ГРУППА 5. КОНСТРУКТИВНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ
Данная группа включает факторы (табл. П.5.26), 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 П.5.26
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. П.5.27).
Таблица П.5.27
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. П.5.28.
Таблица П.5.28
№ 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. П.5.29).
Таблица П. 5.29
№ 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. ПРИРОДНЫЕ 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. П.5.30).
Таблица П.5.30
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. П.5.31). Категории участков МН при переходах через водные преграды принимаются в соответствии с Табл. 3* в [13].
Таблица П.5.31
№ 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 П. 5.32
№ п/п
|
Наименование фактора F62 — несущая 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 П. 5.33
№ 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:
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.
Меры по изменению свойств грунта, например осушение грунта с помощью систем дренажа.
Охлаждение перекачиваемого продукта на участках с вечной мерзлотой.
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. П.5.34).
Таблица П. 5.34
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. 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. П.5.35).
Таблица П.5.35
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. П.5.36).
Таблица П. 5.36
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
|
|
|
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. П.5.37).
Таблица П.5.37
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. П.5.38).
Таблица П.5.38
т
|
Наименование составляющей т фактора F73 — качество 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. П.5.39)
Таблица П. 5.39
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. П.5.40.
Таблица П. 5.40
т
|
Наименование составляющей т фактора F75 -уровень обучения персонала
|
В(m)75
|
1
|
Курсовое обучение нового персонала и повышение квалификации, изучаемые предметы:
|
0,5
|
напряжения в стенке нефтепровода
|
0,5
|
|
|
0,5
|
|
|
0,5
|
устройство и работа оборудования
|
1
|
|
|
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. ДЕФЕКТЫ ТЕЛА ТРУБЫ И СВАРНЫХ ШВОВ
В данную группу входят три фактора (табл. П.5.41), 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 П.5.41
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. П.5.42.
Таблица П. 5.42
№ п/п
|
Наименование фактора F81 — количество "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. П.5.43.
Таблица П. 5.43
№ 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. П.5.44 для случаев обнаружения "неопасных" и "опасных" дефектов.
При эксплуатации участка нефтепровода с неустраненными "опасными" дефектами B83 = 10.
Таблица П.5.44
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
|
|
