CC BY
141
УДК 622.691.4::[614.8::510.647]
Логико-вероятностный метод прогнозирования ожидаемой частоты аварий на проектируемых компрессорных станциях магистральных газопроводов
Ю.В. Гамера1*, О.В. Бурутин2, С.В. Овчаров1, Ю.Ю. Петрова1, Л.В. Ягупова1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 117997, Москва, ул. Наметкина, д. 16 * E-mail: Y_Gamera@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В соответствии с принятым Ростехнадзором риск-ориентированным подходом к оценке уровня безопасности опасных производственных объектов (ОПО) на всех стадиях их жизненного цикла должен проводиться анализ техногенного риска. При проектировании ОПО на основе такого анализа разрабатываются декларации и обоснования промышленной безопасности в составе проектной документации. Важной частью количественного анализа риска является определение ожидаемой частоты аварий, которое до настоящего времени проводилось в основном с использованием имеющихся статистических данных с последующим экспертным уточнением. В отношении проектируемых компрессорных станций (КС) подобная процедура вызывает сомнение по причине отсутствия достаточного количества статистических данных.
Статья представляет результаты логико-вероятностного моделирования (ЛВМ) событийных процессов, приводящих к возникновению аварий, с целью прогнозирования частоты возможных аварий для новых КС. Процессы схематически представляются в виде предложенных авторами унифицированных деревьев отказов (УДО) для типовых опасных составляющих КС.
Верификация описанного подхода к прогнозированию ожидаемой частоты аварий как на уровне оборудования и технологических трубопроводов КС, так и на уровне газотранспортной системы в целом показала, что результаты вычислений с применением ЛВМ удовлетворительно согласуются с имеющимися статистическими данными. При этом УДО, используемые при моделировании, уже на стадии выбора проектных решений позволяют выявлять и устранять узкие места в системе промышленной безопасности КС, оценивать влияние надежности оборудования и трубопроводов на аварийность и находить оптимальные с точки зрения промышленной безопасности варианты компоновки КС.
Ключевые слова:
логико-
вероятностный
метод,
компрессорная станция, ожидаемая частота аварий, проектирование.
В соответствии с принятым Ростехнадзором риск-ориентированным подходом к оценке уровня безопасности опасных производственных объектов (ОПО) на всех стадиях их жизненного цикла должен проводиться анализ техногенного риска. При проектировании ОПО на основе такого анализа разрабатываются декларации и обоснования промышленной безопасности в составе проектной документации. Важной составной частью количественного анализа риска является определение ожидаемой частоты аварий, которое до настоящего времени проводилось в основном с использованием имеющихся статистических данных с последующим экспертным уточнением. В отношении проектируемых компрессорных станций (КС) подобная процедура вызывает сомнение, поскольку: во-первых, статистические данные не являются достаточно представительными (их мало); во-вторых, имеются существенные различия между применявшимися ранее техническими решениями и проектными решениями для новых КС, и экстраполяция статистических данных на будущее представляется не вполне корректной; в-третьих, уточняющие экспертные оценки всегда субъективны; в-четвертых, описанный подход не позволяет управлять риском эксплуатации КС (в частности, правильно планировать мероприятия по предупреждению аварий). В связи с этим более прогрессивным подходом к прогнозированию частоты возможных аварий для новых КС представляется логико-вероятностное моделирование (ЛВМ) событийных процессов, приводящих к возникновению аварий [1]. Сами событийные процессы при этом удобно представлять схематически - в виде деревьев отказов (происшествий) [2], являющихся многоуровневыми графологическими структурами причинных взаимосвязей, полученных в результате прослеживания опасных ситуаций в обратном порядке.
Такое дерево, в вершине которого расположено событие «авария», позволяет при известных вероятностях событий нижнего уровня оценивать вероятность, а следовательно, и ожидаемую частоту аварии. Основанный на ЛВМ подход к оценке ожидаемой частоты аварий реализован и представлен далее в статье.
