Потапова С. А. Лабо-раторный метод оценки эксплуатационных свойств смазочных масел для газоперекачивающих агрега-тов // Химия и технология топлив и масел. – 2008. – № 3. – С. 54–57.3. ТУ 38.101821–2001 Масла турбинные Тп-22с. Техни-ческие условия. – М. : ОАО «ВНИИНП», 2001.4. СТО Газпром 061–2009. Смазочные масла для газо-перекачивающих агрегатов. Нормы отбраковки. – М. : Газпром экспо, 2009. – 7 с.5. ASTM D 3238–95. Standard Test Method for Calcula-tion of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by the n-d-M Method, 2000. – 3 p.6. Мухин А. А., Кащицкая В. Ю., Потапова С. А. Иссле-дование эффективности действия ингибиторов при высокотемпературном каталитическом окислении углеводородных масел // Химия и технология топлив и масел. – 2008. – № 5. – С. 29–32.

УДК 622.691.4

Ремонт сопрягаемых поверхностей вала и полумуфты ротора ЦБН-235 ЭГПА-12500, подверженныхфреттинг-коррозииВ. А. Михаленко, Б. М. Буховцев, Н. В. Дашунин,

Ю. Ю. Толстихин (ООО «Газпром трансгаз Москва»),

А. А. Кудрявцев (ДОАО «Центрэнергогаз»)

Сложная взаимосвязь процессов фреттинг-коррозии и недостаточная изученность их при-

роды, влияние большого числа факторов, определяющих активность этих процессов,

затрудняют разработку методов защиты. В статье выявлена связь между наработкой

узлов ЭГПА-12500 и образованием фреттинг-коррозии. Определены практические обла-

сти допустимых значений посадки зубчатой втулки на вал ЦБН при сборке соединения.

Предложены мероприятия по снижению и предотвращению развития фреттинг-коррозии.

Вэксплуатации ООО «Газпром трансгаз

Москва» находятся 278 газоперека-

чивающих агрегатов (ГПА), из них

71 агрегат СТД-12500 с нагнетателями

типа Н-235.

ЭГПА СТД-12500 состоит из синхронного

трехфазного двигателя СТД-12500-2УХЛ4

производства НПО «Привод» (г. Лысьва)

и центробежного нагнетателя типа ЦБН-235

производства Невского завода им. В. И. Ле-

нина (НЗЛ). Максимальная наработка ЦБН

на данный момент составляет 64 тыс. ч,

минимальная – 12 тыс. ч.

В процессе эксплуатации данных ЭГПА

в сопрягаемых деталях и узлах происходят

образование и развитие особого вида по-

верхностного повреждения, получившие

название фреттинг-коррозии. Наибольшее

проявление фреттинг-коррозии отмечено

на посадочном конусе ротора ЦБН и зубча-

той втулки (рис. 1).

ПРИЧИНЫ

ОБРАЗОВАНИЯ

ФРЕТТИНГ-КОРРОЗИИ

Фреттинг-коррозия – это локальное раз-

рушение на границе двух плотных контак-

тирующих поверхностей (металл – металл),

находящихся под нагрузкой и подвергаю-

щихся относительно малому колебанию

(доли микрон) [1].

Основными причинами, способствую-

щими образованию фреттинг-коррозии,

являются [2]:

• шероховатость поверхности контактирую-

щих деталей. При повышенной шерохова-

тости создаются условия для увеличения

скорости развития фреттинг-коррозии. Это

объясняется тем, что при насадке втулки

на вал происходит срез гребней контакти-

рующих поверхностей – чем выше гребни,

тем меньше площадь контакта;

• прилегание сопрягаемых поверхностей.

В процессе обработки деталей невозможно

достигнуть идеальной окружности. Поэтому

сопрягаемые детали имеют зазоры. Пло-

Рис. 1. Фреттинг-коррозия посадочного кону-са ротора ЦБН и зубчатой втулки СТД-12500 при наработке более 20 тыс. ч

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность84

щадь контакта поверхности втулки по ко-

нусу вала (в соответствии с требованиями

чертежа вала ротора 2351.025.04) должна

составлять не менее 80 % от площади

их сопряжения и располагаться равномерно

по длине конуса;

• величина натяга. Установленная требова-

ниями завода-изготовителя величина натяга

обеспечивает необходимое контактное дав-

ление между сопрягаемыми деталями. При

плотном прилегании сопряженных деталей

контактное давление распределяется равно-

мерно, при неплотном – неравномерно. При

недостаточной величине натяга не обеспе-

чивается плотное прилегание сопряженных

деталей, и в местах с меньшим контактным

давлением происходит интенсивное раз-

витие фреттинг-коррозии. Однако превы-

шение допустимого натяга может привести

к разрушению зубчатой втулки.

ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ

НА РАЗВИТИЕ ФРЕТТИНГ-КОРРОЗИИ

Интенсивность разрушения контактирую-

щих поверхностей при фреттинг-коррозии

зависит от следующих факторов.

Амплитуда относительного перемещения

Относительное перемещение контакти-

рующих поверхностей является необходи-

мым условием возникновения фреттинг-

коррозии. Относительное перемещение

деталей возникает вследствие колебаний:

чем больше амплитуда перемещения, тем

быстрее возникнут повреждения.

Контактное давление

При посадке втулки на вал создается

контактное давление. Его определяет ве-

личина натяга. При малой величине натяга

площадь контакта поверхностей небольшая

и приходится на вершины неровностей.

При большей величине натяга площадь

контакта поверхностей увеличивается, при

этом уменьшается зазор между деталями.

Шпоночный паз

При ослаблении натяга шпонки в шпо-

ночном соединении создаются условия

для увеличения скорости развития фрет-

тинг-коррозии.

Окисление поверхностей

Из-за доступа кислорода и влаги в зону

контакта деталей в ней происходит процесс

окисления и ускоренного износа. Пленка

оксидов, имеющая меньшую твердость,

разрушается выступами микронеровностей

ответной детали. Это приводит к появлению

свободных от оксидов участков поверхности,

которые подвергаются более интенсив-

ному химическому и электрохимическому

воздействию среды вследствие своей не-

защищенности.

АНАЛИЗ РАЗВИТИЯ ФРЕТТИНГ-

КОРРОЗИИ НА ПОСАДОЧНОМ

КОНУСЕ РОТОРА ЦБН

В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

В результате анализа данных ремонтных

формуляров агрегатов СТД-12500, прове-

денного по фактам обнаружения дефектов

фреттинг-коррозии за период эксплуатации,

было установлено:

1) с начала эксплуатации агрегата и до на-

работки 8–12 тыс. ч фреттинг-коррозия не об-

разуется. При этом сохраняется величина

натяга и площади контакта поверхностей

деталей;

2) при наработке агрегатов от 12 до

18 тыс. ч наблюдается зарождение фрет-

тинг-коррозии. На некоторых агрегатах

пятно дефекта занимает до 10 % площади

сопрягаемых поверхностей;

3) при наработке от 18 до 24 тыс. ч на не-

которых агрегатах происходит развитие

фреттинг-коррозии до 30–40 % от площади

сопрягаемых деталей;

4) при наработке от 24 до 42 тыс. ч

происходит дальнейшее развитие фрет-

тинг-коррозии. Повреждения занимают

до 70–90 % площади сопрягаемых деталей.

На некоторых агрегатах происходит резкое

развитие фреттинг-коррозии, переходящее

в наклеп, который может достигать глубины

1,5–2,5 мм. В дальнейшем фреттинг-кор-

розия способствует развитию усталостных

трещин, что может привести к разрушению

конической части ротора.

Этапы развития фреттинг-коррозии

на посадочном конусе ротора ЦБН в усло-

виях эксплуатации приведены на рис. 2.

ГРАФИК ПОСАДКИ ЗУБЧАТОЙ

ВТУЛКИ НА ВАЛ РОТОРА

Насадка зубчатой втулки на коническую

поверхность вала ротора ЦБН-235 про-

изводится с помощью гидравлического

приспособления (чертеж гидравлическо-

го приспособления для насадки втулки

2349.494 СБ) [3].

Как говорилось выше, площадь кон-

такта поверхностей в соединении должна

быть не менее 80 % от площади их сопря-

жения (требование чертежа вала ротора

2351.025.04). Величина натяга должна со-

ответствовать 0,03–0,08 мм. В конических

соединениях непосредственное измерение

натяга затруднено. Поэтому общепринято

измерять диаметральный натяг косвенным

путем по величине изменения осевого пе-

ремещения S в процессе сборки [4]:

= 2Stg = SK,

где – угол наклона образующей конуса

к оси, °; К – конусность соединения.

На рис. 3 представлены графики посадки

втулки на вал. Расчет усилия напрессовки

ргидр

втулки на конусе ротора ЦБН в зависи-

мости от натяга соединения 0,03–0,08 мм

и зоны прилегания от 80 до 100 % выполнен

по методике [4].

Одна из особенностей контроля диаме-

трального натяга путем измерения осевого

перемещения состоит в том, что контакт

сопрягаемых поверхностей происходит

по вершинам микро- и макровыступов.

В результате этого действительный диа-

метральный натяг всегда будет ниже рас-

четного из-за смятия микронеровностей,

отклонения углов конусов и формы в окруж-

ном и продольном направлениях.

Исходя из опыта проведения ремонта

роторов ЦБН-235 были построены практи-

ческие графики зависимости перемещения

втулки по валу от усилия насадки в зонах при-

легания поверхностей 80 и 100 %. На рис. 4

показано совмещение расчетного и прак-

тического графиков посадки втулки на вал,

из которого видно, что при создании одного

и того же усилия напрессовки (а следователь-

но, и диаметрального натяга в соединении)

действительное осевое перемещение будет

тем больше расчетного, чем больше погреш-

ность формы сопрягаемых поверхностей.

Отклонение формы конических соеди-

нений можно учесть путем увеличения до-

пустимых значений осевых перемещений,

соответствующих погрешностям формы.

Основная трудность состоит в определе-

нии величины поправки этого отклонения.

На рис. 5 показаны графики возможных

перемещений втулки при ее насадке на ко-

нус вала ротора и расположение конечных

точек перемещения относительно области

85

допустимых значений S и давления насадки

ргидр

втулки на вал.

Посадка с недостаточным диаметральным

натягом (см. график I на рис. 5) с площадью

контакта поверхностей менее 80 % не допу-

скается к дальнейшей эксплуатации. Посадка

в соответствии с графиком II обеспечивает

удовлетворительные эксплуатационные ка-

чества, надежную и долговременную работу

соединения. Посадка с излишним усилием

напрессовки (график III) может быть вызва-

на наличием на сопрягаемых поверхностях

посторонних частичек или заусенцев. Чрез-

мерный локальный натяг может вызвать

разрушение или чрезмерные деформации.

РЕМОНТ СОПРЯГАЮЩИХСЯ

ПОВЕРХНОСТЕЙ, ИМЕЮЩИХ

ДЕФЕКТЫ ФРЕТТИНГ-КОРРОЗИИ

В целях восстановления сопрягаемых

поверхностей ротора и полумуфты вала

ЦБН-235, имеющих дефекты фреттинг-кор-

розии, и увеличения срока службы подобного

рода деталей специалистами ООО «Газпром

трансгаз Москва» и филиала «Липецкий»

ДОАО «Центрэнергогаз» разработана тех-

нология восстановления дефектных поверх-

ностей методом газопламенного напыления

металлическими порошками.

Для восстановления сопрягаемых по-

верхностей применяется установка газо-

пламенного напыления УПТР-1-85 и вра-

щатель на базе токарного станка 1Н65.

При проведении восстановительных работ

используются порошки двух видов: для на-

пыления подслоя (ПГ-Ю5Н) и для напыления

основного покрытия (ПР0Н80Х13С2Р или

ПР-Н77Х15С3Р2) грануляцией 40–100 мкм.

Технологический процесс восстанов-

ления поверхности конуса состоит из трех

основных этапов:

• подготовка поверхности конуса к напы-

лению;

• напыление рабочего слоя;

• механическая обработка напыленного

слоя.

При подготовке поверхности напыляе-

мую поверхность конуса и прилегающие

к ней участки предварительно промывают

растворителем 646 или ацетоном. Затем

выполняют механическую расточку на-

пыляемой поверхности на максимальную

глубину залегания дефектов, острые кромки

шпоночного паза притупляют. Ненапыляе-

мые участки вала, резьба конуса, а также

внутренние поверхности шпоночного паза

на глубину до 3–4 мм до поверхности кону-

са защищают металлическими экранами.

