CC BY
26О НЕОБХОДИМОСТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ПОДХОДОВ К ОЦЕНКЕ ПАРАМЕТРОВ НАДЕЖНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ
УДК 621.51
К.Н. Жучков, к.ф-м.н., ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, РФ)
A.П. Завьялов, к.т.н., ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, РФ), zavyalov2@oeg.gazprom.ru
B.А. Лукьянов, к.т.н., РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина (Москва, РФ)
В статье рассмотрены вопросы оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов газотранспортных систем, актуальные в связи с внедрением в газовой промышленности современных систем управления ремонтно-техническим обслуживанием по показателям надежности и техногенного риска. На примере реальных аварийных отказов показано, что традиционные подходы к оценке параметров надежности могут приводить к некорректным результатам. Оценка параметров надежности оборудования и трубопроводов должна осуществляться исходя из учета одновременного протекания в конструкции нескольких механизмов технической деградации, а также их взаимного влияния.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗОТРАНСПОРТНАЯ СИСТЕМА, КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ, ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ, СИСТЕМА ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ, НАДЕЖНОСТЬ, ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ, ТЕХНИЧЕСКАЯ ДЕГРАДАЦИЯ, ПРЕДЕЛЬНОЕ СОСТОЯНИЕ, ВЕРОЯТНОСТЬ ОТКАЗА.
Zhuchkov K.N., Ph.D. in Physics and Mathematics, Orgenergogas, OJSC (Moscow, RF) Zavyalov A.P., Ph.D. in Engineering, Orgenergogas, OJSC (Moscow, RF) zavyalov2@oeg.gazprom.ru Lukyanov V.A., Ph.D. in Engineering, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, RF)
On the necessity to develop approaches to the assessment of reliability parameters of equipment and pipelines of gas transport systems
The article examines the assessment of reliability parameters of equipment and pipelines of gas transport systems with this matter being urgent due to the implementation of modern repair and technical maintenance systems in the gas industry, with regard to reliability and technology-related risk indices. As exemplified by true emergency failures it is shown that the traditional approaches to the assessment of reliability parameters can lead to incorrect results. The assessment of reliability parameters of equipment and pipelines of gas transport systems should be based upon both simultaneous behavior of several technical degradation mechanisms and their reciprocal influence.
KEY WORDS: GAS TRANSPORT SYSTEM, COMPRESSOR PLANT, TECHNICAL MAINTENANCE AND REPAIR, DIAGNOSTIC MAINTENANCE SYSTEM, RELIABILITY, RELIABILITY PARAMETERS, TECHNICAL DEGRADATION, LIMIT STATE, FAILURE PROBABILITY.
Обеспечение надежности и безопасности эксплуатации оборудования и трубопроводов газотранспортных систем является важнейшей задачей в связи с возможностью тяжелых последствий аварийных отказов на таких производствах. Основным инструментом обеспечения надежности эксплуатации оборудования таких объектов является система технического обслуживания (ТОиР).
Традиционным подходом к организации ТОиР опасных производственных объектов в нашей стране является система планово-предупредительного ремонта (ППР), основанная на выполнении регламентных работ и текущих ремонтов оборудования через определенные промежутки времени (календарного времени или по фактической наработке). Однако хотя система ППР и обеспечивает относительно высокий уровень надежности и безопасности эксплуатации оборудования и трубопроводов опасных объектов, тем не менее она является достаточно ресурсоемкой. Это обусловливает усилия, которые в различных подотраслях ТЭК направляются на внедрение более совершенных систем управления ТОиР, позволяющих сохранить высокий уровень надежности, но при
этом оптимизировать затраты на его достижение.
В газовой промышленности разработана и внедряется Система управления техническим состоянием и целостностью магистральных газопроводов (СУТСЦ) -[1], основанная на применении:
• количественных моделей и методов расчетно-аналитическо-го прогнозирования показателей надежности и техногенного риска;
• иерархической модели критериев принятия решений и формирования долгосрочных программ комплексного капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ), основанной на точечном расчетном анализе
текущих значений и ожидаемой динамики показателей технического состояния, надежности и техногенного риска, а также на расчетной оценке оптимального срока вывода объекта в капитальный ремонт.
