science-review.ru
Введение
Магистральные газопроводы играют ключевую роль в транспортировке природного газа, являясь важным элементом энергетической инфраструктуры. Тем не менее эксплуатация этих систем сопряжена с разнообразными рисками, которые могут оказывать значительное влияние на безопасность, эффективность и надежность работы.
Под рисками принято принимать потенциальную возможность наступления события, которое может иметь негативные результаты, характеризуемое как сочетание вероятности этого события и его возможных последствий. Риск отражает неопределенность будущего и помогает оценивать угрозы для достижения целей или безопасности систем.
Эффективная эксплуатация магистральных газопроводов требует серьезного анализа всех возможных рисков. С учетом разнообразия потенциальных угроз, связанных с климатическими условиями, природными факторами, особенностями структуры магистрали и ее эксплуатации, особую значимость приобретает системный подход к идентификации и оценке рисков, который позволяет выделить основные структурные компоненты эффективности.
Цель исследования – разработка стохастической модели оценки рисков эксплуатации магистрального газопровода с учетом физических, природных и технических факторов. В рамках работы проведена кластеризация рисков и их количественная оценка с использованием вероятностно-статистических методов.
Задачи исследования:
? определить ключевые показатели эффективности технической системы магистрального газопровода;
? методами системного анализа построить структурную схему эффективности технической системы магистрального газопровода;
? провести категорирование и кластеризацию рисков функционирования технической системы;
? на основе вероятностного подхода оценить влияние рисков по классам и в совокупности;
? на основании полученных результатов сформировать рекомендации для оценки степени уязвимости всей технической системы магистрального газопровода.
Материалы и методы исследования
Производительность магистрального газопровода напрямую связана с объемом транспортируемого газа: более высокая производительность требует большей мощности насосных станций и может повышать износ оборудования. Если компрессорные станции не модернизированы для повышения производительности, это может привести к снижению общей эффективности системы и повышению эксплуатационных расходов на ремонт и обслуживание.
Затраты на поддержание оптимального уровня давления газа в трубопроводной системе, а также на его транспортировку по магистральным газопроводам в значительной степени зависят от мощности используемых насосных станций и компрессоров. Эти устройства играют ключевую роль в обеспечении бесперебойного движения газа по системе, и их энергопотребление напрямую определяется такими параметрами, как общая производительность магистрального газопровода, его протяженность, а также установленный уровень давления в системе. Чем выше объем транспортируемого газа в единицу времени, тем больше энергии требуется для поддержания заданного уровня давления на всем протяжении магистрали. Кроме того, дополнительное увеличение энергопотребления может быть вызвано различными факторами, такими как возможные потери газа в результате утечек, недостаточная степень теплоизоляции трубопровода или иные технические неисправности, негативно сказывающиеся на общей эффективности работы системы.
Структурная схема эффективности технической системы магистрального газопровода
Качество и эффективность функционирования сложной технической системы магистрального газопровода во многом определяется состоянием ее оборудования, регулярностью проведения профилактических мероприятий, а также степенью внедрения современных автоматизированных систем диагностики и мониторинга. Чем чаще и тщательнее проводятся технические осмотры, плановые профилактические ремонты и регламентные работы, тем ниже вероятность возникновения внештатных ситуаций, непредвиденных сбоев и аварийных ситуаций, которые могут привести к серьезным последствиям. Современные системы мониторинга и анализа данных позволяют своевременно выявлять потенциальные проблемы на ранних стадиях их развития, что существенно снижает вероятность возникновения серьезных нарушений в работе системы и повышает ее надежность. Дополнительно автоматизация процессов управления технологическими операциями не только минимизирует влияние человеческого фактора, но и способствует значительному улучшению качества функционирования всей газотранспортной системы, обеспечивая ее более стабильную, эффективную и безопасную эксплуатацию.
Структурная схема эффективности технической системы магистрального газопровода с выделением ключевых показателей эффективности и категорий рисков основных компонентов представлена на рисунке.
Результаты исследования и их обсуждение
Анализ всех возможных рисков, связанных с эксплуатацией магистральных газопроводов, позволил провести их кластеризацию и оценку.
К группе физических рисков, оказывающих непосредственное влияние на целостность и надежность функционирования трубопроводной системы, были отнесены такие факторы, как коррозионные процессы, механические повреждения оборудования, а также постепенный естественный износ трубопровода в процессе его длительной эксплуатации. Наиболее значимой и серьезной угрозой в данном классе является именно коррозия материала трубопроводов. Данный процесс представляет собой разрушение металла под воздействием различных внешних факторов, включая влагу, химические вещества и температурные колебания. В климатических условиях Российской Федерации, где значительные перепады температур являются типичным явлением, коррозионные процессы могут протекать ускоренно, что создает дополнительные риски для эксплуатации газопроводных систем. Это обстоятельство требует обязательного внедрения и активного использования современных методов защиты магистралей, среди которых можно выделить нанесение антикоррозийных покрытий, включая передовые технологии с применением наноматериалов, а также осуществление регулярного технического мониторинга состояния ветвей трубопроводов.
Практика эксплуатации подтверждает высокую значимость данных рисков. Так, например, 5 февраля 2024 г. в Оренбурге была зафиксирована утечка газа на одном из участков теплотрассы, причиной которой стала наружная коррозия трубопровода, возникшая вследствие воздействия талых вод. В результате данного инцидента оказалось затронуто 32 объекта городской инфраструктуры, что привело к серьезным последствиям для населения и коммунальных служб. Аналогичная ситуация наблюдалась и ранее – 14 августа 2023 г. в Уссурийске произошла аварийная ситуация на сети газопровода, причиной которой стало наводнение и последующее интенсивное коррозионное разрушение трубопроводных элементов. Эти примеры демонстрируют необходимость постоянного контроля состояния газотранспортных систем и применения надежных средств защиты от коррозии, что позволит минимизировать риски аварий и продлить срок службы оборудования.
