Оценка ожидаемых частот возникновения аварий (СТО Газпром 2-2.3-400-2009)

  Главная      Учебники - Газпром     СТО Газпром 2-2.3-400-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  6  7   ..

 

 

8. Оценка ожидаемых частот аварий и вероятностей реализации расчетных сценариев аварий на опасных производственных объектах добычи газа и газового конденсата (СТО Газпром 2-2.3-400-2009)

8.1 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий (СТО Газпром 2-2.3-400-2009)

8.1.1. Обобщенные данные по аварийности на объектах газодобычи.

При оценке ожидаемых частот аварий на ОПО ГДО и их составляющих следует учитывать статистические данные организации, осуществляющей контроль и надзор за эксплуатацией объектов ОАО «Газпром» (ООО «Газпром Газнадзор») по количеству, частоте и причинам аварий на ОПО ГДО.

По данным ООО «Газпром Газнадзор» за период с 1968 по 2006 гг. на газодобывающих объектах Мингазпрома и ОАО «Газпром» имели место 105 аварий, распределение которых по видам ОПО приведено в таблице 8.1, а по причинам – в таблице 8.2.

Таблица 8.1 – Распределение аварий по видам опасных производственных объектов газодобычи и их составляющих за период с 1968 по 2006 гг.

Вид опасного производственного объекта или составляющей опасного производственного объекта

Доля от общего числа  аварий, %

Вид опасного производственного объекта или составляющей опасного производственного объекта

Доля от общего числа  аварий, %

Скважины

8,3

Газопроводы неочищенного газа

3,2

Шлейфы газовых скважин

19,8

УКПГ

27,1

Сборные коллекторы

11,5

УППГ

8,3

Шлейфы-подключения

1,1

Головные сооружения

12,4

Газоподводящие коллекторы

2,1

ПГРС

1,1

Перепускные коллекторы

1,1

Нет данных

4,1

 

Таблица 8.2– Распределение аварий на опасных производственных объектах газодобычи  по причинам, их вызвавшим, за период с 1968 по 2006 гг.

Причина аварии

Доля от общего числа  аварий, %

Причина аварии

Доля от общего числа  аварий, %

Нарушение условий и режимов эксплуатации

29,5

Наружная коррозия

8,6

Строительные дефекты

16,2

Повреждение при эксплуатации

4,8

Дефекты оборудования заводской поставки

12,4

Стихийные бедствия

3,8

Дефекты труб

11,4

Прочие причины

3,8

Внутренняя коррозия и эрозия

9,5

 

 

 


 

8.1.2 Оценка частот аварий на скважинах.

При оценке ожидаемых частот аварий на скважинах  следует различать фазы бурения, эксплуатации и капитального ремонта скважин.   

При выполнении КолАР применительно к скважинам в качестве ожидаемых частот аварий рекомендуется использовать результаты анализа статистических данных, приведенных в таблице 8.3.

Таблица 8.3 – Рекомендуемые к использованию частоты возникновения аварий различных типов на скважинах за производственный цикл

Фаза производственного цикла

Частота (событий на 1 скважину), 1/скв.

аварий

аварий с фонтани-рованием

аварий с длительным фонтанированием и разрушением надземного оборудования аварийной скважины

аварий с длительным фонтанированием и разрушением надземного оборудования соседних с аварийной скважин (при кустовом расположении скважин)

Строительство (бурение и освоение)

2,9•10-3

1,9•10-3

7,1•10-4

7,1•10-4

Капитальный ремонт

0,6•10-3

0,4•10-3

2,3•10-5

2,2•10-5

Эксплуатация

1,2•10-3

0,8•10-3

4,0•10-6

3,7•10-6

 

8.1.3 Оценка частот аварий на промысловых трубопроводах системы сбора газа и межпромысловых трубопроводах.

8.1.3.1 При оценке ожидаемых частот аварий на сборных и межпромысловых трубопроводах следует учитывать:

- статистические данные организаций, осуществляющих контроль и надзор за эксплуатацией объектов ОАО «Газпром», по количеству, частоте и причинам аварий на трубопроводах с разными технико-технологическими параметрами и географическим положением,

- различающееся на разных участках трубопроводов влияние на вероятность нарушения целостности трубопровода внешних и внутренних факторов: природно-климатических условий, технико-технологических, эксплутационных и возрастных параметров трубопровода, антропогенных (связанных с промышленно-хозяйственной деятельностью) и других факторов.

8.1.3.2 Для оценки ожидаемых частот аварий на произвольных участках промысловых сборных трубопроводов и межпромысловых трубопроводов рекомендуется применять методики, использующие принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий  (аварий/тыс.км·год) на трубопроводах данного типа, эксплуатирующихся газодобывающими организациями, с помощью системы коэффициентов и/или балльных оценок, учитывающих неравнозначное на разных участках трасс трубопроводов влияние на трубопровод упомянутых выше разнородных факторов.

Из-за отсутствия специализированных методик такого типа для промысловых и межпромысловых газопроводов и конденсатопроводов рекомендуется использовать методический подход, изложенный в Рекомендациях [8] в виде методики МЭОЧАГаз.

При этом допускается использовать Рекомендации [8] в части их разделов 4, 5, 6, 8, кроме приведенных в них среднестатистических значений частоты аварий =0,2 (аварий/тыс.км·год) для сухопутных участков магистральных газопроводов и =0,36 (аварий/тыс.км·год) для подводных переходов газопроводов. При расчете ожидаемой частоты  аварий на анализируемых участках трубопроводов  в формулах (2) и (36) Рекомендаций [8] вместо первых сомножителей 0,2 и 0,36 следует подставлять среднестатистические значения удельных частот аварий соответственно на сухопутных участках и подводных переходах трубопроводов рассматриваемого типа (промысловых сборных газопроводов, межпромысловых газопроводов, межпромысловых конденсатопроводов), определенные по результатам анализа соответствующих статистических данных (включая зарубежные при недостатке отечественных). Если рассматриваемые в разделах 6, 8 Рекомендаций [8] факторы влияния не характерны для рассматриваемых трубопроводов (прежде всего жидкостных), то соответствующие им балльные оценки должны быть приравнены к нулю.

