Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХНЕФТЕПРОВОДАХ  
26.04.2018
    
МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХНЕФТЕПРОВОДАХ

Федеральный горный и промышленный надзор России
(
Госгортехнадзор России)
НТЦ «Промышленная безопасность»

Серия 27

Декларирование промышленной безопасности
и оценка риска

Выпуск 1

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО
ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ
НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

Руководящий документ

2-е издание, исправленное

Москва
Государственное унитарное предприятие
«Научно-технический центр по безопасности в промышленности
Госгортехнадзора России»
2002

Редакционная комиссия:

Ю.А. Дадонов, М.В. Лисанов, Ю.В. Лисин, А.С. Печеркин, В.И. Сидоров

Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах: Серия 27. Выпуск 1 / Колл. авт. - 2-е изд., испр. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002.

Методическое руководство предназначено для оценки риска аварий на линейной части магистральных нефтепроводов, в том числе для прогнозирования частоты возникновения возможных аварий, объемов разливов нефти, а также масштабов компенсационных выплат за загрязнение нефтью окружающей природной среды.

Методическое руководство разработано НТЦ «Промышленная безопасность» по заказу ОАО «АК «Транснефть» в соответствии с Мероприятиями по выполнению решений Комиссии Правительства Российской Федерации по оперативным вопросам (протокол от 13.02.96 № 3).

СОДЕРЖАНИЕ

 TOC o "2-3" h z "Заголовок 1;1" Введение. 2 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400360039000000

1. Общие положения. 2 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400370030000000

2. Термины и их определения, сокращения и условные обозначения. 3 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400370031000000

2.1. Термины и их определения. 3 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400370032000000

2.2. Используемые сокращения. 4 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400370033000000

2.3. Основные условные обозначения. 5 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400370034000000

3. Методология оценки степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. 7 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400370035000000

4. Этапы оценки степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. 9 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400370036000000

5. Список использованной литературы.. 15 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400370037000000

Приложение 1. Исходная информация, необходимая для оценки степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. 16 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400370039000000

Приложение 2. Оценка частоты аварийных утечек нефти. 21 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400380031000000

Приложение 3. Расчет объемов утечки нефти и площадей загрязнения при авариях на магистральных нефтепроводах. 25 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400380033000000

Приложение 4. Оценка показателей риска аварийных разливов на магистральных нефтепроводах. 31 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400380035000000

Приложение 5. Балльная оценка факторов влияния состояния магистрального нефтепровода на степень риска. 33 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400380037000000

Приложение 6. Удельный экологический ущерб от загрязнения окружающей природной среды нефтью.. 51 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400380039000000

Приложение 7. Период естественного восстановления почвенно-растительного покрова и водных объектов после нефтяного заражения. 52 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400390031000000

Приложение 8. Примеры оценки показателей риска. 53 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000D0000005F0054006F006300390034003800390032003400390033000000

 

Согласовано

письмом Госгортехнадзора России

от 07.07.99 № 10-03/418

Утверждено

приказом ОАО «АК «Транснефть»

от 30.12.99 № 152

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО
ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

ВВЕДЕНИЕ

Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах предназначено для оценки (прогноза) частоты аварийных утечек из нефтепроводов, объемов аварийных разливов и потерь нефти, а также для оценки компенсационных выплат за загрязнение нефтью земель, водных объектов и атмосферного воздуха при авариях на линейной части магистрального нефтепровода.

Полученные оценки риска аварий нефтепроводов дают основу для разработки приоритетных мероприятий по повышению промышленной безопасности магистральных нефтепроводов, в том числе для организации диагностических и ремонтных работ на линейной части нефтепроводов.

Основу Методического руководства по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах составляют нормативные документы Госгортехнадзора России (РД 08-120-96, РД 08-204-98, РД 03-357-00), Госкомэкологии России (в области оценки ущерба окружающей природной среде от аварий), Минтопэнерго России и ОАО «АК «Транснефть» (РД «Методика оценки ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах»), научные разработки НТЦ «Промышленная безопасность», ВНИИ-ГАЗ, МГУ им. М.В. Ломоносова, АЦ ГИН РАН, ФГЦС «Экология».

Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах разработано авторским коллективом в составе: М.В. Лисанов, В.Ф. Мартынюк, А.С. Печеркин, В.И. Сидоров, Е.В. Ханин (НТЦ «Промышленная безопасность»), Л.Н. Морозова, И.В. Сахаров, А.Н. Чижов (АЦ ГИН РАН), А.А. Швыряев (МГУ им. М.В. Ломоносова), В.С. Сафонов (ВНИИГАЗ), С.И. Сумской (МИФИ), А.В. Явелов, И.А. Уткина (ФЦГС «Экология»), В.М. Зюзина (САПР ЦИАМ).

В разработке Методического руководства по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах принимали участие Ю.В. Лисин, В.А. Галкин (ОАО «АК «Транснефть»).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах (далее - Методическое руководство) предназначено для оценки (прогноза) частоты аварийных утечек нефти вдоль трассы нефтепровода (технологический риск), оценки воздействия аварийных разливов нефти на различные компоненты окружающей природной среды (экологический риск) и проведения на основе полученных результатов мер по повышению промышленной и экологической безопасности.

1.2. Методическое руководство предназначено для специалистов ОАО «АК «Транснефть», Госгортехнадзора России, проектных и экспертных организаций, занимающихся транспортировкой нефти и нефтепродуктов.

1.3. Методическое руководство используется:

при проведении анализа опасностей и риска аварий магистральных нефтепроводов;

при разработке деклараций промышленной безопасности опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов;

при оценке воздействия на окружающую среду магистральных нефтепроводов;

при проектировании, строительстве и эксплуатации магистральных нефтепроводов;

при разработке регламента обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов;

при страховании ответственности за причинение вреда в случае аварии на магистральном нефтепроводе.

Полученные результаты могут быть использованы по усмотрению заказчика при проведении конкретных работ.

1.4. В Методическом руководстве в качестве аварийных разливов нефти понимаются разливы нефти объемом более 1 м3 или загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема при условии, что превышены установленные стандарты качества воды для таких водоемов.

1.5. В Методическом руководстве окружающая природная среда представлена в виде системы, состоящей из следующих основных компонентов: земли, водных объектов, атмосферного воздуха.

Величина ожидаемого ущерба, который может быть нанесен негативным воздействием на окружающую среду, определяется как сумма ожидаемых ущербов для различных компонентов природной среды (в форме платы за сверхнормативное загрязнение природной среды нефтью и нефтепродуктами).

Расчет ожидаемого ущерба вследствие разлива нефти при авариях на магистральном нефтепроводе производится на основании действующих документов, регулирующих порядок начисления и уплаты платежей за загрязнение окружающей среды.

1.6. Методическое руководство целесообразно применять на практике с помощью специально разработанного программного обеспечения, в основу которого положено настоящее руководство.

2. ТЕРМИНЫ И ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ И УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

2.1. Термины и их определения

Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ (Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Авария на магистральном трубопроводе - авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации (ГОСТ Р 22.0.05-94).

Анализ риска или риск-анализ - процесс идентификации опасностей и оценки риска для отдельных лиц или групп населения, имущества или окружающей среды. Анализ риска заключается в использовании всей доступной информации для идентификации (выявления) опасностей и оценки риска аварии и связанных с ней ситуаций (РД 08-120-96).

Идентификация опасности - процесс выявления и признания, что опасность существует; определение ее характеристик (РД 08-120-96). Является одним из этапов анализа риска (оценки степени риска) аварий на нефтепроводах и включает сбор информации, деление (разбивку) трассы нефтепровода на участки и получение предварительных оценок опасности.

Негативное воздействие на окружающую природную среду - любые прямые или косвенные, немедленные или возникшие через какое-то время, вредные последствия аварии, в частности:

а) для людей, флоры и фауны;

б) для почвы, воды, воздуха и ландшафта;

в) для взаимосвязи между факторами, указанными в подпунктах «а» и «б».

Вред окружающей природной среде - негативные изменения и последствия снижения качества природных ресурсов и среды обитания человека, биологического разнообразия и биопродуктивности природных компонентов, в конечном итоге - снижение эколого-ресурсного потенциала территорий. Понятие «вред» включает прямой и косвенный ущерб, а также убыток.

