ПАКЕТ ПРИКЛАДНЫХ ПРОГРАММ

"МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ. ОАО "АК "ТРАНСНЕФТЬ"ОТ 30.12.99 № 152"


Пакет прикладных программ "ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ. ОАО "АК "ТРАНСНЕФТЬ"ОТ 30.12.99 № 152" в составе: включен в единый реестр российских программ для электронных вычислительных машин и баз данных Минкомсвязи России, Рег. номер ПО 2833

СОСТАВ
ПК "РУСЬ" "МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ. ОАО "АК "ТРАНСНЕФТЬ"ОТ 30.12.99 № 152":


ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЛОКАЛЬНОЙ ЧАСТОТЫ АВАРИЙНЫХ УТЕЧЕК НЕФТИ

        Значение  определяется из данных статистики по авариям на предприятии, эксплуатирующем данный МН в соответствии с методиками «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152, «Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на маги­стральных нефтепроводах», Минтопэнерго РФ 01.11.95 г. Проект РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г.

В зависимости от совокупности конкретных значений различных факторов влияния, имеющих место на рассматриваемом участке трассы, интенсивность аварийных отказов на нем будет в той или иной степени отличаться от среднестатистической для данной трассы . Таким образом, на каждом n-ом участке трассы определяется значение интегрального коэффициента kвл, показывающего, во сколько раз удельная частота (вероятность) аварий на участке ln отличается от среднестатистической для данной трассы :

ln = .                                                  

где:

kвл  -  интегральный коэффициент, показывающий, во сколько раз удельная частота (вероятность) аварий на участке ln отличается от среднестатистической для данной трассы :

kn - коэффициент прочности, определяется как величина, обратная отношению действительного запаса прочности МН (МНПП) на рассматриваемом участке к значению коэффициента запаса прочности для МН (МНПП).

kнн -  коэффициент, учитывающий способ прокладки, принимается равным 0,1 на участках, выполненных технологией микротоннелирования; 0,4 – на участках, выполненных наклонно-направленным бурением; 0,6 – на участках, выполненных по технологии «труба в трубе» или с применением обетонированных труб и 1 – на всех иных участках.

Расчет коэффициента kвл производится с использованием балльной оценочной системы, при которой каждому значению фактора Fij ставится в соответствие определенное, назначаемое на основании расчета или экспертной оценки, количество баллов Bij (по 10-балльной шкале), отражающее интенсивность его влияния. При рассмотрении конкретного n-го участка трассы последовательно оценивается степень влияния каждого из факторов.

Полученные для всех факторов вли­яния балльные оценки {Bij, i = 1,..., I, j = 1,..., J} подставляются в следующие формулы для определения kвл:

 

kвл  =Вn / Bср,

где Bn – балльная оценка n-ого участка трассы МН (МНПП), определяемая как:

;

Bср – средняя балльная оценка трассы МН (МНПП), полученная на основе балльной оценки каждого участка трассы (n от 1 до N), определяемая как:

;

где N – общее количество рассматриваемых участков трассы МН (МНПП).

Основные факторы по каждой из рассматриваемых групп, доля каждого фактора в группе qij и методика оценки балльных значений Bij приведены в соответствующих методиках. Для коэффициента ri,  значения qij и Bij носят базовый характер, так как в существенной мере зависят от времени эксплуатации, места расположения МН (МНПП) и многих других факторов.

Величины коэффициентов ri, qij и Bij должны уточняться для каждого конкретного МН (МНПП) с использованием данных Ростехнадзора по статистике отказов и аварий за последние 5 лет.

При отсутствии данных или для проектируемых МН (МНПП) среднюю балльную оценку Вср рекомендуется принимать равной трем.

Коэффициент прочности kn определяется как величина, обратная отношению действительного запаса прочности МН (МНПП) на рассматриваемом участке к значению коэффициента запаса прочности для МН (МНПП).

Коэффициент, учитывающий способ прокладки kнн принимается равным 0,1 на участках, выполненных технологией микротоннелирования; 0,4 – на участках, выполненных наклонно-направленным бурением; 0,6 – на участках, выполненных по технологии «труба в трубе» или с применением обетонированных труб и 1 – на всех иных участках.

Для участков, состоящих из отрезков с существенно различными факторами вдоль его длины, значение Bn определяется как сумма оценок составляющих его отрезков с учетом длин этих отрезков. Например, если на один километр участка приходится переход через реку длиной 300 м, а на остальной части длиной 700 м находится лес, то:

Bn = 0,3∙B1+0,7∙B0,

где B0, B1 – балльные оценки соответствующих отрезков рассматриваемого участка.

Значение   определяется из данных статистики по авариям в организации, эксплуатирующей данный МН (МНПП), или (если нет достоверных и точных данных) среднестатистическую частоту аварий   рекомендуется определять по формуле:

= lср × kD × kрег

где λср – среднее значение аварийности на отечественных МН (МНПП) за последние 5 лет. Для проектируемых трубопроводов допускается принимать величину среднего значения аварийности в 10 раз меньше, чем для действующих;

kD – диаметральный коэффициент. Принимается по результатам анализа статистики аварий на российских МН (МНПП) в зависимости от величины номинального диаметра DN и статистики Ростехнадзора. Значения принимаются в соответствии с таблицей 1;

kрег – региональный коэффициент. Определяется на основании статистики аварий на участках МН (МНПП), эксплуатирующей организации методами факторного анализа. Допускается упрощенная оценка величины kрег по формуле:

,

где  – коэффициенты соответственно диаметральный, прочности, технологии прокладки и влияния для участков трассы на которых происходили аварии согласно имеющейся статистике;

Lобщ – общая протяженность МН (МНПП), эксплуатируемых организацией;

Lрег – протяженность эксплуатируемых МН (МНПП).

Суммирование в числителе происходит только по тем авариям (их количество – Арег), которые имели место на данном МН (МНПП), согласно статистике.

 

 

>Таблица 1 – Значения коэффициента kD для различных номинальных диаметров МН (МНПП)

DN

1400

1200

1000

800

700

500

Менее 500

kD

0,35

0,85

1,60

1,25

1,40

1,20

1,10

Рассчитанные значения λn используются для оценки риска в пределах n-го участка трассы в качестве удельной статистической вероятности возникновения аварии на этом участке.

В табл. 2 приведены обобщенные характеристики балльной оценки Fn и диапазоны ее значений для различн/ых участков нефтепровода в зависимости от срока эксплуатации, и с учетом "старения" МН [19]. Конкретные значения Fn уточняются экспертным путем.

Таблица 2

Балльные оценки Fn различных участков МН  в зависимости от срока их эксплуатации

Характеристика, тип участка МН

Срок эксплуатации, лет

более 30

20-30

менее 20

1

Участки трассы, удаленные от населенных пунктов и транспортных коммуникаций, проходящие по лесистой или степной зоне, кормовым угодьям, без болот и речных переходов

2,7-3,0

2,5-2,7

2,3-2,5

2

Переходы через водные преграды и обводненные участки трассы в силу повышенной коррозии и трудности восстановления изоляционного покрытия, а также на крупных водных переходах с возможным воздействием со стороны речного транспорта

4,6-6,0

4,3-5,9

4,1-5,7

3

Воздушные переходы через овраги, реки, подземные переходы через наземные транспортные коммуникации

3,7-4,3

3,5-4,1

3,3-4,0

4

Места расположения запорной и вспомогательной арматуры и ответвлений (лупингов)

4,3-4,8

4,1-4,6

3,9-4,4

5

Участки трассы, проходящие через зоны с повышенной плотностью населения, в которых возможны утечки нефти из МН из-за хищения нефтепродуктов, вандализма и других действий со стороны третьих лиц

4,0-5,0

3,8-4,8

3,6-4,6

6

Участки трассы, примыкающие к НПС, которые являются "источниками" или "приемниками" циклических нагрузок на МН, связанных с изменениями режима перекачки и возникновением при этом гидравлических волн

5,0-7,0

4,8-6,4

4,6-6,0

7

Участки трассы, пересекающие зоны с повышенной опасностью природных воздействий (геологические разломы, оползни)

4,6-6,0

4,3-5,9

4,1-5,7

 

"ОЦЕНКА ЧАСТОТЫ АВАРИЙ НА УЧАСТКЕ ЗА ГОД С ОБРАЗОВАНИЕМ ДЕФЕКТНОГО ОТВЕРСТИЯ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ЕГО РАЗМЕРОВ И ЭФФЕКТИВНОЙ ПЛОЩАДИ"

Оценка частоты аварий на участке за год с образованием дефектного отверстия λс в зависимости от его размеров и эффективной площади, Sэфф производится в соответствии с  «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152 «Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на маги­стральных нефтепроводах», Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., Проект РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба  по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г.

Наибольший риск аварий на МН связан с продольными разрушениями, которые могут происходить как по основному металлу труб и в зоне сварных швов, при образовании коррозионных "свищей", "гильотинных" разрывов.

