CC BY
27Б.А. Ерехинский, главный технолог отдела техники и технологии эксплуатации и ремонта скважин Управления по добыче газа и газового конденсата (нефти), ОАО «Газпром»;
А.Н. Мокшаев, главный инженер - заместитель генерального директора,
ООО «Газпром добыча Оренбург»; Н.Ф. Низамов, главный инженер ГПУ, ООО «Газпром добыча Астрахань»; А.В. Митрофанов, д.т.н., генеральный директор, С.Н. Барышов, д.т.н., заместитель директора по науке - начальник расчетно-экспериментального центра, ОАО «Техдиагностика»
ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ ГАЗА, ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА, НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КРИТЕРИЕВ БЕЗОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ КОНСТРУКТИВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ
(для оборудования объектов сероводородсодержащих НГКМ)
Объекты добычи газа, газового конденсата, нефти предприятий ОАО «Газпром» (далее - объекты газодобычи) в соответствии с классификацией [1] относятся к опасным производственным объектам (далее - ОПО) за счет токсичности, взрыво-, пожароопасности добываемого углеводородного сырья и высокой концентрации механической энергии, запасенной в металле конструктивных элементов оборудования, работающих под давлением рабочих сред.
В составе ОПО газодобычи эксплуатируется большое количество (десятки тысяч единиц) различного оборудования. В этом числе значительное количество оборудования ОПО сероводородсодержащих нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) эксплуатируется в рабочих нефтегазовых средах, содержащих сероводород и способствующих возникновению специфических дефектов металла. На рисунке 1 представлена структура объектов и оборудования газодобычи на примере Оренбургского газохимического комплекса (ГХК). Статистика показывает [4 и др.], что основными причинами (от 60 до 90% и более) инцидентов и аварий на ОПО газодобычи являются отказы и разрушения оборудования, вызываемые развитием исходных дефектов изготовления и монтажа, а также эксплуатационных дефектов его конструктивных элементов (рис. 2). Текущий срок эксплуатации значительной части оборудования превышает первоначально назначенный нормативный срок эксплуатации, установленный изготовителями. Эти факторы приводят к снижению безопас-
ности и эффективности эксплуатации объектов и оборудования.
В связи с этим для обеспечения промышленной безопасности ОПО газодобычи ОАО «Газпром» и продления сроков эксплуатации оборудования в соответствии с требованиями [1-3] выполняются работы по диагностированию оборудования.
Проведение диагностирования позволяет на ранней стадии (до наступления отказа) выявить дефекты конструктивных элементов оборудования, оценить их безопасность и определить требуемые мероприятия по исправлению (устранению) опасных дефектов путем ремонтов и замен дефектных конструктивных элементов. Проведение этих мероприятий
р
Пластовые газ и конденсат + НгЭ+СОг+НгО
Пластовая нефть + Нг8*С<^»НаО
Установки комплексной подготовки газа
-г-
Дожимные компрессорные станции +
-и
Фонтанная арматура, приустьевое и подземное оборудование скважин
Шлейфовые
трубопроводы
Сосуды, аппараты, технологические трубопроводы, зап орн о-ре гул и ру ю щая арматура и пр.
Соед и н ител ьн ые газо- и конденсато-проводы
Насосы и компрессоры, сосуды, аппараты воздушного охлаждения, трубопроводы и пр.
Рис. 1. Структура объектов и оборудования Оренбургского ГХК
Рис. 2. Причины отказов и аварий, роль диагностирования в обеспечении безопасности и эффективности эксплуатации объектов и оборудования газодобычи: :::: - задачи и факторы эффективности диагностирования оборудования
.------------------------*---------
ДЕФЕКТЫ ИЗГОТОВЛЕНИЯ И МОНТАЖА І.
ДЕФЕКТЫ КОНСТРУКТИВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ОБОРУДОВАНИЯ |
Исходные дефекты лыггьв, проката, сварных соединений, крнпежны* элементов и т.п {■глее ифинйций по (3 • В] К рлселдоимя. трепан мы. продирьі и тд проката поры, рашешжы и т.д. ф! ЛиВОк; «мсплешнест, нееппавления. непроввры и г./)- с парный шпскі;
трещины, выкашивания и иг кралвжных элементов
Причины - ни рушение іехнолгагий:
- производства полуфаЬрикаюв и заготовок;
- подготовки, сборч* и сварки соединяемы* элементов;
- механической и термической обработал деталей н сварных свода нении;
- сборки и монтажа конструкции в целом
._____________*______________
I ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ДЕФЕКТЫ
- кор роз нон нро-эроз ионный нзнос [$):
- коррозией нче растрескивание [№І - СЄрЗД№ДОродаоЄ коррозионное растрескивание под напряжением <|СКРНК ведород-^д/цировтмное расслоение (ВИР);
■ усініггосіїнон'рнс'іркиїканив - трещины мало- и многоцнклоеой устадостн:
- окрупчинанна металла - снимнім л гшет и час них свойств;
- деформации — я идти и ы. гофр к. і и т.п.
