Обеспечение безопасности, прогнозирование и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации, вызванной аварией на магистральном нефтепроводе

4) Функции экономического и геоэкологического анализа:

- разработка алгоритмов и программ расчета экологического ущерба от возникновения возможных аварий: оценка риска возникновения аварий и чрезвычайных ситуаций на нефтепроводе;

- разработка алгоритмов и программ расчета стоимости замены трубы на отдельных участках нефтепровода и стоимости ремонтно-восстановительных работ;

- расчет

ы необходимого количества электроэнергии для обеспечения надежной работы нефтепровода;

- расчеты, связанные с ведением земельного кадастра и с определением экономических показателей [25].

Применение геоинформационных систем и совмещение данных аппаратной диагностики имеет важное значение в формировании безопасности на магистральном нефтепроводе.

1.7.2 Спутниковый мониторинг трубопроводов и технология мониторинга геотехнических систем

В последние годы используется спутниковый мониторинг за коррозионным состоянием трубопроводов, в частности нефтепроводов ("Enbridge Pipeline Inc" США) [38]. Их использование особенно эффективно для коррозионного мониторинга удаленных и труднодоступных участков. Для мониторинга используются спутники, находящихся на низкой орбите. На наиболее вероятные, с точки зрения коррозионной активности, участки трассы накладывается специальная пленка, реагирующая на поступление к ней водорода в случае усиления коррозии. Изменение цвета фиксируется расположенными на земле специальными датчиками, а соответствующие сигналы передаются к спутникам, через которые поступают в главный офис компании.

Для контроля утечек применяются такие методы, как наблюдение с воздуха или обход линии, сообщения случайных очевидцев, мониторинг условий эксплуатации трубопроводов с использованием "интеллектуальной" технологии и другие; все они характеризуют той или иной степенью достоверности. Наилучший результат в определении утечек дает оптимальное сочетание этих методов [38]. Расчетный метод мониторинга утечек из трубопровода характеризуется различной сложностью в зависимости от сложности трубопроводной системы.

Мониторинг состоит из двух блоков: оперативного контроля за состояние и управления состоянием геотехнических систем. Организационно мониторинг представляется по схеме: статистика – динамика – прогноз. Он реализуется через три этапа: паспортизация объектов, стационарные исследования, моделирование и прогноз функционирования геотехнических систем при различных режимах и эксплуатации. В процессе паспортизации устанавливаются типы возможных дискомфортных ситуаций, причины и факторы, способные их вызвать, формы и масштабы проявления [66].

На втором этапе мониторинга осуществляются режимные исследования на участках прогнозируемых дискомфортных ситуаций. В их пределах осуществляется: ежегодные аэровизуальные обследования, аэрофотосъемки, тепловые инфракрасные аэросъемки, комплексные исследования. На третьем этапе осуществляется картографическое и математическое моделирование состояния и прогноз функционирования геотехнических систем при различных режимах её эксплуатации [66].

1.7.3 Система комплексного анализа надежности линейной части нефтепровода

Для предотвращения аварий на магистральных нефтепроводах и осуществления ремонтов осуществляется комплексный подход к получению, систематизации и анализу всей совокупности данных о состоянии нефтепровода: дефектах, предыдущих ремонтах, данных анализа аварий. Актуальным остается задача разработки общей методологии и создания базовой системы и анализа диагностической информации, учитывающий комплексный многофакторный характер данных о состоянии магистрального нефтепровода: данных внутритрубной диагностики инспекционными снарядами, об авариях и ремонтах, лабораторных и натуральных испытаний [1].

Оптимальный вариант диагностической системы в целом сочетает:

- средства эффективного анализа совокупности данных о состоянии магистрального нефтепровода;

- результаты комплексного материаловедческого исследования различных внешних и внутренних факторов (условий эксплуатации, степени и характера дефектности труб и сварных швов, структурного состояния металла труб);

- комплексное моделирования кинетики развития процессов разрушения линейной части магистрального нефтепровода, обеспечивающую возможность прогнозирования долговечности локальных участков нефтепровода [1].

На рисунке 1.12 приведена схема взаимосвязанного функционирования систем диагностирования и прогнозирования.

Рисунок 1.12 - Блок-схема взаимосвязанного функционирования систем диагностирования и прогнозирования

Прогнозирование аварий тесно взаимодействует с оценкой надежности. Актуальной является задача оценки эффективности трубопроводных систем с учетом конструктивно-технологических и эксплуатационных аспектов с позиций оценки показателей надежности и безопасности.

1.7.4 Надежность и безопасность нефтепроводов с технологическими и эксплуатационными повреждениями

Проблема надежности и безопасности нефтепроводов имеет комплексный характер и связана с поиском оптимальных решений экономических и инженерных задач.

Формально нефтепровод рассматривается как система из последовательно соединенных элементов труб. Надежность такой системы ограничена в пространстве и времени. Ограничения в пространстве связаны с действием масштабного фактора. Чем больше диаметр нефтепровода и чем больше его протяженность, тем выше вероятность появления критических дефектов или повреждений, способных привести к катастрофическому разрушению. Ограничения во времени связаны с неизбежным накоплением повреждений в металле труб [3]. Указанные ограничения отчетливо проявляются в статистических оценках надежности (рисунок 1.13).

Рисунок 1.13 - Статистические оценки функции надежности нефтепроводов в зависимости от их диаметра и срока эксплуатации

Как видно из представленных данных даже при небольших сроках эксплуатации нефтепроводы имеют недопустимо низкие показатели надежности. Анализ возможностей повышения надежности нефтепроводов за счет конструктивно-технологических факторов показывает, что теоретическая надежность нефтепровода равна произведению надежностей элементов [1, 3].

По данным статистического анализа дефектности сварных соединений нефтепроводов расчетная надежность нефтепровода диаметром 500 мм протяженностью 1000 км (без учета накопления повреждений) составляет 0,6-0,98. Для нефтепроводов с диаметром выше 720 мм эти значения оказываются еще ниже – 0,3-0,95. Повысить надежность нефтепроводов за счет дальнейших конструктивно-технологических ограничений дефектов и повреждений крайне сложно.

Рисунок 1.14 - Схема определения нормативной надежности, эффективной протяженности, и безопасного ресурса трубопровода

Учитывая эти обстоятельства, безопасность нефтепроводов повышается за счет ограничений масштабного фактора (диаметра, протяженности) или времени эксплуатации. На рисунке 1.14 приведена схема определения ограничений масштабного фактора. Для этого вводится комплексный показатель эффективности нефтепровода в процессе эксплуатации. В его структуре могут содержаться технико-экономические и стоимостные параметры затрат и доходов. На первой стадии при увеличении масштабного фактора эффективность нефтепровода возрастает за счет расширения числа потребителей и передачи большего числа продукта. В последствии начинается неизбежное снижение эффективности из-за возрастания потерь от аварий, затрат на диагностику и проведения ремонтных операций. Точка максимума эффективности определяет предельный уровень надежности нефтепровода и его оптимальные, с точки зрения безопасности, параметры: диаметр и протяженность. Протяженность служит основным ограничителем, а диаметр дополнительным. При уменьшении диаметра может быть увеличена допустимая протяженность нефтепровода.

 Скачать реферат