Опасность - источник потенциального ущерба, вреда или ситуация с возможностью нанесения ущерба (РД 08-120-96).

Потеря нефти - количество нефти, равное разнице между объемом нефти, вытекшей из поврежденного трубопровода, и объемом нефти, собранной в результате работ по ликвидации аварий и ее последствий.

Риск или степень риска - сочетание частоты (или вероятности) возникновения и последствий определенного опасного события. Понятие риска всегда включает два элемента: частота, с которой осуществляется опасное событие, и последствия этого события (РД 08-120-96). Риск оценивается соответствующими показателями, например ожидаемыми уровнями негативных последствий аварий в годовом исчислении (ожидаемым ущербом, вероятностью возникновения аварий с определенными последствиями и т.п.).

Риск экологический - вероятность возникновения неблагоприятных для природной среды и человека последствий осуществления хозяйственной и иной деятельности. (Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности, утвержденная Минприроды России 29.12.95 г.).

Оценка риска или оценка степени риска - процесс, используемый для определения степени риска анализируемой опасности для здоровья человека, имущества или окружающей среды. Оценка риска включает анализ частоты, анализ последствий и их сочетание.

Ущерб - выражение в денежной форме результатов вредного воздействия аварий и их последствий.

Убытки - материальные потери и финансовые издержки (прямые и косвенные) природопользователей (граждан, предприятий, учреждений и организаций независимо от форм собственности), возникающие в результате ликвидации экологических последствий аварии и восстановления нарушенного состояния природной среды (отдельных ее компонентов), потери здоровья, порчи имущества и продукции природопользователей, упущенной выгоды от изменения состояния окружающей среды и природных ресурсов и т.п.

2.2. Используемые сокращения

АВБ - аварийно-восстановительные бригады;

КИТ - контрольно-измерительные точки;

КР - климатический район (по ГОСТ 16350-80);

РНУ (РУМН) - районное нефтепроводное управление;

МН - магистральный нефтепровод;

НПС - нефтеперекачивающая станция;

ЭХЗ - электрохимическая защита трубопровода;

СанПиН - санитарные правила и нормы;

СМР - строительно-монтажные работы;

СНиП - строительные нормы и правила;

ПОС - проект организации строительных работ;

ППР - проект производства строительных работ;

ПТЭ - правила технической эксплуатации нефтепровода;

РД - рабочая документация на нефтепровод;

ТР - технический регламент нефтепровода;

ТхПс - технический паспорт участка нефтепровода.

2.3. Основные условные обозначения

Грi - группы факторов воздействия, определяющих вероятность возникновения аварии;

В* - средняя балльная оценка трассы МН, полученная на основе балльной оценки каждого участка трассы;

Fп - балльная оценка n-го участка;

Вij - балльная оценка j-го фактора в i-й группе (по 10-балльной шкале);

Вт - тип подводного перехода МН по классификации СНиП 2.05.06-85*;

Fij - фактор влияния (i - номер группы, j - номер фактора в группе);

ρi - доля i-й группы факторов;

qij - доля j-го фактора в i-й группе;

Hнас - плотность населения в трехкилометровой полосе вдоль трассы трубопровода, чел./км;

Ji - количество факторов влияния в i-й группе;

I - количество групп;

Kвз - коэффициент пересчета величины ущерба в зависимости от времени самовосстановления почв;

Ки - коэффициент индексации величины ущерба в соответствии с уровнем индекса-дефлятора по отраслям экономики;

Ксв - процент охвата сварных стыков контролем физическими методами;

Ксб - процент сбора вылившейся нефти службами эксплуатирующей организации;

Lн - протяженность участка нефтепровода, заключенного между двумя НПС, км;

Lкв - расстояние между катодными выводами при проведении контроля ЭХЗ, км;

Мз - средняя масса потерь нефти, т;

Мр - масса нефти, попавшей в водные объекты, т;

Мрз - масса нефти, загрязнившей водные объекты, т;

Рдоп - допустимое давление в трубопроводе, Па;

Рисп - испытательное давление в трубопроводе, Па;

Рраб - рабочее давление в трубопроводе, Па;

Рфакт - фактическое давление в трубопроводе, Па;

Р1 - давление на выходе головной НПС, Па;

