Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Аварийность магистральных нефтепроводов и методология оценки риска возможных аварий 8
1.1 Анализ причин аварий на объектах магистральных трубопроводов 8
1.2 Существующие методические подходы к оценке риска 16
1.3 Геоинформационные технологии в решении задач моделирования аварийных разливов нефти 22
Выводы по главе 27
ГЛАВА 2 Совершенствование методов анализа риска на основе моделирования аварийных разливов нефти 28
2.1 Методика расчета объемов аварийных разливов нефти 28
2.2 Моделирование разлива нефти по поверхности суши при авариях на нефтепроводах 48
2.3 Обоснование требований к точности построения цифровых моделей местности 54
2.3.1 Влияние ошибок цифровых данных о рельефе местности на точность моделирования разливов нефти при авариях на магистральных трубопроводах 55
2.3.2 Анализ трудозатрат и стоимости работ, связанных с получением цифровых данных о местности различных точности и детальности 65
2.3.3 Обоснование выбора источника топографических данных о рельефе местности 68
Выводы по главе 70
ГЛАВА 3 Экспериментальные исследования процесса растекания нефти при аварийных разливах 71
3.1 Методика проведения эксперимента 71
3.2 Порядок и условия проведение эксперимента с разливом нефти 77
3.3 Сопоставление результатов расчетов с реальными данными, полученными из опыта ликвидации аварийных разливов нефти, и определение погрешностей расчетов 83
3.4 Сопоставление результатов расчета по теоретической модели с экспериментальными и фактическими данными 85
Выводы по главе 88
ГЛАВА 4 Сопоставление показателей риска по существующим и предлагаемым методам 89
4.1, Сопоставление показателей риска по объемам аварийных разливов нефти 89
4.2, Сопоставление показателей риска по площадям загрязнения суши при аварийных разливах 91
4.3 Сопоставление показателей риска по объемам нефти, попавшей в водные объекты при аварийных разливах 94
4.4 Промышленная апробация результатов выполненных исследований по анализу риска при проектировании магистральных нефтепроводов 96
4.4.1 Восточно-Тихоокеанская нефтепроводная система 96
4.4.2 Нефтепровод Харьяга-Индига 101
4.4.3 Нефтепровод Альметьевск-Нижнекамск 104
Выводы по главе 107
Основные выводы 108
Список использованной литературы
- Анализ причин аварий на объектах магистральных трубопроводов
- Моделирование разлива нефти по поверхности суши при авариях на нефтепроводах
- Порядок и условия проведение эксперимента с разливом нефти
- Сопоставление показателей риска по объемам аварийных разливов нефти
Введение к работе
Объекты магистральных трубопроводов, как и другие сложные технические системы, являются источниками повышенной техногенной опасности.
Основное развитие системы магистральных нефтепроводов (МН), транспортирующих жидкие и газообразные углеводороды, пришлось на 1960-1970-ые годы. Существующая сеть нефтепродуктопроводов к настоящему времени в значительной степени выработала свой ресурс, в связи с чем аварийность на промысловых и магистральных трубопроводах остается высокой.
Изучению отрицательного воздействия на окружающую среду опасных производственных объектов, разработке методов оценки риска и уменьшения негативных последствий возможных аварий посвящены работы отечественных ученых Акимова В.А., Александрова А.А., Акатьева В.А., Брушлинско-го Н.Н., Гумерова А.Г., Гумерова Р.С., Елохина А.Н., Идрисова Р.Х., Котля-ревского В.А., Ларионова В.И., Лисанова М.В., Махутова НА., Печоркина А.С., Прусенко Б.Е., Сущева СП., Швыряева А.А. и др.
В настоящее время повышаются требования к обеспечению безопасной эксплуатации нефтепроводов, все больше внимания уделяется предупреждению аварий, а также снижению их негативных последствий. Повышение безопасности транспортировки нефти в значительной степени основывается на анализе рисков.
В связи с этим актуальной является научная задача совершенствования методов анализа риска на основе исследования процессов истечения нефти из трубопровода и растекания ее по суше.
Исследования проведены в рамках ФЦП «Снижение рисков и смягчение последствий чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в Российской Федерации до 2005 г.».
Цель работы - повышение безопасности транспортировки нефти совершенствованием методов анализа риска и прогнозирования растекания нефти при аварийных разливах.