8.1.4 Оценка частот аварий на площадочных объектах.

8.1.4.1 При определении ожидаемой частоты аварий на площадочных объектах рекомендуется использовать результаты анализа статистической информации (предоставленной организацией, осуществляющей контроль и надзор за эксплуатацией объектов ОАО «Газпром») по авариям и отказам на УКПГ, УППГ, ГУ, ГС, ДКС, СОГ, а также результаты экспертных оценок экспертных организаций ОАО «Газпром».

8.1.4.2 Для действующих УКПГ, УППГ, ГС, ГУ, ДКС, построенных до 1995 г., в качестве консервативных оценок удельной частоты аварий (аварийной разгерметизации) различных ОС этих ОПО рекомендуется использовать значения, приведенные в таблицах 8.4 и 8.5.

Примечание  Частота аварий на условно «точечных» опасных составляющих (сепараторах, абсорберах, адсорберах, ТДА, АВО газа и др.) включает в себя и частоту аварий на трубопроводной обвязке этих составляющих.


 

Таблица 8.4 Рекомендуемые консервативные значения ожидаемой частоты разгерметизации основного технологического оборудования на действующих УКПГ, УППГ, ГС, ГУ

Наименование опасной составляющей производственного объекта

Частота аварий,

, 1/(м×год)

или, 1/год

Газопроводы неочищенного газа

20·10-7      1/(м×год)

Газопроводы очищенного газа, надземные

12·10-7     1/(м×год)

Газопроводы очищенного газа, подземные

9·10-7      1/(м×год)

Трубопроводы ТДА

15·10-7      1/(м×год)

ТДА

5·10-5  на агрегат/год

Теплообменники

1,5×10-5 – 8,0×10-4 1/год

Крановые узлы, тройники

1,5·10-5  на элемент/год

Горизонтальные фильтры-грязеуловители с трубопроводной обвязкой

2,5·10-5  на фильтр/год

Вертикальные фильтры-грязеуловители с трубопроводной обвязкой

2,5·10-5  на фильтр/год

Сепараторы

2,5·10-5- 7,0×10-4  на сосуд/год

Резервуары-сборники продукта

1·10-5  на рез-р/год

Узел регулирования давления

1,5·10-5  на элемент/год

Узлы запорной арматуры

1,5·10-5  на элемент/год

 

Таблица 8.5 Рекомендуемые консервативные значения ожидаемой частоты разгерметизации основного технологического оборудования на действующих ДКС

Наименование опасной составляющей производственного объекта

Частота аварий,

, 1/(м×год)

или, 1/год

Входной  газопровод-шлейф, подземный

2·10-7    1/(м×год)

Выходной газопровод-шлейф, подземный

4·10-7      1/(м×год)

Всасывающие коллектор и трубопроводы ГПА, коллектор и трубопроводы пускового контура, подземные

6·10-7      1/(м×год)

 

Нагнетательные коллектор и трубопроводы ГПА, подземные

9·10-7      1/(м×год)

Всасывающие трубопроводы ГПА, надземные (в том числе внутри укрытий ГПА)

Трубопроводы пускового контура, надземные

12·10-7     1/(м×год)

Нагнетательные трубопроводы ГПА, надземные (в том числе внутри укрытий ГПА)

15·10-7      1/(м×год)

 

Трубопроводы топливного и пускового газа, диаметром  менее 219 мм

6·10-7        1/(м×год)

Трубопроводы диаметром менее 219 мм

12·10-7     1/(м×год)

ГПА

1·10-4  на агрегат/год

Пылеуловители

2,5·10-5  на сосуд/год

АВО газа

2,5·10-5  на блок/год

Крановые узлы, тройники

1,5·10-5  на элемент/год

Блок подготовки топливного и пускового газа

2,5·10-5  на блок/год

 

8.1.4.3 Использование приведенных в 8.1.4.2 консервативных оценок частот в процедуре анализа риска рекомендуется в следующих случаях:

- при отсутствии в полном объеме технологической и технической документации по объекту;

- при отсутствии в полном объеме регламентов обслуживания технологических систем;

- при отсутствии данных по внутритрубной дефектоскопии трубопроводов - шлейфов, коллекторов и технологических обвязок аппаратов и установок;

- при нарушениях сроков проведения диагностических и ремонтных работ;

- при имеющихся неустраненных замечаниях, касающихся работ по диагностике, ремонту и техническому обслуживанию, со стороны надзорных органов (организаций).

8.1.4.4 При безусловном выполнении всех указанных в предыдущем пункте требований к организационно-техническим мероприятиям для площадочных объектов, предусмотренных нормативными документами в области промышленной безопасности, указанные в 8.1.4.2 значения ожидаемой удельной частоты аварий следует уменьшать в k раз, где k находится в диапазоне от 2 до 5 и выбирается с учетом условий эксплуатации объекта, уровня культуры производства, срока службы применяемого оборудования и показателей его надежности.

8.1.4.5 Для проектируемых площадочных объектов приведенное в 8.1.4.2 значение ожидаемой удельной частоты аварий следует уменьшать в 10 раз.