Из анализа аварийных утечек нефти следует, что характерный размер продольной трещины Lp подчиняется вероятностному распределению Вейбулла:

,                                               

где F(Lp) - вероятность образования трещины (дефектного отверстия) с характерным размером менее Lp, м.

Исходя из анализа аварийности, в зависимости от объема вытекающей нефти (нефтепродукта) следует выделить два типа истечения:

а)         через коррозионные свищи и повреждения с характерным размером до 15 мм (утечка первого типа);

б)         через трещины в МН (МНПП), образовавшиеся в результате заводских дефектов труб, брака СМР, механических повреждений, ошибок эксплуатации или отказа оборудования (утечка второго типа).

При расчетах рекомендуется принять долю утечек первого типа равной 70 % от общего количества разгерметизаций и площадь дефектного отверстия до 10-4 м2.

Доля утечек второго типа – 30 %. Размер дефектных отверстий в этом случае может варьироваться в гораздо более широком диапазоне: от нескольких сантиметров до полного (гильотинного) разрыва трубы. Согласно анализу разрушенных участков действующих

МН (МНПП) размер трещин (величина большей диагонали ромбовидного дефектного отверстия) описывается следующим дискретным распределением:

- трещины с размером до 0,3∙DN – 55 % от всех разрушений второго типа;

- трещины размером до 0,75∙DN – 35 % от всех разрушений второго типа;

- трещины размером 1,5∙DN – 10 % от всех разрушений второго типа.

Наибольшие по ущербу аварии на МН (МНПП) возникают при продольных разрушениях труб, которые могут происходить как по основному металлу труб, так и в зоне сварных швов при образовании коррозионных «свищей», «гильотинных» разрывов.

Распределение вероятности утечки нефти (нефтепродукта) из свищей и дефектных трещин (с тремя характерными размерами Lр/DN, где DN – номинальный диаметр МН (МНПП), Lр – характерный линейный размер дефектного отверстия) и соответствующими им эквивалентными площадями Sэфф приведены в таблице 1.

Значения Sэфф приведены для верхней границы интервала характерных размеров Lр/DN дефектных отверстий в предположении об их ромбической форме (щели) с соотношением длины к ширине 8:1. Выбранные таким образом размеры щелей и вероятности следует считать реперными.

 

Таблица 1 – Параметры дефектного отверстия в МН (МНПП) и частота возникновения отверстия с данными параметрами

 

Параметр дефектного отверстия

Свищ

m=0

Малая трещина

m=1

Средняя трещина

m=2

«Гильотинный» разрыв

m=3

Lр/DN

Sэфф≤10-4 м2
независимо от диаметра

0,3

0,75

1,5

Sэфф / S0

0,0072

0,0448

0,179

Доля разрывов

0,7

0,165

0,105

0,03

Удельная частота аварий на участке с возникновением дефектных отверстий определенного размера (характерные размеры дефектных отверстий указаны в табл. 1) lсm определяется по формуле:

lсm = ln,                                                                      

где m = 0, 1, 2, 3 индекс, (å  = 1).

Пример –

Удельная частота аварий на участке МН с диаметром 1000 мм составила
λn= 0,001 аварий/(км∙год).

Тогда удельная частота возникновения свищей λс0 составит 0,0007 аварий/(км∙год).

Удельная частота возникновения трещин малых размеров λс1 составит 0,000165 аварий/(км∙год).

Продольный (характерный) размер малой трещины Lр = 30 см и площадь разрыва Sэфф=56,25 cм2.

Соответственно, для трещин средних размеров – λс2=0,000105 аварий/(км∙год), Lр= 75 см, Sэфф = 352 cм2; для «гильотинного» разрыва (разрыва на полное сечение) – λс3= 0,00003 аварий/(км∙год), Lр= 150 см, Sэфф = 1406 cм2.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕГО ВЕРОЯТНОСТНОГО (ПО СЦЕНАРИЯМ АВАРИЙ) КОЛИЧЕСТВО НЕФТИ М3, ВЫТЕКАЮЩЕЕ ПРИ АВАРИИ, ПЛОЩАДЕЙ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ЗЕМЕЛЬ И ВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ, ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНИЙ (ПО ВРЕМЕНИ ЭКСПЛУАТАЦИИ) ОЖИДАЕМЫЙ ОБЪЕМ ПОТЕРЬ НЕФТИ УЧАСТКА RV, КГ/ГОД

      Определение среднего вероятностного (по сценариям аварий) количество нефти М3, вытекающее при аварии, площадей загрязнения земель и водных объектов, определение средний (по времени эксплуатации) ожидаемый объем потерь нефти участка Rv кг/год проводится в соответствии с «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152, «Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на маги­стральных нефтепроводах», Минтопэнерго РФ 01.11.95 г.,  Проект РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба  по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г.

Оценка последствий аварийных утечек нефти для различных сценариев аварий включает определение:

-          объемов разлива и потерь нефти;

-          площади загрязнения сухопутных ландшафтов и водных объектов;

-          экологического ущерба как суммы компенсаций за загрязнение компонентов природной среды;

-          ущерба за уничтожение и негативные последствия для животного и растительного мира.

 

РАСЧЕТ СРЕДНЕГО (ПО СЦЕНАРИЯМ АВАРИЙ) КОЛИЧЕСТВО НЕФТИ ВЫТЕКАЮЩЕЕ ПРИ АВАРИИ

Среднее (по сценариям аварий) количество нефти М3, вытекающее при аварии, рассчитывается по формуле

,

Для приближенных расчетов площади загрязнения поверхности земли S3 с учетом мероприятий по сбору разлившейся нефти используется формула

,                                                                             

где      М3  - масса потерянной нефти (средняя по различным сцена­риям), определяемая по формуле.

Приближенная оценка площади загрязненной водной поверхности рассчитывается по формуле

,                                                                       

 

где      Vр - объем разлившейся нефти, попавшей в водные объекты, м3;

Sп - площадь загрязнения водной поверхности, м2, если площадь зеркала водоема Sв<Sп, то Sп=Sв.

Количество нефти, которое может вытечь при аварии, является вероятностной функцией, зависящей от следующих случайных параметров:

·         места расположения и площади дефектного отверстия (разрыва);

·         продолжительности утечки нефти с момента возникновения аварии до остановки перекачки, что составляет 3 - 20 мин для крупных разрывов и несколько часов для малых утечек, которые трудно зафиксировать приборами на НПС;

·         продолжительности утечки нефти с момента остановки перекачки до закрытия задвижек;

·         времени прибытия АВБ (от десятков минут до нескольких часов) и времени выполнения мер до полного прекращения истечения нефти.

Остальные параметры и условия перекачки (диаметр нефтепровода профиль трассы, характеристики насосов, установка на защиту и др.) считаются постоянными и используются в качестве исходных данных.

Для прогнозирования вероятностных возможных и ожидаемых (с учетом вероятности) объемов утечки и потерь нефти используется алгоритм, блок-схема которого представлена на Рис. Ошибка! Источник ссылки не найден. в «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах». ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152  и проекту РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба  по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г.

.

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ И ПРЕИМУЩЕСТВА : ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ АВАРИЙНОЙ УТЕЧКИ НЕФТИ , В СООТВЕТСТВИИ С СЦЕНАРИЯМИ ПО «МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ». ;ТРАНСНЕФТЬ ОТ 30.12.99 № 152

 

Рис. 1. Алгоритм расчета аварийных утечек нефти из МН

 

При моделировании 12 сценариев аварийной утечки нефти могут быть получены 12 значений объемов аварийного разлива нефти VУi, реализуемых с вероятностью , значения для которой приведены в табл. 1.

 

,                                                                   

 

где      m =1,2,3;        j= 1,2;             k = 1,2;            i = 4(m - 1) + 2(j - 1) + k.

 

 

Таблица 1

 

№ сценария, i

Вероятность f Lpm образования дефектного разрыва размером Lp

Вероятность утечки нефти

Вероятность
аварийных
утечек нефти
в зависимости
от сценария

в напорном  режиме, f Hj

в самотечном
режиме,
f Ck

m = 1

Lp = 0,3D

т = 2

Lp= 0,75D

т = 3

Lp =1,5D

j=1

j= 2

k= 1

k = 2

0,55

0,35

0,1

0,7

0,3

0,7

0,3

1

*

 

 

*

 

*

 

0,2695

2

*

 

 

*

 

 

*

0,1155

3

*

 

 

 

*

*

 

0,1155

4

*

 

 

 

*

 

*

0,0495

5

 

*

 

*

 

*

 

0,1715

6

 

*

 

*

 

 

*

0,0735

7

 

*

 

 

*

*

 

0,0735

8

 

*

 

 

*

 

*

0,0351

9

 

 

*

*

 

*

 

0,0490

10

 

 

*

*

 

 

*

0,0210

11

 

 

*

 

*

*

 

0,0210

12

 

 

*

 

*

 

*

0,0090

 

Согласно рис. 1 вероятность максимальной утечки нефти объемом VУ12 на п-м участке при разрыве трубопровода на полное сечение (Lp = 1,5D) f12 = 0,1· 0,3 · 0,3 · λn, что примерно составляет (1-2) · 10-6 аварий/(км · год).

