авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Повышение безопасности транспортировки нефти на основе управления риском

-- [ Страница 2 ] --

Как видно из графиков, представленных на рисунке 6, значение технологического риска для всех случаев находится в широком интервале от 0,5 до 18 т/год на 1000 км.

В существующей классификации риска диапазон категории «средний» определяется ожидаемыми объемами потерь нефти от 0,1 до 100 тонн в год на 1000 км длины МН. Практически все оценки технологических рисков, полученные с использованием методов моделирования на основе ГИС-технологии, попадают в категорию «средние», что затрудняет применение дифференцированных технических решений при управлении риском. Предложено разделить диапазон «средний риск» на три части, с учетом этого классификация рисков представится следующими рисками: «низкий»; «ниже среднего»; «средний»; «выше среднего»; «высокий».

Влияние рельефа, вязкости нефти и типа грунта на экологический риск. В каждом варианте рельефа при моделировании растекания были рассмотрены три типа грунтов: песок, супесь и глина.

Моделированием разлива для выбранных двух участков с разным рельефом были определены площади загрязнения прилегающей к нефтепроводу территории и экологические риски при различных типах грунта в зависимости от вязкости нефти. На рисунке 7 представлены зависимости экологического риска.

 1 – песок; 2 – супесь; 3  глина -9 1 – песок; 2 – супесь; 3 глина

Рисунок 7 Экологический риск для нефтепровода на местности со среднепересечен-ным рельефом в зависимости от кинематической вязкости для трех типов грунта

Для грунтов с малыми значениями коэффициента проницаемости (глина и др.) экологические риски уменьшаются с увеличением вязкости нефти. Для грунтов с большой проницаемостью (песок, гравий и др.) такая зависимость начинает наблюдаться лишь при больших значениях вязкости (например для песка – от вязкости 0,6 см2/с). Это обусловлено тем, что при малых значениях вязкости нефть очень быстро впитывается в грунт, и это значительно снижает площади растекания и объемы попадания её в реки. Коэффициент сбора для этих случаев очень мал. При высокой вязкости коэффициент сбора значителен (до 0,5). В этом случае экологический риск можно снизить экстренными действиями по локализации и сбору разлившейся нефти (рисунок 8).

1 – для участка местности со среднепересеченным рельефом; 2 – для участка местности с сильнопересеченным рельефом

Рисунок 8 Экологический риск в зависимости от вязкости нефти и характера рельефа

Независимо от вязкости нефти имеется устойчивая связь между величиной экологического риска и степенью пересеченности рельефа. Изменение вязкости нефти на установленной зависимости сказывается незначительно.

Экологический риск для среднепересеченной местности примерно в 1,5 раза выше аналогичного показателя для сильнопересеченной местности.

Подходы к оптимизационным исследованиям технических решений по секционированию нефтепровода. Для снижения ожидаемого среднегодового ущерба от аварий (экономических рисков) необходимо обосновывать решения по расстановке секционирующей запорной арматуры на нефтепроводе.

По существующим нормативным документам на сухопутной части нефтепровода задвижки устанавливаются на расстоянии не более 30 км друг от друга, кроме того, они устанавливаются на берегах крупных рек, выделяя водные переходы в качестве отдельных секций.

Равномерное распределение запорной трубопроводной арматуры на нефтепроводе без учета рельефа местности не всегда является оптимальным.

Для оптимизации расстановки задвижек на нефтепроводе в качестве функции цели предлагается использовать минимизацию суммарных ожидаемых среднегодовых издержек, в том числе и среднегодового ущерба от аварий. Выражение для суммарных издержек можно представить в виде

, (5)

где С – суммарные приведенные к году издержки, руб./год;

С – стоимость задвижек, руб.;

Eн – нормативный коэффициент окупаемости капвложений, год-1,

Ен = 1/Тн;

Tн – нормативный срок окупаемости капвложений, год;

У – ожидаемый среднегодовой ущерб от аварийных разливов нефти, руб./год.

Первоначально функция суммарных приведенных к году издержек определяется для нефтепровода, не имеющего секционирования. С её помощью выбираются наиболее опасные, с точки зрения экологического риска, участки нефтепровода.