Для создания необходимой шероховато-

сти (Rz = 40–80 мкм) напыляемую поверх-

ность обрабатывают дробью ДЧК-фракции

1,5–2,0 мм. Отдробеструенную поверхность

зачищают металлической щеткой и обдувают

сухим сжатым воздухом.

Напыление на подготовленную поверх-

ность ведется в два этапа:

• напыление подслоя;

• напыление основного слоя.

Перед напылением подслоя восстанавли-

ваемая поверхность должна быть предвари-

тельно подогрета до температуры 80–100 °С

для удаления влаги и ее конденсата.

Для повышения прочности сцепления

покрытия с поверхностью конуса сразу

после подогрева наносят подслой с таким

расчетом, чтобы за один проход при напы-

лении полностью покрыть восстанавливае-

мую поверхность слоем порошка толщиной

0,10–0,15 мм. Затем за несколько проходов

наносят основной слой. Общая толщина слоя

должна быть больше номинального размера

восстанавливаемой детали (с припуском

на механическую обработку) и в зависи-

мости от предварительной проточки может

составить 2,5 мм.

При многопроходном напылении порош-

ков необходимо следить за температурой

поверхности детали, которая не должна

превышать 150–180 °С. Для охлаждения

детали используют сухой сжатый воздух.

При этом поверхность детали не должна

охлаждаться ниже 80–100 °С.

После напыления восстанавливаемой

поверхности конуса вала ротора нагнетате-

ля производят его механическую обработку

преимущественно методом шлифования.

В период 2003–2012 гг. восстанови-

тельный ремонт посадочных мест ротора

ЦБН-235 методом газопламенного напыле-

ния металлическими порошками проведен

на 11 ЭГПА-12500. Максимальная наработка

Рис. 2. График развития фреттинг-коррозии на посадочном месте зуб-чатой втулки и вала ротора ЦБН-235:I, II, III – отсутствие зарождения и развития фреттинг-коррозии, соответственно; IV – наклеп и усталостное разрушение

Рис. 3. Расчетный график посадки втулки на вал

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность86

восстановленного ротора ЦБН составила

9731 ч. При плановом осмотре поверхно-

сти конуса при наработке 6578 ч дефектов

не выявлено. Ротор допущен к дальнейшей

эксплуатации.

МЕРОПРИЯТИЯ

ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ РАЗВИТИЯ

ФРЕТТИНГ-КОРРОЗИИ

Разработка методов защиты от фреттинг-

коррозии затруднена сложной взаимосвязью

происходящих процессов, недостаточной

изученностью их природы, а также влияни-

ем большого числа факторов, вызывающих

активность этих процессов. На основании

опыта эксплуатации и ремонта ЭГПА-12500

в целях предотвращения развития фреттинг-

коррозии на сопрягаемых поверхностях

ротора и полумуфты вала ЦБН-235 предла-

гается внедрение следующих мероприятий.

1. Контроль процесса напрессовки зуб-

чатой втулки на конус вала ротора ЦБН-235:

• обеспечение требуемой шероховатости

поверхностей (для втулки – Rа 0,63 мкм;

для вала – Rа 1,25 мкм);

• выполнение требований чертежа в части

прилегания сопрягаемых поверхностей

(прилегание должно составлять не менее

80 % площади сопряжения);

• конечные значения перемещения S и дав-

ления насадки втулки ргидр

должны лежать

в области допустимых значений посадки

втулки на вал, согласно рис. 5 (требования

чертежа НЗЛ и опыта проведения ремонта

ЦБН-235).

2. Внедрение частотно-пускового устрой-

ства (ЧПУ), которое обеспечивает мягкий

безударный пуск с ограничением пусковых

токов и исключение электродинамических

нагрузок в механизмах ЭГПА. Снижает воз-

действие факторов, вызывающих фреттинг-

коррозию в сопряженных деталях.

В 2007 г. на КС Давыдовская ООО «Газ-

пром трансгаз Москва» при наработке

ЭГПА-12500 с начала эксплуатации 41 390 ч

была введена в действие ЧПУ-12,5 (завод-

изготовитель «Электротехника», Чехия).

Наработка ЭГПА-12500 после установки ЧПУ

составила 7978 ч. Ранее поверхность конуса

ротора ЦБН была восстановлена методом

газопламенного напыления после поврежде-

ния фреттинг-коррозией. При проведении

планового осмотра в июне 2010 г. дефектов

фреттинг-коррозии не обнаружено.

3. Изменение типа соединения сопря-

гаемых деталей с гладкого конического

на шлицевое. Передача вращающего мо-

мента гладким коническим соединением

происходит благодаря силам трения, воз-

никающим на сопрягаемых поверхностях.

Данный вид соединения деталей несет в себе

серьезные недостатки, к которым можно от-

нести сложность демонтажа соединения, ис-

пользование специальных приспособлений

и инструментов. Величина натяга, а следова-

тельно, и точность центровки втулки на валу

находятся в зависимости от температурных

расширений узла в целом. Следует также

сказать о возможных повреждениях вала

при монтаже / демонтаже соединения, что

увеличивает вероятность возникновения

фреттинг-коррозии. Последний недостаток

ведет к увеличению концентрации напря-

жений, что вместе с повышенным износом

деталей серьезно сокращает срок их службы.

Преимущества шлицевого соединения

позволяют сделать выбор в пользу его при-

менения. Одним из главных является сам

способ передачи вращающего момента – за-

цепление, благодаря чему данное соединение

обладает повышенной нагрузочной способ-

ностью по сравнению с гладким коническим.

При этом из-за высокой точности изготов-

ления точность центровки втулки на валу

не уступает точности центровки при кониче-

ском соединении. Шлицевому соединению

свойственен легкий монтаж / демонтаж, что

снижает вероятность повреждения поверхно-

стей вала и втулки, в целом увеличивает срок

его эксплуатации и уменьшает вероятность

возникновения фреттинг-коррозии.

Список литературы

1. Голего Н. Л., Алябьев А. Я., Шевеля В. В. Фреттинг-

коррозия металлов. – Киев : Техшка, 1974. – 269 с.

2. Уотерхауз Р. Б. Фреттинг-коррозия. – Л. : Машино-

строение, 1976. – 270 с.

3. Л-08-0064КС-12РК. Руководство по капитальному

ремонту центробежного нагнетателя типа Н-235.

4. Гречищев Е. С., Ильяшенко А. А. Соединения с натя-

гом: расчеты, проектирование, изготовление. – М. :

Машиностроение, 1981. – 247 с.

Рис. 5. Кривые возможных перемещений втулки при ее насадке на конус вала ротора:I – посадка с недостаточной площадью контакта поверхностей; II – правильная посадка; III – посадка при избыточном усилии напрессовки вследствие закусы-вания или заклинивания

Рис. 4. Совмещение расчетного и практического графиков посадки втулки на вал

87

М Е Р О П Р И Я Т И Я П Е Р В О Г О К В А Р Т А Л А 2 0 1 3 г о д а

Начало Окончание Место проведения Название Форма участия

Я Н В А Р Ь

29 1 Москва 16-я Международная специализированная выставка «Интерпластика» Заочно

Ф Е В Р А Л Ь

4 8 Казань III Ежегодный семинар повышения квалификации ИТР в области ГНБ Заочно

11 16 Казань Ежегодный февральский учебный семинар операторов ГНБ Заочно

12 15 Москва Конференция и выставка «Шельф России 2013» Очно, аналитики

12 15 Самара, Выставочный центр «Экспо-Волга»

19-я Межрегиональная специализированная выставка «Энергетика» Заочно

13 15 Оренбург IX Специализированная выставка «Нефть. Газ. Энерго – 2013» Заочно

18 Москва Конференция «Сырьевой вектор газонефтехимии 2013» Заочно

18 Москва Конференция «Керосины» Заочно

19 Москва Конференция «Мазуты» Заочно

19 20 Усинск 8-я Специализированная выставка «Усинск. Нефть. Газ. Уголь. Энерго – 2013»; «Усинск. Строительство. ЖКХ. Энергоресурсосбережение»

Заочно

19 21 Набережные Челны Камский международный промышленный форум Заочно

21 23 Москва, гостиница «ПРЕЗИДЕНТ-ОТЕЛЬ» Управления делами Президента РФ

V Международный форум «Биржевой и внебиржевой рынки нефти и нефтепро-дуктов РФ»

Очно, аналитики

21 24 Москва, «Крокус Экспо» Международная специализированная выставка транспортных средств повы-шенной проходимости «Вездеход-2013»

Очно, аналитики

26 28 Москва, «Крокус Экспо» «Композит-Экспо-2013. Композитные материалы, технологии производства композитов, оборудование, изделия из композиционных материалов». 6-я Международная специализированная выставка

Заочно

26 28 Москва, «Крокус Экспо» «Полиуретанэкс-2013. Полиуретановые материалы, технологии производства полиуретанов, использование полиуретанов в промышленности». 5-я Междуна-родная специализированная выставка

Заочно

26 28 Москва, СК «Олимпий-ский»

10-я Международная выставка и конференция «Покрытия и обработка поверх-ности»

Заочно

26 28 Москва, СК «Олимпий-ский»

14-я Международная специализированная выставка измерительных приборов и промышленной автоматизации

Заочно

М А Р Т

5 7 Москва, Экспоцентр на Красной Пресне

Международная выставка и конференция Russia Power 2013 Заочно

5 7 Нидерланды, Амстердам IADC/SPE Drilling Cjnference 2013 – международная буровая конференция SPE/IADC

Заочно

10 13 Бахрейн, Манама MEOS 2013 – 18-я Ближневосточная выставка и конференция по нефти и газу, нефтехимии

Заочно

11 14 Москва, Экспоцентр на Красной Пресне

17-я Специализированная международная выставка «Интерлакокраска 2013», 7-й Международный салон «Обработка поверхности. Защита от коррозии»

Заочно

12 15 Москва, «Сокольники» Cabex – 11-я Международная специализированная выставка кабелей, проводов, соединительной арматуры, техники прокладки и монтажа кабельно-проводниковой продукции

Очно

14 Москва «Нефтегазснаб-2013», Конференция «Снабжение в нефтегазовом комплексе» Очно

15 Москва Конференция «Нефть и газ России: проблемы и перспективы 2013» Заочно

18 20 Москва Национальный нефтегазовый форум Очно, аналитики

19 21 Москва, гостиница «Холидей Инн Лесная»

3-я Ежегодная конференция «Промышленная и Экологическая безопасность нефтегазовых проектов. Россия и СНГ»

Очно, аналитики

20 21 Нерюнгри «Современные технологии и оборудование для освоения месторождений полезных ископаемых», «Саха. Строительство. Энергоресурсосбережение»

Заочно

20 22 Омск «Промтехэкспо» – Сибирский промышленно-инновационный форум Заочно

20 22 Красноярск «Газ. Нефть. Химия. Сибирский Geo-форум» – Специализированная выставка Заочно

20 22 Красноярск ПТА-Сибирь 2013 Заочно

20 22 Новый Уренгой «Газ. Нефть. Новые технологии» – 9-я Межрегиональная специализированная выставка

Заочно

25 30 Сочи Конференция «Сбор, подготовка и транспортировка углеводородов – 2013» Заочно

26 Москва, отель «Ритц-Карлтон»

III Международная конференция «Попутный Нефтяной Газ 2013» Очно, аналитики

26 28 Москва, СК «Олимпий-ский»

12-я Международная выставка по неразрушающему контролю и технической диагностике в промышленности NDT

Очно, аналитики

26 28 Тюмень Выставка «Энергетика. Энергосберегающие технологии». Выставка «Газифика-ция. Газовое оборудование»

Заочно

27 Москва, Измайлово Третья Межотраслевая конференция «Антикоррозионная защита – 2013» Очно, аналитики

27 Москва Международная конференция «Технологии GTL и СTL» Заочно

27 28 Москва XII ежегодная Конференция предприятий – членов МАС ГНБ Заочно

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность88

УДК 622.279.5

Опыт и результаты применения технологии фрезерования эксплуатационных колоннпри капитальном ремонте скважинИ. М. Тернюк (ОАО «Газпром»), Р. С. Никитин, В. А. Зарубин, И. Ю. Чекунов,

Ф. А. Мансуров (ООО «Газпром ПХГ»)

В ООО «Газпром ПХГ» отработана технология фрезерования эксплуатационной

(обсадной) колонны (ЭК) путем сплошного вырезания ее части в заданном

интервале. Применение данной технологии позволило значительно повысить

эффективность геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение

производительности скважин и обеспечение экологической безопасности при

их эксплуатации на подземных хранилищах газа (ПХГ) ОАО «Газпром».