Основные задачи исследования:
анализ современных методов оценки риска и прогнозирования последствий аварий на магистральных нефтепроводах;
уточнение методов расчета объемов нефти, вытекающей из трубопровода при авариях;
разработка математической модели процесса растекания нефти по суше;
экспериментальное изучение процессов распространения разлившейся нефти по суше и сопоставление данных с результатами моделирования;
уточнение методов анализа риска аварий на магистральных нефтепроводах на основе моделирования;
разработка пакета программных средств с применением ГИС-технологий по оценке показателей рисков.
Методы решения поставленных задач
При решении поставленных задач использовались экспериментальные исследования растекания нефти по рельефу местности, методы математического моделирования, теории вероятности и системного анализа.
Объектом исследования являются линейные объекты магистральных нефтепроводов.
Предметом исследования являются методология анализа риска и прогнозирование разливов нефти при авариях на магистральных нефтепроводах.
Научная новизна
1. Предложены закономерности, описывающие расход нефти через дефектное отверстие, с учетом комплексного влияния технологических и пространственно-временных факторов.
Разработана математическая модель процесса растекания нефти по суше с учетом режимов истечения вещества из трубопровода, рельефа местности, процессов фильтрации в грунт и испарений в атмосферу.
Выполнены оценки влияния точности топографических карт на надежность результатов прогнозирования последствий аварийных разливов.
Получены экспериментальные данные о форме пятна, площади и глубине загрязнения при распространении нефти по суше.
На защиту выносятся
Усовершенствованная методика расчета объема нефти, вытекающей из дефектного отверстия в трубопроводе.
Методика моделирования растекания нефти по суше при аварийных разливах с применением ГИС-технологий.
Требования к разработке специализированной ГИС по оценке риска на нефтепроводах.
Результаты экспериментальных исследований растекания нефти по
поверхности земли. і Практическая ценность и реализация результатов работы
Разработанные математические модели и программные средства могут применяться при разработке проектной документации, анализе риска возможных аварий на строящихся и эксплуатируемых объектах нефтегазового комплекса.
Апробация работы
Полученные результаты докладывались на всероссийских и международных конференциях, совещаниях и семинарах, посвященных проблемам обеспечения промышленной безопасности эксплуатации объектов нефтегазового комплекса, в том числе:
- IV научном симпозиуме «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом строительстве», Уфа, 2005 г.;
научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VI конгресса нефтегазопромышленников России, Уфа, 2005 г.;
научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XIV Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2006», Уфа, 2006 г.
Внедрение результатов. Результаты диссертационной работы (методология, модели, программное обеспечение, методики) использовались при разработке разделов проектной документации на строительство объектов Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК), Балтийской трубопроводной системы (БТС), магистральных нефтепроводов «Восточная Сибирь-Тихий океан» (ВСТО), Харьяга-Индига и др., а также планов ликвидации аварийных разливов нефти для объектов АНК «Башнефть».
Анализ причин аварий на объектах магистральных трубопроводов
Анализ основных причин аварий, произошедших на линейной части нефтепроводов в период с 1.01.92 г. по 1.01.02 г., и аварий на нефтепродук-топроводах аналогичных объектов ОАО «АК «Транснефтепродукт» с 1.01.92 г. по 1.01.99 г., а также на нефтепроводах Западной Европы, ОАО «АК «Транснефть» и трубопроводах США за предшествующие 10 и более лет позволил выделить следующие основные группы причин (таблица 1.1) [1-12].
Источником сведений об авариях в ОАО «АК «Транснефтепродукт» является Доклад о фактическом уровне надежности действующих магистральных нефтепродуктопроводов (МНИЛ) [9].
Сведения об авариях на нефтепроводах Западной Европы получены на основе статистических данных, собранных организацией CONCAWE за 1971-1995 годы и опубликованных в [10].
Сведения об авариях на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» приведены в Технико-экономическом обосновании строительства нефтепровод-ной системы КТК [11].
Сведения об авариях на трубопроводах США взяты из статьи «Исследование причин аварий на трубопроводах США» // Трубопроводный транспорт нефти. - 1999. - № 6 [12].
