Ryzyko poważnych awarii rurociągów przesyłowych ... - MANHAZ

More documents

Recommendations

Info

opierając się na współczynniku sumarycznego czasu eksploatacji dla około 405000 km-rok sieci CONCAWE dla okresu 1972-1993 (t0=1972). Gdy weźmie się pod uwagę jedynie ostatnie lata okresu (t0=1987 do 1993) częstość awarii wynosi [4, 5, 6, 7, 8, 22,23,33]. 4.98 x 10 -4 na km – rok (CONCAWE: 1987-93) Zgodnie z raportami CONCAWE, sprawność w ostatnich latach wyrażona ilością wycieków wydaje się być wyrazem długofalowej tendencji do poprawy. Ogólny współczynnik awarii dla rurociągów transportujących ciecze w USA wynosi: 9.5 x 10 - 4 na km – rok (USA DoT/H.Liq: 1970-95) dla okresu 1970-1995, wyliczony dla stałej długości systemu wynoszącej 240000 km. Gdy wziąć pod uwagę jedynie okres 1982-1991 (t0=1982) oraz określając długość systemu dla tego okresu na 340000 km, częstość incydentów maleje do [20] : 5.6 x 10 -4 na km – rok (USA DoT/H.Liq: 1982-91) Dane dotyczące częstości awarii w przypadku gazu ziemnego i ropy, takie jak podane powyżej, można znaleźć w oficjalnych raportach [5,11]. Używano ich do porównywania danych dotyczących bezpieczeństwa w przypadku kilku modeli transportu oraz dla określenia wielkości niebezpieczeństwa w kilku analizach ryzyka [13,15]. Należy raz jeszcze podkreślić wpływ jaki miały kryteria i sposoby raportowania na uzyskane częstości, czyniąc wątpliwym każde bezwarunkowe porównanie przedstawionych wyników. Przed użyciem współczynników awarii w analizach ryzyka poleca się, w związku z powyższym, równoległe badanie opublikowanych danych o częstościach wraz z badaniami warunków i przedziałów czasowych dla których wspomniane dane były gromadzone oraz źródłowej długości sieci. 2.3.3.2.Częstość awarii w zależności od ich przyczyn Roczne częstości awarii były analizowane pod kątem podstawowych, bezpośrednich przyczyn incydentów. Proporcje incydentów spowodowanych przez korozję, zewnętrzne wpływy, błędy konstrukcyjne czy materiałowe lub inne nieznane przyczyny dla wszystkich pięciu sieci w rozpatrywanych przedziałach czasu przedstawione są na rysunku 2.12. 32
Wydaje się, że wpływ czynników zewnętrznych jest główną przyczyną wycieków gazu w amerykańskich i europejskich sieciach przesyłowych. Korozja oraz błędy konstrukcyjne lub materiałowe są incydentalnymi przyczynami, ważnymi szczególnie w przypadku sieci przesyłowej gazu ziemnego w byłym Związku Radzieckim oraz sieci przesyłowe niebezpiecznych cieczy w Europie i Ameryce. Korozja staje się istotnym czynnikiem w przypadku starych sieci gazowych (30 lat i więcej). 33
Page 1 and 2: Ryzyko poważnych awarii rurociąg
Page 3 and 4: 5.2. System zarządzania bezpiecze
Page 5 and 6: Tabela 1. Wymagania ASME B 31.8 dot
Page 7 and 8: jest danych, wypadek mogą spowodow
Page 9 and 10: istnieje znaczne prawdopodobieństw
Page 11 and 12: urociągi operatorów uczestnicząc
Page 13 and 14: Sumaryczny czas eksploatacji , 1000
Page 15 and 16: Tabela 2.1. Systemy przesyłowe gaz
Page 17 and 18: m 3 km. Jedynie ~2,5% całkowitego
Page 19 and 20: Długość, 1000 km 10 8 6 4 2 0 Ł
Page 21 and 22: używanej przez amerykańskie Minis
Page 23 and 24: • gdy według operatora awaria je
Page 25 and 26: związanym/współpracującym z rur
Page 27 and 28: x: liczba awarii związanych z ruro
Page 29 and 30: x E = 5.75 x 10 -4 na km - rok (EGI
Page 31: Częstości uszkodzeń / 1000 km -
Page 35 and 36: W rozległych sieciach przesyłu ga
Page 37 and 38: Liczba wypadków 225 200 175 150 12
Page 39 and 40: Współczynniki awarii spowodowanyc
Page 41 and 42: Liczba wypadków lub zranionych 40
Page 43 and 44: 46% wartości współczynnika liczb
Page 45 and 46: 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Li
Page 47 and 48: Krzywe funkcyjne otrzymane dla pró
Page 49 and 50: Jest to kolejnym dowodem na to, że
Page 51 and 52: Procent awarii 0,4 0,3 0,2 0,1 0 1
