Россия
Важным элементом обеспечения стабильности функционирования газотранспортной системы ПАО «Газпром» является надежность и безопасность работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА), их систем и оборудования. Ввиду старения большого числа эксплуатируемых типов и модификаций ГПА задача поддержания их исправного технического состояния и обеспечения надежности работы за счет проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР) является особенно актуальной. В настоящее время при определении проектной стоимости работ по ТОиР ГПА используются показатели и данные разного уровня, и в то же время не регламентированы и не унифицированы данные по номенклатуре, по физическим и стоимостным показателям работ в разрезе типов ГПА в зависимости от полного комплекса выполняемых работ по видам ТОиР, технического состояния и наработки агрегатов. В статье изложены методические аспекты по разработке ресурсно-технологических моделей (РТМ) по ТОиР в разрезе типов (модификаций) ГПА, видов и перечней работ, которые позволят обеспечить комплексное формирование проектной стоимости работ.
газоперекачивающий агрегат, оборудование, техническое обслуживание и ремонт, ремонтный цикл, ресурсно-технологическая модель, стоимость
1 Современное состояние парка газоперекачивающих агрегатов ПАО «Газпром»
Стабильность газотранспортной системы ПАО «Газпром» напрямую зависит от надежности и безопасности работы ГПА, их систем и оборудования.
В системе трубопроводного транспорта газа ПАО «Газпром» используются стационарные, авиационные и судовые ГПА.
По состоянию на первый квартал 2020 года общее количество эксплуатируемых ГПА составляет более 4600 единиц, из них более 100 групповых типов и 260 модификаций. По оценке автора, значительная часть ГПА (60%) эксплуатируется свыше 30 лет, что близко к предельному сроку. Как правило, интенсивная выработка ресурса происходит из-за отклонения работы ГПА от расчетного режима, низкого качества монтажных и ремонтных работ, неудовлетворительной подготовки газа, масла, воды и пр.
Наиболее распространенные групповые типы ГПА (составляют 79% от общего количества): ГТК-10 – 13,0%; ГПА-Ц-16 – 13,0%; СТД-4000-2 – 7,0%; ГПА-Ц-6,3 – 7,0%; СТД-12500 – 6,0%; ГПУ – 10 – 5,0%; ГПА-Ц-16С – 4,0%; ГПА-16Урал – 4,0%; ГТ-6-750 – 3,0%; ГТК-10И – 3,0%; ГТ-750-6 – 2,0%; 10 ГКН – 2,0%; ГПУ-16 – 2,0%; ГПА-Ц-8 – 2,0%; ГТК-25ИР – 2,0% (72 шт.); ГТН-16 – 2,0%. Прочие ГПА составляют 25%.
Ввиду старения большого числа эксплуатируемых типов и модификаций ГПА, задача поддержания их исправного технического состояния и обеспечения надежности работы за счет проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР) является особенно актуальной.
Техническое обслуживание и ремонт газоперекачивающих агрегатов
Поддержание ГПА в работоспособном состоянии осуществляется в рамках системы технического обслуживания и ремонта.
Регламент технического обслуживания и ремонта должен предусматривать: техническое обслуживание на работающем агрегате; техническое обслуживание на остановленном агрегате; средний и капитальный ремонт; техническое обслуживание агрегата, находящегося в резерве.
В документации по техническому обслуживанию и ремонту разработчиком должны быть определены:
- содержание и объем проверки и испытаний на работающем, резервном и остановленном агрегате;
- масса наиболее тяжелых деталей, ремонтируемых на месте или транспортируемых в ремонтные центры;
- требования к подъемно-транспортному оборудованию и приспособлениям для разборки и сборки на месте и транспортированию на ремонтные базы;
- нормы расхода материалов, реагентов и запасных частей;
- технологические процессы основных ремонтных операций;
- место ремонта главных элементов ГПА;
- требования к специальному оборудованию ремонтных баз [1].
Подготовленность к ремонту во многом определяет его качество и продолжительность. Ремонт стационарных и авиационных агрегатов по их организации отличается между собой. Ремонт стационарных ГПА производится непосредственно на компрессорных станциях (КС) в машинном зале или на отдельной, специально оборудованной площадке. Хотя в целом ряде случаев, ремонт крупных сборочных узлов, роторов, узлов подшипников может осуществляться на заводах-изготовителях ГПА или на специальных ремонтных базах.