Следует отметить, что внедрение СУТСЦ в ПАО «Газпром» в целом является примером общей тенденции,характерной для многих подотраслей топливно-энергетического комплекса. Например, на нефтеперерабатывающих заводах ПАО «Газпром нефть» сейчас внедряется система управления ТОиР [2] на основе американской системы RCM (Reliability-centered Maintenance - техническое обслуживание, ориентированное
на надежность), предусматривающая сочетание на одном объекте для разных единиц оборудования (в зависимости от их конкретных технических особенностей) четырех принципов управления ТОиР:
• реактивное техническое обслуживание (по факту отказа);
• превентивное техническое обслуживание (плановое обслуживание по наработке или сроку эксплуатации - аналог ППР);
• проактивное техническое обслуживание (по техническому состоянию);
• прогнозное техническое обслуживание (на основе факторов риска или показателей надежности).
В перспективе внедрение систем управления ТОиР по показателям надежности техногенного риска позволит сохранить достигнутые в ПАО «Газпром» высокие показатели надежности и безопасности эксплуатации. Но по сравнению с этими системами управление ТОиР по показате-
лям надежности является значительно менее ресурсоемкой системой и позволяет оптимизировать затраты на обеспечение надежности.
Основой принятия управленческих решений при этом будет являться количественная оценка показателей надежности. Однако существующая методология оценки показателей надежности оборудования и трубопроводов опасных объектов в ряде случаев демонстрирует не вполне корректные результаты.
Применяемые в настоящее время подходы к оценке надежности основываются на оценке соотношения обобщенных функций несущей способности конструкции Я и действующей нагрузки 5. При этом вероятность разрушения конструкции С оценивается (при использовании в качестве показателей обобщенных функций Я и 5 предела прочности материала и максимального значения действующих напряжений в
конструкции,соответственно) как [3]:
С = Г." /1 (а)[Ц /2 (а)] ёа,
где / (а) - вероятность того, что максимальное напряжение в конструкции примет случайное значение в малом интервале а ± ёа; /1 (а) ёа [Л/2 (а)] ёа - вероятность того, что одновременно предел прочности стали окажется меньше этого случайного значения напряжения.
Такой подход разработан в 70-80-е гг. ХХ в. (см., например, [4], [5]) и является базовым даже для нормативных документов, разработанных в последние годы (например, [6]).
Особенностью такого подхода является выделение доминирующего механизма технической деградации оборудования, в наибольшей степени определяющего его техническое состояние, и оценка параметров надежности на основе статистического анализа и сравнения текущих и предельных показателей, харак-
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ РЕМОНТ И ДИАГНОСТИКА
№ 11 | 745 | 2016 г.
теризующих протекание доминирующего процесса деградации. Например, для магистральных газопроводов, эксплуатируемых в типичных для России равнинных условиях, в качестве основного показателя надежности рассматривается вероятность его отказа по условиям прочности и/или устойчивости.
Однако в общем случае в конструкциях оборудования и трубопроводов нефтегазовых производств могут быть реализованы несколько предельных состояний [7]:
ПС 1 - разрушение при статическом нагружении;
ПС 2 - развитие недопустимых пластических деформаций;
ПС 3 - общая или местная потеря устойчивости;
ПС 4 - усталостное разрушение в мало- или многоцикловой области;
ПС 5 - хрупкое разрушение;
ПС 6 - развитие трещин механического и коррозионно-меха-нического характера.
В конструкциях оборудования и трубопроводов газотранспортных систем одновременно протекают не один, а несколько про-
цессов технической деградации (коррозионный и эрозионный износ, циклическое нагружение, изменение свойств материалов, возникновение и развитие локальных дефектов, в том числе трещиноподобных, и т. д.). Указанные механизмы технической деградации воздействуют на конструкции оборудования и трубопроводов не изолированно друг от друга, а совместно, зачастую имеет место взаимовлияние деградационных механизмов.
Целый ряд крупных аварий на объектах нефтегазового комплекса происходит по причинам комплексного характера (одновременного воздействия на конструкции нескольких механизмов технической деградации).
