Jak ocenić ryzyko w procesach inspekcji opartej na ryzyku?

W metodzie planowania inspekcji opartej na ryzyku, kluczową rolę odgrywają wskaźniki prawdopodobieństwa awarii (PoF) oraz konsekwencji awarii (CoF), które służą do określenia priorytetów inspekcji, aby zapewnić optymalną wydajność systemu w kontekście bezpieczeństwa, ochrony środowiska i ekonomii. Metodologia ta, oparta na analizie ryzyka, jest niezbędna w obiektach przemysłowych, gdzie istnieje potrzeba ciągłego monitorowania stanu urządzeń oraz przewidywania możliwych awarii. Oparta na tabelach oceny ryzyka, takich jak Tabela 33.10, klasyfikuje ryzyko na podstawie wartości PoF i CoF, które wskazują na stopień zagrożenia związany z różnymi rodzajami awarii.

Wartości CoF określają wpływ awarii na różne czynniki: bezpieczeństwo (CoF = C), środowisko (CoF = D) i ekonomię (CoF = D). Na przykład, dla analizy bezpieczeństwa, CoF oznaczone jako "C" wskazuje na istotne zagrożenie, podczas gdy dla środowiska i aspektów ekonomicznych, wartości "D" oznaczają mniej krytyczny, lecz nadal istotny wpływ. Po wyznaczeniu CoF i PoF, następuje ocena ryzyka, która jest realizowana za pomocą matrycy 5×5, gdzie mnoży się te dwie wartości, co pozwala na określenie ogólnego poziomu ryzyka. Na podstawie pierwszej oceny, ryzyko może zostać sklasyfikowane jako wysokie, wymagając dalszej, szczegółowej analizy.

Szczegółowa ocena ryzyka (np. w przypadku korozji rurociągów) wymaga dokładniejszych obliczeń, w tym uwzględnienia prędkości korozji oraz jej wpływu na rozmiar i głębokość uszkodzeń w czasie. Modele obliczeniowe, takie jak NORSOK M-506, pozwalają na oszacowanie tempa wzrostu defektów, biorąc pod uwagę różne parametry, takie jak ciśnienie, temperatura czy pH środowiska. Przykład obliczenia prędkości korozji w przypadku rurociągów ilustruje, jak zmiana parametrów może wpływać na długość defektu, co w konsekwencji ma wpływ na prawdopodobieństwo awarii.

Kolejnym ważnym krokiem w procesie oceny ryzyka jest obliczenie wartości współczynnika bezpieczeństwa. Określa się go na podstawie zmiennych takich jak ciśnienie, głębokość defektu oraz wytrzymałość materiału. Wartość współczynnika bezpieczeństwa, w zależności od jego poziomu, pozwala określić, czy daną jednostkę należy uznać za odpowiednią do dalszej eksploatacji, czy też wymaga ona natychmiastowej inspekcji lub wymiany.

Prawdopodobieństwo awarii (PoF) jest następnie wyliczane na podstawie obciążenia, które zależy od ciśnienia roboczego i dopuszczalnej odchyłki od wartości standardowych. Przyjęta odchyłka domyślna wynosi 0,05, co umożliwia wyliczenie rozkładu obciążenia i określenie potencjalnego ryzyka awarii w przyszłości. Ważne jest, aby w przypadku rosnącego ryzyka (np. z powodu wzrostu ciśnienia, temperatury lub czasu eksploatacji) corocznie aktualizować obliczenia PoF, aby zagwarantować, że system pozostanie bezpieczny przez cały okres użytkowania.

Podobnie jak w przypadku innych modeli opartych na ryzyku, także w tym przypadku niezbędna jest analiza niepewności oraz badania parametrów, które mogą wpłynąć na dokładność prognoz. Badania parametryczne pozwalają na ocenę, jak zmiana takich czynników jak ciśnienie, czas eksploatacji, czy naprężenia ścinające w ściance rury wpływają na tempo korozji. Analizy te stanowią podstawę do ustalenia potrzeby przyszłych inspekcji i oceny ich częstotliwości.