В зависимости от детализации каждое индивидуальное дерево отказов может содержать различное количество уровней. Однако ГОСТ Р 54144-20101 рекомендует для анализа аварии ограничиться пятью уровнями, связанными логическими элементами «И» (означает, что вышестоящее событие возникает при одновременном наступлении нижестоящих событий) и «ИЛИ» (означает, что вышестоящее событие может произойти вследствие возникновения одного из нижестоящих событий), в соответствии со следующим правилом: комбинация инициирующих событий (ИС) приводит к детальным прямым причинам (ДПП), которые в свою очередь приводят к прямым причинам (ПП), создающим необходимые и достаточные условия (НДУ) для аварии.
В принципе, дерево отказов может быть построено для любого объекта. Но в соответствии с методологией анализа риска аварий на газотранспортных предприятиях ПАО «Газпром»2 и с учетом специфики КС для оценки ожидаемой частоты аварий на КС целесообразно рассматривать деревья отказов для опасных составляющих площадных объектов (ОСПО). Ставя перед собой цель построения деревьев отказов, одинаково пригодных для анализа вероятности аварии на всех ОСПО КС (унифицированных деревьев отказов), необходимо выполнить несколько требований. Во-первых, набор ОСПО КС должен быть классифицирован с выделением типовых ОСПО. И, во-вторых, для аварий на всех ОСПО должны быть выделены общие репрезентативные события.
Выделение типовых ОСПО выполняется исходя из условия, что при построении унифицированных деревьев отказов (УДО) понятие «авария» трактуется в рамках Федерального
закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» с учетом признаков аварии, приведенных в РД-08-204-983. Применительно к ОСПО КС можно констатировать, что:
• для ОСПО со сжатым природным газом I категории взрывоопасности и сосудов с опасной жидкостью критерием аварии можно считать разгерметизацию;
• применительно к ОСПО со сжатым природным газом II и III категорий взрывоопасно-сти и маслопроводам критерием аварии служит разгерметизация с воспламенением опасного вещества (ОВ) или разгерметизация при неработающей запорно-регулирующей арматуре (ЗРА), изолирующей ОСПО;
• для сосудов с нестабильной опасной жидкостью помимо разгерметизации критерием аварии будет взрыв по так называемому механизму BLEVE (англ. boiling liquid expanding vapour explosion - взрыв расширяющихся паров вскипающей жидкости) [3].
Исходя из перечисленных критериев и с учетом используемого для анализа техногенного риска эксплуатации КС деления на условные расчетные элементы4 в качестве типовых ОСПО выбираются:
• условный сосуд со сжатым природным газом I категории взрывоопасности;
• условный сосуд со сжатым природным газом II или III категории взрывоопасности;
• условный сосуд с опасной жидкостью;
• участок технологического трубопровода со сжатым природным газом I категории взры-воопасности;
• участок технологического трубопровода со сжатым природным газом II или III категории взрывоопасности;
• участок маслопровода.
1 ГОСТ Р 54144-2010. Менеджмент рисков. Руководство по применению организационных мер безопасности
и оценки рисков. Идентификация инцидентов.
2 См. СТО Газпром 2-2.3-351-2009. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром». -М.: Газпром экспо, 2009.
3 РД-08-204-98. Порядок уведомления и представления территориальным органам Госгортехнадзора информации об авариях, аварийных утечках
и опасных условиях эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта газов и опасных жидкостей / утв. пост. Госгортехнадзора от 06.04.1998 № 23.
4 См. Отраслевая интегрированная информационно-управляющая система. Информационно-управляющая система транспортировкой газа и газового конденсата (ИУС Т) ОАО «Газпром». Этап 2: Методико-регламентная документация. Методика анализа техногенного риска эксплуатации технологических трубопроводов и оборудования компрессорных станций газотранспортной системы / утв.
ПАО «Газпром» 09.11.2015.
Авария I
НДУ1
ш
<■>< о о (Ь
Авария
завершающее критическое событие (авария)
10
НДУ1
4
НДУ аварии ПП аварии
12
О
раскрываемые ДПП аварии логический элемент «И»
О
неразвитое событие (скрытые ДПП)
ПС при аварии логический элемент «ИЛИ»
Рис. 1. УДО для ОСПО типов «условный сосуд со сжатым природным газом I категории взрывоопасности» и «участок технологического трубопровода со сжатым природным газом I категории взрывоопасности» (здесь и далее на рис. 2, 3 нумерация блоков соответствует табл. 1)
При этом под условными сосудами подразумеваются собственно сосуды (емкостное и сепарационное оборудование), теплообмен-ное оборудование, турбодетандерные агрегаты, насосно-компрессорное оборудование, ЗРА, обвязка оборудования, а также единичные участки газопроводов, протяженность которых не превышает • Ду (где Рг - абсолютное
давление газа в газопроводе, МПа; Д - условный диаметр трубы, м).