Примером такой аварии является разрушение участка магистрального газопровода Урга-линского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» 2 апреля 2014 г. (рис. 1), информация о котором размещена на интернет-сайте Ростехнадзора РФ [8].
Как следует из указанных материалов, технической причиной аварии стало «...одновре-
менное воздействие следующих факторов:
• положение профиля участка газопровода, способствующего неравномерному распределению напряжений, а также появлению переменных сезонных напряжений;
• старение металла, приведшее к снижению прочностных свойств и охрупчиванию металла трубы;
• дефекты сварного стыка из-за наличия: пор, шлаковых включений, несплавлений и непровара в корне шва, вызывающие концентрацию напряжений» [8].
Анализируя указанные причины, необходимо отметить следующее.
1. Выявленные локальные дефекты сварного шва (поры, шлаковые включения, несплавления и непровары) являются дефектами монтажа трубопровода, т. е. были локализованы в трубопроводе с самого начала его эксплуатации. Указанный участок трубопровода неоднократно проходил диагностику, вероятнее всего, размер выявленных дефектов был менее браковочного уровня. Сведения
Рис. 1. Последствия разрушения узла подключения КС «Ургала» Ургалинского ЛПУ ООО «Газпром трансгаз Уфа» 2 апреля 2014 г
Рис. 2. Последствия аварии на Ачинском НПЗ 15 июня 2014 г.
о развитии указанных дефектов в трещиноподобные в материалах Ростехнадзора РФ отсутствуют. Это позволяет предположить, что сам фактлокализации указанных дефектов в сварном шве не мог послужить единственной причиной аварийного отказа.
2. По имеющейся на сайте Ростехнадзора РФ информации [8] участок газопровода, на котором произошел аварийный отказ, эксплуатировался с 1979 г., т. е. срок его эксплуатации на момент аварии составлял около 35 лет. Учитывая технологическое назначение отказавшего трубопровода - узел подключения компрессорной станции, можно предположить, что за этот период трубопровод выдержал около 103 циклов нагру-жения. По опыту эксплуатации аналогичных газопроводов, такой срок эксплуатации и количество циклов нагружения не являются критическими. Однако здесь следует отметить, что критическое число циклов
нагружения зависит от уровня статического нагружения конструкции, эта зависимость выражается кривой усталостной прочности, приводимой в отраслевых нормативных документах, например в [9].
3. Из формулировки первой причины аварийного отказа: «... положение профиля участка газопровода, способствующего неравномерному распределению напряжений, а также появлению переменных сезонных напряжений.» [8] достаточно явно следует, что участок газопровода, на котором произошел аварийный отказ, был подвержен воздействию непроектных кинематических нагрузок.
Дополнительным фактором, подтверждающим эту версию, является дата аварии - 2 апреля 2014 г. В работе [10] показано, что именно на апрель - время оттаивания - и ноябрь - время замерзания грунта, характеризуемые наибольшей интенсивностью воздействия непроектных
кинематических нагрузок, приходится пик аварийности технологических трубопроводов КС. В этот период частота аварий может увеличиваться в 2-2,5 раза по сравнению с другими месяцами года.
Анализ указанной информации позволяет акцентировать внимание на ключевом выводе, содержащемся в материалах Ростехнадзора РФ [8], - тезис об «одновременном воздействии» трех перечисленных факторов:
• уровня статического НДС;
• накопления циклов нагружения;
• воздействия локальных дефектов, ослабляющих несущую способность конструкции, т. е. о взаимном влиянии этих факторов.
При этом аварийное разрушение такой конструкции может характеризоваться отсутствием предельного состояния по каждому отдельному механизму деградации, рассматриваемому независимо от других:
• уровень статического нагру-жения может не превышать допустимых значений;
• количество циклов нагруже-ния может не превышать предельно допустимого для таких конструкций;
• размер дефектов может не превышать браковочного уровня.
Эта особенность не позволяет провести корректную оценку технического состояния газопровода с использованием имеющейся нормативно-методической базы, регламентирующей оценку параметров надежности, и своевременно принять управленческие решения, нацеленные на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации участка газопровода.
