Новости форума       Архив       Медиа-центр       Карта сайта       Контакты
Медиа-партнёрам
Москва, комплекс административных зданий Правительства Москвы (ул. Новый Арбат, д. 36/9), 12 - 13 апреля 2018 г.
Программа Форума
Участники Форума
Приветствия
Организаторы
Оргкомитет
Программный комитет
Спикеры
Операторы Форума
Стенограммы
Рекомендации
Медиа-партнеры
Фотогалерея
Зарегистрироваться
Условия участия
Место проведения
Помощь в размещении

 
Главная / Архив / 2013 / Стенограммы выст... / Круглый стол «Комплексный подход к обеспечению надёжности тепломеханического оборудования на предприятиях ТЭК»

Назад

Круглый стол «Комплексный подход к обеспечению надёжности тепломеханического оборудования на предприятиях ТЭК»

Круглый стол «Комплексный подход к обеспечению надёжности
тепломеханического оборудования на предприятиях ТЭК»
9 апреля 2013 г. 16.15 - 18.00

А.П. Епишов. Пожалуйста, проходите, присаживайтесь. Костин Вячеслав Викторович, я тоже его не вижу, главный инженер «Квадры», он должен быть. Я хотел бы пригласить Дмитрия Георгиевича Грака – Дмитрий Георгиевич, проходите, пожалуйста, присаживайтесь.
Коллеги, мы вынуждены констатировать, что время проведения мероприятия накладывает свой отпечаток на его содержание и на порядок проведения. Форум начался рано утром, и мы работаем во второй половине дня, причем уже во второй части второй половины – наверно, кто-то не смог приехать, хотя мне звонили два главных инженера с ОГК, должны подъехать; кто-то на совещании. Тем не менее, я хотел бы представить сейчас наших коллег.
Справа от меня сидит Андрей Эдуардович Николаев, это заместитель главного инженера ОАО «МОЭК». В «МОЭКе» он курирует направление стратегического развития технической службы, центральные тепловые пункты. Слева от меня сидит Александр Федорович Москвичев, директор филиала ОАО «МОЭК», главный инженер филиала ОАО «МОЭК». Рядом, слева – Невзгодин Вячеслав Сергеевич, первый заместитель генерального директора, главный инженер ОАО «Фирма ОРГРЭС», и слева от меня – Дмитрий Георгиевич Грак, который является нашим партнером, организатором салона «Трубопроводная арматура» в рамках выставки «ТЭК России в XXI веке». Кроме этого, он является главным редактором журнала «Трубопроводная арматура», он авторитетный эксперт в части арматуры, насосов и компрессоров, проводит свои мастер-классы.
На нашем форуме традиционно обсуждаются вопросы энергетической стратегии России, обсуждаются внешние вызовы, которые мы наблюдаем со стороны глобальных рынков, обсуждаются угрозы, которые существуют в российской энергетике. Но все мы с вами трудимся «на земле», и ежедневно сталкиваемся с проблемами, которые имеют место быть в энергетике. Несколько лет назад я предложил организаторам проводить круглый стол, связанный с надежностью оборудования электростанций, энергетической инфраструктуры отраслей ТЭК, а как вы знаете, энергетическая инфраструктура есть и в нефтеперерабатывающей промышленности, и в целлюлозно-бумажной, и в металлургии, причем в некоторых отраслях производственные активы энергетики составляют до 25 30% всех производственных активов. Поэтому это широкая тема.
Я получил одобрение, и мы два года проводили круглый стол, в котором участвовали главным образом технические специалисты ОГК, ТГК, других генерирующих компаний, теплоснабжающих организаций, главные энергетики целлюлозно-бумажных, нефтехимических и металлургических предприятий. Прошлые круглые столы у нас были посвящены больше теме модернизации и реконструкции объектов энергетики, и выступали с докладами здесь и главные инженеры Enel, E.ON и ОГК-2, Башук Денис Николаевич выступал. Сегодня мы немножко сузили тему, обозначив ее как «Комплексный подход к обеспечению надежности тепломеханического оборудования».
Тепломеханическое оборудование –это понятие не строго регламентированное в нормативной документации, поэтому мы с вами будем говорить более широко – о надежности вообще энергетического оборудования. Просто если возвращаться к электроэнергетике, к генерации или к теплоснабжению, есть котельное оборудование основное, турбинное оборудование, дальше идет ряд вспомогательного оборудования, и потом есть паропроводы, трубопроводы, теплообменники, арматура, насосы, фильтры, компрессоры и т.д. Мы с вами сегодня поговорим о том, как должна будет выглядеть система комплексного подхода к обеспечению надежности.
На правах ведущего я хотел бы немножко сейчас отвлечься от технических и технологических аспектов и предложить пока очень короткую дискуссию, для начала. Или даже просто обмен мнениями. Мне кажется, что мы очень часто, обсуждая локальные проблемы энергетики, не осознаем того, что наши усилия будут тщетны или минимальны, если наверху, на уровне правительства, на уровне законодателей, на уровне стратегических решений фискальных органов, регулирующих, не будет выработана эффективная политика. То есть, я хочу сказать, что надежность, в моем понимании – кроме того что я главный аналитик этого форума, я инженер, кандидат технических наук, отработал в Минатоме 26 лет, руководил научной лабораторией, занимался проблемами герметизации – понимаю, что надежность стоит денег. И, по-моему, никого в этом зале не найдется, кто выступит против этого тезиса. Настоящая надежность стоит денег, потому что настоящая надежность предполагает качественный уровень оборудования, это должно быть современное оборудование, высоконадежное, должны быть хорошие подрядчики, должны быть профинансированные ремонтные программы и т.д.
Я хотел бы обратить ваше внимание на то, что без решения институциональных проблем, проблем фундаментального характера все наши обсуждения останутся только здесь. Специфические инженерные вопросы, конечно, обсудим, но мы хотим донести до тех, кто принимает стратегические решения наверху, что есть фундаментальные проблемы российской энергетики, и, говоря о надежности, мы должны сказать, что есть эксплуатирующие организации; есть научные организации, которые занимаются методологией, исследованием, научно-исследовательские и есть поставщики оборудования. Все эти организации нуждаются в длинных деньгах.
Сегодня выступали наши коллеги на первой сессии и все сказали - и генеральный директор «Квадра» (ТГК-4), и генеральный директор «КЭС Холдинга», что денег у компаний нет! Не на что покупать оборудование, не на что устанавливать современные системы мониторинга и т.д. Все сидят на голодном пайке.
Это институциональные условия, это финансовая система, которая работает на экономику, которая предоставляет экономике длинные деньги, то есть деньги для обновления производственных фондов арматурных заводов, заводов теплообменного оборудования, турбинного и т.д. Для эксплуатирующих организаций нужны – представляете, сегодня все электростанции задавлены прессом обязательств по строительству, по дополнительным мощностям? У них нет никаких денег на то, чтобы поддерживать ремонт. Поверьте мне, я работаю в энергетике много лет – девять из десяти главных инженеров, с которыми я общаюсь, скажут: «У меня денег нет даже на скрепки, не говоря о том, что деньги на закупку какой-то суперсовременной арматуры или насосов».
Наш круглый стол будет посвящен вопросам локального характера, специфическим технологическим аспектам, организационным, но есть институциональные вопросы, без решения которых мы не продвинемся.
Коллеги, давайте работать в таком ключе: значит, доклад – 10 минут, коллеги, можно и 15, но постараемся укладываться. Вопросы, короткие ответы, и потом, после того, когда все выступят, мы обменяемся мнениями, зададим друг другу вопросы.
На самом деле, парадокс в том, что мы написали 100 писем и отправили эти 100 писем в 12 крупных генерирующих компаний, и, соответственно, в каждой компании по 6 филиалов. И попросили прийти сюда выступить с докладом. Ни один главный инженер ни одного филиала, ни одной ОГК, ТГК не согласился выступить. Я сегодня разговаривал с четырьмя главными инженерами – они сказали: «Александр Павлович, нам очень стыдно приходить и говорить о нашем положении. Просто стыдно. Потому что если мы будем рассказывать, как мы живем вообще, как нам сокращают ремонтные программы, как, грубо говоря, отобрали у нас все полномочия, то это будет печально, поэтому давайте оставим это вне рамок этой дискуссии».
Я прошу коллег, которые будут говорить по теме – все работают с электростанциями, с котельными, представляют – поворота к пониманию того, что надо финансировать надежность, нет. Когда нам говорил господин Чубайс, что «давайте сделаем реформу энергетики, придет частный инвестор, вот он наведет порядок, государственный собственник плохой, он не понимает важности надежности, а частный придет» – и что мы получили? Мы получили сегодня частных инвесторов в энергетике, да? Получили то, что у нас снова, опять приходит государство в лице «Газпром энергохолдинга», «Интер РАО ЕЭС» и другие компании. Ситуация не поменялась, а частные инвесторы, которые, как мы рассчитывали, придут с деньгами, – находятся в сложных условиях. Высшее руководство страны цены на газ поднимает, а тарифы на электроэнергию сдерживает. Возникает противоречие.