При разбивке нефтепровода на секции используется принцип последовательного выделения в секции наиболее опасных участков. Затем на оставшихся участках выбираются места установки арматуры исходя из минимума ожидаемых суммарных среднегодовых экономических издержек (экономического риска) на всем участке. После назначения места для каждой новой задвижки рассчитываются суммарные приведенные к году издержки. Процесс продолжается до прекращения убывания функции суммарных приведенных к году издержек.

Исследования показали, что оптимальным для участка в 100 км является установка двух задвижек, то есть деление участка на 3 секции (рисунок 9). В оптимальном варианте средняя длина каждой секции равна 30 км, но, в действительности, арматура располагается неравномерно по длине трубопровода, и поэтому секции имеют различную длину. Так, на исследуемом участке оптимальным является расположение задвижек на отметках 14,5 и 34,0 км.

1 – суммарные ожидаемые приведенные издержки, связанные с затратами на арматуру и риском от аварий С, тыс. руб./год; 2 – ожидаемый среднегодовой экономический ущерб от аварийных разливов нефти, У, тыс. руб./год; 3 – затраты на запорную арматуру, ЕнС, тыс. руб./год; N количество задвижек, штук

Рисунок 9 Приведенные издержки в зависимости от количества запорной арматуры

Следует отметить, что альтернативы, связанные с отсечением отдельных наиболее опасных участков трубопровода без учета экономического ущерба в целом, часто не являются оптимальными решениями для нефтепровода в целом. Например, при установке запорной трубопроводной арматуры только на сторонах подводного перехода (39,5 и 42,0 км), риск ущерба (экономический риск) для всего МН остается сравнительно высоким (94,36 тыс. руб./год).

Влияние времени прибытия аварийной бригады к месту аварии. Влияние на риск задержки времени прибытия аварийных бригад с момента возникновения пролива определено моделированием растекания нефти, получена зависимость экологического риска от времени прибытия аварийных бригад, от свойств нефти (вязкости) и типа грунта (рисунки 10, 11).

рельеф – среднепересечённый; грунт – супесь; вязкость нефти: 1 0,2 см2/с; 2 0,4 см2/с; 3 0,4 см2/с

Рисунок 10 Влияние времени прибытия аварийных бригад и вязкости нефти на экологический риск

рельеф – среднепересечённый; нефть вязкостью 0,4 см2/с; 1 песок; 2 супесь, суглинок; 3 глина

Рисунок 11 Влияние времени прибытия аварийных бригад и типа грунта на экологический риск

В варианте с песчаным грунтом по истечении чуть более 3-х часов после пролива нефти экологический риск становится максимальным, следовательно, для песчаных грунтов время прибытия аварийных бригад должно быть до трех часов.

В третьей главе выработаны требования к специализированной ГИС по управлению риском и разработаны предложения по совершенствованию методов оценки риска на магистральных нефтепроводах.

Предложен комплект технических характеристик для прогнозирования риска аварий МН с использованием специализированной ГИС.

Проведены исследования влияния точности топографических карт на величины технологического и экологического рисков.

Исследования показали, что приемлемая точность (погрешность до 20 %) достигается при использовании карт с детальностью, соответствующей масштабу 1:25000. При использовании карт меньшей детальности погрешности возрастают: до 300 % - для масштаба 1:100000; до 400 % - для масштаба 1:200000. Исходя из оценок площадей аварийных разливов, можно сделать вывод, что ширина зоны детальной оцифровки карт вдоль трассы нефтепровода должна быть примерно 3 км. Вблизи водных объектов зона оцифровки должна охватывать дальние расстояния, но при этом допускается применение менее детальных карт (М 1:100000 или М 1:200000). При этом, по длине рек должны быть указаны скорость течения, ширина реки, характер берегов.