Помимо того, что критерии аварии на ОСПО позволяют провести типизацию, они одновременно являются и НДУ. Выделение репрезентативных событий для дальнейшего использования в УДО в качестве 1111 основывается на обобщении сведений об их причинах и требований по их учету5. ДПП и ИС
См. СТО Газпром 2-2.3-351-2009; РД-08-204-98; Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах: руководство по безопасности / утв. приказом Ростехнадзора от 11.04.2016 № 144; Методика оценки риска аварий на опасных производственных
определяются логическим анализом ПП посредством ответа на вопрос, из-за чего это произошло?
Набор событий для УДО окончательно формируется в результате проведения описанных ранее процедур. Перечень, приведенный в табл. 1, рекомендуется, но не является окончательным. В зависимости от проекта КС он может быть расширен за счет включения в рассмотрение событий, перечисленных в причинно-следственных таблицах, которые в соответствии с ВРД 39-1.8-055-2002 «Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ» входят в комплект проектной документации (рис. 1-3).
Ставя в соответствие каждому ОСПО его тип, по УДО (см. рис. 1-3) строят многочлены
объектах нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности: руководство по безопасности / утв. приказом Ростехнадзора от 27.12.2013 № 646; Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах / утв. приказом МЧС РФ от 10.07.2009 № 404.
Таблица 1
События и условия, учитываемые при построении УДО
Уровень Событие
№ описание
5 - Авария - -
4 - НДУ 1 Разгерметизация (для сосудов или участков технологических трубопроводов со сжатым природным газом I категории взрывоопасности или сосудов с опасной жидкостью)
2 Разгерметизация в сочетании с отказом ЗРА или воспламенением ОВ (для сосудов или участков технологических трубопроводов со сжатым природным газом II или III категории взрывоопасности или маслопроводов)
3 Разрушение сосуда с опасной жидкостью вследствие «парового взрыва»
3 - ПП 1 Критические отказы на ОСПО
2 Экстремальные эксплуатационные нагрузки
3 Экстремальные внешние воздействия антропогенного характера
4 Экстремальные внешние воздействия природного характера
5 Отказы системы аварийной защиты при критическом отказе на ОСПО
6 Воспламенение ОВ
7 Вскипание перегретой жидкости по всему объему
2 - ДПП 1 Ошибки проектирования
2 Дефекты материала, изготовления и монтажа
3 Коррозия
4 Отсутствие или недостаточность контроля технического состояния
5 Нежелательное воздействие соседних элементов, включая вибрационные нагрузки
6 Выход значений технологических параметров за допустимые пределы
7 Нарушение правил эксплуатации
8 Изменение гидравлического сопротивления рабочих каналов (секций) технологического оборудования или трубопроводов
9 Отказ систем контроля технологических параметров и аварийного останова
10 Несанкционированное вмешательство в технологический процесс
11 Отказ систем защиты от несанкционированного вмешательства в технологический процесс
12 Диверсии или террористические акты
13 Аварии или другие техногенные происшествия на соседних объектах
14 Отказ ЗРА, ограничивающей поступление флюида в аварийный ОСПО
15 Отказ систем контроля загазованности или вентиляции при разгерметизации аварийного элемента в помещении
16 Неправильная работа предохранительных клапанов
17 Зажигание от открытого пламени
18 Зажигание от искрящегося электрооборудования
19 Зажигание от неисправной электропроводки
20 Зажигание от раскаленной поверхности
1 - ИС 1 Разрушение в результате старения и износа
2 Усталостное разрушение
3 Наличие коррозионной среды
4 Отсутствие или недостаточность антикоррозионной защиты
5 Отказ технических средств охраны
6 Попытка проникновения на КС для совершения противоправных действий
7 Землетрясение
8 Ураган
9 Оползень
10 Карстовый провал
11 Сель
12 Запредельные гололедные и снеговые нагрузки
13 Ошибка в определении прочности сосуда на «паровой взрыв»