Частные инвесторы часто живут тоже одним днем. Они хотят выжать прибыль, они хотят получить что-то, показать экономический эффект, показать отчетность, чтобы привлечь новых инвесторов, продать акции, а страдают ремонтники, страдают те, кто занимается эксплуатацией. Кстати говоря, про режимы тоже будем говорить.
Поэтому, коллеги, было бы интересно услышать ваше общее мнение. Сейчас я предоставляю слово Невзгодину Вячеславу Сергеевичу, главному инженеру ОРГРЭС.
В.С. Невзгодин. Добрый день, уважаемые дамы и господа! Я благодарю за то, что пригласили сюда нашу фирму, и попробую на примере достаточно узкой зоны, надежности нашего оборудования, и в частности паропроводов, доложить вам о состоянии.
На современном этапе отечественная энергетика идет, как вы знаете, путем технического перевооружения генерирующих мощностей, и это в соответствии с задачами, определенными Энергетической стратегией России на период до 2030 года.
Основная цель – это, конечно, кардинальное обновление технологического оборудования электростанций, обеспечение надежного энергоснабжения и энергетическое обеспечение страны. При этом наряду с новыми строительствами производится реконструкция, модернизация всех видов оборудования: котлов, паровых турбин, генераторов, трансформаторов, вспомогательного оборудования, паропроводов и т.д. Однако существующая динамика технического перевооружения находится в некотором несоответствии с финансовыми и временными возможностями освоения стратегической программы.
Отсутствие единого руководства делает нереальным осуществление этого процесса, как и недостаток финансирования. Ну, об этом наш председатель уже немножко говорил, и я думаю, об этом сегодня еще будет разговор и дальше.
Выделяя среди многих проблем и старение тепломеханического оборудования, следует отметить, что большая часть этого оборудования на ТЭС была введена в эксплуатацию с 1960 по примерно 1985 год и к настоящему времени отработала от 30 до 50 лет. В настоящее время примерно 45% установленного на ТЭС оборудования отработало парковый ресурс. Несложным расчетом можно понять и посчитать, что к 2015 году этот процент составит уже 65%.
В этой связи, вынужденной альтернативой является продление ресурса тепломеханического оборудования на основе экспертной оценки состояния его элементов, а затем принятие решения по замене ответственных элементов турбин, паропроводов и проведению ремонтно-восстановительных работ, в том числе перемаркировке оборудования с целью снижения основных параметров. Жизнь показывает, что это необходимо.
Определение возможности дальнейшей эксплуатации, продление ресурса, проводится после отработки оборудованием назначенного срока службы, а также после аварии.
Назначенный срок службы (это парковый ресурс) устанавливается и указывается в соответствии с инструкциями по контролю и продлению сроков службы, и основных элементов, и всего тепломеханического оборудования.
Эти инструкции разработаны и апробированы. В соответствии с основными положениями нормативных документов, действующих в Системе экспертизы промышленной безопасности, установлены технические зоны, определены методы, периодичность и объемы контроля. Понятны нормы и критерии оценки качества металла оборудования в пределах паркового ресурса и после его истечения.
В отрасли «Энергетика» основными инструкциями для оборудования, работающего при номинальном давлении пара выше 4 МПа являются: Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (это СО-153-34.17.421 2003 года) и Инструкция о порядке обследования и продления срока службы паропроводов сверх паркового ресурса. Если кому-то интересно будет, я готов все эти документы представить – обращайтесь в ОРГРЭС, это не проблема.
Продление сроков службы энергетического оборудования за пределы паркового ресурса производится на основании результатов экспертизы промышленной безопасности. Экспертиза промбезопасности основывается на проведении системы следующих контрольных мероприятий, позволяющих выявить изменение состояния металла в процессе эксплуатации. При этом должны выполняться следующие работы и услуги: анализ режимов эксплуатации и результатов контроля металлов оборудования за весь прошедший срок службы; анализ повреждений и замен элементов оборудования за время эксплуатации; учет ежегодной наработки оборудования; температура металла и давление пара за котлом, на входе в турбину и в сетях общестанционного коллектора; оценка физико-химических, структурных, механических и жаропрочных свойств работающего металла в условиях длительной эксплуатации; анализ результатов контроля, выполненного при проведении продления согласно требованиям соответствующих нормативно-технических документов, и проведение поверочного расчета на прочность отдельных элементов энергооборудования.
Из вышеперечисленного видно, что такую комплексную работу могут выполнить только специализированные организации, имеющие не только разрешение на выполнение работ подобного типа, но и обладающие достаточным опытом, в том числе по работе с органами Ростехнадзора. К таким организациям можно отнести: ВТИ, ЦКТИ, ОРГРЭС в том числе.
Специализированная организации на основе полученных данных проводит анализ состояния металла длительно работающего оборудования, рассматривает динамику изменения критериев оценки качества металла данного оборудования и составляет заключение о возможности его дальнейшей эксплуатации, с указанием рекомендаций по видам, объемов выполняемых работ, режимов работы оборудования, сроков необходимого контроля и условий эксплуатации.
Информация со всех объектов должна собираться в общую базу данных, путем сбора, обработки и дальнейшего анализа. В свое время ОРГРЭС занимался этой работой, но, к сожалению, из-за отсутствия, единой политики эта работа прекращена была в 2005 году.
Результаты анализа позволяют не только предотвратить возможные инциденты и аварии, но еще и выявить типовые недостатки в работе оборудования.
Таким образом, одной из важнейших задач является обеспечение отрасли информацией о надежной эксплуатации действующего тепломеханического оборудования, которая основывается на результатах, полученных при проведении контрольных мероприятий, позволяющих выявить изменение состава металла оборудования на всех стадиях жизненного цикла, от первоначального накопления до стадии разрушения.
Постоянная достоверная информация по состоянию металла энергооборудования необходима для определения объемов работ по ремонту, замене отдельных элементов, технического перевооружения и для определения возможности дальнейшей эксплуатации оборудования и прогнозирования его выхода на перспективу.
Особое внимание следует уделять оборудованию, работающему в условиях воздействия повышенных температур и напряжений, поскольку это оборудование является наиболее повреждаемым.
Несколько ранее мы коснулись вопроса старения паросилового оборудования, определив срок отработанного паркового ресурса к 2015 году на уровне 65%. Если же говорить о парогазовых установках, то следует иметь в виду, что срок эксплуатации первого энергоблока ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ уже составляет 13 лет. И уже после шести лет эксплуатации были выявлены недостатки, связанные с конструктивными особенностями и специфическими условиями эксплуатации котлов-утилизаторов. Это означает, что в недалеком будущем мы будем иметь те же проблемы на ПГУ, какие имеем сейчас на паросиловых установках.
В книге «Особенности эксплуатации и повреждаемость котлов-утилизаторов бинарных парогазовых установок» (авторы Богачев, Радин, Герасименко) приведены достаточно интересные выводы (я цитирую) – «наиболее повреждаемыми элементами котлов-утилизаторов являются поверхности нагрева испарителей низкого давления, из-за коррозионно-эрозионных явлений, в особенности когда параметры контура составляют 0,5-0,7 МПа при температуре 150-170 градусов. Необходимо более тщательное исследование проблемы коррозионно-эрозионных повреждений». Здесь же приводятся рекомендации по устранению выявленных недостатков. Я советую ознакомиться с этой книгой. Авторы – ВТИ. Юрий Анатольевич Радин, наверное, с удовольствием поделится опытом, в том числе.
Как показал многолетний опыт, одним из основных и наиболее проблемных элементов тепломеханического оборудования на предприятиях ТЭК являются паропроводы. Паропроводы ТЭС эксплуатируются в сложных условиях, характеризующихся действием высокой температуры и давлением рабочей среды. Отсюда получается и ползучесть металла, и, кроме того, под действием дополнительных напряжений от весовых нагрузок – реакция опор и подвесок.
Известно, что на эксплуатационную повреждаемость элементов паропровода значительное влияние оказывает состояние опорно-подвесной системы. Максимальное и рабочее напряжения, определяемые по фактическим нагрузкам на отдельных участках практически всех паропроводов, превышают проектные значения на 15-25%. Около 25% случаев эксплуатационных повреждений, связанных с нарушением оптимального состояния ОПС, приходится на сварные соединения; примерно 4/5 повреждаемости, и только 1/5 приходится на гибы.
Причины нарушения оптимального состояния опорно-подвесной системы на эксплуатирующихся паропроводах носят комплексный характер и обусловлены: проектными ошибками, вызванными несовершенством нормативно-технической базы, действующей длительное время; технологическими причинами в период проведения монтажных, наладочных, ремонтных операций, связанных с нарушением технологий; эксплуатационными причинами в период длительной наработки и связанных с нарушением оптимальных регламентированных режимов эксплуатации.
Совсем недавно был пример, на одной из станций Мосэнерго, когда – хоть это и не относится к паропроводам, но это относится к недостаткам эксплуатации, – это когда мазут попал в питательную воду. Можете себе представить, что сталось с котлами. Сейчас наши специалисты работают и эти агрегаты моют.