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ АВАРИЙНОЙ УТЕЧКИ НЕФТИ , В СООТВЕТСТВИИ С СЦЕНАРИЯМИ ПРОЕКТА РД «МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДАХ», ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ, 2012 Г

 

      На рис. 1 приведен алгоритм расчета объемов аварийных утечек с учетом вероятности, длительности различных стадий аварийного истечения нефти, нефтепродуктов и действий АВБ. Приведены типовые значения времен длительности различных стадий. При наличии обоснований, возможно их изменение в соответствии с конкретной обстановкой.

       При определении коэффициента сбора (Ксб) учитываются факторы, связанные со сложностью проведения аварийных работ и характеристик окружающей среды (рельеф, нефтеемкость грунтов, наличие водных объектов).

       Для болотистых участков Ксб составляет 0,85, для лесных и луговых – 0,8.

       Для участков категории сложности I в соответствии с 6.2.5риложение № 6) величина Ксб=0,6; II-III – 0,75, равнинных участков – 0,9.

       На переходах через водные преграды Ксб принимается равным от 0,85 (на малых реках и озерах) до 0,60 (на крупных водотоках).


 

Рис. 1 - Алгоритм расчета аварийных утечек нефти, нефтепродуктов из МН (МНПП) с учетом типовых времен обнаружения утечки, остановки насосов и начала перекрытия потока трубопроводной арматурой

 

 2.1.3 Определение количества нефти, вылившейся из нефтепровода вследствие аварии.

 

     Определение количества нефти, вылившейся из нефтепровода вследствие аварии проводится в соответствии с «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152, «Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на маги­стральных нефтепроводах», Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., Проект РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г.

Ниже приведены основные соотношения для расчета объема (массы) разлившейся нефти (нефтепродукта) на линейной части магистральных нефтепроводов, нефтепродуктоводов  - ЛЧ МН (МНПП).

Рассмотрим ЛЧ МН (МНПП) протяженностью Lн между нефтеперекачивающими станциями НПС1 и НПС2, на котором на расстоянии х от НПС1 произошла аварийная утечка нефти (нефтепродукта) из МН (МНПП), причем эффективная площадь отверстия Sэфф.

Графики изменения режима перекачки при аварийной утечке нефти (нефтепродукта) из МН (МНПП) приведены на Рис. 1.

Отметим, что как на участке Lн, так и за его пределами (до НПС1 и после НПС2) МН (МНПП) может и не представлять собой изолированную систему, т.е. в отдельных точках МН (МНПП) к нему могут подходить/отходить другие линейные участки. Эти подходящие/отходящие участки могут либо замыкаться на рассматриваемый участок (лупинги), либо осуществлять транспортировку в несвязные с данным линейным участком места (ответвлениями).

Рассмотрим линейный участок нефтепровода протяженностью Lp между нефтеперекачивающими станциями НПС1, и НПС2, на котором на расстоянии х от НПС1, произошла аварийная утечка нефти из МН, причем эффективная площадь отверстия Sэфф (см. рис. Ошибка! Источник ссылки не найден. на с. Ошибка! Закладка не определена.)[8].

Для штатного режима функционирования рассматриваемого участка расход нефти составляет Q0

 

Общий объем (общая масса М) вылившейся при аварии нефти определяется суммой объемов истечения нефти с момента возникновения аварии до прекращения утечки:

                                 V = V1 + V2 + V3,          М = V.                              

 

где V1 - объем нефти (нефтепродукта), вытекшей в напорном режиме, т. е. с момента повреждения до остановки перекачки, м3;

V2 - объем нефти (нефтепродукта), вытекшей в безнапорном режиме, с момента остановки перекачки до закрытия трубопроводной арматуры, м3;

V3 - объем нефти (нефтепродукта), вытекшей с момента закрытия трубопроводной арматуры до прекращения утечки (до момента прибытия АВБ и ликвидации утечки или до полного опорожнения отсеченной части МН (МНПП)), м3.

Расчет количества нефти, вылившейся из трубопровода, производится в 3 этапа, определяемых разными режимами истечения:

• истечение нефти с момента повреждения до остановки перекачки;

• истечение нефти из трубопровода с момента остановки перекачки до закрытия задвижек;

• истечение нефти из трубопровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

Расчет количества нефти, вылившейся из трубопровода, производится в 3 этапа, определяемых разными режимами истечения:

• истечение нефти с момента повреждения до остановки перекачки;

• истечение нефти из трубопровода с момента остановки перекачки до закрытия задвижек;

• истечение нефти из трубопровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

 

 Объем V1, нефти, вытекшей из нефтепровода за интервал времени τ1, с момента возникновения аварии до остановки перекачки, определяется численным решением системы дифференциальных уравнений в частных производных, включающей законы сохранения массы и импульса потока ньютоновской жидкости:

а)         уравнение неразрывности

;                                                                            

б)        уравнение сохранения импульса

;                               

в)        связь давления и плотности

,                                                                 

где x - расстояние от начала МН (МНПП), м;

       τ   - время;

Рс, - осредненное по сечению давление нефти (нефтепродукта), Па;

 

Р0 - давление при нормальных условиях, Па (101325 Па);

r - осредненная по сечению плотность, кг/м³;

r0 - плотность нефти (нефтепродукта) при нормальных условиях, кг/м³;

u - осредненная по сечению скорость нефти (нефтепродукта), м/с;

 - коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе (от числа Рейнольдса Re=uD/n);

А(х) - площадь поперечного сечения МН (МНПП), в общем случае переменная по трассе, м2;

D(х) - номинальный диаметр МН (МНПП), в общем случае переменный по трассе;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

b - локальный угловой коэффициент трассы МН (МНПП) =dz/dx;

ε - удельная внутренняя энергия, Дж/кг;

Q - интенсивность теплообмена с окружающей средой;

с - скорость распространения звука в нефти (нефтепродукте), м/с;

z - нивелирная отметка трассы, м;

n - кинематический коэффициент вязкости (n=m/ρ), м2/с;

m - динамический коэффициент вязкости нефти (нефтепродукта) (в общем случае зависящий от температуры транспортируемой среды), Н∙с/м2.

 

Уравнение неразрывности состояния  используется для сжатой среды (при Рс > Р0), при иных условиях (при растяжении) плотность полагается равной начальной плотности.

Система уравнений записывается для всех линейных участков, составляющих разветвленную трубопроводную систему и влияющих на массу выброса на месте аварии. В случае отсутствия ветвлений система уравнений записывается только одного участка.

 

Система уравнений дополняется начальными и граничными условиями.

В качестве начальных условий выбирается либо режим стационарного течения (если он известен), либо состояние покоя (если режим стационарного течения заранее неизвестен). В последнем случае режим стационарного течения получается путем решения нестационарной задачи о запуске насоса (насосов) на входе (входах) трубопроводной системы. Обычно для получения стационарного режима течения в трубопроводной системе достаточно от пяти до 10 временных интервалов, за которые возмущение пробегает по всей трубопроводной системе от начала до конца.

Граничные условия выбираются следующим образом:

а)         на входе МН (МНПП) производная давления полагается равной нулю, а скорость потока определяется с учетом этого давления по характеристике насоса H-Q0 «напор-расход», также задается температура нефти, нефтепродукта на входе;

б)        на выходе МН (МНПП) существует два способа задания граничных условий. Если на выходе стоит насос, осуществляющий нагнетание нефти  (нефтепродукта) в следующий участок МН (МНПП), то следует, полагая равной нулю производную давления, определить скорость потока с учетом этого давления, и давление в начале следующего участка, по характеристике насоса «напор-расход» (этот подход аналогичен заданию входных условий). Если на выходе МН (МНПП) производится слив нефти (нефтепродукта) в какую-либо емкость, что обычно имеет место на последнем участке магистрали, то задается давление в этой емкости (как, правило, равное атмосферному) и равенство нулю первой производной скорости и равенство нулю первой производной температуры.

После срабатывания запорной арматуры граничные условия на входе/выходе МН (МНПП) изменяются. Граничные условия соответствуют условию «жесткой стенки»: равенство нулю скорости на границах и равенство нулю первых производных по давлению и температуре.

В местах ветвления трубопроводной системы (вход или выход трубы из линейного участка) должны сохраняться потоки массы, импульса и энергии.

Объем V1 нефти, вытекшей из нефтепровода с момента а  возникновения аварии до момента о остановки перекачки, определяется соотношением

 

                                 V1 = Q11 = Q1 (о - а )                                          

 

Время повреждения а  и остановки о насосов фиксируется системой автоматического контроля режимов перекачки.

Расход нефти через место повреждения Q1 (Рис.1) определяется из выражения [1]:

 

 Q1 = Q’- Qо{1/(l-x*)[Z1-Z2+(P’-P”)/g - iоx*(Q’/Qо)2-mо]/iо}1/2-mо         

 

Расход нефти в исправном нефтепроводе при работающих насосных станциях Qо определяется режимом загрузки нефтепровода и фиксируется по показаниям приборов на нефтеперекачивающих станциях (НПС).