Ремонт авиационных газотурбинных установок осуществляется, как правило, в условиях заводов-изготовителей или на специализированной ремонтной базе с организацией своеобразного обменного фонда двигателей.
При отправке на завод отдельных узлов агрегата, обслуживающий персонал КС, ответственный за организацию ремонта ГПА, организует, согласно требованиям соответствующей инструкции, необходимую упаковку оборудования для отправки его совместно с дефектной ведомостью на ремонтную базу или завод-изготовитель [2].
Периодичность проведения технического обслуживания и ремонта ГПА
В СТО Газпром 2-2.3-681-2012. Компрессорные станции. Газоперекачивающие агрегаты. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта [3] периодичность проведения плановых технического обслуживания и ремонта ГПА установлена на основании документации изготовителей и опыта эксплуатации ГПА в различных газотранспортных и газодобывающих обществах. Данные изготовителей и эксплуатирующих организаций обобщены и скорректированы по группам и типам ГПА.
Плановые техническое обслуживание и ремонты назначаются при определенной наработке в зависимости от типа агрегата:
- техническое обслуживание двигателя проводится при наработке - 1000; 2000 часов. Сроки вывода ГПА могут отличаться ± 200 часов;
- техническое обслуживание ГПА проводится при наработке - 1000; 4000 часов. Сроки вывода ГПА могут отличаться ± 200 часов;
- текущий ремонт производится при наработке – 4000; 12000 часов. Сроки вывода ГПА могут отличаться ± 200 часов;
- средний ремонт производится при наработке – 6000; 16000 часов. Сроки вывода ГПА могут отличаться ± 500 часов;
- капитальный ремонт производится при наработке – 18000; 32000 часов (или большей наработке – для поршневых ГПА). Сроки вывода ГПА могут отличаться ± 1000 часов.
Периодичность проведения плановых ТОиР определена для ГПА, эксплуатируемых в соответствии с техническими условиями, инструкциями по эксплуатации и нормативно-технической документацией изготовителя (качественный топливный и технологический газ, нагрузка ГПА – не более номинальной, класс использования ГПА – базовый, эксплуатация в пределах назначенного ресурса ГПА и т. д.). При отклонении режимов эксплуатации ГПА от требований нормативно-технической документации, а также при оценке состояния оборудования агрегата (механического, электротехнического, САУ и КИП и А) на основе анализа отказов или результатов комплексной диагностики, периодичность проведения и состав работ могут изменяться и определяются в установленном порядке.
Для стационарных ГГПА, в связи с большой наработкой, выработкой назначенного ресурса, значительным ухудшением технического состояния, периодичность проведения ремонтов может быть уменьшена.
Для ГПА, работающих сезонно, периодичность проведения технического обслуживания и ремонта может отличаться от приведенной в стандарте, и устанавливается, исходя из требований готовности агрегата к сезону работы.
Техническое обслуживание и ремонт должны назначаться по наработке агрегата с начала эксплуатации после монтажа или после последнего капитального ремонта.
Базовые узлы и детали ГПА, имеющие ограниченный ресурс (лопаточные аппараты турбины и роторы нагнетателей), должны иметь срок службы не менее ресурса между капитальными ремонтами или быть кратными ему [1].
Структура полного ремонтного цикла и количество плановых ремонтов стационарных газотурбинных ГПА отечественного и зарубежного производства, газотурбинных двигателей авиационного и судового типа, представлены на рисунках 1-3.
Структура цикла ТОиР следующая: 64 ТОдв – 16 ТО - 8 ТР – 4 СР – 4 КР.
В работе [4] был выполнен анализ статистических данных об эксплуатации агрегатов, который показал, что весь жизненный цикл работы агрегатов может быть разбит на три характерных участка – обкатка, период нормальной эксплуатации, период износа и старения. Этапы обкатки оборудования и его старения обладают повышенной интенсивностью отказов ГПА. Выявленную закономерность рекомендуется учитывать при планировании ремонтов, вибрационных обследований и выводов газоперекачивающих агрегатов в резерв.
