ПАКЕТ ПРИКЛАДНЫХ ПРОГРАММ

"БАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ФАКТОРОВ ВЛИЯНИЯ СОСТОЯНИЯ УЧАСТКОВ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ (МН)
НА СТЕПЕНЬ РИСКА АВАРИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ. ПРИЛОЖЕНИЕ 2.1. ОАО "АК "ТРАНСНЕФТЬ"ОТ 30.12.99 № 152"


Пакет прикладных программ "Бальная оценка факторов влияния состояния участков линейной части МН на степень риска аварии МН. Приложение 2.1. ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152" в составе: включен в единый реестр российских программ для электронных вычислительных машин и баз данных Минкомсвязи России, Рег. номер ПО 2833

ПРИМЕР ИНТЕРФЕЙСА ПРОГРАММНОГО МОДУЛЯ:





ПРИМЕР ИНТЕРФЕЙСА ОТЧЕТА В РЕДАКТОРЕ ОТЧЕТОВ:




СОСТАВ
ПК "БАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ФАКТОРОВ ВЛИЯНИЯ СОСТОЯНИЯ УЧАСТКОВ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МН НА СТЕПЕНЬ РИСКА АВАРИИ МН. ПРИЛОЖЕНИЕ 2.1. ОАО "АК "ТРАНСНЕФТЬ"ОТ 30.12.99 № 152" :

ОЦЕНКА ЧАСТОТЫ АВАРИЙ НА НЕФТЕПРОВОДЕ :

 

Оценка частоты аварий для участка нефтепровода проводится в следующей последовательности:

·         Определение бальной оценки коэффициента влияния kвл

           kвл  =Вn / Bср,

·         Определение локальной частоты утечек нефти ln

            ln = .  

·         Определение частоты образования дефектного отверстия в зависимости от его площади

          lсm = ln

         Процедура проведения оценки частоты аварий для участка нефтепровода и нефтепровода в целоя изложены в РД 03-418-01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов»;  «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152 «Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на маги­стральных нефтепроводах», Минтопэнерго РФ 01.11.95 г.; Проект РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных  нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба  по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г.

                                                                

ОПРЕДЕЛЕНИЕ БАЛЬНОЙ ОЦЕНКИ ЧАСТОТЫ УТЕЧЕК НЕФТИ :

 

Прогноз частоты аварийных утечек из МН проводится с учетом факторов влияния, которые объединены в следующие группы :

·         внешние антропогенные воздействия;

·         коррозия;

·         качество производства труб;

·         качество строительно-монтажных работ;

·         конструктивно-технологические факторы;

·         природные воздействия;

·         эксплуатационные факторы;

·         дефекты тела трубы и сварных швов.

Влияние факторов вышеперечисленных групп для каждого участка оценивается методом балльной оценки по балльной шкале.

Диапазон изменения и вклад каждого фактора в обобщенную балльную оценку определяется путем суммирования балльных оценок каждого фактора с помощью "весовых коэффициентов".

     Методики оценки частоты аварии разработаны  в предположении, что вероятность возникновения аварии пропорциональна величине обобщенной балльной оценки  и приведены в «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152,  РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба  по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г.

БАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ФАКТОРОВ ВЛИЯНИЯ СОСТОЯНИЯ МН НА СТЕПЕНЬ РИСКА В СООТВЕТСТВИИ МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ». ОАО «ТРАНСНЕФТЬ» ОТ 30.12.99 № 152 :

 

Для оценки локальной частоты аварий вводится система классификации и группировки факторов влияния в соответствии с общими причинами аварий, выявляемыми при анализе статистических данных по аварийным отказам. Из статистических данных по авариям на МН выделено восемь групп факторов влияния с указанием относительного "вклада" каждой группы Грi. (i = 1, ..., 8) в суммарную статистику аварийных отказов с помощью весового коэффициента рi (табл. 1.). Приведенные значения весовых коэффициентов рi носят предварительный характер и могут быть уточнены с учетом мнения специалистов.

В пределах каждой группы Грi имеется различное количество (J) факторов влияния. Каждый фактор имеет буквенно-цифровое обозначение Fij где i — номер группы, j — номер фактора в группе.

Относительный вклад фактора Fij внутри своей группы в изменение интенсивности аварийных отказов на рассматриваемом участке нефтепровода учитывается с помощью весового коэффициента (доли фактора в группе) qij.

На основании сформулированных определений проводится процедура деления трассы МН на участки, которая осуществляется последовательно и независимо по каждому фактору влияния Fij или группе факторов Грi. Критерием для определения местоположения границы очередного участка при делении трассы по фактору влияния Fij служит достаточно заметное (возможно, скачкообразное) изменение значения этого фактора влияния. Величина "скачка", выбираемая для данного фактора влияния, определяет длины и число участков, а, следовательно, и точность оценки риска. В общем случае длины участков, соответствующие делению по фактору влияния Fij, будут различны. Каждое последующее деление по очередному фактору влияния будет увеличи­вать общее число участков, причем границы участков, получаемых при очередной процедуре, могут совпадать с границами, установленными в ходе предыдущих процедур деления по другим факторам влияния. В ряде случаев на участках трассы, примыкающих к населенным пунктам, при необходимости степень детализации при разбивке может быть увеличена, а на незаселенных территориях уменьшена.

Таблица 1.

 

Обозначение и наименование группы факторов

Доля группы факторов р.

Гр1

Внешние антропогенные воздействия

0,20

Гр2

Коррозия

0,10

Гр3

Качество производства труб

0,05

Гр4

Качество строительно-монтажных работ

0,10

Гр5

Конструктивно-технологические факторы

0,10

Гр6

Природные воздействия

0,10

Гр7

Эксплуатационные факторы

0,05

Гр8

Дефекты тела трубы и сварных швов

0,30

 

Группа 1.  Гр1 Внешние антропогенные воздействия

В группу 1 входят внешние по отношению к рассматриваемой нефтепроводной системе факторы (табл. 2), влияющие на вероятность повреждения МН со стороны третьих лиц.

Таблица 2

Обозначение и наименование фактора влияния в группе 1

Доля в q1j

F11

Минимальная глубина заложения подземного МН

0,2

F12

Уровень антропогенной активности

0,2

F13

Степень защищенности наземного оборудования

0,1

F14

Состояние охранной зоны МН

0,1

F15

Частота патрулирования (обходов, облетов)

0,15

F16

Согласование со сторонними организациями проведения работ в охранной зоне

0,15

F17

Разъяснительные мероприятия в отношении населения и персонала предприятий иной ведомственной принадлежности

0,1

Фактор F11: Минимальная глубина заложения подземного МН

В качестве глубины минимального заложения h необходимо рассматривать фактическую толщину слоя грунта над верхней образующей самого мелкозаглубленного отрезка анализируемого участка МН независимо от протяженности этого отрезка. В соответствии с [1] требуемая минимальная глубина заглубления варьируется в зависимости от диаметра и назначения нефтепровода, а также от местных грунтовых условий и характера землепользования от 0,6 до 1,1 м от земной поверхности образующей нефтепровода (в среднем h = 0,9 м).

