image
energas.ru

Газовая промышленность № 11 2016

Ремонт и диагностика

01.11.2016 11:00 О НЕОБХОДИМОСТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ПОДХОДОВ К ОЦЕНКЕ ПАРАМЕТРОВ НАДЕЖНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ
В статье рассмотрены вопросы оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов газотранспортных систем, актуальные в связи с внедрением в газовой промышленности современных систем управления ремонтно-техническим обслуживанием по показателям надежности и техногенного риска. На примере реальных аварийных отказов показано, что традиционные подходы к оценке параметров надежности могут приводить к некорректным результатам. Оценка параметров надежности оборудования и трубопроводов должна осуществляться исходя из учета одновременного протекания в конструкции нескольких механизмов технической деградации, а также их взаимного влияния.
Ключевые слова: ГАЗОТРАНСПОРТНАЯ СИСТЕМА, КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ, ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ, СИСТЕМА ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ, НАДЕЖНОСТЬ, ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ, ТЕХНИЧЕСКАЯ ДЕГРАДАЦИЯ, ПРЕДЕЛЬНОЕ СОСТОЯНИЕ, ВЕРОЯТНОСТЬ ОТКАЗА.
Открыть PDF


1.jpg

Обеспечение надежности и безопасности эксплуатации оборудования и трубопроводов газотранспортных систем является важнейшей задачей в связи с возможностью тяжелых последствий аварийных отказов на таких производствах. Основным инструментом обеспечения надежности эксплуатации оборудования таких объектов является система технического обслуживания (ТОиР).

Традиционным подходом к организации ТОиР опасных производственных объектов в нашей стране является система планово-предупредительного ремонта (ППР), основанная на выполнении регламентных работ и текущих ремонтов оборудования через определенные промежутки времени (календарного времени или по фактической наработке).
Однако хотя система ППР и обеспечивает относительно высокий уровень надежности и безопасности эксплуатации оборудования и трубопроводов опасных объектов, тем не менее она является достаточно ресурсоемкой. Это обусловливает усилия, которые в различных подотраслях ТЭК направляются на внедрение более совершенных систем управления ТОиР, позволяющих сохранить высокий уровень надежности, но при этом оптимизировать затраты на его достижение.

В газовой промышленности разработана и внедряется Система управления техническим состоянием и целостностью магистральных газопроводов (СУТСЦ) –
[1], основанная на применении:

количественных моделей и методов расчетно-аналитического прогнозирования показателей надежности и техногенного риска;

иерархической модели критериев принятия решений и формирования долгосрочных программ комплексного капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ), основанной на точечном расчетном анализе текущих значений и ожидаемой динамики показателей технического состояния, надежности и техногенного риска, а также на расчетной оценке оптимального срока вывода объекта в капитальный ремонт.

2.jpgСледует отметить, что внедрение СУТСЦ в ПАО «Газпром» в целом является примером общей тенденции, характерной для многих подотраслей топливно-энергетического комплекса. Например, на нефтеперерабатывающих заводах ПАО «Газпром нефть» сейчас внедряется сис­тема управления ТОиР [2] на основе американской системы RCM (Reliability-centered Maintenance – техническое обслуживание, ориентированное на надежность), предусматривающая сочетание на одном объекте для разных единиц оборудования (в зависимости от их конкретных технических особенностей) четырех принципов управления ТОиР:

  • реактивное техническое обслуживание (по факту отказа);

  • превентивное техническое обслуживание (плановое обслуживание по наработке или сроку эксплуатации – аналог ППР);

  • проактивное техническое обслуживание (по техническому состоянию);

  • прогнозное техническое обслуживание (на основе факторов риска или показателей надежности).

В перспективе внедрение систем управления ТОиР по показателям надежности техногенного риска позволит сохранить достигнутые в ПАО «Газпром» высокие показатели надежности и безопасности эксплуатации. Но по сравнению с этими системами управление ТОиР по показателям надежности является значительно менее ресурсоемкой системой и позволяет оптимизировать затраты на обеспечение надежности.

Основой принятия управленческих решений при этом будет являться количественная оценка показателей надежности. Однако существующая методология оценки показателей надежности оборудования и трубопроводов опасных объектов в ряде случаев демонстрирует не вполне корректные результаты.

Применяемые в настоящее время подходы к оценке надежности основываются на оценке соотношения обобщенных функций несущей способности конструкции R и действующей нагрузки S. При этом вероятность разрушения конструкции Q оценивается (при использовании в качестве показателей обобщенных функций R и S предела прочности материала и максимального значения действующих напряжений в конструкции, соответственно) как [3]:

Q = ∫-∞+∞ f1 (σ)[∫-∞σ f2 (σ)] dσ,
где ∫-∞+∞ f1 (σ) – вероятность того, что максимальное напряжение в конструкции примет случайное значение в малом интервале ф1.jpg; f1 (σ) dσ [∫-∞σ f2 (σ)] dσ – вероятность того, что одновременно предел прочности стали окажется меньше этого случайного значения напряжения.

