Риск определяет ресурс

30 Июня 2016

Интегрированная система расчета ресурса нефтепромысловых трубопроводов на основе параметров технического состояния и риска отказа

1. Введение

Расчетам на прочность и ресурс технических устройств посвящено значительное количество литературы, как на фундаментальном уровне, так и на прикладном для конкретного вида технических устройств и процессов деградации ресурса при эксплуатации [1-6].

Сформированная к концу 90-х годов система контроля и оценки остаточного ресурса основывалась на параметрах конструкции и характеристиках материала, которые использовались при проектировании в расчетах на прочность и на технологическую функциональность на планируемый срок эксплуатации. Основным понятием, используемым в этой системе, является понятие технического состояния, которое характеризуется параметрами технического состояния (ПТС), устанавливаемыми в проектной (конструкторской) и/или в нормативно-технической документации [1-3]. К числу параметров технического состояния относятся конструктивные параметры и параметры, характеризующие свойства материалов элементов конструкции. Процессы деградации ресурса определяются эксплуатационными параметрами (давление, температура, свойства среды, внешние воздействия и т.п.).

Техническое состояние классифицировалась на соответствие требованиям НТД и определялось как исправное или неисправное, по запасам прочности и возможности выполнять свои технологические функции определялось как работоспособное или неработоспособное [1]. На основе такой классификации принимались решения по мероприятиям и возможности эксплуатации. Возможность эксплуатации основывалась на расчетах на прочность и ресурс по параметрам технического состояния.

Таким образом, к концу 90-х годов создана система по оценке надежности технической системы, основанная на анализе изменения параметров технического состояния на различных этапах жизненного цикла объекта. Эта система направлена на обеспечение прочности и функциональности технического устройства, а показатель γ-процентного ресурса является основным показателем возможности функционирования с соответствующей доверительной вероятностью.

Однако подход, основанный на оценке технического состояния, не отвечает на вопрос о безопасности объекта. Действительно, техническое состояние объекта может быть работоспособным, то есть выполнять технологические функции и соответствовать необходимым запасам прочности, и быть исправным, то есть соответствовать всем требованиям норм, но насколько он безопасен по отношению к возможной аварии. Мерой безопасности объекта является величина риска отказа [7-14]. Риск отказа является показателем, позволяющим контролировать уровень безопасности и позволяющий управлять вел риска по двум его составляющим:

·         уменьшение показателей аварийности при эксплуатации или возможного проявления аварийности при разработке проекта или при эксплуатации;

·         снижение возможных (при проектировании) или фактических (при эксплуатации) суммарных ущербов от аварий.

Величина приемлемого риска, которая определяется в декларации промышленной безопасности, стала нормой отбраковки для опасных промышленных объектов. Следовательно, показатель риска является показателем уровня безопасности и должен контролироваться в процессе эксплуатации. Сравнение фактического значения риска отказа с приемлемым уровнем позволяет определять ресурс безопасности. В настоящее время необходимость проведения анализа риска и, в первую очередь, при планировании проведения диагностики заложено в ряде нормативных документов в области эксплуатации нефтегазового комплекса [3,11-13, 15].

Таким образом, величина риска отказа становится одним из показателей определяющих возможность его дальнейшей эксплуатации, то есть характеристикой ресурса. Критерий возможности дальнейшей эксплуатации связан с достижением величины риска отказа приемлемой величины. В составляющие показатели ресурса конструкции должны входить как показатели технического состояния объекта, так и показатели риска отказа. Такой подход позволяет обосновывать безопасность опасного производственного объекта на различных этапах жизненного цикла, а величина риска отказа мерой его безопасности. Такой подход к обеспечению безопасности соответствует требованиям Федерального закона от 15 июля 2013 г. N 306 г. Москва "Общие требования к обоснованию безопасности опасного производственного объекта" [8].

Данная работа посвящена разработке подхода по обоснованию безопасной эксплуатации на основе создания интегрированной системы по расчету ресурса по показателям риска отказа и параметрам технического состояния, включающей как показатели предельного технического состояния, так и показатели предельного состояния по величине риска отказа. В качестве примера применения данного подхода рассмотрены нефтепромысловые трубопроводы. Для нефтепромысловых трубопроводов подход по определения ресурса как времени достижения предельного состояния, а точнее до первого отказа не приемлем, так как в процессе эксплуатации происходит проявление аварийности [14].

Проявление аварийности на нефтепромысловых трубопроводах в значительной мере обусловлено условиями эксплуатации, которые характеризуются:

·         значительной неоднородностью трубопроводов по назначению, параметрам нагружения и техническому состоянию;

·         показателями коррозионной агрессивности среды;

·         наличием на трассах трубопроводов труднодоступных и недоступных участков для проведения контроля.

Например, напорные нефтепроводы при транспортировке товарной нефти по ответственности соответствуют магистральным трубопроводам и цена отказа на них высока. Высоконапорные водоводы поддержания пластового давления эксплуатируются при давлении свыше 10,0 МПа и наиболее опасны с точки зрения последствий аварии.

Применение подхода основанного на определение ресурса по показателям технического состояния и риска отказа позволяет адекватно реальности определить ресурс, выбрать эффективные мероприятия и обеспечить требуемый уровень безопасности. Для описания подхода основанного на двух составляющих ресурса по техническому состоянию и показателям риска необходимо обобщить определения технического состояния, предельного состояния, ресурса и остаточного ресурса.

2. Характеристики интегрированной системы расчета ресурса

Для проведения расчетов ресурса с учетом характеристик технического состояния и показателей риска отказа необходимо определить ввести ряд обобщенных понятий. К числу таких обобщенных понятий относятся обобщенное техническое состояние, обобщенное предельное состояние, обобщенный ресурс и остаточный. Эти определения обобщают понятия технического, предельного состояний и ресурс с учетом показателей риска отказа.

Обобщенное техническое состояние: состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией и величиной риска отказа, представленного в декларации в области промышленной безопасности.

Обобщенное предельное состояние: состояние объекта, при котором либо его дальнейшая эксплуатация небезопасна или нецелесообразна, либо восстановление безопасного состояния невозможно или нецелесообразно

Ресурс: суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после капитального ремонта или реконструкции до перехода в обобщенное предельное состояние

Остаточный ресурс: суммарная наработка объекта от момента контроля его обобщенного технического состояния до перехода в обобщенное предельное состояние.

В соответствии с данным определением ресурс для конструкции определяется как минимальный вычисленный по параметрам технического состояния и риска отказа:

Ниже в качестве примера рассмотрим расчет обобщенного остаточного ресурса для нефтепромыслового трубопровода.

3. Методика расчета остаточного ресурса на основе показателей риска

Расчет ресурса по параметрам технического состояния связан с проверкой условий прочности и/или устойчивости в зависимости от изменяющихся в процессе эксплуатации параметров технического состояния и выражается некоторым функционалом зависящем от времени

j1.png                                                       (1)

где

  • П12,…Пj(t),….ПN – параметры технического состояния один или несколько из которых изменяются во времени;
  • sВ, sТ – временное сопротивление и предел текучести;
  • sД, s0 – предел длительной прочности и предел ползучести;
  • КС – предельный коэффициент интенсивности напряжений;
  • t – время эксплуатации.

Ресурс t=tS(1) определяется достижением равенства в нормативных условиях прочности и/или устойчивости (1).

Подход (1) определяет значения параметров технического состояния и соответственно момент времени, при котором нарушаются нормативные условия прочности. Как правило, это не означает разрушения или потери технологической функциональности конструкции. Также нарушение нормативных условий прочности не означает проявления аварийности и, наоборот, если неравенство (1) выполняется, это не значит, что не может быть проявления аварийности. На практике толщина стенки труб может практически не иметь коррозионного износа, а аварийность может быть значительна.

Для нефтепромысловых трубопроводов это проблема локальной повреждаемости, которая очень трудно выявить при контроле. Характерный пример локальной сквозной коррозии представлен на Рис.1, толщина стенки трубы вне сквозного отверстия практически соответствует номинальному значению. Как правило, в значительной мере локальная повреждаемость связана с коррозионным составом среды, например, наличием хлоридов. Критические концентрации элементов, при которых возможно проявление аварийности представлены [11].

j2.jpg

Рис.1 Фрагмент участка трубопровода со сквозным дефектом на нижней образующей.