Балльное значение для фактической глубины заложения на наземном отрезке линейной части МН рассчитывается по следующим формулам:

при    0 < h <  0,6 (м)           B11= 1 + 25 (h - 0,6)2,

при 0,6 < h < 1,8  (м)           B11=  0,83 (1,8-h);

где      h = hгр+hдоп;

здесь   hгр - толщина слоя грунта над верхней образующей нефтепровода, м;

hдоп - толщина слоя грунта, м, эквивалентная толщине дополнительного механического защитного покрытия нефтепровода, определяемая в соответствии с данными табл.  3

Таблица  3

Тип и толщина дополнительного покрытия

Эквивалентная толщина слоя грунта hдоп, м

Бетонное покрытие толщиной 0,5 м

0,2

Бетонное покрытие толщиной 0,1 м

0,6

Защитный кожух (футляр)

0,6

Железобетонная плита

0,6

 

Для подводных переходов роль основной защиты от механической повреждения играют глубина заложения нефтепровода в донный грунт hгр и дополнительные защитные покрытия [бетонное покрытие на поверхности трубы (наряду с футеровкой) или железобетонная плита над нефтепроводом]. Кроме того, определенную роль играет глубина водоема.

В соответствии с требованиями [133] слой грунта до верхней образующей (с учетом балластировочных грузов или бетонного покрытия) должен составлять не менее 1,0 м.

В соответствии со статистическими данными средняя глубина водоемов hв в створах действующих подводных переходов (расстояние от зеркала воды до дна в створе перехода) составляет 4,0 м.

Балльное значение на переходах через водные преграды для комбинации фактической глубины заложения, глубины водоема и тип перехода рассчитывается следующим образом:

при     0 < (hгр+ hдоп) < 3,0 м     и     0 < hв < 4,0 м

В11 = 0,444 (hгр+ hдоп - 3,0) + 1,875 • 10-3(hв - 4,0)2 + Вт;

при           (hгр+ hдоп) > 3,0 м     или        hв > 4,0 м                    В11 = 0,

где      hв - фактическая глубина водоема над самым мелко заглубленным (в грунт) участком перехода;

Вт = 0 - для переходов, отнесенных к категории В;

Вт = 1 - для переходов, отнесенных к категории I;

Вт = 2 - для переходов, отнесенных к категории II;

Вт = 3 - для переходов, отнесенных к категории III, в соответствии с табл. 3* [13].

При отсутствии информации о реальном состоянии подводного перехода В11 выбирается равным 6.

 

Фактор F12: Уровень антропогенной активности

В табл. 4 приведены значения отдельных составляющих фактора F12 и соответствующие им балльные оценки В(т)12 где т — номер составляющей.

Итоговая балльная оценка для данного фактора рассчитывается как сумма балльных оценок вышеприведенных четырех составляющих:

Таблица 4

 

m

Наименование составляющей т фактора F12 — уровень антропогенной активности

В(т)12

1

Плотность населения (Hнас) в среднем в трехкилометровой полосе вдоль трассы:

 

0 < Hнас < 50 чел/км2

0,06 • Hнас

      Hнас > 50 чел/км2

3

2

Проведение в охранной зоне нефтепровода строительных, взрывных, изыскательских и т.п. работ (на сухопутных участках) и дноуглубительных, землечерпательных работ, прохождение судов с отданными якорями, цепями, волокушами, тралами в районах подводных переходов:

-          частое или систематическое без согласования с РНУ (АО МН)

3

-          случайное без согласования с РНУ (АО МН)

 

-          только с письменного разрешения РНУ (АО МН)

0,5

-          никаких регулярных работ не проводится, а случайных за период эксплуатации нефтепровода не наблюдалось

0

3

Наличие трубопроводов и других коммуникаций иной ведомственной принадлежности в охранной зоне нефтепровода:

-          большое количество (> 2)

2

-          небольшое количество (≤ 2)

0,5

-          вневедомственные коммуникации отсутствуют

0

4

Наличие участков автомобильных и железных дорог в пределах охранной зоны нефтепровода:

-          присутствуют

2

-          отсутствуют

0

 

 

Фактор F13: Степень защищенности наземного оборудования

Балльная оценка защищенности наземного оборудования линейной части МН (узлы линейных задвижек, площади пуска и приема очистных устройств, воздушные переходы) от возможных актов вандализма, наезда транспортных средств и т.п. рассчитывается как сумма балльных оценок отдельных составляющих этого фактора В(т)13 (табл. 5) по формуле

Таблица 5

 

т

Наименование составляющей т фактора F13 - степень защиты
наземного оборудования

В(т)13

1

Наличие и материал ограждения наземного оборудования:

-          ограждение отсутствует

3

-          деревянный забор или ограда из тонкой арматуры высотой не более
1,0—1,2 м

1

-          прочное стальное ограждение из труб

0

2

Наличие между авто- или железной дорогой и наземным оборудованием дополнительного "барьера":

-          "барьер" отсутствует

3

-          траншея или ров глубиной и шириной не менее 1,2 м

1

-          лесопосадка или ряд бетонных столбиков

0

3

Расстояние от авто- или железной дороги до площадки наземного оборудования:

менее 25        м

3

            25-45   м

2

            45-55   м

1

       более 50 м

0

4

Наличие предупреждающих и запрещающих знаков:

-          отсутствуют

1

-          присутствуют

0

В случае отсутствия на рассматриваемом участке трассы наземного оборудования балльная оценка принимается равной 0.

Фактор F14: Состояние охранной зоны МН

Балльная оценка состояния охранной зоны определяется как сумма балльных оценок двух составляющих данного фактора по табл. 6

 

Таблица 6

 

т

Наименование составляющей т фактора F14-состояние охранной зоны

В(т)14

1

Степень расчистки охранной зоны:

-          полоса расчищена в соответствии с требованиями ПТЭ

0

-          возможен обзор трассы с земли и воздуха

1

-          полоса расчищена неравномерно

2

-          имеют место поросшие зеленью участки (с земли и воздуха трасса просматривается нечетко)

3

-          полоса полностью поросла зеленью, трасса неразличима

5

2

Закрепление трассы знаками

-          установлены все знаки в соответствии с ПТЭ

0

-          установлены все знаки, но некоторые из них плохо просматриваются
(например, из-за некачественной покраски)

1

-          не все знаки установлены, требуется установка дополнительных знаков у авто- и железных дорог, водных переходов

2

-          отсутствие большей части знаков

3

-          полное отсутствие знаков закрепления трассы

5

 

 

Фактор F15: Частота патрулирования

Балльная оценка фактора выбирается непосредственно из табл. 7 и соответствует фактической частоте обходов на рассматриваемом участке трассы.