Dodatkowo, w kontekście modelowania ryzyka, istotne jest uwzględnienie rodzaju środowiska pracy oraz specyfiki produktu. Na przykład, w przypadku produktów o pH mniej niż 2 lub więcej niż 12,5, ryzyko korozji wzrasta znacząco, co wymaga częstszych inspekcji. Wartości PoF różnią się w zależności od klasy bezpieczeństwa, która może być uznana za "wysoką", "normalną" lub "niską", w zależności od czynników takich jak rodzaj strefy czy obecność załogi.

Na końcu procesu oceny ryzyka, oprócz obliczeń, ważne jest zrozumienie, że metodologia oparta na ryzyku jest dynamiczna i wymaga regularnych aktualizacji, aby uwzględnić zmieniające się warunki eksploatacji. Modele predykcyjne, takie jak NORSOK M-506, stanowią narzędzie, które pozwala na bieżąco monitorować i oceniać ryzyko awarii, umożliwiając odpowiednie dostosowanie harmonogramów inspekcji i napraw.

Jakie metody naprawy są stosowane w przypadku uszkodzeń rur elastycznych?

36.2.1 Ocena uszkodzeń
Pierwszym krokiem w procesie naprawy jest wykrycie uszkodzenia. Następnie przeprowadzana jest inspekcja, której celem jest dostarczenie informacji do oceny technicznej uszkodzenia. Informacje te obejmują zdjęcia, zakres uszkodzeń, rodzaj uszkodzenia oraz możliwe przyczyny. Ocena techniczna obejmuje integralność strukturalną rury, poziom ryzyka, pozostały czas eksploatacji, wykonalność naprawy oraz zaktualizowany system zarządzania integralnością. Ostatecznie ocena powinna doprowadzić do wniosku, czy uszkodzenie może zostać naprawione. Na rysunku 36.1 przedstawiono diagram procesu oceny uszkodzeń rur.

36.2.2 Projektowanie i kwalifikacja metody naprawy
Projektowanie naprawy obejmuje opis koncepcji, dobór materiałów, obliczenia, rysunki, metodę instalacji oraz kwestie związane z konserwacją. Przed rozpoczęciem procedury należy ustalić, czy naprawa ma charakter trwały, czy tymczasowy. Naprawa trwała powinna być kwalifikowana na czas pozostałej eksploatacji systemu rurociągowego. Naprawa tymczasowa powinna być kwalifikowana na określony czas użytkowania, do momentu przeprowadzenia naprawy trwałej. Żadna z napraw, ani trwała, ani tymczasowa, nie powinna zagrażać ogólnemu poziomowi bezpieczeństwa systemu rurociągowego. Warto zauważyć, że mechanizm awarii rury może się różnić w zależności od rodzaju wad, na przykład utrata metalu wewnętrznego lub zewnętrznego może negatywnie wpłynąć na zdolność rury do wytrzymywania ciśnienia, momentu zginania czy też zjawiska zapadania się rury, podczas gdy wgniecenie może wpłynąć na jej zachowanie w przypadku zmęczenia materiału. Szczegółowe typy wad i ich wpływ na mechaniczne zachowanie rury można znaleźć w normach takich jak DNVGL-RP-F101, DNVGL-ST-F101 oraz DNVGL-RP-C203.

36.2.3 Wykonanie naprawy i weryfikacja integralności rury
Zasadniczo istnieją wymagania dotyczące okresowej inspekcji i konserwacji napraw, które zostaną szczegółowo opisane w kolejnych częściach.

36.3 Metody naprawy uszkodzeń powłok zewnętrznych
Uszkodzenia powłoki zewnętrznej obejmują zużycie, przetarcia, otwory i pęknięcia. Uszkodzenia te mogą być naprawiane za pomocą jednej z metod opisanych w tej sekcji. Przed rozpoczęciem procesu naprawy, wady na stalowej ściance rury, takie jak wgniecenia i zadrapania, mogą zostać usunięte za pomocą procesu hot-tap w połączeniu z instalacją zacisku rozgałęzionego z zaślepką lub zaworem.

