CC BY
52
УДК 622.69:620.193.4
В.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
К.Н. Материнко, магистрант кафедры машин и аппаратов химических и пищевых производств, ФГБОУ ВО «Оренбургский государственный университет» e-mail: mahpp@mail.osu.ru
А.В. Лукашов, аспирант кафедры машиноведения, ФГБОУ ВО «Оренбургский государственный
университет»
e-mail: mv@mail.osu.ru
Д.Н. Щепинов, кандидат технических наук, начальник технического отдела УЭСП ООО «Газпром добыча Оренбург»
e-mail: D.Schepinov@gdo.gazprom.ru
МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ
При долгосрочной эксплуатации опасных производственных объектов (ОПО) появляются повреждения или нарушения работоспособности их компонентов несмотря на то, что брака оборудования может не быть и соблюдены все правила эксплуатации оборудования. Продление, с учетом предъявляемых требований надежности и безопасности, срока эксплуатации за счёт остаточного ресурса может увеличить экономическую эффективность ОПО. В данной статье рассматриваются основные методы прогнозирования и критерии оценки остаточного ресурса ОПО. Приводится анализ данных нормативных документов о назначении сроков дальнейшей эксплуатации ОПО. Остаточный ресурс определяется на основании анализа условий эксплуатации, результатов технического диагностирования и критериев предельного состояния ОПО. Если остаточный ресурс ОПО определяется на основании рассмотрения нескольких критериев предельного состояния, то он назначается по тому критерию, который определяет минимальный срок остаточного ресурса. Оценка остаточного ресурса ОПО выполняется, как правило, с учетом изменения толщины стенки конструкции, прочностных и деформационных характеристик металла конструкции, циклической долговечности, критерия хрупкого разрушения - трещиностойкости, а также по величине гамма - процентного ресурса. Периодичность экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) или назначенный срок эксплуатации ОПО регламентируется от 5 до 10 лет, при этом наиболее предпочтительным является проведение ЭПБ ОПО не реже одного раза в пять лет. Ключевые слова: методика, прогнозирование, оборудование, ресурс.
Несмотря на большой объем опубликованных результатов исследований в области оценки ресурса оборудования и трубопроводов - опасных производственных объектов (ОПО), много вопросов остается малоизученными и требуют дальнейшего развития. В этой связи анализ и выбор наиболее предпочтительных методов прогнозирования и критериев оценки остаточного ресурса ОПО является актуальной проблемой обеспечения безопасной эксплуатации ОПО.
Остаточный ресурс определяется на основании анализа условий эксплуатации, результатов технического диагностирования и критериев предельного состояния ОПО. Если остаточный ресурс ОПО определяется на основании рассмотрения нескольких критериев предельного состояния, то он назначается по тому критерию, который определяет минималь-
ный срок остаточного ресурса. Наиболее распространенная оценка остаточного ресурса ОПО, подвергающегося действию коррозии, проводится по изменению толщины стенки оболочковой конструкции (таблица 1) и регламентируется в 100% рассмотренных основных нормативных документах (НД).
Скорость коррозии (эрозии износа) определяется по формуле:
a = (.S,l+ct-Sф)/t , (1),
где Би, Бф - исполнительная и фактическая минимальная толщина стенки элемента оболочковой конструкций, мм;
со - плюсовой допуск на толщину стенки объекта, мм;
/ - время от момента начала эксплуатации объекта до момента его обследования, лет.
Остаточный ресурс объекта, подвергающегося действию коррозии (эрозии), определяется по формуле:
т) = (Яф-Яр)/а, (2),
где S_p - расчетная толщина стенки элемента, мм.
Для оборудования, эксплуатируемого в условиях малоциклового нагружения (до 5-105 циклов), допускаемое число циклов нагружения [№] определяется из расчета циклической долговечности по ГОСТ Р 52857.6 [3].
Ресурс циклической работоспособности ОПО определяется по формуле:
ТЧ=ТЭ-[Ы]/Ыэ, (3),
где Тэ - время эксплуатации сосуда с момента его пуска, лет;
[Ы] - допускаемое количество циклов нагруже-ния;
Ыэ - количество циклов нагружения за период эксплуатации.