Таблица 7

 

т

Наименование составляющей т фактора F15  — частота патрулирования

В(т)15

1

Ежедневные обходы

0

2

Четыре раза в неделю

1

3

Три раза в неделю

1,5

4

Два раза в неделю

2

5

Один раз в неделю

3

6

От одного до трех раз в месяц

5

7

Менее одного раза в месяц

8

8

Патрулирование трассы не проводится

10

 

 

Фактор F16: Согласование со сторонними организациями проведения работ в охранной зоне МН

Балльная оценка для данного фактора определяется как сумма балльных оценок его составляющих по табл. 8

Таблица 8

т

Наименование составляющей т фактора F16 -согласование со сторонними организациями проведения работ в охранной зоне МН

В(т)16

1

Наличие системы согласования на предмет проведения работ в охранной зоне между сторонними организациями и РНУ (АО МН):

-          отсутствует

3

-          имеет место

0

2

Наличие планово-картографических материалов о фактическом расположении нефтепровода и его отводов:

-          имеются у районной администрации

0

-          отсутствуют у районной администрации

1

3

Наличие планово-картографических материалов о фактическом расположении нефтепровода и его отводов:

-          имеются у предприятий-землепользователей

0

-          отсутствуют у предприятий-землепользователей

3

4

Случаи несанкционированного проведения работ в охранной зоне за все время эксплуатации нефтепровода:

-          не имели места

0

-          имел место 1 случай

1

-          имели место неоднократно

3

 

Фактор F17: Разъяснительные мероприятия в отношении населения и персонала предприятий иной ведомственной принадлежности

Балльная оценка для данного фактора определяется как сумма балльных оценок его составляющих по табл. 9

Составляющие факторов и их балльные значения могут уточняться применительно к конкретным МН по согласованию с представителями эксплуатирующей организации.

 

Таблица 9

т

Наименование составляющей т фактора F17 - разъяснительные мероприятия в отношении населения и персонала предприятий иной ведомственной принадлежности

В(т)16

1

Работа РНУ (АО МН) по уведомлению населения о расположении трассы и ознакомлению с правилами поведения в охранной зоне МН:

-          не проводится

4

-          проводится несистематически

1,5

-          проводится систематически

0

2

Работа РНУ (АО МН) по уведомлению рабочих и персонала низового звена управления строительных, промысловых и им подобных предприятий иной ве­домственной принадлежности о расположении трассы и обучению их правилам ведения работ в охранной зоне нефтепровода:

-          не проводится

4

-          проводится несистематически

1,5

-          проводится систематически

0

 

 

Группа 2. Гр2           Коррозия

 

Данная группа факторов оценивает объективно существующие на трассе условия, способствующие интенсификации почвенной коррозии (коррозионной активности грунтов, обводненности, других подземных металлических сооружений, в том числе токопроводящих) и эффективности пассивной и активной защиты нефтепровода от агрессивных коррозионных воздействий. Факторы, входящие в данную группу, перечислены в табл. 10.

Таблица 10

Обозначение и наименование фактора влияния в группе 2

Доля в группе q2j

F21

Наличие и качество работы устройств ЭХЗ

0,20

F22

Состояние изоляционного покрытия

0,20

F23

Коррозионная активность фунта

0,10

F24

Продолжительность эксплуатации МН без замены изоляционного покрытия

0,10

F25

Наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи МН

0,14

F26

Проведение измерений в целях контроля эффективности ЭХЗ

0,13

F27

Контроль защищенности МН

0,13

 

Фактор F21: Наличие и качество работы устройств ЭХЗ

Балльная оценка данного фактора рассчитывается как сумма балльных оценок трех составляющих по табл. 11

 

Таблица 11

т

Наименование составляющей т фактора F21 -наличие и качество
 работы устройств ЭХЗ

В(т)21

1

Защищенность МН в зависимости от протяженности ЭХЗ Lэхз - сохранение разности потенциалов "труба— земля" в пределах от —0,85 до 1,2В:

             Lэхз = 100 %  ЭХЗ

0

85*% < Lэхз < 99 %

1

              Lэхз <85%

3

2

Срок ввода ЭХЗ в эксплуатацию на данном участке:

-          одновременно с нефтепроводом

0

-          менее чем через 1 год после начала эксплуатации нефтепровода

1

-          через 1—2 года после начала эксплуатации нефтепровода

2,5

-          через 3—4 года после начала эксплуатации нефтепровода

3,5

-          через 5—7 лет после начала эксплуатации нефтепровода

4

3

Периодичность технического осмотра, профилактического обслуживания и проверки работы средств ЭХЗ: в соответствии с ПТЭ (не реже двух раз в месяц на УКЗ,

-          четыре раза в месяц на УДЗ и один раз в полгода на УПЗ)

0

-          с незначительными отклонениями от ПТЭ

1

-          с грубыми нарушениями сроков

2

 

Фактор F22 : Состояние изоляционного покрытия

Итоговая балльная оценка поданному фактору складывается из балльных оценок четырех составляющих, приведенных в табл. 12 При отсутствии изоляции В22 = 10.

 

Таблица 12

т

Наименование составляющей т фактора F22 -состояние изоляционного
покрытия

В(m)22

1

Соответствие применяемого материала и конструкции покрытия условиям окружающей среды и конструктивным параметрам нефтепровода:

-          тип покрытия полностью соответствует существующим внешним условиям и диаметру нефтепровода

0

-          в целом адекватная изоляция, но по некоторым параметрам она неточно соответствует специфическим условиям эксплуатации

1,5

-          нанесенная изоляция непригодна для долгосрочной службы в данных условиях

2,5

2

Качество нанесения изоляционного покрытия:

-          применяется покрытие заводского нанесения

0

-          нанесение покрытий в трассовых условиях производилось в полном соответствии с требованиями СНиП 111-42—80 в присутствии представителя технадзора заказчика

0

-          нанесение покрытий в трассовых условиях выполнялось со значительными отклонениями от требований СНиП (грунтовка нанесена не сразу после очистки и осушки или неточно соблюдены температурные пределы нанесения грунтовки или покрытия и т.п.)

1

-          нанесение покрытий в трассовых условиях выполнялось со значительными отклонениями от требований СНиП (без тщательной очистки поверхности, без соблюдения температурных пределов нанесения и т.п.)