Нормативно-техническая база, инструкции, методические указания и т.д. разрабатывались с учетом расчетного срока службы паропровода 100 тыс. часов и не в полной мере удовлетворяют современным требованиям для паропроводов, превысивших указанный проектный срок. Изменился состав металла, изменились условия его работы, поэтому эти документы нужно перерабатывать сегодня.
Регламентированные в инструкции и методических указаниях критерии оценки технического состояния паропроводов и опорно-подвесной системы их креплений применимы лишь для максимальной длительности эксплуатации в настоящее время 130 150 тыс. часов.
Действующие в отрасли нормы, расчеты, ГОСТы, РТМы не учитывали также эксплуатационные факторы для коробления участков паропроводов вибрацией, режимные переключения основного оборудования и т.д. При разработке проектов не учитывались полные перемещения от монтажного до рабочего состояния паропровода, что послужило причиной образования контруклонов и, как следует – к появлению гидроударов и короблению паропроводов на этих участках.
До настоящего времени находятся в эксплуатации неработоспособные конструкции, катково-пружинные опоры, опоры с шариковыми обоймами и др., что вызывает появление повышенных напряжений на участках паропроводов.
Перейду к выводам. Я назвал это «Предложения».
В целях разработки комплекса мер по повышению надежности электроснабжения в условиях реформированной энергетики и в соответствии с приказом министра энергетики Российской Федерации (приказ № 27 от 7-го августа) необходимо создать, мы считаем, рабочую группу по надежности энергосбережения и потребления, определить ее основные задачи: обеспечение проведения единой технической политики в области надежности работы энергетического оборудования; принятие необходимых мер по обеспечению текущей и перспективы надежной работы энергетического оборудования и персонала, а также мер, направленных на предупреждение рисков в работе энергетических объектов; оценка деятельности энергетических компаний, допустивших существующее снижение надежности электротехнических потребителей; участие в разработке технических регламентов в области надежности энергетического оборудования.
Очевидно, тот комитет, который из 400, этой работой не занимается. Все, спасибо за внимание.
А.П. Епишов. Спасибо, Вячеслав Сергеевич! Коллеги, мы продолжаем нашу дискуссию. Я хотел бы предоставить слово Андрею Эдуардовичу Николаеву, заместителю главного инженера ОАО «МОЭК», и это, пожалуй, крупнейшая в России теплоснабжающая организация, это технологическая организация, которая эксплуатирует сотни тысяч единиц тепломеханического оборудования. Нам интересно услышать, как, Андрей Эдуардович, Вы понимаете проблематику комплексного подхода к обеспечению надежности тепломеханического оборудования.
А.Э. Николаев. Все правильно прозвучало, первое – это комплексный подход, второе – это те недостатки, которые всех касаются, это связано с недофинансированием. В МОЭКе объем ремонта не снижается, при том, что у нас 16,5 тыс. км тепловых сетей на данный момент, ежегодно мы реконструируем порядка 300 км сетей, это не ремонт сетей в том понимании, что мы меняем одно на другое, а использование сетей уже нового поколения, это ППУ изоляция, изопрофлекс, сети, которые обновляются, и срок эксплуатации которых на порядок выше, чем традиционных сетей. Таким же образом мы пытаемся решить вопросы, связанные и с тепловыми пунктами, и с теми станциями, которые у нас существуют.
Что касается комплексного подхода, мы при планировании работ, связанных с ремонтом сетей, тратили определенное время на планирование снизу, при котором тема связана была от тех ощущений, которые давали непосредственно эксплуатационники. Несколько лет назад, мы начали организовывать в каждом филиале диагностику, чтобы понимать степень износа и планировать, и в этом году сделали службу диагностики по сетям, которая целенаправленно выявляет состояние сетей, и формирует общую производственная программа, для того чтобы можно было более плодотворно использовать, в общем, те финансовые средства, которые у нас существуют, и более проблемные участки при этом устранять.
Ремонт сам по себе – это хорошо, но прежде чем ремонтировать, нужно обращать внимание на диагностику состояний и оптимизировать то, что делаем, применять более новые технологии для того чтобы увеличить срок службы вновь устанавливаемого оборудования.
А.П. Епишов. Коллеги, сейчас слово предоставляется Плаксий Наталье Александровне, представителю, коммерческому директору компании «Ильма». Наталья Александровна, я прошу Вас, а также коллег, которые будут выступать, представляя поставщиков решений и оборудования, пожалуйста, не увлекаться собственно информацией рекламного характера, а на примере вашего опыта больше освещать проблемы отрасли, связанные со сферой вашей деятельности. Я понимаю, что компания «Ильма» – спонсор этого форума и партнер этого круглого стола; тем не менее, было бы желательно услышать ваш взгляд на проблемные участки отрасли, вот на специфику работы, не вдаваясь в торговые марки.
Н.А. Плаксий. Спасибо, Александр Павлович. Да, действительно, основная проблема, и наше понимание комплексного подхода – это прежде всего устранение слабых зон, слабых звеньев в цепочке. Что такое «слабые звенья»? Есть такое выражение и понимание – это разъемные герметичные соединения. И есть выражение, когда что-то происходит, и говорят – «протекает прокладка». Это не совсем справедливо. Протекает разъемное герметичное соединение, и почему? Очень много факторов, влияющих на этот процесс. Прежде всего, это процесс сборки. Правильный подбор и грамотный подбор материала, и, соответственно, процесс именно состояния, износа оборудования.
Фланцевые соединения – это прежде всего надежность, долговечность и герметичность, и это может создать фланцевое уплотнение, фланцевые уплотнения не могут быть причиной разгерметизации оборудования. Для этого существуют в Европе технологии, существуют в России, и мы можем это доказать.
Основное требование на сегодняшний день к материалам уплотнений – это, прежде всего, адаптация к несоосности и непараллельности фланцевых соединений. Не бывает идеальных поверхностей, и самое главное – чтобы ваш материал именно создавал амортизацию, стабильную работу соединения.
Вот перечислены основные параметры, по которым принимаются, как входной контроль, уплотнительные материалы в Европе. Это основные характеристики.
Первое – это сжимаемость и восстанавливаемость. Даже если вы используете асбестовый паронит, о котором пойдет речь далее, могу сказать, приезжаю на станции, разговариваю со специалистами – они все время жалуются, что тот асбестовый паронит, который был 10 лет назад и сейчас – это разные вещи. Он приезжает уже задубевший. Что такое высохший материал? Высохший материал – это практически несоответствие ГОСТу, и он не создаст ни сжимаемость, ни восстанавливаемость. Можно сказать, что это очень серьезный риск для вашей компании, для вашего производства.
Что далее можно сообщить по каждому пункту? Повторяю, это основные стандарты, по которым ни один материал не купят в Европе, если у вас отсутствует тестирование по этим стандартам.
Основное можно сказать о графитовых материалах – это самый популярный материал после асбестового паронита в России. Что такое графитовый материал? В основном его добывают в Китае, где 30% производителей. 2 – в России, 2 – в Канаде; по-моему, есть в Японии и еще в Африке.
Негативное воздействие на оборудование оказывает химический состав материала. В России 95% – это азиатская фольга, которая никоим образом не очищается, и вы не знаете, вы просто практически покупаете кота в мешке. Поэтому мы призываем вас: обезопасьте себя. Создайте входной контроль этих материалов. Существуют технологии, и мы готовы в этом вам помочь.
К примеру, один из тех случаев, когда следует обратить внимание, как влияет графитовый материал на поверхности фланцевых соединений. Два месяца два образца двух производителей графитовых материалов находились в деминерализованной воде. Результат – с левой стороны вы видите, внизу это состав – фторида, хлорида и серы 1300 частиц на миллион частиц, 300, и материал имеет больше примесей, как минимум в 4 раза, чем с правой стороны. И вот результат – два месяца. Что будет через год? Вы представляете, что будет с вашими поверхностями фланцев. И вы никогда не определите, в чем же причина, допустим, в случае разгерметизации оборудования.
Хотелось бы остановиться на тех технологиях, которые мы рекомендуем. Почему мы выбрали их? Как эксперты рынка, мы рекомендуем использовать технологии, проверенные уже 20 летним опытом. Это, прежде всего, уплотнения Kempchen, Klinger, SGL Group Carbon. SGL Group Carbon – это графитовая фольга высокой степени очистки, № 1 в Европе.
В данном случае мы рекомендуем – вот это новинка на российском рынке – графитовый материал, соответствующий европейскому стандарту 14772. Что это за стандарт? Это тест на окисление. Ни один эксперт на рынке визуально не сможет определить, чем отличается один образец графита от другого, то есть от другого производителя. Абсолютно, визуально они все похожи. Но если положить их в муфельную печь при температуре 670 градусов на один час, то по европейскому стандарту 14772 потеря массы должна быть не более 4%. В случае азиатской фольги при 200 градусах выгорает 20%. Что это означает? Это означает, что если вы даже задали правильное усилие затяжки, при 200 градусах у вас произойдет разгерметизация. Поэтому необходим входной контроль в соответствии со стандартами, которые уже разработаны.