Можно констатировать, что описанная выше модель оценки надежности конструкции по параметрам доминирующего процесса технической деградации не позволяет получить корректных результатов.
Примером аналогичной ситуации в другой подотрасли ТЭК является резонансная авария на Ачинском НПЗ ОАО «Роснефть» 15 июня 2014 г., информация о которой также размещена на сайте Ростехнадзора РФ, в ходе которой «в верхней части колонны деэтанизации произошла разгерметизация горизонтальных участков шлемового трубопровода колонны с выбросом смеси углеводородов, загазованностью территории с последующим взрывом парогазовой смеси и пожаром» [8] (рис. 2).
Результатами аварии стали [8]:
• гибель 8 человек и травмы различной степени тяжести 24 человек;
• остановка работы предприятия;
• разрушение зданий и сооружений, находившихся в радиусе ударной волны на расстоянии до 300 м от эпицентра взрыва;
• общий размер ущерба -6,2 млрд руб.
Анализ имеющейся информации позволяет в качестве причин аварии выделить воздействие следующих факторов.
1. Наличие локального дефекта, вызванного «низкотемпературной сероводородной коррозией в присутствии хлористого водорода» [8].
2. Воздействие непроектной нагрузки (гидроудар) при пуске установки после остановочного ремонта. Не случайна рекомендация Ростехнадзора: «Конкре-
тизировать в технологическом регламенте и технологических инструкциях требования по безопасному пусковому режиму работы установки ЛК-6УС» [8].
3. Неудовлетворительное техническое состояние системы паровой защиты печи секции 200 установки ЛК-6УС, позволившей парогазовому облаку, возникшему из-за разгерметизации трубопровода, проникнуть в район горелочных устройств, воспламениться и возвратиться в район утечки жидкости на секции ГФУ комбинированной установки [11]. Ростехнадзор РФ в связи с этим рекомендовал «...обеспечить проведение перед вводом в эксплуатацию технологических установок комплексной проверки работоспособности паровой завесы блоков нагревательных печей» [8].
Очевидно, что авария на Ачинском НПЗ стала следствием целого комплекса факторов, гипотетическое устранение одного из которых привело бы либо к отсутствию аварийного отказа, либо к гораздо меньшей тяжести последствий.
И вышеописанная модель оценки параметров надежности, основанная на выборе доминирующего процесса технической деградации, также не позволила бы своевременно принять управленческие решения по предотвращению аварийного отказа.
Главный урок описанных аварий состоит в необходимости совершенствования методологии оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов опасных объектов, что является важнейшим необходимым условием успешного внедрения передовых систем управления ТОиР, таких как СУТСЦ и RCM.
Фактически вероятность отказа у нас является функцией
многих переменных, и для проведения корректной оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию нескольких сопоставимых по своему влиянию на надежность процессов технической деградации, необходимо построить п-мерную математическую поверхность отклика (рис. 3) (где п~ 1 - число предельных состояний, которые могут быть реализованы в конструкции вследствие воздействия существенно влияющих деградацион-ных механизмов), описывающую возможные условия аварийного отказа при различных значениях параметров технического состояния конструкции и при от-
сутствии предельных состояний «в чистом виде».
Оценки надежности будут включать определение с помощью методов диагностики и рас-четно-аналитических процедур текущих параметров технического состояния конструкции и сравнение с предельными параметрами, определяемыми поверхностью отклика.
Совершенствование методологии оценки параметров надежности оборудования и трубопроводов объектов транспорта газа является важным условием достижения целей внедрения СУТСЦ:сохранения высокого уровня надежности при условии оптимизации затрат на его достижение. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Вести газовой науки: науч.-техн. сб. / ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 1 (17): Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов. - 130 с.
2. Материалы совещания «Обеспечение нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий отечественным оборудованием, отвечающим современным требованиям надежности и безопасной эксплуатации производств. Возможности российских производителей по импортозамещению машиностроительной продукции», 01.12-05.12.2014 г. - М.: ООО «НТЦ при Совете главных механиков», 2014 (диск).
