Многолетний опыт эксплуатации десятков тысяч единиц кранов позволил выявить «болевые точки» используемой на КС и ЛЧ МГ отечественной и импортной аппаратуры. По данным материалов совещания ПАО «Газпром», посвященного вопросам повышения надежности технического состояния трубопроводной арматуры, которое проводилось в г. Уфе 27-30 октября 2018 года, на объектах ПАО «Газпром» эксплуатируется более 500 000 единиц арматуры, из них около 6 000 кранов ежегодно вырезается (в целом по ПАО «Газпром»). Основная причина вырезки кранов – невосстанавливаемая негерметичность (критический отказ).
На рисунке 1 показано изменение по годам количества ТПА (DN 50-1400 мм), используемой в ПАО «Газпром» (по состоянию на 01.01.2017 г.).
На ЛЧ МГ доля отечественной арматуры составляет 84 %, импортной – 16 % [1], на объектах КС доля импортной арматуры достигает почти половины от всей установленной.
По типу затвора эксплуатируемые запорные краны различаются следующим образом:
• шар в опорах;
• плавающий шар;
• шар с разжимными седлами;
• коническая пробка.
«Алексинский завод тяжелого машиностроения» (Россия) до 1976 г. выпускал арматуру с конической пробкой DN 300-700 и с плавающим шаром DN 300-1000. Зарубежные фирмы поставляли «Газпрому» шаровую запорную арматуру с затвором «шар в опорах» следующих диаметров:
• «Борзиг»: DN 300-1400;
• «Грове»: DN 300-1400;
• «Со-Дю-Тарн»: DN 300-1400;
• «Кобэ-Стил»: DN 300-1400;
• JSW: DN 300-1400;
• «Китамура»: DN 300, 500, 1000, 1400.
«ЧКД Бланско» поставляли шаровые краны с затвором «шар с разжимными седлами» DN 300-1400.
Специалисты ОАО «Газпром оргэнергогаз» провели анализ статистики по отказам кранов DN 300-1400 различных изготовителей с разными типами затвора (шар в опорах – 60 %, коническая пробка – 18, плавающий шар – 14, шар с разжимными седлами – 8 %) на примере одного ЛПУ МГ (4 КЦ, 120 км МГ, материалы тематического семинара, с. Небуг, 2006 г.) за период с момента ввода в эксплуатацию МГ по 2006 год. Они пришли к выводу, что из 19 % замененной запорной арматуры чаще других вырезались «ЧКД Бланско» (40 % замен), «Со-Дю-Тарн» и «Борзиг» (по 20 % замен). Основной причиной вырезки кранов являлась невосстанавливаемая негерметичность узла затвора. Отечественная арматура на данном объекте с типами затвора «коническая пробка» и «плавающий шар» практически не вырезалась.
ПАО «Газпром» предъявляет к отечественным производителям трубопроводной арматуры требования, направленные на увеличение срока службы до 40 лет, с одновременным улучшением конструкции, способной конкурировать с лучшими мировыми аналогами [1].
Вопросу эксплуатационной надежности и безопасности трубопроводной арматуры уделяется большое внимание, т. к. в целом это связано с безопасностью объекта, на котором она эксплуатируется.
Показатели эксплуатационной надёжности ТПА рассчитываются в соответствии с ГОСТ 27.002.89 [2]. Интенсивность отказов вычисляется по формуле:
где N – число объектов, работоспособных в начальный момент времени;
n(t) – число объектов, отказавших на отрезке от 0 до t;
Δt – отрезок времени, равный в нашем случае одному году.
На рисунке 2 приведена интенсивность отказов основных видов арматуры, эксплуатируемой в ПАО «Газпром» [3].
Среднее значение интенсивности отказов составляет около 2 %. Показатель по кранам «Дзержинскхиммаша», «Кемеровохиммаша», «Борзига», «Со-Дю-Тарна» и «ЧКД» значительно превышает средний показатель по ПАО «Газпром».
На рисунке 3 приведена наработка трубопроводной арматуры до критического отказа на КС и ЛЧ МГ [3]. Статистическую оценку средней наработки на отказ вычисляют по формуле [2]:
где t – суммарная наработка;
r(t) – число отказов, фактически происшедших за суммарную наработку t.
Если учитывать оба вышеприведенных показателя, то более объективно о надежности арматуры может свидетельствовать показатель – приведенная интенсивность как отношение интенсивности отказов к наработке на отказ [3], которая более объективно позволяет провести анализ безотказной работы трубопроводной арматуры различных изготовителей (рис. 4).
Наряду с кранами «Борзиг», «Камерон» стабильно высокую интенсивность отказов, по результатам эксплуатационной статистики, дают краны «Со-Дю-Тарн». Парк арматуры этих изготовителей на 80 % отработал от 21 до 33 лет. Высокая интенсивность отказов отчасти объясняется значительным амортизационным периодом этих кранов, а также особенностями конструктивного исполнения затвора. Так, в кранах «Камерон» реализован механизм вращающихся седел для уменьшения износа уплотнителей, но в условиях эксплуатации на неочищенном газе (например, ООО «Газпром добыча Оренбург») это преимущество переросло в недостаток крана (возможно, накопившаяся «грязь» привела к повышенному износу поверхности пробки).