Основными причинами аварий на линейной части нефтепроводов являются. - заводской брак - наличие дефектов в металле труб, некачественная заводская сварка трубных швов, дефекты запорной арматуры и соединительных деталей трубопроводов - 5,6 %; - брак строительно-монтажных работ - некачественное выполнение кольцевых сварных швов, механические несквозные повреждения тела трубы (вмятины, гофры, царапины, задиры, нанесенные при строительстве) -22,2 %; - коррозия металла труб - местная коррозия в виде язв, каверн, свищей, сплошная равномерная и неравномерная коррозия с внешней стороны трубы - 24,1 %; - нарушение герметичности нефтепроводов от воздействия дорожностроительной техники при нарушении правил производства работ в охранной зоне нефтепровода - 27,8 %; - криминальные врезки с целью хищения нефти - 16,7 %; - нарушение правил технической эксплуатации нефтепроводов (ошибки эксплуатационного персонала) - 3,6 %. Анализ причин аварий резервуаров проведен по данным литературных источников [13-15].
Основные причины аварий на РВС распределяются следующим образом: - хрупкое разрушение - 63,1 %; - взрыв и пожар - 12,3 %; - непроектный вакуум - 7,7 %; - коррозионный износ - 3,1 %; - ураганный ветер — 1,5 %; - неравномерная осадка основания - 1,5 %; - прочие-10,8 %.
Хрупкое разрушение является лидирующей причиной, но одновременно и завершающим событием в цепочке развития других первопричин, среди которых основными следует считать низкое качество примененных сталей, использование некачественных электродов, дефекты сварных швов, а таюке дефекты конструкции, способствующие концентрации напряжений.
Распределение отказов и аварий в зависимости от срока эксплуатации резервуаров следующее [16]: - до 3 лет - 65,8 %; - от 3 до 5 лет - 10,5 %; - от 5 до 10 лет - 10,5%; - более 10 лет - 13,2%. Из числа разрушенных резервуаров 40 % составляют резервуары клепаной конструкции или изготовленные из кипящей стали, которые на декларируемых объектах отсутствуют.
Основной причиной аварий на ЖБР являлись пожары, связанные с прямым ударом молний в резервуары.
Наблюдается заметная тенденция снижения с 1974 года количества пожаров от ударов молний на ЖБР. В предшествующий период на этих резервуарах от молний довольно часто возникали пожары, в том числе с крупным и особо крупным ущербом. В 1971 году были усилены нормативные требования по молниезащите таких резервуаров, в частности вместо металлической сетки на крыше стали применять отдельно стоящие молниеотводы, которые увеличили размер защищаемой наружной зоны. Отсутствие в последние годы пожаров на ЖБР указывает на эффективность принятых мер.
Основная доля отказов в работе ЖБР связана с постепенным повреждением (потерей несущей способности в результате выкрошивания бетона) отдельных плит стационарной кровли. Незначительный процент отказов приходится на неисправность технологического оборудования. Таким образом, основным фактором, снижающим эксплуатационную надежность ЖБР, является нарушение герметичности кровли резервуара.
Аварии в насосных цехах происходят, в основном, в результате развития отказов насосных агрегатов, их трубной обвязки, арматуры, системы разгрузки торцовых уплотнений насосов и необеспеченности насосных цехов необходимым комплектом агрегатных и общестанционных защит, сигнализацией, предусмотренных РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» [17].
Моделирование разлива нефти по поверхности суши при авариях на нефтепроводах
Моделированием возможно осуществить прогноз: - возможных масштабов разливов нефти на суше и малых реках и степени их влияния на объекты окружающей природной среды; - границ районов повышенной опасности разливов нефти; - времени достижения пятном разлившейся нефти установленных рубежей: рек, зон особой значимости, населенных пунктов и т.п.
При аварийном истечении нефти из отверстия в трубопроводе образуется поток, который распространяется по сформированным руслам. Границы аварийного разлива нефти определяются с учетом процессов испарения в атмосферу и фильтрации в грунт.
Определение скорости потока по грунту Процесс переноса продукта выброса за счет градиента уклона можно описать формулой Шези-Маннинга, представляющей скорость U, осреднен-ную по поперечному сечению потока [84]: U = C R l,u/c; С = -«/Й7, (2.49) n где Rg - гидравлический радиус, равный отношению площади поперечного сечения потока к смоченному периметру; С - коэффициент Шези; / - гидравлический уклон; п - коэффициент шероховатости Маннинга (таблица 2.4, [82]). При этом для расхода нефти получим выражение F R2/3 Q = е—Л,м3/с, (2.50) n где F - площадь «живого» сечения. Задача сводится к определению ширины и глубины потока при известных расходе нефти и уклоне местности.
