МЕТОДЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.69:620.193.4

Д.Н. Щепинов, кандидат технических наук, начальник технического отдела УЭСП ООО «Газпром добыча Оренбург»

e-mail: D.Schepinov@gdo.gazprom.ru

A.Е. Пятаев, аспирант кафедры машиноведения, ФГБОУ ВО «Оренбургский государственный университет»

e-mail: mv@mail.osu.ru

B.М. Кушнаренко, доктор технических наук, профессор кафедры машиноведения, ФГБОУ ВО «Оренбургский государственный университет»

e-mail: vmkushnarenko@mail.ru

Ю.А. Чирков, доктор технических наук, профессор кафедры машиноведения, ФГБОУ ВО «Оренбургский государственный университет» e-mail: mv@mail.osu.ru

МЕТОДЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ

Обеспечение промышленной и экологической безопасности опасных производственных объектов добычи, транспортировки и переработки газа является приоритетным на уровне государственной политики. Это в полной мере относится и к объектам ОНГКМ, которые являются важным звеном в системе энергетической и экологической безопасности РФ. Для обеспечения промышленной и экологической безопасности объектов ГТС с сероводородсодержащими средами разработан метод и алгоритм идентификации риска ГТС в условиях многофакторности. Основные блоки алгоритма включают: определение потенциально опасных участков ГТС; оценку факторов, оказывающих наибольшее влияние на величину риска; идентификацию риска потенциально опасных участков по агрегированным параметрам и моделям; определение оптимального технического решения по критерию эффективности функционирования. В статье также представлен метод теоретической оценки потенциальной опасности дефектов труб и остаточного ресурса дефектных участков ГТС. Предложенные методы идентификации риска и оценки потенциальной опасности дефектных участков труб позволяют повысить промышленную и экологическую безопасность объектов ГТС сероводородсодержащих месторождений.

Ключевые слова: промышленная и экологическая безопасность, идентификация риска, оценка потенциальной опасности дефектов.

В настоящее время объекты газотранспортной системы (ГТС) Оренбургского нефтегазоконденсат-ного месторождения (ОНГКМ) выработали нормативный срок эксплуатации, определенный проектом, поэтому правомерно считается, что их повышенный износ может поставить под угрозу не только деятельность предприятия, но и повлечь серьезное нарушение экологической обстановки целого региона.

Актуальность обеспечения безаварийной эксплуатации газотранспортных объектов подтверждается тем, что их трассы проходят в густонаселенной, экономически развитой местности с густой маловодной речной сетью, разветвленной транспортной и энергетической инфраструктурой. В зоне возможного влияния объектов находится более 30 населенных пунктов, в том числе город Оренбург и пойма реки Урал.

Для обеспечения промышленной и экологической безопасности объектов ГТС с сероводородсо-держащими средами разработан метод и алгоритм идентификации риска ГТС в условиях многофакторности [1,5]. Идентификация риска ГТС по предложенному алгоритму проводится следующим образом (рисунок 1).

Определение потенциально опасных участков ГТС. Анализ особенностей эксплуатации ГТС показал, что безопасная эксплуатация обеспечивается за счет соблюдения норм и правил, отраженных в нормативных документах. В то же время, на ГТС существуют проблемные участки, безопасная эксплуатация которых не регламентирована нормативными документами.

За потенциально опасный участок принимаем участок ГТС, на котором не проводится периодическое диагностическое обследовании и/или на него действуют внешние нагрузки, не предусмотренные проектом. Например, участки с несанкционированными врезками, воздушные и подводные переходы через естественные преграды, крановые узлы, холодные врезки и др.

