Спосіб оцінки стану та експлуатаційної надійності магістральних нафтопроводів

1. Спосіб оцінки стану та експлуатаційної надійності магістральних нафтопроводів, за яким ділянки магістрального трубопроводу поділяють за категоріями складності, вибирають для діагностування ділянку магістрального трубопроводу, виходячи з її загального технічного стану, представлену до діагностування ділянку магістрального трубопроводу облаштовують камерами пуску та прийому внутрішньотрубних інспекційних снарядів, внутрішню поверхню магістрального трубопроводу на даній ділянці очищають за допомогою очисних пристроїв, мінімальний прохідний переріз трубопроводу на ділянці визначають за допомогою снарядів-калібрів, інформацію про внутрішню геометрію труби на всій довжині ділянки отримують за допомогою профілемірів, усувають виявлені дефекти геометрії труби для забезпечення можливості проходження дефектоскопів, проводять дефектоскопію ділянки магістрального трубопроводу та аналіз результатів дефектоскопії з оцінкою динаміки розвитку дефектів, ранжирують дефекти за ступенем небезпеки, визначають вид пошкодження, геометричні особливості дефектів, місцезнаходження та можливі причини їх виникнення, проводять при необхідності ліквідацію виявлених дефектів з урахуванням їх уточнених геометричних параметрів та координат, який відрізняється тим, що технічний стан k-тої ділянки магістрального трубопроводу в міжперевірний період визначають за допомогою моніторингу та статистичного прогнозування з обрахуванням її пріоритету Πk Πki Πkj , де Пki - парціальні пріоритети, 2 3 13424 4 ності діагностування корозійних аномалій. 3. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що чисельні значення парціальних пріоритетів Пki, Пkj визначають за допомогою методів кількісного ри зик-аналізу з урахуванням ймовірностей дефектів та можливих наслідків у разі виникнення цих дефектів. Корисна модель відноситься до трубопровідного транспорту, зокрема до магістральних нафтопроводів, і може бути використана під час експлуатації діючих нафтопроводів. В різних галузях народного господарства кожної держави використовуються тисячі кілометрів трубопроводів, які знаходяться під тиском і під час експлуатації яких можливе зародження та розвиток дефектів труб, що можуть призвести до аварії. Тому дуже важливими є заходи експлуатаційників трубопроводів з ранньої діагностики таких дефектів. Особливо актуальними є такі роботи при обслуговуванні магістральних нафтопроводів, зважаючи на тяжкі екологічні наслідки аварій на них та значні фінансові затрати на ліквідацію таких аварій. Досвід організацій, експлуатуючих магістральні нафтопроводи, та наглядових державних органів відносно забезпечення надійного функціонування нафтопроводів акумульовано в низці нормативних документів, де регламентовано порядок проведення робіт з діагностики стану трубопроводів. Такими міждержавними нормативними документами, діючими і в Україні, є, наприклад, РД 3930-114-78 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов», РД 39-30-295-79 «Руководство по очистке магистральных нефтепроводов», ГОСТ 24755-89 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность укрепления отверстий», СНиП 2.05.06-85 «Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы» тощо. Але в своїй більшості ці документи досить консервативні, містять в основному переліки чинників, які впливають на надійність функціонування трубопроводів, не надаючи методик врахування таких чинників. В США та країнах Європейського союзу впроваджені методики управління безпекою потенціально небезпечних промислових об'єктів на основі кількісного ризик-аналізу, коли враховуються як частота (ймовірність) виникнення дефекту, так і можливі наслідки цього для людей, промислових об'єктів на навколишнього середовища, які забезпечують необхідний рівень безпеки нафтопроводів, наприклад, «Risk Analysis Guideline. Amoco Norway Oil Company /SAF-G-001, 09/28/93» [Нормативный документ нефтегазовой фирмы AMOCO («Руководство по анализу риска» Норвегия, США), «Regulations Relating to Emplementation and Use of Risk Analyses in Petroleum Activities, 4/12/1990» (Нормативный документ Норвежского Нефтяного