Гидравлический расчет проводится в следующей последовательности: - расход нефти принимается равным объему аварийного разлива; - определяется гидравлический уклон / местности; - определяется по формуле Шези-Маннинга скорость распространения потока по рельефу; - затем подбираются необходимые ширина и глубина потока с таким расчетом, чтобы обеспечить распространение объема разлитой нефти. При этом форма предполагаемого «живого» сечения определяется с использованием ГИС-технологий.
Потери нефти от инфильтрации в грунт Суммарное значение объема нефти, инфильтрующейся в грунт, не превышает нефтеёмкости поверхностного слоя грунта. Для оценки убыли нефти воспользуемся линейной зависимостью Дарси [84]: WF=PKf, (2.51) где Wp- скорость фильтрации, м/с; К/- коэффициент фильтрации, м/с; J3 = h/l - коэффициент, равный отношению высоты слоя нефти на поверхности грунта h к рассматриваемой толще грунта в направлении фильтрации / (/ = 0,4м).
Коэффициент фильтрации и нефтеёмкостъ определяются в зависимости от типа грунта по таблице 2.5. Объем нефти, впитавшейся в грунт: УФ=Кн-Ягр-Кр, (2.52) где Кн- нефтеёмкость грунта; S2p - площадь загрязнения, м2; Игр - средняя глубина пропитки грунта, м. Глубина пропитки грунта равна h„=WF t, (2.53) где t - время фильтрации. Принимается, что время сбора нефти не более 24 часов, а величина h не более 0,4 м. Расчет массы испарившейся нефти Интенсивность испарения может быть определена по формуле [87]: Wu = 10"6 J JM-PS , кг-с_1-м"2, (2.54) где М- молекулярная масса нефти (М = 60 кг/клюль); Ps - давление насыщенных паров нефти, кПа; // - коэффициент, учитывающий влияние скорости и температуры воздушного потока на процесс испарения жидкости (таблица 2.6). Масса углеводородов, испарившихся с поверхности разлива, определяется по формуле MU=WU-S9U9 (2.55) где Sap- площадь загрязнения грунта, м2; т„ - время испарения, с.
Определение коэффициента сбора Коэффициент сбора нефти может быть определен по формуле V-V -V К = — , (2.56) где V- объем аварийного разлива нефти, м3; Vu = Ми /р - объем испарившейся нефти, м. Расчетные значения по определению коэффициента КСб сведены в таблице 2.7. Таблица 2.7 - Значения коэффициента сбора нефти Грунт Значение Ксб при влажности, % 40 60 Гравий 0,04 0,30 0,50 Песок 0,20 0,40 0,60 Торф 0,50 0,60 0,75 Супесь 0,60 0,70 0,80 Суглинок 0,75 0,80 0,90
Глина 0,95 0,96 0, Формируется динамическая ось потока, определяемая формой рельефа. Для этого используется матрица рельефа, получаемая по изолиниям с векторной карты, с поверхностью, разбитой на элементарные площадки. Размер площадок зависит от точности расчета. Перед началом расчета данного этапа определены координаты точки разрыва и интенсивность потока. Из точки разрыва методом градиентного спуска определяется основное русло потока. Для этого проверяются восемь соседних площадок, и определяется перепад их высот относительно текущей площадки. При этом приоритет отдается той площадке, у которой градиент наибольший. В случае если для рассматриваемой площадки не окажется соседних площадок с положительным градиентом, то происходит накопление объема жидкости на площадке с наименьшим уровнем высоты жидкости. Это накопление продолжается до тех пор, пока не появится первая соседняя площадка с положительным градиентом. Скорость движения потока определяется по формуле Шези-Маннинга (2.49).
В безнапорном режиме жидкость движется по руслу под действием силы тяжести. Границы растекания вдоль оси потока определяются сечениями, построенными перпендикулярно к оси потока. При попадании потока нефти в водоток растекание по суше прекращается, и весь оставшийся объем нефти переходит в водоток.
Границы аварийного разлива определяются методом сечений (рисунок 2.3) с учетом процессов испарения нефти в атмосферу и фильтрации в грунт. По значениям расхода жидкости и средней скорости течения в выбранном сечении определяется площадь, обеспечивающая соответствующий расход. Площадь сечения подбирается методом итераций посредством изменения отметки уровня жидкости (рисунок 2.4).
