CC BY
51
ОБЩИЕ ЗАДАЧИ ЭФФЕКТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ
УДК 622.691.4.053
С.В. Алимов, С.В. Нефёдов, ГА Милько-Бутовский, И.Н. Курганова
Оптимизация долгосрочного планирования диагностики и ремонта линейной части магистральных газопроводов в Системе управления техническим состоянием и целостностью ГТС ОАО «Газпром»
ОАО «Газпром» с 2009 г. проводится совершенствование Системы управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы (СУТСЦ) на основании руководящих документов [1, 2], определивших ее целевые инновационные характеристики:
• централизация управления принятием решений при подготовке программ диагностических обследований, технического обслуживания и ремонта (ДО и ТОиР);
• переход от «управления затратами» (экономический подход) к «управлению показателями» (технико-экономический подход);
• использование в качестве базовых показателей надежности и техногенного риска эксплуатации линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ).
Новые методические подходы, заявленные в [1, 2], реализованы в документе Р Газпром 2-2.3-691-2013 «Методика формирования программ технического диагностирования и ремонта объектов линейной части магистральных газопроводов ЕСГ ОАО «Газпром» (далее - Методика) [3], разработанном в составе нормативного обеспечения СУТСЦ ЛЧ МГ. Методика является аналитическим приложением к Регламенту [4], закрепляющему функции и роли участников, сроки и этапы планирования ДО и ТОиР ЛЧ МГ на долгосрочном периоде (5 лет и более). Стандартизованные в Методике аналитические процедуры опираются на положения и терминологию по надежности и техногенному риску стандартов РФ и ОАО «Газпром» [3-8].
Методика разработана с целью внедрения комплексного подхода к формированию программ технического диагностирования и ремонта объектов линейной части эксплуатируемых магистральных газопроводов, обеспечивающих требуемый уровень надежности и безопасности с учетом совокупности технических, финансовоэкономических и организационных ограничений. В основе лежит единая модель принятия управленческих решений по долгосрочному планированию ДО и ТОиР в рамках ограниченного лимита затрат в целом по газотранспортной системе (ГТС). Исходными данными для модели служат расчетные оценки показателей надежности и техногенного риска по представительной совокупности объектов ЛЧ МГ (межкрановых участков) 19 дочерних газотранспортных обществ (ГТО), эксплуатирующих примерно 160 тыс. км МГ в составе ОАО «Газпром». Лимит затрат определяется на каждый текущий год планирования и носит характер внешнего ограничения к оптимизируемому множеству объектов ЛЧ МГ. Роль внутренних ограничений выполняют требования к показателям надежности и риска, по которым принимаются решения в ГТО по сценариям ДО и ТОиР.
Методика в соответствии с [3] базируется на двухуровневой структуре управления техническим состоянием и целостностью ГТС (уровни ГТО и ОАО «Газпром»).
Ключевые слова:
магистральный
газопровод,
управление
техническим
состоянием
и целостностью,
надежность,
техногенный риск,
эффективность.
Keywords:
trunk gas pipeline, technical condition and integrity control, reliability, industrial risk, efficiency.
№ 1 (17) / 2014
6
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
На уровне ГТО решаются следующие основные задачи:
• расчет показателей технического состояния и надежности эксплуатации участков ЛЧ МГ, включая количественную оценку сроков безопасной эксплуатации и ожидаемых частот возникновения критических отказов;
• расчет ожидаемых ущербов и показателей техногенного риска при возникновении критических отказов на участках ЛЧ МГ;
• ранжирование участков ЛЧ МГ в пределах ГТО по критериям надежности и безопасности;
• проверка критериев работоспособности участков ЛЧ МГ с учетом ограничений по показателям надежности и безопасности с целью принятия решений о необходимости, предельном сроке и оптимальном объеме технического диагностирования и/или ремонта;
• выбор и назначение мероприятий ДО и ТОиР участков ЛЧ МГ с условием проверки и выполнения критериев контроле- и/или ремонтопригодности, согласования планируемого периода диагностических и ремонтно-восстановительных мероприятий с балансовой схемой потоковой загрузки ГТС в пределах ГТО;
• оценка ожидаемых затрат на проведение технического диагностирования и/или ремонта участков ЛЧ МГ в пределах ГТО и ожидаемых суммарных затрат по ГТО;
• составление сценариев технического диагностирования и/или ремонта ЛЧ МГ в пределах ГТО на основе выбора минимальных по затратам и удовлетворяющих по требованиям к контроле- и ремонтопригодности, надежности и безопасности участков ЛЧ МГ мероприятий ДО и ТОиР, согласованных с Генеральной схемой развития Единой системы газоснабжения (ЕСГ) на долгосрочный период в пределах ГТО;
• формирование предложений (заявок) ГТО в программы УТСЦ;
• корректировка предложений (заявок) ГТО в программы УТСЦ при невыполнении критерия лимитов затрат.
