Ryzyko poważnych awarii rurociągów przesyłowych ... - MANHAZ

More documents

Recommendations

Info

Procent wypadków 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% US Gas 1984-96 EGIG 1970-92 SU Gaz 1981-90 Concawe 1971-93 Rys 2.12. Awarie w systemach gazociągów i rurociągów z niebezpiecznymi cieczami według przy czyny 34 Korozja Wpływy zewnętrzne Defekty konstukcyjne/materiałowe Inne US Ciecze 1991
W rozległych sieciach przesyłu gazu, takich jakie istnieją w byłym Związku Radzieckim, charakteryzujących się dużymi średnicami (56”), najczęstszym powodem awarii są uszkodzenia mechaniczne i korozja, podczas gdy czynniki zewnętrzne stanowią mniejsze zagrożenie (17%) [19]. Może być to spowodowane rozproszeniem sieci na dużych, słabo zaludnionych obszarach oraz niewystarczającym poziomem inspekcji i badania sprawności. Wycieki niebezpiecznych cieczy wykazują inne cechy w porównaniu do awarii dla linii gazowych. W sieci CONCAWE dla okresu 1970-1993 dominowały incydenty spowodowane korozją, a w drugiej kolejności incydenty spowodowane przez czynniki zewnętrzne. Może to nas doprowadzić do konkluzji, że w przeszłości został włożony wysiłek w kontrolowanie wpływów zewnętrznych podczas gdy obecnie największym problemem staje się wiek rurociągów. Rzeczywiście, liczba incydentów spowodowanych korozją rośnie szybciej w przypadku sieci przesyłowych cieczy, niż w przypadku sieci przesyłowych gazu ziemnego, w trakcie pierwszych 20-stu lat eksploatacji. W ostatnim raporcie CONCAWE, po włączeniu do badań pod kątem wypadkowości nowych odcinków sieci, najczęstszą przyczyną awarii były uszkodzenia mechaniczne - częstszą od korozji i interferencji zewnętrznych. 2.3.3.3.Porównanie danych o częstościach Dla wszystkich danych dotyczących częstości, które mają być porównywane, wymaga się zbieżnych kryteriów raportowania. W celu dalszego pogłębienia tej argumentacji dane USA DoT dotyczące gazu ziemnego zostały sprawdzone pod kątem dwóch podstawowych kryteriów zbierania danych stosowanych przez EGIG: − wycieki z rurociągów z projektowym ciśnieniem powyżej 15 barów, związane są jedynie z główną strukturą linii; − innymi słowy awarie związane ze wszystkimi zaworami i towarzyszącym wyposażeniem nie są brane pod uwagę. Incydenty związane z rurociągami gazowymi o maksymalnym ciśnieniu operacyjnym wyższym od 15 barów, który miały miejsce w USA przedstawione są na rysunku 2.13. Zdarzenia sklasyfikowane są względem przyczyny i średnicy rurociągu. Na rys. 2.13 przedstawione są również incydenty, który miały miejsce jedynie w obrębie głównej struktury linii. 35
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 and 32: Częstości uszkodzeń / 1000 km -
Page 33: Wydaje się, że wpływ czynników
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?