Причины - условия їкелпуаі пции:
• срок (длительность) эксплуатации;
- корролвдлі іюе воздействие рабочих сред;
• нестационарные н циклически о іермосткшьіе нагрузки -смена технологических режимов, пуски’остановим и т.п.;
- пульсация давления и либрация;
- нарушение установленных режимов н нормальных условий зжсплуаіацин
Рис. 3. Классификация и причины возникновения дефектов
ДЕФЕКТЫ ИЗГОТОВЛЕНИЯ И МОНТАЖА
Непровар сварного шва штуцера
Раковина на поверхности корпуса элемента фонтанной арматуры
Скопление пор сварного шва
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ДЕФЕКТЫ
Коррозионное повреждение основного металла и сварного шва
/4И1 чь
Растрескивание (СКРН, ВИР) металла
Растрескивание сварных швов
Трещина
Усталостное растрескивание сварного шва штуцера антипульс, емкости
Охрупчивание металла и разрушение крестовика фонт, арматуры
позволяет обеспечивать безопасность и эффективность эксплуатации объектов и оборудования за счет предупреждения отказов и аварий, экономии затрат на ликвидацию их последствий, а также обоснованного продления сроков эксплуатации оборудования, проведения его ремонтов и замен по фактическому техническому состоянию.
На рисунках 3, 4 представлены классификация, причины возникновения дефектов конструктивных элементов оборудования газодобычи и виды некоторых из них.
В таблицах 1, 2 представлены обобщенные результаты диагностирования оборудования объектов газодобычи Газопромысловых управлений(ГПУ)сероводородсодержащих НГКМ Оренбурга и Астрахани за 2010 г., виды, количество и распределение выявленных дефектов. Организация и проведение диагностирования оборудования ОПО газодобычи выполняется в соответствии с требованиями [1-3], нормативно-технических документов Федеральной службы по технологическому, экологическому и атомному надзору (Ростехнадзора), СТО Газпром по диагностированию оборудования по разработанной, согласованной и утвержденной программе. Программа диагностирования является документом, в котором конкретизируются порядок проведения, методики и объемы, меры обеспечения безопасности и качества проведения работ по диагностированию с учетом видов оборудования, специфики его конструкции, условий эксплуатации, дефектности и повреждаемости. Принцип формирования Программ диагностирования (на примере сосудов и аппаратов, работающих под давлением) представлен на рисунке 5. Диагностирование - контроль, оценка, прогнозирование технического состояния и ресурса - оборудования выполняется в соответствии с разработанной моделью (рис. 6), где: Ь| - контролируемый параметр (размер) дефекта; [Ь|] -допустимый размер (критерий безопасности) дефекта; ДЬ| - отклонение, допускаемое НТД; И0, Ип, ИД - исходное, промежуточное, текущее значение параметра (размера) дефекта; Ь|(Ц и V,, -закономерность и скорость увеличения параметра (размера) дефекта; t - время эксплуатации; ТП - время (срок) проведения промежуточного контроля па-
Рис. 4. Виды дефектов
раметра (размера) дефекта; ТД - время (срок) проведения диагностирования; х - прогнозируемый ресурс.
В период диагностирования, соответствующий наработке ТД, выполняется контроль параметров (размеров) де-
Таблица 1. Количество оборудования, прошедшего диагностирование в 2010 г.