2

-          нанесение изоляции в трассовых условиях выполнено неправильно, с пропуском ряда важных операций

2,5

3

Качество и периодичность контроля состояния покрытия:

-          полный контроль состояния изоляции (поиск дефектов методом выносного электрода или искателем повреждений, измерение переходного сопротивления, защитного тока, толщины, сплошности, адгезии) квалифицированным персоналом не реже одного раза в 2 года с немедленной передачей сведений в РНУ (АО МН)

0

-          полный контроль состояния изоляции не реже одного раза в 2,5—3 года или неполный (при отсутствии 1-го типа измерений) не реже одного раза в 2 года, но достаточно квалифицированным персоналом

1,5

-          нерегулярный и редкий (реже одного раза в 3 года) контроль

2

-          редкий контроль с недостаточным приборным оснащением

2,5

4

Качество ремонта изоляции:

-          сведения об обнаруженных дефектах покрытия немедленно регистрируются в специальной документации, существует график ремонтов, отремонтированные покрытия соответствуют требованиям, предъявляемым к основным покрытиям

0

-          сведения об обнаруженных дефектах регистрируются регулярно, ремонты производятся по мере возможности, хотя и достаточно качественно

1,5

-          сведения об обнаруженных дефектах регистрируются нерегулярно, ремонты производятся хаотично и недостаточно качественно

2

-          сведения об обнаруженных дефектах не регистрируются, ремонты не производятся

2,5

 

 

Фактор F23: Коррозионная активность грунта

Коррозионные свойства грунта зависят от его температуры, влажности, пористости, газопроницаемости, содержания солей характеристик, которые интегрированы в удельном сопротивлении грунта ρгр. Балльная оценка данного фактора складывается из балльных оценок трех составляющих (табл. 13). В том случае, если сумма баллов превышает 10 (или при отсутствии данных о свойствах грунта), В23 = 10.

 

Таблица 13

т

Наименование составляющей т фактора F23 - коррозионная

активность грунта

В(m)23

1

Удельное электросопротивление грунта ρгр, Ом • м:

        ρгр <5

10

   5≤ ρгр ≤20

12-0,4 ρгр

20 < ρгр ≤100

5-0,05 ρгр

        ρгр > 100

0

2

Кислотность грунта, рН:

3 ≤ рН ≤ 7

8,75-1,25рН

      рН >7

0

3

Деятельность микроорганизмов:

-          имеет место

2

-          отсутствует

0

Фактор F24: Продолжительность эксплуатации МН без замены изоляционного покрытия

Балльная оценка данного фактора рассчитывается по формулам:

при       τэксп ≤ 8 лет               B24 = 0,25τэксп;

при 8 < τэксп ≤ 20 лет             В24 = -3,33 + 0,66 τэксп;

при       τэксп >20 лет              B24 = 10,

где        τэксп — продолжительность эксплуатации МН, лет.

 

Фактор F 25: Наличие подземных металлических сооружений и энергосистем вблизи МН

Балльная оценка протяженности зон электрохимического взаимодействия МН с другими металлическими подземными и наземными сооружениями (в том числе электрифицированными), линиями электропередачи рассчитывается как сумма оценок двух составляющих (табл. 14). В случае, когда сумма баллов превышает 10, принимается значение В25 = 10.

Таблица 14

т

Наименование составляющей т фактора F25 -наличие подземных
металлических сооружений и энергосистем вблизи нефтепровода

В(m)25

1

Количество находящихся в пределах 200 м от трассы металлических сооружений на анализируемом участке:

ни одного

0

1 - 10

3

11-25

7

  > 25

10

2

Наличие энергосистем постоянного и переменного тока:

-          отсутствуют в пределах 200 м от трассы

0

-          присутствуют, но предусмотрена защита от блуждающих токов

5

-          присутствуют, защита от блуждающих токов отсутствует

10

 

 

Фактор F26: Проведение измерений в целях контроля эффективности ЭХЗ

Балльная оценка рассчитывается как сумма балльных оценок двух составляющих (табл. 15).

Таблица 15

 

т

Наименование составляющей т фактора F26 - проведение измерений в целях контроля эффективности ЭХЗ

В(m)26

1

Расстояния Lкв между катодными выводами и проведение контроля вблизи других металлических сооружений:

-          Lкв < 1 ,0 км, контроль всех критичных участков

0

-          1,0 < Lкв < 3,0 км, контролируются все пересечения с другими подземными нефтепроводами и другие критичные участки, но не все переходы через искусственные препятствия

1,5

-          между некоторыми катодными выводами Lкв > 3,0 км не все критичные участки контролируются

3

2

Частота fкит (1/год) проведения измерений в КИТ:

      fкит > 2

0

2 < fкит < 2

5

      fкит < 1

10

 

 

Фактор F27: Контроль защищенности нефтепровода

Балльная оценка контроля защищенности нефтепровода определяется временем τкит (количеством лет), прошедшим с момента проведения последних измерений в КИТ (табл. 16).

Таблица 16

 

т

Наименование составляющей т фактора F27 — контроль защищенности
нефтепровода

В(m)27

1

        τкит ≤ 5   лет

0,2 τ2кит

2

10 ≥ τкит > 5   лет

τкит

3

        τкит > 10 лет

10

 

 

Группа 3.  ГрКачество производства труб

 

Влияние производственных факторов на вероятность аварии связано с возможным наличием дефектов поставляемых труб и оборудования. В составе данной группы факторов целесообразно также рассматривать продолжительность эксплуатации нефтепровода, которая существенно влияет на аварийное проявление (утечки, раз­рывы) производственных дефектов труб.

В данной группе учитываются три фактора влияния (табл. 17)

 

Таблица 17

 

Обозначение и наименование фактора влияния в группе 3

Доля в группе q3j.

F31

Технология изготовления и марка стали труб

0,5

F32

Поставщик труб

0,3

F33

Продолжительность эксплуатации участка МН

0,3

 

 

Фактор F31: Технология изготовления и марка стали труб

Балльная оценка фактора выбирается непосредственно из табл. 18 в соответствии с эксплуатируемым на анализируемом участке типом труб.

Таблица 18

 

№ п/п

Наименование фактора F31 — технология изготовления
и марка стали труб

B31

1

2

3

1

Трубы сварные (прямошовные и спиральношовные) из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5 % и прошедшие 100 %-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений методами неразрушающего контроля.

 

Марки стали: 08Г2ФБТ, 10Г2Т, 10Г2БТ, 10Г2ФБ, Х70, 09Г2БТ, 08Г2ФЮ, 08Г2Т-У, 117ПС-У, 17ГС-У, 10Г2БТЮ1, 10Г2БТЮ2, 10Г2ФБЮ1.

Импортные: по ТУ 100-86, ТУ 75-86, ТУ 530-89МГ, ТУ 20-88, ТУ 56-83

0

2

Трубы сварные (прямошовные и спиральношовные) из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки (17ГС, 17Г1С, 13Г2АФ, 17Г1С-У) и термически упрочненные трубы, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100 %-ный контроль сварных соединений методами неразрушающего контроля.