Присутствуют в моей презентации, два слайда от компании «Kempchen», очень интересная тема, в Европе, как эксперт рынка «Kempchen» рекомендуют, по низкому уровню утечек на первом месте стоит зубчатая прокладка, на втором месте – исполнение гофрированной прокладки. На третьем месте – спирально-навитая прокладка, на четвертом – армированная графитовая прокладка.
В России на втором месте стояла бы спирально-навитая. Мы рекомендуем замену спирально-навитых прокладок на другую конструкцию, более надежную, исключающую свищ – это гофрированный стальной сердечник, с двух сторон покрытый тонким слоем графита.
Как решает вопросы компания «Kempchen» в случае износа оборудования? Опять же, повторю, что даже при износе оборудования 80% прокладка не должна быть причиной останова оборудования. Это возможно, и я это готова доказать в случае опытной эксплуатации, использования, применения наших технологий.
КемАнализ – путем достаточно тонкого слоя специальной чувствительной бумаги наносится на поверхность соединения, и можно увидеть именно, как влияет контактное давление, даже с помощью специальной программы можно просчитать, сколько оборудование может еще находиться в эксплуатации.
Безасбестовые парониты. В чем принципиальная разница? То, что мы говорили, асбестовый паронит, который популярен в России – его покупают, кстати, станции, ежегодно тратят от трех миллионов до десяти, а в некоторых случаях и выше, на асбестовые материалы. Из них до 70% или неликвиды, или просто выкидываются на помойку. Об этом стоит задуматься, когда говорят, что нет денег на дорогие материалы.
Безасбестовые парониты – их более 240 модификаций, практически от минус 200 до 1000 градусов можно подобрать оптимальный вариант в зависимости от температуры, среды и давления.
Основной популярный материал, который мы рекомендуем для энергетики – это KLINGERSIL-4430.
Что касается технологии «ГраФлан», как раз компания «Ильма» достаточно уже давно использует этот материал в энергетике; это и фланцевые ленты, межфланцевые заглушки, ИФСы, набивка «ГраФлан», то есть технология – это композит двух материалов, сочетание терморасширенного графита, плакированного экспандированным фторопластом. Технологии долговечны, надежны и минимизируют негативное воздействие на оборудование.
Предлагаются варианты как для насосного оборудования – технология сэндвича, набивка «ГраФлан» с чередованием набивки терморасширенного графита.
Фланцевая лента – это запатентованная технология для разъемных герметичных соединений большого диаметра или нестандартных.
Что касается технологии прокладок «ГраФлан», это долговечное изделие,  многоразового применения. Допустим, в исполнении «Спецназ» это прокладка, которую невозможно придавить при установке. Это очень важный фактор.
Заглушки «ГраФлан». Имеется разрешение Ростехнадзора; соответственно, полностью заменяют те диски, которые используются на предприятии. Спасибо за внимание! Если у вас есть вопросы, я готова на них ответить.
А.П. Епишов. Наталья Александровна, спасибо Вам огромное, но, откровенно говоря, я от Вас ждал совсем другой презентации. 90% презентации – это реклама компании «Ильма», а я просил Вас рассказать о проблемах отрасли. Но, коллеги, с вашего позволения, мы к этому вопросу вернемся, в части герметизации оборудования, в общей дискуссии.
Реплика. Кстати, в Германии уже давно от асбестовой технологии ушли совсем.
А.П. Епишов. Да, коллеги, в Евросоюзе использование асбеста запрещено. Я хочу предоставить слово Дмитрию Георгиевичу Граку, и хотел бы на примере арматурной отрасли услышать от него проблематику.
Д.Г. Грак. Предваряя выступление наших арматурщиков, я хочу буквально в двух словах сказать об основных проблемах отрасли арматуростроения.
Первое – это вообще глобальное изменение номенклатуры. Сейчас идет процесс сращивания производства арматуры, труб, деталей трубопроводов, совмещение функций арматуры: запорно-регулирующая, арматурные узлы, вантузные узлы, и т.д. Этот процесс ведет к тому, что в ближайшие 10 лет появятся совершенно новые типы оборудования, которые могут называть –«трубопроводное оборудование», сложной арматурой, SMART-арматурой, совмещенной арматурой и т.д. К этому нужно готовиться, и уже сейчас, в рамках крупных машиностроительных объединений, ОМК, ЧТПЗ, образовались технологические цепочки, «труба – завод по производству труб, деталей трубопроводов и завод по производству арматуры», – это подтверждает эту тенденцию и говорит о том, что грядут большие изменения в области номенклатуры арматуростроения.
ВТО и Китай. В арматурной отрасли, сколько я общаюсь с директорами заводов, половина – мнение делится 50 на 50. Одни считают, что ВТО – как пришло, так и ушло, слово, а другие считают, что это довольно серьезно.
С одной стороны, ВТО – это совершенно другие схемы оплаты, предоплаты, кредитные схемы для поставок оборудования, снижение цен на импортное оборудование, в основном западных фирм, промышленно развитых компаний. С другой стороны, Китай, который сейчас заполонил практически всю нашу отрасль. Я был практически на всех заводах, за исключением одного-двух, которые не прошиты Китаем. Практически все прошито Китаем. И что бы там ни говорили, но Китай сейчас есть везде; особенно его много в производстве фланцев, в производстве такой вспомогательной, дешевой арматуры, сантехнической арматуры, арматуры общепромышленной. Там доля Китая составляет порядка 60-70%.
Следующая проблема – то, что мы называем свертываемостью арматуры. На тепловых станциях Финляндии, которая рядом с Санкт-Петербургом, почему-то количество в штуках арматуры в 1,5 раза меньше, чем на нашей тепловой станции. Ну, элементарный вопрос заключается, если задать – а почему? Потому что совершенно другие схемы работы этих промышленных объектов. Там, где у них стоит одна, условно говоря, единица арматуры,  у нас стоит - 3-4.
Этот процесс свертывания, сокращения количества в штуках, он будет продолжаться, уже появилось достаточно много совмещенных функций и новые виды арматуры, в принципе железо заменяется программным продуктом. В частности, есть мнение, мы сейчас его обсуждаем на страницах журнала, что запорные клапаны через 10-15 лет вообще исчезнут, и все функции запорной арматуры будут заменены программами, железа, которое сейчас называется «запорная арматура» – практически не будет. Останется либо в совмещенной функции, либо SMART-арматура, либо арматура с другими параметрами.
Ну, и в заключение я просто обозначил самое главное. У нас идет смена кадров, смена информационных потоков. В арматуру приходит сейчас новое поколение людей; не все они технически образованны (очень много программистов, переводчиков), и мы сталкиваемся с тем, что эти люди, ищут пути продвижения бизнеса. В арматуре, в частности, появился так называемый промышленный шпионаж – мы сейчас этим занимаемся. Люди, которые с помощью социальных сетей добывают информацию о наших производствах, технологиях, заводах новейших и каким-то образом это пытаются реализовать на рынке. Но это, я надеюсь, говорит только о развитости рынка, нашего рынка промышленной арматуры, и думаю, что эта проблема будет решена.
В заключение я хочу привести пример – мы в новом номере публикуем воспоминания одного инженера. Я вам хочу зачитать момент, здесь тема названа – «надежная эксплуатация оборудования, снижение затрат, техническое обслуживание, функционирование таких отраслей». Вот что он пишет: «Я помню, как в середине 80-х гг. проводилось совещание главных инженеров тепловых станций, на котором было заявлено, что основной проблемой на текущий момент является быстрый выход из строя клапана рециркуляции питательных насосов. Прямо на совещании было объявлено, что Министерство выделяет 300 тысяч рублей желающим решить эту проблему».
Вот как решали проблемы тогда. В данный момент вы знаете, что решение этой проблемы – это просто покупается другое оборудование на международном рынке. Сегодня было пленарное заседание, мы на стенде слышали, там много было выступлений интересных. Но я думаю, что мы дождемся того момента, когда арматурной отрасли, которая сегодня насчитывает около 300 заводов, те же владельцы ТГК, владельцы всяких «энерго» (Ленэнерго, Мосэнерго), просто скажут: «Ребята, вот вам, допустим, определенная сумма денег – сделайте нам арматуру, чтобы мы не закупали ее у «Клингера», у корейцев, китайцев, американцев, у других компаний». Сделать это элементарно! Я могу сказать, что любой наш завод по надежности выпускаемой продукции ничем не уступает. Уступают в основном – это сервис, обслуживание, может быть, какие-то приводные устройства, но не железо, которое делают наши заводы, при такой скудной финансовой поддержке. Если бы какие-то конкурсные элементы были введены, любой вид арматуры был бы создан. Все, спасибо за внимание.
А.П. Епишов. Спасибо, я Вам хочу задать вопрос, пользуясь случаем. Вы сказали, что в железе мы не уступаем, уступаем в сервисе. Я вам приведу пример. Коллеги, вы знаете, что в нефтепереработке до 60% ответственной трубопроводной арматуры закупается за границей. Я не буду называть торговые марки, но это мировые бренды, которые в Америке, в Европе расположены. Некоторое время назад ко мне обратился главный механик крупнейшего, одного из крупнейших НПЗ и сказал: «Александр Павлович, выручай, нам надо заказать прокладки к импортному клапану. Во-первых, цена их в 26 раз дороже, чем на российском рынке, и срок поставки – 5 месяцев. И мы не имеем права покупать эти прокладки у других производителей». Способны ли наши производители войти вот в такие высокотехнологичные сектора экономики, как нефтепереработка? Вот Вы говорите – способны.