14 Наличие открытого пламени
15 Наличие искрящегося электрооборудования
16 Наличие неисправной электропроводки
17 Наличие раскаленной поверхности
18 Проявление специфических физико-химических свойств опасной жидкости по переходу в неравновесное состояние при атмосферном давлении
19 Проявление специфических физико-химических свойств ОВ по воспламенению от различных источников
Рис. 2. УДО для ОСПО типа «условный сосуд со сжатым природным газом II или III категории взрывоопасности», «участок технологического трубопровода со сжатым природным газом II или III категории взрывоопасности», «участок маслопровода» (экспликацию см. на рис. 1)
нду 1
НДУ 3
Рис. 3. УДО для ОСПО типа «условный сосуд с опасной жидкостью» (экспликацию см. на рис. 1)
вероятностных функций (ВФ) аварий. Эта процедура выглядит следующим образом. Первоначально каждому событию самого нижнего уровня на УДО присваивается вероятность реализации в течение года Р/ (/ - уровень события; I - порядковый номер события в рамках уровня согласно табл. 1). Далее, используя логические связи «И» и «ИЛИ», вероятность каждого события более высокого уровня определяют через вероятности событий низшего уровня средствами алгебры логики. В результате вероятность аварии ОСПО в течение года РаОСПО выражается через вероятности событий первого уровня и скрытых событий второго уровня. Так, для УДО типичных ОСПО КС многочлены ВФ записываются следующим образом:
Р,оспо = 1- П
1-П (1 -р5 )
р,оспо=1-П a-pfxi-p^)
Таблица 2 Соотношения для определения вероятностей ПП аварий через вероятности ИС и скрытых ДПП
Номер ПП
(1)
для ОСПО типов «условный сосуд со сжатым природным газом I категории взрывоопасности», «участок технологического трубопровода со сжатым природным газом I категории взры-воопасности»;
Соотношение
Р3 = Р2
Г1 4
1-П (1-Р/)П (1-P,1)(1-P31P4)
1-п (1-р(2)
P33 = Î-Cl-P^xi-P^xi-P^)
P43 = 1-П (i-p')
P53 = 1- П (1-рХ)
P = (1-P124)(1-P125)
P3 = P2 P1
7 16 18
[1-(1-P53)(1-P63>] (2)
для ОСПО типов «условный сосуд со сжатым природным газом II или III категории взрыво-опасности», «участок технологического трубопровода со сжатым природным газом II или III категории взрывоопасности» или «участок маслопровода»;
(3)
для ОСПО типа «условный сосуд с опасной жидкостью».
В формулах (1)-(3) вероятности событий 3-го уровня выражаются через вероятности ИС и скрытых ДПП в соответствии с соотношениями, представленными в табл. 2. При этом подразумевается, что входящие в правые части соотношений значения вероятностей начальных событий Р/ в каждом конкретном случае могут быть оценены на основе:
• статистических данных об аварийности и ее причинах на объектах газотранспортной системы и объектах окружения КС;
• данных об аварийности и ее причинах в смежных областях (например, переработки нефти [4, 5]);
• нормативных данных6 о критических отказах оборудования и технологических трубопроводов КС;
• сведений о параметрах опасных природных процессов в районе расположения КС (включая имеющиеся данные мониторинга);
• данных о надежности барьеров безопасности;
• сведений об ошибках операторов.
Последовательная подстановка в соотношения табл. 2 численных значений начальных вероятностей, а затем полученных результатов -в формулы (1)-(3) позволяет сначала вычислить вероятности РаОСПО, а затем и ожидаемые частоты аварий на ОСПО 1/а.ОСПО, год-1:
fa.OCnO Ра.ОСПО )•
(4)
См. СТО Газпром 2-2.3-569-2011. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методическое руководство по расчету и анализу рисков при эксплуатации объектов производства, хранения и морской транспортировки сжиженного и сжатого природного газа. - М.: Газпром экспо, 2012; см. также сноску 5 ранее.
1
2
3
4
¡=7
5
/=14
6
i=1
7
i=i
С учетом того, что частота аварий на КС X кс является аддитивной величиной по отношению к частотам аварий на ОСПО,
Лкс - X /а
а ц
и
л
лба
аТ
(5)
где суммирование проводится по всем ОСПО КС.
