Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ существующих методов обеспечения безопасности трубопроводов на участках активных тектонических разломов 12
1.1 Оценка возможных опасностей при пересечении нефтепроводами участков с активными тектоническими разломами 12
1.2 Существующие методы расчета напряженно-деформированного состояния на участках сейсмических воздействий 23
1.3 Анализ существующих технических решений по обеспечению безопасности нефтепроводов в зонах разломов 29
1.4 Анализ методов оценки риска аварий на нефтепроводах 31
Выводы по главе 1 35
Глава 2 Разработка динамического метода расчета нефтепровода на прочность в зонах тектонических разломов 37
2.1 Формулировка метода 37
2.2 Программная реализация метода расчета 39
2.2.1 Модели материалов и грунтов 39
2.2.1.1 Упругопластическая модель сталей 39
2.2.1.2 Модели грунтовых сред 41
2.2.2 Алгоритм метода расчета 42
2.3 Моделирование динамики трубопровода при сейсмическом воздействии в зоне вертикального разлома 49
Выводы по главе 2 54
Глава 3 Развитие нормативно-методической базы и обоснование рекомендаций по повышению безопасности нефтепроводов на участках активных тектонических разломов 55
3.1 Развитие нормативно-методической базы 55
3.1.1. Разработка квазидинамического метода расчета нефтепровода на прочность в зонах тектонических разломов на основе существующей нормативно-методической базы 55
3.1.2 Исследование влияния основных показателей разлома, сейсмического воздействия и нефтепровода на напряженно- деформированное состояние участка трубопровода 65
3.2 Обоснование рекомендаций по повышению безопасности нефтепроводов на участках активных тектонических разломов 66
3.2. 1. Увеличение прочности труб 67
3.2.2 Возведение траншей с пологими откосами 67
3.2.3 Установка дополнительной запорной арматуры по границам участков тектонических разломов 74
Выводы по главе 3 79
Глава 4 Анализ риска аварий и оценка эффективности мероприятий по повышению безопасности магистральных нефтепроводов в зонах активньгхтектонических разломов 80
4.1 Развитие методов анализа риска аварий и оценки эффективности мероприятий по повышению безопасности магистральных нефтепроводов на участках тектонических разломов 81
4.1.1. Развитие методов анализа риска аварий магистральных нефтепроводов на участках тектонических разломов 81
4.1.2 Методы оценки эффективности мероприятий по повышению безопасности магистральных нефтепроводов на участках тектонических разломов 89
4.2 Анализ эффективности решений по обеспечению безопасности участка нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан на примере Южно-Якутского разлома 90
4.2.1 Оценка количества опасных веществ, участвующих в аварии в зоне Южно-Якутского разлом 90
4.2.2 Оценка площадей загрязнения при разливе нефти 92
4.2.3 Оценка возможного ущерба 93
4.2.4 Оценка риска аварий 94
4.3 Оценка эффективности рекомендаций по повышению безопасности нефтепровода ВСТО на примере участка Южно-Якутского разлома
Выводы по главе 4 99
Основные выводы 100
Список использованной литературы 102
- Существующие методы расчета напряженно-деформированного состояния на участках сейсмических воздействий
- Программная реализация метода расчета
- Разработка квазидинамического метода расчета нефтепровода на прочность в зонах тектонических разломов на основе существующей нормативно-методической базы
- Развитие методов анализа риска аварий магистральных нефтепроводов на участках тектонических разломов
Введение к работе
Актуальность темы. При выборе трасс нефте- и газопроводов часто не удается избежать пересечения с активными разломами, по которым при землетрясениях возможны единовременные смещения до нескольких метров, представляющие существенную опасность для трубопроводов.
Строительство трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО-I) осуществляется именно в таких сложных природных условиях. Значительная часть трассы нефтепровода прокладывается в зонах воздействия опасных природных явлений и процессов, высокую опасность из которых представляют сейсмические воздействия.