Специалистами ОАО «Газпром»

и ООО «Газпром ПХГ» совместно

с профильными институтами и ор-

ганизациями постоянно ведутся работы

по совершенствованию технологий и повы-

шению эффективности капитального ремон-

та скважин подземных хранилищ газа. Для

решения основных задач, стоящих перед

ПХГ (увеличение суточной производитель-

ности скважин и их надежная эксплуатация),

в технологии ремонта скважин широкое

применение получил метод фрезерования

эксплуатационной колонны.

Производительность скважин ПХГ (как

на закачку, так и на отбор) напрямую зависит

от совершенства вскрытия пласта-коллек-

тора (ПК). Теоретически и практически до-

казано, что наиболее совершенны по вскры-

тию скважины, имеющие открытый ствол

в интервале ПК в тех горно-геологических

условиях, где это возможно. Последующая

эксплуатация скважины проводится либо

с открытым стволом, в тех случаях, где ПК

представлен хорошо сцементированными

терригенными породами, либо с установкой

фильтра после проведения работ по рас-

ширению призабойной зоны пласта (ПЗП)

там, где коллектор представлен слабосце-

ментированными породами.

На ПХГ, созданных в водоносных структу-

рах, значительное количество эксплуатаци-

онных скважин эксплуатируется с открытым

интервалом ПК с установкой противопе-

сочных фильтров различной конструк-

ции. Немаловажная деталь, повлиявшая

на производительность таких скважин,

заключается в том, что большинство из них

бурилось и обустраивалось до создания

искусственной залежи газа в коллекторах

со сложным геолого-литологическим строе-

нием. В результате в процессе создания

и эксплуатации Щелковского, Увязовского,

Гатчинского, Касимовского ПХГ было вы-

явлено, что значительное число скважин

на них эксплуатируется с открытым ин-

тервалом ПК, расположенным в пределах

газоводяного контакта, что, естественно,

приводит к их быстрому обводнению в на-

чальный период отбора и не дает должного

эффекта от эксплуатации.

Первыми скважинами, пробуренны-

ми в сформировавшейся искусственной

газовой залежи и эксплуатирующимися

с открытым интервалом ПК без установки

фильтров, являются скв. 162 и 161 Невского

ПХГ, производительность которых в 3 раза

превышает среднюю производительность

остальных скважин, где вторичное вскрытие

ПК выполнено с помощью перфорации экс-

плуатационной колонны диаметром 168 мм.

Изменение в конструкции скважины и замена

перфорации ЭК открытым ПК позволили

увеличить максимальную производитель-

ность Невского ПХГ с 16 до 25 млн м3/сут

при том же фонде скважин. Данный факт

способствовал началу работ по фрезеровке

ЭК в интервале ПК в целях увеличения про-

изводительности скважин при эксплуатации

существующего продуктивного интервала,

вскрытого перфорацией, или при вскрытии

нового интервала с лучшими фильтрацион-

но-емкостными свойствами ПК, определен-

ными в процессе эксплуатации ПХГ.

Таблица 1

Параметры процесса фрезерования ЭК диаметром 168 мм

Параметры Скв. 119 Скв. 112

Интервал вырезаемого окна в колонне, м 753,15–760,23 750,50–756,30

Длина вырезанного окна, м 7,08 5,80

Отработано комплектов резцов, шт. 10 7

Общее время фрезерования, ч 250 124

Непосредственное время фрезерования, ч 120 40

Средняя механическая скорость проходки, см/ч 5,45 14,80

Средняя проходка за рейс, см 70,80 84,70

89

Первый опыт фрезерования ЭК диа-

метром 168 мм проводился на скв. 119

Увязовского ПХГ в 2004 г. с применением

устройства вырезающего универсального

УВУ-А 168 производства АООТ «Тяжпресс-

маш» (г. Рязань). Опытные работы заключа-

лись в получении фактической информации

о технологии и основных параметрах про-

цесса фрезерования (нагрузка на резцы,

прижимное усилие при врезке в колонну,

скорость вращения режущего инструмента,

давление, расход и свойства промывочной

жидкости и др.).

Фактические параметры фрезерования

с использованием УВУ-А 168 значительно

отличались от паспортных. Качество изго-

товления первого вырезающего устройства

могло быть лучше (недостаточная проч-

ность пружины для движения резцов, сами

резцы не соответствовали техническим

требованиям). Также в компоновке с УВУ

применялся шламоуловитель, который

забивался в первые минуты фрезерования,

что приводило к необходимости выполнения

многократных спускоподъемных операций

для его очистки.

В результате большого числа опытов

в качестве вырезающего устройства в компо-

новке низа бурильной колонны (КНБК) стали

использовать фрезер колонный раздвижной

ФКР-168 производства НПП «БУРИНТЕХ»

(г. Уфа) и промывочные жидкости с повы-

шенной условной вязкостью Т = 25–40 с.

От применения шламоуловителя отказались,

однако при малой длине зумпфовой части

ствола скважины требуется проведение

промежуточной проработки ствола долотом

и магнитом для удаления продуктов фре-

зерования (металлическая стружка, куски

цементного камня и выбуренной породы).

Наиболее эффективным способом очистки

забоя от продуктов фрезерования являет-

ся промывка скважины методом обратной

циркуляции. Данный способ позволяет пол-

ностью очистить забой скважины от любой

стружки и обломков цементного камня.

При фрезеровании в вертикальной сква-

жине в компоновку бурильной колонны (БК)

включаются утяжеленные бурильные трубы

УБТ-121 в количестве от пяти до восьми

штук. При выполнении работ в наклонно

направленной скважине в целях умень-

шения жесткости в компоновке оставляют

три трубы.

Одним из сложных элементов техноло-

гии фрезерования является зарезка в ЭК.

Для ее проведения насос ЦА-320 работа-

ет с максимальной производительностью

на повышенной четвертой скорости в це-

лях создания рабочего давления прижа-

тия резцов от 60 до 80 кгс / см2. При этом

гидроротор А-50 вращается со скоростью

60–80 мин–1.

Основной фактор, влияющий на успеш-

ность как зарезки, так и всего технологиче-

ского процесса фрезерования, – непрерыв-

ность. Она может быть обеспечена только

надежной работой всех элементов системы.

С этой целью в конструкцию гидроротора

из-за его частых поломок были внесены

некоторые изменения. Стандартный мотор-

насос МН-250 / 160 заменен высокоскорост-

Таблица 2

Результаты фрезерования эксплуатационных колонн

ПХГ Номер скважины Дебит скважины, тыс. м3/сут

до ремонта после ремонта прирост производительности

Касимовское 182 230 470 240

Касимовское 62 180 420 240

Касимовское 334 125 220 95

Касимовское 349 185 320 135

Касимовское 231 115 220 105

Касимовское 304 110 290 180

Увязовское 76 0 240 240

Увязовское 126 0 240 240

Увязовское 32 0 240 240

Увязовское 74 0 240 240

Увязовское 103 24 240 225

Увязовское 201 110 150 40

Увязовское 121 140 240 100

Увязовское 89 40 250 210

Увязовское 65 60 250 250

Увязовское 90 0 250 250

Увязовское 99 0 250 250

Калужское 158 390 2200 1810

Калужское 168 310 1600 1300

Калужское 38 260 1450 1190

Калужское 160 270 1400 1130

Калужское 157 390 720 330

Калужское 95 15 100 85

Рис. 1. Компоновка низа бурильной колонны при фрезеровании:1 – инструмент БК-73; 2 – комплект УБТ-121; 3 – пе-реводник-центратор диаметром 142 мм; 4 – фрезер колонный раздвижной ФКР-168, диаметр в транс-портном положении – 140 мм; 5 – башмак-центратор диаметром 142 мм

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность90

ным мотором-насосом типа 310.2.112.00

с доработкой узла передачи вращения.

В табл. 1 представлены параметры

процесса фрезерования на скважинах

Увязовского ПХГ:

• скв. 119 в 2004 г. с использованием

УВУ-А 168;

• скв. 112 в 2005 г. с использованием

ФКР-168 после усовершенствования обо-

рудования и режимов фрезерования.

В настоящее время за счет совершен-

ствования качества изготовления резцов

ФКР-168, наработки опыта и соблюдения

режима фрезерования одним комплектом

резцов можно фрезеровать от 3,0 до 4,5 м ЭК

при соблюдении условия, что при зарезке в ко-

лонну используется новый комплект резцов.

Также обязательной при фрезеровании

является точная установка резцов ФКР в ме-

сте зарезки, определенном планом работ.

Ранее точность установки определялась кон-

трольным замером БК при спуске ФКР-168.

Начиная со скв. 158 Калужского ПХГ (2010 г.)

глубину спуска фрезера и его расположение

относительно муфтовых соединений и эле-

ментов оснастки ЭК, а также геологического

разреза скважины стали определять с по-

мощью геофизических приборов СКАТ-К-2

через БК-73, что позволило устанавливать

резцы ФКР с точностью до 0,1 м.

Особый режим фрезерования необходи-

мо соблюдать при вырезке ЭК в интервале

зоны перфорации. При первых признаках

подклинивания инструмента необходимо

немедленно уменьшить вращение гид-

роротора до 45–50 мин–1 и нагрузку с 3,5

до 2,0–1,5 т, не допустив заклинивания

резцов ФКР в перфорационных отверстиях.

При фрезеровании ЭК импортного про-

изводства, изготовленных из стали марки

К 55, следует учитывать, что характер струж-

ки – струны и волокна, в отличие от труб

отечественного производства (группы

прочности «Д»), где стружка напоминает

чешуйки по толщине торцевого среза трубы.

Дальнейшие операции по подготовке

открытого интервала пласта-коллектора

к эксплуатации заключаются в его расши-

рении. Для этих целей используются расши-

рители различной конструкции, в частности

расширитель раздвижной РР-138 / 280.

В зависимости от устойчивости пород ПК

к разрушению скважина эксплуатируется

с открытым забоем или выполняются работы

по установке противопесочного фильтра.

Такие работы должны проходить в макси-

мально сжатые сроки без нарушения целост-

ности сформированного цилиндра в ПЗП.

В настоящее время в ООО «Газпром ПХГ»

при фрезеровке ЭК диаметром 168 мм ис-

пользуется КНБК, представленная на рис. 1.

За счет использования технологии вто-

ричного вскрытия пласта-коллектора путем

4

1022,4 м

1066,0 м

1030,8 м

1076,8 м

6

1

3

2

5

а б

Рис. 2. Схема ликвидации заколонных перетоков газа на скв. 127 Невского ПХГ:а – до ремонта; б – после ремонта; 1 – техническая колонна 245 мм – 781,5 м; 2 – пакер; 3 – щелевая перфо-рация ЭК в интервале 1000,7–1002,7 м. Установка изоляционного цементного моста; 4 – 1-й гдовский пласт; 5 – 3-й гдовский пласт; 6 – интервал перфорации 1070,0–1074,6 м

4

1022,4 м

1066,0 м

1030,8 м

1076,8 м

6

1 2

3

а б

5

Рис. 3. Схема ликвидации заколонных перетоков газа на скв. 151 Невского ПХГ:а – до ремонта; б – после ремонта; 1 – техническая колонна 245 мм – 781,5 м; 2 – дополнительная колонна диаметром 127 мм; 3 – фрезерование ЭК в интервале 1066,3–1070,0 м и заполнение его цементным раство-ром; 4 – 1-й гдовский пласт; 5 – 3-й гдовский пласт; 6 – интервал перфорации 1070,0–1074,6 м

91

Таблица 3

Результаты работ по ликвидации заколонных перетоков газа

ПХГ Номер скважины Состояние скважины до ремонта Состояние скважины после ремонта

Невское 127 pМК = 117 кгс/см2. По результатам данных ГИС от 27, 28 ноября 2009 г., 27 февраля 2010 г. Основным источником МК является межпластовый переток из 1-го гдовского пласта в 3-й, а также пропуск газа через негерметичные муфтовые соединения ЭК на глубинах 8,1 и 15,5 м

Выполнен комплекс ГИС от 19, 20 июля 2012 г. Перетоков между гдовскими пластами не выявлено

Невское 125 pМК = 116 кгс/см2. По результатам данных ГИС от 23, 24 апреля 2009 г.Основным источником МК является межпластовый переток из 1-го гдовского пласта в 3-й

Выполнен комплекс ГИС от 10 октября 2011 г. Перетоков между гдовскими пластами не выявлено

Невское 74 По заключениям ГИС от 10 февраля 2010 г. отмечается межпластовый переток из 1-го гдовского пласта в 3-й

По заключению ГИС от 20 июня 2010 г. перетоков между гдовскими пластами не выявлено

Калужское 155 По данным ГИС от 6–8 октября 2009 г. выявлено наличие негерметич-ных муфт ЭК, заколонный переток газа по цементному камню от кровли Воробьевского горизонта до устья скважины

По данным ГИС от 22 мая 2012 г. движение газа вверх по заколонному пространству отсутствует

фрезерования ЭК на ПХГ ОАО «Газпром»

были достигнуты высокие показатели

по восстановлению проектной произво-

дительности скважин, что позволило уве-

личить максимальную суточную произво-

дительность Калужского и Увязовского

ПХГ (табл. 2).