Остаточный ресурс ОПО определяется по формуле:
Тост(1() 1 ~ТЭ, (4).
С учетом характера нагружения ОПО, остаточный ресурс из расчета циклической долговечности регламентируется 68% НД, приведенными в таблице 1.
В процессе эксплуатации ОПО в ряде случаев происходит снижение механических свойств материала отдельных элементов ОПО (К'т, R'e, 2', А', КСи, с в; с0,2; 5; КСЩ Такое снижение механических свойств может быть определено путем испытания образцов, изготовленных из контрольных вырезок, либо путем замера твердости металла и определения механических характеристик по существующим корреляционным зависимостям.
В случае если снижение механических свойств оказалось менее 5% нормативных, то все расчеты отбраковочных размеров либо допускаемого количества циклов проводят по фактическим механическим свойствам материала ОПО. Если снижение механических свойств материала ОПО оказалось более 5% нормативных, то определяют скорость снижения механических свойств аналогично определению скорости коррозии. И путем экстраполяции определяют механические свойства материала к концу ожидаемого остаточного периода эксплуатации. Отбраковочные размеры конструктивных элементов или остаточный ресурс определяются по этим механическим характеристикам и регламентируется 74% НД (таблица 1).
Определение остаточного ресурса по критерию хрупкого разрушения (трещиностойкости) регламентируется 53% НД (таблица 1) и проводится в случаях, предусмотренных нормативными документами [7, 8]. Условие сопротивления хрупкому разрушению проверяется выполнением следующего соотношения:
(5),
где К1 - коэффициент интенсивности напряжений, определяемый согласно ПНАЭ Г-7-002-86 [9];
[К] - допускаемый коэффициент интенсивности напряжений, определяемый по формуле:
[К1]=К1^/ Пк , (6),
где К1кр - критический коэффициент интенсивности напряжений;
пк - коэффициент запаса прочности по трещиностойкости, для рабочих условий пк = 2 ; для условий испытаний пк = 1,5 [14].
Критический коэффициент интенсивности напряжений может определяться на основании результатов испытания материала на хрупком разрушении в соответствии с требованиями ГОСТ 25.506-85 [2] для рабочих условий эксплуатации или условий испытаний. Если проведение таких испытаний невозможно, то значение допускаемого коэффициента интенсивности напряжений определяется по ПНАЭ Г-7-002-86 [9], при этом за критическую температуру хрупкости материала принимают минимальную температуру применения стали согласно НД [7, 8].
Прогнозирование ресурса осуществляют по результатам выборочного контроля параметров, имеющих некоторый естественный разброс, а при определении остаточного ресурса рассчитывают средний и гамма-процентный остаточные ресурсы, которые регламентируются 37% НД. Гамма-процентный ресурс определяет минимальное значение ресурса, которое способен отработать ОПО при обеспечении нормативных запасов прочности с доверительной вероятностью у, достаточно близкой к единице. При этом остается некоторая вероятность (1-у) выхода контролируемых параметров за пределы нормативных значений; при реализации этой вероятности проводится экспертиза промышленной безопасности (ЭПБ) ОПО. Согласно [13] при определении гамма-процентного ресурса рекомендуется принимать значение у > 90%.
Гамма-процентный ресурс ОПО, подвергшихся коррозии, определяется:
Тог = (5ф-5р)1а^г, (7),
Где атаху - максимальная скорость коррозии, определенная с доверительной вероятностью у.