Идентификация техногенных опасностей ГТС. Идентификация источников опасности и исследование процессов возможного воздействия на объекты являются наиболее трудоемким и в то же время ответственным этапом. Некачественный анализ риска, например, занижение значений его показателей, приводит к недооценке существующей опасности, а за-

1. Начало

2. Ввод информации

3.Определение потенциально опасных участков ГТС

4.Идентификация техногенных опасностей ГТС

5. Оценка факторов, влияющих на величину риска

Добавление информации

6 Идентификация риска потенциально опасных участков по агрегированным моделям

7. Нахождение технических решений по набору информационных потоков

'-------------------1 ■ 1 ; ; Экономическое | 1 ! 1 1 ' 1 1 1 1 | 1 | ! Технологическое; ■ ■ ■ 1 | Техническое |

Управленческий уровень

8. Определение оптимального технического решения по критерию эффективности

Нет

10. Вывод информации

11. Конец ^

Рисунок 1. Схема алгоритма нахождения оптимального технического решения для управления состоянием газотранспортных систем

вышение значений показателей риска существенно увеличивает эксплуатационные затраты на обеспечение безопасной эксплуатации объектов.

Систематизация данных расследования причин аварий и анализ зарегистрированных отказов показывает, что на объектах, аналогичных рассматриваемым, возможны аварии, сопровождающиеся взрывами, пожарами и загрязнением окружающей природной среды.

Оценка факторов, оказывающих наибольшее влияние на величину риска. Из статистических данных по отказам проблемных участков ГТС определяются группы факторов влияния с указанием относительного «вклада» каждой группы в суммарную статистику отказов с помощью весового коэффициента. Расчет коэффициента квл производится с использованием балльной оценочной системы, при которой каждому фактору Fij ставится в соответствие определенное, назначаемое на основании расчета или экспертной оценки, количество баллов В^ (по 10-балльной

Для существенного снижения размерности задачи, строятся агрегированные модели - аддитивная, мультипликативная и комбинированная и находится оптимальная. По значению оптимальной агрегированной модели определяется фактическое значение интенсивности отказа каждого элемента участка. Оптимальную модель выбираем по критерию минимального среднего значения. По полученным значениям проводим поэлементную идентификацию риска и идентификацию риска всего участка.

Нахождение технических решений из набора информационных потоков. Планирование затрат и оптимизация финансовых средств, направляемых на обеспечение промышленной безопасности, является наиболее важной частью технической политики предприятия. Полученные величины технического риска потенциально опасных участков и их элементов позволяет выявить те факторы, которые оказывают наибольшее влияние на величину риска.

шкале), отражающее интенсивность его влияния [3].

В пределах каждой группы Гр имеется различное количество Д) факторов влияния. Относительный вклад фактора Fij внутри своей группы в изменение риска рассматриваемого участка ГТС учитывается с помощью весовых коэффициентов (доли фактора в группе) qij (таблица 1).

Идентификация риска потенциально опасных участков по агрегированным параметрам и моделям. Для выявления основных элементов, оказывающих влияние на безопасную эксплуатацию участка, составляется поэлементная структурная схема. Для каждого элемента с учетом основных факторов влияния на техническое состояние участка формируются данные для расчета количественных характеристик надежности каждого элемента и всего участка с учетом его структурной схемы. При этом формируется многомерная задача с большим количеством (более 30 факторов влияния на одном элементе), как зависимых, так и независимых факторов.

Определение оптимального технического решения по критерию эффективности функционирования. В качестве критерия эффективности отдельных мер безопасности, включая различные технические аспекты обследований, предлагается показатель кэ:

К - С'

3

где С - стоимость ьго мероприятия (обследования, ремонта и др.);

Qo и Qi - вероятность отказа без ьго мероприятия и после ьго мероприятия, соответственно.

Считается, что ье мероприятие нецелесообразно, если вероятность отказа без ьго мероприятия меньше вероятности отказа после ьго мероприятия Юо<0).

Показатель Кэ служит средством назначения приоритетов для опасного производственного объ-

Таблица 1. Группы факторов влияния и относительные «вклады» каждой группы

Наименование группы факторов и их значения Факторы

Внешние антропогенные воздействия 0,2 Глубина заложения трубопровода; уровень антропогенной активности; степень защиты наземного оборудования; состояние охранной зоны трубопровода.

Природные воздействия 0,25 Наличие оползней, провисов и размывов.