Одним из способов ликвидации меж-

колонных (МК) и заколонных перетоков

газа из объекта хранения является метод

восстановления цементного камня или

перекрытия путей миграции газа путем

закачки через специальные отверстия

в эксплуатационной колонне тампонаж-

ных или других растворов с последующей

установкой пакера (рис. 2). Применение

данного метода по ряду причин не всегда

приводит к получению положительного

результата. Использование технологии

фрезерования ЭК позволило повысить

эффективность работ по ликвидации

межколонных и заколонных перетоков

газа. Сущность технологии заключается

в установке изоляционного цементного

моста в отфрезерованный и расширенный

интервал (как было описано выше) с по-

следующим перекрытием этого интерва-

ла дополнительной колонной (рис. 3) или

пакером, как показано на рис. 2.

Более совершенный способ ликвидации

заколонных перетоков газа по технологии

фрезерования ЭК с установкой гидрозатво-

ра был разработан специалистами Центра

подземного хранения газа ООО «Газпром

ВНИИГАЗ» и применен при ремонте скв. 74

и 125 Невского ПХГ (рис. 4) и скв. 155 Ка-

лужского ПХГ.

Технология выполнения этих работ за-

ключается в следующем:

1) после удаления части ЭК в покрышке

ПК формируется кольцевой канал макси-

мально возможного диаметра;

2) сформированный канал опрессо-

вывается на расчетное давление, при

необходимости изолируется с помощью

герметизирующего состава;

3) устанавливается пакер в интервале

между кровлей пласта и сформированным

кольцевым каналом;

4) надпакерное пространство и сфор-

мированный кольцевой канал заполня-

ются жидкостью гидрозатвора расчетной

плотности;

5) скважина осваивается.

В табл. 3 приведены результаты работ

по ликвидации заколонных перетоков газа.

Таким образом, использование тех-

нологии фрезерования при капитальном

ремонте скважин позволило повысить

эффективность работ по увеличению про-

изводительности скважин, а также изоляци-

онно-ликвидационных работ, выполняемых

ООО «Газпром ПХГ».

а б

995,2 м

1036,0 м

1002,0 м

1045,6 м

5

4 6

1

3

2

Рис. 4. Схема ликвидации заколонных перетоков газа на скв. 125 Невского ПХГ с использовани-ем гидрозатвора:а – до ремонта; б – после ремонта; 1 – техническая колонна 245 мм – 756,2 м; 2 – пакер; 3 – фрезерование ЭК в интервале 1028,5–1030,0 м и заполнение его специальной жидкостью; 4 – 1-й гдовский пласт; 5 – 3-й гдовский пласт; 6 – интервал перфорации 1041,5–1048,5 м

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность92

УДК 622.279.5

Технология замены колонных головок на скважинах ПХГ при помощи нарезания резьбы на обсадных колоннахВ. Б. Соломахин (ООО «Газпром газобезопасность»), А. А. Енгибарян (ООО «Газпром ПХГ»)

В настоящее время на объектах подземного хранения газа совместно со спе-

циалистами проводится планомерная и системная работа по замене морально

и физически устаревшего, нестандартизованного, аварийно опасного, не соот-

ветствующего действующим нормам устьевого оборудования скважин, в част-

ности колонных головок. В статье рассмотрен процесс разработки ООО «Газ-

пром газобезопасность» и внедрения на объектах подземного хранения газа

инновационных технологий переоборудования устьев скважин. Представлены

технические решения вопросов замены колонных головок на скважинах при

помощи нарезания резьбы на обсадных колоннах.

При решении задач повышения эф-

фективности реконструкции и тех-

нического перевооружения объ-

ектов подземного хранения газа особую

актуальность имеют вопросы приведе-

ния состояния устьевого оборудования

скважин в соответствие требованиям

промышленной (противофонтанной) без-

опасности и необходимости полной или

частичной замены его элементов в целях

обеспечения надежности и безопасной

эксплуатации.

Анализ технического состояния устье-

вого оборудования скважин на объектах

подземного хранения газа показывает, что

причины неисправности его элементов име-

ют системный многофакторный характер.

Длительные сроки эксплуатации приво-

дят к физическому износу оборудования.

Неисправности являются следствием

коррозионных воздействий, а также недо-

статков при проектировании, изготовлении,

монтаже, эксплуатации.

Большинство неисправностей, возни-

кающих в работе устьевого оборудования

скважин, можно предупредить при условии

их своевременного диагностирования и за-

мены соответствующих элементов.

Нередки случаи использования в об-

вязке устьевого оборудования эксплуа-

тационных скважин элементов кустарного

изготовления, нестандартизованных,

не имеющих соответствующей докумен-

тации.

Безусловно, в таких случаях необходимо

переоборудование устьев скважин.

Деятельность в направлении планомер-

ной и системной замены морально и физи-

чески устаревшего, не соответствующего

действующим нормам устьевого оборудова-

ния скважин, в частности колонных головок,

является элементом профилактики аварий-

ных ситуаций и связана с обеспечением

противофонтанной и газовой безопасности

на скважинах.

При разработке инновационных тех-

нологий замены устьевого оборудования

скважин рассматривался и анализиро-

вался весь спектр вопросов, влияющих

на безопасность:

• перечень и технологии проведения га-

зоопасных работ при добыче, капитальном

ремонте и подземном хранении газа;

• использование устьевого оборудования

скважин с длительными сроками эксплуа-

тации;

• несоответствие установленного устьевого

оборудования на части скважин эксплуатаци-

онного и наблюдательного фонда требовани-

ям действующих нормативных документов;

• социально значимые факторы (наличие

мегаполисов, напряженных транспортных

магистралей в непосредственной близости

от опасных производственных объектов);

Рис. 1. Демонтаж оборудования и дефектных участков гидравлическими труборезками

Рис. 2. Нарезание резьбы на обсадной колонне

93

• удаленность скважин от производствен-

ных баз.

Наличие упомянутых факторов способ-

ствовало появлению новых, более жестких

требований к обеспечению безопасности

условий труда и экологической надежности

при выполнении технологических процес-

сов, связанных с проведением ремонтно-

восстановительных работ на устьевом

и подземном оборудовании скважин.

Оперативные решения этих сложных

технических и технологических задач пред-

определили разработку и создание специа-

листами ООО «Газпром газобезопасность»

комплекса нестандартизованных устройств

и специальных технологий для выполнения

потенциально опасных специализированных

работ на скважинах.

Данные инновационные решения, охра-

няемые как объекты патентных прав, дают

возможность осуществлять замену колон-

ных головок на скважинах при помощи на-

резания резьбы на обсадных колоннах, что

позволяет восстановить их ресурс.

Применяемая в ООО «Газпром газобез-

опасность» технология замены колонных

головок, не соответствующих действующим

нормам и правилам, включает проведение

предварительной конструкторско-изыс-

кательской проработки вариантов схем

переоборудования, предусматривающих

демонтаж отработавшего оборудования,

изготовление дополнительной технологи-

ческой оснастки обсадных колонн, монтаж

нового оборудования на определенной от-

метке, согласованной эксплуатационными

службами ПХГ.

Затем следуют основные этапы работ:

• демонтаж отработавшего оборудования

и дефектных участков обсадных колонн

гидравлическими труборезками (рис. 1);

• нарезание резьбы на обсадной колонне

по ГОСТ 632–80 «Трубы обсадные и муфты

к ним» (рис. 2);

• монтаж патрубков дополнительной

технологической оснастки и корпуса од-

нофланцевой колонной головки на кон-

дукторе;

Рис. 3. Монтаж клиновых подвесок

Рис. 4. Монтаж трубной головки

а б

Рис. 5. Устье скважины до (а) и после (б) переоборудования

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность94

• монтаж клиновых подвесок последующих

колонн скважины с помощью гидравличе-

ских домкратов (рис. 3);

• монтаж трубной головки в соответствии

с инструкциями завода-изготовителя

и последующее испытание избыточным

давлением согласно действующим нормам

и правилам (рис. 4).

На рис. 5 показан наглядный результат

проведенных работ.

Представленные инновационные разра-

ботки более 10 лет широко применяются

как на объектах подземного хранения газа,

так и на объектах добычи углеводородного

сырья, причем объемы использования по-

стоянно растут.

В настоящее время обеспечение эколо-

гической и промышленной безопасности –

обязательное условие любой хозяйственной

деятельности.

Одними из самых тяжелых по своим

последствиям чрезвычайных ситуаций

техногенного характера являются откры-

тые газовые фонтаны, связанные с колос-

сальным материальным, экологическим

ущербом, а нередко – и человеческими

жертвами. Неоднократно открытые газовые

фонтаны возникали по причине разруше-

ния элементов обвязки устья скважин и его

разгерметизации. В связи с этим проблема

обеспечения безопасной эксплуатации

скважин на объектах подземного хранения

газа исключительно актуальна.

Техническому состоянию основных

фондов в организациях ОАО «Газпром»

уделяется все большее внимание. Большую

помощь в замене изношенного в результате

длительных сроков эксплуатации устьевого

оборудования скважин оказывают противо-

фонтанные военизированные части.

Разработанные и внедренные ООО

«Газпром газобезопасность» технологии

и технические решения замены колонных

головок на скважинах при помощи нареза-

ния резьбы на обсадных колоннах позво-

ляют качественно и в кратчайшие сроки

осуществлять переоборудование устьев

скважин на объектах подземного хранения

газа и устранять выявленные нарушения

требований противофонтанной и газовой

безопасности, что, безусловно, способ-

ствует обеспечению надежной и устойчивой

работы единой системы газоснабжения

Российской Федерации.

УДК 622.279.5

Методика замены задвижек под давлением без глушения скважины при капитальном ремонте устьевого оборудования скважин ПХГО. В. Макарьев (ОАО «Газпром»), В. Б. Соломахин

(ООО «Газпром газобезопасность»)

Физический износ оборудования и несвоевременная его замена являются ос-

новными причинами аварий, в том числе при эксплуатации фонда подземных

хранилищ газа (ПХГ). На ПХГ особенно велико число скважин, срок службы

фонтанной арматуры которых составляет 40 лет и более. Ниже рассматривается

процесс разработки и внедрения ООО «Газпром газобезопасность» инновационных

технологий замены устьевого оборудования скважин. Представлены технические

и технологические решения вопросов замены затрубных и стволовых коренных

задвижек фонтанной арматуры скважин под давлением без глушения скважин

и вывода их из эксплуатации.

Обеспечение противофонтанной

безопасности состоит в проведении

профилактических мероприятий,

в том числе в виде ведомственного надзора

за действующим фондом скважин. В то же

время выполнение специальных газофонта-

ноопасных ремонтных работ на скважинах

также является элементом профилактики

аварийных ситуаций.