Qmах - максимальная подача насосного агрегата, м3/с;

Q0 - подача насосного агрегата, м3/с;

Q° - расход нефти через аварийное отверстие, м3/с;

R - один из показателей риска (степени риска);

Rd - показатель риска для оценки ожидаемого ущерба от загрязнения окружающей природной среды, руб./год;

 - ожидаемый ущерб от загрязнения нефтью водных объектов, земель и атмосферы соответственно, руб./год;

 - удельный экологический ущерб (в расчете на 1 т вытекшей нефти) от загрязнения поверхностных вод, почвы и атмосферы соответственно, руб./(т/год);

Rеt - показатель риска, характеризующий эффективную площадь выведения из естественного состояния сухопутных ландшафтов, м2/год;

Rеr - показатель риска, характеризующий эффективную площадь выведения из естественного состояния водных объектов, м2/год;

Rst - показатель риска для оценки ожидаемой площади загрязнения сухопутных ландшафтов, м2/год;

Rsr - показатель риска для оценки ожидаемой площади загрязнения водных объектов, м2/год;

Rv - показатель риска для оценки ожидаемого объема потерь нефти при аварийных разливах из нефтепровода, м3/год;

Rе - число Рейнольдса;

Sз - площадь загрязнения поверхности земли, м2;

Sп - площадь загрязнения водной поверхности, м2;

Sдг - площадь деградированных земель, м2;

Sэфф - эффективная площадь дефектного отверстия в нефтепроводе, м2;

S0 = πD2 / 4 - площадь поперечного сечения трубопровода, м2;

D - условный диаметр нефтепровода, см;

tв - температура воздуха, °С;

τисп - количество лет, прошедших с момента последнего испытания повышенным давлением;

τкит - количество лет, прошедших с момента проведения последних измерений защищенности трубопровода с помощью выносного электрода в контрольно-измерительных точках (КИТ);

tн - температура нефти, °С;

τсвз - количество лет, необходимых для самовосстановления загрязненных земель;

τсво - время самовосстановления водных объектов;

τсн - количество лет, прошедших с момента проведения последних исследований трубопровода с помощью снарядов-дефектоскопов;

τэксп - продолжительность эксплуатации участка трубопровода, лет;

V - общий объем вытекшей нефти, м3;

Vз - объем нефти, загрязнившей землю, м3;

Vp - объем нефти, попавшей в водные объекты, м3;

V1 - объем нефти, вытекшей в напорном режиме, то есть с момента повреждения до остановки перекачки, м3;

V2 - объем нефти, вытекшей в безнапорном режиме, то есть с момента остановки перекачки до закрытия задвижек, м3;

V3 - объем нефти, вытекшей с момента закрытия задвижек до прекращения утечки (до момента прибытия аварийно-восстановительных бригад или полного опорожнения отсеченной части трубопровода);

Vэфф - ожидаемый годовой объем нефти, оставшейся на месте разлива после завершения ликвидационных работ, м3;

Zм - геодезическая отметка точки аварии, м;

Z1 - геодезическая отметка начала участка нефтепровода, м;

Z2 - геодезическая отметка конца участка нефтепровода, м;

hгр - толщина слоя грунта над верхней образующей трубопровода, м;

 - координата границы n-го участка магистрали при анализе фактора Fij, км;

 - координата границы n-го участка для m-го природно-антропогенного объекта, км;

N - количество участков на трассе МН;

hдоп - толщина слоя грунта, эквивалентная толщине дополнительного механического защитного покрытия трубопровода, м;

hв - средняя глубина водоемов в створах действующих подводных переходов, м;

hт - глубина заложения нефтепровода, м;

h* - перепад напора в точке истечения через отверстие, м;

kвл - интегральный коэффициент, показывающий, во сколько раз локальная интенсивность аварий отличается от среднестатистической для данной трассы;

τ1 - интервал времени с момента возникновения аварии до остановки перекачки, мин.;

τ2 - интервал времени с момента остановки перекачки до закрытия задвижек, мин.;

g - ускорение силы тяжести, м/с2;

qиз - удельная величина испарения с поверхности нефтяного пятна на земле, г/м2;

qир - удельная величина испарения с поверхности нефтяного пятна на воде, г/м2;