Директората «Правила применения анализа риска в нефтяной промышленности»]. Таким чином, підвищення експлуатаційної на дійності магістральних нафтопроводів залежить від якості їх діагностування, аналізу результатів діагностування та їх оцінки, визначення заходів для забезпечення працездатності та стійкості трубопроводів, тобто зменшення ризику до прийнятного рівня. Відомі способи виявлення витоку газу (нафтопродуктів) з трубопроводів, щопрацюють під тиском [див. патент РФ №2241174, МПК7 F17D5/02, патент РФ №2194977, МПК7 G01N29/04], основані на реєстрації акустичних шумів в двох точках по довжині трубопроводу, визначенні спектральних характеристик або обчисленні кореляційної функції двох потоків акустичних шумів та знаходженні місця аварії за різницею амплітуд відповідної високочастотної компоненти спектрів або положенням максимуму кореляційної функції А12( ) за наступною формулою T A12 ( ) (1/ T ) A1( t ) A 2 ( t )dt , 0 де A1(t) і А2(t) - функції зміни електричної напруги на виходах першого та другого акустичних приймачів відповідно, Т - час спостерігання, - час затримки сигналу (максимальний час затримки max = L / С, де L - відстань між приймачами, С - швидкість розповсюдження акустичних хвиль трубою). Такі способи мають ряд спільних недоліків, що не забезпечують в повній мірі експлуатаційну надійність магістральних нафтопроводів, а саме: - отримання ознак наявності дефекту після утворення отворів (свищів) в стінках трубопроводу, тобто реєстрації факту аварії, а не її прогнозування; - високий ступінь поглинання акустичних хвиль в продукті транспортування та тілі трубопроводу, що вимагає високої чутливості акустичних приймачів та знижує точність визначення координат аварії; - неможливість ідентифікації критерійності аварії, тобто геометричних розмірів свища (довжини L та ширини W); - складність визначення координат свища (необхідність застосування спеціальних нормувальних графіків, що враховують фізичні параметри транспортованого продукту та режими транспортування). Відомий спосіб аналітичної діагностики руйнуючого тиску трубопроводів з поверхневими дефектами [див. патент РФ №2240469, МПК7 F16L58/00, G01M3/00], за яким використовують емпіричну комбінацію границі міцності матеріалу стінки труби та геометричних розмірів трубопроводу і самого дефекту, порівнюючи при цьому поточний робочий тиск рт з руйнуючим тиском [р], за результатами порівняння приймають рішення про можливість 5 продовження експлуатації дільниці трубопроводу з пошкодженням в нормальному режимі роботи чи із зниженням робочого тиску, або виведення даної дільниці в ремонт. Руйнуючий тиск при цьому визначають, використовуючи параметри визначених геометричних розмірів дефекту (L - довжини, d - глибини), із співвідношення [p] = 2 t(l- )) B/(D - t), де t - товщина труби, D - її діаметр, І - відносна довжина дефекту, В - границя міцності матеріалу, а - параметр, який характеризує ступінь ушкодження труби і який визначається за формулою = (1 - ехр(- ( )), де - відносна глибина дефекту d / t, ( ) - функціонал, що залежить від виду дефекту: - для реальних тріщин ( ) 2 /(1 ) ; - для рівних дефектів внаслідок корозії ( ) = 2 / (1 + ); - для штучних машинних надрізів ( ) = m / (1 + ), де m = 1 для випадку ширини надрізу W > 0,5 t, m = 2 для випадку ширини надрізу W < 0,5 t. До недоліків такого способу аналітичної діагностики руйнуючого тиску трубопроводів з поверхневими дефектами, що зменшують точність розрахунків міцності трубопроводів, можна віднести: - відсутність врахування геологічних та кліматичних умов в районі прокладення трубопроводу; - практична відсутність врахування поперечних розмірів дефектів (дефекти штучного походження займають невеликий відсоток від загального числа діагностованих дефектів); - стрибкоподібна залежність функціоналу ( ) від величини ширини дефекту для випадків штучних машинних надрізів; - відсутність врахування під час аналізу коефіцієнта надійності відповідно до СНиП 2.05.06-85. Найбільш близьким по суті до пропонованого способу оцінки стану та експлуатаційної надійності магістральних нафтопроводів є спосіб по діагностуванню діючих магістральних трубопроводів внутрішньотрубними