На уровне ОАО «Газпром» решаются следующие задачи:
• оценка, формирование и назначение количественных критериев по предельно допустимым показателям надежности и техногенного риска, а также приоритетов по важности участков ЛЧ МГ ГТС;
• формирование и согласование удельных показателей затрат на ДО и ТОиР участ-
ков ЛЧ МГ ГТС в зависимости от характеристик контроле- и ремонтопригодности участков, региональных особенностей эксплуатации ГТС ГТО, целей диагностирования и видов ремонта;
• составление упорядоченных по планируемым периодам, показателям техногенного риска и приоритетам по важности предварительных сводных ведомостей потребности ОАО «Газпром» в техническом диагностировании и ремонте ЛЧ МГ ГТС;
• оптимизация сводных ведомостей предложений (заявок) ГТО в программы УТСЦ по всей ГТС при условии выполнения критерия лимитов затрат ОАО «Газпром» по статьям технического диагностирования и ремонта;
• определение требований по корректировке сводных ведомостей предложений (заявок) ГТО в программы УТСЦ при невыполнении указанного выше критерия лимитов затрат;
• формирование долгосрочных программ технического диагностирования и ремонта ЛЧ МГ ГТС на заданный период.
Общий алгоритм расчетного обоснования и формирования предложений в долгосрочные программы технического диагностирования и ремонта ЛЧ МГ ГТС приведен на рис. 1.
Общая математическая постановка задачи состоит в следующем:
• генеральную совокупность (множество) объектов (ОГТС = {О1, ..., ОМ}) составляют межкрановые участки ЛЧ МГ, вообще говоря, эксплуатирующиеся различными ГТО;
• объекты (О*,) характеризуются в текущий момент (t) набором (зависящих от времени) показателей: разрешенное рабочее давление (р); показатели технического состояния (КТС), надежности (Н) и техногенного риска (R), т.е. О, = Ор, р, КТС, Н, R); начальное состояние системы (в момент проведения расчетного анализа) характеризуется набором тех же показателей с индексом 0, т.е. О,0 = ОД^, р0, КТС0, Н0, R0); часть из них взаимозависима (риск и надежность, давление и надежность и т.п.);
• все перечисленные показатели имеют тенденцию «ухудшаться» в зависимости от времени эксплуатации (надежность и разрешенное рабочее давление снижаются, техногенный риск растет); чтобы компенсировать негативное изменение системы, способное привести к неприемлемым последствиям (отказ/ава-рия, влекущие недопоставку газа из-за простоя в ремонте; затраты на аварийное восстановление; прямой ущерб окружающей природно-
№ 1 (17) / 2014
Рис. 1. Общий алгоритм расчетного обоснования формирования программ УТСЦ ЛЧ МГ
хозяйственной среде, включая население и персонал), необходимо произвести управляющее воздействие (3“ (tj)) на объекты (О,) в соответствующие моменты времени (tij), которые приведут систему в состояние, отвечающее принятым требованиям целостности (работоспособности и безопасности). Требования к целостности расчетного участка ЛЧ МГ считаются выполненными, если одновременно удовлетворяются следующие критерии:
(t) ^ [p]; ерасЧ (t) < [Q]; Ярасч (t) < [явд ];
Урасч (t) < [ У]; * расч (t) < [*], (1)
где индексы i и j опущены, а индекс «расч» означает, что показатели в левых частях неравенств рассчитаны на момент времени t > t0; в качестве основных показателей [3] выбраны разрешенное рабочее давление (р), вероятность отказа расчетного участка (Q), совокупный техногенный риск (H), совокупный ущерб (У), удельная частота аварий (X) (из последних трех показателей достаточно выбрать любые два); показатели в квадратных скобках в правых частях неравенства определяют назначенные допустимые (приемлемые) значения;
• управляющее воздействие физически характеризуется объемами ремонта (возможны
альтернативы - снижение давления, реконструкция), которые существенно меняются в зависимости от их типа: выборочный ремонт (ВР) только критических трубных секций на участке О, или капитальный ремонт (КР) всей протяженности участка. Существенное различие этих двух основных сценариев состоит в следующем:
- в первом случае суммарные затраты на ВР условно равномерно распределены на большом временном периоде - горизонте планового расчета (tHn); при этом работоспособность участка восстанавливается до требуемого значения только на ограниченный период эксплуатации - до следующего ВР, а требование по безопасности вообще может не обеспечиваться в полной мере;
- во втором случае все совокупные затраты КР ложатся на определенный год (оптимальный с точки зрения суммарного ВР на периоде tm, однако работоспособность и ресурс после КР восстанавливаются на заданном горизонте (t > tm)); обеспечивается также максимально возможное снижение техногенного риска, достигаемое методами ремонта;
№ 1 (17) / 2014
8
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
• индивидуально для каждого объекта можно решить задачу определения оптимальных срока и сценария (из альтернатив - ВР или КР) на достаточно большом горизонте прогнозирования из условия равенства суммарных затрат по альтернативным сценариям; это решение будет единственным [9];
• в случае множества объектов (ОГТС =
{О^ ОМ}) целесообразность такого расче-
та сомнительна в силу дополнительных требований и ограничений (помимо перечисленных выше критериев технического состояния и целостности (1)), связанных с неформализованными (неколичественными и неаналитическими) факторами, сводимыми к единому показателю «приоритета по важности» [3]); кроме того, такое решение для всего множества может быть не единственным;
• учитывая перечисленное, постановка задачи, реализованная в Методике, сведена к ранжированию объектов множества {О1, ..., ОМ} в пределах планового года по иерархической системе показателей p, Q, H, X, У таким образом, чтобы сводные затраты в отведенный период были меньше установленного лимита, а эффект по показателям технического состояния и целостности достиг максимального значения:
OrTC = minminmax{O1,_,OM}. (2)
3 H p, R
Схема процесса, отраженная на рис. 2, приведена для случая, когда все объекты {О1, ..., ОМ} обладают на момент t0 достаточной (достоверной и полной) информацией о фактическом состоянии участка ЛЧ МГ (предполагается, что такое исходное состояние дают только результаты внутритрубного диагностирования (ВТД)).
Схема для случая без ВТД приводит к сокращению расчетного анализа на показатели надежности (вероятность отказа не определяется с достоверностью, сопоставимой с аналогичным расчетом для случая с ВТД).
Во избежание методологического коллапса в решении поставленной задачи и обращения к плохо обеспеченным приближенным расчетам показателей надежности в иерархии принятия решений в качестве общего объединяющего начала применяется оценка показателей техногенного риска, например в независимых парах «удельный совокупный техногенный риск - удельный ожидаемый ущерб» или «удельная частота аварий - удельный ожидаемый ущерб».
Данный подход был принят отчасти в связи с тем, что оценка удельной частоты аварий для объектов ЛЧ МГ ОАО «Газпром» к настоящему времени стандартизована [10]. Ее методология построена на результатах факторного анализа влияния на указанный показатель как
Рис. 2. Схема принятия решений для объектов ЛЧ МГ при наличии достаточных данных о дефектах (ккр - критерий капитального ремонта протяженного участка ЛЧ МГ;
доля ремонта заменой труб)
№ 1 (17) / 2014
Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов
9
количественных параметров технологического процесса эксплуатации и обслуживания объекта, его технического состояния, так и факторов природного и хозяйственного окружения, а также учета организационных и квалификационных качеств персонала. Оценка частоты аварий на основании документа [10] не зависит непосредственно от выявленной при диагностическом обследовании дефектности и, следовательно, сопоставима методически как с вариантом анализа «с ВТД», так и без такового.
