CC BY
181
УДК 665.6
В. В. ШАЛАЙ М. М. ВАСИЛЬЕВ К. А. ШУМАКОВ
Омский государственный технический университет
ЗАО «Пирс»
АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ, ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ СПОСОБОВ ПОДДЕРЖАНИЯ ОБЪЕКТОВ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ В НОРМАТИВНОМ СОСТОЯНИИ_
В статье рассмотрены общие подходы к построению математической модели оценки технического состояния линейной части магистральных нефтепроводов. Проведен анализ технологического процесса оценки технического состояния линейной части и предложены критерии, которые подлежат математической формализации при создании математической модели.
Магистральный нефтепровод — это инженерное сооружение, состоящее из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними насосных станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта. Характерной особенностью магистральных нефтепроводов являются их значительная протяженность, круглосуточная работа в течение года, высокое давление перекачиваемой среды. [7].
К настоящему времени значительная часть магистральных трубопроводов на территории России устарела: 30% газопроводов и 46% нефтепроводов эксплуатируются более 20 лет, а 5% газопроводов, 25% нефтепроводов и 34% продуктопроводов построено более 30 лет назад. Большой срок службы трубопроводов является причиной аварий, приводящих к тяжелым экологическим последствиям. Аварийность магистральных трубопроводов является одним из главных критериев опасности, представляющей прямую угрозу населению и окружающей природной среде. |16]
Замена отслуживших свой срок трубопроводов ограничена экономическими соображениями. Для той части трубопроводов, которые выработали свой нормативный ресурс, но продолжают эксплуатироваться целесообразной является эксплуатация по техническому состоянию. Такой метод целесообразен в условиях резкого сокращения объемов капитального ремонта и реконструкции, для обеспечения требуемого уровня безопасности трасс трубопроводов.
Принцип эксплуатации по техническому состоянию обеспечивает увеличение продолжительности эксплуатации за счет:
• выделения и проведения ремонта участков трубопроводов с отклонениями технического состояния от нормативных требований, что позволяетустранить отказы в работоспособности объекта;
• рационального распределения затрат на обслуживание и ремонт в процессе эксплуатации.
Эксплуатация по техническому состоянию предполагает периодическое проведение внутритрубной технической диагностики трубопроводов с целью в кратчайшие сроки выявить и устранить дефекты первоочередного ремонта (ПОР), которые могут привести к разрушению целостности трубопровода. На основе информации о выявленных при проведении внутритрубной диагностики дефектах подлежащих ремонту (ДПР) их классификации, плотности распределения в сочетании с другими факторами формируются участки трубопроводов для проведения капитального ремонта с заменой трубы и изоляции.
Несмотря на большую эффективность внутритрубной диагностики, для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов ее недостаточно. Дополнительно для магистральных трубопроводов необходимо оценивать:
— остаточный ресурс с разработкой рекомендаций по его повышению;
— соответствие проекту на строительство и ремонт;
— соответствие измененным с момента проектирования и строительства требованиями нормативных документов в части проектирования, строительства, эксплуатации, реконструкции и ремонта нефтепроводов.
— эффективность работы установленного оборудования (запорной арматуры, камер пуска приема средств очистки и диагностики, средств электрохимической защиты, электроснабжения, телемеханики, связи ит.п.)
— исключение применения низконадежного и морально устаревшего оборудования.
При проведении анализа технического состояния выполняются следующие работы [16]:
1. Анализ состояния технической документации (проектной, исполнительной, нормативной, оперативной) .
2. Обследование технического состояния участков нефтепроводов с уточнением расстояний до населенных пунктов, промышленных объектов и коммуникаций, глубины заложения, состояния изоляции и электрохимзащиты, мест размещения запорной арматуры, наличия опознавательных знаков, обозначения переходов, реперов, защитных сооружений и обвалований на случай аварии.
3. Обследование технического состояния переходов через железные и автомобильные дороги, водные преграды с уточнением категорий участков трубопроводов, глубины заложения, наличия и геометрических размеров защитных футляров, наличия оголенных участков, размывов днаи берегов.
4. Анализ результатов наружной диагностики участков нефтепровода: акустико-эмиссионного контроля, толщинометрии, твердометрии, ренгенов-ского контроля и ультразвуковой дефектоскопии сварных швов и основного металла, контроль состояния изоляции и электрохимзащиты.