Такой подход разработан в 70–80-е гг. ХХ в. (см., например, [4], [5]) и является базовым даже для нормативных документов, разработанных в последние годы (например, [6]).

Особенностью такого подхода является выделение доминирующего механизма технической деградации оборудования, в наибольшей степени определяющего его техническое состояние, и оценка параметров надежности на основе статистического анализа и сравнения текущих и предельных показателей, характеризующих протекание доминирующего процесса деградации. Например, для магистральных газопроводов, эксплуатируемых в типичных для России равнинных условиях, в качестве основного показателя надежности рассматривается вероятность его отказа по условиям прочности и/или устойчивости.

Однако в общем случае в конструкциях оборудования и трубопроводов нефтегазовых производств могут быть реализованы несколько предельных состояний [7]:

ПС 1 – разрушение при статическом нагружении;

ПС 2 – развитие недопустимых пластических деформаций;

ПС 3 – общая или местная потеря устойчивости;

ПС 4 – усталостное разрушение в мало- или многоцикловой области;

ПС 5 – хрупкое разрушение;

ПС 6 – развитие трещин механического и коррозионно-механического характера.

3.jpgВ конструкциях оборудования и трубопроводов газотранспортных систем одновременно протекают не один, а несколько процессов технической деградации (коррозионный и эрозион­ный износ, циклическое нагружение, изменение свойств материалов, возникновение и развитие локальных дефектов, в том числе трещиноподобных, и т. д.). Указанные механизмы технической деградации воздействуют на конструкции оборудования и трубопроводов не изолированно друг от друга, а совместно, зачастую имеет место взаимо­влияние деградационных механизмов.

Целый ряд крупных аварий на объектах нефтегазового комплекса происходит по причинам комплексного характера (одновременного воздействия на конструкции нескольких механизмов технической деградации).

Примером такой аварии является разрушение участка магистрального газопровода Ургалинского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» 2 апреля 2014 г. (рис. 1), информация о котором размещена на интернет-сайте Ростехнадзора РФ [8].

Как следует из указанных материалов, технической причиной аварии стало «…одновременное воздействие следующих факторов:

  • положение профиля участка газопровода, способствующего неравномерному распределению напряжений, а также появлению переменных сезонных напряжений;

  • старение металла, приведшее к снижению прочностных свойств и охрупчиванию металла трубы;

  • дефекты сварного стыка из-за наличия: пор, шлаковых включений, несплавлений и непровара в корне шва, вызывающие концентрацию напряжений» [8].

Анализируя указанные причины, необходимо отметить следующее.

1. Выявленные локальные дефекты сварного шва (поры, шлаковые включения, несплавления и непровары) являются дефектами монтажа трубопровода, т. е. были локализованы в трубопроводе с самого начала его эксплуатации. Указанный участок трубопровода неоднократно проходил диагностику, вероятнее всего, размер выявленных дефектов был менее браковочного уровня. Сведения о развитии указанных дефектов
в трещиноподобные в материалах Ростехнадзора РФ отсутствуют. Это позволяет предположить, что сам факт локализации указанных дефектов в сварном шве не мог послужить единственной причиной аварийного отказа.

2. По имеющейся на сайте Рос­технадзора РФ информации [8] участок газопровода, на котором произошел аварийный отказ, эксплуатировался с 1979 г., т. е. срок его эксплуатации на момент аварии составлял около 35 лет. Учитывая технологическое назначение отказавшего трубопровода – узел подключения компрессорной станции, можно предположить, что за этот период трубопровод выдержал около 103 циклов нагружения. По опыту эксплуатации аналогичных газопроводов, такой срок эксплуатации и количество циклов нагружения не являются критическими. Однако здесь следует отметить, что критическое число циклов нагружения зависит от уровня статического нагружения конструкции, эта зависимость выражается кривой усталостной прочности, приводимой в отраслевых нормативных документах, например в [9].

3. Из формулировки первой причины аварийного отказа: «…положение профиля участка газопровода, способствующего неравномерному распределению напряжений, а также появлению переменных сезонных напряжений…» [8] достаточно явно следует, что участок газопровода, на котором произошел аварийный отказ, был подвержен воздействию непроектных кинематических нагрузок.

Дополнительным фактором, подтверждающим эту версию, является дата аварии – 2 апреля 2014 г. В работе [10] показано, что именно на апрель – время оттаивания – и ноябрь – время замерзания грунта, характеризуемые наибольшей интенсивностью воздействия непроектных кинематических нагрузок, приходится пик аварийности технологических трубопроводов КС. В этот период частота аварий может увеличиваться в 2–2,5 раза по сравнению с другими месяцами года.

