Член-корреспондент РАН Махутов Н.А., Председатель Комиссии РАН по техногенной безопасности , Председатель МЭС по безопасности МПТ и объектов.

Аннотация  

Рассматриваются силовые, деформационные, детерминированные и вероятностные методы оценки напряженно-деформированных и предельных состояний в опасных зонах морских подводных трубопроводов и объектов. Приведены определяющие взаимоувязанные выражения для обоснования, определения, назначения и нормирования системы запасов прочности, ресурса, живучести, безопасности и защищенности от отказов, аварий и катастроф для трубопроводов и объектов, отнесенных к I, II классам опасности и к категории критически важных для безопасности.

Ключевые слова: морские подводные трубопроводы и объекты, прочность, ресурс, живучесть, безопасность, защищенность, риск, напряжение, деформация.

1. Постановка проблем

Современные наука, техника и технологии позволили человеку и человечеству на протяжении веков и тысячелетий освоить трехмерные x-y-z пространства жизнеобеспечения и жизнедеятельности. Вначале это были локальные точки х, у обитания, потом освоение плоских жизненных двухмерных пространств х-у на поверхности планеты протяженностью до 40.000 км (период великих географических открытий), потом, в ХХ – XXI вв., освоение оси +z в воздушном (до 40 км) и космическом пространстве (от 10² до 1,5х10⁸ км). И только направление –z до настоящего времени реально освоено до малых глубин. Это относится к глубокому подземному бурению (до 15 км) и подводному погружению (до 11 км). Современные подводные морские и океанические инфраструктуры расположены на глубинах до 2,5÷5 км. При этом добыча и транспортировка углеводородов сосредоточена пока на глубинах до 2,2 км (магистральный трубопровод «Голубой поток»).

Сложность реализации современных проектов по исследованиям, проектированию, строительству и эксплуатации подводных морских трубопроводов и объектов связана с чрезмерно высокими внешними (до 22 МПа) и внутренними (до 400 МПа) статическим и переменным давлением, малой изученностью и сложностью рельефа дна, наличием коррозионных, сейсмических, ледовых воздействий, волн цунами.

По мере длительного развития морской подводной техники и технологий (особенно с начала ХХ в.) проходило [1-5] совершенствование научных методов исследований и поэтапное обоснование прочности (с 1940-1950 гг.), долговечности (с 1950-1970 гг.), надежности (с 1980-1990 гг.), безопасности, живучести (с1990-2000 гг.), безопасности (с 2000-2010 гг.) и защищенности (2020-2030 гг.).

Вместе с тем, несмотря на существенно высокие результаты научных исследований, проектных и технологических разработок в нашей стране и за рубежом на морских подводных и надводных объектах, подводных трубопроводах возникали многочисленные отказы и разрушения, крупные аварии и тяжелые единичные катастрофы с огромными социальными, экономическими и экологическими ущербами. Катастрофы на подводных дизельных и атомных подводных лодках («Трешер» - США, «Комсомолец» - СССР, «Курск» - Россия); на морских платформах («Пайпер Альфа – Великобритания, ВП – США, «Кольская» - Россия) сопровождались гибелью десятков и сотен людей, крупными пожарами, разрушениями, затоплениями с экстремальными экономическими потерями до 60 млрд долл. Особую актуальность проблемы безопасности и защищенности от аварий и катастроф приобрели после крупных террористических атак на российские подводные морские магистральные трубопроводы СП-1, СП-2 в Балтийском море 26.09.2022 г.

Анализ большой значимости указанных выше проблем для морских подводных трубопроводов и объектов привел к ряду важных государственных и межотраслевых решений:

• принятию Морской доктрины Российской Федерации, утвержденной Указом Президента Российской Федерации от 31.07.2022 №512;
• созданию Морской коллегии по Указу Президента Российской Федерации от 13.08.2024 №691 и последующая организация при ней межведомственных комиссий и советов;
• формированию в 2023 г. и началу деятельности Межведомственного экспертного совета по безопасности морских подводных трубопроводов и объектов (МЭС).

В 2023-2024 гг. на организационных и технических заседаниях МЭС в Российской академии наук, в Минпромторге, в Аналитическом центре Правительства Российской Федерации, в Ростехнадзоре, а также на выездных совещаниях в Астрахани, С-Петербурге были намечены, обсуждены и приняты основные направления деятельности МЭС по обоснованию и повышению безопасности морских подводных трубопроводов и объектов. Их результаты освещены в публикациях базового журнала «Морская наука и техника» [1].

На настоящей научно-практической конференции «Морская наука и техника. Безопасность морских трубопроводов и объектов» рассматриваются:

• базовые составляющие решения научно-методических проблем безопасности;
• современное состояние и развитие правовой и нормативной основы безопасности;
• современные технологии расчетов и испытаний, диагностики состояний, мониторинга рисков;
• перспективные методы и средства предупреждения и защиты от опасных и чрезвычайных ситуаций для функционирующих, строящихся и проектируемых трубопроводов и объектов.

Ниже в докладе основное внимание уделено последнему направлению.

2. Обоснование прочности

На протяжении всего периода создания и использования морских подводных трубопроводов и объектов в качестве базового требования было обеспечение их прочности при действии проектных нагрузок, выбранных конструкционных материалах и технологиях. Это требование относится ко всему комплексу анализируемых трубопроводов и объектов [1].

АКВАТОРИИ: АЗОВСКОЕ, БАЛТИЙСКОЕ, БАРЕНЦЕВО, КАРСКОЕ, КАСПИЙСКОЕ, ОХОТСКОЕ, ЧЕРНОЕ МОРЕ

НОМЕНКЛАТУРА ОБЪЕКТОВ

РЕСУРСНЫЙ ШЕЛЬФОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ

Таблица 1 – состояние реализации Морской доктрины, федерального законодательства и стратегий в сфере безопасности морских объектов шельфовых нефтегазовых комплексов

В табл. 1 приведены сводные данные об этих трубопроводах и объектах, подведомственных Ростехнадзору, а также ресурсный потенциал стран, имеющих выход на шельф для добычи углеводородов.

Соответствующие трубопроводы и объекты отнесены к I, II классам опасности. При этом Россия является [1, 2] ведущей страной мира по ресурсному потенциалу, что определяет важность и актуальность всех решаемых проблем и, в первую очередь, проблемы прочности. Ключевой для всех решений является унифицированная структурная схема, объединяющая три компоненты обоснования работоспособности (рис. 1).

Для оценки прочности используются [2, 3]:

• максимальные эксплуатационные нагрузки Q^э(τ) для данного этапа τ жизненного цикла;
• характеристики напряженно-деформированного состояния «σ^э (τ), e^э(τ)»;
• силовые и деформационные критерии предельных состояний « σ_к (τ) - e_к(τ)».

В основных расчетах прочности под Q^э(τ) понимаются наружные P_н(τ) и внутренние P_в(τ) давления, изгибающие M_и(τ) и крутящие M_к(τ) моменты, осевые силы N_o(τ) и поперечные N_п(τ) силы.

   Q^э(τ) = F {(P_н(τ),P_в(τ)), (M_и(τ), M_к(τ), N_o(τ), N_п(τ)},    (1)

При нормативном определении напряженно-деформированных состояний расчеты ведутся [1-3] аналитическими методами сопротивления материалов, теории упругости, теории стержней, пластин и оболочек

σ^э (τ) = Q^э(τ)/{F_o , W_o},   (2)

где F_o , W_o - площадь и момент сопротивления (осевой и полярной) опасного сечения.

Для определения σ^э (τ) всё большее применение находят численные методы (в первую очередь, метод конечных элементов – МКЭ).

Прочность считается обеспеченной, если номинальные напряжения по (2) не превышают допускаемые значения [σ]

σ^э (τ) ≤ [σ] = σ_оп/n_σ= min{σ_т/n_т, σ_в/n_в},    (3)

где σ_оп, σ_т, σ_в - опасные напряжения, предел текучести и прочности соответственно; n_σ, n_т, n_в - запасы по напряжениям.

Для первых морских подводных трубопроводов использовался только запас по пределу прочности (n_σ= n_в=3,0÷3,5) для предупреждения разрушений. В последующие годы в связи с применением более высокопрочных материалов стали назначаться запасы по n_т, n_в (n_т < n_в) при их величинах 1,2≤ n_т ≤1,5; 2,0≤ n_в ≤2,5.

Для глубоководных морских трубопроводов, сосудов и объектов наряду с условием прочности по (3) с учетом перепада давлений р_н, р_в проводились расчеты на общую и локальную потерю устойчивости под действием только внешнего давления р_в.

В уточненных поверочных расчетах прочности наряду с оценкой номинальных напряжений σ^э (τ) = σ_н(τ) проводятся расчеты прочности по максимальным местным напряжениям σ_max (τ) с введением в расчет коэффициентов концентрации напряжений _σ, остаточных σ_о, температурных σ_τ, сейсмических σ_c, волновых σ_в и от цунами σ_ц напряжений

σ_max (τ)= F {σ_τ, _σ ,(σ_о, σ_τ, σ_c, σ_в,)}           (4)

При этом допускаемые напряжения могут быть увеличены, а запасы прочности (с учетом величин σ_о, температурных σ_τ, сейсмических σ_c, волновых σ_в и от цунами σ_ц напряжений) снижены на 20÷25%.

При повышенных уровнях концентрации _σ(_σ ≥1,5) и величинах напряжений σ_о, σ_τ, σ_c, σ_ц и принятых запасах n_σ в (3) в наиболее нагруженных локальных зонах наряду с упругими ее возможно образование пластических деформаций е_р, когда их суммарные величины превосходят деформации предела текучести е_т

е=e_e+e_p>e_T=σ_τ /E,           (5)

где Е – модуль продольной упругости (см. рис. 1).

Сопротивление конструкционных сталей пластическим деформациям е_р существенно ниже, чем упругим е_е. Это описывается степенным уравнением диаграммы деформирования в истинных напряжениях.

σ=σ_Т(e/e_Т)^m,                                                                     (6)

где m – показатель упрочнения.

Для области упругих деформаций 0≤е≤е_т

m=1; σ_Т/e_Т=E и σ=eE           (7)

В области пластических деформаций до достижения предельных разрушающих деформаций е_к в шейке образца (е_т<e< е_к), 0≤m≤0,25; 0,3≤ e_к ≤1,0 по (6).

σ=σ_Т(e/e_Т)^m=S_к,           (8)

где S_к - сопротивление разрыву в шейке.

В соответствии с (3) – (8) для проектных эксплуатационных нагрузок Q^э(τ) и широко применяемых конструкционных сталей при m≈0,08÷0,18 изменение локальных напряжений σ/σ_т составляет 0,25, при изменении деформаций     e/e_T- 5,0. Это означает появление неопределенностей при расчетах прочности в напряжениях по силовому критерию σ в выражении (3) и требует перехода к расчетам по деформационному критерию

e^Э_max(τ)= F{Q^э(τ), σ_τ, _σ, m} ≤ [e]=e_оп/n_e           (9)

где [е], е_оп – допускаемая и опасная деформация соответственно;

n_e- запас по деформациям.

Роль концентрации при этом существенно меняется за счет перераспределения напряжений и деформаций – коэффициент концентрации деформаций K_e растет, а коэффициент концентрации напряжений падает (K_e< _σ).

С учетом (3), (9) запасы n_σ и n_e связаны степенной зависимостью

1,5< n_e ≤ n^1/m_σ ≤ 10         (10)

3.Обоснование ресурса

Рассмотренные в п. 2 эксплуатационные проектные нагрузки Q^э(τ) по (1) создают номинальные σ^э(τ) по (2), (3) и максимальные σ^Э_max(τ) напряжения и деформации e^э(τ), e^Э_max(τ) по (4)-(9) в предположении их однократного (N^э=1) воздействия [1-3]. В реальной эксплуатации морских подводных трубопроводов и объектов время нагружения τ и число циклов нагружения N^э варьируется в весьма широких пределах:

от долей секунд до десятков лет по шкале τ;

от 10⁰ до 10¹² по шкале N^э(τ).