Протяженность поврежденного участка нефтепровода l, заключенного между 2-мя НПС, протяженность участка нефтепровода от НПС до места повреждения х*, геодезические отметки начала Z1 и конца Z2, участка l определяются по профилю трассы нефтепровода.

Расход Q’, давление в начале P и в конце Р” участка l в поврежденном нефтепроводе при работающих НПС определяются по показаниям приборов на НПС на момент аварии.

В соответствии с рекомендациями [2], показатель режима движения нефти по нефтепроводу то  равен 0,25.

Частные случаи определения Q1:

а) при Q’= Qо (когда величина утечки настолько мала, что не фиксируется приборами на НПС)

                                              Q1 = .                                            

Площадь дефектного отверстия  в зависимости от формы разрыва стенки нефтепровода определяется по формулам, приведенным в таблице 4.

Коэффициент расхода  через дефектное отверстие диаметром dотв определяется в зависимости от числа Рейнольдса Re в соответствии с табл. 1.

а)

б)

 

 

Рис 1. Графики изменения режима перекачки при нарушении герметичности трубопровода насосной станции (а) и трубопровода (б); М - место повреждения трубопроводе.

 

Таблица 1.  Коэффициент расхода  в зависимости от числа Рейнольдса Re

 

Число Рейнольдса Re

 

<25

 

25-..400

 

400...10000

 

10000... 300000

 

>300000

 

Коэффициент

 расхода

 

 

Re/48

 

 

Re/(1,5+1,4Rе)

 

0,592

 + 0,27/

 

0,592 +5,5/

 

 

0,595

 

 

Число Рейнольдса Re рассчитывается по формуле:

                                   Re = (dотв )/.                                         

Для определения коэффициента расхода  отверстий, форма которых отличается от круглой, рассчитывается эквивалентный диаметр

                                      dэкв = .                                                

Подставляем dотв = dэкв.

Перепад напора h* в точке истечения зависит от давления Р’ в начале участка l, гидравлического уклона i, удаленности места повреждения от НПС, глубины hТ заложения нефтепровода, напора hа, создаваемого атмосферным давлением, и определяется из выражения

                                  h* = P’/gix* - hТ ;                                         

б) если                                P” = 0

                                  или  P”<(ZпZ2) g,

                                  или P”<(ZмZ2) g,

                                        то   Q1 = Q.                                                   

 

После отключения насосных станций происходит опорожнение расположенных между двумя ближайшими насосными станциями возвышенных и прилегающих к месту повреждения участков, за исключением понижений между ними.

Истечение нефти определяется переменным во времени напором, уменьшающимся вследствие опорожнения нефтепровода.

Для выполнения расчетов продолжительность истечения нефти 2 с момента остановки перекачки о до закрытия задвижек з разбивается на элементарные интервалы i, внутри которых режим истечения (напор и расход) принимается неизменным.

Для практического применения обычно достаточна точность расчетов, получаемая при i равном 0,25 ч, для более точных расчетов значения i можно уменьшить (i = 0,01...0,1 ч).

Общий объем выхода нефти из нефтепровода за время 2 = (о - з) определяется как сумма объемов Vi, нефти, вытекших за элементарные промежутки времени i:

                                            V2 = Vi = Qii                                        

Для каждого i-го элементарного интервала времени определяется соответствующий расход Qi нефти через дефектное отверстие:

                                              Qi = .                                             

Напор в отверстии, соответствующий i-му элементарному интервалу времени, рассчитывается по формуле

                                            hi = Zi – Zм - hТ  - hа .                                     

Величина Zi является геодезической отметкой самой высокой точки профиля рассматриваемого участка нефтепровода, заполненного нефтью на i-й момент времени.

За элементарный промежуток времени i освобождается объем нефтепровода Vi, что соответствует освобождению li участка нефтепровода:

                                             li = 4 Vi/D2вн .                                          

Освобожденному участку и соответствуют значения хi и Zi, опре­деляющие статический напор в нефтепроводе в следующий расчетный интервал времени i+1.

Значение Zi подставляется в формулу  и далее расчет повторяется полностью для интервала времени i+1.

Операция расчета повторяется до истечения времени  2 = о - з.

Истечение нефти из нефтепровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

Основной объем вытекающей после закрытия задвижек нефти V’з определяется по формуле:

                                             V’з = D2вн l /4                                         

Значение l находится как сумма длин участков нефтепровода между перевальными точками или 2-мя смежными с местом повреждения задвижками, возвышенных относительно места повреждения М(х*,Zм) и обращенных к месту повреждения, за исключением участков, геодезические отметки которых ниже отметки места повреждения.

В зависимости от положения нижней точки контура повреждения относительно поверхности трубы и профиля участков нефтепровода, примыкающих к месту повреждения, возможно и частичное их опорожнение.

Дополнительный сток V3, определяемый объемом участка нефтепровода с частичным опорожнением, для различных условий в зависимости от диаметра нефтепровода определяется в соответствии с данными, приведенными в табл. 3.

Объем стока нефти из нефтепровода с момента закрытия задвижек равен

                                              V3 = V3 + V3 .                                        

Для определения величины используется зависимость Коулбрука‑Уайта, связывающая коэффициент трения с числом Рейнольдса  и характеристиками МН (МНПП):

,                                              

где zшер - шероховатость внутренней поверхности МН (МНПП).

Соотношение представляет собой трансцендентное уравнение, решая которое, можно определить .

Помимо соотношения  для определения величины могут использоваться иные обоснованные соотношения:

λтр=64/Re                       при Re < 2000;                     

 

λтр=(0,16∙Re-13)∙10-4     при 2000 ≤ Re ≤ 2800;         

 

λтр=0,3164/(Re∙0,25)     при 2800 < Re ≤ Re1;                       

 

λтр=B+(1,7/Re∙0,5)        при Re1 < Re ≤ Re2.             

 

Предельные значения Re1, Re2 и значения B приведены в табл. 2.

 

Таблица 2 – Предельные значения Re1, Re2 и значения B

Наружный диаметр трубопровода, мм

Re1∙10-3

Re2∙10-3

В∙104

219

13

1000

0,0157

273

16

1200

0,0151

325

18

1600

0,0147

377

28

1800

0,0143

426

56

2500

0,0134

530

73

3200

0,0130

630

90

3900

0,0126

720

100

4500

0,0124

820

110

5000

0,0123

920

115

5500

0,0122

1020

120

6000

0,0121

1067

121

6000

0,0121

1220

125

6800

0,0120

При числах Рейнольдса, больших указанных в табл. 2, значений Re2 (в квадратичной зоне), коэффициент гидравлического сопротивления остается постоянным и равным значению λтр, рассчитанному по формуле (10) при Re = Re2.

Для определения величины Q используется зависимость:

,

где Т – температура нефти (нефтепродукта), ºC;

Тср – температура окружающей среды, ºC;

aт – коэффициент теплопередачи нефти (нефтепродукта) с окружающей средой, определяемый по формуле:

,

где

       Нпр – приведенная толщина, мм; Нпр = H+Hэ;

Нэ – эффективная толщина, мм; Нэ = Нсн λгрсн;

Нсн – толщина стенки, мм;

Nuгр – число Нуссельта; Nuгр = αвозд DNгр;

λгр, λсн – коэффициенты теплопроводности; λгр = 1,4 Вт∙К/м; λсн = 0,465 Вт∙К/м;

αвозд – коэффициент теплопередачи воздуха; αвозд = 11,6 Вт∙К/м2.

Описанная выше процедура относится к участкам, на которых происходит течение на полное сечение. Если в МН (МНПП) существует участок где имеет место течение на неполное сечение МН (МНПП), то давление в этом участке принимается равным давлению насыщенных паров нефти (нефтепродукта), а расход (нефти) нефтепродукта в МН (МНПП) принимается равным расходу в последнем сечении МН (МНПП), где сечение было полностью перекрыто нефтью (нефтепродуктом).

Скорость истечения нефти (нефтепродукта) из МН (МНПП) на участках, где существует избыточное давление, определяется по формуле:

.

где Рнар – давление снаружи МН (МНПП), Па.

                                                          

 

Для сухопутных участков Рнар равно 101325 Па, для подводных МН (МНПП) величина Рнар определяется как сумма атмосферного давления и давления столба жидкости над отверстием разгерметизации.

Соответственно поток массы через отверстие задается выражением:

,

где a – коэффициент, который принимает максимально возможное значение равное 0,6;

Sj – площадь отверстия разгерметизации, м2.

 

 

Формулы  ,  используются когда на месте разрушения существует избыточное давление.

При крупных разрушениях, когда давление падает до атмосферного, поток массы в окружающую среду будет равен сумме потоков каждого из концов МН (МНПП).