Порядок и условия проведение эксперимента с разливом нефти
С целью определения количественного содержания нефти в почвогрунте и определения глубины фильтрации при помощи бура взяты пробы почвы. Для этого использовался бур типа «ласточкин хвост», конструкция которого не позволяет разделять керн почвы на слои по глубине, что можно делать буром поршневой конструкции. Диаметр захватывающей почву полости цилиндра использовавшегося бура типа -«ласточкин хвост» - 32 мм, внешний диаметр цилиндра пробоотборника этого бура - 38 мм.
Отбор образцов почвы с помощью бура производился в течение 3-х дней - с 25 по 27 октября 2002 г. Образцы весом 500...600 г были помещены в двойной пластиковый пакет и переданы в аналитическую лабораторию Института биохимии и физиологии микроорганизмов РАН для проведения измерения суммарной концентрации нефти в почве.
Требовалось произвести бурение 102 кернов почвы, распределив точки отбора проб по возможности равномерно по площадке. Идеально было бы использовать для этого все 625 точек, являющихся центрами квадратов размерами 0,25 х 0,25 м, т.е. элементов матрицы высот. Однако такое число проб явно избыточно и захватывало бы слишком большие участки, сильно удаленные от пятна загрязнения нефтью земной поверхности.
Пространственное расположение 102 точек отбора проб бурением было оптимизировано по этим условиям и запланировано перед началом бурения. Из них 34 точки находились вне пятна загрязнения нефтью земной поверхности (из этих 34 точек 15 расположены ниже этого пятна по склону), остальные 68 точек - в пределах этого пятна (из них 8 точек находились на границе пятна). 34 точки вне пятна были взяты для оценки возможного внутрипочвенного стока нефти [87]. Однако такой внутрипочвенный сток потребует относительно большого времени (порядка нескольких месяцев), и в условиях сравнительной кратковременности эксперимента (5 суток) он мог не проявиться или проявиться незначительно.
Глубина бурения - 25 см - была выбрана с целью захватить по возможности всю впитавшуюся в почву нефть, поскольку относительно высокий процент содержания мелкодисперсных фракций в серых лесных (в том числе сильно смытых) почвах был известен из результатов ранее проведенных экспериментов, например экспериментов П.А. Шарого с соавторами. Каждая точка отбора проб почв бурением находилась (с точностью 10 см) в центре квадрата со стороной 0,25 м, т.е. элемента матрицы высот.
Использовавшийся бур типа «ласточкин хвост» при его вращении мог наматывать траву вместе с дерном со значительной площади вокруг точки бурения (с круга диаметром порядка 40 см). Поскольку в пределах пятна поверхностного загрязнения дерн содержал нефть в высокой концентрации (что наблюдалось визуально) и наматывание травы с дерном сильно зависело от сцепления травы с буром в данной точке, то такое наматывание невоспроизводимо увеличивало бы концентрацию нефти в пробах. Поэтому было решено продавливать бур на некоторую глубину (1 ...3 см).
Использование бура типа «ласточкин хвост» вместо поршневого может привести к определению более низкой концентрации нефти в почве из-за того, что верхние слои почвы (1...3 см), содержащие относительно много нефти, могут недостаточно эффективно отбираться, а также из-за скопления нефти в почве вблизи двух депрессий. В результате среднее значение измеренной суммарной концентрации нефти в образцах почвы в пределах пятна загрязнения земной поверхности нефтью может оказываться заметно ниже.
Сопоставление показателей риска по объемам аварийных разливов нефти
Как видно из приведенных результатов расчета, представленных в таблицах 4.1 и 4.2, объемы, разлива определенные по предлагаемой методике, оказались значительно меньше, чем по существующей. Максимальные ошибки могут составлять более 200 %. Особенно большие расхождения получены для нефтепроводов, проходящих по горной местности, например для нефтепровода ВСТО.
Методы определения площади разлива, изложенные в [20], не учитывают характер рельефа местности и характеристик грунта. Для определения площади разлива в [20] предлагается следующая формула: где S3 - площадь разлива нефти, м ; М3 - масса потерянной нефти, кг; р - плотность нефти, кг/м3.
