Проблема народной педагогики в социально-философской мысли

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

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}.

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./

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.

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