Д.Г. Грак. Объявите цивилизованный конкурс, и вам это всё сделают! Только цивилизованно, как делалось в 80-е гг. Нормальный конкурс объявите. У нас в арматуре работает столько специалистов и столько есть технологий, которые обыграют западных производителей. Ну, кроме электроники. Там, где мы отстали фатально – приводы, SMART-приводы – там вряд ли мы догоним.
А.П. Епишов. Коллеги, сейчас я хочу предоставить слово Федосееву Дмитрию Александровичу, представителю компании «Астерос консалтинг». Коллеги, вы знаете, вот один короткий комментарий. Когда мы включили этот доклад в повестку дня нашей работы, нам многие коллеги сказали: «А что такое вообще IT-технологии, как это связано, что это такое?» Коллеги, мне кажется, очень правильно, что мы сегодня коснемся этой темы, и надо понимать, что весь мир двигается в сторону использования современных технологий при повышении надежности, в том числе информационных технологий. И есть колоссальный опыт, и я думаю, что у нас будет возможность услышать об этом. Пожалуйста!
Д.А. Федосеев. Коллеги, немножко теории, без этого нельзя. Мы сейчас будем рассматривать третий этап жизненного цикла оборудования, а именно эксплуатация. И хотя там разные западные методики, в частности R7 говорит нам, что итоговая эксплуатационная надежность на 60% закладывается на этапе проектирования и изготовления оборудования, какое оно уже есть – уже сложно что-то сделать, но мы сейчас все вопросы инвестиций и строительства за скобками выносим и работаем вот с третьим этапом, с эксплуатацией. Те самые 40% – что же с ними можно сделать, как можно повысить эффективность на этапе эксплуатации оборудования.
Раньше было просто, да? Вот есть ППР, понятный объем, понятная периодичность – все хорошо. Но дорого. Жизнь говорит нам, что сейчас собственник начинает экономить и начинает искать способы, как бы сделать подешевле все. Возникает так называемый ремонт по состоянию – вот второй, вторая ступенька на этой картиночке. Начинается продление сроков, продление ресурсов оборудования, увеличение межремонтных пробегов, сокращение объема – разные способы, как бы нам сэкономить. Надо собственников понимать, и мы от этого, видимо, уйти не сможем.
На этом этапе, «по состоянию», возникают риски. У нас отказы могут случаться, и мы этим не вполне управляем. И поэтому самый лучший подход, третий, самый передовой – третья ступенька, это ремонт. Управление рисками и управление надежностью. Когда мы, во-первых, понимаем, какое у нас объективное состояние оборудования, по какой-то методике, количественной. Когда мы можем, допустим, сравнивать котельный цех и турбинный цех. То есть, мы сравниваем – один хуже знает химию, чем другой биологию, да? Напрямую сравнить сложно, нужна какая-то методика. И сейчас, когда этой методики нет, часто деньги даются тому, кто громче кричит. То есть «у меня вот совсем все плохо», «а у меня вот вообще-вообще-вообще все плохо!» – ну, деньги, значит, нужно дать тому, у кого вообще-вообще-вообще все плохо. Методики нет. Она должна быть.
И второй момент – это оценка рисков. А если у нас станет вот это – что будет? А если вот это – что будет? А если вот это – что будет?
И на основании этих двух факторов экономисты, финансисты, высшее руководство – оно хочет понимать: а если мы увеличим бюджет ремонта в 2 раза, как изменится надежность? Или если мы сократим на 30% бюджет, как изменится надежность? И сейчас ответов на этот вопрос нет, их могут дать только сложные методики с применением IT-инструментов. Мы немножко их сейчас затронем.
Вообще надежность – весьма и весьма комплексная вещь, и условно я четыре направления выделил, какими можно отдельно заниматься, но хотелось бы более подробно остановиться на планировании, бюджетировании в ТОиР с учетом рисков.
Сначала – оценка техсостояния. Первый шаг. Допустим, мы предлагаем некую 10-балльную интегрированную методику оценки техсостояния. Соответственно, мы понимаем, где состояние хуже, где состояние лучше.
После чего на втором этапе делаем такую красивую цветную матрицу рисков: что же случается, если откажет вот это? А если вот это? А если вот это? После чего начинаем уже планировать с учетом и рисков, и стоимости отказа. И понимаем: если у нас будет мало денег, то мы работы ниже какого-то приоритета исключаем, и берем на себя вот такие риски. Там понятно: «Собственник, вот смотри – вот мы снижаем бюджет на столько – вот твои риски. А если снижаем бюджет вот на столько – твои риски будут вот такими». Этот подход мы считаем правильным.
Теперь – пример НЛМК. Там в качестве учетной системы внедрен SAP ERP, но это абсолютно базовый проект, абсолютно базовая функциональность, стандартно, этим сейчас вообще никого не удивишь. Это сейчас себе внедрили все, и это все понимают. А что интересно, проект уникальный – это развитие этого проекта, а именно мобильные устройства. На базе SAP ERP как backend-системы, мы внедрили систему так называемого мобильного техобслуживания.
В чем ее суть? Вот в мае 2011 года она запустилась. В чем ее суть? Есть некий пилотный агрегат – дальше там покажем картиночку, да?  Для НЛМК мобильность, мобильное техобслуживание и все остальное – не самоцель. И внедрение SAP – тоже не самоцель. Это первый шаг на их пути к управлению как раз надежностью и рисками.
В качестве первого шага мы внедрили учетную систему. Получили базу, можем учитывать дефекты, отказы, можем через мобильные устройства проверять факт того, что исполнитель был на оборудовании, что он проводил осмотр. Мы через мобильные устройства даем человеку возможность вводить дефекты не в бумажный журнал, с которым трудно работать, а сразу в систему через классификатор. И это резко повышает эффективность.
Сейчас обсуждаем проект по оценке техсостояния и прогнозированию отказов. Методика, которая позволит сказать: «Это техсостояние хорошее, это – удовлетворительное, это – плохое», и так далее. И потом мы хотим переходить именно к той модели бюджетирования и планирования, про которую я рассказывал. Мы понимаем, что будет, когда мы изменяем ремонтный бюджет, ремонтный фонд – как изменится вообще надежность. Это сложная история; она делается на крупных предприятиях очень долго, и я называл 2011 год, а мы еще только на первом этапе. Но это объективный процесс – на сложных предприятиях все процессы очень инерционны, их так вот легко взять и поменять не получается.
А.П. Епишов. Вы могли бы порекомендовать присутствующим здесь специалистам – когда они почувствуют отдачу от внедрения таких решений и применения таких мобильных систем? Через год, через два, через три?
Д.А. Федосеев. В зависимости от ситуации можно делать маленькие дешевые проекты с относительно маленькими, но быстрыми результатами. Это один набор проектов. Если есть стратегическая программа по развитию, то можно планировать, что мы через год получаем вот такие результаты, через два года – вот такие результаты, через три года – вот такие результаты.
А.П. Епишов. То есть правильно я понимаю, что при этом вы тщательным образом изучаете, как осуществляются ремонты. Техническую, технологическую, финансовую сторону, организационную? Улучшаете, адаптируете этот процесс, даете консультации? То есть просчитываете все риски?
Д.А. Федосеев. Да, да. И конечно, мы говорим, что локальные проектики, такие точечные – их тоже можно делать, но они локальные. Надо это понимать. И мы вообще-то рекомендуем, конечно, стратегические проекты, с пониманием, что результаты будут через год, через два и через три.
А.П. Епишов. Ваши коллеги довольны на Новолипецком комбинате?
Д.А. Федосеев. Заявляли сокращение простоев по энергооборудованию на 25%. По результатам проекта.
Ведущий. Спасибо большое.
Д.А. Федосеев. Так называемый желтый чемоданчик, в котором находится iPod – в качестве устройства был выбран iPod. Устройство стоит порядка 8 тысяч рублей; корпус резиновый стоит тоже каких-то небольших денег. И тоже думали: «Ну как? Вот люди плохие у нас, будут ронять, терять, ломать, все грязно», но практика показала, что нормально все. Работает.
У каждого устройства есть вот такая ручка-сканер, и есть RFID-метка, вот внизу, такая желтенькая. Черный квадратик на желтеньком фоне. Эта метка размещается на оборудовании. У оборудования есть идентификатор в системе. Соответственно, человеку на iPod падает задание, он пришел – у него есть задание: «Ты сегодня делаешь осмотр, (или обслуживание) этих  видов оборудования». То есть, эти расписания подготовлены. Человеку падает задание – он идет в цех на оборудование, подходит вот к этой метке, ручкой тыкает, устройство понимает: «Ага, ты на это оборудование пришел. Сделай вот это, вот это, вот это». Он крыжит на устройстве пальчиком, что он это выполнил, посмотрел. Если он выявил какие-то там течи, вибрации, шумы, что-то еще – он это тоже вводит в систему сразу из справочника, и это уходит в компьютер. Планировщик, мастер, начальник смотрит отчет: «Ага, выявлены такие, такие замечания».
