01 марта 2016г.
Нефтегазовая отрасль отличается широким спектром технологического оборудования, которое эксплуатируется в условиях агрессивной среды (высокая коррозионная активность, высокие температура и давление, наличие переменных температурных деформаций, воздействие химических элементов, а также внешние механические влияния и др.). Достигнув критического уровня повреждения, появившиеся в результате процесса эксплуатации, приводят к нарушению работоспособного состояния оборудования и, следовательно, к его отказу. Актуальной проблемой эксплуатации оборудования нефтегазового комплекса является прогнозирование появления и развития дефектов, влекущих за собой техногенные катастрофы.
Для решения этой проблемы необходимо применение новых подходов, направленных на прогнозирование безопасности и надежности, а также эффективные методики, снижающие потенциальные риски и негативные последствия отказов. Одним из таких методов является анализ видов и последствий потенциальных отказов (Failure Mode and Effect Analysis-FMEA).
На сегодняшний день FMEA-анализ один из инструментов позволяющий количественно оценить коэффициент риска.
Прогнозирование дефектов и отказов, анализ исходов и предупреждение их появления является основной задачей этого метода. Метод FMEA позволяет выявить потенциальные несоответствия, их причины и последствия, оценить риск их появления и принять меры для устранения или снижения вероятности их появления.
Ниже приводится пример практического применения методики для анализа рисков, оценке эксплуатационной надежности оборудования и систем нефтегазового комплекса. FMEA-анализ включает несколько этапов.
На начальном этапе применения методики предполагается комплексное изучение оборудования. Проводится компонентный, структурный и функциональный анализ. На основе полученных данных анализируются все особенности оборудования относительно требований технической документации.
При дальнейшем исследовании составляется перечень всех потенциальных несоответствий для исследуемого оборудования и их последствия. Для каждого последствия определяют коэффициент, учитывающий тяжесть отказов - S. В Табл.1 приведены критерии значимости с указанием баллов коэффициентов последствий.
Таблица 1
Шкала значимости (последствия) (S) риска
|
Последствие
|
Значение последствия отказа
|
Коэффициент S
|
|
Очень незначительное
|
Отказы и дефекты не влияют на эксплуатационные
показатели
|
1-2
|
|
Незначительное
|
Дефекты подлежат ремонту и легкоустранимые
|
3-4
|
|
Значительное
|
Отказы вызывают постепенную потерю безопасности
и снижение эксплуатационных характеристик
|
5-6
|
|
Критическое
|
Дефекты способны вызвать аварии
|
7-8
|
|
Катастрофическое
|
Отказ угрожает безопасности (опасность для жизни и
здоровья людей) и противоречит законодательным
|
9-10
|
На втором этапе проведения FMEA-анализа определяются потенциальные причины для каждого из возможных несоответствий.
Для каждой потенциальной причины определяют коэффициент учитывающий вероятность возникновения отказа - О. При этом проводится экспертная оценка частоты появления данной причины. Коэффициент изменяется от 1 (очень редкие дефекты) до 10 (постоянно возникающие дефекты) и приведен в Табл.2.
Таблица 2
Шкала прогнозируемой вероятности возникновения дефекта (O)
|
Вероятность риска
|
Критерий возникновения дефекта
|
Коэффициент О
|
|
Очень низкая
|
Риск появления дефекта маловероятен.
Вероятность близка к нулю.
|
1-2
|
|
Низкая
|
Очень незначительная вероятность.
|
3-4
|
|
Средняя
|
Средняя вероятность.
|
5-6
|
|
Высокая
|
Конструкция оборудования соответствует проектам,
при применении которых в прошлом имело место большое количество отказов.
|
7-8
|
|
Очень высокая
|
Появление дефекта неизбежно.
|
9-10
|
Для каждого дефекта и каждой отдельной причины его появления определяют коэффициент, учитывающий вероятность обнаружения отказа до появления его последствий или вероятность пропуска отказа – D.
Количественная оценка коэффициента D производится по шкале оценки вероятности обнаружения представленной в Табл.3.