Начальный период эксплуатации - до 9000 часов является достаточно коротким по сравнению с продолжительностью всего жизненного цикла агрегата. На этом отрезке времени относительная частота отказов велика, аварийные отказы оборудования наступают по следующим причинам:
– скрытый заводской брак узлов и механизмов агрегата (если ГПА пускается впервые после сборки),
– дефект ремонта,
– нарушения нормативной технологии пуска агрегата после ремонта или резерва.
Этот этап эксплуатации носит название периода приработки или обкатки оборудования.
Далее наступает период нормальной эксплуатации газоперекачивающих агрегатов. В это время аварийные отказы наступают значительно реже. Как правило, выход из строя ГПА с наработкой более 9000 часов происходит по случайным причинам, не имеющими непосредственного отношения к развитию дефектов основных узлов и деталей агрегата. Такими причинами может быть падение жаровой трубы или обрушивание сводов камеры сгорания, обрыв трубки подачи масла в систему маслоснабжения ГПА и других.
Согласно СТО Газпром 2-3.5-138-2007. Типовые технические требования к газотурбинным гпа и их системам [5], надежность ГПА в условиях и режимах эксплуатации, должна характеризоваться следующими показателями:
- средняя наработка на отказ – не менее 3500 часов;
- коэффициент готовности – не менее 0,98;
- коэффициент надежности пуска – не менее 0,95;
- средний ресурс агрегата до ремонта – не менее 25 тыс. часов.
Выработка полного ресурса (средний полный ресурс ГПА – не менее 100 тыс. ч.) не должна требовать прекращения эксплуатации. В конструкции ГПА должна быть предусмотрена возможность продления полного ресурса на основе методик обследования технического состояния оборудования, разрабатываемых совместно поставщиком и потребителем.
Предельное состояние ГПА определяют в соответствии с ГОСТ 27.002-2015 [6] и ГОСТ 27.003-2016 [7]. Критерии предельных состояний должны быть определены в эксплуатационной документации с указанием необходимых действий после наступления предельного состояния (необходимость ремонта или списания).
Межремонтные и полный ресурсы ГПА и их элементов должны обеспечиваться при любых сочетаниях эксплуатационных режимов в пределах ограничений, установленных эксплуатационной документацией.
2 Разработка ресурсно-технологических моделей работ по ТОиР ГПА. Теоретическая и методическая части
ООО «НИИгазэкономика» на протяжении длительного времени выполняет для ПАО «Газпром» разработку нормативных и методических документов по сметному нормированию и ценообразованию ТОиР технологического оборудования, в т.ч. по ГПА, и по результатам этих работ определены актуальные вопросы в области определения стоимости работ по ТОиР ГПА.
Годовая стоимость работ ТОиР ГПА в ПАО «Газпром» составляет десятки млрд руб. В настоящее время при определении проектной стоимости и планировании затрат на ТОиР применяется многообразие показателей разного уровня, отсутствуют пронормированные данные по объемным и стоимостным показателям работ (единичным расценкам) по типам оборудования/объектам в целом в зависимости от наработки, дефектов и жизненного цикла агрегатов.
По мнению авторов, существует потребность в унификации разнородных данных посредством разработки ресурсно-технологических моделей (РТМ) ТОиР ГПА с учетом жизненного цикла агрегатов. В этом случае при определении стоимости работ по ТОиР можно будет определить и выявить отклонения норматива от факта, сформировать направления повышения эффективности планирования проектной стоимости работ.
Ресурсно-технологическая модель – унифицированный и агрегированный набор трудовых, технических и материальных ресурсов, сформированный на основе данных сметной документации по объектам-представителям. Указанный набор ресурсов подлежит корректировке в случае изменения сметно-нормативной базы, санитарно-эпидемиологических требований, противопожарных норм, норм проектирования и иных обязательных требований, предъявляемых к данному типу зданий и сооружений.
На основе РТМ стоимость работ по ТОиР рассчитывается наиболее прогрессивным методом – ресурсным либо ресурсно-индексным и производится оценка стоимости в зависимости от ценообразующих факторов, а также можно рассчитывать индексы изменения текущего уровня цен относительно базисного как в целом по объекту, так и по отдельным видам работ или по отдельным видам ресурсов.