Наименование оборудования ГПУ ООО «Газпром добыча Оренбург» ГПУ ООО «Газпром добыча Астрахань»
Кол-во % Кол-во %
Уровнемерные камеры 1O8 35 — —
Сосуды 1O6 34 35 1O
Трубопроводы З9 13 254 75
Подогреватели — — 34 1O
Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) и их трубопроводная обвязка (ТПО) 30 1O — —
Фонтанная арматура 2O 6 — —
Аппараты воздушного охлаждения 3 1 — —
Факельные устройства 1 <1 18 5
Таблица 2. Распределение количества выявленных дефектов
Наименование дефектов Оборудование ГПУ ООО «Газпром добыча Оренбург» Оборудование ГПУ ООО «Газпром добыча Астрахань»
Кол-во % Кол-во %
Несплошности основного металла и сварных соединений 255 11 2 <1
Коррозионный (эрозионный) износ 1129 5O 1983 96
Дефекты формы поверхности (вмятины, гофры, раковины, закаты и др.) 653 29 23 1
Нарушение геометрии (отклонение от прямолинейности, несоответствие конструкции штуцеров, опор, сварных соединений требованиям НТД и др.) 35 г 35 2
Трещиноподобные дефекты основного металла и сварных соединений 167 7 11 1
Термические повреждения 9 <1 5 <1
ПРОГРАММА ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
ОСНОВАНИЕ И ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ:
> ФЗ от 21.07.1997 г. N9116-ФЗ irQ промышленной безопасности ОПО» [1],
> Постановление Правительства РФ от 28-03-2001 г, N*241 *0 мерэк по обеспечению промышленной безопасности ОНО ..*[2]
> Порядок г родяакня-. И_____________________________________________
СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДИКАМ. ОБЪЕМАМ. БЕЗОПАСНОСТИ И КАЧЕСТВУ РАБОТ
НТД РОСТЕХНАДЗОРА ПО ВИДАМ ОБОРУДОВАНИЯ О ПО (П-01 -01 -2009 [10]):
^пЕоа^з4.сз[іі],пЕоз-57б.(іЗ[іг].-.нлр
>■ РД 03-421-01 (13) и др.
ГОСТ, ОСТ. ТУ НА КОНСТРУКЦИЮ, МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ {ИСПЫТАНИИ}:
> ГОСТР 52630-2006 [14] НДР.
> ГОСТ1в442-[15). ГОСТ22727-8в [16). ГОСТ 26077-91 [17] и др
> ГОСТ Р 52&57.1 -12-2007 [1Й] и др.
СТО ГАЗПРОМ ДОЧЕРНИХ ПРЕДПРИЯТИЙ) ПО ВИДАМ ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОДОБЫЧИ, С УЧЕТОМ СПЕЦИФИКИ ЕГО КОНСТРУКЦИИ, ЭКСПЛУАТАЦИИ. ДЕФЕКТНОСТИ и тп.: г СТО Газпром 2-2.3 Л 01-2010 [19) н др,
Рис. 5. Принцип формирования программ диагностирования
фектов - И, устанавливаются допустимые размеры (критерий безопасности) дефектов - [И] и скорость изменения - V,,. В зависимости от соотношений И, [И] и Dh оценивается соответствие технического состояния требованиям НТД, степень опасности дефектов и определяется вид технического состояния. Исходные - И0, промежуточные - Ип, и текущие - ИД значения размеров аппроксимируются математической моделью их изменения (см. сплошную зеленую линию на рис. 6) и экстраполируются на предстоящий период эксплуатации (см. прерывистую зеленую линию на рис. 6). Разницей между временем проведения диагностирования (текущей наработкой) - ТД и прогнозируемым временем достижения предельного стояния (см. пересечение прерывистой и горизонтальной линий на рис. 6) определяется остаточный ресурс - т. Срок продолжения эксплуатации оборудования назначается поэтапно в пределах т.
На рисунке 7 представлены алгоритм и методы диагностирования оборудования с использованием критериев безопасности дефектов конструктивных элементов.
В таблице 3 представлены применяемые при диагностировании оборудования методы неразрушающего контроля (НК), а также основные виды выявляемых при этом дефектов конструктивных элементов.
В верхней части таблицы оранжевым цветом отмечены методы контроля, применение которых в соответствии с требованиями НТД является обязательным при проведении диагностирования. Знаком «+» отмечены методы, которые применяются для выявления характерных дефектов. При технической необходимости в случаях выявления сложноповрежденных элементов оборудования либо когда в процессе длительной эксплуатации возможно или происходит изменение ресурсных характеристик металла помимо обязательных применяются дополнительные методы контроля, такие как тепловизи-онный контроль, механические и другие лабораторные испытания образцов металла, неразрушающий спектральный анализ химического состава металла. По мере увеличения наработки оборудования и в связи с этим - роста ко-
личества дефектов его конструктивных элементов для обеспечения дальнейшей безопасности и эффективности эксплуатации оборудования и объектов газодобычи повышается актуальность и значимость работ по обеспечению качества, достоверности и эффективности диагностирования.