Таблица 3
Шкала вероятности обнаружения риска (D)
|
Вероятность
обнаружения
|
Вероятность обнаружения несоответствий на основе
предусматривающих операций контроля
|
Коэффициент D
|
|
Очень низкая
|
Возникающие отказы выявить нельзя (нет доступа либо
возможности для контроля). «Скрытый дефект».
|
10
|
|
Низкая
|
Выявление возникающих отказов
затруднительно/технологические проверки неэффективны
|
8-9
|
|
Средняя
|
Отказы сложно идентифицировать при контроле и
испытаниях
|
7-6
|
|
Умеренная
|
Выявление несоответствий маловероятно
|
5-4
|
|
Высокая
|
Идентифицировать отказы легко.
|
3
|
|
Гарантированная
|
Возникающие отказы явно распознаются (вероятность
обнаружения >95%)
|
1
|
На основе рассчитанных коэффициентов определяют коэффициент риска (приоритетное число риска, ПЧР):
ПЧР=S*O*D, (1)
где S – тяжесть последствий отказов для каждого несоответствия; О – вероятность появления отказа;
D – вероятность обнаружения дефектов до появления его последствий или вероятность пропуска отказа. В соответствии с ГОСТ критическая граница для коэффициента риска:
ПЧРкр 100÷125.
На следующем этапе происходит ранжирование дефектов и отказов, для которых ПЧР превышает критическую границу и для которых корректирующие действия разрабатываются в первую очередь.
Таким образом, по итогам анализа происходит разработка технических (конструктивно-технологических) решений направленных на предотвращение последствий отказов, минимизацию вероятности выявленных потенциальных (появления) отказов, путем совершенствования конструкции, правил эксплуатации, систем технического обслуживания и ремонта, совершенствования методов контроля качества и введению специальных мер по предупреждению, выявлению и устранению дефектов и т.д.
Заключительным этапом является составление протокола, в котором отражаются основные результаты проведенного FMEA-анализа. Пример приведен в Табл.4.
Инструмент FMEA является эффективным методом оценки влияния последствий предлагаемых дефектов. Он выступает в качестве важного критерия при прогнозировании надежности оборудования нефтегазового комплекса на всех стадиях жизненного цикла (проектирование, монтаж, эксплуатация) и позволяет учесть особенности конструкции при проведении таких технологических процессах, как подготовительные, сварочные, изоляционно-укладочные работы.
В заключении можно добавить, что при проведении анализа FMEA оборудования нефтегазового комплекса можно достичь сразу нескольких положительных результатов: получить более отказоустойчивую систему с высокую надежность и повышенной работоспособность, достичь более высокой степень защиты от техногенных катастроф и снизить общие затраты на устранение последствий.
Таблица 4
Пример протокола FMEA-анализ оборудования нефтегазового комплекса
|
Вид потенциального дефекта/отказа
|
Последствие
потенциального дефекта/отказа
|
S
|
Потенциальная
причина дефекта/отказа
|
O
|
Первоначальные
меры контроля дефектов
|
D
|
ПЧР
|
|
Коррозионные и стресс-коррозионные повреждения оборудования: питинг,
коррозии, эрозии.
|
Способность оборудования к выполнению своих функций сохраняется, но при этом снижается их эффективность. Потеря прочности оборудования.
|
5
|
Повышенная
влажность и агрессивность окружающей среды, высокая кислотность pH,колебания температуры.
|
5
|
Методы технической диагностики оборудования, визуальный
контроль
|
7
|
175
|
|
Отслоение
изоляционного покрытия, низкое
|
|
Вид потенциального дефекта/отказа
|
Последствие
потенциального дефекта/отказа
|
S
|
Потенциальная
причина дефекта/отказа
|
O
|
Первоначальные
меры контроля дефектов
|
D
|
ПЧР
|
|
|
|
|
качество
изоляционного покрытия.
|
|
|
|
|
|
Потери металла
|
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
…
|
Список литературы
1. Петровский Э.А. Получение модели прогнозирования скорости внутренней коррозии технических трубопроводов, методом математического планирования эксперимента/Э.А. Петровский, Казанцева А.В.// Интеграл.- 2012.- № 6. - С. 28-29.
2. Петровский Э.А. Повышение эффективности корректирующих и предупреждающих действий с применением модели управления качеством процессов предприятия/Э.А. Петровский, Казанцева А.В.// Инновации и инвестиции.-2012.-№4.-С.41.