Увеличение τ и N^э(τ) сопровождается целым спектром повреждающих и поражающих факторов, что ведет к снижению критических, предельных нагрузок Q^э_к(τ), напряжений σ^э_к(τ) и деформаций e_к(τ) за счет процессов старения и деградации (рис. 3).

Рис. 2. Диаграмма деформрования при однократном статическом нагружении:

1 – стандартная диаграмма в условных напряжениях и деформациях; 2 – диаграмма деформирования в истинных координатах

Современные теории длительной и циклической прочности и многочисленные экспериментальные исследования являются основой для построения и использования степенных уравнений долговечности по параметрам времени τ=τ_к и числа циклов N=N_к. Фундаментальные унифицированные расчетные зависимости для штатных ситуаций связывают их с локальными деформациями е_max по (5), (6),(9)

е_emax= {τ^mτe , N^mNe}=C_e, е_pmax= {τ^mτp , N^mNp}=C_p,         (11)

где m^τe, m^Ne, m^τp, m^Np - показатели степени для кривых долговечности по параметрам упругих е_е и пластических е_р деформаций соответственно (m_e<m_p); С_е, С_р – характеристики материала, связанные с прочностью (S_к) и пластичностью (е_к) соответственно.

Для сталей параметры S_к, е_к определяются экспериментально или расчетом по стандартным свойствам

S_к≌ σ_в(1+1,4Ψ_к); e_к=ln 1/1-Ψ _к         (12)

где _к - относительное сужение в шейке при однократном напряжении.

Рис. 3. Кривые циклической и длительной прочности в условных напряжениях (1) и истинных деформациях (2)

Величины m_Ne, m_Np с повышением статической прочности (200≤σ_т≤600, 420≤σ_в≤800 МПа) увеличиваются от 0,8 до 0,12 и от 0,5 до 0,6 соответственно.

Величина m_τe равна 0,015÷0,020, а m_τp - 0,03÷0,04.

Для кривых циклической прочности деформации е_emax и е_pmax оцениваются в размахах или амплитудах, а для кривых длительной статической прочности – в максимальных значениях этих деформаций.

В расчетно-экспериментальных оценках ресурса, долговечности и сроков службы одновременно используются две группы запасов:

- по времени n_τ и числу циклов n_N

n_τ=τ_к/τ^э; n_N=N_к/ N^э;         (13)

- по напряжениям n_σ и деформациям

n_στ= σ_в(τ)/ σ^э, n_τе =е_к(τ)/е^э         (14)

Для них выполняются неравенства

{n_τ, n_N }≥{n_τе, n_еN}≥{n_στ, n_σN}         (15)

Используя опыт обоснования ресурса объектов, оборудования и трубопроводов атомной энергетики, для морских подводных трубопроводов можно принять {n_τе, n_еN} на уровне не ниже 2, а {n_τ, n_N} - не ниже 10. Совместное выполнение условий по уровням запасов n_σ, n_e, n_τ, n_N, n_στ, n_eτ, n_σN, n_eN позволяет количественно оценить прочность и ресурс морских подводных трубопроводов и объектов. По расчетным параметрам ресурса τ_к, N_к и назначенным запасам n_τ, n_N оцениваются допускаемые ресурсы

[τ]= τ_к/ n_τ; [N]=N_к/ n_N,         (16)

а по ним допускаемый срок службы

[τ_cc]=K^Э_τ [τ]; [N_сс]= K^Э_N [N],         (17)

где K^Э_τ, K^Э_N - коэффициенты экономически и технологически обоснованного использования ресурса.

По опыту реальной штатной эксплуатации {K^Э_τ,K^Э_N}=1,05÷1,25.

4. Обоснование живучести

Рассмотренные выше вопросы проектного обоснования прочности и ресурса базируются на предположении, что на стадиях изготовления, строительства, испытаний и пусков в эксплуатацию морские подводные трубопроводы и объекты проходили необходимые контроль и диагностику и в их несущих элементах отсутствовали дефекты и повреждения за пределами установленных норм [1-3].