λп - удельная частота (вероятность) аварий на участке МН, аварий/км · год);

λср - среднестатистическая по отрасли интенсивность аварий за последние 5 лет, аварий/(1000 км · год);

λ - среднестатистическая частота аварий (интенсивность) для данной трассы МН, аварий/(1000 км · год);

 - удельная частота аварий на участке с возникновением дефектных отверстий определенного размера (по эффективной площади дефектного отверстия в нефтепроводе Sэфф), аварий/(км · год);

ρг - удельное электросопротивление грунта, Ом · м;

fкит - частота проведения измерений в КИТ, количество раз/год;

δрасч - расчетное значение толщины стенки трубы, мм;

δфакт - наименьшее (в пределах данного участка) фактическое значение толщины стенки трубы, см;

ρ - плотность нефти, т/м3;

ρв - плотность воздуха, кг/м3.

3. МЕТОДОЛОГИЯ ОЦЕНКИ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

3.1. Основные принципы оценки степени риска аварий вытекают из положений нормативных документов: Методических указаний по проведению анализа риска опасных промышленных объектов (РД 08-120-96), утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 12.07.96 № 29, и Методики определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах, утвержденной Минтопэнерго России, 01.11.95 г.

3.2. Оценка степени риска линейной части МН проводится на основе идентификации опасностей и оценки риска отдельных участков, характеризующихся примерно одинаковым распределением удельных показателей риска по всей длине участка. Длина каждого участка трассы МН может быть скорректирована с учетом возможных последствий аварий (например, по наличию на прилегающей территории чувствительных к загрязнению компонентов окружающей природной среды).

3.3. Основные последствия при авариях, сопровождающихся разливом нефти, связаны с негативным воздействием нефти на окружающую природную среду. В связи с этим любой линейный участок МН представляет собой опасность и должен оцениваться определенными показателями риска.

3.4. Оценка степени риска в составе Методического руководства включает:

прогноз частоты аварийных утечек нефти на линейной части МН и оценку объемов утечки и потерь нефти (технологический риск);

оценку последствий аварийных утечек нефти для различных компонентов окружающей природной среды;

проведение (на основе полученных оценок риска) ранжирования участков трассы нефтепровода по степени опасности и приоритетности мер безопасности (управление риском).

3.4.1. Прогноз частоты аварийных утечек из МН проводится с учетом факторов влияния, которые объединены в следующие группы (приложение 2):

внешние антропогенные воздействия;

коррозия;

качество производства труб;

качество строительно-монтажных работ;

конструктивно-технологические факторы;

природные воздействия;

эксплуатационные факторы;

дефекты тела трубы и сварных швов.

Влияние факторов вышеперечисленных групп для каждого участка оценивается методом балльной оценки по 10-балльной шкале. Диапазон изменения и вклад каждого фактора в обобщенную балльную оценку определяется путем суммирования балльных оценок каждого фактора с помощью «весовых коэффициентов». Разработана методика оценки частоты аварии в предположении, что вероятность возникновения аварии пропорциональна величине обобщенной балльной оценки.

3.4.2. 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.

3.5. Для выбранных участков производятся расчеты показателей риска, количество и вид которых зависят от поставленных целей и задач по оценке степени риска. Перечень и источники необходимой информации приведены в приложении 1.

3.6. С помощью Методического руководства оцениваются показатели риска, характеризующие:

удельную (локальную) частоту аварийных утечек из нефтепровода n, определяемую на основе статистических данных по авариям на МН и балльной оценки технического состояния нефтепровода согласно приложениям 2 и 5;

частоту образования дефектного отверстия в зависимости от его площади Sэфф (приложение 3);

ожидаемые среднегодовые потери нефти за счет аварийных разливов Rv (объем или стоимость потерь) (см. приложение 4);

ожидаемые среднегодовые площади загрязнения сухопутных ландшафтов Rst и водных объектов Rsr (приложение 4);

ожидаемый среднегодовой экологический ущерб как сумма штрафных санкций за загрязнение компонентов природной среды Rd (см. приложение 4);

выведенные из естественного состояния эффективные площади сухопутных 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).

3.7. 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.