інспекційними снарядами [див. «Технология проведения работ по диагностированию действующих магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами». Согласовано Горгостехнадзором России письмом №10-15/340 от 23.12.93 г.; ВРД 39-1.10-001-99 «Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов». Согласовано Федеральным горным и промышленным надзором России письмом №10-03/268 от 5.05.99 г.], за якими вибирають для діагностування дільницю магістрального трубопроводу, виходячи з її загального технічного стану, представлену до діагностування дільницю магістрального трубопроводу облаштовують камерами пуску та прийому внутрішньотрубних інспекційних снарядів, очищують внутрішню поверхню магістрального трубопроводу на даній дільниці за допомогою очисних пристроїв, визначають мінімальний прохідний перетин трубопроводу на дільниціза допомогою снарядів-калібрів, отримують інформацію про вну 13424 6 трішню геометрію труби на всьому протязі дільниці за допомогою профілемірів, усувають виявлені дефекти геометрії труби для забезпечення можливості проходження дефектоскопів, проводять дефектоскопію дільниці магістрального трубопроводу і аналіз результатів дефектоскопії з оцінкою динаміки розвитку дефектів, ранжирують дефекти за ступенем небезпеки, визначають вид пошкодження, геометричні особливості дефектів, місцезнаходження та можливі причини їх виникнення, з урахуванням уточнених геометричних параметрів дефектів та їх координат проводять розрахунок несучої здатності трубопроводу на дільниці, проводять ремонт ушкодженої частини трубопроводу. Позитивною стороною такого способу оцінки стану та експлуатаційної надійності магістральних трубопроводів є можливість підтримування в задовільному стані всіх дільниць трубопроводів, але при цьому даній технології проведення внутрішньотрубного діагностування властиві певні недоліки: - хоча методика і розподіляє дільниці за ймовірністю виникнення дефектів, але при цьому визначає для всіх дільниць однакову періодичність оцінки стану; - оцінка небезпечності дефектів від реальних трасових умов проводиться з малим (2-3) числом градацій, що пов'язано із традицією спрощення процесу ранжирування дефектів; - стрибкоподібна залежність пріоритетних коефіцієнтів, що визначають порядок ідентифікації та ремонту пошкоджених місць, від характеристик трубопроводів та результатів їх діагностування; - відсутність прогнозу відносно стану трубопроводів у міжперевірочний період. Задачею корисної моделі є покращення якості класифікації дефектів, підвищення точності прогнозування безаварійної роботи, підвищення експлуатаційної надійності магістральних трубопроводів, зменшення затрат на їх експлуатацію. Зазначена задача вирішується тим, що в способі оцінки стану та експлуатаційної надійності магістральних нафтопроводів, за яким дільниці магістрального трубопроводу поділяють за категоріями складності, дільницю магістрального трубопроводу вибирають для діагностування, виходячи з її загального технічного стану, представлену до діагностування дільницю магістрального трубопроводу облаштовують камерами пуску та прийому внутрішньотрубних інспекційних снарядів, внутрішню поверхню магістрального трубопроводу на даній дільниці очищують за допомогою очисних пристроїв, мінімальний прохідний перетин трубопроводу на дільниці визначають за допомогою снарядів-калібрів, за допомогою профілемірів отримують інформацію про внутрішню геометрію труби на всьому протязі дільниці, виявлені дефекти геометрії труби усувають для забезпечення можливості проходження дефектоскопів, проводять дефектоскопію дільниці магістрального трубопроводу та аналіз результатів дефектоскопії з оцінкою динаміки розвитку дефектів, ранжирують дефекти за ступенем небезпеки, визначають вид пошкодження, геометричні особливості дефектів, місцезнаходження та можливі причини їх виникнення, прово 7 13424 дять при необхідності ліквідацію виявлених дефектів з урахуванням їх уточнених геометричних параметрів та координат, згідно з корисною моделлю технічний стан к-тої дільниці магістрального трубопроводу в міжперевірочний період визначають за допомогою системи моніторингу та статистичного прогнозування з