Объективно при практической реализации описанного алгоритма оценки ожидаемой частоты аварий на КС методами ЛВМ (далее -алгоритма) сложности могут возникнуть только на одном этапе - определения начальных вероятностей. В специализированной литературе, посвященной ЛВМ, подобные сложности даже носят специальное название - «проблема исходных данных» [6]. Для минимизации указанных сложностей в табл. 3 представлены полученные авторами путем анализа нормативных и методических документов7, статистических данных о причинах аварий [4, 5] и проведения тестовых расчетов ориентировочные значения вероятностей ряда наиболее значимых событий, способных привести к аварии на ОСПО КС.
Верификация представленных в табл. 3 данных и алгоритма в целом проводилась на двух уровнях: 1) оборудования и технологических трубопроводов КС; 2) газотранспортной системы. В первом случае по данным табл. 3 рассчитаны вероятности разгерметизации и аварий на оборудовании и трубопроводах КС (табл. 4). В ходе расчетов не учитывалась возможность диверсий и террористических актов, а из природных воздействий в соответствии с [5] во внимание принимались только запро-ектные ветровые нагрузки, в том числе циклического характера. Перечисленные упрощения приняты на основании того, что в последние десятилетия природные воздействия и теракты не фигурируют в качестве причин аварий на магистральных газопроводах [7]. Для сравнения в последних столбцах табл. 4 приведены рекомендованные значения частот разгерметизации на ОСПО эксплуатируемых КС (если РаОСПО << 1, что всегда реализуется, из формулы (4) следует, что абсолютное значение /лОСаО численно совпадает со значением РаОСПО). В ходе сравнительного анализа следует учитывать, что данные СТО Газпром 2-2.3-351 относятся к КС постройки до 1995 г.,
О
и
к
и в
^ в
2 §
о 3
в §
а я
в £
« р
в %
Й о
Й и
л в
&
о Е?
о 3
:В О
<и «
н Н
и й
о &
Н Е « В
о я &
и О
к да
<и Н
г я
5 Й
3 &
и я
^ 1
о о
- -
И I
<ц а
а £ а В
О §
з а
г
-
А П Г
См. ранее сноски 5, 6.
н
«
о и
о &
о
н
£ « и о
И И р °
л
н
ИЬ
«
О В и о В
&
&
л
&
и а «3 8
и
л ю о
и
Р Н
л Й
ю н
О Я
И
о &
^
Й '
л
^
и л
И
N
« « 2'
& | е
^ В о
& Й а
ЕЗ о 3
& и
3 в
^ о
О
т о < т
и < § ^
о
=
к
Й а
3
^
о и о
«
о
т
&
I
и X И
о &
и И
и
еС
ю о
И
о в
[5
о
и
«
&
и а
т
Окончание табл. 3
Событие (см. табл. 1) Описание события Тип ОСПО
условный сосуд участок технологического трубопровода со сжатым газом* маслопровод
ГПА без обвязки остальные аппараты резервуар основной вспомогательный**
ДПП 4 Отсутствие или недостаточность непрерывного контроля технического состояния 1,3-10-2 0,1 0,1 1 1 1
ДПП 5*** Воздействие циклических тепловых нагрузок на трубопроводы 1,5-Ю-4 (до ABO); 1СИ (после ABO)
Воздействие вибрационных нагрузок на трубопроводы до первого коллектора от ГПА 2 - 1СИ (для подземных трубопроводов); 5-1 СИ (для надземных трубопроводов) 2-1СН (для газовых труб привода) 5-1СИ
ДПП6 Выход значений технологических параметров за допустимые пределы 0,9-1СН 1,4-10"5
ДПП 7 Нарушение правил эксплуатации 2,5-1СН ю-4 ю-6
ДПП 8 Изменение гидравлического сопротивления рабочих каналов (секций) 1Д-10-5 (для ABO)
ДПП 9 Отказ систем контроля технологических параметров и аварийного останова 1,3-10-2 1,3-10-2 1 1 1 1
ДПП 14 Отказ ЗРА, ограничивающей поступление ОВ в аварийный ОСПО 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09
ДПП 15 Отказ систем контроля загазованности или вентиляции в помещении 0,12 (для систем типа щит-2)
ДПП 17 Зажигание от открытого пламени 1 1 1 1 1 1
ДПП 18 Зажигание от искрящегося электрооборудования 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
ДПП 19 Зажигание от неисправной электропроводки 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
ДПП 20 Зажигание от раскаленной поверхности 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 1
ПС 1 Старение и износ 1-Ю"6 1-Ю"6 2-Ю-6 6-ю-6 2- Ю-5
ПС 2 Усталостное разрушение 1-Ю"6 1-Ю"6 1-Ю"6 4-10"6 мо-5
ПС 17 Наличие раскаленной поверхности 1
* Для трубопроводов приведены вероятности событий, которые зависят от протяженности трубопровода, в перерасчете на километр длины. ** Оценочные значения вероятности событий приведены для технологических вспомогательных трубопроводов диаметром менее 219 мм.
