image
energas.ru

...

ПРИМЕНЕНИЕ РИСК-ОРИЕНТИРОВАННОГО ПОДХОДА К ОЦЕНКЕ НЕОБХОДИМОСТИ И ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ УСТАНОВКИ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ

Авторы:

УДК 622.691.4.053

В.И. Бородин, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ)

Р.Е. Шепелев, ПАО «Газпром»

Д.М. Ляпичев, к.т.н., АО «Газпром оргэнергогаз» (Москва, РФ), D.Lyapichev@oeg.gazprom.ru

А.С. Лопатин, д.т.н., проф., ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина» (Москва, РФ), lopatin@gubkin.ru

Д.П. Никулина, ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина», dp.nikulina@gmail.com


В Российской Федерации осуществляется внедрение рискориентированного подхода при государственном надзоре за опасными производственными объектами (ОПО).

Одним из необходимых этапов внедрения данного подхода является разработка систем сбора и предоставления исходных данных о состоянии ОПО. На их основе эксплуатирующими организациями и Ростехнадзором будет осуществляться оценка рисков, на базе которой, в свою очередь, будут планироваться контрольно-надзорные мероприятия.

Основой, необходимой для достоверной оценки риска аварии на ОПО, являются точные данные о текущем техническом состоянии оборудования, которые могут быть получены только при полноценном диагностическом обслуживании ОПО.

Известно, что ПАО «Газпром» осуществляет диагностическое обслуживание всех эксплуатируемых ОПО, что позволяет обеспечивать высокий уровень их промышленной безопасности. Тем не менее основа системы диагностического обслуживания объектов ПАО «Газпром» была заложена еще в конце прошлого века [1] и может быть усовершенствована за счет внедрения технологий диагностирования, разработанных в последние годы.

Наиболее перспективным видится применение технологий автоматизированного мониторинга технического состояния оборудования и трубопроводов объектов газовой промышленности.

Широкое внедрение данных технологий позволит обеспечить максимальную оперативность сбора и обработки данных, увеличить объем информации о техническом состоянии объектов, перейти к использованию современных методов и алгоритмов для анализа полученных данных.

Кроме того, интеграция автоматизированных систем, осуществляющих мониторинг технического состояния (далее – систем мониторинга) с системами сбора данных и оценки рисков позволит снизить влияние человеческого фактора на расчет и оценку данных, а также перейти на проактивное управление рисками и целостностью газопроводов.

Разработка и внедрение систем мониторинга сопряжены со значительными затратами, что обусловливает актуальность использования научно обоснованных методик оценки необходимости и целесообразности установки таких систем.

Как уже отмечалось в работе [2], несмотря на большое количество разработок, позиционируемых в качестве автоматизированных систем мониторинга оборудования и трубопроводов, единый подход к построению таких систем отсутствует, а методология их применения до сих пор не разработана.

Для оценки необходимости и эффективности разработки систем мониторинга в рамках научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР) для нужд ПАО «Газпром» и дочерних обществ применяются методики оценки эффективности НИОКР, изложенные в СТО Газпром РД 1.12-096–2004 [3]. При всех достоинствах данного стандарта он не регламентирует процедуры оценки эффективности внедрения конкретных технических систем, в том числе систем мониторинга.

В рамках данной статьи на примере методики оценки необходимости и целесообразности установки системы мониторинга технологических трубопроводов обосновывается перспективный подход к оценке эффективности внедрения технологических инноваций, основанный на оценке риска аварийных отказов трубопроводов.

Согласно ГОСТ Р 51901–2002 [4] риск характеризуется как «сочетание вероятности события и его последствий», тогда совокупный техногенный риск для i-го элементарного участка трубопровода может быть представлен следующим выражением:

 

1.png       (1)

 

где P(t) – ожидаемая вероятность аварии на i-м элементарном участке газопровода при наработке t ч; У – математическое ожидание ущерба от аварии на i-м элементарном участке, руб.; fn – ожидаемая частота аварий i-м элементарном участке, аварий/год; M – общее число рассматриваемых сценариев аварий на участке; Pim – условная вероятность реализации m-го сценария аварии; Уim – ожидаемый ущерб при реализации m-го сценария аварии, руб.

