Конструктивно-технологические факторы - Оценка степени риска аварий на магистральных нефтепроводах

Данная группа включает факторы, отражающие влияние на вероятность аварии качества основных проектных решений. Здесь оценивается точность учета всех возможных нагрузок и воздействий на МН при расчете его конструкции (см. табл.2).

Таблица 2

Обозначение и наименование фактора влияния в группе 5

Доля в группе Q5j

F51

Отношение фактической толщины стенки трубы к требуемой

0,35

F52

Усталость металла

0,3

F53

Возможность возникновения гидравлических ударов

0,15

F54

Системы телемеханики и автоматики (СТА)

0,2

Фактор F51: Отношение фактической толщины стенки трубы к требуемой

Расчетное значение толщины стенки МН дРасч сравнивается с наименьшим (в пределах данного участка) фактическим значением толщины стенки дФакт, полученным либо путем измерений, либо вычитанием максимального производственного допуска из номинального значения толщины стенки труб, уложенных на анализируемом участке нефтепровода. Итоговая балльная оценка рассчитывается через отношение дРасч / дФакт с помощью следующих формул:

При 1,0 < дРасч / дФакт Ј 1,8 В51 = 22,5 - 12,5(дРасч / дФакт);

При дРасч / дФакт < 1,0 В51 = 10;

При дРасч / дФакт > 1,8 В51 = 10.

Фактор F52: Усталость металла

Балльная оценка данного фактора базируется на оценке степени "неблагоприятности" комбинации числа циклов нагружения, имевших место за все время эксплуатации анализируемого участка, и амплитуды этой нагрузки, выраженной в процентах от рабочего давления PРаб в нефтепроводе (табл.3).

Табл.3

Значения фактора F52 в зависимости от амплитуды нагрузки и числа циклов

нагружения

Амплитуда нагрузки, % от PРаб

Число циклов нагружения в течение всего периода

Эксплуатации

< 103

103 - 104

104 - 105

105 - 106

> 106

100

5,5

6,7

8,0

9,3

10

90

4,0

6,0

7,3

8,7

9,3

75

3,4

5,5

6,7

8,0

8,7

50

2,7

4,7

6,0

7,3

8,0

25

2,0

4,0

5,5

6,7

7,3

10

1,4

3,4

4,7

6,0

6,7

5

1

2,7

4,0

5,5

6,0

Фактор F53: Возможность возникновения гидравлических ударов

Степень влияния данного фактора на вероятность возникновения аварийной ситуации при перекачке жидких сред определяется вероятностью образования волн давления, превышающих рабочее давление в нефтепроводе РРаб более чем на 10 %. Балльная оценка определяется по табл.4.

Табл.4.

№ п/п

Наименование фактора F53 - возможность возникновения гидравлических ударов

В53

1

Высокая вероятность гидравлических ударов (наличие на анализируемом участке запорной арматуры, насосов, высокая скорость жидкости; отсутствие устройств, предотвращающих гидроудары)

8

2

Средняя или низкая вероятность гидравлических ударов (параметры и скорость жидкости не исключают возможности возникновения волн давления, но опасности они не представляют, поскольку гасятся соответствующими устройствами - уравнительными резервуарами, предохранительными клапанами, устройствами медленного закрытия задвижек)

4

3

Низкая или нулевая вероятность гидравлических ударов (практически исключена возможность возникновения всплеска давления, превышающего на 10 % РРаб)

0

Фактор F54: Системы телемеханики и автоматики (СТА)

Степень влияния данного фактора на вероятность возникновения аварии вследствие повышения давления сверх допустимого уровня определяется тем, насколько полно (по охвату эксплуатационного участка), точно (по месту) и оперативно система обеспечивает дистанционное измерение давления в пределах РНУ, обеспечивает ли аварийную сигнализацию по давлению, автоматическое управление системами отключения перекачивающих агрегатов и соответствующей арматуры, включает ли подсистему предотвращения гидроударов см.(табл.5).