Анализ существующих нормативных и литературных источников показал, что в настоящее время не существует методов определения напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода на участках активных тектонических разломов (АТР). В работах отсутствуют обоснования протяженности траншей с пологими откосами и рекомендации по обоснованию мест установки дополнительной запорной арматуры по границам участков тектонических разломов. В нормативной литературе отсутствуют методические рекомендации по анализу риска аварий на магистральных нефтепроводах, пересекающих тектонические разломы.
В связи с этим актуальной является разработка комплекса методов и мероприятий по обеспечению безопасности нефтепроводов на участках пересечений с тектоническими разломами.
Цель работы – повышение безопасности магистральных нефтепроводов на участках пересечений с активными тектоническими разломами на основе развития методов расчета напряженно-деформированного состояния, проведения мероприятий по защите нефтепровода и совершенствования методов анализа риска.
В диссертационной работе решена научная задача, состоящая в выявлении закономерностей динамики трубопровода при сейсмическом воздействии и разработке рекомендаций по повышению его безопасности.
В соответствии с поставленной целью были решены частные исследовательские задачи.
Задачи исследований
-
Оценить существующие методы обеспечения безопасности трубопроводов на участках активных тектонических разломов.
-
Разработать методы расчета нефтепровода на прочность при смещении плит земной коры в зоне разлома одновременно с воздействием сейсмической волны.
-
Создать программное обеспечение расчета НДС трубопроводов на участках тектонических разломов.
-
Разработать мероприятия по повышению безопасности нефтепровода в зоне разлома.
-
Развить методы анализа риска аварий нефтепроводов на участках тектонических разломов и оценки эффективности мероприятий по обеспечению их безопасности.
Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались с применением методов математического анализа, численного моделирования, теории вероятностей, математической статистики, а также методов конечных элементов и ГИС-технологий.
Объектом исследований являются линейные элементы систем магистральных нефтепроводов, пересекающие активные тектонические разломы.
Предметом исследований являются методология и решения по повышению безопасности нефтепроводов на участках сложных геологических условий.
Научная новизна
1. Выявлены закономерности определения НДС трубы, учитывающие динамику трубопровода при смещении плит земной коры в зоне разлома в результате сейсмического воздействия.
2. Получены зависимости НДС трубы от величины смещения плит в зоне разлома, интенсивности сейсмического воздействия и эксплуатационных характеристик трубопровода.
3. Обоснованы зависимости по определению протяженности траншей с пологими откосами и места установки дополнительной запорной арматуры в зоне разлома.
4. Предложена аналитическая зависимость оценки частоты аварий в зоне разлома.
На защиту выносятся
-
Динамический метод и программные средства расчета нефтепровода на прочность в зоне тектонических разломов.
-
Квазидинамический метод и программные средства расчета нефтепровода на прочность в зоне тектонических разломов.
-
Мероприятия по повышению безопасности нефтепроводов в зоне разлома.
-
Методы анализа риска аварий и оценки эффективности мероприятий по защите нефтепровода в зонах активных тектонических разломов.
Достоверность результатов исследований. Решение основных задач базировалось на современных методах механики разрушения, упругопластических моделях материала труб и грунта. Напряженно-деформированное состояние трубопровода в зоне разлома определялось численным интегрированием систем уравнений волновой динамики сплошной неупругой среды в синтезе с соотношениями динамики трубы при аппроксимации уравнений на основе метода конечных элементов.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Значимость для практики заключается в разработке алгоритмов, программных средств, мероприятий по повышению безопасности нефтепроводов на участках пересечения с активными тектоническими разломами.
Результаты диссертационной работы использовались при разработке проектов строительства магистрального нефтепровода ВСТО-I.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на международных и всероссийских научных конференциях, в том числе:
Всероссийской научно-практической конференции «Техносферная безопасность, надежность, качество, энергосбережение» (Ростов-на-Дону, РГУ, 2006);
XV Международной конференции «Проблемы управления безопасностью сложных систем» (Москва, РГГУ, 2007);
XLIV Всероссийской конференции по проблемам математики, информатики, физики и химии (Москва, РУДН, 2008);
научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, ИПТЭР, 2010).
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе 3 работы в ведущих рецензируемых изданиях и журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 109 наименований, изложена на 114 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка и 27 таблиц.