Бесшовные из катаной или кованой заготовки (09Г2С, 20), прошедшие 100 %-ный контроль методами неразрушающего контроля, бесшовные горячедеформированные (13ГФА, 12ГА, 16 ГА) — малый диаметр

4

3

Трубы сварные (прямошовные и спиральношовные) из нормализованной и горячекатаной низколегиро­ванной стали (08Г2Т, 08Г2Т-У, 13Г2АФ, 08ГБЮТ, 17ГС, 17Г1С) и термически упрочненные трубы, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100 %-ный контроль сварных соединений методами неразрушающего контроля. Бесшовные холодно- и горячедеформированные (10Г2, 20), прошедшие 100 %-ный контроль методами неразрушающего контроля, электросварные из углеродистой и низколегированной сталей (Вст, Зсп, Юсп, 10, 20, 09Г2СФ, 08ГБЮТ, 08ГБЮТР) - малый диаметр

7

4

Трубы сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двухсторон­ней электродуговой сваркой или токами высокой частоты (17Г1С, 17Г1С-У нетермообработанные, импортные по ТУ 22-28—88 с 50 %-ным УЗ-контролем, ТУ 20-28/92 VSZ).

Бесшовные трубы из углеродистой и низколегирован­ной стали 10, 20, 10Г2, бесшовные горячедеформированные (20ЮТ, 15ГЮТ, ТУ 387-90), из катаной заготовки (10, 20, 10Г2, 09Г2), электросварные (10, 20, СтЗсп, 10сп) — малый диаметр

10

 

 

Фактор F32: Поставщик труб

Таблица 19

 

№ п/п

Наименование фактора F32 — поставщик труб

B32

1

ФРГ, Италия, Япония

0

2

Харцызский трубопрокатный завод

2

3

Выксунский металлургический завод

Новомосковский трубный завод

4

4

Челябинский трубопрокатный завод

Волжский трубный завод

6

5

Другие отечественные заводы, Болгария, Чехия

9

 

 

Фактор F33: Продолжительность эксплуатации участка МН (τэксп)

 

Таблица 20

 

№ п/п

Наименование фактора F33 эксплуатации 33 — продолжительность участка МН

B33

1

0 < τэксп ≤  4  года

9

2

4 < τэксп ≤ 15 лет

3

3

      τэксп > 15 лет

6

Группа 4.  ГрКачество строительно-монтажных работ

 

Некачественное или неправильное выполнение строительно-монтажных работ (СМР) чревато появлением дефектов труб и изоляционного покрытия, возникновением дополнительных напряжений в нефтепроводе, нарушением его устойчивости, что в свою очередь значительно повышает вероятность возникновения аварии на этапе эксплуатации. Качество СМР зависит от многих факторов, среди которых важное место занимают сложность трассы, климатические условия, уровень квалификации строителей, контроль всех строительных операций, адекватность и качество материалов, условия их транспортирования и хранения (табл. 21)

Таблица 21

Обозначение и наименование фактора влияния в группе 4

Доля в группе q4j

F41

Категория участка по сложности производства работ

0,15

F42

Уровень "комфортности" производства работ

0,15

F43

Контроль качества строительных работ

0,25

F44

Контроль качества сварных соединений

0,25

F45

Адекватность применяемых материалов и изделий

0,1

F46

Качество хранения и обращения с материалами

0,1

 

Фактор F41: Категория участка по сложности производства работ

Сложность трассы, характеризуемая степенью пересеченности и обводненности местности, наличием мерзлых грунтов и т.п., вли­яет на условия и передвижения и работы строительных машин и механизмов, их энергообеспечения, трудоемкость всех технологических операций.

Балльная оценка факторов выбирается непосредственно из табл. 22 в зависимости от того, к какой категории относится ана­лизируемый участок.

Таблица 22

 № п/п

Наименование фактора F41 — категория участка МН по сложности производства работ

B41

1

2

3

1

Участки I категории сложности (подводные и надводные переходы через реки шириной более 50 м, болота II и III типа, барханные незакрепленные пески, продольные уклоны крутизной более 30° и протяженностью более 100 м, горные участки, вечномерзлые грунты)

9

2

Участки II категории сложности (подводные и надводные переходы через реки шириной до 50 м, болота I типа, закрепленные барханные пески, продольные уклоны крутизной до 33°, косогорные участки с боковой крутизной до 15°, подземные и воздушные переходы через железные дороги; отдельные продольные уклоны с крутизной более 30° и протяженностью менее 100 м, овраги и балки)

6

3

Участки III категории сложности (отдельные продольные уклоны крутизной до 30° малой протяженности, косогорные участки с малой крутизной, подземные и воздушные переходы через автодороги, балки)

2

4

Равнинные участки

0

 

Фактор F42: Уровень "комфортности" производства работ

Данный фактор учитывает влияние неблагоприятных климатических и местных природных условий (холода, жары, сырости) для работы строителей на качество выполнения основных технологических операций, в частности ручной дуговой сварки стыков. Балльная оценка фактора выбирается непосредственно из табл. 23 в зависимости от принадлежности анализируемого участка к тому или иному климатическому району (КР) в пределах России, местности и сезона строительства. Обозначения КР приводятся в соответствии с [5].

 

Таблица 23

 

№ п/п

Наименование фактора F42"комфортность" производства работ

B42

1

От умеренно холодного до умеренно теплого (II 4, II 5, II6, II 7, II 8, II9); лето

1

2

Умеренно теплый с мягкой зимой (II 9); весна, осень

2

3

От умеренно холодного до умеренно теплого (II 4, II 5, II6, II 7); зима

3

4

Умеренно теплый влажный, умеренно теплый с мяг­кой зимой (II 8, II9); зима

4

5

Холодный, очень холодный (I1, I2); весна

5

6

Арктический (II 2, II 3); весна, осень, лето

6

7

Арктический, холодный, очень холодный (I1, I2, II 2, II3); зима

7

8

От умеренно холодного до умеренно теплого (II 4, II 5, II6, II7); весна, осень

9

9

От умеренно холодного до умеренно теплого (II 4, II 5, II6, II7); холодный, очень холодный (I1, I2); весна, лето, осень (болотистая местность)

10

10

Арктический, холодный, очень холодный (I1, I2, II 2, II3); лето (болотистая местность)

10

 

Фактор F43: Контроль качества строительных работ

Влияние данного фактора определяется полнотой и тщательностью контроля качества земляных, изоляционно-укладочных работ и обратной засыпки (контроль качества сварных соединений выделен в отдельный фактор), позволяющего вовремя выявить нарушения проекта и установленных допусков. Балльная оценка выбирается из табл. 24.