И вот результаты. Вот эта фотография – это того агрегата, то есть это в одну сторону, и еще в другую сторону, агрегат непрерывного горячего цинкования-3.
Результаты – цифры проекта, то есть на этом пилотном агрегате порядка 2-3 тысяч записей, единиц оборудования в системе введено; порядка 1,5 тысяч точек измерения, по которым снимаются данные о техсостоянии оборудования. 20 устройств сейчас в работе, 185 RFID-меток. Мне кажется важным, вот цифра – 50-100 дефектов выявляется в месяц, попадает в систему путем этих осмотров, то, что можно замерить. Это попадает не в бумажный журнал, а сразу в систему.
Урьяс говорит, что он получил за него премию «IT проект года». Вот буквально недавно ему давали. Все, спасибо.
А.П. Епишов. Спасибо. Коллеги, слово предоставляется Чингаеву Евгению Александровичу, генеральному директору «КВО-АРМ».
Евгений Александрович, у Вас доклад состоит из двух частей, «Требования к надежности трубопроводной арматуры» и «опыт ее применения на предприятиях ТЭК». Я Вас попрошу уделить больше внимания второй части. Пожалуйста!
Е.А. Чингаев. Добрый вечер, уважаемые коллеги! Я не буду говорить о значении запорной арматуры в любой инженерной системе. Я хочу остановиться на эволюции развития одного вида запорной арматуры – это поворотные затворы и шаровые краны. Эту арматуру наша компания производит.
Если сравнивать эти виды запорной арматуры, то у них есть много общего. В частности, перекрытие потока и в шаровом кране, и в поворотном затворе происходит за счет поворота тела вращения, в частности, шаровой кран – это шар, и поворотный затвор – это сегмент шара.
Я сейчас объясню, почему я так подробно – буквально несколько слов. Если шаровой кран – это запорная арматура с одинарным смещением, то есть одинарный эксцентриситет, то есть ось вала и плоскость уплотнения – вот то расстояние, первое смещение. Дальше – поворотные затворы с двойным эксцентриситетом, то есть смещение вала относительно плоскости диска. На два расстояния. И поворотный затвор с тройным эксцентриситетом, где третье смещение – за счет того, что торец уплотнения и торец диска, с одной стороны – порядка 180 градусов, с другой – порядка 130 градусов.
Вот я это подробно рассказываю. В первом случае, шаровой кран – процесс трения между уплотнением и рабочим органом – 90 градусов, на весь цикл «открытие – закрытие». Поворотный затвор с двойным эксцентриситетом – процесс трения при закрытии между диском и уплотнением – порядка 30 градусов. Действует на уплотнение и рабочий орган. Поворотный затвор с тройным эксцентриситетом – этот процесс трения действует всего 3 градуса. Эта арматура, которая по физике уже более надежна, чем две предыдущие.
Сейчас появились поворотные затворы, одна немецкая компания их производит – кстати, изобрел ее немец, профессор, он же является, внештатным сотрудником нашей компании, который разработал нам техническую документацию, проектную документацию, технологию изготовления поворотных затворов с тройным эксцентриситетом. Он изобрел, и сейчас один немецкий завод производит уже затворы с четверным эксцентриситетом. Здесь особенность в том, что если плоскость седла в затворе с тройным эксцентриситетом – это овал, то срез определен под определенным углом седла и диска, образует круг. И, соответственно, преимущество затвора с четверным эксцентриситетом уже то, что пропускная способность этого затвора на порядок выше, чем затвора с тройным эксцентриситетом. По надежности эта арматура равноценна.
Я подробно остановился на этом только из-за того, чтобы показать, что по физике процесс трения, который является одним из основных критериев для надежности, герметичности запорной арматуры, – в каких случаях он больше или меньше, что, соответственно, влияет на надежность.
На нашем предприятии – я здесь господина Грака, что очень часто наши заказчики проводят необъективные конкурсы. Есть закон Российской Федерации о конкурсах, тендерах и т.д. Предложение – выберите перечень тех поставщиков, тех компаний, которые вас устраивают, и дальше уже проводите коммерческие торги.
Пользуясь случаем, я всех присутствующих, у кого есть интерес, приглашаю на наше предприятие, чтобы показать процесс производства шаровых кранов, цельносварных, до диаметра 600 мм, которые идут и для ППУ-изоляции. Весь процесс показать от и до, и поворотных затворов, с тройным эксцентриситетом, которые мы тоже делаем – мы, наверно, единственные в Российской Федерации. Скажете, что вас не устраивает? Тогда уже, как говорится, будет другой вопрос. Спасибо.
А.П. Епишов. Спасибо! Я предоставляю слово Науменко Александру Александровичу, техническому директору Концерна «СоюзЭнерго». Это участники нашего салона ТПА.
Коллеги, я все-таки еще раз убедительно прошу вас возвращаться в проблему отрасли. Вот технические аспекты вы нам рассказали, все правильно, но опыт эксплуатации и проблемы отрасли на вашем примере.
А.А. Науменко. Мы представляем предприятие Украины, Концерн «СоюзЭнерго». Вот у нас случилась, буквально полторы недели, беда на Углегорской ТЭС. Вы, наверно, слышали многие, потому что Углегорская ТЭС и Запорожская ТЭС – это самые крупные тепловые станции Украины. Установленная мощность – 3 миллиона 600, 4 блока 300 мегаватт и по 3 блока 800. И самое печальное, что 800 ки не могут работать без 300 к.
Случилась беда – официальная версия пока не объявлена, потому что работает государственная комиссия, во главе с министром энергетики, но это о надежности нашей говорит, о том, что на Украине сегодня 80% основных фондов теплоэнергетического оборудования изношено, и часто, обманывая себя, работники станций рассказывают собственникам о том, что продлеваем работоспособность того или иного оборудования, которое действительно в советское время рассчитывалось на 100 тысяч часов, а отработало и 200, и 300, и так далее. Я сам работаю уже больше 30 лет в энергетике и говорю: «Самые лучшие трубы – это хрущевские. Они самые надежные». Почему? Потому что жизнь сегодня, тяготеющая в «подешевле» – приводит к тому, что сегодня, начиная от трубы и заканчивая арматурой, происходят дела.
Наша компания на Украине сегодня единственная, наверно, из компаний, которая занимается вплотную производством энергетической арматуры. Мы полностью охватили весь цикл, начиная от разработки проекта – у нас свой институт, литейного производства. Для того чтобы мы прошли Гостехнадзор и все остальные наши службы, нам пришлось изготовить испытательный стенд, потому что на заводах мы испытываем только на холодной, давлением до 1000 кг, а на Ладыжинской ТЭС у нас стоит испытательный стенд, который позволяет на блоках 300 мегаватт проводить испытания запорной арматуры:  задвижек, клапанов, предохранительных, импульсных и т.д. Мы пришли к выводу, что станции действительно нужно предлагать товар в законченном виде. Мы сегодня развиваем одновременно процесс и деталей трубопроводов. Наша компания сегодня «благодаря» (в кавычках) белгородскому заводу «Энергомаш», заставила нас посмотреть на дело с другой стороны - мы занимались в советское время изготовлением элементов трубопроводов до 40 кг – сегодня мы изготавливаем элементы паропровода на давление 255, температура 560 градусов.
И еще у нас, что самое полезное – Украина не настолько велика, как Россия, поэтому у нас очень близкие контакты с многими тепловыми станциями, где мы не просто внедряем ту или иную задвижку, мы сразу имеем отзывы от станций, которые нас иногда просят: «Ребята, сделайте вот так, потому что вот здесь вернемся лучше к советской арматуре, которая была надежна и так далее». Естественно, мы учитываем мнение наших заказчиков. Спасибо!
А.П. Епишов. Спасибо, Евгений Александрович. Уважаемые коллеги, у нас есть время для дискуссии, и круглый стол – это удобная форма пообщаться и пообсуждать, во-первых, то, что сказано, и я, все-таки, хотел бы ваше внимание сфокусировать на названии нашего стола. Называется «Комплексный подход».
Когда мы начинали нашу дискуссию, мы говорили о том, что надежность – это такое понятие емкое; в ГОСТах написано вообще, что это такое, не хочу повторять. Я лишь хочу сказать, что есть разные уровни решения этой проблемы. То есть, мы говорим – не решив институциональных проблем, не развязав руки производителям, потребителям, мы все это не решим.
Но давайте опустимся на уровень компании. Пусть это будет компания-производитель арматуры, и пусть это будет компания, которая эксплуатирует. Все равно это две компании, которые занимаются бизнесом. Одна компания хочет продать много, заработать денег – у нее какая стратегия? Продавать надежную дорогую арматуру. Продавать дорогую, но мало, или продавать дешевую, но много. Или находить свою нишу, сегмент рынка.