Существующие методы расчета напряженно-деформированного состояния на участках сейсмических воздействий
Согласно СНиП 2.05.06-85 [89], напряжения в подземном трубопроводе от сейсмических воздействий следует определять как результат воздействия сейсмической волны, направленной вдоль продольной оси трубопровода, вызванной напряженным состоянием грунта.
При расчете НДС учитываются сейсмическое ускорение частиц грунта, скорость распространения продольной сейсмической волны и период сейсмического колебания грунтового массива. В качестве характеристики материала трубы принимается модуль упругости. Следует отметить, что в СНиП 2.05.06 - 85 не учитывается вертикальное смещение трубопровода в зоне разлома.
Расчет трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях рассмотрен в работах A.M. Шаммазова, P.M. Зарипова, В.А. Чичелова и Г.Е. Коробкова [103, 105,]. Авторы приводят дифференциальные уравнения и методы их решения при деформации трубопровода, вызванной осадками и пучением грунта. Осадки и пучение грунта рассматриваются за длительный интервал времени в связи с оттаиванием массива и другими медленно текущими геологическими процессами.
В работе [104] авторы рассматривают расчет на прочность магистральных трубопроводов в карстовой зоне. Авторы рассматривают случаи, когда трубопровод проходит над карстовыми полостями, воронками и провалами, деформируется вместе с грунтом под действием собственного веса и веса грунта, находящегося на трубе, а также под воздействием перепада температуры и внутреннего давления.
Рассматривается случай [104], когда трубопровод проходит над карстовой воронкой, на трубе грунт отсутствует. Физико-механические свойства грунта, расположенного по краям полости или воронки, идентичны. Схема расчета представлена на рисунке 1.7, где приведены основные обозначения и направление осей координат. Начало координат находится над центром карстовой полости в точке О. По горизонтальной оси плоскости чертежа откладывается продольная осевая координата z, а по вертикальной оси - прогиб оси трубы v. Ось OZ направлена перпендикулярно к плоскости чертежа, а ось OY- по вертикали вверх.
Линейная зависимость (1.4) между вертикальным перемещением трубы вниз и реакцией грунта сохраняется до тех пор, пока сопротивление грунта меньше его несущей способности R0. Если v R0/k, то полагают, что сопротивление грунта постоянно и не зависит от вертикального перемещения трубы вниз.
А.Г. Гумеров и Р.С. Гаспарян в работе [18] рассматривают способы расчета на прочность подземных нефтепроводов на пересеченном рельефе местности. На основе проведенных ими исследований разработана методика расчета на прочность с учетом поперечных и продольных перемещений нефтепровода, возникающих под действием температурного перепада и внутреннего давления.
А.С. Сивцева исследует напряженно-деформированное состояние подземных трубопроводов в условиях вечномерзлых грунтов с использованием программного комплекса CPIPE [84]. Автор обращает внимание, что процесс перекачки по нефтепроводам сопровождается теплопросадкой оттаявшего грунта. Эти процессы обуславливают возникновение в трубах чрезмерных изгибных напряжений, приводящих иногда к разрушению. Автором предложена методика расчета НДС трубопровода при оттаивании вечномерзлых грунтов с использованием программного комплекса CPIPE. Проведен прочностной анализ участка нефтепровода, проходящего через островной суглинистый слабольдистый грунт, протяженностью 300 м.
В [78, 79] рассматриваются методики расчета НДС подводных переходов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов при техническом обслуживании и ремонте, а также при диагностическом обследовании. С помощью методов, изложенных в РД, можно решать широкий круг задач по оценке трубопроводов на прочность при просадке грунта на ограниченном пролете, просадке фунта на «бесконечном» пролете и пучении фунтового массива.
Обоснование методов, изложенных в рассматриваемых РД, приведено в работе [19], где приводится дифференциальное уравнение продольно 28 поперечного изгиба трубопровода, которое автор решает численными методами. Трубопровод рассматривается как бесконечная упругая балка. При численном решении «бесконечную» длину трубопровода заменяют на достаточно большую, но конечную длину. Длина рассматриваемого участка трубопровода при численном решении должна быть такой, чтобы при ее дальнейшем «увеличении» результат расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода на рассматриваемом участке не изменялся. Выполнение данного требования проверяется пробными расчётами.
Реакция грунта на трубопровод в процессе решения определяется одновременно с искомыми деформациями трубы. Поэтому предлагается применять метод последовательных приближений. Необходимое количество «приближений» зависит от требуемой точности решения, длины участка трубопровода и других факторов. Окончательное «приближение» должно удовлетворять всем установленным требованиям: уравнениям равновесия, граничным условиям, соотношениям для нагрузок. Выполнение этих условий также проверяется пробными расчётами. По вычисленным значениям прогиба определяются кривизна трубопровода и внутренние усилия.
Проблеме обеспечения прочности и безопасности трубопроводов и различных конструкций трубопроводных систем посвящен также ряд работ [12, 24, 28, 32, 51-53, 72, 77, 80, 92, 101, 102], учитывающих различные условия проектирования. Из анализа материалов по п. 1.2 следует отметить следующее. 1. В настоящее время не существует нормативной литературы по определению напряженно-деформированного состояния трубопровода на участках активных тектонических разломов. 2. Существующие методы расчета не учитывают ориентацию осей трубопровода относительно вектора скорости сейсмической волны. 3. При разработке метода расчета трубопровода необходимо учитывать вертикальное смещение трубопровода в зоне разлома одновременно с воздействием сейсмической волны. 4. Существующие методы расчета трубопровода на сейсмическое воздействие не дают возможность определять НДС непосредственно по записям сейсмических станций. Все частные противоречия можно свести к общему противоречию, состоящему в несоответствии методического обеспечения проектирования нефтепроводов в зонах тектонических разломов. В связи с этим актуальными являются исследования по повышению безопасности магистральных нефтепроводов на участках пересечений с активными тектоническими разломами. В диссертационной работе решена научная задача, состоящая в выявлении закономерностей динамики трубопровода при сейсмическом воздействии в зоне разлома и на этой основе обосновании мероприятий по повышению безопасности нефтепровода.
Программная реализация метода расчета
Программная реализация метода расчета включает модели материала и грунтов, модели динамики трубопровода при сейсмическом воздействии с учетом кинематики движения плит в зоне вертикального разлома. На основе математических моделей составлен алгоритм расчета и разработана программа «DYNAMIC - S».
Для высокопрочных сталей эффекты скорости деформации проявляются слабо. При расчетах на знакопеременные нагрузки при большом числе циклов колебаний следует использовать модели, приведенные в п. 2.2.1.1. Модели фунта при знакопеременных нагрузках аппроксимируются законом упругопластической сжимаемости (п. 2.2.1.2).
Опыт применения данной модели в динамических расчетах стальных конструкций при существенно нестационарных циклических колебаниях показал необходимость введения в модель дополнительно к приведенным соотношениям логических операторов, обеспечивающих реализацию в вычислительных алгоритмах всех возможных вариантов изменения деформационного режима (рисунок 2.1). Кривая 1 соответствует выражению (2.2), а предельные кривые 4 и 44 - формуле (2.3), и эти линии ограничивают область напряжений. При разгрузках с ветви 1 используется формула (2.3) с фиксацией новых предельных кривых 4 и 44, когда напряжение и деформация превысят по модулю соответственно предыдущие значения зт и с„, точек подвеса предельных кривых.
При повторных нагружениях и разгрузках производится усечение напряжений предельными кривыми 4 и 44. Для кривых 3 и 33 также используется (2.3), но для точек подвеса внутри области полных размахов при аналогичной процедуре усечения напряжений.
Поскольку в вычислительных алгоритмах обычно используют явную зависимость напряжения от деформации, обращение функций производится с применением сплайн-аппроксимации, а затем сплайн-интерполяции функций по аргументу &.
Динамическое поведение грунтов в широком диапазоне давлений характеризуется объемной и сдвиговой пластичностью. Для указанных условий применяется упругопластическая модель С. Григоряна [34]. В модели синтезированы теория течения для девиаторов напряжений и деформаций и деформационная теория для объемного поведения среды.
Аппроксимируемая конструкция МН совместно с прилегающим грунтовым массивом рассматривается как единый объект, схематизируемый плоской системой прямых стержней с конечным числом «инженерных» (переносных) степеней свободы. Полагается, что стержневая система обладает плоскостью материальной симметрии, совмещенной с главной плоскостью изгиба, в которой действуют нагрузки.
Масса системы сосредоточена по концам стержней - в узлах, инерцией вращения которых пренебрегается. Напряженно-деформированное состояние конструкций определяется на основе предпосылок технической теории изгиба. Принимаются гипотезы плоских сечений и о волокнистом (слоистом) строении стержней с пренебрежением касательными напряжениями.
Стержень представляется системой параллельных не взаимодействующих слоев, находящихся в одноосном напряженном состоянии. Это позволяет для каждого слоя использовать соответствующее материалу уравнение состояния (модель).
Гипотеза о волокнистом строении при нелинейно-упругом материале и малых деформациях справедлива при постоянном (не зависящем от напряжения) значении коэффициента Пуассона при растяжении и сжатии. Для физически нелинейных материалов техническая теории изгиба применима, если гипотезу о волокнистом строении стержней синтезировать с геометрической гипотезой плоских сечений.
Изменение геометрии системы связано с перемещениями узлов, что вызывает осевые (продольные) деформации и поворот стержней, сохраняющих прямолинейность. Стержни могут обладать изгибной и продольной жесткостью или только продольной.
Разработка квазидинамического метода расчета нефтепровода на прочность в зонах тектонических разломов на основе существующей нормативно-методической базы
Заглубленный в грунт нефтепровод подвергнут следующим статическим и динамическим нагрузкам и воздействиям [78], таким как: - собственный вес трубопровода (трубы, изоляции, футеровки, транспортируемого продукта); - давление от веса грунта засыпки; - реакции грунта; - гидростатическое внутреннее давление в трубе; - температурное воздействие; - изгиб и удлинение трубопровода при смещении плит земной коры в зоне разлома; - сейсмические воздействия в продольном и поперечном направлениях. Собственный вес трубопровода (трубы, изоляции, нефти), соответствующий единице длины (1 м), определяется по формуле ?cs = fW2- (D - 2«5Т)2]- (( - 2STy-Yun(D + S S», (3.1) 4 4 где ут, уц, ун - удельный вес соответственно металла трубы, нефти, изоляции; 5Г, УИ — толщина соответственно стенки трубы и слоя изоляции; D - наружный диаметр трубы. Вес трубопровода участвует в формировании изгибающих напряжений наряду с другими силами (реакциями грунта, воды, анкеров) и используется в расчётах в качестве исходной информации. Реакция грунта q — сила, действующая со стороны грунта на трубу длиной 1 м. Реакция грунта выводится из числа исходных данных и переводится в группу искомых величин наряду с напряжениями в трубопроводе, то есть специфика данной задачи состоит в том, что напряжения в стенке трубы зависят от реакции грунта, которая заранее не известна и может уточняться лишь в процессе решения задачи о состоянии трубопровода. Единственное, что может быть определено до начала решения задачи, - смещения трубопровода вследствие происходящих грунтовых изменений. Этот факт диктует и методику решения, которая должна быть итерационной. В разработанной математической модели процесса смещения {/SXt; AYi] и соответствующая реакция грунта qrp определяются одновременно в процессе численного решения. Опорная реакция грунта (единица измерения Н/м) определяется двумя составляющими, характеризующими действие грунта снизу и сверху.
Уравнение при произвольных начальных и граничных условиях решается численными методами. Одним из эффективных численных методов является метод конечных разностей. Суть этого метода состоит в том, что участок нефтепровода разбивается вдоль оси z на равномерную сетку с шагом Az (рисунок 3.2) и обозначаются все величины в узловых точках соответствующими индексами 1, 2, 3, ..., (і - 1), і, (і + 1), ..., производные представляются в виде конечных разностей.
Итак, дифференциальное уравнение изгиба упругой балки (ЗЛО) преобразуется в систему алгебраических уравнений, где неизвестными являются смещения узлов конечно-элементной сетки V,- , V, t-i , Vi+2 и т.д. [81].
