ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRERynek Gazu
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


PARTNER SERWISU


KALENDARIUM WYDARZEŃ
24 Konferencja Gazterm 2021

Kiedy: 29 sierpień 2021 - 1 wrzesień 2021
Miejsce: Międzyzdroje
Organizator: Studio 4u



MATERIAŁY PROBLEMOWE

Jak podejmować odpowiedzialne decyzje w zakresie eksploatacji rurociągów przesyłowych? Metoda punktowa oceny ryzyka względnego
06.06.2017r. 05:27

Dr inż. Aneta Głuszek, Wydział Oceny Zgodności, Urząd Dozoru Technicznego
W celu zapewnienia ciągłej integralności rurociągów przesyłowych i towarzyszącej im infrastruktury, prawo i dobre praktyki nakładają wymóg ich okresowego kontrolowania, co należy potwierdzać - np. wynikami sprawowanego nadzoru lub wynikami odpowiednich badań.
W procesie decyzyjnym, dotyczącym polityki inwestycyjno-remontowej, poza kompleksową oceną stanu technicznego infrastruktury przesyłowej, uwzględniać powinno się również zagrożenia i rangę potencjalnych skutków wynikających z ewentualnej awarii, gdyż ma to szczególne znaczenie w aspekcie bezpieczeństwa otoczenia, a także ciągłości dostaw. Nowoczesne podejście do eksploatacji rurociągów przesyłowych, również ze względu na to, iż są one zaliczane do obiektów infrastruktury krytycznej, oparte jest na analizach ryzyka.

Analiza ryzyka jest narzędziem pozwalającym na określenie poziomu zagrożenia i skutków, a dzięki temu na podjęcie działań zapobiegawczych lub eliminacyjnych.

Gdzie będzie kolejna awaria rurociągu i jakie będą jej konsekwencje

Eksploatacja elementów rurociągu przesyłowego, tak jak i eksploatacja każdego innego urządzenia technicznego, niesie ze sobą ryzyko wystąpienia uszkodzenia lub awarii. Zagrożenia te wynikają gównie z warunków środowiskowych i działań osób trzecich. Dodatkowo mogą być potęgowane złą jakością robót spawalniczo-montażowych lub wadami materiałowymi. Przyczyną awarii może również być niedostosowanie parametrów przesyłu do zmieniającego się stanu technicznego infrastruktury rurociągowej. Skutki awarii uzależnione będą od rodzaju transportowanego produktu i promienia zasięgu strefy szkodliwego oddziaływania. Analiza awarii gazociągów, przeprowadzona przez niemiecki instytut BAM [1] pokazuje, że negatywne skutki promieniowania cieplnego (w kW/m2), emitowanego przez płomień z uszkodzonego gazociągu, mogą być odczuwalne w promieniu nawet do 1000 m. W przypadkach, gdy nie doszło do wybuchu gazu, zniszczenia sięgały maksymalnie do 350 m od miejsca awarii i spowodowane były wyrzuconymi kamieniami i odłamkami wyposażenia.

Opracowania naukowe dotyczące zasięgu skutków awarii na rurociągach przesyłowych [2, 3] potwierdzają, że promień strefy potencjalnego oddziaływania może być większy niż odległość bezpieczna gazociągu od obiektów terenowych wynikająca z szerokości strefy kontrolowanej [4].

Żadna analiza ryzyka, która może mieć zastosowanie do oceny rurociągów, nie jest w stanie dokładnie przewidzieć, gdzie i kiedy będzie następna awaria. Nie można zmierzyć ryzyka wystąpienia przyszłych zdarzeń, można je tylko oszacować. Szacowanie ryzyka polega na identyfikacji zagrożeń i ocenie potencjalnych konsekwencji. Rurociąg przesyłowy, jako urządzenie ciśnieniowe, musi spełniać wymagania wytrzymałościowe. Jeżeli jakikolwiek element infrastruktury przesyłowej pozwoli na niekontrolowane uwolnienie znacznych ilości transportowanego produktu można mówić o awarii. Spadek wytrzymałości może wynikać np. z ubytków materiału rury spowodowanych korozją albo uszkodzeniami mechanicznymi. Bezpieczeństwo konstrukcji rurociągowej będzie zagrożone także wtedy, gdy zostanie ona poddana obciążeniom powodującym przekroczenie dopuszczalnych, projektowych wartości naprężeń.