 

Таблица 24

 

№ п/п

Наименование фактора F43 — контроль качества строительных работ

B43

1

Производителями работ осуществлялся операционный контроль качества по всем технологическим процессам, был произведен выборочный контроль качества всех видов работ представителями заказчика, органами госнадзора и госинспекции, о чем свидетельствуют соответствующие документы

9

2

Производителями работ осуществлялся операционный контроль качества по всем технологическим процессам, был произведен выборочный контроль качества отдельных видов работ представителями заказчика, о чем свидетельствуют соответствующие документы

1

3

Производителями работ осуществлялся операционный контроль качества по всем технологическим процессам, о чем свидетельствуют соответствующие документы

6

4

Производителями работ осуществлялся операционный контроль качества, однако в документации это отражено слабо

2

5

О производимых проверках качества работ ничего не известно

0

 

Фактор F44: Контроль качества сварных соединений

Влияние данного фактора на вероятность возникновения аварийных утечек нефти из МН определяется полнотой охвата сварных стыков в пределах анализируемого участка контролем физическими методами как наиболее объективным видом контроля. Балльная оценка рассчитывается по следующим формулам:

 

для участков категорий В, I, II, III

при 55 % ≤ Ксв ≤ 100 %       В44 = 22- 0,22Ксв;

при             Ксв <55%                        В44 = 10;

для участков IV категории

при             Ксв<10%             В44 = 10;

при 10 % ≤ Ксв ≤ 20%          В44 = 15-0,5 Ксв;

при 20 % < Ксв ≤ 100 %       В44 = 7,8•10-4 (Ксв - 100)2,

где      Ксв — процент охвата сварных стыков контролем физическими методами.

 

 

Фактор F45: Адекватность применяемых материалов и изделий

Применение при строительстве МН материалов и изделий (труб, изоляционных покрытий, защитных механических покрытий, балластировочных устройств, арматуры, вставок, мягкой подсыпки и засыпки), не соответствующих проекту, может привести к аварии на этапе эксплуатации. Балльная оценка выбирается из табл. 25 исходя из наличия документации, свидетельствующей о примене­нии материалов и изделий на этапе строительства анализируемого участка строго по проекту.

 

Таблица 25

№ п/п

Наименование фактора F45адекватность применяемых материалов
и изделий

B45

1

Имеется в наличии вся документация, свидетельствующая о применении строго соответствующих проекту материалов и изделий, а также сертификаты, паспорта, другие документы, подтверждающие качество примененных материалов и изделий

0

2

Имеющаяся документация свидетельствует о произведенных заменах материалов и изделий, требуемых по проекту, на подобные по основным характеристикам

1,5

3

При отсутствии части подтверждающей документации существуют свидетельства персонала об отсутствии нарушений проектных требований в части примененных материалов и изделий

3

4

Существуют документальные свидетельства о применении на этапе строительства материалов и изделий, не соответствующих проекту и в той или иной степени отличающихся от проектных по основным характеристикам в худшую сторону

8

5

Отсутствие документации, подтверждающей применение материалов и изделий в соответствии с проектом

10

 

 

Фактор F46: Качество хранения и обращения с материалами

Балльная оценка зависит от условий транспортирования материалов до места строительства (дальность перевозки, число перегрузок, приспособленность транспортных средств), условий хранения до момента установки, режимов подготовки материалов к установке, аккуратности обращения с ними во время проведения технологических операций и рассчитывается как сумма балльных оценок трех составляющих (табл. 26).

 

Таблица 26

 

т

Наименование составляющей т фактора F46качество хранения и обращения с материалами

B(m)46

1

Условия транспортирования: транспортирование на специальных транспортных средствах в требуемом положении с амортизирующими прокладками и минимальным числом погрузок-разгрузок щадящими способами

0

Транспортирование на специальных транспортных средствах в требуемом положении с амортизирующими прокладками, но с большим числом погрузок-разгрузок

2

Транспортирование на неприспособленном транспорте или в неправильном положении с превышением пределов по загрузке

4

Неправильные  методы погрузки-разгрузки (сбрасывание, перемещение волоком и т.п.)

6

2

Условия хранения: материалы защищены от вредных воздействий окружающей среды и хранятся в правильном положении

0

Материалы защищены от вредных воздействий окружающей среды, но хранятся в неправильном положении

1

Материалы не защищены от вредных воздействий

3

3

Условия обращения с материалами при производстве работ:

способы подготовки материалов к установке и обращение с ними во время технологических операций строго соответствуют требованиям СНиП по производству работ

0

Не соответствуют требованиям СНиП по производству работ

2

 

Группа 5.    Гр5        Конструктивно-технологические факторы

 

Данная группа включает факторы (табл. 27), отражающие влияние на вероятность аварии качества основных проектных решений. Здесь оценивается точность учета всех возможных нагрузок и воздействий на МН при расчете его конструкции.

 

Таблица 27

 

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 δрасч сравнивается с наименьшим (в пределах данного участка) фактическим значением толщины стенки δфакт, 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 δрасч / δфа|сг с помощью следующих формул:

при 1,0 < δрасч / δфа|сг ≤ 1,8                В51 = 22,5 - 12,5(δрасч / δфа|сг);

при          δрасч / δфа|сг <1,0                 В51 = 10;

при          δрасч / δфа|сг >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 Рраб в нефтепроводе (табл. 28).

 

Таблица 28

Значения фактора F52 в зависимости от амплитуды нагрузки и числа циклов нагружения

Амплитуда нагрузки, % от Fра6

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. 29

 

Таблица 29

 

№ п/п

Наименование фактора F53 — возможность возникновения
гидравлических ударов

B53

1

2

3

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 подавлению, автоматическое управление системами отключения перекачивающих агрегатов и соответствующей арматуры, включает ли подсистему предотвращения гидроударов (табл. 30).

 

Таблица 30

 

№ п/п

Наименование фактора F54 —системы телемеханики и автоматики (СТА)

B54

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

 

 

Группа 6.  ГрПриродные воздействия

 

В данной группе рассматриваются факторы влияния, связанные с природными воздействиями механического характера:

-       повреждения МН при деформациях грунта, происходящих в форме обвалов, оползней, селевых потоков, термокарста, пучения грунта, солифлюкции;

-       повреждения прямых и слабоизогнутых участков МН вследствие продольно-поперечного изгиба МН от действия термических сжи­мающих нагрузок с разрушением засыпки, полной потерей устойчивости изогнутого состояния и резким нарастанием прогибов и пластических деформаций в сечении нефтепровода;

-       неравномерная осадка МН, которая более всего проявляется на наземных узлах разветвленной конфигурации (узлах подключения к НПС), линейной арматуре, камерах пуска и приема очистных устройств, береговых "гребенках" и на примыкающих к ним участках;

-       размывы траншеи на подводном переходе МН, связанные с переформированием русла реки, и повреждения МН от гидродинамического воздействия потока.