На участках где существует самотечный поток на неполное сечение расход будет равен нулю, если отверстие расположено выше уровня жидкости. Если отверстие расположено ниже уровня жидкости, то поток массы через отверстие оценивается на уровне доли общего расхода нефти (нефтепродукта), пропорциональной доли отверстия относительно площади сечения занятой нефтью (нефтепродуктом) в МН (МНПП).

Для вывода интегральных напорно-расходных характеристик насосных станций используется формула:

,                                                                     (15)

где а, b – экспериментально определенные коэффициенты штатного режима работы насосов НПС.

       Объем нефти (нефтепродукта) V2, вытекшей в безнапорном режиме с момента остановки перекачки до закрытия трубопроводной арматуры, определяется:

- до спада давления в трубопроводе (в частности до установления вакуумметрических давлений в самых высоких точках трассы в каждом из прилегающем к месту аварии участков трубопровода) решением системы уравнений (2)-(14), в этом случае расчет объемов вытекшей нефти (нефтепродукта) V2 является продолжением расчета объемов вытекшей нефти (нефтепродукта) V1 с изменением граничных условий (остановкой насосов на входе трубопроводной системы);

- после спада давления в трубопроводе (в частности после установления вакуумметрических давлений в самых высоких точках трассы в каждом из прилегающем к месту аварии участков трубопровода) определяется опорожнением расположенных между двумя ближайшими насосными станциями возвышенных и прилегающих к месту повреждения участков за исключением понижений между ними; истечение нефти (нефтепродукта) определяется переменным во времени напором, уменьшающимся вследствие опорожнения  трубопровода. Время перекрытия трубопроводной арматуры определяется их техническими характеристиками.

Алгоритм расчета объема нефти (нефтепродукта) V2 в этом случае зависит от размеров отверстия разгерметизации:

- при свищах размер отверстия настолько мал, что существенного движения среды в трубе не наблюдается. Поэтому при расчете интенсивности истечения можно, пренебрегая столь малым движением, нефть (нефтепродукт), в трубопроводе считать покоящимся, а зеркало жидкости в каждом из Nст участков трубопроводной системы будет находиться на одном уровне (zзер). Давление в МН (МНПП) будет определяться гидростатикой:

,

где zзер – уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится нефть, нефтепродукт (зеркало жидкости), м;

z ‑ нивелирная отметка трассы, м;

pвнутр – внутреннее давление в трубопроводе, Па;

pу – вакууметрическое давление паров нефти, Па;

r ‑ осредненная по сечению плотность, кг/м³;

g ‑ ускорение свободного падения, м/с2.

Давление на месте разрушения (высотная отметка  z*) составит:

,

где z* – уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится место разрушения, м.

Расход нефти (нефтепродукта) через свищ определяется следующим образом:

где a – коэффициент, который принимает максимально возможное значение равное 0,6;

S1 – площадь свища, м2;

r ‑ осредненная по сечению плотность, кг/м³;

pнар – наружнее давление в окружающей среде на месте разрушения, Па;

Положение высотной отметки зеркала жидкости zзер – по мере истечения нефти (нефтепродукта) меняется (zзер(t)), в начальный момент времени площадь зеркала находится на уровне максимальной высоты из всех трубопроводов. В последующие  моменты времени высота зеркала жидкости уменьшается, при этом по достижении высоты максимально высоких точек в других трубопроводных ответвлениях в этих ответвлениях также будут появляться свои поверхности жидкости. В конечном итоге в системе сформируется столько поверхностей, сколько в ней ответвлений. Во всех ответвлениях высота зеркала нефти (нефтепродукта) совпадает. По мере стока нефти (нефтепродукта) происходит не только постепенное снижение высоты зеркал нефти (нефтепродукта) zзер(t), но и перемещение их вдоль трубопровода (x1(t), x2(t) и т.д.). Такое перемещение по длине происходит как непрерывно, так и скачками. Скачкообразное изменение xi(t) происходит, когда на пути зеркала встречается
V-образный спуск-подъем и высота зеркала сравнивается с высотой лежащего по ходу слива нефти (нефтепродукта) локальным максимумом. Скачок происходит на величину расстояния, которое разделяет локальный максимум и точку на спуске с той же высотой, что и локальный максимум. V-образный профиль между этими точками остается заполнен нефтью (нефтепродуктом) и слив далее будет происходить из участка, расположенного после локального максимума;

- при трещинах, когда на месте разрушения еще существует избыточное по отношению к атмосферному давление, при расчете истечения на месте выброса следует учитывать и это избыточное давление и течение нефти (нефтепродукта) в трубопроводе  к месту аварии. При этом используются условия непрерывности давления и сохранения потока массы в местах изменения скорости потока (места разрыва, изменения диаметра, ветвления и т.д.). Например, для стока из двух участков необходимо решить систему из следующих уравнений:

 

;

где t – время, с;

z* – уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится место разрушения, м;

z1(t) – уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке до места разрушения, м;

z2(t) – уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке после места разрушения, м;

pвнутр – внутреннее давление в трубопроводе, Па;

pнар – наружное давление в окружающей среде на месте разрушения, Па;

pу – вакуумметрическое давление паров нефти, Па;

r ‑ осредненная по сечению плотность, кг/м³;

g ‑ ускорение свободного падения, м/с2.

λтр(Re1) ‑ коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе, для участка до места разрушения, где число Рейнольдса равно Re1;

λтр(Re12) ‑ коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе, для участка после места разрушения, где число Рейнольдса равно Re2;

u1 – скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварии (участок до места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

u2 – скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварии (участок после места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

x* - координата по трассе места разрушения, м;

х1 – координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке до места разрушения, м;

х2 – координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке после места разрушения, м;

D1 ‑ внутренний диаметр МН (МНПП) до места разрушения, м;

D2 ‑ внутренний диаметр МН (МНПП) после места разрушения, м.

- когда на месте разрушения избыточное давление отсутствует (например, при гильотинном разрыве) скорость выброса будет определяться потоками нефти (нефтепродукта) к месту аварии. При этом также используются условия непрерывности давления и сохранения потока массы в местах изменения скорости потока (места разрыва, изменения диаметра, ветвления и т.д.). Например, для стока из двух участков необходимо решить систему из следующих уравнений:

,

,

,

 .

      Объем нефти V3, вытекшей в безнапорном режиме с момента перекрытия потока, определяется аналогично изложенному выше, но только на участке между трубопроводной арматурой.

      Время прекращения истечения определяется временем стока нефти, нефтепродукта из отсеченного участка или временем прибытия АВБ, которое определяется экспертным путем с учетом разработанных планов ликвидации аварий рассматриваемого МН (МНПП).

 

 

 

 

Таблица 3. К расчету объема опорожнения участков нефтепровода, примыкающих к месту повреждения

 

                                                                      

 

 

Таблица 4. Формы аварийных разрывов стенок нефтепроводов и формулы для определения площади разрыва

                            






2.1.4 Расчет количества разлившейся нефти, нефтепродуктов на площадных объектах

 

 (Проект РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба                 по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г. )

     

         Количество разлившейся нефти (нефтепродуктов) из резервуаров и технологических трубопроводов определяется согласно «Методике определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах» и «Руководству по оценке пожарного риска для промышленных предприятий» и проекта РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г.,  исходя из следующих предпосылок:

а)         происходит разгерметизация одного из резервуаров (емкостного оборудования) или трубопровода;

б)        все содержимое резервуара (трубопровода) или часть продукта (при соответствующем обосновании) поступает в окружающее пространство;

в)        при разгерметизации резервуара происходит одновременно утечка вещества из трубопроводов, питающих резервуар по прямому и обратному потоку в течение времени, необходимого для отключения трубопроводов. Расчетное время отключения трубопроводов (т.е. промежуток времени от начала разгерметизации выбросом жидкости до полного прекращения поступления жидкости в окружающее пространство) определяется в каждом конкретном случае, исходя из реальной обстановки с учетом паспортных данных на запорные устройства, параметров системы обнаружения утечек и действий диспетчера, характера технологического процесса и вида расчетной аварии;

г)         в качестве расчетной температуры при аварийной ситуации с наземно расположенным оборудованием допускается принимать максимально возможную температуру воздуха в соответствующей климатической зоне, а при ситуации с подземно расположенным оборудованием – температуру грунта, условно равную максимальной среднемесячной температуре окружающего воздуха в наиболее теплое время года.

         Масса нефти (нефтепродукта), поступившей в окружающее пространство при разгерметизации резервуара, определяется по формуле:

,

где ma-разгмасса нефти (нефтепродукта), поступившей в окружающее пространство при разгерметизации резервуара, кг;

ρL – плотность нефти, нефтепродукта, кг/м3;

VR – объем нефти (нефтепродукта) в резервуаре, м3.

