Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ причин аварий и методов управления риском на линейной части нефтепроводных систем 8
1.1 Анализ статистической информации по авариям 8
1.2 Обзор методов оценки и управления рисками 14
1.3 Анализ критериев приемлемого риска 19
1.4 Постановка задач исследования 23
Выводы по главе 1 29
Глава 2 Развитие методов и технологии управления риском на линейной части нефтепроводных систем 30
2.1 Развитие методов оценки показателей риска и эффективности мероприятий по снижению риска от аварий при транспортировке нефти 30
2.1.1 Развитие методов оценки показателей риска 30
2.1.2 Методы оценки эффективности мероприятий' по снижению риска аварий транспортировки нефти 48
2.2 Оптимизационные исследования по размещению запорной арматуры на линейной части нефтепроводных систем 52
2.2.1 Обоснование полигонов для исследования и детальности картографической информации 52
2.2.2 Влияние времени закрывания (быстродействия) запорной трубопроводной арматуры на объемы аварийных проливов нефти 59
2.2.3 Исследование влияния рельефа местности на объемы аварийных утечек и показатели риска 61
2.2.4 Влияние плотности водотоков и рельефа местности на экологический риск 63
2.2.5 Оптимизация расстановки запорной трубопроводной арматуры на основе показателей риска 64
2.2.6 Сравнительный анализ методов оценки величин ожидаемого экологического риска 73
2.3 Влияние времени реагирования аварийных бригад на показатели риска 75
2.3.1 Закономерности изменения объемов разливов от времени прибытия аварийных бригад 75
2.3.2 Закономерности изменения потерь нефти от времени прибытия аварийных бригад 76
2.3.3 Влияние времени прибытия аварийных бригад на показатели риска 78
Выводы по главе 2 81
Глава 3 Совершенствование нормативно- методической базы оценки риска на магистральных нефтепроводах 83
3.1 Требования к специализированной геоинформационной системе по управлению риском 83
3.1.1 Требования к базам данных 83
3.1.2 Требования к математическим моделям по оценке риска 85
3.2 Совершенствование методов оценки риска на магистральных нефтепроводах 89
3.2.1 Метод зонирования территории вдоль линейной части по риску загрязнения земель 89
3.2.2 Метод зонирования территории вдоль линейной части нефтепровода по потенциальному территориальному риску 90
3.2.3 Совершенствование методов оценки технологических, экологических и экономических рисков 92
3.3 Предложения по снижению риска 94
3.3.1 Технические решения 94
3.3.2 Организационные решения 97
Выводы по главе 3 99
Глава 4 Апробация результатов исследований при проектировании нефтепроводной системы «Сахалин-2» 100
4.1 Характеристика ГИС-проекта по анализу риска нефтепроводной системы «Сахалин-2» 100
4.2 Основные показатели риска нефтепровода «Сахалин-2»... 101
Выводы по главе 4 109
Основные выводы
Библиографический список использованной литературы
- Анализ статистической информации по авариям
- Развитие методов оценки показателей риска и эффективности мероприятий по снижению риска от аварий при транспортировке нефти
- Требования к специализированной геоинформационной системе по управлению риском
- Характеристика ГИС-проекта по анализу риска нефтепроводной системы «Сахалин-2»
Введение к работе
Увеличение количества и размеров чрезвычайных ситуаций техногенного характера делает крайне актуальной проблему обеспечения национальной безопасности в природно-техногенной сфере [12].
Проблема безопасности транспортировки нефти имеет особое значение. Она связана с физико-химическими свойствами перекачиваемого вещества, попадание которого в окружающую среду, в случае аварий с его разливом, приводит к загрязнению нефтью объектов окружающей среды.
В настоящее время в России находится в эксплуатации более 214 тыс. км магистральных трубопроводов и 350 тыс. км промысловых трубопроводов [27].
Основное развитие системы магистральных нефтепроводов (МН) пришлось на 60-70-е годы прошлого столетия. При сложившейся практике их эксплуатации, замены и ремонта на начало 2000 г. около 75 % нефтепроводов России составляли трубопроводы возрастного интервала более 20 лет, около 40 % - более 30 лет. Существующая сеть нефтепродуктопроводов к настоящему времени в значительной мере выработала свой ресурс: ее износ составляет более 70 %, а около 35 % от общей протяженности требуют полной замены [12].
В связи с увеличением объемов добычи нефти и газа многократно возрастает степень опасности в районах добычи и транспортировки энергоресурсов.
В целях обеспечения безопасности при эксплуатации нефтепроводных систем на территории Российской Федерации Правительство РФ в 2000 и 2002 гг. приняло соответствующие постановления, в которых содержатся требования к уровню и мерам безопасности при их эксплуатации [107,108].
Изучению отрицательного воздействия на окружающую среду опасных объектов и природных процессов, разработке методов оценки риска и обоснованию мероприятий по уменьшению негативных последствий опасных воздействий посвящены работы отечественных и зарубежных
ученых: Азметова Х.А., Брушлинского Н.Н., Быкова А.А., Гумерова А.Г., Гумерова Р.С., Елохина А.Н., Зайнуллина Р.С., Идрисова Р.Х., Измалкова В.И., Котляревского В.А., Корольченко А.Я., Коршака А.А., Ларионова В.И., Лурье М.В., Маршалла В., Махутова Н.А., Одишария Г.Э., Сафонова B.C., Трбоевича В.М., Шаммазова A.M. и др.
Цель работы - повышение безопасности транспортировки нефти на основе внедрения технологии управления рисками.
Научная задача заключается в совершенствовании технологии управления риском при транспортировке нефти на основе использования географических информационных систем (ГИС).
Основные задачи исследования:
анализ существующих методов оценки риска и технологии управления риском;
совершенствование методов оценки риска аварий на магистральных нефтепроводах;
исследование влияния пространственно-временных факторов на показатели риска;
разработка предложений по совершенствованию нормативных документов и технологии управления риском.
Объектом исследования являются элементы риска - нефтепроводы и окружающая среда.
Предметом исследования является методология анализа и управления рисками при транспортировке нефти.
Методы решения поставленных задач - методы математического моделирования, системного анализа и синтеза.
Научная новизна:
выявлены зависимости коэффициента сбора нефти от типов грунта, вязкости нефти, времени ликвидации аварийного разлива;
выявлены закономерности по влиянию рельефа и фильтрационных свойств грунта на показатели риска;
установлены зависимости по влиянию времени ликвидации
аварийного разлива на показатели риска.
На защиту выносятся:
усовершенствованные методы оценки показателей риска;
метод оптимального размещения задвижек на основе показателей риска с учетом рельефа местности, его пересеченности, плотности водотоков, типов грунта;
требования к специализированной ГИС по управлению риском;
методы зонирования территории вдоль линейной части нефтепровода по риску загрязнения земель и потенциальному территориальному риску.
Практическая ценность результатов работы заключается в развитии методов оценки риска, создании методов управления рисками на основе оптимизации технических решений по снижению риска с применением ГИС-технологий.
Внедрение результатов. Результаты исследований использовались при оценке рисков и обосновании мероприятий по повышению безопасности в проекте нефтепроводной системы «Сахалин-2».
Анализ статистической информации по авариям
В стране эксплуатируется около 50 тыс. км магистральных нефтепроводов, средний износ которых достигает 80 %. В связи с высоким уровнем износа увеличилось количество крупных аварий; одновременно, из-за участившихся несанкционированных врезок, нарушения правил безопасности при ремонтных работах, ошибок персонала при эксплуатации увеличилось количество небольших аварийных проливов нефти из МН. В настоящее время средняя частота аварийных разливов на 1000 км оценивается повышенным риском (0,4...0,7 год"1) [27].
В настоящее время возрастание частоты возникновения аварийных разливов нефти в значительной степени определяют возраст МН и несанкционированные врезки. Количество ежегодных несанкционированных врезок растет, об этом можно судить по статистике аварий в ОАО «АК «Транснефть»: в 2004 г. зафиксировано 11 врезок в МН, в 2005 г. -12, а в 2006 г.-16.
Вот некоторые аварии, происшедшие в 2001-2006 годах.
24.11.2001 г., Республика Коми, г. Усинск. При аварийном порыве магистрального нефтепровода площадь загрязнения вылившейся нефтью составила 100 м2. Возник пожар, площадь которого составила 50 м2;
07.04.2001 г., Штат Луизиана, США. При аварийном порыве из МН вытекло 400 т нефти, часть которой попала в озеро Литл-Лейк;
04.08.2002 г., Самарская область, Безенчукский район, 6 км восточнее с. Потуловка. При аварийном порыве МН Покровка - Сызрань утечка нефти составила 150 т;
09.08.2002 г., Республика Коми, Сосногорский район, пос. Ираёль. При порыве МН Уса - Ухта из него вытекло 6 т нефти, площадь загрязнения составила 360 м2;
19.10.2003 г. В Оренбургской области на нефтепроводе Ростоши -Нефтегорск обнаружен разлив нефти. Из-за несанкционированной врезки пролилось свыше 500 т нефти, загрязнена почва на площади 10 га; 15.02.2003 г. на МН Пермь - Альметьевск произошла авария с проливом нефти свыше 200 т;
17.02.2004 г. в Курском районе Ставропольского края обнаружен разлив нефти из трубопровода Малгобек - Тихорецк. Причина -несанкционированная врезка. По официальным данным, объем пролива составил 150 т, площадь загрязнения - 2 га;
23-24.04.2004 г. в Михайловском районе Волгоградской области на МН Самара - Лисичанск произошел аварийный разлив нефти и пожар;
24.04.2004 г. около села Жилинка Бузулукского района Оренбургской области произошел аварийный разлив нефти массой 1000 т. Причина -несанкционированная врезка в трубопровод компании АК «Транснефть»;
10.05.2004 г. в районе станицы Кисляковской Краснодарского края вылилось 300.. .400 т нефти из МН Лисичанск - Тихорецк. Причина - разрыв трубы по шву;
20.06.2004 г. на трубопроводе Тихорецк - Баку из-за подрыва произошла утечка 60 т нефти, ранее, 24 мая 2004 года, его уже взрывали одновременно с проходящим рядом газопроводом, тогда объем разлившейся и загоревшейся нефти составил около 800 т;
14.10.2004 г., Ивановская область, около деревни Буньково (30 км от г. Иваново) произошла аварийная утечка 40 т нефти из МН Нижний Новгород - Ярославль, была загрязнена нефтью суша на площади 1.. .2 тыс. м2, произошел пожар;
14.10.2004 г. на 236 км МН Альметьевск - Куйбышев в Самарской области из-за несанкционированной врезки в МН произошел разлив нефти, которая попала в реку Патовка;
14.11.2004 г. в Зиминском районе Иркутской области произошел разрыв МН ОАО «АК «Транснефть», масса пролива оценена в 5000 т, в результате чего площадь загрязнения составила 6 га. Причина разрыва трубопровода - работа экскаватора;
9.03.2005 г. в Кинельском районе Самарской области произошла аварийная утечка 100 т нефти из резервного МН Колтасы - Куйбышев;
28.06.2005 г. на МН «Дружба» в Кузоватовском районе Ульяновской области вследствие несанкционированной врезки произошла утечка более 100 т нефти;
16.07.2005 г. вблизи дер. Заболотово Болыне-Сосновского района Пермской области произошла аварийная утечка нефти из МН Сургут -Полоцк. Причина - несанкционированная врезка. Затраты Удмуртского районного нефтепроводного управления оценены в размере не менее 30 млн руб.;
07.08.2005 г. из МН Хадыженск - Псекупская вследствие несанкционированной врезки произошла утечка около 100 т нефти. Загрязнено несколько километров водоотводного канала;
23.11.2005 г. около села Предметкино в Кемеровской области из МН Анжеро-Судженск - Красноярск произошла утечка 350 т нефти. Загрязнено 2,5 га леса. Одна из причин аварии - изношенность трубопровода;
14.01.2005 г. в Самарской области из-за несанкционированной врезки в МН «Дружба-1» произошла авария с проливом 10 т нефти. В результате аварии загрязнено 900 кв. м ледового покрова реки Чапаевка и 4 тыс. кв. м береговой зоны реки;
25.01.2006 г. из магистрального нефтепровода «Дружба» в Пензенской области утекло 20 т нефти. Причина - разрыв фланца задвижки трубопровода;
30.01.2006 г. в Дебесском районе республики Удмуртия на МН Холмогоры - Клин вследствие нарушений правил безопасности при проведении ремонтных работ произошла утечка более 300 т нефти, был загрязнен лед реки Медла;
Развитие методов оценки показателей риска и эффективности мероприятий по снижению риска от аварий при транспортировке нефти
«Вероятностные потери» и классификация риска от аварий на МН. В настоящее время под «риском от аварий на линейной части МН» понимаются «вероятностные потери за год, отнесенные к 1000 км её длины», В соответствии с действующим методическим документом [91], выделяют два вида риска от аварий на МН: технологический риск (масса ожидаемой потери нефти в год на 1000 км МН) и экологический риск (ожидаемое стоимостное выражение экологического ущерба в год на 1000 км МН). С учетом указанных видов риска в методическом руководстве [91] дана классификация приемлемости риска для линейной части МН (таблица 2.1).
В общем случае формулу для определения технологического риска можно записать следующим образом: К=Мпот-Рав, т/год, (2.1) где Мпот - средняя масса ожидаемых потерь нефти на нефтепроводе, т; Рав - средняя частота аварий на участке нефтепровода, год 1.
Средняя частота аварий на нефтепроводе определяется по формуле Р = ооо L, к род-1 (2 2) - юоо в" д к } где Piооо- среднестатистическая частота аварии в год в расчете на 1000 км нефтепровода. По данным ОАО «Гипротрубопровод», Рто Для МН можно принять равной 0,13 (год-1000 км)"1; L - длина участка нефтепровода, км; Квл - коэффициент влияния на риск [91]. Коэффициент Квл определяется отдельно для каждого участка линейной части МН (по 8 группам технологических и природных факторов).
Известно, что масса потерь нефти с учетом коэффициента сбора нефти Ксб определяется по формуле Mnom=Vp.p-(l-Kc6), т, (2.3) где Vp - объем аварийного разлива нефти, м3; р - плотность нефти, т/м3.
Прогнозирование массы потерь нефти от аварии включает в себя 3 этапа: прогнозирование расхода и массы аварийного пролива нефти; моделирование растекания пролившейся нефти по поверхности суши; определение коэффициента сбора нефти.
Прогнозирование объемов выхода и площадей аварийного разлива нефти
Для прогнозирования аварийного разлива нефти создается модель расхода нефти из аварийного отверстия, в которой отдельно выделяются три стадии истечения: в напорном режиме - с момента образования аварийного отверстия до остановки насосов на нефтеперекачивающих станциях; в свободном режиме под напором столба нефти всего нефтепровода - с момента сразу после остановки насосов до полного закрытия задвижек и отсечения аварийной секции; в свободном режиме под напором столба нефти в аварийной секции нефтепровода (до момента заделки отверстия или прекращения истечения нефти).
Выражение расхода нефти через аварийное отверстие можно получить, одновременно рассматривая уравнения Бернулли и Эйлера для отдельных участков и сечений: движение нефти в нефтепроводе до отверстия; истечение через отверстие; растекание после выхода из отверстия.
Для определения расходных характеристик для каждой из стадий необходимо решить систему из девяти уравнений. Например, для стадии 1 (до остановки насосов) эти уравнения принимают следующий вид [1,48]:
Требования к специализированной геоинформационной системе по управлению риском
Проведение анализа рисков на линейной части нефтепровода с применением ГИС-технологий накладывает повышенные требования к базам данных, содержащих всю информацию, необходимую для определения риска.
Характеристики, определяющие частоту возникновения аварий.
Для определения частоты возникновения аварий в ГИС должны быть заложены следующие характеристики: среднестатистическая вероятность аварии на магистральных нефтепроводах в год на 1000 км; геокриологические характеристики местности, по которой проходит траса нефтепровода (карсты, оползни, лавины и др.); места пересечений с водными объектами; места пресечений с железными и автомобильными дорогами; сейсмичность района прохождения трассы; наличие населенных пунктов вблизи прохождения трассы; наличие лесов, болот и др. вдоль трассы нефтепровода. Характеристики, влияющие на объемы аварийных разливов нефти
В базу данных ГИС необходимо включить характеристику рельефа местности. Должна быть создана матрица рельефа местности, по которой строится сжатый профиль трассы. Для получения приемлемой точности расчетов (погрешность не более 20 %) для построения матрицы рельефа должна быть использована топографическая карта масштабом не менее 1:25000. Второй важной характеристикой для определения объемов аварийных разливов являются технологические характеристики трубопровода, а именно: характеристики насосов для перекачки нефти; производительность трубопровода, млн т /год или куб. м/час; диаметр нефтепровода; расположение задвижек вдоль трассы нефтепровода; время обнаружения аварии и остановки насосов для разных типов аварий (свищ, трещина, гильотинный разрыв); время закрытия задвижек после обнаружения аварии и остановки насосов; время, требуемое на локализацию аварии на различных участках нефтепровода, зависящее от мест расположения аварийных бригад.
Третьей важной характеристикой для определения объемов аварийных разливов являются характеристики перекачиваемой нефти: плотность нефти; вязкость нефти; температура нефти на различных участках трассы. Характеристики, влияющие на величину технологических и экологических рисков
На величину технологических и экологических рисков большое влияние оказывают площади аварийных разливов нефти, количество нефти, попавшей в водные объекты, и значения коэффициента сбора на различных участках нефтепровода. Поэтому для оценки риска в базу данных ГИС должны быть включены следующие характеристики: характеристики грунта (тип грунта, влажность и др.); температура окружающей среды; наличие снежного покрова; подробно оцифрованные карты полосы шириной порядка 3-х км вдоль трассы нефтепровода с обязательным наличием таких слоев как водные объекты, железные и автомобильные дороги и др. Кроме того, для определения рисков от аварий на линейной части МН в базы данных ГИС необходимо включить следующие характеристики: плотность распределения населения вдоль трассы нефтепровода; расположение источников техногенной опасности в непосредственной близости от трассы нефтепровода (химически опасные объекты, пожароопасные объекты и др.). Требования к масштабам топографических карт
Были проведены исследования влияния детальности топографических карт на точность оценок технологического и экологического рисков. Исследования показали, что приемлемая погрешность (до 20 %) достигается при использовании карт масштабом 1:25000. Если используются карты масштабом 1:100000, то погрешности возрастают до 300 %. Исходя из анализа площадей аварийных разливов, можно сделать вывод, что ширина зоны подробной оцифровки карт вдоль трассы нефтепровода должна быть примерно 3 км. Но при попадании нефти в водные объекты возможно распространение загрязнения и на большие расстояния. Поэтому реки должны быть оцифрованы на более дальние расстояния, при этом могут быть использованы карты и более мелких масштабов (1:100000 или 1:200000). При этом должны быть приведены данные о скорости течения, ширине реки, характере берегов вдоль течения реки.
Характеристика ГИС-проекта по анализу риска нефтепроводной системы «Сахалин-2»
Предлагаемые методы были применены для оценки показателей риска при разработке декларации промышленной безопасности нефтепроводной системы «Сахалин-2» [118,125].
Для проведения моделирования был разработан специальный ГИС-проект. В ГИС-проекте была использована топографическая карта местности масштабом 1:2000. Оцифровка проводилась на участке вдоль трассы трубопровода шириной 3 км.
При определении частоты аварий на трассе учитывалось, что трасса проходит в основном по необжитой местности, пересечений с автодорогами очень мало. Большая часть трассы проходит по сейсмически опасной территории (возможны землетрясения интенсивностью 9 баллов), что значительно увеличивает риск от аварий.
Весь нефтепровод состоит из последовательно соединенных четырех отдельных участков. Производительность нефтепроводной системы составляет от 900 до 1150 куб. м/ч. Условный проход (внутренний диаметр) нефтепровода (отдельных участков) равен 500 и 600 мм. Давление на каждом участке равно от 9,4 (после НПС) до 8,2 МПа. Температура перекачиваемой нефти составляет 60 и 10 С соответственно в начале и конце трассы. В качестве исходных данных принято, что время для обнаружения «свища» и остановки насосов равно 15 мин, аналогичное время при «трещине» или «гильотинном порыве» составляет 5 мин. Время от момента возникновения аварии до отсечения аварийного участка нефтепровода секционирующей задвижкой равно: для аварий типа «свищ» -1 ч, для трещины и гильотинного порыва - 5 мин. Время локализации аварийного разлива зависит от участка трассы и оценивается интервалом времени от 0,5 до 2,5 ч. Принято, что снежный покров отсутствует.
По технологическим характеристикам трубопровода и рельефу местности были проведены расчеты объемов разлившейся нефти и моделирование аварийного разлива по поверхности земли с шагом 25 м вдоль трассы нефтепровода. Для удобства представления результаты были сгруппированы в секции длиной 2 км. Пример значений объемов аварийных разливов нефти и массы потерянной нефти представлен в таблице 4.1.
После проведения моделирования для каждой секции была определена вероятность аварии с учетом характеристик местности. Большое влияние на увеличение частоты аварий оказало то, что основная часть трассы проходит по сейсмически активной зоне.
По результатам моделирования произведены расчеты экологических рисков с учетом площади разливов, массы нефти, загрязнившей водные объекты, к массы нефти, загрязнившей атмосферу. При расчете экологических рисков также учитывалась вероятность возникновения пожара при авариях на нефтепроводе. Пример результатов расчета экологических рисков представлен в таблице 4.4.
Для выявления наиболее опасных участков с точки зрения опасности загрязнения было проведено зонирование территории, прилегающей к трассе нефтепровода, по риску загрязнения земли. Пример зонирования территории по риску загрязнения местности приведен на рисунке 4.1. Наиболее опасные участки с точки зрения вероятности загрязнения отмечены черным цветом.
Для выявления наиболее опасных участков для персонала, обслуживающего нефтепровод было проведено зонирование территории прилегающей к трассе нефтепровода по потенциальному территориальному риску. Пример зонирование территории по потенциальному территориальному риску приведен на рисунке 4.2. Наиболее опасные для обслуживающего персонала участки отмечены черным цветом.
1. Предлагаемые методы были применены для оценки риска при разработке декларации промышленной безопасности нефтепроводной системы «Сахалин-2».
2. С использованием разработанной с участием автора ГИС-программы были проведены расчеты объемов разлившейся нефти и моделирование аварийного разлива по поверхности земли с шагом 25 м вдоль трассы нефтепровода. По результатам моделирования произведены расчеты экологических рисков с учетом площади разливов, массы нефти, загрязнившей водные объекты, и массы нефти, загрязнившей атмосферу. При расчете экологических рисков также учитывалась вероятность возникновения пожара при авариях на нефтепроводе.
3. Для выявления наиболее опасных участков для персонала, обслуживающего нефтепровод, было проведено зонирование территории, прилегающей к трассе нефтепровода, по потенциальному территориальному риску.