табл.5

№ п/п

Наименование фактора F54 - системы телемеханики и автоматики (СТА)

В54

1

Системы телемеханики и автоматики (СТА) обеспечивают телеизмерение давления на НПС и линейной части МН в пределах эксплуатируемого участка, телесигнализацию положения линейных задвижек по трассе, аварийную сигнализацию и автоматическое отключение магистральных насосов (остановку перекачки) в случае недопустимого повышения давления. На нефтепроводах имеются системы гашения ударной волны и системы обнаружения утечек на участках нефтепровода

0

2

Системы телемеханики обеспечивают телеизмерение давления в пределах эксплуатируемого участка, телесигнализацию положения линейных задвижек по трассе, аварийную сигнализацию технологических параметров. Число баллов определяется надежностью системы

5

3

Системы телемеханики отсутствуют

10

Проведем бальную оценку FN N-Го линейного участка МН по выше приведенным факторам влияния F5j. Коэффициенты взяты по табл.1,2,3,4,5, (выбранные баллы отмечены жирным курсивом).

Исходя из состояния факторов влияния N-Го рассматриваемого участка:

0,1*(0,35*10+0,3*6+0,15*4+0,2*5)=0,69

Ввиду отсутствия достоверных статистических данных по аварийности на конкретном рассматриваемом МН, используем следующее соотношение [2]: лN = лСр(5)FN / BСр, , где

лСр(5) = (лСр*8,43%)/100% = 0,023 ав./103 км.*год.

лСр = 0,27 ав./103 км.- год - среднестатистическая по отрасли интенсивность аварий за 7 лет (см. табл. 6) [5];

ВСр - балльная оценка среднестатистического нефтепровода, принимаемая равной 3.

Табл.6

Тогда лN = лСр(5)FN / BСр, = (0,023*0,69)/3 = 0,0053 ав./103 км.*год.

Аналогично можно подсчитать интенсивность аварий данного участка МН по остальным группам факторов влияния.

Для участков, состоящих из отрезков с существенно различными факторами вдоль их длины, значение FП определяется как сумма оценок составляющих данный участок отрезков с учетом длин этих отрезков. Например, если на одном километре участка приходится переход через реку длиной 300 м, а на остальной части длиной 700 м находится лес, то

FП = 0,3F1 + 0,7F0,

Где F0, F1 - Балльные оценки соответствующих отрезков рассматриваемого участка.

В табл.7 приведены обобщенные характеристики балльной оценки FП и диапазоны ее значений для различных участков нефтепровода в зависимости от срока эксплуатации, определенные согласно приложению 5[2] и с учетом "старения" МН [3]. Конкретные значения FП уточняются экспертным путем.

Табл.7

№

Характеристика, тип участка МН

Срок эксплуатации, лет

Более 30

20 - 30

Менее 20

1

2

3

4

5

1

Участки трассы, удаленные от населенных пунктов и транспортных коммуникаций, проходящие по лесистой или степной зоне, кормовым угодьям, без болот и речных переходов

2,7 - 3,0

2,5 - 2,7

2,3 - 2,5

2

Переходы через водные преграды и обводненные участки трассы в силу повышенной коррозии и трудности восстановления изоляционного покрытия, а также на крупных водных переходах с возможным воздействием со стороны речного транспорта

4,6 - 6,0

4,3 - 5,9

4,1 - 5,7

3

Воздушные переходы через овраги, реки, подземные переходы через наземные транспортные коммуникации

3,7 - 4,3

3,5 - 4,1

3,3 - 4,0

4

Места расположения запорной и вспомогательной арматуры и ответвлений (лупингов)

4,3 - 4,8

4,1 - 4,6

3,9 - 4,4

5

Участки трассы, проходящие через зоны с повышенной плотностью населения, в которых возможны утечки нефти из МН из-за хищения нефтепродуктов, вандализма и других действий со стороны третьих лиц

4,0 - 5,0

3,8 - 4,8

3,6 - 4,6

6

Участки трассы, примыкающие к НПС, которые являются "источниками" или "приемниками" циклических нагрузок на МН, связанных с изменениями режима перекачки и возникновением при этом гидравлических волн

5,0 - 7,0

4,8 - 6,4

4,6 - 6,0

7

Участки трассы, пересекающие зоны с повышенной опасностью природных воздействий (геологические разломы, оползни)

4,6 - 6,0

4,3 - 5,9

4,1 - 5,7

Похожие статьи




Конструктивно-технологические факторы - Оценка степени риска аварий на магистральных нефтепроводах

Предыдущая | Следующая