Приложение 13 РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ. (Рекомендуемая) | МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗОВ, ОБУСЛОВЛЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ГАЗОПРОВОДА
Приложение N 13
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364
1. Вероятность возникновения отказа, обусловленного техническим состоянием газопровода, определяется для участка газопровода протяженностью не более 1 километра по следующим формулам:
при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении обследования:
при условии устранения выявленных дефектов и повреждений (с учетом дефектов и повреждений, не обнаруженных по объективным и субъективным причинам):
где:
S - количество типов дефектов и повреждений, шт.;
где:
n - количество корректирующих коэффициентов, шт.;
P(Asi) - потенциальная вероятность возникновения отказа из-за Si-того дефекта или повреждения;
ms - количество дефектов или повреждений одного типа, выявленных при проведении обследования на обследуемом участке газопровода, шт.;
ls - количество необнаруженных дефектов и/или повреждений, шт., определяется по формуле:
ls = ms · [(l - Рд-оп(Вsi)) / Рд-оп(Вsi)], (4)
где:
Рд-оп(Вsi) - вероятность обнаружения дефекта или повреждения (системой дефектоскоп-оператор).
2. Значения вероятности отказа, обусловленного возникновением на газопроводе различных типов дефектов и повреждений, и корректирующих коэффициентов опасности дефектов и повреждений определяются по статистическим данным об отказах на газопроводах по формулам:
где:
Nsi - средняя частота возникновения данного типа дефектов на газопроводе, приходящихся на один отказ 1/(километр·год);
KB - весовой коэффициент условий эксплуатации, учитывает разную степень влияния различных групп условий эксплуатации (KB = 1... 1,2);
Ni, Nmin - частота возникновения дефектов в одной из групп условий эксплуатации.
Корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений Ki позволяет учитывать влияние характеристик газопровода и условий его эксплуатации на степень опасности дефектов и повреждений (возникновение отказа).
Рекомендуемые значения P(Asi) и Ki, полученные из статистических данных, приведены соответственно в таблицах N 1 и N 2.
Таблица N 1
Степень опасности дефектов и повреждений
|
Характеристики дефектов и повреждений
|
P(Asi)
|
|
|
Дефекты и повреждения защитного покрытия
|
||
|
Механические и структурные
|
Повреждения
|
0,002
|
|
Неудовлетворительная адгезия в шурфе
|
0,003
|
|
|
Отсутствие адгезии на всем участке
|
0,030
|
|
|
Переходное сопротивление в шурфе меньше предельно допустимого значения
|
0,001
|
|
|
Деструкция защитного покрытия на всем участке
|
0,005
|
|
|
Дефекты и повреждения металла трубы
|
||
|
Коррозионные
|
Сквозные более 1 миллиметра в диаметре
|
0,200
|
|
Сквозные менее 1 миллиметра в диаметре
|
0,100
|
|
|
Локальные (язвенные, точечные)
|
0,015
|
|
|
Общие при остаточной толщине стенки менее 70 процентов от номинальной
|
0,010
|
|
|
Характеристики дефектов и повреждений
|
P(Asi)
|
|
|
Общие при остаточной толщине стенки от 99 до 70 процентов номинальной
|
0,005
|
|
|
Структурные
|
Потеря прочности тела трубы
|
0,700
|
|
Разрыв сварного соединения
|
0,200
|
|
|
Характеристики дефектов и повреждений
|
P(Asi)
|
|
|
Негерметичность сварного соединения
|
0,100
|
|
Таблица N 2
Значения корректирующих коэффициентов опасности
дефектов и повреждений на газопроводе
|
Характеристики подземного газопровода
|
Ki
возможное
|
|
|
Условия эксплуатации
|
||
|
Вид газопровода
|
межпоселковый
|
1,00
|
|
распределительный
|
1,05
|
|
|
ввод
|
1,10
|
|
|
Давление газа
|
низкое
|
1,00
|
|
среднее
|
1,05
|
|
|
высокое
|
1,10
|
|
|
Наличие перехода газопровода через естественные и искусственные преграды
|
отсутствует
|
1,00
|
|
водная преграда
|
1,05
|
|
|
автомобильная или железная дорога
|
1,15
|
|
|
Нормативные расстояния от сети газораспределения
|
соблюдены
|
1,00
|
|
не соблюдены
|
1,05
|
|
|
Защитный потенциал обеспечен:
|
-
|
-
|
|
по всей протяженности газопровода или средств ЭХЗ не требуется
|
-
|
1,00
|
|
не по всей протяженности в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью или при наличии опасного влияния блуждающих токов (постоянного, переменного)
|
-
|
1,10
|
|
не по всей протяженности в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью и при наличии опасного влияния блуждающих токов (постоянного, переменного)
|
-
|
1,20
|
|
Перерывы в работе средств ЭХЗ свыше допустимых нормативной документацией сроков
|
-
|
1,05
|
|
Учет динамики возникновения дефектов и повреждений
|
||
|
Ранее не было выявлено повреждений защитного покрытия
|
-
|
1,00
|
|
Ранее были выявлены повреждения защитного покрытия при отсутствии динамики роста их количества
|
-
|
1,05
|
|
Наблюдается рост количества мест повреждений защитного покрытия по сравнению с последним обследованием
|
-
|
1,10
|
|
Наблюдается рост количества мест сквозных коррозионных повреждений за последние пять лет по сравнению с предыдущими пятью годами
|
-
|
2,00
|
|
Наблюдается рост количества мест разгерметизации сварных стыков за последние пять лет по сравнению с предыдущими пятью годами
|
-
|
2,00
|
3. Вероятность обнаружения дефектов и повреждений Рд-оп обусловлена проявлением различных факторов:
характеристиками используемых приборов и оборудования;
параметрами газопровода;
внешними причинами (наличие помех, качество дорожного покрытия, влажность грунта в зоне укладки газопровода и другое);
субъективными причинами (человеческий фактор).
Конкретные значения Рд-оп назначаются с учетом различных факторов, но не могут превышать максимальные значения из таблицы N 3.
Таблица N 3
Максимальные вероятности обнаружения дефектов и повреждений
|
Характеристика дефектного участка
|
Максимальная вероятность обнаружения дефекта Рд-оп макс
|
|
Сквозные дефекты и повреждения металла труб
|
|
|
На газопроводах:
|
-
|
|
высокого давления
|
0,98
|
|
среднего давления
|
0,95
|
|
низкого давления
|
0,90
|
|
низкого давления при размере повреждения менее 1 миллиметра
|
0,85
|
|
Дефекты и повреждения защитного покрытия
|
|
|
При прокладке газопровода:
|
-
|
|
в поселении при наличии смежных коммуникаций
|
0,70
|
|
в поселении при отсутствии смежных коммуникаций
|
0,75
|
|
вне поселений
|
0,80
|
|
Отсутствие адгезии по всей протяженности газопровода
|
0,98
|
|
Деструкция защитного покрытия на всем участке (переходное сопротивление ниже предельно допустимого значения), подтвержденная неоднократными шурфовыми обследованиями
|
0,99
|
4. При установлении количества дефектов и повреждений, обусловленных коррозией металла труб и выявленных в одном шурфе, длина которого не более 1,5 метров, следует использовать принцип поглощения менее значительных повреждений более значительными. Так, например, если в шурфе выявлены и сквозные, и язвенные повреждения, то учитываются только сквозные повреждения.
Количество дефектов одного типа для одного шурфа стандартного размера (1,5 метра) принимается за единицу.