Определение времени до проведения повторной ЭПБ для продления срока эксплуатации ОПО по критерию вероятности отказов регламентируется 16% НД (таблица 1) и проводится исходя из значений локальной интенсивности аварий для заданной величины вероятности безотказной работы участка газопровода за этот период времени. Интенсивность аварий обследуемого локального участка трубопровода вычисляют согласно [23] по формуле:
Таблица 1. Основные критерии оценки остаточного ресурса ОПО
№ п/п Объект Основные критерии оценки остаточного ресурса
Скорость коррозии (эрозии) Число циклов нагружения Изменение механических свойств Трещиностой-кость Вероятность отказов Гамма- процентный ресурс Нормативный документ
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 Магистральные + + - + + - РД 153-39-029 98 [15]
2 Магистральные газопроводы + - * - - - СТО 2-3.5-454-2010 [28]
3 Магистральные газопроводы + - * - + + СТО Газпром 2-3.5252-2008 [24]
4 Магистральные, промысловые и соединительные трубопроводы + + + Д + - + СТО 0-13-28-2006[22]
5 Магистральные нефтепроводы + - * + - - РД 153-39.4-056-00 [17]
6 Соединительные трубопроводы + + Д + СТО Газпром 2-2.3-930-2015[25]
7 Нефтегазопромысловые трубопроводы + + + Д + + + ОСТ 153-39.4-0102002 [6]
8 Промысловые и соединительные трубопроводы ОГКМ + + + * Д + «Положение о диагностировании.. .»[10], а также [4]
9 Нефтепромысловые трубопроводы + + + Д + - - РД 39-132-94 [16]
10 Технологические трубопроводы + - + Д - - - «Методика оцен-ки...»[5]
11 Технологические трубопроводы + - + + - - СА 03-005-07 [19]
12 Трубопроводы пара и горячей воды + + + Д - - - СО 153-34.17. 464-2003[20]
13 Сосуды, трубопроводы и компресссоры АХУ + + + + - - РД 09-244-98 [11]
14 Сосуды и аппараты + + + + - + РД 03-421- 01 [14], а также [1]
15 Сосуды и аппараты + + + + - - РД 26.260.16-2002[18]
16 Сосуды и аппараты + + + Д - - + СТО Газпром 2-2.3943-2015 [26]
17 Паровые котлы + + + * - - - СО 153-34.17. 469-2003[21]
18 Кожухотрубчатые теплообменные аппараты + + _ - - - СТО Газпром 0252006 [27]
19 Шаровые резервуары и газгольдеры + + + + - - РД 03-38 0-00[12]
(Примечание: * - критерий работоспособности, учитывающий дефекты геометрии (вмятины, гофры); Д- критерий работоспособности, учитывающий изменение структуры металла или наличие водородных расслоений).
-, (8),
ВСР
где Хрег - среднестатистическая интенсивность аварий для региона расположения трубопровода;
кс - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности аварий от диаметра трубопровода; Вср = 3,65 - балльная оценка для среднестати-
стического участка российского газопровода (по десятибалльной шкале);
рь qi - весовые коэффициенты, учитывающие определенный относительный вклад каждого фактора внутри каждой из групп технологических и природных факторов влияния;
Fiq - балльные оценки факторов риска для обследуемого участка трубопровода.
Значения параметров Хл, кс, рь qi и балльных
оценок факторов риска в зависимости от конструктивно-технологических особенностей, условий строительства и эксплуатации, текущего технического состояния рассматриваемого участка трубопровода определяют согласно [23].
Вероятность Р (п > 1) возникновения одной или более аварий на обследуемом участке трубопровода с учетом вычисленного по формуле (4) значения интенсивности аварий вычисляют по формуле:
Р(и>1) = 1-ехр(-/1/£/1000), (9),
где Ь - протяженность обследуемого участка трубопровода, км;
' - время дальнейшей эксплуатации этого участка, год.
Время до проведения следующей ЭПБ (таблица 2) с целью продления срока эксплуатации ОПО рассчитывают исходя из того, что за устанавливаемый срок вероятность безаварийной работы участка составит 0,9 (то есть вероятность отказа Р (п > 1) = 0,1).