Какая стратегия у компаний? Пришли у нас частные инвесторы: E.ON, Enel, Fortum. Я работаю с этими компаниями, и я бы не сказал, что они кардинально изменили отношение к политике закупки. Не скажешь с ходу, что иностранные инвесторы по-другому к этому относятся. Какая корпоративная политика наверху? Есть генеральный директор, технический директор, главный инженер, и есть некая техническая политика. Поверьте мне, я не встречал ни одной компании, где бы главный инженер или технический директор получил карт-бланш на то, чтобы инвестировать в надежность. Я знаю одно: что всегда говорят «нас задушили», «нас задавили», «денег на ремонт нет, обрезают, мы не можем себе позволить закупать хорошее, классное оборудование» – за редким исключением. Я хочу сказать, вот здесь сидят коллеги из МОЭК – я знаю, что они закупают дорогостоящую западную, например, арматуру, от известных производителей, и когда я спрашиваю: «А почему?» – они говорят: «Скупой платит дважды; мы хотим поставить, и чтобы это было надолго и серьезно». Может быть, это исключение, пример того, что могут быть другие подходы.
Организация ремонта – по состоянию или по графику. Дальше – подрядные организации. За последние 10 лет очень много произошло перемен, ЦЦР закрывали, ремонтные подразделения закрывали, приводили подрядные организации. Насколько я знаю – я много езжу по станциям, по другим предприятиям, по нефтехимии – всегда все говорят: «Мы вынуждены были вернуть свое ремонтное подразделение, и у нас стала ситуация нормализоваться», потому что подрядной организации невыгодно делать качественно. Потому что ей выгодно заниматься ремонтом, и она получает деньги за выполненные работы по ремонту. Сегодня сделали – заработали, завтра сделали – заработали. Системы, которая гарантировала бы, которая стимулировала бы ремонтника сделать один раз и пять лет не подходить, нет.
Я беседовал с директором крупнейшей подрядной организации в «Газпром энергохолдинге» и сказал: «Почему вы не покупаете дорогие надежные уплотнения?» Он сказал: «А какой смысл мне? Ты их поставишь, и они пять лет будут, десять лет стоять, я к ним не подойду. А так я поставлю уплотнение среднего качества, через год оно вылетит – у меня будет работа, я пойду, заработаю денег». Это системный подход к организации ремонта!
Дальше – кадры. Я в Петербурге живу, и я вспоминаю, что было в «Ленэнерго» в 1993-1994 году, какие были главные инженеры, какие были ЦЦР, замначальника цеха. Помню, приходишь – какие работники грамотные! И сейчас я прихожу на электростанцию, говорю: «Пойдемте поставим на опытную эксплуатацию определенные изделия, на определенный узел». Приходят два парня, молдаване. Я говорю: «Вы ставили когда-нибудь?» Они говорят: «Нет, мы вообще в первый раз видим». Я говорю: «А чего? А как?» Они говорят: «Вы нам расскажите, мы соберем». А я говорю начальнику, замначальника цеха, начальнику ППР: «А что это за люди?» Он говорит: «Ну, это подрядчики, сейчас разберемся». Уровень компетентности ремонтного персонала резко упал.
Почему? С моей точки зрения, опять же, откуда причины? Потому что акционеры хотят экономить, они хотят иметь прибыль. Понимаете, акционеры хотят получать из бизнеса, извлекать прибыль. А что такое прибыль? Это снижать все издержки. И под это дело попадает ремонт.
Но! Когда у нас возникают проблемы, когда у нас получаются страшные аварии, как Саяно-Шушенская, та, что сейчас коллега сказал, на Украине, там горели турбины просто, правильно я понимаю? Это серьезные вещи, понимаете? И мы созываем комиссии, там разъезжают у нас следователи, всех приглашают – вы видели, чтобы хоть один человек в тюрьму попал? Кроме, может быть, главного инженера Саяно-Шушенской ГЭС. Все менеджеры остались, все хорошо.
Коллеги, почитайте отчет Ростехнадзора – на сайте Ростехнадзора огромный отчет, сколько мы имеем аварий из-за выхода из строя оборудования. Например, только по разгерметизации – там просто погибают люди. Там пять человек погибло, там, там, потому что возгорания – ну, представьте, какие предприятия нефтехимические.
Мы видим, налицо такая ситуация, что такие компоненты, как кадры, организация ремонта, процедуры закупок – когда я сказал, покупать дорогое или дешевое – поверьте мне, я работаю в энергетике, и я продаю дорогое. Мне очень трудно работать. Потому что я не могу продавать дешевого просто по определению, потому что я считаю, что философия должна быть определенная у поставщика, но сегодня в России процветают те, кто продает дешевое, одноразовое, потому что они приспосабливаются к системе. Они говорят: «Мы работаем от рынка. Мы не собираемся подтягивать рынок куда-то. Мы пришли, нам сказали: «Дайте что-нибудь подешевле». Мы даем». Сами заказчики стимулируют ситуацию поставщикам, и поставщики разворачиваются. Дмитрий Георгиевич говорит, что кругом Китай – это естественно, потому что все хотят иметь такое.
Поэтому, коллеги, давайте порассуждаем – генеральные директора ОГК, ТГК видят это или нет? Я думаю, что они прекрасно понимают, что происходит. А у них есть, наверно, вышестоящие акционеры, и т.д.
Вот, скажем, эксплуатация. Специалисты, наверно, поддержат меня, что режим эксплуатации – это очень серьезная вещь. У нас в Питере ТЭС иногда используются системным оператором для выравнивания режимов, поддержки нагрузки. И когда я прихожу на теплообменник, мне говорят: «Теплообменник полетел». Я говорю: «А что такое?» – «А мощность, – говорят, – долбанула». – «А какое там было давление?» – «А мы не знаем». – «А что там подскочило?» – «Ну, там так подскочило, что все повылетало, и чуть ли шпильки не полопались».
Что такое система? Целостная система, где есть один аспект – кадры. Вокруг него куча вопросов. Вот Наталья Александровна Плаксий выступала по вопросу герметизации. Она могла бы прекрасно осветить проблемы отрасли. Проблема в том, что заказчик не покупает относительно дорогие и надежные уплотнения, у него нет денег, но при этом он теряет огромные деньги на издержках, на ремонтах, на авариях. «Денег нет, поэтому мы еще больше потеряем» – нонсенс.
Я могу привести пример – в городе Вена (там, где находится знаменитая компания «Клингер») есть компания, которая снабжает жителей города Вены теплом, тепловой энергией и водой – там нет высоких давлений. Но они используют самые дорогие уплотнения, которые производит «Клингер». И когда мы стали говорить: «Почему вы используете самое дорогое?», они говорят: «Потому что мы отвечаем за качество и за надежность поставок. Если я вдруг, не дай Бог, на один день не поставлю воду в какую-то квартиру какого-то дома – я получу такие иски, так моя репутация упадет, что я вообще с этого рынка уйду». Понимаете, что там происходит?
Коллеги, я приглашаю – нас еще есть 10-15 минут дискуссии. Давайте, может, выскажете ваше мнение, может быть, примеры какие-то приведете?
А.Н. Свирин. Свирин Алексей Николаевич, главный инженер 6-го филиала МОЭК. У меня вопрос к производителям арматуры. Ни для кого не секрет, чтобы провести замену запорной арматуры, которая установлена по проекту (проекты зачастую разработаны в 60-х, 70-х, 50-х гг.), необходимо выполнить новый проект на замену арматуры, например, клиновой на шаровую. У меня вопрос к производителям арматуры – как вы считаете, целесообразно ли внести изменения в правила эксплуатации, в правила Ростехнадзора в части замены арматуры, клиновой на шаровой, без разработки проекта и согласования этого проекта в органах Ростехнадзора и прохождения экспертизы промбезопасности? И что сделано производителями арматуры в части изменения этих нормативных документов?
А.П. Епишов. Давайте мы Дмитрию Георгиевичу предоставим возможность ответить. Он знает проблемы производителей.
Д.Г. Грак. Я знаю, что ЦКБА этим занимается, Центральное конструкторское бюро арматуростроения, но я, честно говоря, результатов не знаю. Никаких препятствий по требованию к арматуре сейчас нет. Замена – если эксплуатационные характеристики подтверждаются и есть сертификат, то с точки зрения Ростехнадзора там нет никаких особых указаний, что заменять, что там шаровой кран стоит, или задвижка клиновая там и т.д.
А.Н. Свирин. Это жестко изменение проекта, и нужен новый проект! И с этим, наверно, все сталкивались.
Д.Г. Грак. Да я понимаю, но только арматуростроители, ваши проекты – это проектанты. Вот я встречаюсь с проектантами – вы знаете, там они про это не говорят.
А.Н. Свирин. Нет-нет, я не говорю о новом строительстве, я говорю о реконструкции.
А.П. Епишов. На законодательном уровне надо поменять правила в Ростехнадзоре, чтобы не было при ремонте требований по согласованию проектов – вот о чем идет речь.
А.Н. Свирин. Я ремонтирую, меняю клиновую на шар и должен выпускать проект на замену данной единицы оборудования.
Д.Г. Грак. Но, по-моему, это техрешением раньше решалось. Зачем сразу проект? Просто пишется – это, по-моему, согласованное техрешение с проектной организацией, которая проектировала.