обрахуванням її пріоритету ki - парціальні пріоритети, k ki kj , де що визначаються показниками Хі, нормованими до довжини дільниці Lі, а і - натуральний ряд чисел від 1 до R, Пkj - парціальні пріоритети, що визначаються показниками Xj, пов'язаними з геометричними параметрами трубопроводу та осередненими умовами транспортування нафтопродукту, a j натуральний ряд чисел від 1 до Р, чисельні значення парціальних пріоритетів Пki, Пkj визначають за функціоналом 0, Xn Xn min; kn AB Xn Bn Cn, Xn min Xn Xn max, де n і, j, An, Bn, Cn - емпіричні коефіцієнти, які уточнюють на основі діагностики та атестації дільниць трубопроводів, їх імовірнісних моделей та наявних накопичених статистичних даних, Xn min та Xn max - мінімальне та максимальне значення показника Xn, обраховані пріоритети Пk порівнюють з набором порогових значень Ппор(m) де m - натуральний ряд чисел від 1 до М, причому Ппор(m - 1) < Ппор(m) Ппор(М), k-ту дільницю магістрального трубопроводу відносять до першої (найвищої) категорії складності, визначають парціальні пріоритети з найбільшими балами і невідкладно проводять профілактичні заходи (ремонти) за цими показниками, діагностування дільниць найвищої категорії складності внутрішньотрубними інспекційними снарядами проводять з періодичністю, яка відповідає мінімальному нормативному значенню, у випадку, коли Пk < Ппор(1), k-ту дільницю магістрального трубопроводу відносять до (М+1) (найнижчої) категорії складності, профілактичні заходи (ремонти) на таких дільницях проводять у мінімальному обсязі, діагностування дільниць (М+1) категорії складності проводять з періодичністю, яка відповідає максимальному нормативному значенню, у проміжних випадках, коли Ппор(m) < Пk < Ппор(m + 1), k-ту дільницю магістрального трубопроводу відносять до (М+1-m) категорії складності, визначають парціальні пріоритети з найбільшими балами і проводять профілактичні заходи (ремонти) за цими показниками в такому обсязі, що забезпечує зменшення пріоритету дільниці, діагностування дільниць проміжних категорій складності проводять з періодичністю, яка належить діапазонові нормативних значень і пропорціональна категорії складності дільниці, крім того, для дільниць магістрального трубопроводу нижчих категорій складності періодичність діагностування трубних швів може бути збільшена по відношенню до періодичності діагностування корозійних аномалій, а чисельні значення парціальних пріоритетів Пki, Пkj можуть бути визначені за допомогою методів кількісного ризик-аналізу з урахуванням ймовірностей дефектів та можливих наслідків у разі виник 8 нення цих дефектів. До відмінних від найближчого аналога ознак запропонованого способу оцінки стану та експлуатаційної надійності магістральних нафтопроводів відносяться: - визначення технічного стану дільниць магістрального трубопроводу в міжперевірочний період проводять за допомогою системи моніторингу та статистичного прогнозування шляхом обрахування їх пріоритету; - пріоритет кожної k-ої дільниці магістрального трубопроводу Пk визначають як суму парціальних пріоритетів, кожен з яких визначається одним чинником, тобто k kn ; - чисельні значення парціальних пріоритетів Пkn визначають за відповідним функціоналом, в якому відсутня стрибкоподібна залежність; - обраховані пріоритети Пk порівнюють з набором порогових значень Ппор(m) де m - натуральний ряд чисел від 1 до М, причому Ппор(m - 1) < Ппор(m) 1), логарифмічна - коли з ростом Х нахил кривої зменшується (В < 1), так і лінійна - коли з ростом Х нахил постійний (В = 1). Коефіцієнтом нахилу А (в загальному випадку з відповідними розмірностями) масштабують графік до ступінчатої кривої з нормативів, а величиною зміщення С формують прив'язку графіка до початку ступінчатої кривої. Тут же слід зазначити, що при появі нових нормативів, де можуть бути змінені залежності та введені нові параметри, коректування програмного продукту зводиться до коректування файлу з коефіцієнтами. Якщо тепер розглянути наведений вище перший приклад, то для функціонала (А = 35; В = 0,95; С = 0), параметри Х1 = 0,03015, X2 = 0,02985 визначають пріоритети для першої та другої дільниць як 1,25719 балів та 1,24530 балів відповідно, тобто різниця