Оценка технического состояния оборудования при диагностировании, определение возможности, срока и условий продолжения его дальнейшей эксплуатации выполняется на основе сравнения контролируемых параметров (размеров) - И выявленных дефектов конструктивных элементов с критериями их безопасности - [И]. При этом дефекты со значениями И<[И] на момент диагностирования и на прогнозируемый период продолжения эксплуатации до очередного диагностирования классифицируются как безопасные. С такими дефектами возможна дальнейшая подконтрольная эксплуатация оборудования. Дефекты со значениями И»[И] на момент диагностирования или на прогнозируемый период продолжения эксплуатации до очередного диагностирования классифицируются опасные. В этом случае дальнейшая эксплуатация оборудования возможна при условии исправления (устранения) опасных дефектов путем ремонта (замены) конструктивных элементов.
В таблице 4 представлены методы оценки критериев безопасности дефектов, применяемые при диагностировании
Таблица 3. Методы контроля параметров (размеров) дефектов
Методы контроля Виды дефектов
Поверхностные Внутренние Откло- нение свойств металла
Трещи- ны Взду- тия Коррозионные утонения Язвы, дефекты сварки Вмятины, задиры Трещины Рассло- ения Объемные дефекты
Визуально-измерительный + + + + + - - - -
Ультразвуковая толщинометрия - + + + - - + - -
Ультразвуковая дефектоскопия + - + + - + + + -
Капиллярная дефектоскопия + - - + - - - - -
Вихретоковая дефектоскопия + - - + - - - - -
Магнитная дефектоскопия + - - + - + - - -
Неразрушающий контроль твердости - - - - - - - - +
Металлография - - - - - - - - +
Тепловизионный контроль + + - - - - - - -
Механические и другие лабораторные испытания образцов металла - - - - - - - - +
Неразрушающий спектральный анализ химического состава металла - - - - - - - - +
Рис. 6. Модель диагностирования
Рис. 7. Алгоритм и методы диагностирования
Таблица 4. Методы оценки критериев безопасности дефектов
Уровень
оценки
Д1
№
ДЗ
Д4
Д5
Д6
Метод
Анализ норм отбраковки
Нормативные расчеты на прочность
Уточненные расчеты на прочность и моделирование НДС
Экспериментальные исследования НДС. отбор проб и испытания металла
Анализ причин эксплуатационных отказов (разрушений)
Испытания образцов, моделей и натурных конструкций
Принцип реализации
Анализ нормативных требований к конструкции, правил эксплуатации, ревизии, отбраковки, £бмонта111Т1к
Расчет отбраковочной толщины стенки
? рг>
Ор . г 1 I—^ и тп.
Степени запаса прочности, применения на практике и трудоемкости и
6МЭ Трещины неслпошмостм
а) б)
Рис. 8. Результаты диагностирования фонтанных арматур (ФА) скважин: а) распределение элементов ФА с выявленными дефектами по их производителям; б) распределение видов выявленных дефектов элементов ФА
Рис. 9. Виды выявленных дефектов и напряженного состояния элементов ФА
оборудования, принципы их реализации, степени запаса прочности, применения на практике и трудоемкости. Методы классифицированы по уровням Д1-Д6 (табл. 4) в зависимости от принципов их реализации.
Как показано в таблице 4, повышение уровней от Д1 до Д5 позволяет повышать точность обоснования запаса прочности конструктивных элементов с дефектами, т.е. повышать точность обоснования безопасности дефектов, за счет учета фактических диагностических параметров, применения уточненных методов оценки остающихся резервов прочности и работоспособности. Повышение уровней от Д1 до Д5 приводит к увеличению трудоемкости применения этих методов. Методы с уровнями Д1, Д2 установлены НТД как обязательные к применению при диагностировании. Методы с уровнями Д3 и выше применяются в случаях, когда по критериям Д1 и Д2 дефекты классифицируются как опасные, а техническое состояние оборудования может быть работоспособным за счет недооценки запасов прочности по критериям уровней Д1, Д2. В этом случае переход к критериям оценки безопасности дефектов более Д2 позволяет снизить количество дефектов, требующих исправления (устранения), и тем самым снизить количество необоснованных ремонтов (замен) конструктивных элементов, еще не достигших предельного состояния.