В настоящее время огромное внимание

уделяется также обеспечению экологи-

ческой безопасности при эксплуатации

и ремонте скважин, включающему осу-

ществление комплекса специальных ме-

роприятий, направленных на сохранение

естественного ландшафта прилегающих

территорий, используемых в процессе

проведения работ. Данные мероприя-

тия должны предусматривать надежные

и эффективные меры по предупреждению

загрязнения природной среды вредными

выбросами, сбросами, отходами; обезвре-

живание и утилизацию отходов; внедре-

ние ресурсосберегающих, малоотходных

и безотходных технологий; рациональное

использование и воспроизводство природ-

ных ресурсов; оздоровление окружающей

природной среды.

Применяемая традиционная технология

выполнения работ по ремонту (замене)

элементов фонтанной арматуры на объек-

тах ПХГ предусматривает необходимость

проведения целого комплекса работ:

• по приготовлению жидкости с необходи-

мыми параметрами для глушения скважины;

• доставке ее на скважину;

• проведению работ по глушению скважины;

• ее освоению;

• утилизации жидкости глушения и про-

дуктов пластового флюида этапа освоения;

95

• восстановлению коллекторских свойств

продуктивного горизонта;

• выполнению ряда мероприятий приро-

доохранного характера;

• привлечению значительного количества

техники и персонала.

Выполнение работ по данной техноло-

гии требует значительных затрат времени

и не всегда гарантирует получение положи-

тельного результата, поскольку существует

угроза потери коллекторских свойств пласта

и зачастую – самой скважины.

Разработанные специалистами ООО «Газ-

пром газобезопасность» технические и тех-

нологические решения по замене задвижек

под давлением при капитальном ремонте

устьевого оборудования скважин ПХГ позво-

лили отказаться от традиционной технологии

выполнения работ.

Оперативные решения сложных техни-

ческих и технологических задач предопре-

делили разработку и создание комплекса

нестандартизированных устройств и спе-

циальных технологий для выполнения по-

тенциально опасных специализированных

работ на скважинах (рис. 1).

С внедрением комплекса нестандарти-

зированных устройств и специальных тех-

нологий поставленные задачи по ремонту

(восстановлению) устьевого оборудования

решаются без глушения скважин и вывода

их из эксплуатации, с гарантированным

положительным результатом.

В зависимости от проходного диаметра

задвижек, их расположения (стволовые

или затрубные), текущего статического

давления на устье скважин для выполнения

операций по замене задвижек применяются

различные устройства и их модификации.

В комплекс нестандартизированных

устройств для замены задвижек под дав-

лением на скважинах входят:

• устройство для замены затрубных за-

движек (рис. 2);

• устройство для замены стволовых за-

движек (рис. 3).

Аналогами данных устройств являются

отечественные и зарубежные приспособ-

ления для смены задвижек под давлением,

которые могут использоваться только при

наличии технически исправных узлов (по-

садочных мест, присоединительной резь-

бы) в местах установок герметизирующих

пробок в устьевой подвеске НКТ и в боковых

отводах трубной головки.

Как показывает практика, большин-

ство отечественной фонтанной арматуры

конструктивно не имеет таких посадочных

мест, а в фонтанной арматуре зарубежного

производства при длительной эксплуатации

данные узлы становятся непригодными

вследствие коррозионного и эрозионно-

го износа, что приводит к невозможности

применения аналогов.

Устройства, разработанные специали-

стами ООО «Газпром газобезопасность»,

являются наиболее универсальными, на-

дежными, безопасными при эксплуатации,

сертифицированы и имеют разрешения

на применение на опасных производствен-

ных объектах.

Данным техническим решениям предо-

ставлена правовая охрана на основании

патентов РФ на изобретения.

Представленные инновационные разра-

ботки обладают следующими особенностями:

• проведение работ по замене неисправ-

ного устьевого оборудования скважин

осуществляется оперативно, вне зависи-

мости от степени загруженности бригад

капитального ремонта скважин;

• отсутствует необходимость привлечения

специализированной бригады по текущему

Рис. 1. Выполнение специальных газофонтаноопасных работ на скважинах

Корпус трубной головки

Вилка страховочная

ВилкастраховочнаяШток пакерующий

Штурвал 6521/35

Герметизирующийэлемент235

Рис. 2. Устройство для замены затрубных задвижек

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность96

или капитальному ремонту скважин с агре-

гатом (установкой) для спускоподъемных

операций;

• исключается процесс полного глушения

скважины, при этом сохраняются коллек-

торские свойства пласта;

• отсутствует необходимость приготовле-

ния жидкости глушения, ее завоза на сква-

жину, использования насосных агрегатов

для закачки в скважину;

• исключаются процессы освоения и про-

дувки скважины, утилизации промывочной

жидкости и продукции освоения;

• значительно сокращаются время про-

стоя скважины, материальные и трудовые

затраты на ремонт скважины;

• минимизировано влияние на окружаю-

щую природную среду вредных факто-

ров от производственной деятельности

по подземному хранению газа при про-

ведении работ на скважинах по данным

технологиям.

Применение рассматриваемой методики

замены задвижек на устьях скважин позво-

ляет значительно сократить финансовые

затраты эксплуатирующих организаций

на воспроизводство основных фондов.

Поскольку такие работы проводятся под

давлением, существует повышенный риск

возникновения газонефтепроявлений, выбро-

сов или открытых фонтанов при их выполне-

нии. Нередки случаи, когда проведение работ

на скважинах под давлением собственными

силами эксплуатирующих организаций при-

водит к возникновению аварийных ситуаций,

вплоть до открытого фонтанирования. Оче-

видно, что наиболее качественно и квали-

фицированно, с наименьшим риском для

объектов и работников данные работы могут

быть выполнены только опытными специа-

листами, использующими специфические

приемы и специальное оборудование.

ООО «Газпром газобезопасность» явля-

ется организацией, специализирующейся

на выполнении комплекса работ и услуг,

направленных на обеспечение противо-

фонтанной и газовой безопасности при

строительстве, эксплуатации и капитальном

ремонте скважин, в частности специальных

газофонтаноопасных работ под давлением

и профилактических мероприятий по не-

допущению газонефтеводопроявлений,

газовых выбросов, открытых фонтанов.

Эффективность и качество как основа

спроса потребителей на работы, выпол-

няемые ООО «Газпром газобезопасность»,

определяются высокой квалификацией и ог-

ромным накопленным опытом персонала,

современной методологией и технологией

проведения работ, передовым техническим

оснащением.

В настоящее время взаимоотношения про-

тивофонтанной службы с обслуживаемыми

организациями не ограничиваются рамками

формальных процедур. Предприятия, экс-

плуатирующие скважины, остро нуждаются

в решении сложных практических задач, свя-

занных с заменой устаревшего и неисправ-

ного оборудования. В этих вопросах также

налажено тесное и эффективное сотрудни-

чество с ООО «Газпром газобезопасность».

Такое сотрудничество, несомненно, носит

взаимовыгодный характер, поскольку пред-

отвращает возможность возникновения ава-

рийных ситуаций, а быстрое и качественное

выполнение ремонтно-восстановительных

работ вносит весомую лепту в обеспечение

высокого уровня технико-экономических

показателей деятельности предприятий,

эксплуатирующих скважины, повышение на-

дежности оборудования и, соответственно,

противофонтанной безопасности.

Штурвал

Шток пакерующий

Установочный фланец

Коренная задвижка

Трубная головка

Адаптер

Устьевая подвеска НКТ

Герметизирующий элемент

Кронштейн

Рис. 3. Устройство для замены стволовых задвижек

97

УДК 622.279.5

Диагностика и результативность ремонта фонтанной арматурыгазовых скважинВ. А. Полозов (Фонд ИФДМ), А. Г. Филиппов (ОАО «Газпром»), Д. В. Пономоренко

(ООО «Газпром добыча Астрахань»)

В статье рассмотрены методологические аспекты анализа и оценки надежности

фонтанной арматуры (ФА) газовых скважин. На примере эксплуатационного

фонда скважин ООО «Газпром добыча Астрахань» показаны результаты ана-

лиза функциональной устойчивости и безопасности данного фонда, а также

возможности управления на этой основе результативностью и эффективностью

обслуживания (ремонта) фонтанных арматур.

В настоящее время вывод фонтанной

арматуры газовых скважин в ремонт

осуществляется по параметрам

технического состояния, соответствую-

щим критериям неработоспособности.

Для оценки технического состояния ФА

общепринято использовать максимально

простую, но одновременно консерватив-

ную формулу: техническое состояние

ФА равно наихудшему состоянию ее

составной части. То есть наличие любой

неработоспособной запорной арматуры

автоматически переводит ФА в целом

также в неработоспособное состояние,

которое должно быть устранено путем

замены или ремонта арматуры.

Однако условия функционирования

и показатели работоспособности ФА как

системы и единичной задвижки как со-

ставной части этой системы существенно

различаются. Так, если отдельная задвижка

неработоспособна, это означает, что она

не может выполнять заданные функции, но

вовсе не означает неработоспособность ФА.

Действительно, на практике часто можно

наблюдать случаи функциональных отка-

зов (неуправляемости) отдельных и даже

нескольких задвижек в составе ФА, сохра-

няющей при этом свои функциональные

возможности. То есть ФА уже какое-то время

функционировала при неработоспособных

задвижках и, возможно, может сохранять эту

способность в течение некоторого времени.

Подобную ситуацию нетрудно объяснить,

контролировать и нормировать, используя

известные методы анализа надежности

технических систем [1–3].

Кроме того, будет не лишним отметить,

что анализ надежности ФА позволяет

не только повысить достоверность оценки

технического состояния ФА, но и, что более

важно, улучшить показатели результативно-

сти и эффективности деятельности по об-

служиванию и использованию ФА. Здесь

необходимо упомянуть системы менедж-

мента [4, 5], внедренные на предприятиях

ОАО «Газпром».

Один из принципов общего менеджмента

по ISO заключается в постоянном монито-

ринге результативности и эффективности

производственной деятельности. С этой

целью разрабатываются (это важно) ко-

личественные показатели и критерии ре-

зультативности и эффективности основных

и обслуживающих процессов. Все коррек-

тирующие и предупреждающие действия

по устранению выявленных и потенциаль-

ных несоответствий подлежат измерению

и оценке. При этом все несоответствия,

включая источники опасности, должны иметь

формат ранжированных перечней. Более

подробно о системных аспектах управления

надежностью и безопасностью производ-

ственных объектов изложено в работе [6].

Легко показать, что информационное

сопровождение традиционного обслужи-

вания ФА, основанного на техническом

состоянии задвижек, не способно обес-

печить потребности систем менеджмен-

та для эффективного управления этой

деятельностью. В самом деле, согласно

ISO, результативность – это степень реа-

лизации запланированной деятельности

и достижения запланированных результа-

тов; эффективность – соотношение между

достигнутым результатом и использован-

ными ресурсами. Применительно к оценке

деятельности по обслуживанию ФА данные

положения могли бы иметь вид:

Из этих выражений очевидно, насколько

важно для менеджмента иметь количе-

ственные показатели состояния объекта

на различных стадиях его жизненного цикла.

Единственный известный показатель тради-

ционного обслуживания – освоенные сред-

ства – могут характеризовать только некую

деятельность, связанную с устранением

определенного количества выявленных

несоответствий в ФА, но в какой степени

эта деятельность повлияла на надежность

ФА – неизвестно.

Результативность = (состояние ФА до ремонта) – (состояние ФА после ремонта);

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность98

ХАРАКТЕРИСТИКА ФА

По состоянию на 2011 г. действующий

фонд скважин ООО «Газпром добыча Аст-

рахань» насчитывает 137 скважин. Срок

службы действующих скважин составляет

от одного года до 26 лет, средняя наработ-

ка – более 22 лет.

ФА газовых скважин состоит из трубной

головки с адаптером и фонтанной елки

с запорными и регулирующими устройства-

ми (рис. 1). Большинство ФА выполнено

в комплектации заводов-изготовителей

Cameron и Malbranque с использованием

моноблоков, включающих задвижки 1, 1b,

3a, 4а. В комплектации Cameron-1 в мо-

ноблок включена коренная задвижка 1a.

Данные о состоянии ФА, регистрируемые

при техническом обслуживании, цеховых

ревизиях и техническом диагностировании,

свидетельствуют, что потеря работоспособ-

ности задвижек связана с коррозионными

и механическими повреждениями запорных,

уплотнительных и корпусных элементов.