Для оценки рисков в ГИС должны быть включены следующие модели: по оценке частоты аварий нефтепровода; объемов аварийных проливов нефти при разгерметизации нефтепровода в разных его сечениях по трассе; площади растекания нефти по поверхности земли; движения нефтяного пятна по водотокам; технологических рисков вдоль трассы нефтепровода; рисков загрязнения территории, прилегающей к нефтепроводу; потенциального риска и зонирования территории, прилегающей к нефтепроводу.

Предложения по совершенствованию методов оценки риска аварий.

1) Даны рекомендации по оценке коэффициента сбора нефти в зависимости от ее вязкости и типа грунта при условии, что время прибытия бригад с момента возникновения аварии не превышает 3-х часов (таблица 1).

Таблица 1 Коэффициенты сбора нефти различной вязкости в зависимости от типа грунта

Тип грунта Вязкость нефти, см2/с
0,20 0,40 0,60 0,80 1,00
Песок, гравий 0,02 0,05 0,10 0,20 0,30
Супесь, суглинок 0,25 0,50 0,70 0,80 0,85
Глина 0,90 0,92 0,93 0,94 0,94

2) Практически все полученные прогнозы технологических рисков классифицируются в соответствии с действующей методикой как «средние», что затрудняет дифференцировать по технологическому риску участки нефтепровода. Предлагается степень риска «средняя» разбить на 3 категории в зависимости от величины потери нефти (т/год на 1000 км): «средняя пониженная» – от 0,1 до 1; «средняя» – от 1 до 10; «средняя повышенная» – от 10 до 100.

3) Предложено проводить оптимизационные исследования при выборе решений по секционированию нефтепровода на основе минимизации приведенных к году издержек, включая ущерб от аварии. При расстановке задвижек предлагается к использованию принцип последовательного секционирования наиболее опасных по экономическому риску участков.

4) Экологический риск сильно зависит от времени локализации аварии. С момента возникновения аварийного отверстия с увеличением времени локализации разлива нефти с малой вязкостью на песчаных грунтах отмечается рост риска с некоторым замедлением и практическим достижением максимума через три часа. Учитывая изложенное, максимальное время доставки аварийных бригад к месту аварии не должно превышать 3-х часов, что является исходным требованием при выборе мест размещения аварийных бригад.

5) Для повышения безопасности транспортировки нефти и выявления участков вдоль трассы с максимальным риском загрязнения предлагается проводить зонирование местности по риску её загрязнения нефтью на основе оценки частоты разгерметизации секций нефтепровода (свищ, трещина, гильотинный порыв) и моделирования аварийных разливов нефти. По всей трассе расставляются отметки с интервалами, равными шагу расчетной матрицы рельефа. Для узлов матрицы рельефа определяются участки на трассе, при аварии на которых возможно загрязнение данного узла. По длине этих участков и вероятности аварии на них определяется риск загрязнения каждого узла матрицы рельефа, прилегающего к трассе нефтепровода.

Пример зонирования участка трассы магистрального нефтепровода по риску загрязнения территории приведен на рисунке 12. По результатам зонирования следует принимать меры по защите наиболее опасных участков.

6) В модели зонирования территории по потенциальному территориальному риску используются результаты моделирования рисков загрязнения территории. При этом учитываются вероятность возникновения пожара при аварийных разливах нефти, а также расстояния, на которых возможны потери людей и вероятности этих потерь. Зонирование территории вблизи трубопровода по потенциальному территориальному риску позволяет определять наиболее опасные участки для населения и персонала и принимать меры для снижения риска.

Пример зонирования участка трассы магистрального нефтепровода по территориальному потенциальному риску приведен на рисунке 13.

 7) При определении экологических рисков-16

7) При определении экологических рисков предлагается использовать моделирование аварийных разливов нефти. В таблице 2 представлены сравнительные оценки экологических рисков (тыс. руб./год), полученные с применением предлагаемой методики. Указанные оценки показывают, что нормативная методика завышает оценки ожидаемого риска. Завышение оценок риска обусловлено тем, что с помощью усредненных коэффициентов сложно учесть реальный рельеф местности. Максимально завышены оценки риска у водоразделов, где защитные свойства рельефа проявляют себя в максимальной степени. Достаточная сходимость в оценке риска отмечена в долинах, на переходах трубопровода через водные преграды.

