Количественный анализ риска возможных разливов нефти и нефтепродуктов

       

       где Q - масса вещества участвующего в  аварии;

       - плотность вещества; Ri - текущее значение

       радиуса зеркала  разлива  в i-й момент времени.

       Учитывая  выше сказанное, запишем дифференциальное уравнение первого порядка:

       

 

       Решая дифференциальное уравнение (13) определим  время добегания жидкости (tP) до точки, расположенной на расстоянии Ri от аварийного резервуара:

       

       где R - максимальный радиус зеркала разлития при полном растекании мазута по подстилающей

       поверхности до минимальной толщины слоя жидкости; r - радиус аварийного резервуара.

       Характер  изменения времени разлития нефти  в функции расстояния от аварийного резервуара (РВС-1000) до рассматриваемой точки территории, показан на рис.6.

       Численные характеристики резервуарного парка  нефтехранилища представлены в табл. 6. 
 

       

 

       Рис.6. Характер изменения  времени растекания нефти

       по  прилегающей к аварийному резервуару территории 

       Размеры зеркала разлития и время гравитационного растекания нефти при разрушении резервуара в нефтехранилище и автоцистерны на пункте налива  нефти , приведены в табл. 7.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

5. Определение зон возможного теплового  поражения

       при максимально  возможных   разливах   нефти 

       Оценка  зон теплового  поражения при  максимально  возможных   разливах   нефти  в резервуарных парках.

       Оценка  зон теплового поражения при  пожарах разлития нефти приведена в табл.8.

       Примечание: 7,0 кВт/м2 - порог теплового поражения - непереносимая боль, ожоги II степени через 20 -30 с (ГОСТ Р 12.3.047-98);

       3,5 кВт/м2 - безопасное эвакуационное расстояние для персонала объекта (НПБ-107-97, стр.19);

       1,4 кВт/м2 - безопасное для человека длительное время (ГОСТ Р 12.3.047-98). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

6. Оценка  частоты реализации опасностей на трубопроводе

       перекачки нефти и в резервуарных парках

       Оценка  частоты реализации опасностей на трубопроводе перекачки нефти. Оценкачастоты реализации опасностей на трубопроводе перекачки  нефти , проводилась с учетом рекомендаций методического руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах /5/ (руководящего документа АК Транснефть), методических указаний по проведению анализа  риска опасных промышленных объектов (руководящего документа РД 03-418-01) и методики определения экологических  рисков  аварий на магистральных нефтепроводах, разработаннойСаратовским региональным отделением РЭА .

       На  основе  анализа  ретроспективной информации по статистике аварий и причинам их возникновения на трубопроводном транспорте /5,11-13/, можно констатировать - в последние годы возросла агрессивность перекачиваемых по трубопроводам веществ, что связано с вступлением большинства старых месторождений в более позднюю стадию разработки, увеличением доли месторождений с повышенным содержанием сероводорода в нефти, массовым применением методов заводнения пластов. Отмечается отсталый технический и технологический уровень производства, изношенность оборудования. Общее состояние нефтепромысловых трубопроводов может характеризоваться как критическое, требующее принятия срочных радикальных мер. Высокий уровень аварийности обусловлен низкой коррозионной стойкостью применяемых труб, изготовленных из малоуглеродистых низколегированных сталей и отсутствием противокоррозионных покрытий на внутренних и наружных поверхностях. На нефтепромысловых трубопроводах, износ достигает 80%. Основной причиной аварий является физический износ и коррозия металла. На долю этой причины приходится 60 - 70% всех аварий. Это обосновывается тем, что:

• Во-первых, в промысловых нефтепроводах, в отличие от магистральных, перекачивается не чистая нефть, а скорее нефтесодержащая жидкость, в которой вода, идущая из скважинывместе с нефтью и неравнодушная к металлу, составляет до половины перекачиваемых на промыслах объемов продукта.
• Во-вторых, в промысловой нефти есть и песок, и другие взвеси с абразивными свойствами.
• В-третьих, некоторые скважины дают не только нейтральные для металла углеводороды, но и агрессивные компоненты, активно разрушающие трубу, например сероводород.

       Данные  причины, а также значительный физический износ объясняют высокую частоту

       аварий  на промысловых нефтепроводах.

       Статистика  аварий на промысловых трубопроводах Российской Федерации:

       - Протяженность промысловых трубопроводов  - 350 тыс. км (гос. доклад МЧС)

       - Возраст трубопроводного транспорта  составляет от 25 до 35 лет.

       - Число аварий на промысловых  трубопроводах - 25477 аварий за  год (по данным Минтопэнерго РФ); 20000 аварий за год (из гос. доклада МЧС)

       - Интенсивность аварий - 5,7110-2

       ÷ 7,2810-2 аварий/годкм.

       Причины отказа внутрипромысловых нефтепроводов:

       91% - внутренняя коррозия;

       3,9% - внешняя коррозия;

       2,8% - строительные дефекты;

       0,8% - нарушение правил эксплуатации;

       1,5% - прочее.

       Статистика  аварий на промысловых трубопроводах  по Саратовской области приведена  в

       табл.9.

         

       Основываясь на статистики аварий можно констатировать, что по Саратовской области средний уровень аварийности на нефтепромысловых трубопроводах составляет 3,6210-2 авар./год

       км. Эти данные достаточно хорошо коррелируются  с данными об аварийности на промысловых  трубопроводах Российской Федерации.