Решение полученной системы уравнений легче всего строить итерационным методом. При этом одновременно уточняются нагрузки, перемещения, реакция грунта. По сути происходит численное моделирование взаимодействия трубопровода с грунтом, с другими участками трубопровода с учетом всех заданных особенностей и параметров.
Трубопровод рассматривается как бесконечная упругая балка. При численном решении «бесконечную» длину трубопровода заменяют на достаточно большую, но конечную длину. Длина рассматриваемого участка трубопровода при численном решении должна быть такой, чтобы при её дальнейшем «увеличении» результат расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода на рассматриваемом участке не изменялся. Выполнение данного требования проверяется пробными расчётами.
Реакция грунта на трубопровод в процессе решения определяется одновременно с искомыми деформациями трубы. Поэтому применяется метод последовательных приближений. Необходимое количество «приближений» зависит от требуемой точности решения, длины участка трубопровода и других факторов.
Учет осевых напряжений и деформаций очень важен для правильной оценки технического состояния сложных участков трубопроводов. Грунтовые изменения способны вызвать осевые деформации трубы пр, которые трудно учитывать аналитическими методами, так как они сами зависят от величин, не известных до получения решения. Поэтому их лучше учитывать в самом процессе численного решения задачи о напряжениях.
Для этого необходимо определить исходную длину участка трубопровода L0 до грунтовых изменений и длину участка L после деформирования под действием грунтовых изменений за счет смещения плит в разломе. Затем по данной осевой деформации определяются осевое напряжение и осевая нагрузка с учётом поперечного сечения трубы.
Развитие методов анализа риска аварий магистральных нефтепроводов на участках тектонических разломов
Оценка вероятности возникновения аварий на участках МН проводится на основе оценки частоты аварий отдельных участков. В зависимости от совокупности конкретных значений различных факторов влияния, имеющих место на рассматриваемом участке трассы, интенсивность аварийных отказов на нём будет в той или иной степени отличаться от среднестатистической частоты Я для трассы МН.
Влияние факторов перечисленных выше групп для секций нефтепровода оценивается по десятибалльной шкале [59]. Обобщенная балльная оценка определяется путем суммирования балльных оценок каждого фактора с использованием весовых коэффициентов.
При оценках частоты Хатр необходимо учитывать вероятность выхода разрыва на поверхность Рвых [93]. Вероятность выхода разрыва на поверхность оценивается как отношение числа известных разрыво-образующих землетрясений к общему числу коровых землетрясений. Такие результаты анализа (таблица 4.1) приведены в работе [94]. Таблица 4.1 - Оценки вероятности выхода сейсмогенного разрыва РвЬ1Х на дневную поверхность при землетрясении с различной магнитудой.
Частота возникновения аварий на магистральном нефтепроводе в зоне активного тектонического разлома без дополнительных мер по повышению безопасности трубопровода включает частоту возникновения землетрясения определенной интенсивности за год в рассматриваемом районе и вероятность выхода сейсмогенного разрыва на поверхность РвЬ1Х (В\С) при условии, что наступило землетрясение: (В\С) (4.3)
Значение Раых (В\С) определяется по формуле условной вероятности [12], где рассматриваются два события: событие В — выход разрыва на поверхность и событие С, заключающееся в обязательном выполнении условия, что землетрясение произошло.
Критериями оценки степени опасности участков МН являются значения аварийности и экологического ущерба на 1000 км трассы (технологического и экологического риска) [59]. Критерии значений экологического риска, приведенные в работе [55], даны в ценах 1997 г. и уточнены с учетом инфляции и индексации платы за загрязнение окружающей среды. С учетом инфляции коэффициент платы за загрязнение окружающей среды в 1997 г. по сравнению с 1992 г. составил 42, а в 2001 г. — 94. С учетом коэффициента 1,62 по индексации платы за загрязнение окружающей среды (к ценам 2003 года), приведенного в Федеральном законе от 24 ноября 2008 года № 204 «О федеральном бюджете на 2009 год и плановый период 2010 и 2011 годов», базовые нормативы платы по сравнению с 1992 г. увеличились в 179,6904 раза, а по сравнению с 1997 г. - в 4,28 раза. Критерии оценки с учетом индексации даны в таблице 4.3.