4. ЭТАПЫ ОЦЕНКИ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

Анализ риска аварий на МН проводится в четыре этапа. Схема проведения анализа риска приведена на рис. 1, в нее входят следующие этапы:

1. Планирование и организация работ.

2. Идентификация опасностей.

3. Оценка риска аварий.

4. Разработка рекомендаций по снижению риска.

Рис. 1. Схема проведения анализа риска аварий на МН

4.1. На этапе «Планирование и организация работ» необходимо:

1) описать причины и проблемы, которые вызвали необходимость проведения оценки риска МН (декларирование промышленной безопасности, оценка воздействия на окружающую природную среду, требования органов местного самоуправления и пр.);

2) четко определить цели и задачи, в том числе выбрать показатели риска, которые будут оцениваться; указать ограничения исходных данных, финансовых ресурсов и другие возможности, определяющие глубину, полноту и детальность анализа;

3) выбрать методы и по возможности определить критерии приемлемого риска (по согласованию с заказчиком);

4) определить и описать возможные источники информации о состоянии МН и дать его общее описание;

5) подобрать необходимую группу исполнителей для проведения работ по оценке степени риска; оценить стоимость работ по оценке степени риска аварии МН; указать управленческие решения, которые могут быть приняты по управлению риском.

4.2. На этапе «Идентификация опасностей» необходимо:

1) осуществить сбор и анализ информации в соответствии с приложением 1;

2) произвести деление линейной части МН на участки;

3) выполнить анализ факторов, влияющих на риск, а также произвести (при необходимости) предварительные оценки опасностей.

4.2.1. Предварительная оценка опасностей производится на каждом отдельном участке трассы. Возможна первоначальная оценка для более крупных участков трассы в зависимости от поставленных целей при оценке риска. При этом:

1) границами участка могут быть месторасположение задвижек, насосных станций или места резкого изменения какого-либо значимого фактора (например, подводный переход, пересечение с транспортной коммуникацией, особенность рельефа местности, наличие населенного пункта и пр.);

2) примерная зона влияния возможных аварий нефтепроводов на компоненты окружающей природной среды колеблется от 200 м (для наземного участка линейной части МН) до 3 км (для перехода через водную преграду). Ориентировочное значение длины сухопутного участка равно 1 - 3 км, при пересечении МН водных объектов длина участка соответствует протяженности перехода через водную преграду. Увеличение числа участков повышает точность оценки показателей риска вдоль линейной части, однако может привести к увеличению стоимости работ вследствие дополнительных затрат на сбор и обработку необходимой информации, поэтому, необходимо оптимизировать длину участка в соответствии с выбранными критериями.

4.3. На этапе «Оценка риска аварий» необходимо провести:

для каждого участка трассы МН:

1) оценку частоты утечек нефти, в том числе частоты образования дефектного отверстия в зависимости от величины его эффективной площади Sэфф;

2) оценку последствий аварий (возможных объемов разливов, площадей загрязнения, экономического ущерба, экологических показателей по времени самовосстановления компонентов окружающей природной среды);

3) оценку степени риска по выбранным показателям риска;

для всей трассы МН:

1) анализ и обобщение оценки риска каждого участка;

2) ранжирование участков по показателям риска.

4.3.1. Оценка частоты аварийных утечек из нефтепровода приведена в приложении 2, оценка последствий аварий (объем разлива и площадь загрязнения) - в приложении 3, оценка показателей риска - в приложении 4, оценка экологического ущерба - в приложениях 4, 6, 7.

4.3.2. 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. 2, где R(n) - один из показателей риска для n-го участка, Хп - расстояние от начала трассы для п-го участка, Lп - длина n-го участка трассы МН, полученная в результате деления трассы МН на участки.

Рис. 2. Вид распределения показателя риска R вдоль трассы МН

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

4.3.4. Разбив интервал изменения показателя риска {min R, max 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 (рис. 3). 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 МН, региональных особенностей и возможностей по обеспечению безопасности.

4.3.5. 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.

Рис. 3. Распределение суммарной длины участков Ls трассы по показателю риска R

Критерии степени риска аварий на МН

Таблица 1

Степень риска

Ожидаемый объем потерь нефти Rv, т/год, на 1000 км длины МН

Ожидаемый экологический ущерб Rd, руб./год, на 1000 км длины МН

Низкая

Менее 0,1

Менее 100 тыс.

