Оценка частоты аварийной разгерметизации магистральных газопроводов (для вновь вводимых в эксплуатацию)

Предлагаемые методические основы к расчету частоты разгерметизации газопроводов основаны на выделении закономерностей, влияющих на fi для каждого из возможных классов причин разгерметизации газопровода, и последующем суммировании этих функций в соответствии с формулой 4.

В отчетах EGIG для каждого класса причин аварий представлено распределение частоты отказов от видов повреждений (таблица 1).

Таблица 1 – Частоты повреждений европейских газопроводов в зависимости от причины и видов повреждений (за весь период 1970-2004 гг.)

Причина	Частота, на 1000 км/год				Относительная доля аварий, вызванных данной причиной
	проколы / трещины	отверстие	разрыв	Всего
Внешнее воздействие	5,5·10-2	1,1·10-1	4,0·10-2	2,05·10-1	49 %
	26 %	54 %	20 %	100 %
Брак строительства, дефект материалов	4,5·10-2	2,0·10-2	5,0·10-3	7,0·10-2	17 %
	64 %	29 %	7 %	100 %
Коррозия	6,0·10-2	1,0·10-3		6,1·10-2	15 %
	98 %	2 %		100 %
Движение грунта, вызванное природными явлениями	8,0·10-3	1,0·10-2	1,5·10-2	3,3·10-2	7 %
	24 %	30 %	46 %	100 %
Ошибки оператора	1,5·10-2	8,0·10-3		2,3·10-2	5 %
	65 %	35 %		100 %
Прочие и неизвестные причины	2,6·10-2	1,0·10-3		2,7·10-2	7 %
	96 %	4 %		100 %
Итого	2,1·10-1	1,5·10-1	6·10-2	4,2·10-1	100 %

Является статистически значимым факт снижения удельной частоты аварий в последний период времени, поэтому оценку общей частоты повреждений для вновь вводимых газопроводов разумно строить на сведениях об общей интенсивности аварий за последний период времени (2000 – 2004 гг.), равной 1,7010-4 1/(кмгод).

В соответствии с этим в таблице 2 представлены рассчитанные за период 2000-2004 гг. базовые частоты разгерметизации газопроводов по каждому классу причин. Отметим, что рассчитанные базовые частоты представляют собой величины, статистически усредненные по всем газопроводам, учитываемым статистикой EGIG, т.е. соответствующие некоторому «среднестатистическому» газопроводу.

Процедуры использования этих данных для расчета реальных частот аварий с учетом характеристик конкретных газопроводов и природных особенностей трассы также представлены в работе.

Таблица 2 – Распределение базовых (среднестатистических) частот
аварийной разгерметизации европейских газопроводов
за последний период наблюдений (2000-2004 гг.)
по основным причинам аварий

Причина	Относительная доля аварий, вызванных данной причиной	Базовая частота разгерметизации, 1/(км·год)
Внешнее воздействие	49 %	8,33·10-5
Брак строительства, дефект материалов	17 %	2,89·10-5
Коррозия	15 %	2,55·10-5
Движение грунта, вызванное природными явлениями	7 %	1,19·10-5
Ошибки оператора	5 %	8,50·10-6
Прочие и неизвестные причины	7 %	1,19·10-5
Итого	100 %	1,70·10-4

Каждый участок газопровода характеризуется своим собственным спектром частот разгерметизации. Вариация частот обусловлена разнообразием как условий прохождения трассы, так и применяемых на проекте мер обеспечения безопасности.

Статистические данные EGIG позволили выявить чёткие зависимости причин возникновения аварий от таких ФВ, как диаметр МГ, толщина стенки, заглубление и покрытие труб (таблица 3). Эти зависимости можно считать бесспорными, поскольку они основаны на реальных статистических данных.

Таким образом, для каждого участка МГ может быть сформирован перечень характеристик данного участка в соответствии с таблицей 3.

Знак «+» в таблице 3 означает, что данный фактор следует учитывать при расчете частоты разгерметизации МГ.

Знак «» в таблице 3 означает, что данный фактор не изменяет частоту разгерметизации МГ.

Таблица 3 – Факторы, которые позволяют учесть статистические данные (EGIG) при расчете частоты аварийной разгерметизации МГ

Причина	Диаметр газопровода	Толщина стенки	Покрытие труб	Заглубление
Внешнее воздействие		+		+
Брак строительства, дефект материалов
Коррозия		+	+
Движение грунта, вызванное природными явлениями	+	+		+
Ошибки оператора	+
Прочие и неизвестные причины

В таблицу 4 были включены факторы влияния, для которых не могут быть определены четкие зависимости и соответственно четкие формулы для расчета частоты аварийной разгерметизации по определенной причине. Накопленные в мире статистические данные по аварийности на МГ не позволяют выявить эти зависимости. Поэтому в расчетах ФВ данной группы можно учесть только с помощью рекомендаций и экспертных оценок. К таким факторам можно отнести, но не ограничиваясь ими, пересечение МГ авто- и железных дорог, коммуникаций, различные природные опасности, методы прокладки МГ (например наклонно-направленное бурение (ННБ)) и др.