Таблица 2. Периодичность проведения экспертизы промышленной безопасности ОПО
№ п/п Объект Категория объекта и проектный срок службы Термины и определения Периодично сть ЭПБ или назначенный срок эксплуатации, лет Нормативный документ
1 2 3 4 5 6
1 Магистральные трубопроводы I Сроки между очередными инспекциями до 5 РД 153-39-029-98 [15]
2 Магистральные газопроводы I Средний срок повторного обследования, оценка технического состояния 5 СТО 2-3.5-4542010 [28]
3 Магистральные газопроводы I Продленный срок службы (ресурс) газопровода, остаточный срок службы (ресурс) газопровода 5 СТО Газпром 2-3.5-252-2008 [24]
4 Магистральные, промысловые и соединительные трубопроводы I ,11 Назначенный срок дальнейшей эксплуатации до 5 СТО 0-13-28-2006 [22]
5 Магистральные нефтепроводы I, II Периодическое техническое диагностирование 1 раз в 5 лет РД 153-39.4-05600 [17]
6 Соединительные трубопроводы I Остаточный ресурс до 5 СТО Газпром 2-2.3-930-2015 [25]
7 Нефтегазо- промысловые трубопроводы I, II Остаточный ресурс - ОСТ 153-39.4-0102002 [6]
8 Промысловые и соединительные трубопроводы ОГКМ I, II Гарантийный срок эксплуатации трубопроводов ОГКМ до 5 «Положение о диагностировании...» [10], а также [4]
I 1 раз в год
9 Нефтепромысловые II Периодично сть 1 раз в 2 года РД 39-132-94 [16]
трубопроводы III ревизии трубопроводов 1 раз в 4 года
IV 1 раз в 8 лет
1 2 3 4 5 6
10 Технологические трубопроводы I, II Прогнозирование остаточного ресурса Расчет, до 10 «Методика оценки.» [5]
11 Технологические трубопроводы В зависимости от транспортируемых сред и категории трубопровода Периодично сть проведения ревизий 1-8 СА 03-005-07 [19]
12 Трубопроводы пара и горячей воды II Установление возможности, сроков и условий эксплуатации трубопроводов до 5 СО 153-34.17.464-
III, IV до 8 2003 [20]
Сосуды, Сосуды в экспл. до 20 лет Остаточный ресурс безопасной эксплуатации до 10
13 трубопроводы и компрессоры Сосуды в экспл. от 20 до 30 лет до 8 РД 09-244-98 [11]
АХУ Сосуды в экспл. свыше 30 лет до 5
14 Сосуды и аппараты I, II Остаточный ресурс Расчет, но не более 10 лет РД 03-421-01 [14], а также [1]
15 Сосуды и аппараты I, II Срок дальнейшей эксплуатации Расчет, 5-10 РД 26.260.16-2002 [18]
16 Сосуды и аппараты I, II Остаточный ресурс Расчет, 5-10 лет СТО Газпром 2-2.3-943-2015 [26]
Водотрубные 24
Огне-трубные 20
Водогрейные котлы 16 Назначенный срок службы, рекомендуемый срок продления дальнейшей безопасной эксплуатации СО 153-34.17.4692003 [21]
17 Паровые котлы Передвижные паровые и водогрейные котлы 12 2-8
Экономайзеры 16
Исправное до 20 лет до 8
18 Кожухотрубчатые теплообменные аппараты Работоспособное Назначаемый предельный срок эксплуатации до 5 СТО Газпром 0252006 [27]
Работоспособное после ремонта до 4
19 Шаровые резервуары и газгольдеры I, II Остаточный ресурс безопасной эксплуатации Расчет, 5-8 РД 03-380-00 [12]
Результаты анализа рассмотренных нормативных документов (таблица 1, 2) позволяют сделать следующие выводы:
1. Оценка остаточного ресурса ОПО проводится по изменению толщины стенки конструкции в 100% рассмотренных НД; механических характеристик металла конструкции - 74% НД; циклической долговечности - 68% НД; критерию хрупкого
разрушения (трещиностойкости) - 53% НД; величине гамма-процентного ресурса - 37% НД.
2. Периодичность ЭПБ или назначенный срок эксплуатации ОПО регламентируют: до 5 лет -63% НД; до 8 лет - 32%; до 10 лет - 26% НД, следовательно наиболее предпочтительным является проведение ЭПБ ОПО не реже одного раза в пять лет.
Литература
1. Быстрова, Н.А. Диагностирование объектов котлонадзора. / Н.А. Быстрова, В.М. Кушнаренко, С.Л. Рябцев, Ю.А. Чирков. - Москва: «СертиНК», 2010. - 238 с.
2. ГОСТ 25.506-85. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний материалов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении. -Москва: ИПК Издательство стандартов, 1985. - 117 с.