Данная группа включает четыре фактора влияния (табл. 31).

 

Таблица 31

Обозначение и наименование фактора влияния в группе 6

Доля в группе q6j.

F61

Вероятность перемещений грунта или размыва подводного
перехода

0,2

F62

Несущая способность грунта

0,15

F63

Наличие на участке линейной арматуры и наземных узлов
разветвленной конфигурации

0,15

F64

Проведение превентивных мероприятий

0,5

 

 

Фактор F61: Вероятность перемещений грунта или размыва подводного перехода

Балльная оценка определяется в соответствии с вероятностью перемещений грунта или размыва подводного перехода (табл. 32). Категории участков МН при переходах через водные преграды принимаются в соответствии с Табл. 3* в [13].

Таблица  32

№ п/п

Наименование фактора F61 — вероятность перемещения фунта
или размыва подводного перехода

B61

1

Высокая вероятность. Перемещения фунта являются обычным явлением, наблюдаются регулярные сдвиги и разрывы фунта, оползни, оседания,
обвалы, пучения. Зоны сейсмической активности, зоны вечной мерзлоты, зоны шахтных разработок, горные районы. Подводный переход относится
к 3 или 2 типу

10

2

Средняя вероятность. Топография и типы фунта не исключают возможности перемещений фунта, однако значительные деформации фунта наблюдаются редко. Повреждений или недопустимых изменений положения МН по этой причине не зарегистрировано. Подводный переход относится ко 2 типу

5

3

Низкая вероятность. Перемещения фунта наблюдаются редко. Смещения и повреждения МН практически исключены. Подводный переход относится к 1 типу

1

4

Никаких признаков, указывающих на потенциальную угрозу, связанную
с перемещениями фунта, нет

0

5

Информация о возможности перемещений фунта на подводном переходе отсутствует

10

 

 

Фактор F62: Несущая способность грунта

Таблица 33

 

№ п/п

Наименование фактора F62несущая способность грунта

B62

1

Низкая (торфяники — сильно- и слаборазложившиеся; зоны болот; пески — пылеватые твердомерзлые и пылеватые с включениями гальки, гравия и валунов; супеси твердомерзлые — мало- и сильнольдистые)

10

2

Средняя (суглинки твердомерзлые — малольдистые и льдистые, суглинки с включениями гравия и гальки)

5

3

Нормальная (глины твердомерзлые — малольдистые и льдистые, глинистые сланцы с кварцевыми жилами, галечниковые фунты и супеси с включениями гравия и гальки)

2

 

 

Фактор F63: Наличие на участке линейной арматуры и наземных узлов разветвленной конфигурации

Таблица 34

 

№ п/п

Наименование фактора F63 — наличие на участке линейной арматуры
и наземных узлов разветвленной конфигурации

B63

1

На участке присутствует надземный узел со сложной обвязкой и арматурой без фундамента

10

2

На участке присутствует сложный надземный узел с арматурой на фундаменте, рамная конструкция рассчитана с учетом рекомендаций современных нормативных документов

5

3

На участке присутствует линейная арматура без фундамента

1

4

На участке присутствует линейная арматура на фундаменте

3

5

Надземные сооружения отсутствуют

0

 

 

Фактор F64: Проведение превентивных мероприятий

 

К превентивным мероприятиям относятся:

 

1.      Меры, обеспечивающие физическую защиту или ослабление напряжений в МН:

-          заложение МН ниже глубины деформаций грунта (для подводных переходов — ниже предполагаемой глубины размыва),

-          перенос участка трассы,

-          устройство подпорных стенок на косогорах,

-          установка компенсаторов,

-          грунтовая разгрузка МН с помощью устройства параллельных траншей.

 

2.      Меры по изменению свойств грунта, например осушение грунта с помощью систем дренажа.

3.      Охлаждение перекачиваемого продукта на участках с вечной мерзлотой.

4.      Проведение мониторинга деформаций грунта и перемещении нефтепровода.

 

Балльная оценка определяется тем, проводятся или нет предупредительные мероприятия на анализируемом участке трассы. В случае необходимости их проведения и рассчитывается как сумма балльных оценок четырех составляющих (табл. 35).

 

Таблица 35

 

т

Наименование составляющей т фактора F64 -проведение превентивных
мероприятий

B(m)64

1

Меры по ослаблению напряжений в МН:

-          имели место (или не требуются)

0

-          не имели места или неадекватны

2

2

Мероприятия по изменению свойств грунта:

-          проводятся (или не требуются)

0

-          не проводятся или проводятся неадекватно

1,5

3

Мониторинг деформаций грунта и перемещений нефтепровода:

-          проводится постоянно с помощью, например, инженерно-сейсмометрических станций

0

-          проводится визуально два раза в год (весной и осенью) с помощью неподвижных реперов на трассе

1

-          не проводится или проводится редко

3

4

Обследование подводного перехода проводится:

-          с периодичностью в соответствии с ПТЭ

0

-          реже, чем требуется по ПТЭ

3

 

 

Группа 7.  Гр7   Эксплуатационные факторы

 

На возможность отказов во время работ, предусмотренных ПТЭ, влияют подготовка и слаженность работы персонала, выполнение инструкций, качество средств связи между персоналом Н ПС и диспетчером РНУ (АО МН) и другие факторы (табл. 36).

 

Таблица 36

Обозначение и наименование фактора влияния в группе 7

Доля в группе q7j

F71

Эксплуатационная документация

0,2

F72

Периодичность контроля и ремонтов

0,25

F73

Качество профилактических работ и ремонта

0,25

F74

Качество связи

0,1

F75

Уровень обучения персонала

0,2

 

 

Фактор F71: Эксплуатационная документация

 

Балльная оценка данного фактора влияния определяется наличием у персонала линейной эксплуатационной службы (ЛЭС) и своевременным обновлением всей необходимой в соответствии с ПТЭ технической и оперативной документации по линейной части МН. а именно: схем обслуживаемых участков, технических паспортов на МН и подводные переходы, паспортов основного оборудования, производственных, должностных и противопожарных инструкций, инструкций по эксплуатации оборудования, инструкций на аварийную технику, журнала осмотра трассы, журнала регистрации ремонтных работ на трассе, журнала линейного ремонтера, технических актов на ликвидацию аварий и повреждений, оперативной документации по метанолу, плана сбора аварийной бригады, журнала учета выезда аварийных машин. Балльная оценка рассчитывается как сумма балльных оценок трех составляющих (табл. 37).