Ниже на примере фонтанной арматуры скважин Оренбургского ГХК приведены методические принципы диагностирования оборудования газодобычи с использованием критериев безопасности дефектов конструктивных элементов. Представлены результаты оценки эффективности их применения.
На рисунке 8 представлены некоторые обобщенные результаты диагностирования фонтанных арматур.
На рисунке 10 проиллюстрированы внешние виды некоторых выявляемых дефектов элементов ФА, а также характер их напряженного состояния, полученный по результатам моделирования и расчетов на прочность методом конечных элементов (МКЭ) по уточненным данным геометрии, нагрузок и воздействий.
В таблице 5 приведены примененные при диагностировании уровни и крите-
Таблица 5. Уровни и критерии оценки безопасности дефектов (раковин)
Уровни оценки Методы реализации Критерии оценки
Д1 Анализ требований ГОСТ Р 51365 [20], п. 4.16.6.3 ...допускаются без исправления отдельные чистые раковины размером в плане не более 4 мм и глубиной не более 15% толщины стенки отливки, но не более 3 шт. на площади 100 см2.
Д2 Расчеты на прочность по ГОСТ Р 51365 [20], ПНАЭ Г-7002-86 [21], СТО Газпром 2-2.3-139-2007 [22] Условие прочности при рабочем давлении обеспечивается для 12" фланцевой части с раковиной с размером в плане - 10 мм, и глубиной - 25% толщины.
Дз Расчет на прочность МКЭ с учетом фактических параметров геометрии, давления, размеров и положения дефектов, коэффициентов запаса по ГОСТ Р 51365 [20] и критериев хрупкого разрушения по ПНАЭ Г-7-002-86 [21] Условие прочности при рабочем давлении обеспечивается для 12" фланцевой части с раковиной с размером в плане - 25 мм, и глубиной - 45% толщины.
рии оценки безопасности дефектов на примере наиболее распространенного их вида - раковин (см. рис. 8).
На рисунке 10 представлены результаты диагностирования элементов ФА в виде распределения относительных частот ^)размеров выявленных раковин. Каждый прямоугольник гистограммы показывает величину отношения количества раковин с размерами соответствующего диапазона к общему количеству выявленных раковин. Вертикальными линиями нанесены уровни и критерии оценки безопасности дефектов в соответствии с таблицей 5.
Для каждого из критериев оценки Д1-Д3 дефекты (раковины) с размерами левее них являются безопасными, а правее них являются опасными и подлежат исправлению (устранению путем ремонтов и замен конструктивных элементов). Рисунок 10 наглядно показывает, что количество таких дефектов существенно снижается по мере последовательного применения критериев Д1, Д2 и Д3. Аналогичные результаты оценки раковин по глубине представлены на рисунке 11. Кроме этого, синей линией на графике показана теоретическая функция плотности распределения значений глубины раковин, которая в дальнейшем используется для оценки эффективности применяемых уровней оценки безопасности дефектов по вероятности соответствия Н критериям уровней оценки Д1-Д3.
Факторы и показатели эффективности диагностирования с использованием критериев безопасности дефектов конструктивных элементов
1. Экономия затрат на преждевременный необоснованный ремонт (или замену) конструктивных элементов за счет
Р 0.07 0,116 0,05 0,04 о.оэ 0.02 0,01
О 4 8 1(> 12 16 2» 24 м 2Я ц дй 1_
Рис. 10. Распределение относительных частот - Р размеров выявленных раковин элементов ФА и критерии оценки их безопасности - Д1-Д3: L - размер раковин в плане, мм; Д1-Д 3 - критерии уровней оценки; І I - частота интервалов значений L (гистограмма).
Р 0,05 0,(14 0,03 0,02 0.0 (
О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 м
Рис. 11. Распределение относительных частот - Р и вероятностей - VH глубины выявленных раковин элементов ФА и критерии оценки их безопасности - Д1-Д3: Н - глубина раковин, % от толщины стенки; Д1-Д3 - критерии уровней оценки;
І I - частота интервалов значений L (гистограмма); — - статистический закон распределения Н (закон Вейбулла); VН - вероятность выявления Н; VД1-VДз -вероятности соответствия Н критериям уровней оценки Д1-Д3
Рис. 12. Вероятностная модель периодического диагностирования оборудования: t - время эксплуатации; V(д0)1• и V(п0сле)1• - вероятности отказа до и после диагностирования, оценки и исправления опасных дефектов; - рост вероятности отказа при эксплуатации; — - снижение вероятности отказа за счет диагностирования, оценки и исправления опасных дефектов
повышения уровней оценки критериев безопасности дефектов - Д1.