Для оценки совокупного риска при транспортировке газа используется вероятностно-статистический подход, рекомендованный в стандартах по анализу риска [1, с. 20], согласно которым риск определяется через произведение вероятности неблагоприятного события (P) на тяжесть его последствий (S), нормированную от 0 до 1.
Интенсивность коррозионных отказов для магистральных газопроводов, эксплуатируемых в стандартных условиях, принимается на уровне λкор ≈ 0,05, что означает ожидание в среднем 0,05 отказа в год. По данным многолетних наблюдений вероятность отказа за год [2, с. 568] составляет Ркор = 1 – е–λкор ≈ 0,049. Тяжесть последствий в виде снижения пропускной способности оценивается в 20 %, исходя из данных о временных перерывах в работе при ремонте локальных дефектов [3, с. 752]: Sкор = 0,2. Тогда оценка физических рисков определится следующим образом:
Rфиз = Ркор ? Sкор = 0,049 ? 0,2 = 0,0098.
К классу рисков природного характера были отнесены преимущественно сейсмические воздействия, для оценки которых в геотехнической инженерии широко применяется пуассоновская модель вероятности событий. Например, причиной аварии на газопроводе в Илекском районе Оренбургской области 14 апреля 2021 г. называют высокую сейсмическую активность в соседнем районе с последующим землетрясением.
Вероятность землетрясения такой интенсивности, которая способна повредить трубопровод, принята равной 1 % в год [4, с. 105]. Вероятность критического повреждения при наступлении расчетного события принимается за 50 % [5, с. 134]:
Рприр = 0,01 ? 0,5 = 0,005.
При серьезных повреждениях снижение пропускной способности до 50 % отражено в практических руководствах по оценке последствий сейсмических нагрузок [6, с. 57]: Sприр = 0,5. Тогда оценка природных рисков определится следующим образом:
Рприр = Рприр ? Sприр = 0,005 ? 0,5 = 0,0025.
К классу технических рисков были отнесены сбои и погрешности в системах управления процессами, связанными с транспортировкой газа, сбои в системах автоматизации и ошибки операторов. Надежность систем автоматизации является критически важной для предотвращения аварий на газопроводах. Пример технических рисков, связанных со сбоями в системе автоматизации и человеческими ошибками, можно найти в аварии на магистральном газопроводе «Белоусово — Ленинград» в Ленинградской области в 2022 г. Разгерметизация газопровода, сопровождавшаяся возгоранием, привела к отключению шести газораспределительных станций. Основная причина аварии – сбой в системе автоматизации, который не позволил своевременно обнаружить и предотвратить разгерметизацию.
Для современных SCADA-систем и приборов автоматики, применяемых в газотранспортных сетях, среднее время наработки на отказ (MTBF) составляет около 10 лет, что подтверждается производителями и независимыми исследованиями [7, с. 201].
Вероятность отказа за год:
Ртех = 1 – е–1/10 ≈ 0,095 ≈ 0,1.
Снижение пропускной способности при сбое автоматики оценивается в 10 % согласно данным о режимах ручного управления и статистике быстрой реакции операторов [8, с. 29]: Sтех = 0, тогда оценка технических рисков определится следующим образом:
Rтех = Ртех ? Sтех = 0,1 ? 0,1 = 0,001.
Суммарный интегральный риск по трем категориям составляет немногим больше 2 %:
Rсум = Rкор + Rприр+ Rтех =
= 0,0098 + 0,0025 + 0,01 = 0,0223.
Итоговый показатель (около 2,23 %) отражает совокупную степень уязвимости технической системы к комплексному набору факторов и служит базой для принятия управленческих решений по усилению мер безопасности и повышению надежности транспортировки газа. Он является итоговым значением интегрального безразмерного показателя риска, полученного с учетом всех рассмотренных категорий угроз из соответствующих классов.
Заключение
Показатель Rсум отражает относительную степень уязвимости системы к совокупности анализируемых факторов за определенный период и представляет собой условный индикатор, показывающий долю потенциального «рискового воздействия» на систему по сравнению с ее максимально возможной степенью негативного влияния, принятой за единицу. Он позволяет сравнивать участки газопровода, сценарии эксплуатации, варианты модернизации, оценивая риски, и принимать на этой основе управленческие решения.
Представленный подход к оценке риска, основанный на использовании вероятностно-статистических моделей, а также на анализе и обобщении данных о сейсмических, технических и физических воздействиях, полностью соответствует признанным международным методикам, разработанным в области техносферной безопасности. Эти методы широко используются в мире для повышения уровня важнейших объектов, включая газотранспортные системы, и доказали свою эффективность при прогнозировании возможной угрозы. Применение современных аналитических подходов позволяет формировать научно обоснованные и проверенные временные основы для принятия грамотных инженерных решений, направленных не только на повышение общей устойчивости газотранспортной отрасли, но и на минимизацию негативных последствий, вызванных неблагоприятными факторами, такими как аварии, утечки газа, внешние воздействия и технические неисправности. Кроме того, использование таких методов в целом обеспечивает техносферную безопасность, включая комплексный и всесторонний подход к управлению рисками в газовой отрасли.