5. Анализ результатов исследований характеристик основного металла и сварных соединений (механических свойств, структуры, химического состава, малоцикловой усталости).
6. Исследование напряженно-деформированного состояния нефтепровода с учетом результатов внут-ритрубной диагностики, обследований, наружной диагностики.
7. Расчет остаточного ресурса и максимально разрешенного рабочего давления.
8. Ранжирование участков нефтепроводов по экологическому риску аварийных ситуаций.
9. Анализ изменения категорий участков нефтепроводов в соответствии с требованиями современных нормативных документов.
10. Разработка рекомендаций по ремонту опасных дефектов основного металла и сварных соединений, восстановлению изоляции, ликвидации размывов и оголений трубопровода на подводных переходах, оснащению защитными футлярами переходов через автомобильные дороги, обеспечению безопасных расстояний по СНиП 2.05.06-85' и т.д.
Оценку соответствия технического состояния объектов линейной части нефтепровода нормативным требованиям [1-15] предлагается проводить по следующим параметрам:
1. Параметры ограничивающие пропускную способность нефтепровода:
— дефекты ПОР, требующие снижения рабочего давления;
— несоответствие фактической толщины стенки и несущей способности трубопровода проектному значению;
— несоответствие фактических значений уставок защит проектным;
— несоответствие категорий участков требованиям СНиП 2.05.06.85';
— несоответствие испытательных давлений требованиям СНиП Ш-42-80*;
— наличие временных ремонтных конструкций;
— снижение максимального рабочего давления по другим причинам.
2. Параметры технического состояния, влияющие
на соответствие объектов линейной части магистрального нефтепровода нормативным требованиям:
— наличие дефектов ДПР, плотность их распределения;
— наличие недопустимых (с истекшим сроком эксплуатации), временных ремонтных конструкций;
— соответствие категории трубопровода требованиям СНиП 2.05.06.-85", причины несоответствия;
— наличие несоответствия испытательного давления трубопровода нормам и правилам, действующим на момент строительства;
— наличие предусмотренных проектом систем сглаживания волн давления (ССВД);
— наличие предохранительных клапанов на входе в НПС с резервуарными парками, соответствие предохранительных клапанов нормам и правилам по количеству и пропускной способности;
— наличие на трубопроводе, в том числе на ППМН, соединительных деталей (тройников, переходов, заглушек, отводов), применение которых недопустимо согласно действующим нормативным документам;
— организация учета цикличности работы трубопровода;
— наличие участков трубопровода с заглублением, не соответствующим СНиП 2.05.06-85';
— состояние изоляционного покрытия трубопровода, выявление участков трубопровода с неудовлетворительным состоянием;
— наличие участков трубопровода с защитным потенциалом, несоответствующим требованиям РД 153-39.4-056-00;
— наличие возможности проведения очистки внутренней полости трубопроводаи диагностики, соответствие плана-графика очистки требованиям нормативных документов, его выполнение;
— обозначение трассы информационно-опознавательными знаками;
— выполнение патрулирования в соответствии с требованиями нормативных документов;
— наличие участков трубопровода с расстоянием до населенных пунктов, зданий, предприятий, не соответствующим СНиП 2.05.06-85*;
— наличие участков трубопроводов с расстоянием между трубопроводами и другими коммуникациями (кабель, ВЛ, трубопровод), не соответствующим СНиП 2.05.06-85' собственных и сторонних предприятий;
— соответствие очистки охранной зоны от поросли требованиям нормативных документов, их выполнение;
— наличие и ход выполнения планов-графиков ремонтных работ по поддержанию технического состояния объектов линейной части в соответствии с требованиями нормативных документов;
3. Параметры, характеризующие техническое состояние подводных переходов магистрального нефтепровода:
— наличие дефектов ДПР, в том числе ПОР;
— состояние берего- и дноукрепительных сооружений, соответствие их параметров русловым процессам;
— соответствие толщины стенки и несущей способности трубопровода требованиям Регламента технической эксплуатации переходов через водные преграды;
— планово-высотное положение подводного перехода магистрального нефтепровода;
— возможность и своевременность проведения диагностики;
— своевременность проведения полного и частичного обследований;
— соответствие состояния резервной нитки требованиям регламента технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды;
— соответствие технического состояния и эксплуатации узлов задвижек и КППСОД требованиям нормативных документов, в т.ч. наличие ограждения, охранной сигнализации и других средств ограничения доступа;
— наличие датчиков обнаружения утечек КППСОД;
— расстояние до водозаборов и мостов;
— занесение подводных переходов нефтепровода через судоходные реки в лоцию;
— наличие информационных и предупредительных знаков;
— наличие стационарных реперов и маркерных пунктов;
— расчистка охранной зоны от поросли;
— наличие и комплектность проектной, исполнительной и эксплуатационной документации.