8.1.4.6. Для участка технологического трубопровода абсолютная частота аварий определяется исходя из длины рассматриваемого участка трубопровода и удельной частоты аварийной разгерметизации на единицу длины по формуле

,

(8.1)

где - ожидаемая частота аварий на рассматриваемом участке технологического трубопровода длиной ;

- ожидаемая удельная частота аварий на технологическом трубопроводе, ;

 -длина рассматриваемого участка технологического трубопровода, м.

8.1.4.7. Для условно «точечных» объектов (ТДА, ГПА, сепараторов, пылеуловителей, АВО газа и др.) абсолютная частота аварий задается непосредственно из таблиц 8.4-8.5 с учетом 8.1.4.4, 8.1.4.5.

8.2 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий

8.2.1 Общие формулы расчета условных вероятностей реализации сценариев аварий.

На данном этапе КолАР определяются условные вероятности  реализации каждого расчетного сценария Сij (при условии, что произошла разгерметизация рассматриваемой составляющей ОПО ГДО - событие А) из сформированного на предыдущем этапе набора {Сij}, образующего полную группу несовместных событий, с учетом имеющихся на данной составляющей ОПО условий и факторов, влияющих на возможность реализации того или иного расчетного сценария Сij.

Расчет условных вероятностей  реализации расчетных сценариев Сij аварии на рассматриваемой ОС ОПО рекомендуется выполнять по следующим формулам:

- для сценариев аварий с возгоранием газа или конденсата сразу после разгерметизации

,

(8.2)

- для сценариев аварий без возгорания

,

(8.3)

где А – событие, состоящее в возникновении разгерметизации (разрыва) составляющей ОПО;

В – событие, состоящее в возгорании истекающего флюида сразу после разгерметизации;

– событие, состоящее в отсутствии возгорания после разгерметизации;

Ci – событие, состоящее в реализации хотя бы одного из сценариев группы Ci;

Cij- событие, состоящее в реализации конкретного j-го сценария группы Ci;

-условные вероятности, соответственно, возгорания и отсутствия возгорания газа при условии, что произошла разгерметизация (разрыв);

- условные вероятности реализации хотя бы одного из сценариев группы Сi при условии, что произошло (не произошло) возгорание сразу после разгерметизации;

- условные вероятности реализации конкретного сценария Сij при условии реализации группы Ci при аварии с возгоранием и при аварии без возгорания, соответственно.

8.2.2 Определение условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий на скважинах.

8.2.2.1 Для определения условных вероятностей  загорания/незагорания газа при разгерметизации скважин рекомендуется использовать статистические данные по относительным частотам загорания/незагорания газа при разрушениях скважин. При отсутствии таких данных рекомендуется принимать вероятность загорания  =0,7, вероятность незагорания =0,3.

8.2.2.2 Рекомендуемые значения условных вероятностей реализации сценарных групп , (см.таблицу 7.1) с загоранием газа:

=0,5,                   =0,25.

Значение условной вероятности реализации сценарной группы  без загорания газа (всего одна группа) равна единице =1.

            8.2.2.3 Условные вероятности  реализации конкретных расчетных сценариев внутри каждой группы рекомендуется определять с помощью статистических данных по относительной частоте реализации различных возможных значений задающих факторов, участвующих в формировании сценариев. Например, условная вероятность  реализации сценария  (пожар колонного типа с наклоном пламени в южном направлении) при условии, что реализовалась группа «Пожар колонного типа на скважине» (), определяется как повторяемость в году скорости ветра в заданном диапазоне скоростей (например, от 6 до 8 м/с) с указанным направлением, получаемая из метеоданных по данному региону.

8.2.3 Определение условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий на подземных промысловых и межпромысловых газопроводах.

8.2.3.1 Для определения условных вероятностей  загорания/незагорания газа рекомендуется использовать статистические данные по относительным частотам загорания/незагорания газа при разрыве газопроводов, зависящим, как правило, от условного диаметра газопровода. В графах 2 и 3 таблицы 8.6 приведены рекомендуемые базовые значения статистических условных вероятностей загорания/незагорания газа.

Таблица 8.6 - Вероятностные характеристики аварий на подземных газопроводах

Ду, мм

Условная вероят-ность 

загорания газа

Условная вероят-ность 

незагора-ния газа

Условные вероятности реализации групп

 ,, сценариев аварий

«Пожар в котловане»

«Струевые пламена»

«Рассеивание низкоскоростного шлейфа газа»

«Рассеивание 2-х струй газа»

1

2

3

4

5

6

7

1 200

0,74

0,26

0,3

0,7

0,3

0,7

1 000

0,6

0,4

0,4

0,6

0,4

0,6

700

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

500

0,3

0,7

0,7

0,3

0,7

0,3

300 и менее

0,1

0,9

0,95

0,05

0,95

0,05

Указанные базовые значения вероятностей  загорания/незагорания газа рекомендуется корректировать с помощью коэффициента kзаг, зависящего от имеющего место на данном участке газопровода конкретного типа грунта, количества каменистых включений в нем, способных при соударении в потоке газа воспламенить газ, по формулам

,

(8.4)

 = 1- kзаг.

(8.5)

где kзаг = 1,3 - для грунтов с каменистыми включениями;

kзаг = 1,2 - для глин;

kзаг = 1,0 – для суглинков;

kзаг = 0,7 – для торфяников, льдистых структур, песков.

Если при домножении на kзаг значение  превышает 1, то оно принимается равным 1.

8.2.3.2 В таблице 8.6 (в графы 4, 5, 6, 7) также приведены полученные экспертным путем рекомендуемые базовые значения условных вероятностей реализации групп сценариев ,, для газопроводов разных диаметров. Указанные базовые значения корректируются с помощью коэффициента kгр, зависящего от имеющей место на данном ПОУ степени связности (несущей способности) грунта, и определяются по формулам

,

(8.6)

 = 1- kгр,

(8.7)

,

(8.8)

 = 1- kгр.