Качество строительно-монтажных работ 0,15 Категория участка по сложности производства работ; контроль качества строительных и сварочно-монтажных работ.

Эксплуатационные факторы 0,1 Периодичность и качество диагностики и ремонта; коррозионная активность транспортируемой среды, качество связи.

Качество производства труб и запорной арматуры 0,2 Технология изготовления и марка стали труб и ЗА; поставщик труб; характеристики металла.

Конструктивно-технологические факторы 0,1 Толщина стенки трубы; надежность защиты от гидравлических ударов; состояние опор; наличие кожуха (пригрузов).

екта, в соответствии с которым можно оптимизировать эксплуатационные затраты на обследование, ремонт или замену. Отслеживание эффективности мер безопасности возможно путем сравнения риска аварии для отдельных участков до и после применения мероприятий, используя разработанный программный модуль.

Метод идентификации риска предусматривает принятие управленческих решений из набора информационных потоков в виде следующих мероприятий - технические, технологические, экономические, организационные.

Другим методом, позволяющим обеспечить безопасность ГТС, является теоретическая оценка потенциальной опасности дефектов труб и остаточного ресурса дефектных участков ГТС. В настоящее время предварительные оценки по имеющимся методикам труб диаметром менее Ду 200 показывают существенные несоответствия расчетных данных предельных состояний и их фактических значений. Так, например, трубопроводы диаметром до 219 мм при расчетной толщине стенки 5 мм имеют градацию дефектов на неопасные и опасные, отли-

Опасные дефекты - требуют ремонта в кратчайшие сроки. Для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, опасными являются локальные поверхностные дефекты с остаточной толщиной стенки трубы менее 40% от расчетной толщины стенки и с запасом прочности относительно разрушающего давления менее чем для потенциально опасных дефектов.

Потенциально опасные дефекты - не снижают несущей способности трубы, не входят в категорию опасных, однако размеры которых оставляют остаточную толщину стенки трубы менее суммы расчетной толщины стенки tp и припуска на коррозию С. Эти дефектные участки должны периодически наружно обследоваться и ремонтироваться до их перехода в опасные.

Неопасные дефекты - не снижают несущей способности трубы, остаточная толщина стенки трубы равна или больше суммы отбраковочной толщины стенки ^ (расчетной толщины стенки и припуска на коррозию. К ним относятся поверхностные дефекты металла труб, допустимые требованиями НД, а также внутренние металлургические дефекты.

Коэффициент запаса прочности дефектного участка трубопровода, определяется по формуле:

N1 Рраз/ Рраб.

Потенциальная опасность дефектного участка трубопровода, транспортирующего сероводородсо-

чающуюся глубиной повреждения менее 1 мм. При скорости коррозии 0,25 мм/год, переход дефектов из неопасных в опасные может произойти ранее, чем через 4 года [6,8].

При рабочих давлениях менее 2 МПа расчетная толщина стенки 1р труб малого диаметра сопоставима с припуском на коррозию, и, порой, меньше одного миллиметра. Расчетная толщина стенки в один миллиметр не позволяет обеспечить безопасность трубопроводов. Следствием такого положения является завышенная толщина стенки труб, применяемых на ОНГКМ. Предлагается для трубопроводов, смонтированных из стальных труб сталь типа сталь 20, за отбраковочную толщину стенки ^ принимать указанные в таблице значения, если расчетная толщина стенки ^ оказалась меньше ^ (таблица 2).

Для принятия решения о сроке ремонта потенциально опасных дефектных участков трубопроводов с малыми диаметрами предлагается исходить из назначаемого при проектировании припуска на коррозию и приемлемых сроков повторного диагностирования, обеспечивающих безопасность эксплуатации [2,7].

держащие среды, оценивается по значению коэффициента запаса прочности:

- для опасных дефектов N^Nm, при {t<t,; t<0,6tp};

- для потенциально опасных N^Nm, при {ЪЗ^о+С; 0^р<К0^р+ С};

- для неопасных дефектов N^N^n, при { to+C<t; 0,6tj,+C <t }.