Page 53 and 54: Rurociągi przebiegają na obszarac
Page 55 and 56: w stanie Karolina w USA, w 1991 rok
Page 57 and 58: urociągi przesyłowe gazu i ropy s
Page 59 and 60: 1. 80 NL 2 50 ewak. Gaz ziemny 2. 8
Page 61 and 62: 1990 - 1994 1. 93 VEN 6++ >51 z Gaz
Page 63 and 64: − dotychczasowe doświadczenie, w
Page 65 and 66: przeglądów urządzeń, itp. Zdarz
Page 67 and 68: − różne systemy spełniające t
Page 69 and 70: 3.1.3. Skutki Określenie skutków
Page 71 and 72: f) szkoleniu personelu w zakresie s
Page 73 and 74: Tabela 3.1 Zakres pełnej analizy Q
Page 75 and 76: Tabela 3.2 c.d. n8= powierzchnia ob
Page 77 and 78: milcząco (w sposób bardziej lub m
Page 79 and 80: − przyjęte systemy bezpieczeńst
Page 81 and 82: możliwych z zastosowania środków
Page 83 and 84:
Ryzyko poważnej awarii oraz związ
Page 85 and 86:
W scenariuszu tym kryteria dopuszcz
Page 87 and 88:
Identyfikacja zagrożeń i ich skut
Page 89 and 90:
Takie zadania i kryteria wykonawcze
Page 91 and 92:
- jakie są normy, regulacje odpowi
Page 93 and 94:
• Prace przygotowawcze; • Ogól
Page 95 and 96:
15. Przy budowie rurociągów przes
Page 97 and 98:
PN-EN 473: 1996 Kwalifikacja i cert
Page 99 and 100:
ANSI B 16.5 Steel Pipe Flanges, Fla
Page 101 and 102:
słupki kontrolno - pomiarowe w odl
Page 103 and 104:
ozszczelnień. Jest to pełny monit
Page 105 and 106:
4.4 Środki przeciwdziałania skutk
Page 107 and 108:
Operator rurociągu zobowiązuje si
Page 109 and 110:
• Ogólną integralność systemu
Page 111 and 112:
Cele PDZISR obejmują różnorodne
Page 113 and 114:
PDZISR został starannie opracowany
Page 115 and 116:
7. Zarządzanie zmianami. Operator
Page 117 and 118:
• Analiza danych systemu zabezpie
Page 119 and 120:
ędzie także przeprowadzał audyty
Page 121 and 122:
Plan zarządzania w przypadku koroz
Page 123 and 124:
o Rejon 1: potencjał rura-gleba b
Page 125 and 126:
- po wykryciu wklęśnięć na szcz
Page 127 and 128:
- zdarzenie awaryjne: niepożądane
Page 129 and 130:
11. Unikanie nieprawidłowych opera
Page 131 and 132:
5.5. Podsumowanie W opracowaniu prz
Page 133 and 134:
Dane historyczne powinny zawierać
Page 135 and 136:
6.2. Analiza potencjalnych skutków
Page 137 and 138:
Dla zagrożeń wód gruntowych powi
Page 139 and 140:
• modelowanie pożaru i wybuchu,
Page 141 and 142:
C. Częstość awarii dla rurociąg
Page 143 and 144:
przyjmowana za prędkość uwolnien
Page 145 and 146:
7.4. Wielkość wycieku W oszacowan
Page 147 and 148:
zdarzeń, można uzyskać prawdopod
Page 149 and 150:
Podejście zastosowane w SuperChems
Page 151 and 152:
Tabela 7.6. Pożar rozlewiska benzy
Page 153 and 154:
Wyciek Natychmiastowy zapłon Tak 0
Page 155 and 156:
7.7.1. Skutki środowiskowe związa
Page 157 and 158:
Hydroliza jest głównym mechanizme
Page 159 and 160:
skażającej do osadu. Procesy sedy
Page 161 and 162:
między naprężeniami stycznymi i
Page 163 and 164:
Parowanie W naturalnych warunkach p
Page 165 and 166:
śluzy i tamy. W niektórych przypa
Page 167 and 168:
Modele te są oparte na uproszczone
Page 169 and 170:
Rys. 7.6. Rozprzestrzenianie się s
Page 171 and 172:
Wyższe węglowodory CxHy - 0,3 % m
Page 173 and 174:
− wzrost prędkości wynosi okoł
Page 175 and 176:
w ciągu 100 lat, wykorzystane jest
Page 177 and 178:
Wraz ze wzrostem grubości ścian,
Page 179 and 180:
urę. W takich sytuacjach zdeformow
Page 181 and 182:
metanu. Dlatego nie należy spodzie
Page 183 and 184:
L - długość odcinka poddanego op
Page 185 and 186:
9. Oszacowanie ryzyka względnego J
Page 187 and 188:
- regularne programy edukacyjne dla
Page 189 and 190:
Tabela 9.3. Parametry dla czynnikó
Page 191 and 192:
- identyfikacja tych części syste
Page 193 and 194:
14. Yapa, P. D., H. T. Shen, and K.
Page 195:
31. Pipeline Safety Instrument - PS
show all

Ryzyko poważnych awarii rurociągów przesyłowych ... - MANHAZ

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?