(8.9)

где kгр = 1,3 - для грунтов с высокой связностью (глины, скальные грунты). Если при домножении на kгр значение  превышает единицу, то оно принимается равным единице.

kгр = 1,0 – для грунтов со средней связностью (суглинки);

kгр = 0,7 – для грунтов с низкой связностью (торфяники).

            8.2.3.3 Условные вероятности  реализации конкретных расчетных сценариев внутри каждой группы рекомендуется определять с помощью статистических данных по относительной частоте реализации различных возможных значений задающих факторов, участвующих в формировании сценариев аналогично 8.2.2.3.

8.2.4 Определение условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий на промысловых (межпромысловых) конденсатопроводах нестабильного конденсата.

            8.2.4.1 При расчете условных вероятностей реализации сценариев аварий на конденсатопроводах следует учитывать особенности протекания аварий, связанных с:

-  возможностью истечения продукта из отверстий (трещин) различных размеров (в отличие от газопроводов, где рассматривается только разрыв на полное сечение), реализующихся с разными условными вероятностями,

-  сильной зависимостью размеров зоны распространения тяжелых паровых облаков ТВС от метеопараметров и рельефа местности;

- возможностью зажигания парового облака произвольно распределенными по территории источниками зажигания с различными вероятностями их «срабатывания». 

            8.2.4.2 Рекомендуется к использованию следующее (см. таблицу 8.7), основанное на результатах анализа статистических данных об аварийных утечках из жидкостных трубопроводов [9] распределение относительных частот (статистических условных вероятностей) реализации утечек с различными  массовыми расходами (зависящими от размеров отверстий истечения).

Таблица 8.7 - Относительная частота реализации утечек из конденсатопроводов с данной интенсивностью

Интенсивность

истечения флюида , G, кг/с

10-30

(20)

30-70

(50)

70-130

(100)

300

600

Относительная частота реализации утечек с данной интенсивностью

Ду > 300 мм

0,35

0,25

0,20

0,15

0,05

Ду  ≤ 300 мм

0,50

0,35

0,15

 

 

Для более точного определения  спектра размеров аварийных разрывов, соответствующих им интенсивностей истечения и частот их реализации следует учитывать конструктивные характеристики и особенности эксплуатации конкретного трубопровода.

8.2.4.3 Для сценариев группы  («Пожар разлития») условную вероятность их реализации рекомендуется рассчитывать по формуле

                                                               (8.10)

где  - условная вероятность загорания (событие B) истекающего флюида сразу после разгерметизации конденсатопровода; для ее определения рекомендуется использовать имеющиеся статистические данные по относительным частотам загорания/незагорания флюида при разрыве конденсатопровода в месте разрыва;

 - условная вероятность реализации утечки продукта с интенсивностью Gs (находящейся в s-ом диапазоне возможных диапазонов интенсивностей истечения – событие Gs), зависящей от давления в трубопроводе и размера отверстия разгерметизации (общее количество диапазонов интенсивностей истечения (или диапазонов размеров отверстий истечения)  и размеры диапазонов задаются пользователем ) – см.таблицу 8.7;

- относительная частота повторяемости в году скорости ветра uyj  в y-том диапазоне скоростей  и j ом географическом направлении (общее количество Y и размеры диапазонов скоростей ветра, а также  общее количество  учитываемых направлений ветра (число румбов - F) задаются пользователем ) – (см. 8.2.4.4).

8.2.4.4 Расчет условной вероятности реализации сценариев аварий на конденсатопроводе из группы  «Сгорание парового облака в дефлаграционном режиме».

Реализация конкретного аварийного сценария из группы , выражается, в конечном итоге, в воспламенении от какого либо источника зажигания дрейфующего в определенном направлении и достигшего своих максимальных (при заданных метеопараметрах) размеров взрывопожароопасного тяжелого парового облака, образовавшегося при истечении нестабильной углеводородной жидкости из аварийного конденсатопровода.

Условную вероятность реализации каждого сценария аварии из данной группы следует рассчитывать в привязке к конкретной точке E территории, в которой будет рассчитываться потенциальный риск, по следующей рекомендуемой формуле 
(см. рисунок 8.1)

           ,         (8.11)

где  - условная вероятность незагорания паров истекающего флюида сразу после разгерметизации трубопровода;

 - (см. 8.2.4.3);

- - (см. 8.2.4.3);

 - относительная частота реализуемости сезона Sev;

 - относительная частота реализуемости данного класса устойчивости атмосферы по Паскуиллу при скоростях ветра в s-том диапазоне в v-й сезон Sev;

- условная вероятность зажигания облака от хотя бы одного источника зажигания Иk  из общего числа K источников зажигания, находящихся в пределах парового облака (в тех или иных ячейках расчетной области), ограниченного изолинией концентрации паров С=СНКПВ, достигшего своих максимально возможных размеров при заданных интенсивности истечения, метеопараметрах, сезоне.

 

Рисунок 8.1 -  К расчету сценария аварии на конденсатопроводе с образованием врывопожароопасного парового облака

Условные вероятности  следует определять на основе статистических данных по повторяемости характерных скоростей ветра с учетом их географических направлений в разрезе года в районе расположения конденсатопровода как относительные частоты реализации ветров, попадающих в заданные диапазоны скоростей и направлений. Скорость ветра =1....Y - номер диапазона скоростей) реализуется в направлении румба j (j =1…F) в течение года с относительной частотой <1 (Здесь Y – общее число рассматриваемых скоростей ветра; F - общее число румбов розы ветров  - географических направлений. Как правило,  F=4, 8 или 16 с угловым сектором соответственно в 90°, 45° или 22,5°). Пример формы представления относительных частот  в процентах дан в таблице 8.8.