Экспресс-оценка прочности дефектных участков трубопроводов проводится на компьютере, при этом строятся графики, ограничивающие размеры дефектов трубопроводов, по которым осуществляется классификация потенциальной опасности дефектов трубопровода в зависимости от области их расположения на графиках (рисунок 2) [3].

График IV строят путем определения остаточной толщины, при которой произойдет разрушение дефектного участка при рабочем давлении, в зависимости от протяженности дефекта, то есть определяют размеры дефектов, способных вызвать разрушение трубопровода при рабочем давлении и Ni=1.

График III получают путем пошаговых вычислений размеров дефекта при рабочем давлении в трубопроводе и коэффициенте запаса прочности N1=NÄon, из условия, что при линейном развитии дефектов будет одинаковый срок эксплуатации до разрушения дефектного участка. Увеличение глубины и длины дефектов от размеров, ограниченных графиком III, до размеров, ограниченных графиком IV,

Таблица 2. Значения отбраковочных толщин стенки ^ в зависимости от диаметра трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды

Наружный диаметр трубопровода, мм <25 <57 <114 <219

Отбраковочная толщина стенки to 1,5 2,0 2,5 3,0

определяется одинаковыми приращениями глубин Д^ (рисунок 2, Д^= Дh2), при значении Д^= ^т^., где - расчетной толщины стенки и tраз - мини-

мальная толщина, при которой не происходит разрушение дефектного участка при рабочем давлении и любой протяженности дефекта.

11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

IV ра. тушение

/ 4

/ У /

V / Д1ц = Д112 1 / с шась [ 1ые

\ — [ | ■• < III / I / 3

ч / ¿■"^--- г-

п отен циал ьноо паев [ые

/А ' ( А н / '41 ост

г г>

Хтэ I / / н еопа сные 1

1 2

3

4

5

6

7

8 9

10 11

г 2

й я

1С

0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300

Длина дефекта Ь, мм

Рисунок 2. График, ограничивающий размеры нетрещиноподобных дефектов трубопровода 0168x11 мм, (Р=10,3 МПа, ст=290 МПа, Св=415 МПа), транспортирующего сероводородсодержащие нефтегазоконден-сатные среды

График II получают путем пошаговых вычислений размеров дефекта из условия, что при линейном развитии дефектов будет одинаковый срок эксплуатации до предельных размеров дефектов, при которых обеспечивается допускаемый (проектный) коэффициент запаса прочности. Увеличение глубины и длины дефектов от размеров, ограниченных графиком II, до размеров, ограниченных графиком III, определяется одинаковыми приращениями глубин, равными произведению скорости коррозии на срок до проведения ремонта дефектного участка (Дhр= ^-Тр , рисунок 2).

График I получают путем пошаговых вычислений размеров дефекта из условия, что при линейном развитии дефектов будут одинаковые ресурсы дефектных участков. Увеличение глубины и длины дефектов от размеров, ограниченных графиком I, до размеров, ограниченных графиком III, определяется одинаковыми приращениями глубин, равными припуску на коррозию С = 3 мм.

Пунктирная линия строится путем пошаговых вычислений размеров дефекта из условия, что при линейном развитии дефектов будет одинаковый срок эксплуатации до графика II, на величину, определяемую произведением максимальной вероятной скорости развития глубины дефекта а^ (или скорости коррозии аналогичных трубопроводов) на время до следующего освидетельствования (в данном случае 5 лет).

В зависимости от области расположения данных диагностирования на графиках (рисунок 2), определяют условия дальнейшей эксплуатации или ремонта дефектных участков трубопровода, не содержащих трещиноподобных дефектов.

Область 1 - проектные условия эксплуатации трубопровода, содержащего неопасные дефекты.

Область 2 - допустимое состояние эксплуатации трубопровода, содержащего потенциально опасные дефекты, для которых планируется периодический контроль и определяется время проведения ремонта. Ремонт дефектного участка трубопровода проводится в плановом порядке, если дефект находится в области ниже линии графика II, делящего область 2, и в течение не более трех лет, если дефект находится выше линии графика II.