36.3.1 Wtrysk cieczy inhibującej do przestrzeni annularnej
Celem tej metody jest wypchnięcie wnikającej wody morskiej za pomocą cieczy inhibującej, a także ograniczenie dalszego jej napływu, co zapobiega cyrkulacji wody morskiej zawierającej tlen wokół kabli stalowych. Inhibitor ma gęstość nieco wyższą niż woda morska, co pozwala na jej wypchnięcie. W celu lokalizacji uszkodzenia powłoki zewnętrznej, inhibitor często jest mieszany z barwnikiem śledzącym. Metodologia stosowania cieczy inhibującej nie jest ustandaryzowana, ale udowodniono jej skuteczność w kilku naprawach. Ta metoda jest zwykle stosowana jako działanie łagodzące i preferencyjnie powinna być używana w połączeniu z innymi metodami naprawczymi opisanymi w kolejnych sekcjach, aby uszczelnić uszkodzenia powłoki zewnętrznej.

36.3.2 Zacisk naprawczy
Celem tego zacisku naprawczego jest uszczelnienie uszkodzonego miejsca i uniknięcie cyrkulacji wody morskiej zawierającej tlen wokół stalowego uzbrojenia. Zacisk naprawczy jest zwykle stosowany w podwodnych częściach rury elastycznej przy drobnych uszkodzeniach, ale nie nadaje się do naprawy uszkodzeń strukturalnych.

36.3.3 Sztywny zacisk
Celem tej metody jest przywrócenie integralności powłoki zewnętrznej i zapobieganie kontaktowi kabli stalowych z wodą morską. Metoda ta jest odpowiednia w przypadku uszkodzeń powłoki zewnętrznej, ale nie nadaje się do naprawy uszkodzeń strukturalnych, takich jak uszkodzone druty uzbrojenia.

36.3.4 Zacisk naprawczy strukturalny
Celem tego zacisku naprawczego jest uszczelnienie uszkodzenia oraz zapobieganie krążeniu wody morskiej wokół kabli stalowych, a także unieruchomienie kabli uzbrojenia w uszkodzonym obszarze, co zapewnia naprawę strukturalną. Metoda ta jest stosowana w przypadku uszkodzeń powłoki zewnętrznej oraz w przypadku ograniczonej liczby zerwanych drutów uzbrojenia.

Przeprowadzenie naprawy rurociągu elastycznego wiąże się z dużą precyzją i dobraniem odpowiedniej metody w zależności od rodzaju uszkodzenia. Istotne jest, aby przed rozpoczęciem jakiejkolwiek naprawy przeprowadzić szczegółową ocenę stanu rury oraz zidentyfikować rodzaj i zakres uszkodzeń, a także ich wpływ na bezpieczeństwo całego systemu. Zrozumienie, że metody naprawcze różnią się w zależności od charakterystyki uszkodzeń, jest kluczowe dla skutecznej regeneracji infrastruktury.

Jak obliczać naprężenia w osłonach kabli podwodnych: Przykłady i zasady

Naprężenia w osłonach kabli, zwłaszcza w przypadku kabli podwodnych, są kluczowe dla zapewnienia ich trwałości i bezpieczeństwa podczas instalacji oraz eksploatacji. Różne warunki, takie jak siły napięcia, uderzenia czy nieoczekiwane obciążenia, mogą wpłynąć na strukturę kabla, dlatego istotne jest precyzyjne obliczenie tych naprężeń, aby uniknąć uszkodzeń. Obliczenia te wymagają uwzględnienia zarówno wytrzymałości materiałów, jak i wpływu czynników zewnętrznych.

Całkowite napięcie w przewodniku kabla można obliczyć na podstawie zależności matematycznej, uwzględniającej różnice w module Younga materiałów oraz przekroju poprzecznym przewodnika. Naprężenie w przewodniku wyraża się przez równanie:

gdzie $E_L$ to moduł Younga materiału osłony, $A_L$ to powierzchnia przekroju poprzecznego osłony, $A_E$ to powierzchnia przekroju poprzecznego przewodnika, $A_A$ to powierzchnia przekroju poprzecznego osłony zewnętrznej, a $F$ to siła działająca na kabel. Takie podejście zapewnia uwzględnienie wpływu obu warstw osłony (wewnętrznej i zewnętrznej) na całkowite naprężenie.