3. ГОСТ Р 52857.6-2007. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчёта на прочность. Расчёт на прочность при малоцикловых нагрузках. - Москва: ИПК Издательство стандартов, 2008. - 17 c.
4. Кушнаренко, В.М. Диагностирование объектов нефтегазовой промышленности. / В.М. Кушнаренко, Н.А. Быстрова, Ю.А.Чирков. - Москва: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2013. - 244 с.
5. Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов. - Волгоград: «ВНИКТИ нефтехимоборудование», 1996. - 25 с.
6. ОСТ 153-39.4-010-2002. Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений. - Москва: Минэнерго РФ, 2002. - 57 с.
7. ПБ 03-584-03. Правила проектирования, изготовления и приемки сосудов и аппаратов стальных сварных. - Москва: «НТЦ Промышленная безопасность», 2004. - 104 с.
8. ПБ 03-576-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. -Москва: «НТЦ Промышленная безопасность», 2003. - 192 с.
9. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. - Москва: Энергоатомиздат, 1989. - 525 с.
10. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия «Оренбурггазпром», подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. - Москва: РАО «Газпром», 1998. - 86 с.
11. РД 09-244-98. Инструкция по проведению диагностирования технического состояния сосудов, трубопроводов и компрессоров промышленных аммиачных холодильных установок. - Москва: «НТЦ «Промышленная безопасность», 1998. - 98 с.
12. РД 03-380-00. Инструкция по обследованию шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением. - Москва: «НТЦ «Промбезопасность», 2000. - 76 с.
13. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России. - Москва: «НТЦ «Промбезопасность», 1995. - 158 с.
14. РД 03-421-01. Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов. - Москва: «НТЦ «Промбезопасность», 2001. - 130 с.
15. РД 153-39-029-98. Нормы периодичности обследования магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами - Москва: «НТЦ «Промбезопасность», 1998. - 54с.
16. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. - Москва: Минтопэнерго, 1993. - 355с.
17. РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - Москва: Минэнерго РФ, 2001. - 156 с.
18. РД 26.260.16-2002. Экспертное техническое диагностирование сосудов и аппаратов, работающих под давлением на объектах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти в северных районах Российской Федерации и подземных газохранилищ. - Москва: «НТЦ «Промбезопасность», 2002. - 82 с.
19. СА03-005-07. Технологические трубопроводы нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности. Требования к устройству и эксплуатации. - Москва: «НТП Трубопровод», 2007. - 231 с.
20. СО 153-34.17.464-2003. Инструкция по продлению срока службы трубопроводов П,Ш и IV категорий. - Москва: Минэнерго РФ, 2003. - 145 с.
21. СО 153-34.17.469-2003. Инструкция по продлению срока безопасной эксплуатации паровых котлов с рабочим давлением до 4,0 МПа включительно и водогрейных котлов с температурой воды выше 1150 С. - Москва: ОАО «ВТИ», 2004. - 107с.
22. СТО 0-13-28-2006. Методика оценки потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов, имеющих коррозионные поражения и несплошности в сварных швах и основном металле, выявленные при внутритрубной дефектоскопии. - Оренбург: ООО «Оренбурггазпром», 2006. - 65 с.
23. СТО Газпром 2-2.3-353-2009. Методика оценки технического состояния и целостности газопроводов. - Москва: ОАО «Газпром», 2008. - 48 с.
24. СТО Газпром 2-3.5-252-2008. Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром». - Москва: ОАО «Газпром», 2008. - 99 с.
25. СТО Газпром 2-2.3-930-2015. Методика обследования и диагностирования технического состояния соединительных трубопроводов объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти. -Москва: ОАО «Газпром», 2015. - 83 с.
26. СТО Газпром 2-2.3-943-2015. Методика обследования и диагностирования технического состояния сосудов, работающих под давлением, объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти. -Москва: ОАО «Газпром», 2015. - 229 с.
27. СТО Газпром 025-2006. Положение по экспертному техническому диагностированию кожухотрубчатых теплообменных аппаратов. - Москва: ОАО «Газпром», 2006. - 68 с.
28. СТО 2-3.5-454-2010. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. - Москва: РАО «Газпром», 2010. - 230 с.