Для каждого участка МГ, в соответствии с долями частот, представленными в таблице 1, для каждой причины разгерметизации может быть сформирована таблица распределения частот для каждого из размеров повреждений (спектр повреждений от малого отверстия до полного разрыва).

Таблица 4 – Факторы, которые можно учесть на основе экспертного анализа при расчете частоты аварийной разгерметизации МГ

Причина	ННБ	Переход через ж/д, автодороги, подземные коммуникации	Сейсмичность, разломы	Переход через геоопасные участки
Внешнее воздействие	+	+
Брак строительства, дефект материалов
Коррозия
Движение грунта, вызванное природными явлениями	+		+	+
Ошибки оператора
Прочие и неизвестные причины

Итоговая частота разгерметизации для заданного диаметра эквивалентного отверстия рассчитывается путем суммирования шести слагаемых, соответствующих частотам разгерметизации для данного газопровода по каждой из шести основных причин разгерметизации, в соответствии с формулой:

, (5)

где Fk(m) – частота разгерметизации для k-ого диаметра эквивалентного отверстия на участке m газопровода;

fik(m) – частота разгерметизации для k-ого диаметра эквивалентного отверстия по i-ой причине разгерметизации на участке m газопровода;

i={1…6} – перечень основных причин разгерметизации газопровода;

k={1…3} – перечень диаметров эквивалентных аварийных отверстий.

Для каждого участка МГ частота аварийной разгерметизации по i-ой причине разгерметизации рассчитывается как:

, (6)

где fi – частота разгерметизации газопровода по i-ой причине;

fбi – базовая частота разгерметизации газопровода по i-ой причине, согласно таблице 2;

Kx, Ky – поправочные коэффициенты, учитывающие влияние факторов, перечисленных в таблицах 3 и 4 (количество поправочных коэффициентов зависит от числа факторов, влияющих на частоту аварийной разгерметизации по i-ой причине). Принципиальное отличие предложенной методики от существующей Российской заключается в том, что значения коэффициентов могут быть определены с помощью регрессионного анализа, в отдельных случаях назначаются (см. ниже).

Например, расчет реальной частоты разгерметизации участка МГ по причине внешнего воздействия:

, (7)

где fвв – частота разгерметизации газопровода по причине «внешнее воздействие»;

fбвв – базовая частота разгерметизации газопровода по причине «внешнее воздействие», согласно таблице 2;

Kтс – поправочный коэффициент частоты разгерметизации МГ по причине «внешнее воздействие», учитывающий влияние толщины стенки МГ;

Kзг – поправочный коэффициент частоты разгерметизации МГ по причине «внешнее воздействие», учитывающий влияние толщины слоя грунта над МГ.

Влияние толщины стенки трубопровода на частоту повреждений и размеры утечки в результате внешнего воздействия представлено на рисунке 1.

Рисунок 1 – Влияние толщины стенки трубопровода на частоту
повреждений и размеры утечки в результате внешнего
воздействия

Обработка статистических данных (рисунок 1) методом регрессионного анализа впервые позволила получить следующую зависимость:

fEI = 1,0454·exp(0,275·t), (8)

где fEI – частота отказов на 1000 км в год, произошедших по причине внешнего воздействия;

t толщина стенки трубопровода, мм.

Тогда значение Kтс будет определено как:

. (9)

Влияние заглубления трубопровода на частоту и виды повреждений в результате внешнего воздействия представлено на рисунке 2.

Простой расчет отношением частоты отказов по причине внешнего воздействия в зависимости от глубины залегания МГ (рисунок 2) 0,15 на 1000 км/год к базовой частоте отказов по причине внешнего воздействия 0,205 на 1000 км/год (согласно таблице 1) дает поправочные коэффициенты 0,73 для трубопроводов, проложенных на глубине более 1 м, и 0,93 (0,19 на 1000 км/год / 0,205 на 1000 км/год) для трубопроводов, проложенных на глубине от 0,8 до 1,0 м.

Рисунок 2 – Влияние заглубления трубопровода на частоту повреждений и виды повреждений в результате внешнего воздействия (1970-2004 гг.)

Предполагается, что на участках переходов, выполненных методом
наклонно-направленного бурения, из-за большой глубины перехода полностью исключен вклад от внешнего воздействия (поправочный коэффициент равен 0).

Поэтому Kзг был принят следующим:

• для участков с заглублением от 0,8 до 1,0 м Kзг = 0,93;
• для участков с заглублением 1 м и более Kзг = 0,73;
• для участков газопровода, проложенных методом наклонно-направленного бурения, Кзг принимается равным 0.

На переходах через автодороги, железные дороги и инженерные коммуникации частота аварий, вызванных внешним воздействием, в 2 раза превышает частоту аварий, вызванных этой же причиной на соседнем с переходом участке (согласно отчету компании Environmental Resources Management Group, Inc.).