Przeprowadzenie analizy ryzyka eksploatacji rurociągu pozwala zdobyć informacje o słabszych technicznie miejscach na rurociągu. Dzięki temu operator rurociągu może podejmować optymalne decyzje w zakresie bieżącej eksploatacji, gospodarki remontowej czy polityki inwestycyjnej. Oznacza to, że środki finansowe przeznaczone na bezpieczeństwo rurociągu kierowane są tam, gdzie są najbardziej potrzebne - tj. tam gdzie są największe zagrożenia i wynikające z nich konsekwencje.

Punktowa skala oceny

W literaturze światowej można zidentyfikować dwie główne metodologie szacowania ryzyka w eksploatacji rurociągów. Są to: metoda punktowa oraz ilościowa ocena ryzyka - QRA2 [5, 6]. W punktowej metodzie analizy ryzyka każdy czynnik brany do oceny stanu technicznego rurociągu, oceny prawdopodobieństwa wystąpienia nieprzewidzianych zdarzeń oraz skutków tych zdarzeń, podlega punktowaniu. Punkty są przydzielane z zachowaniem proporcji, tj. "wagi" dla tych poszczególnych czynników i obrazują ich rolę w ryzyku lub redukcji ryzyka.

Ocenie, która jest wieloparametrowa, podlegają wszelkie potencjalne zagrożenia, które podzielone są na cztery kategorie tzw. wskaźników uszkodzeń (Rys.1). Każdy z tych wskaźników reprezentuje "odporność" rurociągu, w odniesieniu do potencjalnych awarii spowodowanych przez: korozję, działanie strony trzeciej, niewłaściwe operacje i błędy projektowe. Im wyższa wartość punktowa danego wskaźnika tym wyższe bezpieczeństwo, większa odporność na uszkodzenia. Interpretacja wyników analizy może być dokonywana na poziomie wskaźników uszkodzeń, jednak zasadniczym celem analizy jest określenie ryzyka eksploatacyjnego, dlatego kolejnym krokiem jest oszacowanie wskaźnika konsekwencji. Końcowy wynik analizy stanowi wartość punktowa interpretowana jako względny poziom ryzyka. Na każdym poziomie analizy punkty przyznane jednemu odcinkowi rurociągu porównywalne są do punktów innego odcinka, zatem punkty te mają znaczenie tylko w przypadku podobnej oceny różnych odcinków rurociągów.

(1000x585)Rys. 1. Potencjalne zagrożenia dysfunkcji operacyjnej infrastruktury rurociągowej oraz czynniki wpływające na redukcję ryzyka uwzględniane podczas analizy ryzyka względnego (opracowanie własne)

Konstrukcja jest tak mocna, jak mocny jest jej najsłabszy element - czyli proces oceny ryzyka metodą punktową

Istotnym elementem przy ocenie bezpieczeństwa eksploatowanych rurociągów przesyłowych jest identyfikacja obszarów szczególnie narażonych. Warunki panujące wzdłuż trasy rurociągu zmieniają się, a więc zmienia się również ryzyko. Stąd pierwszym krokiem w kierunku sporządzenia oceny ryzyka jest segmentacja rurociągu, czyli podział na mniejsze, jak najbardziej jednorodne wewnętrznie odcinki. Warunki eksploatacji, zagrożenia korozyjne, stan techniczny, przebieg trasy poszczególnych segmentów powinny być zbliżone do siebie, dlatego punkty podziału ustawia się tam, gdzie występuje wyraźna zmiana np. gęstości zaludnienia, warunków glebowych, stanu izolacji, średnicy czy wieku rurociągu. Przy podziale na segmenty obowiązuje zasada, że oceniane odcinki nie powinny być dłuższe niż 10 km.

Analiza prowadzona jest przez Zespół Oceniający, który dla każdego segmentu rurociągu wykonuje te same czynności - tzn. warunkom oddziaływującym na rurociąg, przypisuje wartości liczbowe tworzące obraz ryzyka. W celu zapewnienia powtarzalności oceny Zespół Oceniający korzysta z list kontrolnych zawierających opis i porządek wszystkich elementów, które są uwzględniane przy szacowaniu ryzyka względnego. Zespół Oceniający kieruje się zasadą, że konstrukcja danego odcinka rurociągu jest tak mocna, jak mocny jest jego najsłabszy element. Oznacza to, że Zespół Oceniający dla każdego segmentu rurociągu szuka najgorszego przypadku lub najgorszych warunków, jak np. największy ubytek materiału ścianki rury, minimalna głębokość posadowienia - co z kolei wpływa na wartość punktów dla całego segmentu. Aby wykonać obliczenia współczynników bezpieczeństwa w atestach hutniczych identyfikowane są rury o najsłabszych parametrach, tj. najmniejszych wartościach minimalnej granicy plastyczności dla materiału rur (Rt0,5) i minimalnej granicy wytrzymałości materiału rur na rozciąganie (Rm).