Przewód, w zależności od warunków eksploatacyjnych, może doświadczać także różnych obciążeń zewnętrznych, które muszą być uwzględnione w obliczeniach. Przykładowo, napięcie w osłonach kabli może być dzielone na dwie warstwy osłony – wewnętrzną i zewnętrzną – według następującego wzoru:

Gdzie $F_{AI}$ i $F_{AO}$ to siły działające odpowiednio na wewnętrzną i zewnętrzną warstwę osłony, a $A_I$ i $A_O$ to powierzchnie przekrojów poprzecznych tych warstw. Wzory te pozwalają na obliczenie naprężeń w obu warstwach osłony, uwzględniając różnice w modułach Younga oraz właściwościach materiałowych poszczególnych warstw.

Podczas instalacji kabla podwodnego, kabel może być narażony na różne przypadkowe obciążenia, takie jak nadmierne zginanie, uderzenia od kamieni czy inne mechaniczne uszkodzenia. Zjawiska te można przewidywać, aczkolwiek ich dokładne parametry, takie jak amplituda czy częstotliwość, mogą się znacznie różnić. Jednakże istnieje kilka ogólnych zasad, które mogą pomóc w oszacowaniu odporności kabla na takie siły. Większa ilość stali w osłonie kabli zapewnia lepszą ochronę przed uszkodzeniami, twardsze druty również zwiększają odporność, a podwójna osłona przewyższa pojedynczą w kwestii odporności na uszkodzenia mechaniczne.

Warto także uwzględnić tzw. „Side-Wall Pressure” (SWP), czyli wartość maksymalnego dopuszczalnego sił ściskających, które kabel może wytrzymać bez poważnych uszkodzeń. SWP jest szczególnie ważny podczas planowania instalacji kabla, a jego wartość można obliczyć ze wzoru:

gdzie $F$ to siła ciągu, a $R$ to promień zakrzywienia, przy którym kabel jest narażony na obciążenie. Należy jednak pamiętać, że SWP opisuje siłę rozłożoną na jednostkę długości kabla, a nie koncentrację siły, co może prowadzić do niedokładności w przypadku sił punktowych.

Podczas eksploatacji kabla, zjawisko wibracji wywołanych wirami Karmana (tzw. vortex-induced vibrations, VIV) może stanowić poważne zagrożenie dla struktury kabla, zwłaszcza gdy kabel jest zawieszony w wolnym zwisie, na przykład na dnie morskim. Woda płynąca wokół kabla może generować siły napotykające kabel, prowadząc do cyklicznych wibracji. Jeśli częstotliwość tych wibracji jest zbliżona do jednej z naturalnych częstotliwości drgań kabla, może dojść do zjawiska rezonansu, znanego jako „lock-in”. Takie wibracje mogą powodować znaczne uszkodzenia mechaniczne, które w dłuższej perspektywie mogą wpłynąć na trwałość i bezpieczeństwo kabla. Ważne jest zatem obliczenie minimalnej prędkości przepływu wody, przy której może wystąpić ryzyko wibracji wywołanych wirami, aby móc odpowiednio zaprojektować instalację i dobrać odpowiednie materiały.

Kiedy kabel zaczyna wibrować, naturalne częstotliwości jego drgań zmieniają się z powodu siły bezwładności wody, która jest wypychana przez poruszający się kabel. W przypadku kabli o niskiej gęstości, takich jak aluminium, wpływ tego efektu jest bardziej znaczący, natomiast dla kabli o wysokiej gęstości, jak te wykonane z miedzi, jego wpływ jest minimalny.

Projektowanie kabli podwodnych wymaga zatem uwzględnienia nie tylko podstawowych parametrów mechanicznych, ale również zagrożeń wynikających z zewnętrznych obciążeń, takich jak wibracje, uderzenia, czy nacisk boczny. Ważne jest, aby przy projektowaniu takich kabli uwzględnić możliwe zmiany w ich charakterystyce w zależności od warunków operacyjnych i zewnętrznych wpływów, co pozwoli na zapewnienie długotrwałej niezawodności i bezpieczeństwa całej instalacji.