Поэтому в качестве основных предельных

состояний задвижек были приняты неис-

правные состояния элементов, опреде-

ляющие ее негерметичность:

• по затвору, препятствующему внутрен-

ним перетокам углеводородного продукта

и технологических сред;

• по уплотнениям и корпусу, препятствую-

щим утечке или выбросу сероводородсо-

держащего газа в окружающую среду.

НАДЕЖНОСТЬ ЗАДВИЖЕК

ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ

Согласно [3] основными контролируемы-

ми показателями надежности ФА, харак-

теризующими ее способность выполнять

требуемые функции, являются вероятность

безотказной работы Р(t) и -процентная

наработка до отказа, связанные между

собой уравнением:

Р(t ) = / 100,

где t – -процентная наработка до списания

(ремонта); – доверительная вероятность

(в %).

Для ФА как технического устройства

опасного производственного объекта до-

верительная вероятность должна быть не

менее 90 % [7]. Таким образом, вероятность

безотказной работы задвижек ФА, исполь-

зуемая в данной работе, характеризует

такое состояние задвижки, при котором

с вероятностью / 100 обеспечивается ис-

правное состояние элементов ФА по сле-

дующим критериям:

• отсутствие повреждений внутренних

запорных элементов, обеспечивающих

герметичность затвора устройств;

• отсутствие повреждений уплотнений

штока, фланцев и крышек, обеспечиваю-

щих изоляцию сероводородсодержащего

углеводородного сырья от окружающей

среды;

• отсутствие повреждений внутренней по-

верхности корпусных элементов, обеспечи-

вающих целостность корпусных элементов.

Согласно данным по ремонтам и заменам

элементов и устройств ФА за 2000–2011 гг.

были рассчитаны вероятности безотказной

работы запорных, уплотнительных и кор-

пусных элементов задвижек. Наиболее

низкие показатели вероятности безотказ-

ной работы задвижек ФА наблюдаются для

запорных элементов (рис. 2).

С использованием установленных рас-

пределений вероятностей безотказной ра-

боты запорных, уплотнительных и корпусных

элементов задвижек ФА, приняв = 90 %,

ожидаемое состояние запорной арматуры

ФА действующего фонда скважин на 2011 г.

можно представить в виде табл. 1.

В совокупности выявленные нерабо-

тоспособные задвижки переводят в не-

работоспособное состояние 70 ФА, или

почти 51 % действующего фонда скважин.

Одновременные ревизия и ремонт такого

количества арматуры невозможны без

значительного ущерба для производства.

Так как в данном анализе степень не-

работоспособности задвижек оценена

количественно значениями вероятности

безотказной работы, то это позволяет

осуществлять различные варианты ранжи-

ровок неработоспособной арматуры для

планирования корректирующих и преду-

преждающих действий. Один из примеров

такой ранжировки показан в табл. 2. Здесь

Рис. 1. Схема фонтанной арматуры (клапаны и дроссели не показаны):поз. 1, 1a, 1b – 4-дюймовые задвижки (ствольные); поз. 2, 2a – 3-дюймовые задвижки (правые боковые); поз. 3, 3а – 3-дюймовые задвижки (левые боковые); поз. 4, 4а, 5, 5a – 2-дюймовые задвижки (затрубные); К – колпак ФА; А – адаптер ФА; ТГ – трубная головка

Рис. 2. Вероятность исправного состояния затвора.Задвижки: 1 – 2-дюймовые затрубные (4, 4а, 5, 5а), 2 – 3-дюймовые моноблочные (2а, 3а), 3 – 4-дюймовая буферная моноблочная (1b), 4 – 3-дюймовая боковая с ручным управлением (3), 5 – 4-дюймовая коренная (1а), 6 – 3-дюймовая боковая пневмоприводная (2), 7 – 4-дюймовая центральная моноблочная (1)

99

приоритеты и критичность отказа задвижек

назначены экспертным путем. Очевидно, что

преобразование данных табл. 1 в матрицу

технического риска (см. табл. 2) значительно

упрощает процедуру планирования и орга-

низации ревизий и ремонта ФА.

Следует иметь в виду, что темп замен

и связанных с ними остановок должен быть

приемлемым для основного производства

и в то же время достаточно динамичным,

чтобы не допустить ухудшения техническо-

го состояния всего фонда ФА во времени

за счет его естественного старения. Эти

особенности можно контролировать, если

использовать соответствующие системные

показатели технического состояния ФА.

Например, для данных табл. 2 в качестве си-

стемных показателей технического состоя-

ния ФА действующего фонда скважин на те-

кущий момент можно принять следующие:

• число запорной арматуры с высоким

риском Nв.р

= 62;

• число запорной арматуры со средним

риском Nс.р

= 53;

• число запорной арматуры с низким рис-

ком Nн.р

= 65;

• средний показатель риска запорной ар-

матуры

Показатель риска рассчитан с учетом

балльной оценки категорий риска: высо-

кий риск – 5 баллов, средний – 3 балла,

низкий – 1 балл.

Обслуживание ФА можно считать резуль-

тативным, если показатели деятельности

на конец отчетного периода времени соот-

ветствуют заданным критериям, например

не более 2,5 баллов.

Ввиду того что приоритеты запорный

арматуры и категории риска в табл. 2 на-

значены экспертным путем, т. е. имеют

субъективный характер, все последующие

действия (стратегия ремонта, показатели

результативности и оценка результативно-

сти) могут быть недостаточно адекватными

реальной ситуации.

Снижение влияния субъективного фак-

тора при планировании обслуживания ФА

возможно, если помимо показателей без-

отказности отдельных задвижек учитывать

также функциональные возможности ФА

как системы, т. е. использовать методы

системной надежности.

СИСТЕМНАЯ НАДЕЖНОСТЬ

ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ

Оценка работоспособности ФА как техни-

ческой системы принципиально отличается

от оценки работоспособности ее отдельных

составных частей. Запреты и ограничения,

установленные нормами для запорной арма-

туры, применимы для ФА в том случае, если

они имеют непосредственное отношение

к функционированию системы. Например,

требование об обязательной исправности

коренной задвижки является формальным

для функционирования ФА. В структурной

схеме надежности ФА значимость любой

единицы запорной арматуры, включая ко-

ренную задвижку, определяется исключи-

тельно логикой их взаимодействия между

собой для обеспечения работы ФА в целом.

Ограниченные рамки статьи не позволяют

представить здесь полный анализ системной

надежности ФА, поэтому в качестве примера

приведем результаты расчетов и анализа

надежности фонтанных елок действующего

фонда скважин.

В фонтанной елке предусмотрено двух-

и трехкратное резервирование функций

запорной арматуры (рис. 3). Правая боко-

вая пневмоприводная задвижка 2 и левая

боковая задвижка с ручным приводом 3

дублируются моноблочными задвижка-

ми 2а и 3а, соответственно. Резервные

задвижки 2а и 3а при нормальной экс-

плуатации всегда полностью открыты

и закрываются в аварийных случаях. По-

этому задвижки 2 и 2а, 3 и 3а могут быть

объединены в отдельные запорные блоки

I и II, соответственно.

Буферная задвижка 1b при нормальной

эксплуатации всегда полностью открыта

и закрывается перед подготовкой к спуску

в скважину различных глубинных приборов,

скребков для механической депарафиниза-

ции скважин и при других работах.

Центральную пневмоприводную задвиж-

ку 1 закрывают при ремонтных работах

на верхних струнах и в тех случаях, если

все задвижки на этих струнах неисправны.

Коренная задвижка 1а при нормальной

эксплуатации опломбирована в полностью

открытом положении. Работа коренной за-

движкой допускается только в аварийных

Рис. 3. Схема основных функциональных бло-ков фонтанной елки

Таблица 1

Прогнозируемое состояние задвижек ФА на 2011 г.

Неисправныеэлементы задвижек

Ожидаемое число неработоспособных задвижек

1а 1 1b 2 2а 3 3а 4, 4а, 5, 5а Итого Доля

Затвор 42 30 37 30 39 37 38 Нет 253 31 %

Уплотнения 23 30 6 40 7 44 7 Нет 157 20 %

Корпус 48 19 24 16 7 14 7 Нет 135 17 %

Таблица 2

Вариант матрицы технического риска запорной арматуры

Приоритет запорной арматуры

Число неисправных задвижек

Всего в том числе с вероятностью безотказной работы Р(t)

0* Не более 0,5 0,5–0,6 0,6–0,7 0,7–0,8 0,8–0,9

1. Коренная задвижка (1а) 63 Нет 20 2 5 30 6

2. Моноблок 41 Нет 20 14 4 2 1

3. Задвижки (2, 3) 76 Нет 1 19 35 20 1

* Фактически неработоспособные задвижки, установленные при техническом обслуживании ФА или иным образом.

Высокийриск

Среднийриск

Низкийриск

– категории риска (критичность отказа)

п р и л о ж е н и е к ж у р н а л у ГАЗОВАЯ промышленность100

ситуациях. Таким образом, задвижки 1 и 1а

являются резервными по отношению к за-

движке 1b и запорным блокам I и II.

Структурная схема надежности затворов

запорных блоков I и II представляет собой

параллельную модель, согласно которой

вероятность их безотказной работы опре-

деляется из выражений:

РзI(t) =1 – (1 – Р з

2)(1 – Р з

2а);

Р зII(t) = 1 – (1 – Р з

3)(1 – Р з

3а),

где Р зI(t), Р з

II(t) – вероятности исправного

состояния затворов блоков в момент вре-

мени t; Р зi (i = 2, 2а, 3, 3а) – вероятность

исправного состояния затвора задвижки

в момент времени t .

Использование булевых таблиц [6] по-

зволяет представить надежность затворов

фонтанной елки в виде комбинаций исправ-

ных и неисправных состояний затворов

отдельных единиц запорной арматуры

(табл. 3).

При оценке состояния ФА использованы

следующие критерии, характеризующие ее

функциональную устойчивость:

• нормальные условия эксплуатации (НУЭ)

означают, что ФА способна выполнять все

требуемые функции без использования

элементов резервирования;

• нарушения нормальных условий эксплуа-

тации (ННУЭ) означают, что ФА способна

выполнять требуемые функции, используя

один из доступных элементов резерви-

рования;

• предаварийная ситуация (ПАС) означа-

ет, что ФА способна выполнять требуемые

функции в течение ограниченного времени,

используя единственный доступный эле-

мент резервирования.

Вероятности безотказной работы затво-

ров фонтанной елки для разных расчетных

режимов работы рассчитывались согласно

[2]. Результаты расчетов вероятности без-

отказной работы затворов фонтанных елок

и технических рисков приведены в табл. 4.

Немаловажный фактор стабильной

и устойчивой эксплуатации ФА – их без-

опасность. Если надежность характеризует

способность объекта выполнять заданные

функции, то безопасность – свойство объ-

екта при эксплуатации и в случае нарушения

работоспособного состояния не создавать

угрозу для жизни и здоровья людей, а также

для окружающей среды. Потенциальными

источниками опасности для жизни и здоро-

вья людей на объектах добычи газа являются

утечки или выброс сероводородсодержа-

щего газа в окружающую среду.

В связи с отсутствием статистических

данных о размерах свищей при утечке газа

рассмотрим последствия разгерметизации

на примере отверстия диаметром 0,25 дюй-

ма, или 6,35 мм. Результаты расчетов тя-

жести последствий утечки / выброса сырого

газа в окружающую среду, выполненные

по методике API 581, приведены в табл. 5.

Отсюда видно, что максимальный ущерб

связан с токсическим воздействием серо-

водорода на людей. Повреждение обору-

дования и летальные исходы от огневого

воздействия возможны только при наличии

внешнего источника для возгорания освобо-

жденного продукта. Таким образом, утечки

сырого газа в окружающую среду могут

представлять значительную угрозу жизни

и здоровью людей и реально стать факто-

ром, дестабилизирующим производство,

если не предпринимать предупреждающих

действий.

Структурная схема надежности корпусов

и уплотнений фонтанной елки представляет

собой последовательную модель, вклю-

чающую задвижки 1, 1а, 1b, 2, 2а, 3 и 3а.