Dlaczego warto przeprowadzić ocenę ryzyka gazociągów i ich infrastruktury metodą punktową

Punktowa analiza ryzyka służy do identyfikacji potencjalnych zagrożeń, które mogą naruszyć integralność infrastruktury przesyłowej. Pozwala także zidentyfikować tzw. obszary wysokiego ryzyka (HCA)3 lub nowozdefiniowane przez PHMSA obszary o umiarkowanych skutkach (MCA)4 .

Prosta - punktowa forma opisu umożliwia analizowanie wyników nie tylko przez kadrę inżynierską, ale również przez osoby nie posiadające specjalistycznej wiedzy technicznej. Analiza wspomaga proces decyzyjny w zakresie polityki remontowo - inwestycyjnej, bo przejrzyste kryteria oceny w łatwy sposób umożliwiają porównanie obrazów ryzyka różnych gazociągów. Operator gazociągu dzięki temu ma świadomość, że zrobił wszystko, aby zminimalizować prawdopodobieństwo wystąpienia awarii, a w szczególności awarii katastrofalnych. Z punktu widzenia operatora gazociągów przesyłowych jest to istotne nie tylko z powodów ekonomicznych, lecz również marketingowych uwzględniających wizerunek firmy.

Analiza ryzyka rurociągu i co dalej

Analiza ryzyka jest elementem większej całości - procesu zarządzania ryzykiem. Na zarządzanie ryzykiem składa się m.in.: proces szacowania ryzyka, proces akceptacji ryzyka oraz proces działań prewencyjnych i monitorowania ryzyka (Rys.2). Tak więc kolejnym krokiem w postępowaniu z ryzykiem jest jego akceptacja. Poziom ryzyka, jaki jest akceptowany określa sam operator rurociągu. Przy opracowywaniu kryteriów akceptowalności powinien się on kierować doświadczeniem, rozsądkiem i poczuciem odpowiedzialności.

(1000x407)Rys.2. Proces zarządzania ryzykiem (opracowanie własne)

Częstotliwość oceny

Operatorzy rurociągów zazwyczaj wykonują przeglądy i badania swojej infrastruktury przesyłowej - co jest zgodne z zasadą "lepiej zapobiegać niż leczyć. Jest to taka proaktywna identyfikacja zagrożeń wynikających ze stanu technicznego infrastruktury. Ponadto, na bazie obecnych przepisów, praktyka techniczna wymusza wzrost prac inspekcyjnych na rurociągach. Operator nie jest natomiast zobowiązany do stosowania tych samych technik wzdłuż całego rurociągu. Stare rurociągi na ogół nie są przystosowane do inspekcji od wewnątrz za pomocą tłoków . Mogą być jednak badane pośrednio z powierzchni ziemi lub poprzez bezpośrednie pomiary na odkrytych odcinkach rurociągów. Badania te ukierunkowane są głównie na ocenę skuteczności zabezpieczenia przeciwkorozyjnego rurociągów. Na podstawie wyników tych badań nie da się wyciągnąć jednoznacznych wniosków, które mogą posłużyć np. do negocjacji warunków ubezpieczenia czy uspokojenia opinii publicznej. Wyniki tych badań będą natomiast wykorzystane w szacowaniu ryzyka. W polskich przepisach nie ma ustalonej częstotliwości wykonywania powierzchniowych badań diagnostycznych, takich jak np.: pomiary intensywne, pomiary DCVG czy ACVG. Cechy rurociągu się zmieniają, a ponadto zachodzą zmiany środowiskowe i zmiany gęstości zaludnienia dlatego proces oceny ryzyka powinien być aktualizowany.