Первичный анализ показателей риска и проверка критериев приемлемости в соответствии с матрицей допустимого/приемлемо-го риска (в Методике предложен вариант «непрерывной шкалы» - рис. 3) для любых объектов ЛЧ МГ позволяют выявить заведомо «узкие» места по безопасности. Как правило, это участки с повышенным ожидаемым ущербом в случае аварии. Последующий (обязательный) анализ показателей технического состояния и надежности помимо целей определения оптимального срока выполнения восстанавливающих мероприятий (ВР - КР, при необходимости) и их объемов (ремонт всех дефектных трубных секций, подпадающих под требования ВР - КР) с учетом выявленной аномалии по техногенному риску инициирует также оценку этих мероприятий с точки зрения снижения
риска до приемлемого уровня. В случае если методами ВР - КР (после устранения всех дефектов, восстановления надежности и ресурса до проектных значений) положительного результата по риску не достигается, в работу вступают механизмы реконструкции (повышение категории участка, вставка трубных секций повышенной толщины стенки или прочности материала, перенос участка и т.п.) или требование по снижению разрешенного рабочего давления.
При реализации Методики приходится вычислять совокупность всех возможных сценариев для каждого объекта, что связано с условием переноса (сдвига) КР на последующие относительно первого оптимального годы. При этом возникают ВР в предшествующие окончательно принятому году КР периоды (рис. 4).
На рис. 5-9 и в таблице приведен выборочный анализ протяженного МГ (600 км), демонстрирующий акцентирование внимания по условию несоответствия показателей техногенного риска на 9 участках из 30. При этом по показателям надежности выявлена ситуация неэффективного начального планирования - на ряде участков КР можно было перенести на более поздний период, в то время как по другим участкам необходимо было инициировать более раннее его выполнение.
Значения совокупного техногенного риска, млн руб./(100 км • год)
Рис. 3. Матрица удельного совокупного техногенного риска
№ 1 (17) / 2014
тыс. руб./км • год тыс. руб./км • год
10
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Назначение плановых показателей по ГТС и ГТО
Расчет показателей целостности по объектам ГТО
Назначение ДО и ТОиР по объектам ГТО для достижения плановых показателей
Формирование долгосрочной сводной Программы ДО и ТОиР
Формирование пообъектных планов ДО и ТОиР и объема финансирования ГТО с учетом лимита
Оптимальные затраты Зо„ : ЯЕ > ЗКР Сценарий 1-й год 2-й год 3-й год 4-й год 5-й год Примечание
С0 - - - - - Мероприятия не требуются
<— С1 ВР ВР ВР ВР ВР Оптимальным является проведение выборочного ремонта
З '-'опт V С2-1 КР - - - - Оптимальным является проведение капитального ремонта.
Потребности ГТО: ЗГТО = 2З„ С2-2 ВР КР - - - Сценарии С2-2 - С2-5 дают возможность снизить затраты в требуемом году за счет переноса КР в следующие годы с увеличением суммарных затрат за все годы Программы
С2-3 ВР ВР КР - -
С2-4 ВР ВР ВР КР -
и С2-5 ВР ВР ВР ВР КР
Потребности ГТС в целом: 3ГТС — ^ЗГТО Сценарии С0, С1, С2-2 - С2-5 могут дополняться проведением ДО (при достижении времени с предыдущей ВТД 5 или 2 лет для участков с КРН) и снижением давления
Рис. 4. Сценарии и пересчет суммарного критерия лимита затрат
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
■ 2013 г. ■ 2014 г. 2015 г. ■ 2016 г.
■ 2017 г. ■ 2018 г. ■ 2019 г. ■ 2020 г.
