СПОСОБ РАНЖИРОВАНИЯ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ Российский патент 2025 года по МПК F17D5/00 

Изобретение относится к области промышленной безопасности магистральных газопроводов в условиях их эксплуатации и может быть использовано при ранжировании (распределении) их по степени опасности.

Совершенствование способов обеспечения промышленной безопасности является актуальной задачей, в связи с наличием техногенных событий (аварий, инцидентов, отказов), происходящих при эксплуатации магистральных газопроводов. Ранжирование участков по степени опасности в период эксплуатации позволяет своевременно осуществлять мероприятия, как прогнозирующие эти техногенные события, так и их предотвращающие.

Ранжирование участков магистральных газопроводов предусмотрено локальными нормативными актами отдельных предприятий [СТО Газпром 2-2.3-292-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции] и осуществляется по значению комплексного показателя технического состояния линейного участка магистрального газопровода (далее - МГ). Показатель определяют по алгебраической формуле, которая учитывает техническое состояние труб и соединительных деталей, сварных соединений, повышенных уровней напряжений, технического состояния трубопроводной арматуры, защитного покрытия магистрального газопровода, поврежденности от переменных нагрузок.

Основными недостатками существующего способа является:

- сложность выполнения ранжирования по причине необходимости сбора информации о множестве факторов и необходимости их учета;

- отсутствие возможности ранжирования участков, содержащих дефекты, результаты диагностирования уровня опасности которых имеют значительный диапазон неопределенности, без проведения дополнительного диагностирования;

- ранжирование участков не учитывает возможного изменения давления и/или температуры газа сверх допустимого уровня, относительно установленного за предшествующий период;

- ранжирование не учитывает расположение участков в различных гидроморфологических и гидрогеологических условиях.

Известен способ определения протяженности и очередности замены участков линейной части магистральных трубопроводов (RU 2672242 С1, опубл. 12.11.2018), заключающийся в том, что участки магистрального трубопровода, для которых проводится расчет протяженности и очередности замены, разделяют на расчетные участки протяженностью не более 200 м, осуществляют внутритрубную диагностику расчетного участка трубопровода, по результатам которой получают данные о фактической толщине стенок трубопровода и параметрах коррозионных дефектов, по полученным данным определяют суммарный показатель технического состояния магистрального трубопровода на участке линейной части магистрального трубопровода, общий показатель приоритетности замены труб, рассчитывают средние показатели приоритетности замены участка, ранжируют по значениям среднего показателя приоритетности.

Основными недостатками существующего способа являются:

- сложность выполнения ранжирования по причине необходимости сбора информации о множестве факторов и необходимости их учета для участков протяженностью не более 200 метров;

- ранжирование учитывает только коррозионные дефекты, при этом дефекты других типов не учитываются;

- ранжирование не позволяет распределить участков, содержащие дефекты, результаты диагностирования уровня опасности которых имеют значительный диапазон неопределенности, без проведения дополнительного диагностирования;

- ранжирование не учитывает возможного изменения давления и/или температуры газа сверх допустимого уровня, относительно установленного за предшествующий период;

- ранжирование не учитывает расположение участков в различных гидроморфологических и гидрогеологических условиях.

Известен способ ранжирования технических устройств технологических установок химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих комплексов на основе их экспертно-бальной оценки (RU 2582029 С2, опубл. 20.04.2016), принятый нами за аналог. Способ включает анализ требований нормативных документов и занесение сведений об их характеристиках в информационную базу данных, оценку технического состояния технических устройств в разные периоды эксплуатации. При этом при оценке проводят техническую генетику, диагностику, прогностику. Выделяют технические устройства, отнесенные к категории слабых звеньев. Устанавливают причины, снижающие их работоспособность. На основе экспертно-бальной оценки устройству присваивают числовое значение ранга опасности от 1 до 4 в зависимости от их технического состояния. Далее в зависимости от присвоенного ранга опасности устанавливают уровень, объем и периодичность проводимого неразрушающего контроля.

Основными недостатками существующего способа является:

- сложность выполнения ранжирования по причине необходимости сбора информации о множестве факторов и необходимости их учета;

- ранжирование не позволяет распределить участков, содержащие дефекты, результаты диагностирования уровня опасности которых имеют значительный диапазон неопределенности, без проведения дополнительного диагностирования;

- ранжирование не учитывает возможного изменения давления и/или температуры газа сверх допустимого уровня, относительно установленного за предшествующий период;

- ранжирование не учитывает расположение участков в различных гидроморфологических и гидрогеологических условиях.