складає приблизно 1%, що відповідає різниці в довжині. Для другого прикладу співвідношення пріоритетних балів (0,22917 бала та 1,24530 балів) практично відповідає співвідношенню відмов (оскільки довжини дільниць приблизно однакові). Аналогічні приклади можна навести і для інших параметрів, визначених в нормативній документації, що в підсумку приводить до висновку: застосування пропонованих функціональних залежностей при визначенні парціальних пріоритетів підвищить об'єктивність та точність визначення їх в кілька разів (в наведених прикладах - в десятки разів). Це дає змогу, опираючись на визначені для кожної дільниці пріоритети (в балах) як суми парціальних пріоритетів, вести безперервний моніторинг дільниць нафтопроводу. Кожна зміна ситуації в процесі транспортування нафти приводить до корекції відповідних параметрів, а значить і парціальних пріоритетів, і пріоритету дільниць. Необхідно зазначити, що параметри, а тому і парціальні пріоритети можуть як збільшуватись, так і зменшуватись, наприклад, після проведення відповідних ремонтних, реставраційних та реконструкційних робіт. Крім того, значення деяких параметрів повинні бути осереднені, наприклад, для параметра «Вид транспортованого продукту», оскільки корозія внутрішньої поверхні трубопроводу корельована з наявністю у складі нафти сірчистих домішок. Крім того, при наявності достатньої кількості накопичених осереднених даних можливе створення статистичних (імовірнісних) моделей відповідних дільниць трубопроводів, що дозволить прогнозувати (екстраполювати) стан кожної дільниці в залежності від поточних даних моніторингу магістрального трубопроводу. Таким чином, для кожної дільниці її пріоритет контролюється на протязі всього міжперевірочного періоду, який визначений на підприємстві у відповідності з діючими нормами та критеріями. Звичайно перевірку готують з використанням внутрішньотрубних інспекційних снарядів, що в свою чергу потребує цілий ряд попередніх допоміжних опера 13424 12 цій та дій. Але практикою доведено, що і відображено в нормативах у вигляді рангів небезпеки дільниць, що така комплексна перевірка важлива для дільниць з високим ступенем ризику, для інших дільниць вона є черговим підтвердженням стабільності характеристик дільниці. Таке нераціональне використання коштів є нерентабельними витратами для транспортуючого підприємства, якщо існує можливість підтримання функціонування трубопроводу з необхідним запасом надійності. Особливо це стосується дільниць з низьким ступенем ризику. Пропонується поділ дільниць на декілька (М + 1) груп за об'єктивною ознакою, а саме за величиною пріоритетного бала по відношенню до набору порогових значень. Оскільки надійність трубопроводів, навіть з високим ступенем ризику, не повинна бути нижчою деякої величини, узгодженої з контролюючими органами, верхнє порогове значення (визначене на основі математичних моделей небезпечних явищ, емпірично, на основі досвіду експлуатації тощо) відповідне цій величині з урахуванням часових затрат на підготовку та проведення діагностування. Тобто, перевищення пріоритетним балом дільниці верхнього порогового значення є ознакою належності дільниці до першої (з найвищим ступенем ризику) категорії складності і сигналом для негайного реагування - проведення за допомогою приладів неруйнівного зовнішнього контролю попередньої діагностики, визначення місць можливих дефектів, проведення ремонтних робіт тощо. Результатом заходів повинно бути зниження пріоритетного балу, а періодичність діагностики дільниць першої категорії складності з використанням внутрішньотрубних інспекційних снарядів, яка визначається відповідною програмою обстежень та діагностики магістрального трубопроводу повинна відповідати мінімальному нормованому значенню. З іншого боку, у випадку, коли пріоритетний бал дільниці не досяг нижнього порогового значення, що є ознакою належності дільниці до (М + 1)-ої (з найнижчим ступенем ризику) категорії складності, можна стверджувати, що надійність дільниці знаходиться в таких межах, що профілактичні заходи (ремонти) на такій дільниці можна проводити у мінімальному обсязі, а діагностування - з періодичністю, яка визначається