Она осуществляется путем проведения экспертизы промышленной безопасности ОПО.

Федеральный закон N 116-ФЗ от 21.07.1997 г. устанавливает требования промышленной безопасности к ОПО. Определение соответствия ОПО предъявляемым к ним требованиям безопасности – экспертиза промышленной безопасности (далее – ЭПБ) [1].

ФНиП в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [2] устанавливают требования промышленной безопасности к организациям и работникам, осуществляющим деятельность в области промышленной безопасности на ОПО нефтегазодобывающих производств.

ЭПБ трубопроводной арматуры (задвижек клиновых и шиберных, обратных затворов) объектов магистральных нефтепроводов является одним из важных элементов системы промышленной безопасности ОПО.

На основании опыта проведения экспертного технического диагностирования можно сделать вывод о том, что более половины обследованной трубопроводной арматуры большинства предприятий и объектов, введенных в действие в 60-70 гг. 20-го века, имеют срок эксплуатации 40 и более лет и по техническому состоянию близки к полному исчерпанию ресурса.

Основным вопросом экспертизы является оценка технического состояния арматуры и возможности продления срока ее эксплуатации. В итоге экспертная организация дает ответ на вопрос о безопасности арматуры в течение продлеваемого срока ее эксплуатации и, при необходимости, предлагает эксплуатирующей организации определенные рекомендации технического и организационного характера.

Система оценки технического состояния арматуры, которая представлена в нормативно-технических документах [3, 4], основывается на результатах всестороннего анализа получаемых в процессе диагностирования трубопроводной арматуры количественных и качественных значений характеристик изделия, связанных с критериями его предельного состояния.

Предельными состояниями трубопроводной арматуры являются:

- нарушение герметичности по отношению к внешней среде (к, примеру, по сальниковым узлам, сильфонным уплотнениям и уплотнениям корпус-крышка, представляющее реальную опасность в условиях эксплуатации на взрыво-пожароопасных, ядовитых и токсичных средах);

- изменение свойств материалов конструкции, определяющих ее прочность и плотность;

- нарушение герметичности в затворе, что приводит, в частности, к замораживанию арматуры, лишая ее работоспособности.

Для этих состояний определены критерии, позволяющие судить о достижении арматурой предельного состояния. Однако средства контроля и диагностирования величины протечек среды через уплотнения и элементы запорного узла арматуры, когда она эксплуатируется в непрерывном безостановочном технологическом процессе, в большинстве конструкций не предусмотрены, а выполнить необходимые замеры при экспертизе оказывается не возможным.

Как получить необходимые данные, когда арматура не доступна для диагностики, остается открытым вопросом.

Одним из возможных решений в подобных ситуациях может быть оценка технического состояния по результатам мониторинга параметров функционирования арматуры на протяжении всего срока эксплуатации, в процессе плановых работ по техническому обслуживанию, продлению сроков эксплуатации, среднего и капитального ремонта путем их периодического диагностирования с помощью технических средств.

Задачами диагностирования при этом должны быть:

- оценка технического состояния трубопроводной арматуры на основе сравнения значений измеренных параметров со значениями параметров диагностической модели арматуры;

- поиск места и определение причин неисправностей путем анализа зарегистрированных значений диагностируемых параметров;

- прогнозирование технического состояния на заданный интервал времени путем отслеживания измерений диагностических параметров (тренда данных) в процессе эксплуатации при периодическом диагностировании.

Одним из основных факторов, определяющих остаточный ресурс, долговечность и, в целом, техническое состояние трубопроводной арматуры, является состояние материалов элементов конструкции и, прежде всего, корпусных деталей. Для принятия заключения о состоянии материалов, как правило, анализируются механические свойства и химический состав, наличие неметаллических включений, пор и пустот, внутренних и поверхностных трещин и тп., получаемые на основе результатов обследования в ходе экспертизы. Для арматуры, находящейся в эксплуатации в составе технологических систем, допустимыми являются только неразрушающие методы контроля, с помощью которых определить все требуемые для анализа механические свойства металла корпуса невозможно.

Нельзя не отметить и тот факт, что принятая в ряде отраслевых нормативных документах методика контроля и анализа механических свойств металла арматуры путем измерения твердости не совершенна, не позволяет судить о фактических величинах ударной вязкости металла корпусных деталей, не предусматривает оценку кинетики изменения прочностных характеристик за время эксплуатации. Для повышения диагностической информативности такого рода измерений необходимо проведение отдельной работы по исследованию закономерностей изменения свойств и состояния металла корпусных деталей арматуры магистральных и технологических трубопроводов при длительной эксплуатации (40 лет и более). По результатам этой работы для конкретных конструкционных марок сталей должны быть построены зависимости значений прочности и пластичности от твердости для внесения соответствующих дополнений в нормативные документы.

Требуется дальнейшее совершенствование неразрушающих методов диагностики свойств металлов и методик оценки свойств металлов по результатам диагностирования.

Рис. 1 - Распределение длин трубопроводов различных диаметров от года прокладки

Рис.2 – Удельный состав тепловых сетей

Исследованию подвергались 15 категорий труб различного диаметра от 50 мм до 1200 мм. В таблице 1 представлены данные по отказам трубопроводов различного диаметра по годам, а также их протяженность.

Таблица 1 – Количество отказов на тепловых сетях

В расчете использовались следующие показатели надёжности:

Математическое ожидание числа отказов 

Интенсивность отказов зависит от времени Т и характеризуется зависимостью

Средняя интенсивность отказов рассчитывается по формуле

Дисперсия случайной величины определяется

Результаты расчётов сведём в таблицу 2.
Таблица 2 – Результаты исследований

Пересчитав показатели интенсивности отказов λ в повреждаемость на метр трубы и повреждаемость м², построим следующий график рис. 3. 

Рис. 3 – График удельной интенсивности отказов теплопроводов различного диаметра.

Из графика, изображенного на рисунке 3 видно, что наибольшему повреждению подвержены трубопроводы диаметром 500 мм и 900 мм, относящиеся к магистральным, занимающие в общем объёме тепловой сети 13,63% площади и 4,35% протяженности. В то же время самыми устойчивыми к износу являются трубы 200 мм и 250 мм, 11,45% и 9,03% соответственно.
Аварийные очаги возникают в первую очередь из-за значительного физического износа теплопроводов вследствие длительного срока эксплуатации. Наиболее значимые причины: старение металла, внутренняя и внешняя коррозии. Для труб, находящихся в эксплуатации длительное время рекомендуется увеличивать число плановых проверок, пока заменить их не станет экономически целесообразно.

Для обеспечения безопасной и эффективной работы при управлении режимами эксплуатации и ремонта необходимо знать фактический уровень надежности тепловых сетей с учетом воздействия реальных эксплуатационных факторов. Поэтому актуальной задачей является разработка методов и математических моделей количественной оценки показателей эксплуатационной надежности и их прогнозирование. Полученные результаты могут быть использованы при в дальнейших разработках.