Масса нефти (нефтепродукта), поступившей самотеком при полном разрушении наземного или надземного трубопровода, выходящего из резервуара, определяется по формуле:

,

где t – расчетное время отключения трубопроводов, связанных с местом разгерметизации, с;

Dвнутренний диаметр трубопроводов (в случае различных диаметров трубопроводов, связанных с местом разгерметизации, объем выходящей жидкости рассчитывается для каждого трубопровода в отдельности);

Li – длина i-го участка трубопровода от запорного устройства до места разгерметизации, м;

 n – число участков трубопроводов, связанных с местом разгерметизации;

GL – начальный расход жидкости, истекающей из резервуара через разгерметизированный трубопровод, кг/с. ;

µи – коэффициент истечения;

∆РR – напор столба жидкости в резервуаре, Па. ;

hL – высота столба жидкости (от верхнего уровня жидкости в резервуаре до уровня места разгерметизации, принимаем максимальному проектному уровню), м;

g – ускорение свободного падения, м/с2.

 




2.1.5 Определение средней вероятностной (с учетом сценариев аварий) массы потерь нефти М ( количества нефти), вылившейся из нефтепровода вследствие аварии.

 

Средняя вероятностная (с учетом сценариев аварий) масса потерь нефти М  Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152 П.3.2)

,                                                        

 

2.2.  Определяется средний (по времени эксплуатации) ожидаемый объем потерь нефти участка Rv кг/год с учетом вероятности аварийных утечек нефти из МН

 

        Средний вероятностной (с учетом сценариев аварий)  (по времени эксплуатации) ожидаемый объем потерь нефти участка (с учетом вероятности аварийных утечек нефти из МН)  Rv кг/год,    определяется по формуле П.3.3 «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

,                                                                                  

 

Величина доли собираемой нефти Kс6 может составлять от 0,5 до 0,95 в зависимости от удаленности аварийно-восстановительных пунктов от места аварии, рельефа местности, типа почв и водных объектов.

Значения Ксб и вероятностей остановки насосов за указанные величины времени и эффективность действий аварийно-восстановительных бригад (АВБ) по локализации аварии и сбору нефти определяются экспертным путем исходя из особенностей трассы рассматриваемого МН

Характерные времена режимов утечки нефти зависят от размеров дефектного отверстия.

Для конкретного трубопровода численные значения могут быть изменены с учетом специфики объекта.

Предполагается, что дефектное отверстие имеет форму продольного ромба (щели вдоль оси трубы), малая диагональ которого в 8 раз меньше большой диагонали Lp

Расчеты аварийной утечки нефти проводились для трех характерных размеров большой диагонали Lp дефектных отверстий, равных 0,3D, 0,75D и 1,5D которые могут образовываться с относительной вероятностью 0,55, 0,35 и 0,10 соответственно (Табл. 1). Выбранные таким образом размеры отверстий и вероятности могут считаться реперными, а полученные расчетные значения объемов разлившейся нефти могут быть интерполированы на реальные размеры аварийных отверстий.

Таблица 1 – Параметры дефектного отверстия в МН (МНПП) и частота возникновения отверстия с данными параметрами

 

Параметр дефектного отверстия

Свищ

m=0

Малая трещина

m=1

Средняя трещина

m=2

«Гильотинный» разрыв

m=3

Lр/DN

Sэфф≤10-4 м2
независимо от диаметра

0,3

0,75

1,5

Sэфф / S0

0,0072

0,0448

0,179

Доля разрывов

0,7

0,165

0,105

0,03

 

 

3. Определение ожидаемой среднегодовой площади загрязнения сухопутных ландшафтов Rst. с учетом вероятности аварийных утечек нефти из МН

 

Показатель риска загрязнения сухопутных ландшафтов рассчитывается по формуле П. 4.2 «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

                                                                      

где      Sз - среднее (по сценариям аварий) значение загрязненных площадей земли, определяемое по формуле П.3.12 «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152.

 

3.1. Оценка площади загрязнения земель с учетом вероятности аварийных утечек нефти из МН

 

При оценке площади загрязнения земель условно принимается, что весь объем вылившейся нефти распределяется по поверхности суши.

Площадь первичного загрязнения и глубина проникновения в почву существенно зависят от шероховатости по­верхности (микро- и макрорельеф, пористость, трещиноватость и др.).

Для приближенных расчетов площади загрязнения поверхности земли S3 с учетом мероприятий по сбору разлившейся нефти используется формула П. 3.12 «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

,                                                                              (П.3.12)

где      М3  - вероятностная масса потерянной нефти (средняя по различным сцена­риям), определяемая по формуле (П.3.2) Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

Для получения более точных оценок или для особо важных объектов, таких, как заповедники, зеленые зоны городов и т.п., площадь загрязнения земли определяется с привлечением экспертов-почвоведов.

 

4. Определение ожидаемой среднегодовой площади загрязнения водных объектов Rsr. с учетом вероятности аварийных утечек нефти из МН

 

Показатель риска загрязнения водных объектов рассчитывается по формуле П. 4.3 «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

 

,                                                                     

где Sп - среднее вероятностное (по сценариям аварий) значение загрязненной площади водного объекта, определяемое по формуле (Ошибка! Источник ссылки не найден.) Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

 

4.1 Оценка площади загрязнения водных объектов с учетом вероятности аварийных утечек нефти из МН

 

С точки зрения тяжести экологических последствий в общем случае можно выделить два типа условий взаимного расположения места аварии на нефтепроводах при загрязнении водных объектов :

-          аварии на подводных переходах нефтепровода;

-          аварии вблизи водоемов и водотоков.

Приближенная оценка площади загрязненной водной поверхности рассчитывается по формуле (П.3.13) Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

 

,                                                                       

 

где      Vр - объем разлившейся нефти, попавшей в водные объекты, м3;

Sп - площадь загрязнения водной поверхности, м2, если площадь зеркала водоема Sв<Sп, то Sп=Sв.

 

При авариях вблизи водоемов и водотоков соотношение объема нефти, загрязнившей сушу, и объема нефти, попавшей в водные объекты, существенно зависит от взаимного расположения нефтепровода и водных объектов, макрорельефа прилегающей территории, наличия защитных сооружений, а также от общего объема вытекшей нефти V. Определение отношения для каждого такого участка нефтепровода производится экспертным путем.

Для прибрежной полосы объем разлива делится на "сухопутную" и "водную" части в соответствии с экспертной оценкой данного участка трассы. Значения Rst, Rsr дают искомые оценки риска аварий на 1 км для каждого участка с номером п. Умножение указанных значений на длину Lп определяет риск аварий рассматриваемого участка. Суммирование рисков по всем участкам дает оценку риска загрязнения сухопутных ландшафтов и водных объектов для трассы нефтепровода в целом.

 

5. Определение показателей  экологического риска эффективной площади сухопутных ландшафтов, выведенную из естественного состояния Ret и эффективной площади загрязнения водных объектов Rer.

 

Показатель риска Ret, характеризующего эффективную площадь сухопутных ландшафтов, выведенную из естественного состояния вследствие возможной аварии на участке длиной Lп рассчитывается по формуле (П.4.4) Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

 ,                                                                         

 

где      τсвз - время самовосстановления земли, определяемое из данных по экологическому обследованию нефтепровода.

Для определения τсвз рекомендуется использовать приложение 6.  Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

При этом частота аварий на данном участке равна λnLп(1/год), а вероятность нахождения этой площади в загрязненном состоянии равна λn Lп τсвз.

Суммирование рисков по всем участкам дает оценку эффективной площади загрязнения сухопутных ландшафтов для МН в целом.

Показатель риска Rer, характеризующего эффективную площадь загрязнения водных объектов, рассчитывается по формуле  (П.4.5) Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

 

,                                                                       

 

где      Sт оценивается с использованием формулы (П.3.13) Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152, время самовосстановления водных объектов τсво для каждого участка п..

 

Продолжительность периода естественного восстановления загрязненных земель после нефтяного заражения τсвз, лет, оценивается по скорости восстановления растительности на загрязненной нефтью территории по [14] (с изменениями [И]).

Продолжительность периода естественного восстановления водных объектов τсвз, лет, оценивается по скорости естественного восстановления водотоков по [1] (с изменениями).

Рис. 1. Схема районирования территории расположения магистральных нефтепроводов в Российской Федерации по времени естественного восстановления почвенно-растительного покрова τсвз и водных объектов τсвр после нефтяного загрязнения

 

Территория Российской Федерации, на которой размещены магистральные нефтепроводы, разделена на районы (Рис. 1). Индекс района состоит из цифры и буквы, например 5Б, где цифра соответствует диапазону значений продолжительности периода естественного восстановления почвенно-растительного покрова, буква — периоду восстановления водных объектов (табл. 1).

Таблица 1

Продолжительность периода естественного восстановления
почвенно-растительного покрова и водных объектов, лет

Почвенно-растительный покров

Водные объекты

Обозначение района на схеме (см. рис. П.7 1)

1

2

3

4

5

6

А

Б

В

Г

2,5

7,5

15,0

20,0

25,0

30,0

0,5

10

12

37

 

Суммирование рисков по всем участкам дает суммарные значения вышеуказанных показателей риска для МН в целом.

Показатель риска финансовых убытков при компенсации вреда причиненного аварией окружающей природной среде, для каждого участка с индексом п рассчитывается по соотношению (П.4.6) Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152.