Область 3 - участок трубопровода содержит опасные дефекты и не допускается к дальнейшей эксплуатации, а подлежит ремонту в кратчайшие сроки (внеплановый ремонт).

В случаях необходимости эксплуатации трубопровода с потенциально опасными или опасными дефектами, расположенными во 2-й или 3-й областях, проводится расчет и соответственно снижается давление в дефектном участке трубопровода.

Например, обнаружены два дефекта №1 и №2 с равной глубиной повреждения и скоростью коррозии ^=^р/Тэ, но длина отличается (ри-

сунок 2). Остаточный ресурс Тост дефектного участка № 2, развитие коррозии до линии графика II, будет меньше чем для дефектного участка №1. По дефектному участку с наименьшим Тост принимается назначенный ресурс трубопровода Тн, но не более чем время развития коррозии до пунктирной линии. До истечения Тн необходимо вновь провести диагностирование трубопровода, определить Тост и Тн, при необходимости запланировать ремонт,

тем самым исключив появление опасных дефектов труб ГТС.

Таким образом, предложенные методы идентификации риска и оценки потенциальной опасности с определением остаточного ресурса дефектных участков труб позволяют повысить промышленную и экологическую безопасность объектов ГТС сероводородсодержащих нефтегазоконденсатных месторождений.

Литература

1. Бауэр, А.А. Надежность трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды / Бауэр А.А., Кушнаренко В.М., Пятаев А.Е., Чирков Ю.А, Щепинов Д.Н. // ОренПечать. - С. 506. - Оренбург: 2015.

2. Бауэр, А.А. Обеспечение экологической безопасности трубопроводного транспорта ОНГКМ / Бауэр

A.А, Щепинов Д.Н, Пятаев А.Е. // XII Всероссийская НПК. - Уфа: 2012. - С. 200-201. ГУП ИПТЭР.

3. Св.-во гос. рег. прогр. для ЭВМ №2007613342, Российская Федерация. Программа для оценки потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов с нетрещиноподобными дефектами / Ю.А. Чирков, М.Р. Ишмеев, Е.В. Кушнаренко; правообладатель - АНО НТП «Технопарк ОГУ».- №2007612451; дата поступления 19.06.2007; дата регистр. в Реестре программ для ЭВМ 08.08.2007 г. - Опубл. ОБПБТ №4, 2007 г.

4. СТО Газпром 0-03-22-2008. Стандарт организации по технической и безопасной эксплуатации газопроводов неочищенного сероводородсодержащего газа и конденсатопроводов нестабильного конденсата. - Оренбург: 2008. - 187 с.

5. Чирков, Ю.А. Методика оценки вероятности разрушения трубопроводов / Ю.А. Чирков, А.А. Бауэр, Д.Н. Щепинов, Е.В. Кушнаренко // V МНК «Прочность и разрушение материалов и конструкций» 12-14 марта 2008 г. - Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ. - 2008. - Т. 2- С. 93-101.

6. Чирков, Ю.А. Подход к оценке технического состояния труб малого диаметра / Ю.А. Чирков,

B.М. Кушнаренко, Д.Н. Щепинов, А.Е. Пятаев // ГУП ИПТЭР Международная НПК. - Уфа: 2014. - С. 326-327.

7. Чирков, Ю.А. Оценка потенциальной опасности дефектов промысловых трубопроводов, контактирующих с сероводородсодержащими нефтегазовыми средами / Чирков Ю.А., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н., Пятаев А.Е // Х международная НТК. - Оренбург: 2014. - С. 50-55. ИЦ РГУ им. И.М. Губкина.

8. Щепинов, Д.Н. Инженерно-технические мероприятия для обеспечения производственной безопасности трубопроводного транспорта / Щепинов Д.Н., Пятаев А.Е., Бауэр А.А. Чирков Ю.А., Чирков Е.А // Международная НПК. - Уфа: 2015. - С. 301-302. ГУП ИПТЭР.