В работе рассчитаны и назначены поправочные коэффициенты для всех причин отказов МГ.

Третья глава содержит пример расчета частоты аварийной разгерметизации участка МГ диаметром 1220 мм (48), а также расчеты этого же участка МГ по методикам 1997 г. и 2007 г. (при отсутствии и наличии результатов ВТД). Промежуточные результаты расчетов представлены в Приложениях 1-3.

Результаты расчетов представлены на рисунке 3:

• кривая 1 – значения частоты разрывов на полное сечение, рассчитанные по предлагаемой в настоящей работе методике;
• кривая 2 – значения частоты утечек, рассчитанные по предлагаемой в настоящей работе методике;
• кривая 3 – значения частоты разрывов на полное сечение, рассчитанные по методике 2007 г., в предположении отсутствия результатов ВТД;
• кривая 4 – значения частоты разрывов на полное сечение, рассчитанные по методике 1997 г.;
• кривая 5 – значения частоты разрывов на полное сечение, рассчитанные по методике 2007 г., в предположении наличия результатов ВТД, подтверждающих высокое качество трубопровода и отсутствие дефектов.

Для проведения расчетов был выбран один из наиболее сложных участков, на котором имеются активные тектонические разломы (3 шт.), участки разжижения грунтов, оползни, сдвиги, переходы через болота, водотоки и инженерные коммуникации.

Методики 1997 г. и 2007 г. позволяют рассчитать только частоты разрыва МГ на полное сечение, случаи малых утечек из МГ не учитываются в принципе, что можно скорее отнести к недостаткам методик, поскольку даже малые утечки могут привести к авариям с серьезными последствиями, и эти утечки, по статистике, случаются намного чаще, чем аварии с разрывом на полное сечение.

Рисунок 3 – Частота аварийной разгерметизации на МГ 1220 мм (48), рассчитанная по методикам 1997 г. и 2007 г.
и по предлагаемой в настоящей работе методике

Как видно из рисунка 3 (кривые 3 и 4), полученные по методикам 1997 г. и 2007 г. значения (при отсутствии результатов ВТД), более чем на порядок превосходят значения, полученные по предлагаемой в работе методике, причем эти значения даже превышают значения частоты всех утечек из МГ.

Кроме того, кривые 3 и 4 не так существенно изменяются на протяжении рассматриваемого участка МГ. Значения же частот разрыва МГ на полное сечение, рассчитанные по предлагаемой методике, представленные на рисунке 3 (кривая 1), более чувствительны – есть участки с частотой порядка
10-4 км-1год-1 (вблизи тектонических разломов), есть участки и с частотой менее 10-6 км-1год-1.

Значения частоты разрывов на полное сечение, полученные по методике 2007 г. при наличии результатов ВТД (кривая 5), существенно ниже значений, полученных по методике 1997 г. и даже по методике 2007 г. при отсутствии ВТД (кривые 3 и 4). По-видимому, предполагается, что ВТД является ключевым элементом обеспечения безопасности, дающим снижение ожидаемой частоты аварий более чем на порядок. При этом рассчитанные значения оказываются чрезвычайно близкими к значениям частоты (практически равными им), полученным по предлагаемой в настоящей работе методике. Кроме того, кривая 5 является более скачкообразной (максимальные значения частоты получены для участков с подводными переходами).

Отметим, что при выполнении расчета по методике 2007 г. для вновь вводимых в эксплуатацию МГ можно столкнуться с проблемой выбора «правильного» метода расчета. А именно, формально для вновь вводимых в эксплуатацию МГ ВТД не проводится, тем более не будет производиться для проектируемого МГ, и, следовательно, расчет ожидаемой частоты аварий должен проводиться в предположении отсутствия ВТД, что автоматически существенно завышает частоту аварий.

Это говорит о том, что методика 2007 г. не в полной мере подходит для расчета частоты аварийной разгерметизации вновь вводимых и тем более проектируемых МГ. Она позволяет учитывать достаточный набор ФВ (таких, как общая сейсмичность, коррозионная активность грунта, плотность населения, сезон проведения строительно-монтажных работ и т.д.), но при этом она не позволяет учитывать в полной мере такие факторы, как толщина стенки МГ, проведение ННБ, наличие тектонических разломов, которые существенным образом влияют на безопасность вновь вводимых в эксплуатацию МГ в сейсмоопасных районах. Методика 2007 г. специально разработана и адаптирована для расчета частоты аварийной разгерметизации российских МГ, находящихся в эксплуатации длительное время.

Четвертая глава содержит данные о результатах внедрения разработанной методики расчета частоты аварийной разгерметизации МГ.

По предлагаемой в работе методике были проведены расчеты частоты аварийной разгерметизации МГ при проведении анализа риска объектов транссахалинской трубопроводной системы (ТТС) проекта «Сахалин-II» Компании «Sakhalin Energy Investment Company Ltd.». В Приложении 4 представлена копия акта внедрения.