Средняя

0,1 - 100

100 - 10000 тыс.

Высокая

Более 100

Более 10 млн

4.4. 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.

4.4.1. 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.

4.4.2. С помощью анализа распределения показателей риска вдоль трассы МН (см. рис. 2) 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.

4.4.3. 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.

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

Совместное использование показателей рисков Rst, Rsr и Rеt, Rеr 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 Rеt и Rеr.

4.4.5. Значения  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.

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

4.5. Оценка степени риска завершается отчетом по результатам анализа риска.

4.5.1. Отчет по результатам анализа риска должен соответствовать требованиям Методических указаний по проведению анализа риска опасных промышленных объектов (РД 08-120-96) или иных документов, на основании которых проводится анализ риска (например, документов по декларированию промышленной безопасности). В отчете результаты анализа риска должны быть обоснованы и оформлены таким образом, чтобы выполненные работы и выводы могли быть проверены и повторены специалистами, которые не участвовали в первоначальном анализе.

4.5.2. Отчет по результатам анализа риска должен включать следующие структурные элементы (если нет специальных требований):

Титульный лист.

Список исполнителей с указанием должностей, научных званий, организаций.

Аннотацию.

Содержание (оглавление).

Введение.

Описание анализируемой нефтепроводной системы.

Исходные данные и их источники.

Методологию анализа риска, исходные предположения и ограничения.

Результаты идентификации опасностей.

Результаты оценки риска.

Рекомендации по снижению риска.

Заключение.

Список использованной литературы.

Приложения.

4.5.2.1. Во «Введении» обосновывается проведение анализа риска, цели и задачи работ, границы (местоположение) района работ, виды и объемы выполняемых работ, сроки их проведения, состав исполнителей, отступления от программы работ, их обоснование и др.

4.5.2.2. В разделе «Описание анализируемой нефтепроводной системы» приводятся сведения об основных технологических характеристиках нефтепроводной системы (диаметр трубопровода, год ввода в эксплуатацию, количество ниток, рабочее давление, производительность МН, описание НПС, насосных агрегатов, конструкции переходов через водные преграды, пересечения с транспортными путями и др.). Должны быть приведены сведения о действующей системе обеспечения безопасности, включая систему управления процессом перекачки нефти, методы обнаружения утечек, характеристики арматуры, наличие аварийно-восстановительных пунктов, средств ликвидации аварий, ход выполнения мероприятий по повышению надежности и безопасности. Необходимо привести статистику происшедших аварий и неполадок, сведения о последствиях аварий и эффективности их ликвидации и другую информацию, позволяющую качественно оценить состояние безопасности МН.

4.5.2.3. В разделе «Исходные данные и их источники» дается подробное описание информации, содержащейся в каждом из источников, сопровождаемое анализом полноты, достоверности, репрезентативности рассматриваемой информации, ее достаточности с точки зрения использования в процедуре анализа риска. Приводится объяснение причин отсутствия необходимой информации.

4.5.2.4. В разделе «Методология анализа риска, исходные предположения и ограничения» рассматриваются особенности применения отдельных элементов методики, изложенной в настоящем Методическом руководстве, для конкретной нефтепроводной системы и имеющейся исходной информации. Анализируются ограничения, накладываемые на применение методики наличием «информационных пробелов», обосновываются предположения о возможном содержании отсутствующей информации. Делаются выводы о допустимости применения методики или ее отдельных элементов в условиях недостаточности исходной информации.

4.5.2.5. В разделе «Результаты идентификации опасностей» описываются процедуры выделения участков анализа риска и предварительной оценки опасностей, включая оценку значимости факторов, влияющих на риск аварии.

4.5.2.6. В разделе «Результаты оценки риска» приводятся результаты расчетов показателей риска разлива нефти для всех участков нефтепровода, а также результаты всех промежуточных этапов расчетов. Расчеты документируются таким образом, чтобы обеспечить возможность их проверочного воспроизведения. В разделе приводятся результаты сравнительного анализа влияния различных факторов на частоту аварий на МН в целом и его отдельных участках. В состав раздела также включаются результаты ранжирования участков нефтепровода по показателям риска.

'>

Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: