Оценка риска аварии на нефтепроводе

Министерство образования  и науки Российской Федерации

ГОУ ВПО Кубанский  государственный технологический  университет

(КубГТУ)

НОВОРОССИЙСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ  ИНСТИТУТ

Факультет Экологии и  технологии энергоносителей

Кафедра техносферной безопасности и промышленной экологии

 

                                                                  .

РАСЧЕТНАЯ РАБОТА

по дисциплине  «Надежность технических систем и техногенный риск при эксплуатации объектов защиты окружающей среды»

на тему «Оценка риска аварии на нефтепроводе»

 

 

Выполнил(а)  студент(ка)  группы  08-ФН-ИЗ

 

______________________Чередниченко В.А.__________________________

(фамилия, имя,  отчество)

 

 

 

 

Руководитель работы ____________________________________________  Чура Н.Н.                                                        

 

 

Защищена ___________________                                      Оценка _____________________

 

2012г.

1 Оценка  частоты возникновения аварий

В соответствии с рекомендациями национального стандарта ГОСТ  Р 51901-2002 [1] и нормативного документа РД 03-418-01 [2] частота возникновения аварий нефтепроводов (вероятностная составляющая риска) определена на основе ретроспективного анализа аварийности объектов-аналогов – магистральных нефтепроводов (МН). По статистическим данным Ростехнадзора за период времени эксплуатации Т = 10 лет (1999 – 2008 г.г.) на МН произошло N = 124 крупных аварии. Общая протяженность МН составляла L = 50 тыс. км. Исходя из этих данных, среднее значение частоты аварий трубопроводной системы МН за 1 год составит:

λ =

= 12,4 1/год.

Удельная частота  возникновения аварий (на 1 км трассы) будет равна:

           λ _уд = = 0,25 1/(тыс. км · год) = 0,25 ^. 10^-3 1/(км · год).

Для нефтепровода (или его участка) протяженностью L₁ = 13,5 км расчетная частота аварий составит:

                      Λ_L =

= 0,25 · 10^-3 · 52 = 0,013 1/год,                        (1)

т.е. в среднем 1 раз за время Т₁ = 1/ λ_L = 1/0,013 = 77 лет.

2. Оценка объемов разливов нефти

Основным дефектом трубопроводов, приводящим к крупным аварийным разливам, как правило, является образование трещин. При моделировании истечения предполагается, что дефектное отверстие (разрыв) имеет характерный линейный размер L_Р = f(D_у), т.е. зависящий от условного диаметра нефтепровода, величиной 10 мм; 0,3D_у; 1,5D_у и вероятностями возникновения р_i = 0,7; 0,23; 0,07, соответственно. Вероятностное распределение размеров трещин получено на основе статистического анализа аварий и рекомендуется Руководством [3]. При этом наибольший из приведенных разрывов (L_Р = 1,5D_у) трактуется как разрыв на полное сечение трубопровода (или “гильотинный”), что обычно инициирует максимальные по объему утечки.

Считая форму отверстия  близкой к круговой, можно определить его площадь. Таким образом, аварийный расход, м³/с, через отверстие эквивалентным диаметром d_эк = L_Р составит:

                                   

                                                (2)

где μ – коэффициент истечения, в первом приближении μ = 0,6; g – константа, g = 9,81 м/c²; Н₁ – напор, обусловленный рабочим давлением Р в аварийном сечении нефтепровода, м, (1 кг/см² = 10 м). При этом следует отметить, что расчетная величина Q₁ для каждого из дефектных отверстий не должна превышать заданного значения расхода нефтепровода Q

Так как аварийный расход Q₁₍₃₎=12,75 м³/с больше величины Q в задании, принимаем значение Q₁₍₃₎ равным Q=3200/3600=0,88 м³/с.

 

Общий алгоритм оценки количества разлившейся нефти представлен на рисунке 1. Количество нефти, которое может вытечь при аварии, является вероятностной функцией, зависящей от следующих параметров:

- площади дефектного отверстия с характерным размером L_Р = d_эк;

- продолжительности утечки нефти в напорном режиме, т.е. с момента возникновения аварии до остановки перекачки и закрытия задвижек. Принято, что время t₁ и t₂ составляет 5 и 10 мин., причем вероятности этих событий равны р = 0,7 и р = 0,3 соответственно. За это время при интенсивности (расходе) утечки Q₁ образуется объем утечки нефти V_Н. Для его расчета используется уравнение расхода, которое имеет общий вид:

                                               V = Q t, м³;                                                              (3)

 

V_Н1= 0,00089·300=0,267 м³;

V_Н2=0,00089·600= 0,534 м³;

V_Н3=0,51·300 =153 м³;

V_Н4=0,51·600 = 306 м³;

V_Н5=0,88 ·300 =264 м³;

V_Н6=0,88 ·600 = 528 м³.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1 Алгоритм расчёта аварийных утечек нефти

 

Определяем расход и объем  утечки нефти в безнапорном (самотёчном) режиме. Напор Н₂, под действием которого происходит истечение в этот период, обусловлен лишь разностью отметок нефтепровода, т.е. наличием повышающихся участков по его длине. В расчете величина Н₂ является заданной. Принятое время безнапорного истечения t₁ и t₂ составляет 20 мин. и 2 ч. (в зависимости от быстроты ликвидации истечения) с соответствующей вероятностью р (см. рис.1).

Таким образом, аварийный  расход утечки в безнапорном состоянии  составит:

Так как аварийный расход  Q₂₍₃₎=5,026 м³/с больше величины Q в задании, принимаем значение Q₂₍₃₎ =0,88 м³/с.