       Исходя  из предположения о стационарном пуассоновском потоке событий (отказов  трубопровода), среднестатистическая частота (вероятность) аварий на межпромысловых трубопроводах

       по  Саратовской области составит 3,5510-2 1/год км. 

       Учитывая данную информацию, время эксплуатации трубопроводов, а, также используя коэффициент пересчета среднестатистической частоты аварий по нефтепроводам Саратовской области на диаметр труб рассматриваемого месторождения, принимаем для дальнейших расчетов следующие величины частоты аварий, приведенные в табл.9.

 

       Потенциальный риск R(E) реализации опасностей на продуктопроводах перекачки нефтепродуктов определялся по величине р с учетом экспертных оценок специфики эксплуатации промысловых трубопроводов, внешних антропогенных факторов и условий прокладки, вероятности возникновения соответствующего уровня разгерметизации трубопровода (коррозионный свищ, усталостная трещина, гильотинный разрыв), вероятности проведения аварийно восстановительных работ.

       Результаты  расчетов риска реализации опасностей на продуктопроводах перекачки нефти  с Южного и Северного куполов на сборный пункт нефти, приведены в табл. 10.

       Оценка  частоты реализации опасностей в  резервуарных парках. Для оценки потенциального риска необходимо знать частоту А возникновения и развития аварии на объекте, а также вероятности последствий поражающего воздействия.

       Значение  величины А определялось методами математической статистики с учетом среднестатистических данных об авариях резервуаров на объектах хранения нефти.

       По  данным работ /9,14,15,16/ и баз данных о статистике аварий и чрезвычайных ситуаций Федеральной службы по технологическому надзору (http://www.gosnadzor.ru), МЧС России

       (http://www.mchs.gov.ru) и других сайтов,  анализ  разрушений резервуаров представлен как частная выборка из генерального статистического массива зарегистрированных случаев пожаров и аварий на резервуарах по стране за период с 1960 по 2003 гг., рис. 7. 

       

       Рис. 7. Статистика разрушений резервуаров  за период с 1960 по 2003 гг. 

       Используя методы математической статистики, рассчитаем частоту аварий на резервуарах с частичным или полным их разрушением и выбросом нефтепродуктов в окружающее пространство.

       Частота возникновения  аварии в течение года из расчета на один резервуар составляет = 3,810-2 с дисперсией D = 1.8910-3 и стандартным отклонением = 4,310-2 при 95%-м доверии тельном интервале (3,010-2; 4,610-2).

       От  базовой, обобщенной частоты аварий для резервуарных парков страны необходимо перейти к частоте аварий конкретных резервуаров нефтебаз, учитывая их конструктивные особенности (внутренний объем резервуара) и вид хранимого нефтепродукта. С этой целью, используя данные о характере распределения разрушившихся резервуаров по видам хранимых жидкостей, вместимости и объектам хранения, рис.8÷ рис.10, определим частоту аварий в резервуарном парке. 

       С учетом выше сказанного, частота аварий в резервуарном парке составляет 1.1510-4 в год на резервуар для РВС- 1000. Для группы однотипных резервуаров частота аварий в резервуарном парке составит 3.4510-4 год-1 Для сравнения, в Англии частота возникновения пожаров в резервуарных парках равна 1,110-3 1/год, а в США оценивается величиной 0,310-3 - 1,010-3 1/год /14/. Эти данные достаточно хорошо коррелируются с, полученной нами расчетным путем по данным отечественной статистики об авариях на резервуарах.

       Оценка  частоты реализации опасностей на пункте налива автоцистерн. Логическая схема дерева отказов автоцистерны, приведена на рис.16 
 

         

       Рис. 6. Дерево отказов автоцистерны 

       Частота разрушения автоцистерны при сливо-наливных операциях на эстакаде слива  нефти составит по результатам расчета 4,6210-4 в год.

       Выводы:  Количественный   анализ   риска   возможных   разливов   нефти  и их последствий позволил выявить наиболее опасные аварии на нефтепроводах и в резервуарном парке и разработать на этой основе мероприятия направленные на их предупреждение и поддержание в состоянии постоянной готовности соответствующих сил и средств. 
 
 

       Список  литературы 

1.  Иванов Е.Н. Противопожарная защита открытых технологических         установок. М.: Химия, 1986. 288 с.

2. Ишмухаметов И.Т. Сборник практических расчетов при транспортировки нефтепродуктов по трубопроводам. / И.Т. Ишмухаметов, С.Л. Исаев, С.П. Макаров, М.В. Лурье. М.:  Нефть  и газ, 1997. 112 с.

3. Козлитин А.М. Методы технико-экономической оценки промышленной и экологической безопасности высокорисковых объектов техносферы / Козлитин А.М., Попов А.И. - Саратов: СГТУ, 2000. 216 с.

4. Козлитин А.М. Теоретические основы и практика анализа техногенных  рисков . Вероятностные методы  количественной  оценки опасностей техносферы / Козлитин А.М., Попов А.И., Козлитин П.А.- Саратов: СГТУ, 2002. 180 с.

5. Лисанов М.В. Анализ риска и декларирование безопасности объектов нефтяной и газовой промышленности. // Сертификация и безопасность оборудования/ Лисанов М.В., Печеркин А.С., Сидоров В.И. - М.: 1998, 1, с.37-41.

6. Лисанов М.В. Оценка риска аварий на линейной части магистральных нефтепроводов. // Безопасность труда в промышленности/ Лисанов М.В., Печеркин А.С., Сидоров В.И. - М.: 1998, 9, с. 50-56.