 

 

Таблица 8.8 – Образец представления относительной среднегодовой повторяемости (условная статистическая вероятность реализации) скоростей ветра по географическим направлениям, в процентах

Скорость ветра

uy, м/с

Географические направления , j

Построчная сумма

частот, в процентах

1

2

3

4

5

6

7

8

С

СВ

В

ЮВ

Ю

ЮЗ

З

СЗ

0 (штиль)

 

 

 

 

 

 

 

 

0.73

1-2

0,79

0,83

0,95

1,04

0,60

0,73

0,78

0,61

6,33

2-3

2,68

3,08

3,57

3,98

2,32

2,71

2,79

2,13

23,26

4-5

3,18

3,65

4,23

4,71

2,75

3,20

3,30

2,52

27,54

6-7

2,41

2,61

3,00

3,28

1,19

2,28

2,40

1,87

19,04

8-*9

1,86

1,77

2,00

2,12

1,21

1,54

1,71

1,38

13,59

10-11

0,80

0,66

0,73

0,73

0,41

0,57

0,67

0,56

5,13

12-13

0,50

0,38

0,41

0,40

0,22

0,32

0,39

0,34

2,96

14-15

0,18

0,12

0,12

0,11

0,06

0,10

0,13

0,12

0,94

16-17

0,06

0,04

0,04

0,03

0,02

0,03

0,04

0,04

0,30

18-20

0,03

0,02

0,02

0,02

0,01

0,01

0,02

0,02

0,15

21-24

0,01

0,00

0,01

0,00

0,00

0,00

0,00

0,01

0,03

Сумма всех относительных частот

100%

Условные вероятности  следует определять на основе статистических данных по повторяемости характерных состояний атмосферы (классы устойчивости атмосферы А,B,С,D,E,F по Паскуиллу) в зависимости от скорости ветра и времени года (сезона) в районе расположения конденсатопровода. Пример распределения частоты реализации класса устойчивости атмосферы в зависимости от скорости ветра в средних широтах для двух сезонов  дан в таблице 8.9.    

Таблица 8.9 – Образец представления относительной частоты реализации в процентах классов устойчивости атмосферы для различных скоростей ветра по полугодиям

Ско-рость ветра,

м/с

Класс устойчивости атмосферы

A

B

C

D

E

F

A

B

C

D

E

F

апрель-сентябрь

октябрь-март

0-1

1,4

7,0

29,8

23,7

4,0

34,1

0,0

0,1

5,3

17,2

20,8

56,6

2-3

3,2

10,5

36,5

28,7

3,8

17,3

0,0

0,0

5,8

23,0

26,0

45,2

4-5

2,2

12,4

39,6

31,0

3,7

11,1

0,0

0,1

6,4

26,0

28,1

39,4

6-7

4,3

11,9

39,4

31,5

3,4

9,5

0,1

0,2

6,7

27,3

29,0

36,7

8-10

4,3

12,2

40,4

32,8

3,7

6,6

0,0

0,2

5,9

26,0

27,2

40,7

 

Средние частоты реализации классов устойчивости атмосферы

 

3

11

37

29

4

16

0

0

6

24

26

44

                           

            Условная вероятность зажигания облака от какого-либо источника зажигания для простейшего случая, когда принимается, что источники зажигания Иk  являются постоянно действующими во времени, рассчитывается по формуле

                                                ,                                        (8.12)

где k – номер источника зажигания из общего числа K тех источников зажигания, которые находятся внутри облака, ограниченного изолинией концентрации паров С=СНКПВ;

- вероятность воспламенения (физический потенциал воспламенения)  k-го источника зажигания (см. таблицу 8.10).

 

Таблица 8.10 - Значения вероятностей воспламенения ряда типичных источников зажигания

Тип источника зажигания

Вероятность воспламенения (физический потенциал воспламенения) 

Включенная горелка, открытое пламя

=1

Электромоторы, горячая обработка

> 0,5

Транспортные средства,

Неисправная проводка

0,5 >  > 0,05

Электрооборудование, искры

 < 0,05

Взрывобезопасное оборудование,

радиочастотные источники

 = 0

 

            Условная вероятность зажигания облака для общего случая, когда источники зажигания Иk  действуют не все время, а активируются периодически, рассчитывается по формуле

,

(8.13)

            где - вероятность незажигания облака от источников Иk , натуральный логарифм которой рассчитывается как

,

(8.14)

где h- номер элементарной площадки в расчетной области с общим количеством расчетных ячеек (элементарных площадок) (см.раздел 11);

k=1, … K  -номер источника воспламенения на элементарной площадке;

– площадь h-ой элементарной площадки, га;

– плотность распределения источников зажигания, шт./га;

 – время, в течение которого источник был в контакте с облаком, мин (рекомендуется принимать 60 мин);

 доля времени активности k-го источника зажигания, рассчитываемая по формуле

,

(8.15)

где       – время, в течение которого источник зажигания активен, мин;

 время (период) между периодами активации источника зажигания, мин;

 частота активации k-го источника зажигания, 1/мин., рассчитываемая как

(8.16)

Значение нижнего индекса «h» в величинах определяет содержание h-ой элементарной площадкой внутренних или внешних источников зажигания. Если источник внутренний (находится в здании), то вероятность воспламенения облака зависит от скорости вентиляции здания.

            При описании территориального распределения и характеристик источников зажигания в расчетной области для последующего расчета условной вероятности зажигания облака рекомендуется пользоваться данными таблицы 8.11.