4. Параметры, характеризующие техническое состояние пересечений МН с автомобильными и железными дорогами:
— наличие дефектов ДПР, в том числе ПОР, в границах пересечения;
— наличие и состояние кожуха и его уплотнений;
— наличие электросвязи труба-кожух;
— соответствие нормативу толщины стенки и категории трубопровода;
— соответствие расстояния от концов кожуха до дороги и угла пересечения требованиям нормативных документов;
— возраст и состояние изоляции трубы и кожуха;
— наличие информационных и предупредительных знаков;
— наличие смотрового колодца.
5. Параметры, характеризующие техническое состояние КППСОД:
— соответствие геометрических параметров КППСОД требованиям для запасовки применяемых типов средств очистки и диагностики;
— заводское изготовление КППСОД;
— наличие быстроразъемного затвора, наличие устройств предотвращающих его открытие при наличии давления в камере;
— наличие ограждений КППСОД, расположенных не на территории НПС;
— наличие сигнализаторов прохождения очистных устройств;
— наличие системы опорожнения КППСОД.
6. Параметры, характеризующие техническое состояние запорной арматуры:
— тип приводов и задвижек;
— состояние и герметичность запорной арматуры;
— соответствие нормативного и фактического срока службы;
— наличие электрификации и телемеханизации задвижек;
— наличие, марки и характеристики работы сигнализаторов прохождения очистных устройств;
— наличие ограждений задвижек и других средств ограничения доступа;
— наличие ограждений и коверов колодцев ван-туэов;
. — наличие несоответствия допустимых сроков I эксплуатации запорной арматуры заводским пас-
портным данным на линейной части и подводных переходах МН и отсутствие продления на их эксплуатацию;
— наличие второго источника питания (для подводных переходов магистрального нефтепровода).
7. Параметры, характеризующие техническое состояние средств электрохимической защиты магистрального нефтепровода:
— соответствие защитного потенциала на всем протяжении МН нормативу;
— режим электрохимической защиты на весь период эксплуатации МН, перерывы в работе, количество часов простоя ЭХЗ в год с выделением объектов, на которых простои выше нормативных;
— источник электропитания ЭХЗ;
— наличие телеконтроля состояния ЭХЗ;
— наличие средств ограничения доступа к средствам ЭХЗ и охранной сигнализации;
— техническое состояние оборудования.
8. Параметры, характеризующие техническое состояние средств электроснабжения, телемеханики и связи:
8.1. Электроснабжение. Наличие вдольтрассовых ЛЭП на всем протяжении МН; протяженность участков и количество объектов МН, имеющих электропитание от сторонних поставщиков; количество и продолжительность аварийных и внеплановых отключений, в том числе количество часов перерыва в электроснабжении линейных объектов, включая задвижки линейной части и подводных переходов МН, протяженность отключаемых участков; техническое состояние оборудования.
8.2. Телемеханика. Обеспечение телемеханизации объектов линейной части на всем протяжении МН; применение систем обнаружения утечек; типы оборудования и его техническое состояние;
8.3. Связь. Тип линий связи; обеспечение связи на всем протяжении МН, выявление зон вдоль трассы нефтепровода не обеспеченных подвижной радиосвязью; скорость передачи данных; обеспечение резервирования.
9. Параметры, характеризующие техническое состояние защитных и вдольтрассовых сооружений: наличие защитных сооружений вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, водоемов; состояние защитных сооружений, их оборудования.
В результате проведенного анализа формируется набор мероприятий по приведению технического состояния линейной части магистральных трубопроводов в соответствие с нормативными требованиями. Данные мероприятия являются основой формирования программы капитального ремонта и технического перевооружения с указанием последовательности проведения ремонта участков магистральных трубопроводов и применяемого оборудования, выбор экономически целесообразных методов ремонта участков. Продление срока эксплуатации трубопровода в результате прогнозирования наступления его предельного состояния.