А.Н. Свирин. Это новый проект! Вот я и хотел – какие действия внесены? Хотя я могу клин на клин менять вообще совершенно спокойно, ни с кем ничего не согласовывая.
А.П. Епишов. Эксплуатирующая организация может выйти с инициативой в Ростехнадзор: «Коллеги, давайте изменим эту процедуру, давайте ее упростим». Если производитель шаровой арматуры имеет разрешение Ростехнадзора на это оборудование, если оно легитимно, да? Что такое проект? Это в основном бумага ведь, согласитесь, да?
Потому что вы срезаете старую арматуру и вставляете новую. Ну, а если вы коснетесь газа, например, газораспределения – я просто там поработал – там проектант с вас еще миллион рублей сдерет! Вот вы такой шаровой клапан, там Ду-50 поставите – он с вас миллион запросит за этот проект. Или трубу провести пять метров. Это может быть интерес каких-то организаций, которые участвуют в проектировании, но давайте просто отразим это.
Муж. * Здравствуйте! Главный инженер 20-го филиала МОЭК, раньше МТК была. Мы, когда были самостоятельной организацией, больше пяти тысяч единиц арматуры клиновой меняли на шаровую. И поверьте мне, требований от Ростехнадзора по разработке проектов никаких не было. Мы меняли это все по проектным решениям, в которых существовала программа «СТАРТ» – просто при изменении габаритов этой арматуры могли поменяться линейные расширения трубопроводов. И этого расчета нам было самим достаточно.
Почему сейчас требуется разработка этих проектов? Только для того, чтобы через бухгалтерский учет правильно это все дело оформить. Ростехнадзор от нас не требует этого, это однозначная позиция. И производителям арматуры, я думаю, тоже это известно, и ни к чему этим всем заниматься.
Д.Г. Грак. Давайте зададим тогда вопрос «Клингер», финской компании «Вексве» – а что они сделали, для того чтобы их шаровые краны встали вместо задвижек Пензы? Я считаю, что это проблема не производителей, и сколько мы работаем с ЦКБА, сколько проводим обучения – никогда вопрос в такой области не ставился, понимаете? Ростехнадзор не против. Огромное количество производителей шаровой арматуры и дисково-поворотных затворов сейчас в России. Давайте у них спросим – а что они сделали, чтобы изменить процедуру?
А.Н. Свирин. Дмитрий Георгиевич, я им и задал этот вопрос!
А.П. Епишов. Коллеги, хорошо, мы этот вопрос обсудили – мы услышали ответ. Конкретно пример, что никакого согласования с Ростехнадзором не требуется, есть внутренняя процедура, чтобы провести это, правильно учесть в учетной политике и т.д. Что касается Ростехнадзора – я приведу вам один пример. Вот у вас есть фланцевая прокладка, элементарная. Вы на нее разработали технические условия. Кстати говоря, Ростехнадзор запрещает производителю производить уплотнительные изделия, на которых нет разрешения. Тем не менее, вы можете на рынке найти в Интернете компании, которые продают уплотнения, а разрешения Ростехнадзора нет. Ну, и к ним никто не ходит. А к тем, у кого есть разрешения – на них как сядет Ростехнадзор и не слезает! Вот мы сюда приглашали представителя Ростехнадзора, на этот круглый стол – к сожалению, не пришел.
Вот вам пример – у вас фланцевая прокладка. Вы ее сделали, поставили на рынок. Потом вы подумали, что ее можно улучшить. Ну, канавку сделать на внешнем сердечнике, да? И что вы думаете – вы внесете изменения в ТУ? Ничего подобного. Вы должны внести изменения в технические условия,  Ростехнадзор вас заставит провести независимую экспертизу, провести приемочные испытания, дальше вы пойдете в экспертную организацию, заплатите полмиллиона, и они сделают экспертизу, что у вас все в порядке, потом вы пойдете в Ростехнадзор, обобьете все пороги, согласуете это разрешение, а потом, через два года, внесете изменения. То есть Ростехнадзор стоит на страже надежности, но он в известной степени тормозит этот процесс, понимаете?
То есть надо учитывать ведь интересы всех, потому что невозможно двигаться вперед, внедрять что-то современное, находясь в оковах, со всех сторон.
Вот пример – есть такая лента ФУМ. Вы знаете, что лента ФУМ – это уплотнительное изделие. Вот компания «Ильма», которую представляла Наталья Александровна – у нее есть разрешение Ростехнадзора на эту ленту. Возьмите сто производителей – ни у одного нет разрешения.
У нас изолирующие фланцевые соединения, Наталья Александровна, да? Разрешение Ростехнадзора. Идите, наберите в Интернете «ИФС», купите – разрешения нет.
Заглушки межфланцевые – у нас покупают заглушки. Я говорю: «Ребята, для чего купили?» – «А мы ее на гвоздик повесили». – «А почему не используете?» – «А к нам придет Ростехнадзор – мы ему покажем: у нас есть заглушка, на которую есть разрешение». – «А что используете?» – «Да мы автогеном вырезаем, прокладки бросаем и используем».
Вопрос задан правильно – надежность повышается путем техперевооружения? Внедрения новых вещей. Для этого процедуры должны быть прозрачными, простыми, понятными, упрощенными и финансово не затратными. Но я думаю, это не вопрос к заводам, конечно – это вопрос к регулирующим органам. В компаниях ведь есть свой аудит.
Реплика. Пару слов. Я хочу сказать, что когда производится какая-то модернизация или реконструкция, то обязательно присутствует проектный институт. Заказчик заказывает проект, и при этом заказчик должен активно участвовать, в том числе и в выборе арматуры. Это первое.
А.Н. Свирин. Нет, когда комплексная реконструкция – это понятно, а когда единичное оборудование меняется?
А.П. Епишов. Хорошо, а почему нельзя решением главного инженера? Главный инженер – он несет ответственность. Техническое решение – «заменить».
А.Н. Свирин. У нас есть определенные регламентирующие документы.
А.П. Епишов. Давайте тогда в рамках МОЭК, наверно – вот Андрей Эдуардович услышал? Да!
А.Э. Николаев. Давайте разделим понятия. По-моему, мы путаем две разные вещи. Есть первое понятие – это ремонт, а второе понятие – это реконструкция, то есть модернизация, то, которое происходит по проекту.
В случае, когда мы комплексно и полностью реконструируем какой-то объект, то заказывается объект и происходит реконструкция, и в этих условиях в рамках реконструкции мы уже делаем модернизированное оборудование, меняем там клиновую задвижку на шаровую, мы меняем одну марку насоса на другую, мы меняем одни подогреватели на другие, мы меняем один котел на другой и т.д. И получаем разрешение Ростехнадзора.
МОЭК имеет 16 тыс. км сетей, 225 источников и 9,5 тыс. тепловых пунктов, и при том объеме финансирования, который идет через тариф, полностью реконструировать объекты невозможно. Если регламентный срок объекта составляет порядка 15 лет, то 9,5 делим на составляющие, то если я даже в 20-летний цикл возьму объекты, то я 400 тепловых пунктов в год должен реконструировать. В денежном выражении это миллиарды рублей.
Поэтому разговор идет о чем? Если мы хотим делать и применять новое оборудование, то при ремонте чтобы появилась возможность использовать новое оборудование – не то, которое стояло по старым проектам, ремонтируемое оборудование, а поменять клиновую задвижку на шаровую. Вот в этом случае, когда у нас нет проектного решения, когда нам надо поменять одну единицу – на объекте сотня этих запорных устройств, и нужно поменять одну задвижку. Вот он говорит о чем? Что мы эту задвижку, как была она 30 лет назад запроектирована, мы ее согласно этому проекту и должны поставить. Не при реконструкции комплексного объекта. Там вопросов нет – там мы заказываем проект, там делается новая документация и все остальное.
Реплика. Тогда это делается техническим решением и главным инженером. Элементарно.
А.Э. Николаев. 20-й филиал – молодец, киваешь головой, только я еще раз говорю: то, на чем ты работаешь, и что работает на станциях – это две разные вещи. У тебя не поднадзорная, у тебя четвертая категория, это четвертый класс, который сейчас есть, а у него – поднадзорная. Давай не путать две вещи.
А.Н. Свирин. Извините, у меня еще один вопрос.
А.П. Епишов. Нет, коллеги, извините, нас организаторы попросили. Давайте в рабочем порядке. Коллеги, организаторы попросили нас закругляться. Я хотел поблагодарить всех, кто участвовал, и я хочу, с вашего позволения, вручить нашим докладчикам дипломы и медали форума.
Коллеги, давайте очень коротко итоги. Проблема серьезная, проблема глобальная. Жалко, что здесь не было первых руководителей. Представителей власти. Если мы в следующий раз подготовимся к ней более основательно, поговорим на эту тему. Я думаю, что наши рекомендации, потому что они будут полезны, они всегда будут полезными для тех, кто принимает решения. У нас будет стенограмма, у нас будет аналитический отчет, мы подведем итоги и выдадим контексте интеллектуального вклада нашего форума. Спасибо.

 

© 2002 - 2018
 

создание веб-сайта: Smartum IT