*** Для ДПП 5 приведены составляющие события в зависимости от расположения трубопровода, при этом вероятность ДПП 5 как сложного события, состоящего из независимых событий с малой вероятностью, определяется суммированием вероятностей составляющих событий.
Таблица 4
Вероятности разгерметизации и аварии на ОСПО КС
ОСПО УДО Расчетная по УДО вероятность события за год (для трубопроводов из расчета на 1 км длины) Частота разгерметизации (год4 для оборудования и (год-км)4 для трубопроводов) по данным
разгерметизация авария СТО Газпром 2-2.3-351-2009 Руководства по безопасности*
ГПА Рис. 1 1,37-10"5 1,37-10"5 104 (с обвязкой)
ПУ Рис. 1 2,18-10"5 2,18-Ю-5 2,5-10"5
ABO Рис. 1 8,83 Ю-6 8,83-Ю-6 2,5-Ю-5 (на блок)
Установки подготовки топливного, пускового, импульсного газа Рис. 2 1,18-10"5 1,06-10"6 2,5-Ю-5 (на блок)
Установка подготовки импульсного газа Рис. 2 1,18-10"5 1,06-ю-6 2,5-Ю-5 (на блок)
Одностенный резервуар со стабильной жидкостью Рис. 3 1,05-10"5 1,05-10"5 1-2-10"5
Одностенный резервуар с нестабильной жидкостью Рис. 3 1,15-10"5 1,15-Ю-5
Одностенный резервуар со сложной обвязкой (большим сопротивлением ветровым нагрузкам) Рис. 3 2,05-10"5 2,05-10"5
Входной газопровод-шлейф, подземный Рис. 1 ю-4 ю-4 2-Ю-4 ю-4
Технологические трубопроводы основного назначения на низкой стороне до коллектора ГПА Рис. 1 ю-4 ю-4
Выходной газопровод-шлейф, подземный Рис. 1 2-1СН 2-Ю-4 4W-4
Технологические трубопроводы основного назначения после коллектора ABO Рис. 1 2-1СН 2-Ю-4
Всасывающие коллектор и трубопроводы ГПА, подземные Рис. 1 31СН з-ю-4 6-ю-4
Всасывающие трубопроводы ГПА, надземные Рис. 1 61СН 6-Ю-4 12-Ю4
Нагнетательные коллектор и трубопроводы ГПА, подземные Рис. 1 4,5-1 СИ 4,5-1 СИ 9-Ю-4
Нагнетательные трубопроводы ГПА, надземные Рис. 1 7,5-1 СИ 7,5-Ю-4 15-Ю4
Технологические трубопроводы основного назначения от коллектора ГПА до ABO Рис. 1 2,5-1СН 2,5-1СН
Вспомогательные газопроводы Рис. 2 2,9-1(Н 2,6-10"5 6-ю-4 з-ю-4
Трубопроводы топливного и пускового газа на ГПА Рис. 2 4,9-1 СИ 4,4-Ю-4
Маслопроводы Рис. 2 1,1-ю-3 ю-4 ю-3
Маслопроводы на ГПА Рис. 2 1,6-ю-3 1,6-ю-3
* В документе (см. сноску 5, приказ Ростехнадзора от 11.04.2016 № 144) приводятся только базовые частоты для трубопроводов без интенсивной вибрации, эрозии и не подверженных циклическим
тепловым нагрузкам (присутствие перечисленных факторов может увеличить частоту разгерметизации в 3-10 раз в зависимости от специфики условий).