Для кранов «Со-Дю-Тарн» изначально конструктивно не предусмотрена заводом-изготовителем система подачи смазки к седлам, что со временем приводит к невосстанавливаемой негерметичности.
По результатам работ [4], выявляющим границы временного интервала, в рамках которого развивается интенсивный износ уплотнительных узлов шаровых кранов, определено, что скорость снижения вероятности безотказной работы после 18,5 лет эксплуатации возрастает на порядок.
Значительный интерес для оценки технического состояния эксплуатируемой ТПА представляет ее распределение по срокам наработки. Это связано с тем, что рекомендуемый срок эксплуатации ТПА составляет 30-33 года. На рисунке 5 представлено распределение сроков наработки ТПА по годам на ЛЧ МГ как более уязвимого элемента с точки зрения условий эксплуатации.
Средний процент арматуры старше 33 лет на ЛЧ МГ в ПАО «Газпром» составляет 6,5 %. В некоторых дочерних обществах этот процент значительно выше. Так, в ООО «Газпром трансгаз Югорск» из общего числа ТПА в 87 354 единиц (около 16 % парка ТПА ПАО «Газпром») процент отечественной и зарубежной арматуры, отработавшей свыше 30 лет на КС и ЛЧ МГ, составляет 45,6 % (данные из доклада А. С. Салыпа от ООО «Газпром трансгаз Югорск» на совещании в г. Уфе в 2018 г.).
В ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» процент отечественной и зарубежной ТПА, отработавшей свыше 30 лет на КС и ЛЧ МГ, составляет около 30 % (данные из доклада Д. И. Чистякова от «Газпром трансгаз Н. Новгород» на совещании в г. Уфе в 2018 г.).
Из докладов на совещании ПАО «Газпром» в г. Уфе в 2018 г. по направлениям повышения технического состояния ТПА среди специалистов во всех трансгазах существует «солидарное» понимание путей решение этой проблемы. ООО «Газпром трансгаз Югорск» обобщенно изложил эти направления:
• проведение своевременного, качественного обслуживания ТПА;
• повышение уровня технической грамотности специалистов, занятых в обслуживании ТПА;
• своевременное обеспечение вспомогательными материалами и оборудованием с учетом установленного парка ТПА;
• оснащение бригад специализированным оборудованием для качественного обслуживания ТПА;
• внедрение методов ранней диагностики негерметичности ТПА, основанных на тепловизионном (инфракрасном) обследовании и регистрации шума утечек.
Обобщение опыта эксплуатации ТПА специалистами ООО «Орггазнефть» позволило авторам [5] предложить инновационный способ обеспечения длительной герметичности шаровых кранов, который реально решает проблему герметичности кранов отечественного и зарубежного производства любых классов герметичности и особенно «старой» ТПА со сроком эксплуатации более 20 лет (исчезает необходимость вырезки кранов из МГ). Появляется возможность для эксплуатации повысить коэффициент технического использования ТПА (Кти).
1. ООО «Орггазнефть» готово содействовать практическому решению проблемы обеспечения герметичности ТПА в порядке проведения опытно-промышленной эксплуатации в 2-3-х трансгазах со «старой» ТПА (методическое руководство, инструкции, поставка высоковязких уплотнительных паст 131-435 КГУ в необходимых объемах).
2. С точки зрения технического состояния шаровые краны отечественного и зарубежного производства, эксплуатируемые на КС и ЛЧ МГ, практически близки.
3. Импортные шаровые краны с затвором «шар в опорах» более склонны к потере герметичности (что характерно для линейной части).
1. Захаров, А.В. Герметичность – основной параметр при оценке технического состояния трубопроводной арматуры / А.В. Захаров, А.А. Сухолитко // Территория нефтегаз. – 2013. – № 12. – С. 49-55.
2. ГОСТ 27.002.89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.
3. Колотовский, А.Н. Эксплуатация запорной арматуры на объектах магистральных газопроводов ОАО «Газпром» / А.Н. Колотовский // Арматуростроение. – 2006. – № 2 (41). – С. 62-65.
4. Быков, И.Ю. Оценка эксплуатационной надежности запорной арматуры статистическими методами / И.Ю. Быков, А.Н. Колотовский, Н.М. Ермоленко [и др.] // Газовая промышленность. – 2006. – № 6. – С. 58-62.
5. Трофимов, Е.В. Об эксплуатационных возможностях инновационного способа обеспечения герметичности шаровых кранов на магистральных газопроводах системы ЕСГ / Е.В. Трофимов, Т.А. Фоменко, В.К. Суринович [и др.] // Вестник арматуростроителя. – 2019. – № 3 (52). – С. 68-70.
Размещено в номере: «Вестник арматуростроителя», № 4 (53) 2019