Соответственно, вероятность безотказной

работы определяется из выражений:

Р к(t ) = Р к1а

Р к1Р к

1bР к

2Р к

2аР к

3Р к

3а;

Р у(t) = Р у1а

Р у1Р у

1bР у

2Р у

2аР у

3Р у

3а,

Таблица 3

Состояние затворов запорной арматуры и фонтанной елки

Состояние элементов системы Состояниесистемы

Состояние элементов системы Состояниесистемы1а 1 1b I II 1а 1 1b I II

1 1 1 1 1 НУЭ 1 0 0 1 1 ПАС

1 1 1 1 0 ННУЭ 0 0 1 1 1 ПАС

1 1 1 0 1 ННУЭ 1 0 1 0 1 ПАС

1 1 0 1 1 ННУЭ 0 1 0 1 1 ПАС

1 0 1 1 1 ННУЭ 1 0 1 1 0 ПАС

0 1 1 1 1 ННУЭ 0 1 1 0 1 ПАС

1 1 1 0 0 ННУЭ 0 1 1 1 0 ПАС

1 1 0 0 1 ННУЭ 1 0 0 1 0 ПАС

1 1 0 1 0 ННУЭ 1 0 1 0 0 ПАС

1 1 0 0 0 ННУЭ 0 1 0 0 1 ПАС

1 0 0 0 0 ПАС

0 1 0 0 0 ПАСОбозначения: 1 – исправное состояние затвора; 0 – неисправное состояние затвора.

Таблица 4

Риски потери герметичности затворов фонтанных елок

Неисправности Число фонтанных елок

Всего в том числе работающих в режимах

ПАС ННУЭ НУЭ

Негерметичность затворов фонтанной елки 101 9 56 36

Таблица 5

Последствия утечки сероводородсодержащего газа из задвижек фонтанных елок

Условный диаметротверстия (свища), мм

Площадь поражения, м2 (продолжительность утечки 1 ч) при воздействии

огневом токсическом

повреждение оборудования опасности для жизни людей (летальные исходы)

6,35 10 24 372

101

где Р к(t ) – вероятность безотказной ра-

боты корпусов фонтанной елки в момент

времени t; Р кi (i = 1, 1а, 1b, 2, 2а, 3, 3а) – ве-

роятность исправного состояния корпуса

задвижки; Р у(t) – вероятность безотказной

работы уплотнений фонтанной елки в мо-

мент времени t; Р уi (i = 1, 1а, 1b, 2, 2а, 3,

3а) – вероятность исправного состояния

уплотнения задвижки.

Результаты расчетов вероятности без-

отказной работы корпусов и уплотнений

фонтанных елок приведены в табл. 6.

Объединяя распределения фонтан-

ных елок по надежности и безопасности

(см. табл. 4, 6), получаем итоговое, ран-

жированное по рискам распределение

фонтанных елок, подлежащих ревизии

и ремонту (табл. 7).

Таким образом, используя методы

системной надежности, фонтанные елки

удалось разбить по категориям риска и ве-

роятности безотказной работы. В первую

очередь цеховые ревизии следует плани-

ровать для фонтанных елок, работающих

в режиме ПАС. Очередность в пределах

каждой категории риска (ПАС, ННУЭ) осу-

ществляется по величине вероятности

безотказной работы фонтанной елки.

Несколько иначе в данном случае вы-

глядят системные показатели технического

состояния ФА на текущий момент:

• число ФА с высоким риском (ПАС) Nв.р

= 9;

• число ФА со средним риском (ННУЭ)

Nс.р

= 56;

• число ФА с низким риском (НУЭ) Nн.р

= 36;

• средний показатель риска ФА

Дополнительным системным показа-

телем результативности ремонта по на-

дежности фонтанных елок может также

стать сокращение числа и частоты функ-

циональных отказов и связанных с ними

производственных простоев и сбоев в до-

быче газа. То есть появляется реальный

механизм управления коэффициентом

технического использования производ-

ственных фондов:

Для оценки результативности и эффек-

тивности обслуживания ФА остается только

сопоставить указанные системные пока-

затели за отчетный период с заданными

критериями результативности и соотнести

их с понесенными затратами.

Изложенный здесь подход обслужива-

ния фонтанной арматуры по «надежности»

следует рассматривать как проект. Практи-

ческая ценность внедрения обслуживания

ФА по «надежности» будет зависеть от со-

стояния производственной среды:

• документирования данных о состоянии

объектов, включая сведения об инцидентах,

отказах и авариях;

• доработки автоматизированных инстру-

ментов ведения баз данных надежности

объектов в режиме on-line;

• разработки НТД для обслуживания объ-

ектов «по надежности».

Наличие этих необходимых условий вме-

сте с представленной здесь методологией

анализа и оценки надежности ФА создают

основу для моделирования деятельности

«Обслуживание устьевого оборудования

газовых скважин» как процесса и интегра-

ции его в общую систему менеджмента ISO.

Собственно, аналитические данные, пред-

ставленные в настоящей статье, в наглядной

форме как раз и демонстрируют, как можно

осуществлять мониторинг, анализ и оценку

результативности и эффективности этого

процесса.

Список литературы

1. ГОСТ Р 51901.5–2005. Менеджмент риска. Руковод-

ство по применению методов анализа надежности.

2. ГОСТ 59901.14. Менеджмент риска. Метод струк-

турной схемы надежности.

3. ГОСТ 27.003–90. Надежность в технике. Состав

и общие правила задания требований по надежности.

4. ГОСТ Р ИСО 9001–2008. Системы менеджмента

качества. Требования.

5. ГОСТ Р 12.0.006–2002. Общие требования к системе

управления охраной труда в организации.

6. Калинкин А. В., Филиппов А. Г., Ерехинский Б. А.

и др. Технические и системные аспекты управления

надежностью и безопасностью производственных

объектов // Газовая промышленность. – 2011. –

№ 3. – С. 17–21.

7. РД 03-421–01. Методические указания по прове-

дению диагностирования технического состояния

и продлению остаточного срока службы сосудов

и аппаратов.

Таблица 6

Риски потери герметичности корпуса и уплотнений фонтанных елок

Неисправности Число фонтанных елок

Всего в том числе работающих в режимах

Р < 0,5 Р = 0,5÷0,9 Р > 0,9

Утечка газа:

по корпусам задвижек 100 8 52 40

по штоку и фланцам задвижек 99 39 23 37

Таблица 7

Матрица риска фонтанных елок

Вероятностьбезотказной работы

Число неработоспособных фонтанных елок

Всего в том числе работающих в режимах

ПАС ННУЭ НУЭ

Не более 0,5 16 – 16 –

0,5–0,6 4 1 3 –

0,6 –0,7 10 1 9 –

0,7– 0,8 22 1 21 –

0,8–0,9 13 6 7 –

Более 0,9 36 – – 36

Итого 101 9 56 36

с п е ц и а л ь н ы й в ы п у с к ж у р н а л а ГАЗОВАЯ промышленность102

Сведения об авторах

ФИО E-mail Телефон ФИО Е-mail Телефон

Акимов В.И. vakimov@ufa-tr.gazprom.ru (347) 279-88-71 (733) 6-22-51

Аксютин О.Е. O.Aksiutin@adm.gazprom.ru (495) 719-29-56

Александрович Р.Б. 9224541455@mail.ru

Алексеев В.В. (812) 334-55-61

Алимов С.В. S.Alimov@adm.gazprom.ru (495) 719-30-57

Арбузов Ю.А. kltlv@mail.ru (831) 430-69-39

Бабельский Р.М. babelskiy-rm@utg.ua 380 (44) 461-24-17

Байдавлетов Р.Г. (733) 6-22-98

Басин М.Б. mbasin@gaztranzit.ru (495) 363-34-38

Безбородников А.В. A.Bezborodnikov@samaratransgaz.gazprom.ru

Буховцев Б.М. (498) 617-75-50

Вагнер В.В. telegraf@surgut.gazprom.ru (3462) 28-38-10

Велиюлин И.И. Veliyulin@oeg.gazprom.ru (498) 657-46-76

Велиюлин Э.И. kudryashova_ou@gazstroy.com

Виноградов И.С. (846) 242-12-61

Воробьев М.Ю. M.Vorobev@samaratransgaz.gazprom.ru (846) 954-25-36 (756) 6-32-34

Галеев А.А. (952) 701-62-37

Гнутов В.И. V.Gnutov@samaratransgaz.gazprom.ru (8482) 40-08-32 (756) 4-31-27

Городниченко В.И. V.Gorodnichenko@vniigaz.gazprom.ru

Горшков А.Н. galex@oeg.gazprom.ru (498) 657-41-03

Грабовец В.А. V.Grabovets@samaratransgaz.gazprom.ru (846) 241-54-91 (756) 2-22-11

Грязин В.Е. V_Gryazin@vniigaz.gazprom.ru

Гусейнов К.Б. gaz@dgp.gazprom.ru (8722) 51-93-43

Дашунин Н.В. Dashunin@mtg.gazprom.ru (498) 617-67-11

Девятьярова Е.А. e_devyatyarova@mail.ru

Дубинский В.Г. kudryavtsev@oeg.gazprom.ru (498) 657-96-22

Енгибарян А.А. A.Engibaryan@phg.gazprom.ru (495) 428-45-20

Зайцев А.Н. (778) 4-94-00

Зарубин В.А. (496) 526-43-95 (705) 7-82-51

Захаров А.В. zaharov@oeg.gazprom.ru (498) 657-47-50 (495) 780-41-64

Зименков В.А. (778) 4-94-00

Зорин А.Е. zorin@oeg.gazprom.ru (498) 657-42-60

Зуев Г.И. (812) 334-55-61

Зяблицев М.П. svarka@dgp.gazprom.ru (8722) 51-95-21

Иванов И.А. telegraf@surgut.gazprom.ru (3462) 28-38-10

Кантюков Р.А. info@tattg.gazprom.ru

Кантюков Р.Р. info@tattg.gazprom.ru

Карпачев Р.А. 13ro@bk.ru

Колотилов Ю.В. kolotilov_yury@mail.ru (499) 194-86-95

Кондратьев Д.В. dnk1@meta.ua 380 (44) 461-24-18, газ.: (55) 24-18

Кудрявцев А.А. k801@tzlip.ru (4742) 51-03-57

Макаров С.Н. (495) 521 -21-13, доб. 101

Макарьев О.В. O.Makarev@adm.gazprom.ru (495) 719-23-82

Мальцев Ю.Н. Y.Maltsev@samaratransgaz.gazprom.ru

Мансуров Ф.А. (496) 526-43-95 (705) 7-82-51

Мигунов Д.К. migunov@oeg.gazprom.ru (495) 355-99-82

Мидюкин В.В. (846) 242-12-61

Митрохин М.Ю. M.Mitrokhin@adm.gazprom.ru (495) 719-69-05

Михайленко А.Г. mikhaylenko@gaztranzit.ru (495) 363-34-38

Михаленко В.А. (498) 617-72-75

Молоканов А.В. A.Molokanov@adm.gazprom.ru (495) 719-62-71

Мосягин М.Н. telegraf@surgut.gazprom.ru (3462) 28-38-10

Мухин А.А. (498) 657-46-92

Нефёдов С.В. S_Nefedov@vniigaz.gazprom.ru (498) 657-40-91

Никитин Р.С. (496) 526-43-95 (705) 7-82-51

Охримчук С.А. okhrimchuk-sa@utg.ua 380 (44) 461-24-02

Пасечников А.Н. A.Pasetchnikov@adm.gazprom.ru (495) 719-62-55

Пашин С.Т. info@ufa-tr gazprom ru (733) 3-22-01

Петухов И.С. (812) 334-55-61

Полозов В.А. polozov09@rambler.ru (495) 633-73-57

Поляков С.Ю. (498) 657-46-92

Пономоренко Д.В. (8512) 31-60-14

Попов А.Н. anpopov@oeg.gazprom.ru (498) 657-46-57

Проскуряков А.М. A.Proskuriakov@adm.gazprom.ru (495) 719-68-04

Решетников А.Д. reshetnikov2@oeg.gazprom.ru (498) 657-49-74

Руденко А.М. RudenkoAM@surgut.gazprom.ru (3462) 750-466

Семченко И.А. samchenko-ia@utg.ua 380 (44) 461-24-47

Скрынников С.В. (733) 3-23-90

Скрябина А.Е. (498) 657-46-92

Соломахин В.Б. V.Solomakhin@gazbez.gazprom.ru (495) 631-57-26

Стахив И.М. stakhiv-im@utg.ua 380 (44) 461-26-21

Субботин В.А. (846) 242-12-61

Тамеев И.М. info@tattg.gazprom.ru

Тернюк И.М. I.Terniuk@adm.gazprom.ru (495) 719-68-32

Тетерев С.И. (498) 657-46-92

Токарев А.В. Tokarev@oeg.gazprom.ru (495) 355-99-82

Толстихин Ю.Ю. Tolstichin@mtg.gazprom.ru (498) 617-03-00

Урманцев И.Н. (778) 4-94-00

Фалалеев С.В. kipdla@ssau.ru (846) 267-46-75

Филатов А.А. filatov@oeg.gazprom.ru (499) 580-07-01

Филиппов А.Г. (495) 719-68-33

Хакимов В.Р. vkhakimov@ufa-tr.gazprom.ru (733) 3-22-04

Халлыев Н.Х. khallyev@oeg.gazprom.ru (499) 580-07-98

Химич В.Н. wit72@mail.ru (495) 995-67-81

Холодков С.А. S.Kholodkov@samaratransgaz.gazprom.ru (846) 954-02-82 (756) 6-32-11