 

Таблица 37

т

Наименование составляющей т фактора F71 -эксплуатационная
документация

B(m)71

1

Наличие необходимой документации:

-          в наличии весь объем документации

0

-          часть документации отсутствует

2

2

Внесение необходимых изменений и записей:

-          необходимые изменения и записи вносятся незамедлительно

0

-          изменения и записи вносятся с задержками

1,5

-          изменения не вносятся

4

3

Пересмотр инструкций и схем:

-          производится не реже одного раза в 3 года

0

-          производится реже одного раза в 3 года

2

 

Фактор F72: Периодичность контроля и ремонтов

Балльная оценка назначается в зависимости от степени соблюдения требуемого по ПТЭ графика проведения осмотров, контрольных операций, межремонтного обслуживания и ремонтов на линейной части МН (табл. 38).

Таблица 38

т

Наименование составляющей т фактора F72 -периодичность контроля
и ремонтов

B(m)72

1

В соответствии с ПТЭ

0

2

Ряд проверок и ремонтов проводится реже, чем требуется по ПТЭ

5

3

Требуемая периодичность не соблюдается систематически

10

 

 

 

 

Фактор F73: Качество профилактических работ и ремонта

Баллы назначаются в зависимости от качества проведенных на анализируемом участке нефтепровода профилактических работ и ремонта из числа предусмотренных ПТЭ на различных технологических подсистемах и элементах линейной части, неисправность которых повышает вероятность аварийных утечек нефти из М Н (трубы, изоляция, ЭХЗ, арматура, водопропускные сооружения) (табл. 39).

Таблица 39

т

Наименование составляющей т фактора F73качество профилактических работ и ремонта

B(m)73

1

Хорошее

0

2

Удовлетворительное

5

3

Неудовлетворительное

10

 

Фактор F74: Качество связи

Баллы назначаются в зависимости от наличия и надежности средств связи между "полевым" персоналом (обходчиками, линейными ремонтниками) и диспетчером РПД (РНУ) (табл. 40)

 

Таблица 40

т

Наименование составляющей т фактора F74 — качество связи

В(т)74

1

Хорошее  (радиосвязь)

0

2

Удовлетворительное (стационарный телефон, например, в доме обходчика)

5

3

Неудовлетворительное (связь неисправна или отсутствует)

10

 

 

Фактор F75: Уровень обучения персонала

Квалификация персонала определяется наличием и уровнем программ обучения и тестирования. Балльная оценка данного фактора рассчитывается по формуле

,

где балльная оценка фактора В(m)75 назначается из табл. 41.

 

Таблица 41

т

Наименование составляющей т фактора F75 -уровень обучения персонала

В(m)75

1

Курсовое обучение нового персонала и повышение квалификации, изучаемые предметы:

-          характеристики продукта

0,5

-          напряжения в стенке нефтепровода

0,5

-          коррозия нефтепровода

0,5

-          технология и управление

0,5

-          устройство и работа оборудования

1

-          устранение отказов

1

-          ПТЭ, ПТБ, производственные и должностные инструкции

1

-          проведение противоаварийных и противопожарных тренировок на рабочих местах

1

2

Повторные циклы обучения

2

3

Требуемое периодическое тестирование персонала

2

 

 

 

Группа 8.  Гр8   Дефекты тела трубы и сварных швов

 

В данную группу входят три фактора (табл. 42), отражающие контроль (диагностику) состояния МН с помощью внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС). Учитываются время, прошедшее после последней диагностики, принятые меры, количество (плотность) и опасность дефектов трубы (гофров, вмятин, потерь металла, расслоений, трещин и др.), обнаруженные с помощью ВИС.

"Опасность" дефектов (то есть способность дефектов реально снижать несущую способность трубы) определяется расчетным путем по нормативам ОАО "АК "Транснефть" и ОАО ЦТД "Диаскан" [22, 23, 24], согласованным с Госгортехнадзором России. "Опасные" дефекты подлежат ремонту. До проведения ремонта допускается эксплуатация участка МН с пониженным давлением.

 

Таблица 42

 

Обозначение и наименование фактора влияния в группе 8

Доля в группе q8j

F71

Количество "опасных" дефектов на участке трассы

0,3

F72

Количество "неопасных" дефектов на участке трассы

0,2

F73

Диагностика

0,5

 

Фактор F81: Количество опасных дефектов на участке трассы

Оценка фактора F81, связанного со средним количеством (плотностью) "опасных" дефектов, обнаруженных ВИС на 1 км участка, определяется по табл. 43

 

Таблица 43

 

№ п/п

Наименование фактора F81количество "опасных" дефектов

B81

1

              > 10

10

2

От 1     до 10

7

3

От 0, 1 до 1

3

4

   < 0,1

1

5

"Опасных" дефектов не обнаружено

0

 

Фактор FВ2: Количество неопасных дефектов на участке трассы

Оценка фактора FВ2, связанного со средним количеством "неопасных" дефектов, обнаруженных ВИС на 1 км участка, определяется по табл. 44.

 

Таблица .44

 

№ п/п

Наименование фактора FВ2— количество "неопасных" дефектов

B82

1

                        > 50

10

2

            От 30 до 50

7

3

            От 10 до 30

3

4

              < 10

1

5

            "Неопасных" дефектов не обнаружено

0

 

 

Фактор F83: Диагностика

Балльная оценка этого фактора определяется по одной из формул в зависимости от времени τсн, прошедшего со дня последнего пропуска ВИС:

при       τсн ≤5             B83= τсн (1-2α/2,3τсн);

при 10≥τсн>5             B83 = τсн;

при       τсн>10            B83=10,

где параметр α для различных типов ВИС приведен в табл. 45 для случаев обнаружения "неопасных" и "опасных" дефектов.

При эксплуатации участка нефтепровода с неустраненными "опасными" дефектами B83 = 10.

 

Таблица 45

 

Значения коэффициента а в зависимости от вида дефектов и типа ВИС

Вид дефекта

"Калипер"

"Ультра-скан-WМ"

Магнитный дефектоскоп

Ультразвуковой "СD"

Другие типы

"Неопасные" дефекты

0,1

0,5

0,3

0,5

0,2

"Опасные" дефекты

0,05

0,25

0,15

0,25

0,1

 

 



ЦЕНА И УСЛОВИЯ ПОСТАВКИ:

Программное обеспечение (ПО) передается индивидуальным предпринимателям и юридическим лицам через прямое информационно-технологическое сопровождение в НПП "Авиаинструмент", сделав "Заказ" на необходимую конфигурацию ПК "Русь".

Заказ программного комплекса: Заказать

Поддержка и сопровождение: Информационно-технологическое сопровождение (ИТС).

ООО НПП "Авиаинструмент" аккредитовано по осуществлению деятельности в области информационных технологий от 07 марта 2008 г. за №60 (Приказ Министерства информационных технологий и связи Российской Федерации от 09.01.2008г. №3)