Таблица 8.11 - Параметры различных типовых источников зажигания периодического действия

Тип территории

Источник зажигания

Автостоянка 

Транспортные средства в «час-пик»

0,2

6

474

0,0125

0,0021

160

Транспортные средства не в «час-пик»

0,2

6

54

0,1

0,0167

3

Курение

1

10

470

0,021

0,0021

8

Бойлерная

Котел

1

120

360

0,25

0,0021

200

Открытое пламя

Непрерывного действия внутри и вне зданий

1

-

0

1

0

200

Нечастой активации внутри и вне зданий

1

60

420

0,125

0,0021

200

Прерывистого действия  внутри и вне зданий

1

5

55

0,083

0,0167

200

Комбинаты общественного питания

Курение

1

5

115

0,042

0,0083

200

Кухонное оборудование

0,25

5

25

0,167

0,0333

100

Производ-ственные зоны

Оборудование тяжелого машиностроения

0,5

-

-

1

0,028

50

 «Среднее» оборудование

0,25

-

-

1

0,035

50

Оборудование легкой промышленности

0,1

-

-

1

0,056

50

Складские зоны

Грузовые работы

0,1

10

20

0,333

0,0333

10

Офис

Офисное оборудование

0,05

-

-

1

0,056

20

8.2.4.5 Условную вероятность реализации сценариев аварий из группы  «Рассеивание парового облака без воспламенения» рекомендуется рассчитывать по следующей формуле 

                        ,                (8.17)

где  - условная вероятность незажигания облака, рассчитываемая по формуле

                                               ,                                                 (8.18)

где k – номер источника зажигания из общего числа K источников зажигания, находящихся в пределах облака, ограниченного изолинией концентрации паров С=СНКПВ;

- вероятность воспламенения (физический потенциал воспламенения) k-го источника зажигания.

8.2.5 Определение условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий на площадочных объектах (УКПГ, УППГ, ГС, ДКС, СОГ).

8.2.5.1 При определении условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий на различных ОС площадочных объектов следует, кроме основных событий, связанных с разгерметизацией составляющих, загоранием/незагоранием опасного вещества, метеоусловиями, также учитывать следующие промежуточные события, связанные:

- со срабатыванием/несрабатыванием () автоматической и дистанционно управляемой запорной арматуры, расположенной на территории площадочного объекта, что влияет на динамику и продолжительность аварийного истечения опасного вещества в окружающую среду; при этом соответствующие условные вероятности  рекомендуется определять на основе статистических данных по отказам и паспортных данных по надежности запорной арматуры, привода арматуры и системы управления приводом (см. таблицы 8.12, 8.13);

- со срабатыванием/несрабатыванием () штатных средств пожаротушения, аварийной вентиляции, других пассивных  и активных средств защиты; при этом соответствующие условные вероятности  рекомендуется определять на основе имеющихся статистических данных по отказам данного оборудования, а также паспортных данных по его надежности (см. таблицу 8.12);

Таблица 8.12 Вероятности отказов оборудования

Наименование события,

системы  или элемента

Характеристика

отказа, события

l,

1/ч

lТ,

1/треб.

Элементы механического оборудования

Корпус (кожух) агрегата

Разгерметизация

6,6×10-7 1/год

 

Сосуд высокого давления

Разрушение

10-7 1/год

 

Теплообменник

Течь

10-5

 

Фундаментная опора

Разрушение

2×10-7 1/год

 

Задвижка, вентиль с электроприводом (на линиях ввода и отбора газа, охладителя, в системе вентиляции и т.п.)

Не срабатывает

(0,5-1)×10-5

10-3

Трубопровод

Разрыв

10-7

 

Торцевое уплотнение

Разгерметизация

2×10-4 1/год

 

Фланец

Разгерметизация

4×10-4 1/год

 

Прокладка резиновая

Отказ

3×10-41/год

 


 

 

Продолжение таблицы 8.12

Подшипник

Поломка

(1-20)×10-7

 

Ролик

Поломка

7,5×10-8

 

Фильтр механический

Поломка

3×10-7

 

Диафрагма

Поломка

6×10-7

 

Клемма

Зажим

Отказ

8×10-6 1/год

5×10-10

 

Сильфон

Поломка

2,3×10-6

 

Соединение механическое

Поломка

1,7×10-4 1/год

 

Соединение шарнирное

Поломка

2,4×10-6

 

Гибкий шланг

Разгерметизация

1,7×10-6

 

Арматура гидравлическая

Поломка

2,8×10-6

 

Регулятор гидравлический

- пневматический

Поломка

3,6×10-6

7,5×10-6

 

Механический редуктор

Поломка

1,5×10-7

 

Муфта скольжения (сцепления)

Поломка

4,4×10-7

 

Муфта предохранительная

Поломка

(4,6-5,8)×10-6

 

Муфта гидравлическая

Поломка

5,6×10-7

 

Насос с механическим приводом

Не запускается

Остановка при работе

 

 

3×10-5

10-3

Насос с пневматическим приводом

Отказ

0,13 1/год

 

Поршень гидравлический

Поломка

2×10-7

 

Пневмопривод

Поломка

Отказ

2,8×10-6

(3,5-18)10-4

1/год

 

Пневмоцилиндр

Разгерметизация

10-6-10-7

4×10-9

 

Клапан предохранительный

 

Не открывается

Преждевременное срабатывание

5×10-7

 

10-5

10-5

 

10-2

Клапан обратный

 

Не открывается

Не закрывается

Течь

5×10-7

5×10-6

0,525×10-7

10-4

 

 

Регулятор пневматический

Поломка

7,5×10-6

 

Мембрана предохранительная

Несрабатывание

1,1×10-8

 

Вентилятор воздухо-нагнетательный

Отказ

2×10-2 1/год

 

Элементы электрооборудования

Электродвигатель

постоянного тока

переменного тока

Отказ

 

(2-90)×10-7

(5-90)×10-7

 

Электромагнит

Отказ

5×10-21/год

 

Дизель-генератор

Не запуск

Остановка

5×10-5

3×10-3

3×10-2

Трансформатор силовой

(разных типов)

Отказ

 

КЗ

1,7×10-6

 

(0,02-2)×10-6

 

Источник питания

- высоковольтный

- низковольтный

Отказ

 

10-4

5×10-5

 

Аккумулятор

Отказ

Нет напряжения

Нет мощности

7×10-6

3×10-6

 

 

3×10-3

Усилитель мощности

Отказ

1,6×10-4

 

Манометр

Неверные показ.