Чекунов И.Ю. (496) 526-43-95 (705) 7-82-51

Шабанов К.Ю. (846) 242-12-61

Якупов Н.М. yzsrr@kfti.knc.ru

Якупов С.Н. yzsrr@kfti.knc.ru

103

Начало Окончание Место проведения Название Форма участия

Я Н В А Р Ь

29 1 Москва 16-я Международная специализированная выставка «Интерпластика» Заочно

Ф Е В Р А Л Ь

4 8 Казань III Ежегодный семинар повышения квалификации ИТР в области ГНБ Заочно

11 16 Казань Ежегодный февральский учебный семинар операторов ГНБ Заочно

12 15 Москва Конференция и выставка «Шельф России 2013» Очно, аналитики

12 15 Самара, Выставочный

центр «Экспо-Волга»

19-я Межрегиональная специализированная выставка «Энергетика» Заочно

13 15 Оренбург IX Специализированная выставка «Нефть. Газ. Энерго – 2013» Заочно

18 Москва Конференция «Сырьевой вектор газонефтехимии 2013» Заочно

18 Москва Конференция «Керосины» Заочно

19 Москва Конференция «Мазуты» Заочно

19 20 Усинск 8-я Специализированная

выставка «Усинск. Нефть. Газ. Уголь. Энерго – 2013»; «Усинск.

Строительство. ЖКХ. Энергоресурсосбережение»

Заочно

19 21 Набережные Челны Камский международный промышленный форум Заочно

21 23 Москва, гостиница

«ПРЕЗИДЕНТ-ОТЕЛЬ»

Управления делами

Президента РФ

V Международный форум «Биржевой и внебиржевой рынки нефти

и нефтепродуктов РФ»

Очно, аналитики

21 24 Москва, «Крокус Экспо» Международная специализированная выставка транспортных средств

повышенной проходимости «Вездеход-2013»

Очно, аналитики

26 28 Москва, «Крокус Экспо» «Композит-Экспо-2013. Композитные материалы, технологии произ-

водства композитов, оборудование, изделия из композиционных мате-

риалов». 6-я Международная специализированная выставка

Заочно

26 28 Москва, «Крокус Экспо» «Полиуретанэкс-2013. Полиуретановые материалы, технологии произ-

водства полиуретанов, использование полиуретанов в промышленно-

сти». 5-я Международная специализированная выставка

Заочно

26 28 Москва,

СК «Олимпийский»

10-я Международная выставка и конференция «Покрытия и обработка

поверхности»

Заочно

26 28 Москва,

СК «Олимпийский»

14-я Международная специализированная выставка измерительных

приборов и промышленной автоматизации

Заочно

М А Р Т

5 7 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне

Международная выставка и конференция Russia Power 2013 Заочно

5 7 Нидерланды, Амстердам IADC/SPE Drilling Cjnference 2013 – международная буровая конферен-

ция SPE/IADC

Заочно

10 13 Бахрейн, Манама MEOS 2013 – 18-я Ближневосточная выставка и Конференция по нефти

и газу, нефтехимии

Заочно

11 14 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне

17-я Специализированная международная выставка «Интерлакокраска

2013», 7-й Международный салон «Обработка поверхности. Защита от

коррозии»

Заочно

12 15 Москва, «Сокольники» Cabex – 11-я Международная специализированная выставка кабелей,

проводов, соединительной арматуры, техники прокладки и монтажа

кабельно-проводниковой продукции

Очно

14 Москва «Нефтегазснаб-2013», Конференция «Снабжение в нефтегазовом ком-

плексе»

Очно

15 Москва Конференция «Нефть и газ России: проблемы и перспективы 2013» Заочно

18 20 Москва Национальный нефтегазовый форум Очно, аналитики

19 21 Москва, гостиница

«Холидей Инн Лесная»

3-я Ежегодная конференция «Промышленная и экологическая безопас-

ность нефтегазовых проектов. Россия и СНГ»

Очно, аналитики

М Е Р О П Р И Я Т И Я П Е Р В О Г О П О Л У Г О Д И Я 2 0 1 3 г о д а

с п е ц и а л ь н ы й в ы п у с к ж у р н а л а ГАЗОВАЯ промышленность104

Начало Окончание Место проведения Название Форма участия

20 21 Нерюнгри «Современные технологии и оборудование для освоения месторожде-

ний полезных ископаемых», «Саха. Строительство. Энергоресурсосбе-

режение»

Заочно

20 22 Омск «Промтехэкспо» – Сибирский промышленно-инновационный форум Заочно

20 22 Красноярск «Газ. Нефть. Химия. Сибирский Geo-форум» – Специализированная

выставка

Заочно

20 22 Красноярск ПТА-Сибирь 2013 Заочно

20 22 Новый Уренгой «Газ. Нефть. Новые технологии» – 9-я Межрегиональная специализиро-

ванная выставка

Заочно

25 30 Сочи Конференция «Сбор, подготовка и транспортировка углеводородов –

2013»

Заочно

26 Москва, отель «Ритц-Карл-

тон»

III Международная конференция «Попутный Нефтяной Газ 2013» Очно, аналитики

26 28 Москва, СК «Олимпий-

ский»

12-я Международная выставка по неразрушающему контролю и техни-

ческой диагностике в промышленности NDT

Очно, аналитики

26 28 Тюмень Выставка «Энергетика. Энергосберегающие технологии». Выставка

«Газификация. Газовое оборудование»

Заочно

27 Москва, Измайлово Третья Межотраслевая конференция «Антикоррозионная защита – 2013» Очно, аналитики

27 Москва Международная конференция «Технологии GTL и СTL» Заочно

27 28 Москва XII ежегодная Конференция предприятий – членов МАС ГНБ Заочно

А П Р Е Л Ь

2 4 Москва 10-я Международная выставка «Недра-2013. Изучение. Разведка.

Добыча»

Очно, аналитики

2 4 Казахстан, Атырау 11-я Северо-Каспийская региональная выставка и конференция

«Атырау Нефть и Газ»

Заочно

8 12 Москва, ЦВЗ «Манеж» Выставка «ТЭК России в XXI веке – 2013» Очно, аналитики

8 Москва Конференция «Бензины» Заочно

9 Москва Конференция «Дизель» Заочно

9 11 Казань X Специализированная межрегиональная выставка «Энерго» Заочно

15 17 Москва, отель «Ренессанс

Монарх»

Конференция «Нефть и газ Российской Арктики» Очно

16 17 Норильск 12-я Специализированная выставка «Строительство. Энергоресурсо-

сбережение – 2013»

Заочно

16 18 Москва, «Сокольники» 8-я Международная выставка вакуумной техники, материалов и техно-

логий «ВакуумТехЭкспо»

Заочно

16 19 Москва, «Сокольники» «Аналитика Экспо» – 10-я Международная специализированная

выставка по аналитической химии

Очно

19 Москва Международный технический симпозиум «Трубопроводный

транспорт – 2013»

Очно, аналитики

23 Москва Конференция «Буровая химия» Очно, аналитики

24 26 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне, 5-й

павильон (в залах № 1 и 2)

5-я Специализированная выставка приборов и средств контроля,

измерений, испытаний «Экспо Контроль 2013»

Заочно

24 26 Курган 8-я Межрегиональная специализированная выставка «Курган-2013:

Строительство. Энергетика. ЖКХ. Газификация»

Заочно

24 26 Ханты-Мансийск Югорский Промышленный форум 2013 Заочно

25 27 Нижнекамск IX Международная специализированная выставка «Нефтехимия. Неф-

тепереработка. Энергетика. Экология. Смазочные материалы»

Заочно

М А Й

14 16 Казахстан Mining World Russia – 17-я Международная выставка по горному обору-

дованию, добыче и обогащению руд и минералов

Заочно

Начало Окончание Место проведения Название Форма участия

14 16 Узбекистан, Ташкент 17-я Узбекская Международная выставка «Нефть и газ Узбекистана –

OGU 2013»

Заочно

14 17 Санкт-Петербург XVII Международная специализированная выставка газовой

промышленности и технических средств для газового хозяйства

«Рос-Газ-Экспо»

Очно

14 17 Санкт-Петербург «Котлы и горелки 2013». 11-я Международная специализированная

выставка по теплоэнергетике

Заочно

17 18 Республика Башкортостан,

Уфа

III Международный форум «Большая химия» Заочно

21 Москва «Нефтегазстрой»/Конференция «Строительство в нефтегазовом

комплексе»

Очно

21 22 Туркменистан •

Туркменбаши • Аваза

4-й Международный газовый конгресс Туркменистана Заочно

21 24 Уфа XXII Международная специализированная выставка «Газ. Нефть.

Технологии – 2013»

Очно

22 24 Москва, ВВЦ 11-я Международная специализированная выставка «Антикор

и Гальваносервис»

Заочно

22 24 Казахстан, Алматы XIV Международная Казахстанская промышленная выставка

энергетики и электротехники Power-kazindustry '2013

Заочно

22 24 Казахстан, Алматы 7-я Международная промышленная выставка «Машиностроение

и металлообработка 2013»

Заочно

23 25 Краснодар Весенний Краснодарский инновационный форум

«Энергоэффективность и инновации»

Заочно

24 Москва, отель «Балчуг

Кемпински»

Международная конференция «Освоение шельфа России и СНГ –

2013»

Очно, аналитики

27 30 Санкт-Петербург XI Международный форум по промышленной безопасности Очно

27 1 Геленджик Выставка «Современные технологии капитального ремонта скважин

и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития»

Заочно

28 31 Москва, «Крокус Экспо» 8-я Международная выставка по управлению отходами,

природоохранным технологиям и возобновляемой энергетике

«ВэйстТэк»

Заочно

28 31 Москва, «Крокус Экспо» 7-я Международная выставка «Трубопроводные системы

коммунальной инфраструктуры: строительство, диагностика, ремонт

и эксплуатация», СитиПайп

Очно

28 1 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне

Международная выставка трубной промышленности и трубопроводов

«Трубы России – 2013»

Очно

29 30 Санкт-Петербург VI Специализированная конференция-выставка ПТА.

«Интеллектуальное здание Санкт-Петербург 2013»

Заочно

И Ю Н Ь

3 6 Москва, «Крокус Экспо» No-dig выставка и конференция № 1 по бестраншейным технологиям

в России, СНГ и странах Балтии, Международная конференция

«Бестраншейные технологии строительства и ремонта инженерных

коммуникаций»

Очно

10 13 Лондон EAGECopenhagen 2013 – 75-я Международная конференция

и выставка Европейской ассоциации инженеров-геологов

и геофизиков EAGE

Заочно

4 7 Азербайджан, Баку 20-я Международная конференция «Нефть и Газ, Нефтепереработка

и Нефтехимия Каспия» – Caspian Oil & Gas Conference 2013

Очно

25 28 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне

3-я Международная конференция по актуальным вопросам

инновационного развития нефтегазовой отрасли «Энеркон-2013»

Очно, аналитики

25 28 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне

«Нефть и газ» – 14-я Международная выставка «Оборудование

и технологии для нефтегазового комплекса»

Очно, аналитики

25 28 Москва, Экспоцентр на

Красной Пресне

11-й Российский нефтегазовый конгресс RPGC в рамках выставки

«Нефть и газ»

Очно, аналитики

ISS

N 0

016

-5

58

1 Г

АЗ

ОВ

АЯ

про

мы

шл

енно

сть

ISSN 0016-5581

пр

ил

ож

ен

ие 2

01

3

1–

10

4