Таблица 2 Сравнение экологических рисков по существующей и прелагаемой методикам

Километр по трассе 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
По предлагаемой методике 2,35 0,85 0,02 1,37 1,65 1,31 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
По существующей методике 2,47 2,46 2,46 2,41 2,45 2,47 1,86 1,81 0,81 0,97 0,27
Относительная разница 1,05 2,89 123,00 1,76 1,48 1,89 186,00 181,00 81,00 97,00 27,00

Как видно из сравнения (таблица 2), для отдельных участков оценки экологических рисков, полученные по предлагаемой методике, отличаются на 2 порядка.

В четвертой главе приведен пример использования результатов исследования при проектировании нефтепроводной системы «Сахалин-2».

Предлагаемые методы были применены для анализа и управления риском при разработке декларации промышленной безопасности нефтепроводной системы «Сахалин-2».

В ГИС-проекте использовалась топографическая карта местности масштаба 1:2000. Оцифровка карты проведена для участка вдоль трассы нефтепровода, ширина оцифрованной полосы местности – 3 км.

Магистральный нефтепровод состоит из последовательно соединенных четырех отдельных участков. Производительность нефтепроводной системы составляет от 900 до 1150 куб. м/ч. Условный проход (внутренний диаметр) отдельных участков нефтепровода равен 500 и 600 мм. Рабочее давление на каждом из участков нефтепровода равно от 9,4 (за насосами) до 8,2 МПа (в конце участка). Температура перекачиваемой нефти по длине участка изменяется от 60 до 10 C.

В качестве исходных ограничивающих данных при реагировании на аварию было использовано предельное время обнаружения аварии (от возникновения отверстия) до полной остановки насосов НПС. Оно было задано при образовании аварийного отверстия типа «свищ» – 15 мин, для отверстий большего размера – 5 мин. Предельное время от момента возникновения аварийного отверстия до отключения задвижками аварийной секции составляет для отверстия типа «свищ» – 1 час; для отверстий типа «трещина» или «гильотинный порыв» – 5 мин.

С учетом состояния дорог и местных условий местности вблизи МН Заказчиком были выданы предельные интервалы времени от обнаружения аварии до её локализации, которые для различных участков трассы заданы от 30 мин до 2,5 ч. По заданию – снежный покров в момент аварии на местности отсутствует.

С использованием разработанной с участием автора ГИС-программы были проведены оценки объемов разлившейся нефти и моделирование аварийного разлива по поверхности земли с шагом 25 м вдоль трассы нефтепровода. По результатам моделирования произведены оценки экологических рисков с учетом площади разливов, массы нефти, загрязнившей водные объекты, и массы нефти, загрязнившей атмосферу. При прогнозировании экологических рисков также учитывалась вероятность возникновения пожара при авариях на нефтепроводе.

На основе зонирования территории, прилегающей к трассе нефтепровода, по риску загрязнения земли были выявлены наиболее опасные по степени загрязнения участки местности (рисунок 14).

синий R < 1·10-6 год-1; зеленый 1·10-6 < R < 2·10-6 год-1; розовый 2·10-6 < R < 4·10-6 год-1; красный 4·10-6 < R < 6·10-6 год-1; черный R > 6·10-6 год-1

Рисунок 14 Пример зонирования территории вдоль трассы нефтепровода «Сахалин-2» по риску загрязнения местности

Было проведено зонирование территории, прилегающей к трассе нефтепровода, по потенциальному территориальному риску, в результате которого были выявлены наиболее опасные для персонала участки местности (рисунок 15).

синий R < 0,05·10-6 год-1; зеленый – 0,05·10-6 < R < 0,1·10-6 год-1; розовый – 0,1·10-6 < R < 0,3·10-6 год-1; красный – 0,3·10-6 < R < 0,5·10-6 год-1; черный R > 0,5·10-6 год-1

Рисунок 15 Пример зонирования территории вдоль трассы нефтепровода «Сахалин-2» по потенциальному территориальному риску



Pages:     | 1 || 3 |
 








 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.