Количественная характеристика последствий аварийных ситуаций определяется на основе полученных расчетов возможных объемов аварийных утечек нефти и ущерба для различных сценариев развития аварии с учетом вероятностей реализации конечных событий.
Учитывая, что аварии с разливом нефти являются потенциально опасными для людей в случае реализации сценариев, при которых возможно их поражение, в первую очередь сценариев с возгоранием разлившейся нефти, определена степень этой опасности, выражающаяся в потенциальном риске. Потенциальный территориальный риск (потенциальный риск) - это частота реализации поражающих факторов аварии в рассматриваемой точке территории (рисунок 4.1).
При определении значений потенциальной опасности учитывались следующие параметры аварий: 1) вероятность реализации аварий с теми или иными последствиями; 2) масштабы возможного негативного влияния последствий аварий [83]. Рисунок 4.1 - Поля потенциального территориального риска по трассе МН BCTO-I (в зоне Южно-Якутского разлома) Масштабы возможного негативного влияния последствий аварий определяются с учетом площадей разлива нефти, которые, в свою очередь, определяются моделированием, а также с учетом зон воздействия поражающих факторов при разливах нефти на поверхности земли, сопровождающихся пожаром [107]. При развитии аварии по данному сценарию основным фактором, приводящим к поражению людей, является термическое воздействие открытого пламени и разогретого воздуха в зоне воздействия пожара.
С учетом перечисленных данных и с помощью ГИС-технологий осуществляется построение зон возможного загрязнения территории при аварийном разливе нефти, а также полей потенциального территориального риска. Моделирование разливов нефти с помощью ГИС-технологий представляет собой многошаговый ветвящийся технологический процесс [60]. На первом этапе моделирования определяется масса аварийного разлива. При вычислениях используется информация о рельефе местности и внешних условиях, технических характеристиках трубопровода, о размещении запорной арматуры и свойствах транспортируемой нефти. На втором этапе моделируется эволюция нефтяного пятна [29, 46]. Укрупненный алгоритм моделирования разливов нефти на суше можно представить такой последовательностью действий: построение динамической оси русла с использованием цифровой модели местности; последовательное построение сечений, привязанных к динамической оси формирующегося потока и дискретному времени; определение возможных расходов жидкости для каждого шага в дискретном времени с учетом рассеивания испарением и убыли за счет фильтрации в грунт; расчет значений уровня жидкости в сечениях и границ ее растекания в плоскостях сечений с использованием цифровой модели местности; соединение граничных точек, очерчивающих русло потока [29]. Для моделирования используют трехмерное описание поверхности, представляемое матрицами высот, которые эффективно используются для имитации распространения потоков жидкости.
Топографическая модель поверхности формируется в виде массива цифровой картографической информации и процедур, обеспечивающих передачу в расчетный блок модели распространения нефтяного загрязнения информации о свойствах местности в окрестности любой точки выбранного участка.
Содержанием топографической модели являются тематические слои: значения абсолютных высот поверхности; информация о водотоках и водоемах со стоячей водой; информация о почвах, грунтах и о растительных покровах, а также усредненные данные о микрорельефе. При определении границ зоны моделирования учитываются пространственное положение трассы трубопровода, протяженность возможных зон растекания нефти по суше и протяженность зон растекания нефти по существующим водотокам. Зона моделирования получается своеобразно эшелонированной. Первый эшелон находится в непосредственной близости от трубопровода. Здесь формируются начальные условия разлива. Ширина этой зоны около 100 м. Высоты, грунт, покровы и водотоки в этой области должны быть «проработаны» очень тщательно, по возможности с использованием результатов полевых измерений или по самой детальной карте. Второй эшелон формируется в зоне шириной 2 км. Здесь сосредоточена основная масса пятен возможного загрязнения при крупных авариях на нефтепроводе. Модель на этом участке должна соответствовать топографическим картам масштабов 1:25000, 1:50000 или крупнее.
