 |
2. Этапы оценки степени риска аварий на МН (МНПП)
|
|
|
|
2. Этапы оценки степени риска аварий на МН (МНПП)
Оценка степени риска аварий на МН (МНПП) проводится в четыре этапа:
а) планирование и организация работ;
б) идентификация опасностей аварий на МН (МНПП);
в) количественная оценка риска аварии на МН (МНПП):
1) оценка частоты возможных сценариев аварий;
2) оценка возможных последствий по рассматриваемым сценариям аварий;
3) расчет показателей риска аварии на МН (МНПП);
4) определение степени опасности участков и составляющих МН (МНПП):
– ранжирование участков и составляющих МН (МНПП) по показателям риска аварии;
– сравнение показателей риска аварии участков и составляющих МН (МНПП) с соответствующим среднестатистическим (фоновым) уровнем и установление степени опасности участков и составляющих МН (МНПП);
г) разработка рекомендаций по снижению риска аварии на МН (МНПП)
д) Блок– схема проведения оценки степени риска аварий на МН (МНПП) приведена на рисунке 10. 1.
Наиболее важным при анализе экологических последствий аварий определить массу нефтепродуктов, поступивших в окружающую среду, в соответствии с алгоритмом на рис. 10. 2.
Рис. 10. 1. Блок– схема проведения оценки степени
риска аварий на МН (МНПП)
Рис. 10. 2. Алгоритм расчета аварийных утечек нефти, нефтепродуктов из МН (МНПП) с учетом типовых времен обнаружения утечки, остановки насосов и начала перекрытия потока трубопроводной арматурой
Основными факторами, определяющими величину ущерба, наносимого окружающей природной среде при авариях на нефтепроводах, являются:
– количество вылившейся из нефтепровода нефти и распределение ее по компонентам окружающей среды;
– площадь и степень загрязнения земель;
|
|
|
– площадь и степень загрязнения водных объектов;
– количество углеводородов, выделившихся в атмосферу.
1. Определение количества нефти, вылившейся из нефтепровода вследствие аварии
1. 1. Расчет количества нефти, вылившейся из трубопровода, производится в 3 этапа, определяемых разными режимами истечения:
– истечение нефти с момента повреждения до остановки перекачки;
– истечение нефти из трубопровода с момента остановки перекачки до закрытия задвижек;
– истечение нефти из трубопровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.
1. 2. Объем V1 нефти, вытекшей из нефтепровода с момента Tа возникновения аварии до момента Tоостановки перекачки, определяется соотношением
V1=Q1T1=Q1(To– Tа). (10. 1)
Время повреждения Tа и остановки Tо насосов фиксируется системой автоматического контроля режимов перекачки.
Расход нефти через место повреждения Q1 (рисунок) определяется из выражения:
Q1=Q'– Qo{1/(l– x*)[Z1– Z2+(P'– P" )/pg– iox*(Q'/Qo)
(2– mo)]/io}(1/2– mo) (10. 2)
Расход нефти в исправном нефтепроводе при работающих насосных станциях Qo определяется режимом загрузки нефтепровода и фиксируется по показаниям приборов на нефтеперекачивающих станциях (НПС).
Протяженность поврежденного участка нефтепровода l, заключенного между 2– мя НПС, протяженность участка нефтепровода от НПС до места повреждения х*, геодезические отметки начала Z1 и конца Z2 участка l определяются по профилю трассы нефтепровода.
Расход Q', давление в начале Р' и в конце Р" участка l в поврежденном нефтепроводе при работающих НПС определяются по показаниям приборов на НПС на момент аварии.
В соответствии с рекомендациями, показатель режима движения нефти по нефтепроводу mо равен 0, 25.
Частные случаи определения Q1:
а) при Q'=~Qo (когда величина утечки настолько мала, что не фиксируется приборами на НПС)
|
|
|
(10. 3)
Площадь дефектного отверстия w в зависимости от формы разрыва стенки нефтепровода определяется по формулам, приведенным в приложении 2 методики.
Коэффициент расхода m через дефектное отверстие диаметром dотв. определяется в зависимости от числа Рейнольдса Re в соответствии с табл. 10. 1.
|
|
|