                                           

 

где ущербы от загрязнения компонентов природной среды (водных объектов, земель, атмосферы) рассчитываются на основе удельных показателей ущерба, приведенных в Табл. 2., по формулам (П.4.7), (П.4.8), (П.4.9) Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152:

 

                                                (П.4.7)

                                                (П.4.8)

                                                (П.4.9)

 

где значения удельных экологических ущербов , ,  определяются в соответствии с Табл. 2. (П.4.6), (П.4.7), (П.4.8), (П.4.9)- Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152

Удельный экологический ущерб оценивается как ожидаемая сумма штрафов в расчете на 1 т нефти, разлившейся при аварии нефтепровода. Расчеты удельного экологического ущерба произведены на основе [8]. Метод расчета приведен в [11].

Территория Российской Федерации, на которой размещены магистральные нефтепроводы, разделена на районы (рис. 2). Индекс района состоит из арабской цифры (всего выделено пять типов районов, обозначенных цифрами от 1 до 5). Каждый тип района характеризуется определенными значениями удельного экологического ущерба от загрязнения водных объектов, почвы и атмосферы (табл. 2).

Таблица 2

Удельный экологический ущерб от загрязнения природных сред нефтью в ценах 1997 г.

Показатель
удельного экологического ущерба

Индекс района на схеме (рис. П.6.1)

1

2

3

4

5

,                                   тыс.руб./т

1440

1440

1440

1500

1740

,                         тыс.руб./т

480

780

900

900

900

,                         тыс.руб./т

420

420

480

480

480

,           тыс.руб./т

1920

2220

2340

2400

2640

Примечание: , ,  - удельный экологический ущерб (в расчете на
1 т потерянной нефти) от загрязнения почвы, поверхностных вод и атмосферы соответственно.

Рис. 2. Схема районирования территории расположения МН в Российской Федерации по показателям удельного экологического ущерба

 

 




6. Ранжирование участков и составляющих МН (МНПП) по показателям риска аварии

 

На этапе "Оценка риска аварий"

для каждого участка трассы МН проводится:

 

  • оценка частоты утечек нефти, в том числе частоты образования дефектного отверстия в зависимости от величины его эффективной площади Sэфф;
  • оценка последствий аварий (возможных объемов разливов, площадей загрязнения, экономического ущерба, экологических показателей по времени самовосстановления компонентов окружающей природной среды);
  • оценка степени риска по выбранным показателям риска;

 

для всей трассы МН проводится:

  • анализ и обобщение оценки риска каждого участка;
  • ранжирование участков по показателям риска.

 

оцениваются показатели риска, характеризующие:

  • удельную (локальную) частоту аварийных утечек из нефтепровода п, определяемую на основе статистических данных по авариям на МН и балльной оценки технического состояния нефтепровода согласно приложениям 2 и 5 Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152;
  • частоту образования дефектного отверстия в зависимости от его площади Sэфф (приложение 3 Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152);
  • ожидаемые среднегодовые потери нефти за счет аварийных разливов Rv (объем или стоимость потерь) ( приложение 4 Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152);
  • ожидаемые среднегодовые площади загрязнения сухопутных ландшафтов Rst и водных объектов Rsr (приложение 4 Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152);
  • ожидаемый среднегодовой экологический ущерб как сумма штрафных санкций за загрязнение компонентов природной среды Rd (см. приложение 4 Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152);
  • выведенные из естественного состояния эффективные площади сухо путных ландшафтов Ret и водных объектов Rer, которые определяются на основе частоты аварий, средней площади разлива нефти и времени самовосстановления загрязненных компонентов природной среды (приложения 4, 6, 7 Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152).

 

Полученные показатели риска участков трассы МН используются для выявления приоритетов в мероприятиях обеспечения безопасности и выбора оптимальной стратегии технического обслуживания, диагностики и ремонта трубопровода. Кроме того, на основе анализа распределения показателей риска могут быть выбраны участки трассы МН, для которых необходимо более точно оценить показатели риска и разработать рекомендации.

       Ранжирование участков и составляющих МН (МНПП) по основным опасностям аварий осуществляется для однотипных участков и составляющих МН (МНПП) по характерным для них основным показателям риска аварий.

      Для ранжирования участков ЛЧ МН (МНПП) строят зависимость для характерных показателей риска аварии:  удельная интенсивность аварий (1/(1000 км∙год)), средняя масса утечек нефти, нефтепродукта при аварии            (тонн),  , средняя масса потерь нефти, нефтепродукта при аварии (тонн) Rm1000, удельные ожидаемые потери нефти, нефтепродукта при аварии (т/(1000 км∙год))  , средний размер ущерба от аварии, в том числе: (тыс. руб.) Y$oc, средний размер платы за загрязнение окружающей среды при аварии (тыс. руб.) Y$m, средние потери нефти, нефтепродукта при аварии в денежном выражении (тыс. руб.) RY1000, удельный ожидаемый ущерб от аварии (млн. руб./(1000 км∙год))  вдоль всей трассы по форме, изображенной на рис. 1, где R(n) – один из показателей риска для n-го участка, xn – расстояние от начала трассы для n-ого участка, Ln – длина n-го участка трассы МН (МНПП), полученная в результате деления трассы МН (МНПП) на участки.

      Для ранжирования составляющих площадочных объектов МН (МНПП) составляют таблицу с полным перечнем рассмотренных составляющих, сгруппированных по типам (насосное оборудование, резервуары и иное емкостное оборудование, технологические трубопроводы опасных веществ), и указанием рассчитанных показателей риска аварии в порядке убывания средней массы потерь нефти, нефтепродукта при наиболее опасном сценарии аварии. Отдельно указываются составляющие, имеющие максимальные значения по другим показателям за исключением RY , ожидаемый ущерб от аварий на площадочном объекте МН (МНПП) (тыс. руб./год)

После завершения оценки риска каждого п-го участка трассы строят зависимость для различных показателей риска R  вдоль всей трассы. Эта зависимость будет иметь вид, изображенный на рис. 1, где R(п) — один из показателей риска для п-го участка,
Хпрасстояние от начала трассы для
п-го участка, Lп длина п-го участка трассы М Н. полученная в результате деления трассы М Н на участки.

                                                                                    

 

                                                                      Рисунок 1 - Общий вид распределения показателя риска R(n) вдоль  трассы МН (МНПП)

 

 

 Участки с максимальным уровнем риска Rv, характеризующим среднегодовые объемы утечек нефти, в первую очередь должны рассматриваться с точки зрения необходимости обследования, диагностики или ремонта. По завершении диагностических и ремонтных работ соответствующие оценки факторов должны быть скорректированы.

На базе показателей рисков Rst, Rsr, Ret и Rer проводят оценку требований к службам ликвидации последствий аварийных разливов нефти на сухопутных ландшафтах и водных объектах.

Совместное использование показателей рисков Rst, Rsr, Ret и Rer позволяет уточнить распределение служб, привлекаемых для ликвидации последствий аварий, вдоль трассы МН, при этом учитываются не только ожидаемые площади загрязнения (Rst, Rsr), но и возможные экологические последствия аварий через эффективные площади загрязнения Ret и Rer.

Значения Rвd, Rпd и Rаd могут быть использованы при формировании специального экологического фонда предприятия нефтепроводного транспорта, при проведении экологического аудита и экологического страхования МН, при разработке декларации промышленной безопасности объекта.

Значения Rv и Rd могут быть использованы при проектировании для сравнения опасности различных вариантов прокладки МН или с существующими объектами трубопроводного транспорта.

 

 

7. Сравнение показателей риска аварий участков и составляющих МН (МНПП) со среднестатистическими (фоновым) уровнем.

Установление степени опасности участков и составляющих МН (МНПП)

 

     На основе ранжирования участков и составляющих МН (МНПП) по рассчитанным количественным показателям риска аварии устанавливают степень опасности участков и составляющих МН (МНПП) устанавливается опасность аварии на участках и составляющих МН (МНПП)  относительным сравнением со среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварии в соответствии с  «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152,  «Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на маги­стральных нефтепроводах», Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., Проект РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г.

На основе данных по оценке степени риска аварий на МН выделяют участки с наиболее высоким значением риска.

Разбив интервал изменения показателя риска {min R, mах R} на равные отрезки и рассчитав суммарную длину различных участков МН Ls, характеризующихся одинаковым уровнем риска, например удельной частотой (вероятностью) аварий на участке МН λn, аварий/(км*год), можно построить распределение суммарной длины МН Ls по данному показателю R . Данная зависимость полезна при оценке объема работ по обеспечению безопасности трассы МН.

Степень риска аварий рекомендуется определять по табл. 1, где в качестве критерия используется среднегодовой ущерб, выраженный в тоннах потерянной нефти или в денежном исчислении на 1000 км длины МН. Допускается использование других критериев риска. Значения коэффициентов критериев зависят от состояния М Н, региональных особенностей и возможностей по обеспечению безопасности.