Аварийность, связанная с разгерметизацией, всегда обусловлена локальными дефектами. В качестве расчетной вероятностной модели должна быть использована модель распределения глубин локальных поверхностных дефектов. Функцию распределения дефектов определяют по данным диагностики [14] или по показателям аварийности за предыдущий период эксплуатации. На основе этих данных определяется средняя глубина дефекта и дисперсия. Эти два параметра определяют функцию распределения дефектов по глубине, как для внутренних, так и для наружных дефектов, что позволяет использовать единые данные по аварийности. В результате получаем изменение количества отказов во времени, что позволяет выполнить расчет по показателям риска отказа

j3.png                                               (2)

где

  • частота (t) – количество аварий в год;
  • ущерб (t) - суммарный ущерб, выраженный в стоимостных показателях;
  • t – время эксплуатации.

Достижение неравенства в (2) определяет ресурс t=tS(2) по показателям аварийности. В результате ресурс, полученный в рамках интегрированного подхода, определится

j4.png

В качестве функции распределения локальных дефектов при расчете по показателям аварийности используется однопараметрическое распределение Вейбулла с подбором входящих в него параметров в соответствии с данными аварийности и обследования:

j5.png, 0 £ h £ t,

где      h – глубина локального коррозионного повреждения;

t – среднее значение толщины стенки трубопровода, полученное на основе обработки данных толщинометрии;

sкор – параметр распределения глубин локальных коррозионных дефектов, определяемый по показателям аварийности.

При определении количества отказов предельная толщина стенки трубы определялась следующим выражением [17]:

j6.png,

где      n = 1, 2 – коэффициент надежности по нагрузке;

            Р – расчетное давление, МПа;

            Dвн – внутренний диаметр трубопровода;

            j = 0,8 – коэффициент прочности сварного шва;

            sв - минимальное значение временного сопротивления для материала трубопровода, МПа.

Характерные расчетные кривые изменения показателей аварийности за период эксплуатации после обследования представляются либо по динамике изменения количества отказов на трубопроводе, либо по динамике изменения интенсивности количества отказов. За остаточный ресурс принимается время увеличения показателей возможной аварийности до критического значения.

Предельное состояние определяется возникновение хотя бы одного дефекта в стенке трубы критической (предельной) глубины.

j7.png

j8.png

где М – количество элементов (труб) на трубопроводе; L – длина обследованного трубопровода, м; LТ – длина отдельной трубы; tC – критическая толщина стенки трубы; Н – толщина стенки трубы. При расчете предполагается, что один локальный дефект приходится на один элемент трубопровода.

1.      Ресурс при безаварийной эксплуатации.

Обозначим показатель накопления повреждений

j9.png

Условие предельного состояния – разрушение хотя бы одного элемента: j11.png, tc - время до первого отказа определяет время без аварийной эксплуатации.

2.      Ресурс при проявлении аварийности.

  j10.png- время до критического количества отказов NC.

Расчет количества отказов до предельной аварийности. Характерные кривые изменения количества отказов со временем на трубопроводе представлены на Рис.2.

j12.png

Рис.2 Расчетная кривая показателей динамики аварийности


Таким образом, предложенная расчетная модель позволяет по результатам диагностики рассчитывать динамику аварийности.

Ниже на конкретных примерах из практики представлен расчет ресурса нефтепромысловых трубопроводов в рамках предложенной интегрированной системы расчета обобщенного ресурса.

4. Примеры расчета ресурса нефтепромысловых трубопроводов на основе показателей технического состояния и риска

В качестве примеров рассмотрим результаты оценки остаточного ресурса и принятия решения по дальнейшей эксплуатации для водовода высокого давления, обследованного в 2012 г и для газопровода, обследованного в 2002г.

Водовод высокого давления предназначен для поддержания пластового давления. В таблице представлены его технические характеристики. Данные по аварийности (всего 5 отказов): 1989- 2009 годы – 1 отказ; 2009 год – 1 отказ; 2011 год – 2 отказа; 2012 год – 1 отказ).