когда частота разгерметизации на входном шлейфе, как и частота разгерметизации на газопроводах линейной части, составляла порядка 210-4 (год-км)-1. Данные же Руководства по безопасности (приказ Ростехнадзора от 11.04.2016 № 144) относятся к действующим на 2013 г. опасным производственным объектам (частота аварий на линейной части магистральных газопроводов составляла 10-4 (год-км)-1). С учетом этого можно констатировать, что при принятых допущениях результаты расчетов по алгоритму с использованием начальных вероятностей (см. табл. 3) и нормативные показатели совпадают.
Во втором случае верификацию алгоритма можно провести исходя из следующих соображений. В соответствии с опубликованными данными [8] отказы оборудования основного технологического процесса составляют порядка 53 % от общего количества отказов на КС. При соблюдении указанной пропорции и в отношении аварий можно считать, что ожидаемое
общее количество всех аварий на КС составит:
к = = 187 ж^=
= 1,87( Nа
.ПУ + N. .ГПА + N.
где Na, Na.o6p, Na
.ПУ Na .ГПА, Na.ABO - оЖИдае"
мое количество аварий в год на всех КС, Список литературы
1. Рябинин И. А. Надежность и безопасность структурно-сложных систем / И.А. Рябинин. -СПб.: Политехника, 2000. - 248 с.
2. Ветошкин А.Г. Надежность технических систем и техногенный риск / А.Г. Ветошкин. -Пенза: ПГУАиС, 2003. - 155 с.
3. Сафонов В.С. Теория и практика анализа риска в газовой промышленности / В.С. Сафонов, Г.Э. Одишария, А.А. Швыряев. - М.: Олита, 1996. - 207 с.
4. Козлитин А.Ф. Развитие теории и методов оценки рисков для обеспечения промышленной безопасности объектов нефтегазового комплекса: дис. ... д-ра тех. наук: 05.26.03 / А.Ф. Козлитин. - Саратов, 2006.
5. Абросимов А.А. Экология переработки углеводородных систем / А.А. Абросимов. -М.: Химия, 2002. - 608 с.
оборудовании основного технологического процесса всех КС, всех ПУ, ГПА и АВО соответственно.
С использованием данных табл. 4 находим Ыа = 0,421 аварий/год. При этом ожидаемое количество аварий на линейной части магистральных газопроводов ^а.ЛЧМГ = 21,58 аварий/год [7]. А значит, отношение
„ = = 0421 = 1,95 .ю-2 « 2.10-2,
^.лчмг 21,58
что практически совпадает со статистическим показателем за период 2000-2013 гг., равным 2,08-10-2.
Таким образом, по результатам верификации можно сделать вывод, что предложенный в исследовании алгоритм позволяет достаточно точно оценить методами ЛВМ как саму ожидаемую частоту аварий на проектируемой КС, так и степень влияния на нее различных факторов. Используемые в алгоритме УДО уже на стадии выбора проектных решений позволяют выявлять и устранять узкие места в системе промышленной безопасности КС, оценивать влияние надежности оборудования и трубопроводов на аварийность и находить оптимальные с точки зрения промышленной безопасности варианты компоновки КС.
6. Можаев А.С. Теоретические основы общего логико-вероятностного метода автоматизированного моделирования систем / А.С. Можаев, В.Н. Громов. - СПб.: ВИТУ, 2000. - 145 с.
7. Лисанов М.В. Анализ российских
и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта / М.В. Лисанов, А.В. Савина, Д.В. Дегтярев и др. // Безопасность труда в промышленности. - 2010. - № 7. - С. 16-22.
8. Фик А. С. Анализ повреждений технологических трубопроводов компрессорных станций / А.С. Фик,
П.С. Кунина, А.В. Бунякин // Современные проблемы науки и образования. - 2007. - № 4. -С. 118-123.