Задачей изобретения является повышение промышленной безопасности эксплуатации магистральных газопроводов.

Техническим результатом изобретения является повышение надежности эксплуатации линейной части магистральных газопроводов за счет ранжирования их участков и последующего определения уровня их опасности.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается путем разработки и использования способа ранжирования участков магистрального газопровода по степени опасности, основанного на том, что в базу данных вносят конструктивные и эксплуатационные характеристики МГ, осуществляют периодическое ВТД, выполняют анализ характеристик участков и причин техногенных событий, при этом выполняют ранжирование участков по наличию следующих факторов: зафиксированного факта техногенного события, неустраненных критических дефектов, типа защитного покрытия, плотности распределения дефектов, изменения продольных напряжений, гидроморфологических и гидрогеологических условий, после чего участкам МГ присваивают уровень опасности в зависимости от наличия перечисленных факторов.

Заявленное изобретение поясняется с помощью алгоритма ранжирования участков магистрального газопровода по степени опасности (фиг. 1).

Способ можно разделить на четыре этапа как показано на фиг. 1, и осуществляется следующим образом:

На первом этапе 1 в базу данных по магистральным газопроводам заносят профиль трассы и ее протяженность; километры начала и конца участков; места расположения запорной арматуры; категории участков; номинальный диаметр газопровода; проектное, испытательное, разрешенное рабочее давления; характеристики труб (длина, толщина, тип трубы, год монтажа, завод изготовитель, марка стали, характеристики стали, номер технических условий, тип защитного покрытия); пересекаемые профилем трассы объекты (автомобильные дороги и железнодорожные участки, водные объекты, ЛЭП); информацию (участок, причины) о техногенном событии (ТС) (аварии, инциденты, отказы) (далее - конструктивные и эксплуатационные характеристики МГ).

На втором этапе 2 осуществляют периодическое внутритрубное диагностирование, состоящее из следующих подэтапов:

- внутритрубное диагностирование 3;

- выявление критических дефектов 4;

- внесение результатов в информационную базу 5.

На третьем этапе 6 для участков, ограниченных линейной запорной арматурой, с произошедшими техногенными событиями за предшествующий период, к примеру 5 лет, выполняют анализ характеристик участков и причин произошедших техногенных событий. По результатам анализа определяют:

- тип защитного покрытия (ЗП) 7, преобладающий на участках техногенных событий (ЗП^ТС), к примеру, ленточный;

- плотность распределения дефектов (ρ_ВТД) 8, идентификация и установление степени опасности которых затруднительна средствами внутритрубной диагностики, к примеру аномалии кольцевого шва. Устанавливают допустимый уровень плотности распределения данных дефектов 9, к примеру 20 шт./км в соответствии с минимальным значением на участках с техногенными событиями;

- изменение продольных напряжений 10 в зависимости от давления и температуры МГ за предшествующий моменту техногенного события период, к примеру 1 месяц;

где - изменение продольных напряжений от давления за предшествующий моменту техногенного события период, МПа;

- изменение продольных напряжений от температуры за предшествующий моменту техногенного события период, МПа.

Изменение продольных напряжений от давления определяют по формуле:

где μ - коэффициент поперечной деформации Пуассона, МПа;

- изменение кольцевых напряжений вследствие изменения давления за предшествующий моменту техногенного события период, МПа, определяют по формуле

где ΔР^ТС - изменение внутреннего давления в МГ за предшествующий техногенному событию период;

D_н - наружный диаметр трубы, мм;

δ - толщина стенки трубы, мм.

где α - коэффициент линейного расширения металла, град^-1;

Е - модуль упругости, МПа;

ΔТ^ТС - изменение температуры эксплуатации МГ за предшествующий моменту техногенного события период, °С, определяется по формуле:

ΔТ^ТС=Т_ТС-Т_макс,

где Т_ТС - значение температуры эксплуатации МГ в момент техногенного события;

Т_макс - максимальная температура эксплуатации МГ за предшествующий моменту техногенного события период.

- изменение продольных напряжений 11 в зависимости от давления и температуры МГ относительно текущего значения и максимального и минимального значений за предшествующий период, к примеру 3 месяца;

где - изменение продольных напряжений от давления за предшествующий период, МПа;

- изменение продольных напряжений от температуры за предшествующий период, МПа.