В реальной эксплуатации эти требования и условия удовлетворяются не всегда:

• возможны пропуски дефектов, имеющих размеры более допустимых;
• возможно образование и развитие во времени τ и по числу циклов N новых дефектов за пределами допустимых;
• возможно образование дефектов после предварительной длительной эксплуатации с их ускоренным развитием в сильно поврежденных зонах.

В таких ситуациях речь идет о живучести (целостности) трубопроводов и объектов за пределами проектных решений, когда:

- исчерпан расчетный ресурс

τ^э>τ; N^э[N]; d_t+d_n= τ^э/[τ]+ N^э/[N]>1         (18)

- дефектность стала выше приемлемой (допускаемой)

l[τ,N]≥[l],         (19)

где d_t, d_n - накопленные в эксплуатации повреждения; l[τ,N]- размер наиболее опасного дефекта типа трещины.

Ограничение живучести по времени τ и числу циклов N проводится на основе расчетов по выражениям (16), (17), (18) для стадии образования опасных трещин.

Живучесть на стадии развития трещин оценивается построением диаграмм разрушения, связывающих степень (скорость) роста трещин в зависимости от трех основных факторов:

увеличение нагрузок Q^э(τ) и, следовательно, σ^э (τ), e^э(τ);

повышение времени эксплуатации τ= τ^э; повышение циклической нагруженности при эксплуатации N^э(τ).

Эти зависимости описываются базовыми уравнениями линейной и нелинейной механики разрушения с учетом линейных и нелинейных уравнений состояния (5) – (18). Для несущих элементов с трещинами локальные напряжения в вершине трещин в линейной (упругой) постановке с учетом (2), (4) определяются по выражениям

σ^э_max= К^э_I/√ πr; К^э_I=σ^э √ πl,         (20)

где r – расстояние от вершины трещины; K_I – коэффициент интенсивности напряжений; l – глубина (протяженность) трещины.

При образовании пластических деформаций e^э_max в зоне трещин их развитие проходит более интенсивно, чем в упругом случае. При этом определяющую роль играет коэффициент интенсивности деформаций

K_Ie= F{K_I,(σ^э/σ_Т)m}         (21)

По аналогии с (19) коэффициент K_Ie с ростом σ^э увеличивается быстрее, чем K_I по (20).

В общем случае по аналогии с диаграммой деформирования по (6) диаграммы разрушения записываются в форме

{dl/d_σ, dl/d_τ, dl/d_N}=F{K_I,(σ/σ_τ, e/e_τ),m}          (22)

Для большинства конструкционных материалов эти зависимости имеют степенной вид

{dl/d_σ, dl/d_τ, dl/d_N}=C_K, (K_I)^mk         (23)

где С_к, m_к – параметры трещиностойкости материала, определяемые экспериментально или расчетом.

Величина m_к – увеличивается с ростом нагруженности (2≤m_к≤5), а С_к – зависит от прочности и пластичности материала и способа нагружения конструкции.

Так как характеристики прочности (σ_τ, σ_в, S_к) зависят от времени τ и числа циклов N нагружения по рис. 3, то и скорости развития трещин оказываются зависящими от них (рис. 4).

Исходное нагружение и последующая эксплуатация возможны при трех вариантах:

• отсутствие обнаруживаемых дефектов (l=0);
• образование «0» допустимого дефекта l₀;
• развитие дефекта до критического уровня (l=l_к).

Для стадии живучести «0-K» по расчетной диаграмме разрушения вводятся запасы        

n_kσ= К_lc /К^э_l, n_kσ= К_lec /К^э_le, l_c /l^э          (24)

Здесь в числителе находятся критические значения интенсивности напряжений K_Ic и деформаций K_Iеc, критический размер трещины l_c, а в знаменателе их величины в заданный момент эксплуатации.