В РТМ объемы применения материальных и трудовых ресурсов являются фиксированными величинами и, умножая их на цены текущего и базисного периода, а объем трудозатрат - на удельные стоимостные показатели, получаем стоимостную оценку каждого ресурса, а по всей совокупности ресурсов - стоимость работ в соответствующих периодах.
Разработка РТМ должна осуществляться в разрезе видов оборудования на основе определения объектов – представителей (типовые РТМ), включающие ресурсный, ценовой и стоимостной блоки данных (рисунок 5), и в зависимости от вариантности технологий ремонта с учетом жизненного цикла оборудования (ЖЦ), ТОиР (ЖЦТОиР) и наработки оборудования.
Выделим основные этапы разработки РТМ:
- исследование нормативных показателей и фактических данных в области ТОиР по видам оборудования/объектов;
- разработка методических подходов к формированию ресурсного, ценового и стоимостного блоков РТМ по ТОиР по видам оборудования/объектов, расчету стоимости по РТМ в требуемом уровне цен, контролю правильности составления РТМ. Формирование объектов-представителей по оборудованию для разработки РТМ по ремонту (выработка критериев отбора);
- на основании разработанных методических подходов выполняется разработка РТМ для определенного набора оборудования/объектов (периодически или по мере необходимости обновления или разработка новых РТМ).
В процессе разработки формируется база данных, нормативно-справочной информации о фактических и нормативных нормах расхода всех видов ресурсов, индивидуальных показателей подрядчиков по всем видам работ на оборудовании/объектах (дополнение по мере необходимости – при изменении технологии), можно рассчитать укрупненные показатели проектной стоимости работ (затрат).
РТМ должна включаться в базу данных показателей ДТОиР (содержащей накопленную информацию по унифицированным и оптимизированным показателям) и в дальнейшем формироваться, в том числе по данным этой базы на основе сравнения с ее показателями на единичные виды работ. Это позволит формировать итоговую стоимость работ.
Достаточно подробно подходы к формированию единой базы показателей технического обслуживания и ремонта оборудования в нефтегазовой промышленности, а также примеры их реализации, изложены в источнике [8].
Варианты возможных результатов применения РТМ, которые являются практически значимыми, приведены на рисунке 6.
Порядок формирования и основные блоки РТМ
В РТМ необходимо выделить следующие блоки данных:
- Блок «Трудозатраты»: по локальной смете определяются общие затраты труда рабочих (дифференцированной по разрядам), рассчитывается общая трудоемкость и средний разряд работ по объекту/оборудованию[1] и их базисная заработная плата (общая); определяются общие затраты труда машинистов, средний разряд и их базисная заработная плата (общая).
- Блок «Машины и механизмы»: формируется на основе выборки группы строительных машин и механизмов, стоимость эксплуатации которых в текущем уровне цен превышает 85 % от общей стоимости эксплуатации машин и механизмов; данные машины и механизмы заносятся в группу машин-представителей (основные машины и механизмы); по машинам и механизмам, не вошедшим в данную группу, определяется процент от общей стоимости всех машин и механизмов и заносится в «Прочие машины и механизмы» с указанием суммарной величины затрат на их эксплуатацию в денежном выражении.
- Блок «Материалы, детали (запчасти)»[2]: формируется на основе выборки группы материалов, деталей и запчастей, общая стоимость которых превышает 85 % от общей стоимости материалов в текущем уровне цен; данные материалы, детали и запчасти включаются в группу материалов-представителей (основные материалы, детали и запчасти); по материалам, не включенным в данную группу, определяется процент от общей стоимости всех материалов и заносится в «Прочие материалы» с указанием суммарной величины затрат на их эксплуатацию в денежном выражении, в графе «Количество» проставляется объем единиц измерения. При формировании РТМ оборудование рекомендуется разделять на инженерное и технологическое с выделением импортного и отечественного оборудования.
- Блок «Накладные расходы и сметная прибыль»: данные о размере НР и СП переносятся из локальной сметы в соответствии с действующими методическими документами по определению величины накладных расходов и сметной прибыли (делятся на размер общего фонда заработной платы, определяются нормативы накладных расходов и сметной прибыли для комплекса работ). Нормы определяются для нормальных (стандартных), не осложненных внешними факторами условий осуществления ремонта объектов.
- Блок «Себестоимость»: сумма себестоимости определяется суммированием накладных расходов и прямых затрат.
- Блок «Общая стоимость»: общая стоимость работ определяется суммированием сметной прибыли и себестоимости работ.
Также можно сформировать объектную ресурсно-технологическую модель на основе объектной ресурсной ведомости после укрупнения ресурсов. Формирование РТМ производится по результатам анализа и укрупнения номенклатуры ресурсов, входящих в объектную ресурсную ведомость. Для каждого элемента номенклатуры ресурсов определяется удельный вес в составе группы ресурсов одного типа.
Для укрупнения ресурсов и выделения группы «прочих ресурсов» выполняется упорядочивание ресурсов по удельному весу в пределах группы ресурсов одного типа (оплата труда, машины и механизмы, материалы, детали и запчасти) с выделением и группировкой малообъемных ресурсов.
В тех случаях, когда номенклатура однотипных ресурсов обширная, осуществляется анализ номенклатуры ресурсов каждого типа с целью объединения их в группы ресурсов с общим признаком и определение приведенного количества ресурсов, исходя из ресурса, преобладающего по удельному весу.
Формирование перечня объектов-представителей по оборудованию для разработки РТМ по ремонту (выработка критериев отбора)
А) В качестве объектов – представителей могут быть приняты виды и типы ГПА, которые широко эксплуатируются на объектах, и накоплен статистический и практический опыт их эксплуатации и ТОиР.
В качестве критериев отбора должны приниматься:
- срок эксплуатации и наработка ГПА;
- накопленная статистика эксплуатации и ТОиР по видам работ;
- накопленная нормативная и фактическая информация по ТОиР ГПА;
- сопоставимость (техническая) составных узлов/элементов ГПА (двигатели, нагнетатели, др.);
- перечень дефектов по типам (модификациям) ГПА;
- полнота и репрезентативность исходных данных.
Б) Основными документами, включающими нормативными показатели по диагностике и типовому ремонту[3] ГПА в ПАО «Газпром», которые могут использоваться в РТМ, являются части Прейскуранта № 26-05-28 [9]:
- часть I «Газоперекачивающие агрегаты с газотурбинным приводом» (оптовые цены на типовые работы по механической части, дата ввода 01.01.2007);
- часть II «Газоперекачивающие агрегаты с электрическим приводом» (оптовые цены на типовые работы по механической части, дата ввода 01.01.2007);
- часть III «Поршневые газоперекачивающие агрегаты» (оптовые цены на типовые работы по механической части, дата ввода 01.01.2007);
- часть V «Технологические операции по технической диагностике и неразрушающему контролю оборудования» (дата ввода 01.01.2006).
Основным документом, регламентирующим нормативы трудоемкости на типовые работы по ТОиР ГПА, являются Р Газпром 2-2.3-683-2012. Компрессорные станции. Газоперекачивающие агрегаты. Нормативы трудоемкости технического обслуживания и ремонта [10]. Порядок и состав работ регламентирован в СТО Газпром 2-2.3-681-2012. Компрессорные станции. Газоперекачивающие агрегаты. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта.
Показатели работ по ремонту ГПА формируются на основе дефектных ведомостей, Р Газпром 2-2.3-683-2012, актов выполненных работ, калькуляций на основе статистики, опыта и факта трудозатрат по данным подрядных организаций, других нормативных документов Общества.
Необходимо отметить, что для формирования нормативов трудоемкости на ТОиР ГПА целесообразно осуществлять исследование и оценку факторов, влияющие на величину трудоемкости работ. Подходы и примеры такой оценки приведены в статье [11].