В соответствии с рисунками 10, 11, эффективность по этому фактору может быть оценена коэффициентом снижения количества ремонтов (замен) за счет применения 1-го уровня оценки критериев безопасности дефектов:
_МР1_(1-УД1)-М_1-УД1 Мр“(1-Уді)-М 1-Уд/
(1),
где: и - кол-во дефектов подле-
жащих исправлению (ремонту) в соответствии с критериями по Д1 и Д; N -общее кол-во выявленных дефектов. Для результатов диагностирования, представленных на рисунке 11, получены КК2= 2,4; КК3= 12.
2. Экономия затрат на устранение последствий внезапных отказов (разруше-
.1
/0,9'
О.Н
017 н
0/1'
ад;
•'""у і ~ ~ ~ * -' V, ж я ■ ■ >
- і ■' * - * : і і 1 * у
І і * * : •: ,■
І ; і -і Г
м„ V, Уровни Оценки криіг*ринк безопасности дефектов
Д1 Д2 дз
0,5 1.09 I -■ 1,33
1 0,7 1.16 1.41 1,65
0,9 1.25 1,65 ?,04
0,5 1.19 1.46 1,73
? 0,7 1.26 1.67 ?,07
0,9 1.31 1.80 ?,29
0,5 1,24 1.62 1,38
3 0,7 1.30 1,77 2,24
0,9 1,32 1,82 ?,32
■■ 1.28 I ли
4 0.7 1.31 1.80 ?,30
0,9 1.3? 1.8? ?,33
а)
б)
Рис. 13. Зависимость достоверности диагностирования - V,, от количества диагностирований - Ы0, достоверности однократного контроля - V0=0,5 - 0,9 (а) и результаты расчетов С„ (б)
может оцениваться коэффициентом снижения вероятности (риска) отказа оборудования:
Г _ о(До) _ ^(л°)і ° _ ^(до)і _
V О и .Г V
^(после) ’'(после)і ''(после)і
(2),
ний, простоев, ремонтов, замен) за счет снижения их вероятности и риска после диагностирования и ремонта. Эффективность диагностирования и ремонта оборудования по этому фактору оценивается на основе вероятностной модели поэтапного диагностирования оборудования (рис. 12). На рисунке наглядно показано, что к моменту диагностирования накапливается (красная линия)вероятность отказа оборудования. После диагностирования за счет контроля и оценки технического состояния, исправления (устранения) опасных дефектов путем ремонта (замены) конструктивных элементов вероятность отказа снижается (см. зеленую линию на рис. 12).
В соответствии с моделью рисунка 12, по рассматриваемому фактору эффективность диагностирования и ремонта
где: Ro(до)i и R0(после)i - риски отказа до и после диагностирования, оценки и исправления опасных дефектов; Со - тяжесть последствий возможного отказа; /Д - коэффициент влияния дефектов на возникновение отказов (/Д=0,6 - 0,9); VD - вероятность достоверного выявления и оценки дефектов при диагностировании.
Значения V!) зависят от исходной достоверности «единичного» контроля технического состояния при однократном диагностировании и увеличиваются по мере увеличения количества (^) выполненных диагностирований оборудования. На графике рисунка 13а показано изменение от ^ при значениях исходной достоверности однократного диагностирования в диапазоне от 0,5 до 0,9 (см. У0 при N = 1).
Для результатов диагностирования, представленных на рисунке 11, результаты расчетов С„ при /Д=0,63 для различных уровней оценки безопасности дефектов - Д1-Д3, количества - N и достоверности диагностирований представлены на рисунке 13б.
3. Экономия затрат на ликвидацию последствий аварий и страховые тарифы, предусмотренные ФЗ РФ от 27.07.2010 г. № 225-ФЗ «Об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте» (вступает в силу с 01.01.2012 г.) в зависимости от уменьшения страхового риска, за счет снижения риска аварии после диагностирования и ремонта оборудования.