Изменение продольных напряжений от давления определяют по формуле:

где μ - коэффициент поперечной деформации Пуассона, МПа;

- изменение кольцевых напряжений вследствие изменения давления за предшествующий период, МПа, определяют по формуле

где ΔР^тек - максимальное изменение внутреннего давления в МГ за предшествующий период;

D_н - наружный диаметр трубы, мм;

δ - толщина стенки трубы, мм.

где α - коэффициент линейного расширения металла, град^-1;

Е - модуль упругости, МПа;

ΔТ^тек - максимальное изменение температуры эксплуатации МГ за предшествующий период, °С, определяется по формуле:

ΔТ^тек=Т_мин-Т_макс,

где Т_мин - минимальная температура эксплуатации МГ за предшествующий период;

Т_макс - максимальная температура эксплуатации МГ за предшествующий период.

- допустимый уровень изменения продольных напряжений 12 в зависимости от условного предела текучести металла трубы (σ_0,2), к примеру 10% в соответствии со средним значением на участках с техногенными событиями (, где σ_0,2 - условный предел текучести металла).

Полученные данные вносят в информационную базу данных 13.

На четвертом этапе 14, на основании информации, внесенной в информационную базу данных, выполняют ранжирование участков по наличию следующих факторов:

1. Зафиксированный факт техногенного события (диагностирование участка после события не проводилось) 15;

2. Не устраненные критические дефекты 16;

3. Тип защитного покрытия, преобладающего на участках техногенных событий (ЗП^ТС) 17;

4. Плотность распределения дефектов, идентификация и установление степени опасности которых затруднительна средствами внутритрубной диагностики более установленного допустимого уровня плотности распределения данных дефектов 18;

5. Изменение продольных напряжений в зависимости от давления и температуры газа относительно текущего значения и максимального и минимального значений за предшествующий период, более установленного допустимого уровня изменения продольных напряжений 1 9;

6. Гидроморфологические и гидрогеологические условия пересечения трассы магистрального трубопровода водных объектов (рек, озер, болот) 20.

После чего анализируют по следующему алгоритму, приведенному на фиг. 1, и выполняют ранжирование участков магистральных газопроводов по степени опасности.

В зависимости от полученных результатов ранжирования участкам присваивают уровень от 1 до 4, причем к первому 21 относят участки с высоким уровнем опасности, которые допускают к эксплуатации после восстановительного ремонта, осуществляя периодический или комплексный постоянный мониторинг-контроль их технического состояния, или выводят из эксплуатации, ко второму уровню опасности 22 относят опасные участки повышенной опасности, которые допускают к эксплуатации с введением ограничений или с осуществлением периодического мониторинга (контроля) их технического состояния, к третьему уровню опасности 23 относят участки с умеренным уровнем опасности, которые допускают к эксплуатации с одновременным контролем их технического состояния в межремонтный период, к четвертому уровню относятся участки 24, которые допускают к дальнейшей эксплуатации без ограничений, и далее в зависимости от присвоенного участку уровня опасности устанавливают уровень, объем и периодичность проводимого неразрушающего контроля технического состояния участка магистрального газопровода.

Способ ранжирования участков магистрального газопровода по степени опасности поясняется следующим примером.

На первом этапе 1 для газотранспортной системы в информационную базу данных ИСТС «Инфотех» [Плесняев В.А., Жучков К.Н. Развитие информационной системы оценки технического состояния «Инфотех». / Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 2(110), 2019. - с. 34-37], вносят информацию о магистральных газопроводах, профиле трассы и пересечениях с объектами, информацию о местах установки линейной запорной арматурой.

На втором этапе 2 в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-1050-2016 Внутритрубное техническое диагностирование. Требования к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования [СТО Газпром 2-2.3-1050-2016 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Внутритрубное техническое диагностирование. Требования к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования] осуществляют периодическое внутритрубное диагностирование, результаты которого вносятся в базу данных ИСТС «Инфотех».

На третьем этапе 6 по результатам анализа характеристик участков, ограниченных линейной запорной арматурой, и причин произошедших техногенных событий определено, что преобладающим защитным покрытием на участках техногенных событий ЗП^ТС является ленточный тип, минимальная плотность распределения дефектов типа аномалии кольцевого шва, идентификация и установление степени опасности которых затруднительна средствами внутритрубной диагностики, составляет 20 шт./км, что принято в качестве допустимого уровня плотности распределения данных дефектов , среднее изменение продольных напряжений в зависимости от давления и температуры газа за 1 месяц до техногенного события, составило 46 МПа, что составляет порядка 10% от условного предела текучести металла труб, и определено в качестве допустимого уровня изменения продольных напряжений . Рассчитано изменение продольных напряжений в зависимости от давления и температуры относительно текущего значения и максимального и минимального значений за предшествующий период, 3 месяца.