В соответствии с СТО Газпром и Р Газпром при ремонте ГПА выполняются следующие работы:
- техническое руководство;
- подготовительные работы;
- диагностическое обследование ГПА до и после ремонта;
- дефектоскопия деталей и узлов с применением методов неразрушающего контроля;
- разборочно – сборочные и ремонтные работы на турбоблоке;
- разборочно – сборочные и ремонтные работы на нагнетателе;
- разборочно – сборочные и ремонтные работы на вспомогательном оборудовании и системах ГПА;
- расконсервация, консервация деталей и узлов;
- распаковка и упаковка деталей и узлов;
- заключительные работы, в т.ч. приемо-сдаточные испытания.
Следующие фактические данные по ТОиР ГПА принимаются в качестве исходных данных:
- дефектные ведомости;
- сетевые графики работ;
- акты выполненных работ;
- сметы на выполнение работ;
- калькуляции на выполнение работ.
Определение типового состава работ по ТОиР с синхронизацией периодов наработки оборудования
При разработке РТМ по ТОиР ГПА необходимым условием является обязательность отражения в них типового состава работ, выполняемых по каждому объекту-представителю. Типизация состава работ должна выполняться для однородных по функциональному назначению, а также технологическому, объемно-планировочному и конструктивному исполнению объектов-представителей и для единых (базовых) условий их выполнения.
По каждому из рассматриваемых объектов-представителей на основе исходных данных формируется перечень типовых работ, выполняемых при ТОиР ГПА в принятых базовых условиях.
Наименования типовых работ должны быть унифицированы, то есть не должны содержать указания на конкретные параметры применяемой технологии их выполнения.
Определение типового состава работ по каждому объекту-представителю выполняется путем отбора работ, которые в соответствии с проектно-сметной документацией предусматривается выполнять в принятых базовых условиях и имеются значения объемных и стоимостных показателей.
Форма представления данных по типовому составу работ по объектам-представителям приведена в таблице 1, а в «Примечании» указываются справочные данные о технологическом, техническом, объемно-планировочном и конструктивном исполнении объекта-представителя.
[1] Средний разряд работ определяется как средневзвешенное по трудоемкости значение разряда работ. Стоимость среднего разряда работ определяется в соответствии с тарифной сеткой и межразрядными коэффициентами.
[2] Стоимость ресурсов в текущем уровне цен в РТМ определяется на основе данных подсистемы «Мониторинг стоимости строительных ресурсов» федеральной государственной информационной системы ценообразования в строительстве о сметной цене строительных ресурсов в текущем уровне для базового района с учетом транспортных и иных затрат, предусмотренных методическими документами, регламентирующими порядок формирования сметной стоимости строительных ресурсов.
[3] Типовые ремонтные работы - работы с наиболее часто встречающимися обязательными операциями, выполняемыми в определенном для данного типа оборудования, установившемся на практике, объеме и включающие набор работ, определённый инструкциями изготовителей [3].
1. ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия.
2. http://www.turbinist.ru/17-remont-stacionarnojj-gtu.html. Ремонт стационарной ГТУ.
3. СТО Газпром 2-2.3-681-2012. Компрессорные станции. Газоперекачивающие агрегаты. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта.
4. Байков И.Р., Смородова О.В., Китаев С.В. Оценка параметров надежности агрегатов перекачки магистрального газа/Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1. http://ogbus.ru.
5. СТО Газпром 2-3.5-138-2007. Типовые технические требования к газотурбинным гпа и их системам.
6. ГОСТ 27.002-2015. Надежность в технике (ССНТ). Термины и определения.
7. ГОСТ 27.003-2016 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности.
8. Д.А. Сиутин, И.В., Митрейкина, С.В. Пахомов Разработка подходов к формированию единой базы показателей технического обслуживания и ремонта оборудования в нефтегазовой промышленности/Газовая промышленность, №5, с.116-122, М.: 2018.
9. Прейскурант № 26-05-28 «Оптовые цены на капитальный ремонт, диагностику и сервисное обслуживание оборудования и сооружений на объектах ОАО «Газпром».
10. Р Газпром 2-2.3-683-2012. Компрессорные станции. Газоперекачивающие агрегаты. Нормативы трудоёмкости технического обслуживания и ремонта.
11. Сиутин Д.А., Митрейкина И.В., Пахомов С.В. Исследование и оценка факторов, влияющих не величину трудоемкости работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования в нефтегазовой отрасли //Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2017. №6, с 25-31.