3. Захаров М.Н. Прочностная надежность оборудования: учеб. пособие. - М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2011. - 123 с.: ил.
4. Ржаницын А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежность. - М.: Строй издат, 1978.
5. Синюков А.М. Конструктивная надежность линейной части магистрального газопровода. - М.: МИН Г, 1987. - 54 с.
6. Р Газпром 2-2.3-620-2011. Методика расчета показателей надежности при эксплуатации объектов линейной части магистральных газопроводов единой системы газоснабжения ОАО «Газпром». - М., 2014.
7. Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. - Новосибирск: Наука, 2005. - 516 с.
8. Материалы интернет-сайта Ростехнадзора РФ. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.gosnadzor.ru
9. СТО Газпром 2-2.3-328-2009. Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций. - М., 2009.
10. Якубович В.А. Анализ отказов оборудования «высокой стороны» компрессорных цехов // Диагностика оборудования и трубопроводов: науч.-техн. сб. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - № 3. - С. 34-39.
11. Добротворский А.М., Балутов А.В., Денисенко Е.П., Легостаев Д.А. Проверка выполнения проектных решений при экспертизе промышленной безопасности трубчатых печей. Повышение эффективности работы печного оборудования и технологических трубопроводов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств. Эксплуатация, ревизия, определение технического состояния. Новые методы неразрушающего контроля: мат-лы семинара. - М.: ООО «НТЦ при Совете главных механиков», 2015. - 123 с. - С. 31-40.
REFERENCES
1. Gas Sciences News: Research and Development Collection / Gazprom VNIIGAZ, LLC. - M.: Gazprom VNIIGAZ, 2013. - No. 1 (17): Pipeline Technical State and Integrity Management. - 130 p.
2. Materials of the Meeting Provision of Oil Refineries and Petrochemical Enterprises with Good-Quality Equipment that Conforms to the Modern Requirements of Reliability and Safe Production Operation. Russian Producers' Capacities to Substitute Engineering Products. - December 1, 2014 -December 5, 2014 - M.: RDC under the Chief Engineer Council, LLC, 2014 (CD).
3. Zakharov M.N. Equipment Strength Reliability: Study Guide. - M.: Bauman Moscow State Technical University, 2011. - 123 p.: Illustrated.
4. Rzhanitsyn A.R. Reliability Structural Calculation Theory. - M.: Stroyizdat, 1978.
5. Sinyukov A.M. Structural Reliability of the Linear Part of a Main Pipeline. - M.: Moscow State University of Oil and Gas, 1987. - 54 p.
6. Gazprom Guidelines 2-2.3-620-2011. Method for the Calculation of Reliability Parameters in the Course of Operation of Facilities of the Linear Part of Main Pipelines of the Unified Gas Supply System of Gazprom, OJSC. - M., 2014.
7. Makhutov N.A., Permyakov V.N. Resource of Vessel and Pipeline Safe Operation. - Novosibirsk: Science, 2005. - 516 p.
8. Materials from the Web-Site of Rostechnadzor of the Russian Federation. - [Electronic Source]. - See at: http://www.gosnadzor.ru
9. Gazprom Company Standard 2-2.3-328-2009. Assessment of the Technical State and Safe Operation Life of Process Pipelines of Compressor Plants. - M., 2009.
10. Yakubovich V.A. Analysis of Equipment Failures at the High-Pressure End of Compressor Yards // Equipment and Pipeline Diagnostics: Research and Development Collection. - M..: Information and Advertising Center of Gazprom, 1999. - No. 3. - P. 34-39.
11. Dobrotvorsky A.M., Balutov A.V., Denisenko E.P., Legostaev D.A. Control over the Implementation of Design Solutions in the course of Industrial Safety Expert Appraisals of Tube Furnaces. Increasing the Efficiency of Furnace Equipment and Process Pipelines of Oil Refineries and Petrochemical Enterprises. Operation, Revision, Technical State Assessment. New Non-Destructive Testing Methods: Materials of the Seminar. - M.: RDC under the Chief Engineer Council, LLC, 2015. - 123 p. - P. 31-40.