Нет показаний

4,5×10-5

3×10-7

 


 

 

Продолжение таблицы 8.12

Датчик давления

Отказ

8,5×10-21/год

 

Датчик температуры

Отказ

Неверные показ.

5,6×10-21/год

1,8×10-5

 

Датчик частоты вращения ротора

Отказ

8,8×10-21/год

 

Датчик положения крана или клапана

Отказ

0,441/год

 

Автоматический переключатель или выключатель в системах защиты

Не срабатывает

Преждевременно срабатывает

 

(1-2.3)×10-6

10-3

Переключатель, тумблер

Отказ

(7-2000)×10-8

 

Реле

 

Залипание

Размыкание

(2-10)×10-6

10-7

 

Полупроводниковые приборы большой мощности

Отказ

КЗ

3×10-6

10-6

 

Полупроводниковые приборы  малой мощности

Отказ

КЗ

10-6

10-7

 

Кабель

 

 

Кабель в земле

Обрыв

КЗ на землю

КЗ на источник

Отказ

3×10-6

3×10-7

10-8

(1-2)×10-4

 

Оборудование систем пожаротушения

Баллон с клапаном управления в системе газового пожаротушения

- углекислотного

- галогенного

Отказ

2,5×10-5

 

 

 

(2-40) ×10-3

(1,6-14) ×10-2

Спринклер

- распыление воды

- дождевание

- сухотрубный

Отказ

0,3×10-6

 

(5,4-43) ×10-3

(1,8-9) ×10-2

(1,9-5,3) ×10-2

Пеногенератор

Отказ

1,4×10-4

 

Дозирующее устройство (эжектор системы пенного пожаротушения)

Отказ

5×10-6

 

Пожарный извещатель ССП-2Л

Отказ

1,7×10-5

 

Соединительные линии

Отказ

2×10-4

 

Приемно-контрольный прибор системы оповещения о пожаре

Отказ

(1-2,5)×10-5

 

Световая и звуковая сигнализация о пожаре

Извещатель о пожаре

Отказ

10-3

5,65 1/год

 

Реле давления

Отказ

1,4×10-6

 

Коллектор

Отказ

0,05 1/год

 

Система обнаружения утечек газа

- типа СТМ-10

- типа Щит-2

- типа СТХ-6

Газоанализатор

Отказ

 

10-4

1,5×10-5

2,5×10-5

5,65 1/год

 

Пламяотсекатель

Несрабатывание

4×10-7

 

Оборудование

Газовые трубы нагнетателя

(20 м). Утечки  газа

- малые

- средние

- большие

 

 

 

1,8×10-4 1/год

10-4 1/год

10-5 1/год

 

Трубы с маслом на стороне нагнетания (20 м).

Утечки масла

- малые

- средние

- большие

 

 

 

7,2×10-4 1/год

4×10-4 1/год

4×10-5 1/год

 

       

 

 

Окончание таблицы 8.12

Насосы и фланцы системы маслоснабжения нагнетателя и турбины.

 Утечки масла

- малые

- средние

- большие

 

 

 

 

6,9×10-2 1/год

9,6×10-3 1/год

5,7×10-4 1/год

 

Обвязка и корпус агрегата.

Утечки газа

- малые

- средние

- большие

 

 

 

2,6×10-3 1/год

1,4×10-4 1/год

0,9×10-4 1/год

 

Газовые трубы турбины (6 - 7 м).

Утечки газа

- малые

- средние

- большие

 

 

 

0,6×10-4 1/год

0,3×10-4 1/год

0,3×10-5 1/год

 

Трубы с маслом на турбине (6 -7 м).

Утечки масла

- малые

- средние

- большие

 

 

 

2,4×10-4 1/год

1,3×10-4 1/год

1,3×10-5 1/год

 

Примечание - Здесь под l понимается интенсивность отказов, а под lТ - вероятность отказа отдельного устройства на требование (запрос).

 

Таблица 8.13 - Параметры надежности американского оборудования

Наименование системы

или элемента

Характеристика отказа, события

l

1/ч

lТ

1/треб

Коэффициент

Вариации, %*

Вентиль, управляемый пневмоприводом,

нормально закрытый

Не открывается

Неготовность

Течь

2×10-7

 

10-6

 

2×10-3

8×10-4

10(3)

10

10

Вентиль, управляемый пневмоприводом, нормально открытый

Не закрывается

Неготовность

Заклинивание

10-7

 

10-7

 

3×10-3

 

3

3

3

Вентиль, управляемый гидроприводом, нормально закрытый

Не открывается

Неготовность

 

 

2×10-3

8×10-4

3

10

Вентиль, управляемый гидроприводом, нормально открытый

Не закрывается

Заклинивание

 

10-7

2×10-3

 

3

3

Вентиль, управляемый механическим приводом,

нормально закрытый

Не открывается

Неготовность

Течь

2×10-7

 

10-7

3×10-3

8×10-4

10

10

Вентиль, управляемый механическим приводом,

нормально открытый

Не закрывается

Неготовность

Заклинивание

10-7

 

10-7

3×10-3

8×10-4

 

10 (3)

10

3

Вентиль, управляемый магнитным приводом,

нормально закрытый

Не открывается

Неготовность

Течь

 