На четвертом этапе 14 согласно алгоритму, приведенному на фиг. 1, и принятым значениям ЗП^ТС, , выполнено ранжирование 156 участков магистральных газопроводов, распределение составило: 1 уровень - 12 участков, 2 уровень - 45 участков, 3 уровень - 34 участка, 4 уровень - 65 участков. Для участков 1-3 уровня запланированы мероприятия:

1 уровень - проведение восстановительных работ или вывод из эксплуатации;

2 уровень - введение ограничений (снижения давления), выполнение обследований и диагностирования;

3 уровень - выполнение обследований.

Участки 4 уровня опасности допускают к дальнейшей эксплуатации без ограничений.

Существенными отличительными признаками заявленного способа ранжирования участков магистрального газопровода по степени опасности являются:

- простота выполнения ранжирования по причине учета ограниченного количества фактором и принятия решений в соответствии с разработанным алгоритмом;

- наличие возможности ранжирования участков, содержащих дефекты, результаты диагностирования уровня опасности которых имеют значительный диапазон неопределенности, без проведения дополнительного диагностирования;

- наличие возможности ранжирования участков с учетом изменения продольных напряжений в зависимости от давления и температуры газа относительно текущего значения и максимального и минимального значений за предшествующий период;

- наличие возможности ранжирования участков, расположенных в различных гидроморфологических и гидрогеологических условиях.

Заявленный способ ранжирования участков трубопровода по степени опасности успешно прошел апробацию при выполнении работ в части системы управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Ухта».

Заявленный способ ранжирования участков магистрального газопровода по степени опасности позволяет повысить надежность эксплуатации магистральных газопроводов.

Изобретение относится к области промышленной безопасности магистральных газопроводов в условиях их эксплуатации. Способ включает внесение в базу данных конструктивных и эксплуатационных характеристик магистрального газопровода. Затем осуществляют периодическую внутритрубную диагностику, выполняют анализ характеристик участков и причин техногенных событий. Ранжирование участков выполняют по наличию следующих факторов: зафиксированного факта техногенного события, неустраненных критических дефектов, типа защитного покрытия, плотности распределения дефектов, изменения продольных напряжений, гидроморфологических и гидрогеологических условий. После чего участкам магистрального газопровода присваивают уровень опасности в зависимости от наличия перечисленных факторов. Решение о дальнейшей эксплуатации принимают в зависимости от присвоенного участку уровня опасности. Изобретение повышает промышленную безопасность и надежность эксплуатации линейной части магистральных газопроводов. 1 ил.

Способ ранжирования участков магистрального газопровода по степени опасности, характеризующийся тем, что в базу данных вносят конструктивные и эксплуатационные характеристики магистрального газопровода, осуществляют периодическую внутритрубную диагностику, выполняют анализ характеристик участков и причин техногенных событий, отличающийся тем, что ранжирование участков выполняют по наличию следующих факторов: зафиксированного факта техногенного события, неустраненных критических дефектов, типа защитного покрытия, плотности распределения дефектов, изменения продольных напряжений, гидроморфологических и гидрогеологических условий, после чего участкам магистрального газопровода присваивают уровень опасности в зависимости от наличия перечисленных факторов, при этом в зависимости от полученных результатов ранжирования участкам присваивают уровень от 1 до 4, причем к первому относят участки с высоким уровнем опасности, которые допускают к эксплуатации после восстановительного ремонта, осуществляя периодический или комплексный постоянный мониторинг-контроль их технического состояния, или выводят из эксплуатации, ко второму уровню опасности относят опасные участки повышенной опасности, которые допускают к эксплуатации с введением ограничений или с осуществлением периодического контроля их технического состояния, к третьему уровню опасности относят участки с умеренным уровнем опасности, которые допускают к эксплуатации с одновременным контролем их технического состояния в межремонтный период, к четвертому уровню относятся участки, которые допускают к дальнейшей эксплуатации без ограничений, и далее в зависимости от присвоенного участку уровня опасности устанавливают уровень, объем и периодичность проводимого неразрушающего контроля технического состояния участка магистрального газопровода.