Эти запасы устанавливаются с учетом запасов n_σ по (3) и n_e по (9), (10)

n_T≤n_kσ≤n_в<{n_e, n_l}           (25)

Вся система критериев и расчетных выражений (1) – (25) и рис. 1 – 4 относилось к обоснованию прочности, ресурса и живучести для проектных ситуаций, в которых должны исключаться кратковременные, длительные и циклические разрушения на стадиях образования и развития трещин. Указанные выше запасы позволяют принимать конструкторские, технологические и эксплуатационные решения для большого числа морских подводных трубопроводов, что определяет их надежность в штатной эксплуатации.

5. Обоснование рисков, безопасности и защищенности

Все расчетные характеристики определяющих выражений (1) – (25) имеют статистическую, вероятностную природу и трактовку [1-5]. Для каждой из них существуют свои функции плотности вероятности 𝑓(τ) и вероятности P_p(τ). Экспериментами показано, что при вероятностях возникновения опасных состояний P_p(τ)≤0,01 можно пользоваться нормальным законом распределения для параметров напряжений σ^э(τ),σ_Т ,σ_в, S_K и логнормальным для τ_k, N_k, e^э_max. Это позволяет функционально связать базовые запасы n прочности n_σ, ресурса n_τ, n_N и живучести n_k, n_l с вероятностью достижения заданного предельного состояния. Критическая вероятность P_pk(τ), определяемая по условию отсутствия запасов

P_pk(τ)= F{n_σ≤1},          (26)

Выражение (26) характеризует наступление всех стадий повреждения и разрушения, ведущих к аварийной и катастрофической ситуации.

Для расчетного анализа статической прочности количественная связь между запасами n_σ, расчетными напряжениями σ^э =σ^э(τ), пределами прочности σ_в и P_p(τ) вероятностями оценивается по выражениям

σ^э(τ)= σ_в(1-Z_pv_σ), Z_p=1-n_σ/v²_σв n²_σ v²_σэ,          (27)

где v_в, v^э_σ - коэффициенты вариации пределов прочности и эксплуатационных напряжений;

Z_p – квантиль нормального распределения.

Для морских подводных трубопроводов и объектов величины v_σ могут составлять 0,03÷0,08, а величины v_σэ- до 0,05÷0,10. При принятых и указанных выше запасах статической прочности n_σ - до 2,0÷2,5 критические вероятности Р_рк по вычисленным на основе (27) квантилях устанавливаются по табулированным значениям Z_p. В этом случае вероятности Р_рк статического разрушения находятся на уровне не выше 10^-8÷10^-10, что с практической точки зрения при сроках службы до 50 лет является пренебрежимым (р_рк<2·10^-8 1/год).

Рис. 4. Диаграмма статического σ, длительного (τ) и циклического (N) разрушения

Вместе с тем, учет уменьшения критических разрушающих напряжений вследствие старения, деградации, цикличности, дефектности (см. п.п. 3, 4), а также повышение эксплуатационных воздействий, сопровождающихся увеличением и v_σ, v_σэможет приводить к существенному увеличению Р_рк до 10^-2÷10^-3 1/год. Если обоснование статической, циклической и длительной прочности при данном анализируемом состоянии морского подводного трубопровода и объекта выполнено по средним значениям σ_Т, σ_В и σ^э при Р_р=0,5, то при наличии прямой экспериментальной информации на n_i-измерений можно определить вероятность P_i(τ) и уточнить закон распределения

P_i(τ)=1-0,5/ n_i,          (28)

где i – порядковый номер измерений.

На рис. 5 показана схема оценки изменений опасности состояний трубопроводов и объектов.

На рис. 5 показана схема оценки изменений опасности состояний трубопроводов и объектов

Анализу опасности состояний и предупреждению дальнейшего их развития соответствуют определенные научные, технологические и экономические затраты и ущербы U(τ) на исследования, диагностику, расчеты, построение защиты, ликвидацию последствий. По длительному опыту в различных отраслях техники между параметрами P_p(τ) и U(τ) существуют зависимости степенного вида

U(τ)= C_p P_p(τ) ^mp         (29)

где C_p, m_p - характеристики опасности трубопровода или объекта.

Величина m_R находится в пределах 1,8÷2,2. Для тяжелых аварий и катастроф на критически важных морских подводных трубопроводах и объектах P_p(τ) находится в интервале от 3·10-3 1/год до 10-2, а U(τ) - от 1010 до 1011 руб.