 

10-6

2×10-3

8×10-4

 

3

10

10

Вентиль, управляемый магнитным приводом, нормально открытый

Не закрывается

Заклинивание

 

10-7

2×10-3

 

3

3

Вентиль нормально закрытый, отсечной,

вспомогательный,

регулировочный

Не открывается

 

Не открывается

10-4

 

3,9×10-6

 

 

 

2×10-3

3

 

10

3

Вентиль нормально открытый, отсечной, регулировочный

Не закрывается

Заклинивание

Не закрывается

2×10-7

5×10-9

7×10-5

10-3

3

10

10


 

 

Продолжение таблицы 8.13

Вентиль ручной, нормально закрытый

Не закрывается

Неготовность

 

10-4

8×10-4

3

10

Вентиль ручной, нормально открытый

Не закрывается

Заклинивание

 

10-7

10-4

 

3

3

Обратный клапан

Отказ в работе

5×10-7

 

100

Дизель-генератор

Отказ в работе

Не запускается

Неготовность

2×10-3

 

 

3×10-2

6×10-3

10

3

10

Насос с дизельным приводом

Отказ в работе

Не запускается

Неготовность

8×10-4

 

 

3×10-2

10-2

10

3

10

Насос с механическим приводом

Отказ в работе

Не запускается

Неготовность

3×10-5

 

 

3×10-3

2×10-3

10

10

10

Воздушный компрессор

Отказ в работе

Не запускается

Неготовность

2×10-4

 

 

5×10-3

2×10-3

10

5

10

Воздушный ресивер

Течь

6×10-7

 

10

Вентилятор

Отказ в работе

Не запускается

Неготовность

10-5

 

 

3×10-4

2×10-3

3

3

10

Теплообменник

Течь

Неготовность

Забивка

3×10-6

 

5×10-6

 

3×10-5

10

10

10

Нагреватель

Отказ в работе

2×10-6

 

20

Вымораживатель

Отказ в работе

Не включается

10-6

 

 

8.1×10-3

3

5

Воздушно охлаждающее устройство

Отказ в работе

Не запускается

Неготовность

10-5

 

 

3×10-4

2×10-3

3

3

10

Эжектор

Забивка

 

3×10-4

3

Трансформатор

Разрушение

3,2×10-7

 

3

Расходомер

Отказ в работе

2×10-6

 

3

Переключатель уровня

Отказ в работе

2×10-6

2×10-7

 

10-4

3

3

Наименование системы

или элемента

Характеристика отказа, события

l

1/ч

lТ

1/треб

Коэффициент

Вариации, %*

Переключатель потока

Отказ в работе

2×10-7

1,4×10-8

 

10-4

3 (4)

3

Переключатель температуры

Отказ в работе

 

10-4

3

Переключатель давления

Отказ в работе

(1-2)×10-6

 

10-4

3

3

* Выраженное в процентах отношение среднеквадратичного отклонения к математическому. ожиданию

 

8.2.5.2 Для подземных технологических газопроводов площадочного объекта при определении условных вероятностей  реализации расчетных сценариев аварии допускается использовать в полном объеме методический подход, описанный в 8.2.3. При этом для технологических газопроводов, расположенных в условиях плотной производственной застройки площадочного объекта с наличием постоянно, периодически или эпизодически действующих источников зажигания, рекомендуется увеличить приведенные в первой графе таблицы 8.6 значения условной вероятности «мгновенного» (сразу после разгерметизации) загорания истекающего газа на 30 %.

8.2.5.3 При рассмотрении аварий на надземных наружных и внутренних трубопроводах, емкостях, аппаратах, установках условную вероятность «мгновенного» загорания горючего опасного вещества следует задавать в диапазоне значений от 0,8 до 1,0 в зависимости от плотности размещения оборудования и/или сооружений, среди которых находится анализируемый технологический элемент, и близости постоянно, периодически или эпизодически действующих источников зажигания.

8.2.5.4 Рекомендуемая формула расчета условной вероятности реализации j-го сценария с пожаром (из сценарных групп, не связанных с переносом взрывопожароопасного парового облака и его последующим задержанным воспламенением)  на примере аварии из группы сценариев  с разгерметизацией надземного наружного газопровода с возникновением и развитием открытого пожара колонного типа в загроможденном пространстве имеет вид

,

(8.19)

где  - условная вероятность «мгновенного» загорания истекающего газа;

 - условная вероятность несрабатывания запорной арматуры, которая должна изолировать аварийный участок;

- условная вероятность несрабатывания средств пожаротушения;

- условная вероятность реализации сценарной группы  при условии, что произошло загорание истекающего газа. Зависит от степени загроможденности пространства: чем больше степень загроможденности, тем больше вероятность сценариев из группы  «Пожар колонного типа в загроможденном пространстве »;

- относительная частота повторяемости в году скорости ветра uyj  в y-том диапазоне скоростей  и j ом географическом направлении (общее количество Y и размеры диапазонов скоростей ветра, а также  общее количество  учитываемых направлений ветра (число румбов - F) задаются пользователем ) – (см.8.2.4).

8.2.5.5. Условную вероятность реализации сценариев аварий, связанных с распространением по территории взрывопожароопасных тяжелых паровых облаков (ТВС), образовавшихся при истечении нестабильных углеводородных жидкостей, с последующим их возгоранием от какого-либо источника зажигания (т.е. сценариев из группы ) следует рассчитывать по следующей рекомендуемой формуле (на примере разгерметизации технологического конденсатопровода)

,

(8.20)

где - условная вероятность несрабатывания запорной арматуры, которая должна изолировать аварийный участок.

            Входящие в формулу (8.20) величины описаны в 8.2.4 и 8.2.5.4.

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  6  7   ..