Для анализа указанных выше параметров с целью выделения участков трубопроводов и оборудования с отклонениями технического состояния от нормативных требований будет разработана математическая модель комплексной оценки технического состояния объектов линейной части магистральных нефтепроводов.
Для оперативной и оптимальной реализации процесса анализа технического состояния объектов линейной части нефтепроводов приведенная выше методология должна быть формализована в виде мате-
матических моделей, позволяющих на основании многокритериального анализа принимать оптимальные решения.
Библиографический список
1. ГОСТР51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
2. Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85". Магистральные трубопроводы/Минстрой России. - М.: ГУЛ ЦПП, 1997,60 с.
3. Строительные нормы и правила СНиП Ш-42-80'. Магистральные трубопроводы. — М.: СтройиздаТ, 1997.
4. РД 153-39.4Р-119-02. «Методика оценки работоспособности и проведения аттестации эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов» — М.: АК "Транснефть", 2002,54 с.
5. РД 153-39.4-067-00. Методы ремонтадефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. Руководящий документ. - М.: АК. "Транснефть", ОАО «ЦТД «Диасхан», 2000,48с.
6. РД 153-39.4Р-130-2002. Регламент по вырезке и врезке «катушек» соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов. - АК "Транснефть", ИПТЭР, 2002.
7. РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. -АК "Транснефть", ИПТЭР, 2000.
8. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. -АК "Транснефть", ИПТЭР, 1998.
9. РД 153-39.4-035-99.Правилатехническойдиагностикимагис-тральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами. — М.: АК "Транснефть", ОАО «ЦТД «Диаскан», 1998.
10. РД 20743-98. Положение о проведении работ по очистке внутренней полости магистральных нефтепроводов. — М.:АК "Транснефть", ОАО «ЦТД «Диаскан», 1998.
11. РД 153-39ТН-008-96 Руководство по организации эксплуатации и технологии обслуживания и ремонта оборудования и сооружений НПС. - М.:АК "Транснефть".
12. РД 153-39.4-114-01. Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. Утв. АК "Транснефть", 2001.
13. Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды. - АК "Транснефть", ЗАО «ПИРС», 2002.
14. Регламент планирования, выполнения диагностики и анализа её результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» - АК "Транснефть", ОАО «ЦТД «Диаскан», 2002.
15. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2002. - 176 с.
16. Промышленная безопасность в системе магистральных нефтепроводов. Под редакцией Шахматова М.В. Российская академия наук. 2001.
ШАЛАИ Виктор Владимирович, доктор технических наук, профессор кафедры «Автоматические установки».
ВАСИЛЬЕВ Михаил Михайлович, заместитель генерального директора ЗАО «ПИРС», ШУМАКОВ Константин Александрович, аспирант кафедры «Автоматические установки».
УДК 622 691 4 д. В. БЕРЕЗИН
В. В. ШАЛАЙ
Омский государственный технический университет
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОЦЕССНОГО ПОДХОДА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ УРОВНЯ КАЧЕСТВА ПРИ РЕМОНТЕ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ (ГПА)__
Статья посвящена вопросам методического обеспечения внедрения систем управления качеством процесса ремонта газоперекачивающих агрегатов магистральных газопроводов.
Менеджмент качества сегодня является философией и идеологией ведущих мировых производителей, и на него ориентируются передовые отечественные предприятия и предприниматели. В российских условиях проблема обеспечения качества, зачастую более сложна в разрешении из-за ряда политических, социально-экономических, юридических, организационных, психологических и других причин. Данный аспект предъявляет более высокие требования к изучению фундаментальной базы в сфе-
рах производства и предоставления услуг в тесной взаимосвязи с перечисленными факторами [1,3].
Реконструкцию, ремонт, пусконаладочные работы в сложившейся мировой практике не принято рассматривать отдельно от производства и эксплуатации изделия. Им отводится специальное место в определенных документированных процедурах и разделах стандартов предприятий. Это в большинстве случаев оправдано при формировании крупных корпоративных систем, таких, как ОАО «Газпром», для обес-