По величинам Р_рк и U(τ) устанавливаются риски R_k(τ) разрушений, аварий и катастроф

R_k(τ)= F{P_p(τ) U(τ)}≈ P_pk(τ) U_k(τ)         (30)

Указанным выше вероятностям и ущербам отвечают риски R_k(τ) в интервале 107÷109 руб./год.

В соответствии с требованиями риск-ориентированного подхода для снижения рисков R(τ) до приемлемого уровня [R(τ)] необходимо выполнение условий, аналогичных (3), (9), (13), (14), (16), (17)

R(τ)≤ [R(τ)]= R_k(τ)/n_R         (31)

где n_R - запас по рискам.

В силу малой изученности, сложности и неопределенности в оценках рисков для морских подводных трубопроводов и объектов запасы n_R не могут быть меньше n_σ; для них в качестве исходных целей можно ориентироваться на величины n_R>3/5.

При этом безопасность S(τ) оценивается по сопоставлению рисков R(τ), формирующихся на данной стадии жизненного цикла и приемлемых рисков [R(τ)] по (31)

S(τ)=[R(τ)]-R(τ)           (32)

Если S(τ)≥0, то безопасность можно считать обеспеченной и наоборот; она оценивается в экономических показателях (руб./год).

На основе (31), (32) количественно может быть оценена защищенность от разрушений, аварий и катастроф

Z(τ)=1-R(τ)/[R(τ)]         (33)

Если S(τ)>0, то защищенность обеспечена и наоборот.

Для выполнения условий безопасности по (32) и защищенности по (33) необходимо предусматривать комплексы научных, расчетных, экспериментальных, диагностических, надзорных и нормативно-технических мероприятий с расчетными затратами Z_R(τ) на снижение рисков R(τ) до приемлемого уровня

Z_R(τ)=1/m_z{R(τ)-[R(τ)]},                        (34)

где m_z – коэффициент экономической эффективности затрат.

Передовой отечественный и зарубежный опыт показывает, что величину m_z –можно достичь на уровне 5÷10. Тогда ежегодные затраты на поддержание безопасности уникальных, критически значимых морских подводных трубопроводов и объектов могут составлять не менее 10⁶÷2·10⁷ руб.

Рис. 6. Сопоставительный анализ эффективности перехода от традиционной (а) на новую риск-ориентированную методологию (б) нормирования, управления рисками для повышения безопасности и защищенности

6. Заключение

Переход на комплексное обоснование, нормирование и обеспечение прочности, ресурса, живучести, безопасности и защищенности морских подводных трубопроводов и объектов с использованием традиционных расчетов прочности и новых риск-ориентированных подходов будет способствовать реализации принципиально новой методологии проектирования, испытаний, строительства и эксплуатации (рис. 6).

В соответствии с действующей нормативной базой при ограниченном внимании к первой (проектирование) и второй (испытание) стадиях жизненного цикла основ основные риски формировались на третьей стадии – эксплуатации. Кардинальный пересмотр этой методологии при увеличении затрат на первую и вторую стадии жизненного цикла может существенно сократить не только риски на третьей стадии, но и интегральные риски для всех трех стадий.

Работа выполнена при поддержке РНФ – грант 20-19-00769.

Литература

1. Морская наука и техника. Научно-технический журнал. Специальные выпуски. 2022-2024, №№ 1, 5, 6, 7.

2. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. – М.: МГОФ «Знание», 1998-2024, т.т.1 – 68.

3. Махутов Н.А. Безопасность и риски: системные исследования и разработки. – Новосибирск: Наука, 2017. – 724 с,

4. Probabilistic modeling in System Engendering. - London: Intech Open, 2018. – 278 р.

5. Исследования и обоснование прочности и безопасности машин / Под ред. Н.А. Махутова, Ю.Г. Матвиенко, А.Н. Романова. – М.: МГОФ «Знание», 2023. – 832 с.

Скачать электронную версию статьи

Скачать электронную версию журнала