+4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Номера участков
Рис. 5. Удельный совокупный техногенный риск для межкрановых участков
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Номера участков
Рис. 6. Совокупный техногенный риск для межкрановых участков
№ 1 (17) / 2014
тыс. руб. / год
Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов
11
Годы
Рис. 7. Совокупный техногенный риск
1
10-* 1
10-2
10-3
10-4
10-5
10-6
10-7
10-8
10-9
10-10
10-11
i л й 4 4 1
IIIIIIIII
2014 г. ■ 2015 г. ■ 2016 г. ■ 2017 г.
2018 г. ■ 2019 г. 2020 г.
— требуется проведение ремонта
— требуется проведение диагностического обследования
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Номера участков
Рис. 8. Вероятность отказа для межкрановых участков
0,24
0,22
0,20
0,18
0,16
0,14
0,12
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
0,00
■ 2010 г. требуетсяпроведениеКР ■ 2013 (план) выполненныеремонты ■ 2013 (факт) Программа(2013-2015 гг.) - ■ 2015 (план) предложениявПрограмму 2016-2020 гг. не предполагаются до 2020 г.
г 4—t
|014 |014 2013 2014 2015 201 и
J-
1
г -
* .л ж ж _
Q ■ 91 I 1— __
Г 1 IliHlllllllll*.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Номера участков
Рис. 9. Комплексный показатель технического состояния
№ 1 (17) / 2014
12
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Значения показателей технического состояния
Наименование показателя 2010 г. Целевое значение, не более 2013 г. (план) 2013 г. (факт) 2015 г. (план)
Удельный совокупный техногенный риск, тыс. руб./км • год 260,0 12,5 94,8 94,6 68,6
Вероятность отказа 0,864 0,010 0,358 0,358 0,315
Комплексный показатель технического состояния > 0,06 для 12 из 30 межкрановых участков Р$л = 0,0566 0,06 > 0,06 для 10 из 30 межкрановых участков Р$п = 0,0565 > 0,06 для 10 из 30 межкрановых участков = 0,0597 > 0,06 для 7 из 30 межкрановых участков = 0,0384
Совокупный техногенный риск, тыс. руб./год 132 413 6 366 48 259 48 167 34 952
Применение Методики уже дало ощутимый результат даже на ограниченном объеме планирования ДО и ТОиР ЛЧ МГ ОАО «Газпром» в рамках реализации Программы комплексного капитального ремонта ЛЧ МГ на 2011-2015 гг. Новый инструментарий позволил повысить эффективность принятия технических и управленческих решений за счет повышения точности и достоверности прогноза изменения технического
Список литературы
1. Политика ОАО «Г азпром» в области управления техническим состоянием
и целостностью объектов транспортировки и хранения газа / ОАО «Газпром». - 2010.
2. Концепция управления техническим состоянием и целостностью объектов ГТС с учетом задач транспортировки /
ОАО «Г азпром». - 2011.
3. Р Газпром 2-2.3-691-2013. Методика формирования программ технического диагностирования и ремонта объектов линейной части магистральных газопроводов ЕСГ ОАО «Газпром».
4. Р Газпром 2-2.3-692-2013. Регламент формирования программ технического диагностирования и ремонта объектов линейной части магистральных газопроводов ЕСГ ОАО «Газпром».
5. ГОСТ 18322-78. Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.
состояния и риска эксплуатации объектов ГТС, целевого распределения финансирования на поддержание требуемого технического состояния на основе ранжирования объектов ГТС по важности и угрозам, оптимальности назначения объектов, сроков и объемов ТОиР с учетом ограничения по лимиту затрат и с ясным целеполаганием - достижение максимально возможных показателей надежности и безопасности по всей ГТС в целом.
6. ГОСТ Р 27.002-2009. Надежность в технике. Термины и определения.
7. СТО Газпром 2-2.3-253-2009. Методика оценки технического состояния и целостности газопроводов.
8. СТО Газпром 2-2.3-351-2009. Методические указания по проведению анализа
риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром».
9. Рекомендации по учету влияния техникотехнологических, природно-климатических и других факторов при прогнозировании.
10. Р Газпром 2-2.3-401-2009. Оптимизация диагностического обследования и поддержания работоспособного состояния линейной части магистральных газопроводов.
№ 1 (17) / 2014
