Файл: Экспертная база по методике прогнозирования и оценки аварий на опасных производственных объектах магистрального трубопроводного транспорта.docx

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 P_раб в нефтепроводе (табл.3).Табл.3

Значения фактора F52в 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 ударовСтепень влияния данного фактора на вероятность возникновения аварийной ситуации при перекачке жидких сред определяется вероятностью образования волн давления, превышающих рабочее давление в нефтепроводе Р_рабболее 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 F_n n-голинейного участка МН по выше приведенным факторам влияния F_5j. Коэффициенты взяты по табл.1,2,3,4,5, (выбранные баллы отмечены жирным курсивом).Исходя из состояния факторов влияния n-горассматриваемого участка: 0,1*(0,35*10+0,3*6+0,15*4+0,2*5)=0,69Ввиду отсутствия достоверных статистических данных по аварийности на конкретном рассматриваемом МН, используем следующее соотношение [2]: λ

---

_n = λ_ср(5)F_n / B_ср, , гдеλ_ср(5) = (λ_ср*8,43%)/100% = 0,023 ав./10³ км.*год. λ_ср = 0,27 ав./10³ км.· год – среднестатистическая по отрасли интенсивность аварий за 7 лет (см.табл. 6) [5]; В_ср- балльная оценка среднестатистического нефтепровода, принимаемая равной 3.Табл.6Тогда λ_n = λ_ср(5)F_n / B_ср, = (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 F_попределяется 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 F_п = 0,3F₁ + 0,7F₀,где F₀, F₁ - балльные оценки соответствующих отрезков рассматриваемого участка. В табл.7 приведены обобщенные характеристики балльной оценки F_пи 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 F_путочняются 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

---

Оценка частоты образования дефектного отверстия в зависимости от его размеров

Наибольший риск аварий на МН связан с продольными разрушениями, которые могут происходить как по основному металлу труб, так и в зоне сварных швов, при образовании коррозионных «свищей», «гильотинных» разрывов.Из анализа аварийных утечек нефти следует, что характерный размер продольной трещины L_pподчиняется вероятностному распределению Вейбулла: где F(L_р) - вероятность образования трещины (дефектного отверстия) с характерным размером менее L_p, м.Один из вариантов дискретного распределения условной вероятности утечки нефти из дефектных отверстий с тремя характерными размерами L_p/ D и соответствующими им эффективными площадями S_эфф приведен в табл. 8. Значения S_эфф приведены для верхней границы интервала характерных размеров L_p/ D дефектных отверстий в предположении об их ромбической форме (щели) с соотношением длины к ширине 8:1.В табл. 8 D - условный диаметр трубопровода, S₀ = πD² / 4 - площадь поперечного сечения трубопровода, м². Выбранные таким образом размеры щелей и условной вероятности следует считать реперными.Табл.8

Параметры дефектного отверстия	«Свищи»	Трещины	«Гильотинный»
	m = 1	m = 2	разрыв т = 3
Lp/ D	0,3	0,75	1,5
Sэфф / S0	0,0072	0,0448	0,179
Доля разрывов	0,55	0,35	0,10

Для других значений характерных размеров L_p/ D

---

значения условной вероятности образования дефектного отверстия с таким характерным размером могут быть определены по формуле _:

Удельная частота аварий на участке с возникновением дефектных разрывов определенного размера (характерные размеры дефектных разрывов указаны в табл. 8 определяется по формуле где m = 1, 2, 3 - индекс, а сумма долей .

Применительно к участку МН длиной L = 20км с гильотинным порывом

; = ав./10³км*год=5,4*10⁴ав./20км*год

Расчет вероятного объема Vм3 пролившейся нефти

При проведении количественного анализа риска линейной части магистральных нефтепроводов, как проектируемых, так и действующих, является вычисление количества нефти, вытекающей через повреждение в теле трубы в результате гипотетической аварии. От точности вычисления этой величины зависят конечные результаты анализа риска – площадь разлива нефти, основные показатели поражающих факторов и экономические показатели ожидаемого ущерба, а также разработка компенсирующих мероприятий.Расчет количества нефти, вылившейся из трубопровода, согласно методике определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах, утвержденной Минтопэнерго РУЗ от 01.11.1995 г.[4] складывается из трех величин: – объема нефти, вылившейся с момента наступления факта разгерметизации трубопровода до отключения насосной станции (НС); – объема нефти, вылившейся с момента отключения НС до закрытия линейных задвижек, отсекающих аварийный участок трубопровода;

---