Результаты обработки данных толщинометрии и расчета остаточного ресурса по данным толщинометрии (нормативный подход) представлены в Таблице 1. Из полученных результатов видно, коррозионный износ практически отсутствует, а остаточный ресурс значителен, свыше 8 лет. В тоже время имеет место проявление аварийности. Подход, по которому возможно определить ресурс, основан на определении динамики по нарастанию аварийности в рамках подхода представленного выше. В качестве предельной величины по показателям аварийности принята величина 3 отказа в год. Результаты расчетов динамике аварийности представлены на Рис.3. Остаточный ресурс составит 1 год до замены труб.

j13.png

j14.png

Рассмотрим теперь другой пример – газопровод на нефтепромысловом месторождении. Данные по аварийности для газопровода представлены на Рис. 4. Отметим, что для газопровода представлены данные по аварийности за все время эксплуатации. При этом уменьшение аварийности в отдельные годы связано с проведенными ремонтными работами, которые в дальнейшем были учтены при расчете изменения показателей аварийности за период времени после обследования. Технические характеристики газопровода представлены в Таблице 4.

j15.png

В таблице 5 для газопровода представлены результаты расчета остаточного ресурса по показателям общего коррозионного износа (толщинометрии). В соответствии с результатами расчетов остаточного ресурса у газопровода отсутствует запас нормативной прочности, что требует назначения мероприятий (капитального ремонта) по восстановлению ресурса. Так как протяженность газопровода составляла свыше 32 км, то у предприятия не было возможности провести капитальный ремонт газопровода в целом.

Для этого был рассчитан 3-х летний план ремонтных работ, позволяющий снизить показатели аварийности. Оптимизация планирования ремонтных работ по годам выполнена на основе прогноза изменения данных по аварийности. Результаты расчетов представлены на рисунке 5.

j16.png

Таким образом, предложенная интегрированная система расчета остаточного ресурса позволяет адекватно реальности рассчитывать ресурс с учетом данных по техническому состоянию и показателям риска отказа и разработать эффективные мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации. Предложенный подход может быть использован и для других опасных производственных объектов для обоснования безопасности.


Литература.

1.                  РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России. - М.: Госгортехнадзор России, 1995 г. - 14 с. (Утверждены Госгортехнадзором России 17.11.1995г.).

2.                  ОСТ 153-39.4-010-2002. Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений. М.: Министерство энергетики РФ. 2002.

3.                  М-01.06.06-04. Методические указания по организации и исполнению программ диагностики промысловых трубопроводов Компании. ОАО «Газпромнефть», 2011.

4.                  Е.А. Богданов. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования. Учеб. пособие для вузов, М.: Высш. шк., 2006.

5.                  В.В. Глеб. Диагностика технического состояния оборудования нефтегазохимических производств. М.: ЦНИИТЭнефтехим. 2002 г.

6.                  В.М. Горицкий. Диагностика металлов. М.: Металлургиздат». 2004 г.

7.                  Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» №116-ФЗ от 21.07.97 г. с изменениями от 07.08.00 г, 10.01.03 г., 22.08.04 г., 09.05.05. г., 18.12.06 г. и 18.07.2011 г.

8.                  Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) от 15 июля 2013 г. N 306 г. Москва "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Общие требования к обоснованию безопасности опасного производственного объекта".

9.                  РД 03-418-01. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов.

10.              ПБ 03-246-98 (с изм.1 – ПБИ 03-490(246)-02) «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности».

11.              RISK-BASED INSPECTION. BASE RESOURCE DOCUMENT. API 581, 2000.

12.              RISK-BASED INSPECTION. API RECOMMENDED PRACTICE. API 580, 2009.

13.              RISK BASED INSPECTION and MAINTAINCE PROCEDURE INDUSTRY (RIMAP). CWA 15740, 2008.

14.              М. Д. Гетманский, Ю.В. Житников. Риск-менеджмент в системе управления и планирования промышленной безопасности промысловых трубопроводов. Сборник: Расчеты на прочность сосудов, аппаратов и трубопроводов, применяемых на опасных производственных объектах. Г. Волгоград. 2006 г.

15. СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов.

16.              Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. Согласовано Госгортехнадзором России 11.01.1996. М.: НТП «Трубопровод», 1996.

17.              РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. - М.: НПО ОБТ.- 1994.

ВКонтакт Facebook Google Plus Одноклассники Twitter Livejournal Liveinternet Mail.Ru