Эффективность по этому фактору оценивается коэффициентом снижения риска аварии при эксплуатации объектов газодобычи за счет диагностирования и ремонта оборудования:
Г _ А(до)
КА(„осле) 1-/о./пр.фд.[11 ]
1
^Сп'
(3),
где: КА(До)( и КА(после)і - риски аварии на объекте газодобычи до и после диагно-
Таблица 6. Результаты оценки коэффициента снижения риска аварии при эксплуатации объектов газодобычи за счет диагностирования и ремонта оборудования
ND Уровни оценки критериев безопасности дефектов
Д1 Д2 Д3
1 1,6869 1,7070 1,7193
2 1,6907 1,7123 1,7250
3 1,6913 1,7130 1,7256
4 1,6913 1,7130 1,7258
стирования и ремонта оборудования; /О - распределение частот аварий на объекте по видам оборудования; /ПР -распределение причин отказов (для дефектов 0,6-0,9); /Д - доля оборудования, прошедшего диагностирование; С¥ - снижение вероятности (риска) отказа оборудования за счет диагностирования и ремонта; СП - доля затрат на ликвидацию последствий отказа по видам оборудования.
Результаты оценки СА для рассматриваемого случая (рис. 11) при различном сочетании уровней оценки безопасности дефектов - Д1-Д3, количества диагностирований - N0 (условно принято: Уо=0,9; /о = 0,1; /пр = 0,63; /д = 1; Сп =
0.3. представлены в таблице 6.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
1. Доминирующими факторами (от 60 до 90% и более) отказов оборудования и аварий на объектах газодобывающих предприятий служат дефекты изготовления, монтажа и эксплуатационные дефекты конструктивных элементов оборудования.
2. Для обеспечения безопасности и эффективности эксплуатации объектов и оборудования газодобычи выполняется
его диагностирование - выявление и оценка дефектов, ремонт (замена) элементов с опасными дефектами, определение срока и условий продолжения эксплуатации.
3. Определение критериев безопасности дефектов выполняется с применением методов по уровням Д1-Д6. Повышение уровней от Д1 до Д6 позволяет снижать количество ремонтов (замен) элементов оборудования с дефектами за счет повышения точности обоснования их безопасности с учетом фактических диагностических параметров, остающихся резервов прочности и работоспособности.
4. Предложены новые методические принципы оценки эффективности диагностирования оборудования в за-
висимости от применяемых уровней и критериев оценки опасности дефектов, количества и достоверности диагностирований за счет экономии затрат на: необоснованный ремонт; ликвидацию последствий возможных отказов и аварий; страхование ответственности за причинение вреда в результате аварии с учетом риска.
5. По результатам апробации методических принципов установлено, что последовательное применение уровней оценки Д1, Д2, Д3 при диагностировании фонтанной арматуры скважин сероводородсодержащих НГКМ позволяет сократить количество ремонтов (замен) в 2-12 раз, снизить риск отказа в 1,1-2,3 раза, снизить риск аварии в 1,68-1,73 раза.
Литература:
1. Федеральный закон от 21.07.1997 г. №116 - ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
2. Постановление Правительства Российской Федерации «О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории Российской Федерации» от 28.03.2001 г. № 241.
3. Порядок продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах (Утв. Приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации №195 от 30.06.2009 г.).
4. СТО Газпром 2-2.3-400-2009. Методика анализа риска для опасных производственных объектов газодобывающих предприятий ОАО «Газпром».
5. ГОСТ 21014-88. Прокат черных металлов. Термины и определения дефектов поверхности.
6. ГОСТ 19200-80. Отливки из чугуна и стали. Термины и определения дефектов.
7. ГОСТ 30242-97. Дефекты соединений при сварке металлов плавлением. Классификация, обозначение и определения.
8. ГОСТ 1759.2-82. Болты, винты и шпильки. Дефекты поверхности и методы контроля.
9. ГОСТ9.908-85. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.
10. П-01-01-2009. «Перечень нормативных правовых актов и нормативных документов, относящихся к сфере деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору» (Утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 31 июля 2009 г. № 667).
11. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
12. ПБ 03-576-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
13. РД 03-421-01. Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов.
14. ГОСТ Р 52630-2006. Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия.
15. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.
16. ГОСТ 22727-88. Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля.
17. ГОСТ 26877-91. Металлопродукция. Методы измерения отклонений формы.
18. ГОСТ Р 52857.1-12-2007. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.
19. СТО Газпром 2-2.3-491-2010. Техническое диагностирование сосудов, работающих под давлением на объектах ОАО «Газпром».
20. ГОСТ Р 51365. Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия.
21. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок.
22. СТО Газпром 2-2.3-139-2007. Проведение экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ.