відповідною програмою обстежень та діагностики магістрального трубопроводу і відповідає максимальному нормованому значенню. Для дільниць, пріоритетний бал яких лежить в діапазоні між верхнім та нижнім пороговими значеннями, тобто для дільниць з середнім ступенем ризику, визначається відповідна (М+1-m) категорія складності, де m - індекс перевищеного порогового значення, профілактичні заходи (ремонти) потрібно проводити в такому обсязі, який забезпечує зменшення пріоритету дільниці, а діагностування з періодичністю, яка лежить в діапазоні нормованих значень і пропорціональна категорії складності. Крім того, періодичність діагностування трубних швів для дільниць нижчих категорій складності, як таких, що мають не високий ступень ризику, може бути збільшена по відношенню до періодич 13 ності діагностування корозійних аномалій, наприклад, на рік, оскільки імовірність таких дефектів на дільницях вказаних категорій складності невелика. Але при цьому для всіх дільниць магістрального трубопроводу забезпечується необхідний запас надійності, що дозволяє продовжувати їх експлуатацію з нормативними параметрами. Очевидно, що для визначення пріоритетів дільниць можна застосовувати довільні методики при умові їх наявності в нормативних документах, в тому числі і методики кількісного ризик-аналізу, оскільки при цьому змінюється лише шкала критеріїв (наприклад, в якості балів виступає добуток цінового еквіваленту ліквідації дефектів і наслідків від них імовірності виникнення дефекту, Фіг.5). Але заміною емпіричних коефіцієнтів у функціоналах та зміною розташування порогових величин досягається необхідний ступень ризику для кожної дільниці. На Фіг.6 представлено спрощений алгоритм визначення пріоритету k-тої дільниці системи моніторингу та прогнозування стану магістральних трубопроводів (підпрограма «Пріоритети»). В режимі ручного введення вихідних даних або (для автоматизованого варіанта системи) періодично взаємодіючи з базою даних системи, підпрограма «Пріоритети» практично у режимі реального часу відслідковує всі зміни необхідної їй інформації та поновлює поточні пріоритетні бали для кожної дільниці, порівнює їх з пороговими значеннями і виводить на прилад відображення необхідні сповіщення та інструкції, які є інформативною основою для прийняття управлінських рішень адміністрацією транспортувального підприємства. Кожна складова частина системи моніторингу та прогнозування для реалізації способу оцінки стану та експлуатаційної надійності магістральних. 13424 14 нафтопроводів відома в техніці або може бути реалізована на основі спеціалізованих програмних продуктів. База даних системи може бути виконана у вигляді як інформаційних масивів на жорстких магнітних дисках, на CD-RW дисках і т. ін., доступних за допомогою таких програмних продуктів, як, наприклад, Oracle SDO (Spatial Data Object) розміщених на системному блоці автоматизованого робочого місця оператора чи адміністратора, що дозволяє виводити на монітор робочого місця результати моніторингу дільниць та магістрального нафтопроводу в цілому, а також вводити вихідні технічні дані. В автоматизованій системі робочі місця можуть бути виконані на базі ПЕОМ з відповідним спеціалізованим програмним забезпеченням, яке може працювати під управлінням операційної системи сімейства Windows, мати дружній користувальницький інтерфейс з системою меню, довідок та підказок. Багатокористувальницький варіант використання програми з відповідним адмініструванням передбачає її встановлення на кількох ПЕОМ, об'єднаних в корпоративну локальну мережу. Одночасний доступ операторів до бази даних системи забезпечується з використанням мережі TCP/IP та технології „клієнт-сервер" і внутрішнього сервера. Запропонований спосіб оцінки стану та експлуатаційної надійності магістральних нафтопроводів забезпечить покращення якості класифікації дефектів, підвищення точності прогнозування безаварійної роботи та експлуатаційної надійності магістральних трубопроводів, зменшить затрати на їх експлуатацію. 15 13424 16 17 13424 18 19 13424 20 21 13424 22 23 Комп’ютерна верстка А. Крулевський 13424 Підписне 24 Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601