При этом ожидаемый ущерб, учитываемый при расчете совокупного техногенного риска, представляет сумму ущербов [5]:

 

Уim = Усэ + Упр + Уим.др.л. + Ул.а. + Уэкол., (2)

 

где Усэ – социально-экономический ущерб (здоровью и жизни людей); Упр – ущерб имуществу владельца; Уим.др.л. – ущерб имуществу третьих лиц; Ул.а. – затраты на локализацию аварии и ликвидацию последствий; Уэкол. – экологический ущерб.

По определению, аварийный отказ является переходом в одно из предельных состояний. Выделяют несколько типов предельных состояний, характерных для газопроводов [6]. При этом вероятность перехода в i-й тип предельного состояния при аварии будет равна:

 

P(ПСi) = P(А)·P(ПСi|А),               (3)

 

где P(А) – вероятность наступления аварии на рассматриваемом участке газопровода; P(ПСi|А) – вероятность наступления i-го предельного состояния при возникновении аварии.

Очевидно, что для оценки эффективности систем мониторинга необходимо применение различных критериев, одним из которых, по мнению авторов, может быть величина вероятности выявления системой состояния газопровода, предшествующего его переходу в предельное состояние через заданный промежуток времени dt – P(В).

60-63.jpgПри этом для идеальной системы мониторинга будет выполняться равенство P(Вi) = P(ПСi

и величина P(В) будет равняться:

 

1_1.png               (4)

 

Следующим критерием для оценки эффективности систем, по мнению авторов, должна являться Pt(Ci) – величина вероятности предупреждения перехода трубопровода к предельному состоянию ПСi через промежуток времени dt путем корректирующего воздействия оператора системы мониторинга, определяемая по формуле:

 

P(Ci) = P(Вi)·P(Cii),                   (5)

где P(Cii) – вероятность корректировки технического состояния газопровода при выявлении предаварийного состояния Вi, определяемая характером предельного состояния, техническими характеристиками системы мониторинга, человеческим фактором, степенью автоматизации системы и пр.

Учитывая изложенное, снижение вероятности отказа на технологических трубопроводах с применением системы мониторинга ∆P(A) можно найти по формуле:

 

1_1_1.png             (6)

 

Переходя к риску, учитывая формулы 1–6, можно получить выражение для оценки снижения техногенного риска ∆R при установке системы мониторинга:

 

1_1_3.png         (7)

 

где Уi – математическое ожидание ущерба при переходе в i-е предельное состояние, руб.

Произведение затрат на установку и эксплуатацию системы мониторинга З и снижения вероятности возникновения аварии ∆P(A) дает значение эффективной стоимости системы мониторинга Зэф:

 

Зэф = ∆P(A)З.                                (8) 

Очевидно, что при отношении снижения риска ∆R к значению эффективной стоимости системы Зэф получим критерий оценки необходимости установки системы мониторинга Kсм:

1_1_4.png                       (10) 

 

При Kсм ≥ 1 сокращение техногенного риска (т. е. экономия будущих затрат на ремонт и устранение последствий аварийного отказа) превышает эффективную стоимость установки и эксплуатации системы мониторинга, что говорит об актуальности ее применения, в противном случае установка системы нецелесообразна.

Полученный коэффициент характеризует эффективность и целесообразность увеличения затрат на диагностическое обслуживание – установку дополнительной системы мониторинга технического состояния – относительно базового варианта с применением традиционной системы периодических диагностических обследований, который обеспечивает первоначальный уровень риска R и вероятность возникновения аварийного отказа P(A).

В заключение необходимо отметить, что уровень техногенных рисков на различных этапах жизненного цикла объектов различен. Это обусловливает необходимость выполнения оценки по предложенной методике отдельно для каждого из выделяемых циклов (строительство, ввод в эксплуатацию, эксплуатация, вывод из эксплуатации и т. п.).