Анализ указанной информации позволяет акцентировать внимание на ключевом выводе, содержащемся в материалах Ростехнадзора РФ [8], – тезис об «одновременном воздействии» трех перечисленных факторов:

  • уровня статического НДС;

  • накопления циклов нагружения;

  • воздействия локальных дефектов, ослабляющих несущую способность конструкции, т. е. о взаимном влиянии этих факторов.

При этом аварийное разрушение такой конструкции может характеризоваться отсутствием предельного состояния по каждому отдельному механизму деградации, рассматриваемому независимо от других:

  • уровень статического нагружения может не превышать допустимых значений;

  • количество циклов нагружения может не превышать предельно допустимого для таких конструкций;

  • размер дефектов может не превышать браковочного уровня.

6.jpgЭта особенность не позволяет провести корректную оценку технического состояния газопровода с использованием имеющейся нормативно-методической базы, регламентирующей оценку параметров надежности, и своевременно принять управленческие решения, нацеленные на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации участка газопровода.

Можно констатировать, что описанная выше модель оценки надежности конструкции по параметрам доминирующего процесса технической деградации не позволяет получить корректных результатов.

Примером аналогичной ситуации в другой подотрасли ТЭК является резонансная авария на Ачинском НПЗ ОАО «Роснефть» 15 июня 2014 г., информация о которой также размещена на сайте Ростехнадзора РФ, в ходе которой «в верхней части колонны деэтанизации произошла разгерметизация горизонтальных участков шлемового трубопровода колонны с выбросом смеси углеводородов, загазованностью территории с последующим взрывом парогазовой смеси и пожаром» [8] (рис. 2).

Результатами аварии стали [8]:

  • гибель 8 человек и травмы различной степени тяжести 24 человек;

  • остановка работы предприятия;

  • разрушение зданий и сооружений, находившихся в радиусе ударной волны на расстоянии до 300 м от эпицентра взрыва;

  • общий размер ущерба – 6,2 млрд руб.

Анализ имеющейся информации позволяет в качестве причин аварии выделить воздействие следующих факторов.

1. Наличие локального дефекта, вызванного «низкотемпературной сероводородной коррозией в присутствии хлористого водорода» [8].

2. Воздействие непроектной нагрузки (гидроудар) при пуске установки после остановочного ремонта. Не случайна рекомендация Ростехнадзора: «Конкретизировать в технологическом регламенте и технологических инструкциях требования по безопасному пусковому режиму работы установки ЛК-6УС» [8].

3. Неудовлетворительное техническое состояние системы паровой защиты печи секции 200 установки ЛК-6УС, позволившей парогазовому облаку, возникшему из-за разгерметизации трубопровода, проникнуть в район горелочных устройств, воспламениться и возвратиться в район утечки жидкости на секции ГФУ комбинированной установки [11]. Ростехнадзор РФ в связи с этим рекомендовал «…обеспечить проведение перед вводом в эксплуатацию технологических установок комплексной проверки работоспособности паровой завесы блоков нагревательных печей» [8].

Очевидно, что авария на Ачинском НПЗ стала следствием целого комплекса факторов, гипотетическое устранение одного из которых привело бы либо к отсутствию аварийного отказа, либо к гораздо меньшей тяжести последствий.

И вышеописанная модель оценки параметров надежности, основанная на выборе доминирующего процесса технической деградации, также не позволила бы своевременно принять управленческие решения по предотвращению аварийного отказа.

Главный урок описанных аварий состоит в необходимости совершенствования методологии оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов опасных объектов, что является важнейшим необходимым условием успешного внедрения передовых систем управления ТОиР, таких как СУТСЦ и RCM.

Фактически вероятность отказа у нас является функцией многих переменных, и для проведения корректной оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию нескольких сопоставимых по своему влиянию на надежность процессов технической деградации, необходимо построить n-мерную математическую поверхность отклика (рис. 3) (где n– 1 – число предельных состояний, которые могут быть реализованы в конструкции вследствие воздействия существенно влияющих деградационных механизмов), описывающую возможные условия аварийного отказа при различных значениях параметров технического со­стояния конструкции и при отсутствии предельных состояний «в чистом виде».

Оценки надежности будут включать определение с помощью методов диагностики и расчетно-аналитических процедур текущих параметров технического состояния конструкции и сравнение с предельными параметрами, определяемыми поверхностью отклика.

Совершенствование методологии оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов объектов транспорта газа является важным условием достижения целей внедрения СУТСЦ: сохранения высокого уровня надежности при условии оптимизации затрат на его достижение.


4.jpg


5.jpg

7.jpg



← Назад к списку