Logical-and-probabilistic method for predicting the accidental rate of future compressor stations at the gas mains
Yu.V. Gamera1*, O.V. Burutin2, S.V. Ovcharov1, Yu.Yu. Petrova1, L.V. Yagupova1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Est. 15, Proyektiruemyy proezd # 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom PJSC, Bld. 16, Nametkina street, Moscow, 117997, Russian Federation * E-mail: Y_Gamera@gwise.vniigaz.gazprom.ru
Abstract. In accordance with the adopted risk-oriented approach to estimation of safety level at dangerous industrial facilities (DIF), the analysis of man-caused risk should be carried out at all the stages of DIF life time. On the grounds of such analysis the declarations of industrial safety and feasibility reports are being developed as a part of DIF project documentation. Determination of expected accidental rate is an important part of the quantitative risk analysis. Currently, it is carried out mainly using statistical data with their further precise definition by experts. But in respect to designing of compressor stations this procedure seems dubious due to the absence of sufficient amount of statistical data.
The article presents results of logical-and-probabilistic simulation (LPS) of event-trigger processes, which lead to emergency, in order to forecast frequency of possible accidents for newly constructed compressor stations. The processes are presented schematically in a form of unified fault trees (UFT) for typical dangerous components of compressor stations.
Verification of the described approach to forecasting of the expected accidental rate, both at the level of compressor stations equipment and industrial pipelines, and at the level of a complete gas transfer system, showed that results of LPS calculations satisfactorily corresponds to the statistical data. At the same time, UFTs used in simulation as early as at the stage of design allow for revealing and eliminating of weak spots in a system of compressor station safety provision. UFTs help to estimate equipment and pipeline reliability impact to accidental rates and to find optimal variants for configuration of compressor stations.
Keywords: logical-and-probabilistic method, compressor station, expected accidental rate, designing. References
1. RYABININ, I.A. Reliability and safety of structurally complex systems [Nadezhnost i bezopasnost strukturno-slozhnykh sistem]. St.-Petersburg: Politekhnika, 2000. (Russ.).
2. VETOSHKIN, A.G. Reliability of technical systems and man-caused risk [Nadezhnost tekhnicheskikh system i tekhnogennyy risk]. Penza: Penza State University of Architecture and Construction, 2003. (Russ.).
3. SAFONOV, V.S., G.E. ODISHARIYA, A.A. SHVYRYAYEV. Theory and practice of risk analysis in gas industry [Teoriya i praktika analiza riska v gazovoy promyshlennosti]. Moscow: Olita, 1996. (Russ.).
4. KOZLITIN, A.F. Development of theory and methods for risk estimation to provide industrial safety of oil-and-gasfacilities [Razvitiye teorii i metodov otsenki riskov dlya obespecheniya promyshlennoy bezopasnosti obyektov neftegazovogo kompleksa]. Dr. of engineering thesis. Yuri Gagarin State Technical University of Saratov, 2006. (Russ.).
5. ABROSIMOV, A.A. Ecology of hydrocarbon systems' processing [Ekologiya pererabotki uglevodorodnykh system]. Moscow: Khimiya, 2002. (Russ.).
6. MOZHAYEV, A.S. and V.N. GROMOV. Theoretical principals of general logical-and-probabilistic method for automated simulation of systems [Teoreticheskiye osnovy obshchego logiko-veroyatnostnogo metoda avtomatizirovannogo modelirovaniya system]. St.-Petersburg: Military Engineering University (VITU), 2000. (Russ.).
7. LISANOV, M.V., A.V. SAVINA, D.V. DEGTYAREV et al. Analysis of Russian and foreign data on accidental rates of pipeline transfer facilities [Analiz rossiyskikh i zarubezhnykh dannykh po avariynosti na obyektakh truboprovodnogo transporta]. Bezopasnost truda vpromyshlennosti. 2010, no. 7, pp. 16-22. ISSN 0409-2961. (Russ.).
8. FIK, A.S., P.S. KUNINA, A.V. BUNYAKIN. Analysis of damages at industrial pipelines of compressor stations [Analiz povrezhdeniy tekhnologicheskikh truboprovodov kompressornykh stantsiy]. Sovremennyye problemy nauki i obrazovaniya [online]. 2007, no. 4, pp. 118-123 [viewed 15 December 2016]. ISSN 2070-7428. (Russ.). Available from: https://science-education.ru/ru/article/view?id=478