Если показатель риска выше значения, которое может быть определено как значение "приемлемого риска", то могут быть приняты решения в целях более детального анализа и выработки рекомендаций по снижению риска.

Опасность аварии на участках и составляющих МН (МНПП) устанавливается относительным сравнением со среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварии по следующим степеням:

«Малая»;

«Средняя»;

«Высокая»;

«Чрезвычайно высокая».

          Для участков ЛЧ МН (МНПП) степень опасности аварий определяется различием между рассчитанным для участка значением показателя риска аварии и среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварии R5лет по критериям, приведенным в табл. 1.

 

Таблица 1 - Критерии степени опасности аварий на ЛЧ МН (МНПП) по сравнению со среднестатистическим (фоновым) уровнем риска аварии для ЛЧ МН (МНПП) R5лет

 

Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ МН (МНПП)

Значение рассчитанного показателя риска аварии R

«Малая»

Менее 0,5 ∙ R5лет

«Средняя»

От 0,5∙ R5лет до 5,0∙ R5лет

«Высокая»

От 5,0∙ R5лет до 50,0∙ R5лет

«Чрезвычайно высокая»

Более 50 ∙ R5лет

 

    Среднестатистический (фоновый) уровень риска аварии для ЛЧ МН (МНПП) R5лет определяется на этапе «Планирование организация работ» как среднегодовое значение показателя риска аварии за последний пятилетний период рассмотрения на МН (МНПП) эксплуатирующей организации.

      Примеры определения критериев степени опасности участков ЛЧ МН (МНПП), где в качестве показателей опасности использованы удельные ожидаемые потери нефти, нефтепродукта и экологический ущерб от аварий за год, приведены в табл1, табл.2.

      Для ЛЧ МН (МНПП) указанные дополнительные показатели риска аварии являются типовыми.

 

 

Таблица 2 - Типовые показатели с критериями опасности аварий на ЛЧ МН

 

 
Примеры типовых показателей с критериями опасности аварий

 

Окончание таблицы 4

Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ МН

Типовые показатели риска аварии на ЛЧ МН

удельные ожидаемые потери нефти при аварии Rm1000, т/(1000 км∙год)

удельный ожидаемый экологический ущерб от аварии RЭ1000,
млн. руб./(1000 км∙год)

«Малая»

Менее 5

Менее 2

«Средняя»

От 5 до 50

От 2 до 20

«Высокая»

От 50 до 500

От 20 до 200

«Чрезвычайно высокая»

Более 500

Более 200

 

2 Таблица3  – Типовые показатели с критериями опасности аварий на ЛЧ МНПП

Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ МНПП

Типовые показатели риска аварии на ЛЧ МНПП

удельные ожидаемые потери нефтепродукта при аварии Rm1000, т/(1000 км∙год)

удельный ожидаемый экологический ущерб от аварии RЭ1000, млн. руб./(1000 км∙год)

«Малая»

Менее 4

Менее 1

«Средняя»

От 4 до 40

От 1 до 10

«Высокая»

От 40 до 400

От 10 до 100

«Чрезвычайно высокая»

Более 400

Более 100

 

       Иллюстрация формы представления распределения суммарной длины участков Ls трассы по показателю риска аварии R приведена на рис. 1.

       В случае однокилометровых сухопутных участков вместо суммарной длины участков Ls используют общее количество таких участков.

      При отсутствии достоверных сведений о среднестатистическом (фоновом) уровне риска аварии для какого-либо показателя риска аварии на ЛЧ МН (МНПП) критерии степени опасности устанавливаются, исходя из значений данного показателя, рассчитанных для участков всей трассы на этапе «Количественная оценка риска аварии на МН (МНПП)».

      Для этого полный интервал изменения показателя риска {Rmin, Rmax} разделяют по критериям степени опасности на ЛЧ МН (МНПП), приведенным в табл. 4.

      Для площадочных объектов (составляющих) МН (МНПП) степень опасности аварий определяется показателем максимально возможного количества потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварии (в т.ч. смертельно травмированных), по критериям, приведенным в табл. 5.

                                                                            

 

Рисунок 2 - Иллюстрация формы представления распределения суммарной длины участков Ls трассы по показателю риска аварии R

 

Таблица 1 - Критерии степени опасности аварий на ЛЧ МН (МНПП) по сравнению с интервалом изменения рассчитанного показателя риска аварии {Rmin, Rmax}

 

Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ МН (МНПП)

Значение рассчитанного показателя риска аварии R

«Малая»

Менее Rmin + 0,3∙(Rmax - Rmin)

«Средняя»

Rmin + (0,3 - 0,8)∙(Rmax - Rmin)

«Высокая»

Rmin + (0,8 - 0,97)∙(Rmax - Rmin)

«Чрезвычайно высокая»

Более Rmin + 0,97∙(Rmax - Rmin)

 

Таблица 2 - Критерии степени опасности аварий на площадочных объектах (составляющих площадочных объектов) МН (МНПП)

 

Сравнительная степень опасности аварии на площадочном объекте (составляющей площадочного объекта) МН (МНПП)

Максимально возможное количество потерпевших, жизни или здоровью которых может быть причинен вред в результате аварии на площадочном объекте (составляющей площадочного объекта) МН (МНПП)

всего потерпевших

в т.ч. смертельно травмированных

«Малая»

Менее 10

Менее 3

«Средняя»

От 10 до 74

От 3 до 9

«Высокая»

От 75 до 300

От 10 до 30

«Чрезвычайно высокая»

Более 300

Более 30

 

     Для сопоставительной оценки степени опасности разливов нефти и нефтепродуктов в водные объекты при авариях на МН (МНПП) могут использоваться данные международной статистики, например по аварийным разливам при перевозках нефти и нефтепродуктов танкерами.

    Сопоставительные критерии степени опасности аварий при перевозках нефти и нефтепродуктов танкерами приведены в таблице 6 (на основе данных «The International Tanker Owners Pollution Federation»)

 

Таблица 6 - Сопоставительные критерии степени опасности аварий при перевозках нефти и нефтепродуктов танкерами

 

Сопоставительная степень опасности аварии при перевозке нефти, нефтепродуктов танкерами

Средняя масса потерь нефти, нефтепродуктов, т

при наиболее опасном сценарии аварии

при наиболее вероятном сценарии аварии

«Малая»

Менее 350

Менее 7

«Средняя»

От 350 до 3500

От 7 до 70

«Высокая»

От 3500 до 35 000

От 70 до 700

«Чрезвычайно высокая»

Более 35 000

Более 700

 

На этапе "Разработка рекомендаций по снижению риска" подготавливаются рекомендации по оперативному и долговременному управлению процессом снижения риска в целях минимиза­ции отрицательных последствий аварий и обеспечения промышленной безопасности МН.

Полученные оценки показателей риска представляют собой критерии аварийной опасности отдельных участков МН и, следовательно, могут использоваться для разработки оптимальной стратегии технического обслуживания, диагностики и ремонта трубопровода (управление риском). Кроме того, оценки риска для МН в целом могут быть положены в основу выбора долговременной инвестиционной стратегии, при проектировании и проведении экспертизы безопасности МН, для целей декларирования промышленной безопасности, страхования ответственности и аудита.

С помощью анализа распределения показателей риска вдоль трассы МН (рис. 1) решают две основные задачи:

1) разработку и сопровождение оптимальной стратегии диагностики и ремонта трубопровода;

2) определение требуемых мощностей и характера распределения по трассе служб ликвидации последствий аварийных разливов нефти.

Участки с максимальным уровнем риска Rv, характеризующим среднегодовые объемы утечек нефти, в первую очередь должны рассматриваться с точки зрения необходимости обследования, диагностики или ремонта. По завершении диагностических и ремонтных работ соответствующие оценки факторов должны быть скорректированы.

На базе показателей рисков Rst, Rsr, Ret и Rer проводят оценку требований к службам ликвидации последствий аварийных разливов нефти на сухопутных ландшафтах и водных объектах.

Совместное использование показателей рисков Rst, Rsr, Ret и Rer позволяет уточнить распределение служб, привлекаемых для ликвидации последствий аварий, вдоль трассы МН, при этом учитываются не только ожидаемые площади загрязнения (Rst, Rsr), но и возможные экологические последствия аварий через эффективные площади загрязнения Ret и Rer.

 


Пример интерфейса программного модуля:



Пример интерфейса программного модуля:




ЦЕНА И УСЛОВИЯ ПОСТАВКИ:

Программное обеспечение (ПО) передается индивидуальным предпринимателям и юридическим лицам через прямое информационно-технологическое сопровождение в НПП "Авиаинструмент", сделав "Заказ" на необходимую конфигурацию ПК "Русь".

Заказ программного комплекса: Заказать

Поддержка и сопровождение: Информационно-технологическое сопровождение (ИТС).

ООО НПП "Авиаинструмент" аккредитовано по осуществлению деятельности в области информационных технологий от 07 марта 2008 г. за №60 (Приказ Министерства информационных технологий и связи Российской Федерации от 09.01.2008г. №3)