При этом массу потерянной нефти предлагается вычислять исходя из коэффициента сбора, который может составлять от 0,5 до 0,95. Методики для определения более точного значения коэффициента сбора не приводятся. В формуле (4.1) также не учитывается возможность попадания нефти в водотоки, в результате чего площадь растекания нефти по суше уменьшится.
В результате проведения сравнительных расчетов для двух исследуемых нефтепроводов были получены следующие результаты (таблицы 4.3 и 4.4).
Как видно из приведенных результатов расчета, представленных в таблицах 4.3 и 4.4, площадь разлива, определенная по предлагаемой автором методике, существенно отличается от площади, определенной по существующей методике. В среднем площади, рассчитанные по предлагаемой методике, на 20...40 % меньше площадей, рассчитанных по существующей методике. На отдельных участках отличие может составлять более 60 %. Это происходит, в основном, на тех участках, на которых возможно попадание нефти в водные объекты, в результате чего площадь растекания нефти на суше уменьшается.
Методы определения объемов нефти, попавшей в водоем, в существующих методиках, не использующих геоинформационные технологии, основаны на приблизительной оценке, не учитывающей месторасположение реальных водоемов, через которые проходит трасса нефтепровода или которые находятся в непосредственной близости от трассы. В предлагаемой методике объемы нефти, попавшей в водные объекты, определяются в процессе моделирования аварийных разливов нефти. При моделировании учитываются потери нефти за счет фильтрации в грунт и испарения в атмосферу, а также количество нефти, оставшейся на поверхности. С учетом всех этих факторов определяется количество оставшейся нефти, которая достигнет водного объекта.
В результате проведения сравнительных расчетов для двух исследуемых нефтепроводов (при одинаковых исходных данных) были получены следующие результаты (таблицы 4.5 и 4.6).
Представленные в таблицах 4.5 и 4.6 результаты расчетов показывают, что объемы нефти, попавшей в водотоки, рассчитанные по предлагаемой методике, в 7...8 раз меньше, чем по существующей. При этом по предлагаемой методике при определении объемов нефти, попавшей в водотоки, возможны участки, для которых эти объемы равны нулю. По существующей методике объемы нефти, попавшей в водотоки, всегда больше нуля, даже если водотоков на рассматриваемом участке нет.
Результаты выполненных исследований могут быть использованы при комплексном анализе риска объектов нефтегазового комплекса.
Предложенные в работе методики использованы при разработке проектной документации на строительство магистральных нефтепроводов Каспийского Трубопроводного Консорциума, Балтийской трубопроводной системы, Восточно-Тихоокеанской нефтепроводной системы, нефтепроводов Харьяга - Индига, НПС «Калейкино» - Нижнекамский НПЗ и других.
При выполнении этих работ использовалась разработанная геоинформационная система моделирования аварийных разливов нефти (ГИС «МАВР»).
Нефтепроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» предназначена для транспортировки нефти на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона с месторождений Западной и Восточной Сибири через нефтяной терминал на Японском море.
Для моделирования проведено трехмерное (3D) описание поверхности, представленное матрицами высот, которые эффективно используются для имитации распространения потоков жидкости. Матрица высот строилась по топографической карте местности масштаба 1: 25 000 на расстоянии 1,5 км по обе стороны от трассы. Для остальной территории местности использова лась более мелкая карта масштаба 1: 200 000. Необходимость использования карт двух различных масштабов обуславливается тем, что для определения объемов разливов нефти при авариях на нефтепроводе и последующего моделирования аварийного разлива нефти по суше и определения возможности попадания нефти в водные объекты должна использоваться более точная карта (см. главу 2). Для моделирования распространения нефти по водотокам, определения способов доставки аварийных бригад к месту аварии и других мероприятий может быть использована карта более мелкого масштаба.
Основные характеристики нефтепровода Восточно-Тихоокеанской нефтепроводной системы, используемые при проведении расчетов при помощи геоинформационной системы «ГИС МАВР»: - производительность нефтепровода - 30 млн т/год; - внутренний диаметр трубопровода - 1000... 1200 мм; - давление в начале участка трубопровода (на выходе НПС) - 8,5...9,5 МПа; - давление в конце участка трубопровода - 0,3... 0,5 МПа. Временные характеристики: - время остановки насосов при наличии свищей - 10 мин, при наличии трещин и гильотинного разрыва - 2 мин; - время закрытия задвижек - 7 мин; - время локализации аварии -4 ч.