Wg prawa amerykańskiego rurociągi przesyłowe gazu ziemnego powinny być poddane powtórnej ocenie integralności minimum co 7 lat [7]. Amerykański odpowiednik Najwyższej Izby Kontroli - GAO w raporcie z 2013 r. wykazał, że wymóg ten nie jest w pełni zgodny z praktyką zarządzania ryzykiem na której oparte są programy PHMSA dot. zarządzania integralnością rurociągów [9]. Bazując na normach branżowych, GAO podaje kilka scenariuszy ustalających interwały czasowe badań korozyjnych i powtórnej oceny ryzyka [8]. W zależności m.in. od naprężeń obwodowych w warunkach statycznych wywołanych ciśnieniem roboczym (% Rt0,5) są to interwały 7-letnie, 10-letnie, 15-letnie, a nawet 20-letnie. Jeżeli operator ustalił interwał 7-letni oznacza to, że po siedmiu latach wykonuje ocenę wszystkich zagrożeń, przy czym taka pełna ocena może ograniczać się do obszarów wysokiego ryzyka. Przy interwale 10-letnim, operator po siedmiu latach wykonuje ocenę tylko zagrożeń korozyjnych, natomiast dopiero po dziesięciu latach ocenę wszystkich zagrożeń. Przy interwale 15-letnim ocena zagrożeń korozyjnych wykonywana jest po siedmiu i czternastu latach, natomiast pełna ocena po piętnastu latach. Niezależnie od zidentyfikowanych zagrożeń operatorzy rurociągów muszą zatem wykonać ponowną ocenę co najmniej raz na 7 lat. Jeżeli analiza ryzyka wykaże, że ocena powinna być przeprowadzona w odstępach krótszych niż 7 lat, to operator ma obowiązek ją wykonać. Wdrożenie interwałów dłuższych niż 7 lat, pomimo, iż tak sugerowałyby wyniki analizy ryzyka, nie jest możliwe bez wprowadzenia odpowiednich zmian ustawowych [9]. W marcu 2016 r. Departament Transportu (PHMSA) opublikował zawiadomienie o propozycjach zmian w przepisach dotyczących bezpieczeństwa gazociągów przesyłowych i zarządzania integralnością.

Model oceny ryzyka powinien być uzupełniany ze względu na postęp technologiczny i dostępność nowych danych, gdyż aktualizacja oceny ryzyka wpływała na wiarygodność wyników. Kompleksowa ocena ryzyka, przedstawiająca w przejrzysty sposób graficzny aktualne dane, pozwala operatorowi nie tylko na uzupełnienie luk w dotychczas posiadanej informacji na temat stanu bezpieczeństwa rurociągów, w szczególności pod kątem miejsc wysokiego ryzyka, ale także może stanowić pierwszą linię obrony np. dla poprawy wsparcia publicznego.

Przypisy

1. ang. Point Scoring Risk Assessment
2. ang. Quantitative Risk Assessment
3. ang. High Consequence Areas (HCA)
4. ang. Moderate Consequence Areas (MCA)
5. ang. In-line inspection (ILI)
6. ang. Government Accountability Office (GAO)

Literatura

[1] Konersmann R., Kühl C., Ludwig J.: Research Report 289: On the risks of transporting liquid and gaseous fuels in pipeline, BAM Federal Institute for Materials Research and Testing, Berlin, 2009.

[2] Stephens M. J.: GRI-00/0189: A Model for Sizing High Consequence Areas Associated with Natural Gas Pipelines, C-FER Technologies, 2000.

[3] Baker M.: Final Report OPS TTO-13: Potential Impact Radius Formulae for Flammable Gases Other Than Natural Gas - Subject to 49 CFR 192, C-FER Technologies, 2005.

[4] Rozp. Ministra Gospodarki z dnia 26 kwietnia 2013r. w sprawie warunków technicznych jakim powinny odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie (Dz.U. z 2013, Poz. 640).

[5] Muhlbauer W.K.: Pipeline Risk Management Manual, Third Edition, Elsevier, 2004.

[6] Muhlbauer W.K.: Pipeline Risk Assessment. The Definitive Approach and Its Role in Risk Management, Expert Publishing LLC, Austin, 2015.

[7] 49 CFR Part 192 - Transportation of Natural and Other Gas by Pipeline: Minimum Federal Safety Standards, https://www.law.cornell.edu/cfr/text/49/part-192

[8] U.S. GAO: Gas Pipeline Safety. Guidance and More Information Needed before Using Risk-Based Reassessment Intervals, 2013, http://www.gao.gov/products/GAO-13-577

[9] U.S. GAO: Pipeline Safety. Department of Transportation Needs to Complete Regulatory Data, and Guidance Efforts, 2015, http://www.gao.gov/products/GAO-15-843T

KOMENTARZE ( 2 )

Rozwiń (Pełna treść komentarza)
Autor: szkoda 06.06.2017r. 08:37
Zgrabny, zrozumiały dla wszystkich przegląd literatury amerykańskiej w zakresie podejścia do zarządzania ryzykiem w... pełna treść komentarza
Odpowiedzi: 1 | Najnowsza odpowedź: 16-02-2018r. 08:08 ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 2 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie




cire
©2002-2021
Agencja Rynku Energii S.A.
mobilne cire
IT BCE