Объем аварийной  утечки в безнапорном режиме составит:

V_О1= V_О3= 0,00035·1200=0,42 м³;

V_О2= V_О4= 0,00035·7200=2,52 м³;

V_О5= V_О7= 0,2 ·1200=240 м³;

V_О6= V_О8= 0,2 ·7200=1440 м³;

V_О9= V_О11= 0,88·1200=1056 м³;

V_О10= V_О12= 0,88·7200=6336 м³.

 

Объем трубы по заданию составляет 26 100 м³, V_О3(2ч) не превышает это значение.

Определяем  полный объем аварийной утечки и  её массу в соответствии с принятыми  сценариями аварии. Для каждого из сценариев определяется полный объем утечки:

                                          V = V_Н + V_О, м³,                                        (4)

а также масса  утечки:

                                                          М = ρ_Н V, т.                                              (5)

 

При этом общий  сценарий развития аварии имеет вид: «разгерметизация нефтепровода → утечка дизтоплива на поверхность земли → растекание по поверхности земли → поступление в акваторию реки (10% объема утечки) → растекание по поверхности водного объекта». Такое последовательное перечисление расчетных или планируемых событий часто носит название легенды аварии (легенды учений).

  

V₁ = V_Н1(5) + V_О1(20)= 0,267 + 0,42 = 0,687 м³,

V₂ = V_Н1(5) + V_О1(2ч)= 0,267 + 2,52 = 2,787 м³,

V₃ = V_Н1(10) + V_О1(20)= 0,534 + 0,42 = 0,954 м³,

V₄ = V_Н1(10) + V_О1(2ч)= 0,534 + 2,52 = 3,054 м³,

V₅ = V_Н2(5) + V_О2(20)= 153 + 240 = 393 м³,

V₆ = V_Н2(5) + V_О2(2ч)= 153+ 1440 = 1593 м³,

V₇ = V_Н2(10) + V_О2(20)= 306 + 240= 546 м³,

V₈ = V_Н2(10) + V_О2(2ч)= 306+ 1440 = 1746 м³,

V₉ = V_Н3(5) + V_О3(20)= 264 + 1056 = 1320 м³,

V₁₀ = V_Н3(5) + V_О3(2ч)= 264 + 6336 = 6600 м³,

V₁₁ = V_Н3(10) + V_О3(20)= 528+ 1056 = 1584 м³,

V₁₂ = V_Н3(10) + V_О3(20)= 528 + 6336 = 6864 м³.

 

Масса утечки для  рассмотренных сценариев составит:

М₁ = 0,86·0,687 =0,591 т

М₂ = 0,86·2,787 =2,397 т

М₃ = 0,86·0,954 =0,820 т

М₄ = 0,86·3,054 =2,626 т

М₅ = 0,86·393=338 т

М₆ = 0,86·1593=1370 т

М₇ = 0,86·546 =470 т

М₈ = 0,86·1746 =1502 т

М₉ = 0,86·1320 =1135 т

М₁₀ = 0,86·6600 =5676т

М₁₁ = 0,86·1584 =1362 т

М₁₂ = 0,86·5864 =5903 т

 

Дерево событий аварии на нефтепроводе приведено на рисунке 2.

Рисунок 2 – Дерево событий аварии нефтепровода

Расчетная частота реализации каждого сценария аварии А₁, А₂, и т.д. (см. рис. 2) определяется умножением частоты возникновения аварии (исходного события) на вероятность развития событий именно по этому сценарию. Так, рассмотренные сценарии аварий будут иметь расчетную частоту возникновения:

 

λ_{А 1} = λ_А р₁ р₄ р₁₀ = 0,013 · 0,7 ^. 0,7 ^. 0,7 = 4,5· 10^-3  1/год,

λ_{А 2} = λ_А р₁ р₄ р₁₁ = 0,013 · 0,7 ^. 0,7 ^. 0,3 = 1,9· 10^-3   1/год,

λ_{А 3} = λ_А р₁ р₅ р₁₂ = 0,013 · 0,7 ^. 0,3 ^. 0,7 = 1,9· 10^-3     1/год,

λ_{А 4} = λ_А р₁ р₅ р₁₃ = 0,013· 0,7 ^. 0,3 ^. 0,3 = 8,2· 10^-4   1/год,

λ_{А 5} = λ_А р₂ р₆ р₁₄ = 0,013 · 0,23 ^. 0,7 ^. 0,7 = 14,7· 10^-4    1/год,

λ_{А 6} = λ_А р₂ р₆ р₁₅ = 0,013 · 0,23 ^. 0,7 ^. 0,3 = 62,8· 10^-5    1/год,

λ_{А 7} = λ_А р₂ р₇ р₁₆ = 0,013 · 0,23 ^. 0,3 ^. 0,7 = 62,8· 10^-5    1/год,

λ_{А 8} = λ_А р₂ р₇ р₁₇ = 0,013 · 0,23 ^. 0,3 ^. 0,3 = 27· 10^-5   1/год,

λ_{А 9} = λ_А р₃ р₈ р₁₈ = 0,013 · 0,07^. 0,7 ^. 0,7 = 44,6· 10^-5    1/год,

λ_{А 10} = λ_А р₃ р₈ р₁₉ = 0,013·  0,07 ^. 0,7 ^. 0,3 = 19,1· 10^-5    1/год,

λ_{А 11} = λ_А р₃ р₉ р₂₀ = 0,013·  0,07 ^. 0,3 ^. 0,7 = 19,1· 10^-5   1/год,

λ_{А 12} = λ_А р₃ р₉ р₂₁ = 0,013·  0,07 ^. 0,3 ^. 0,3 = 8,2· 10^-5    1/год.

 

3 Оценка  последствий аварии

 

Величина (размер) последствий, произошедших в результате аварии, является второй обязательной составляющей оценки риска. Последствия аварии могут быть выражены в различной форме (не всегда в денежной) и часто имеют обобщенное обозначение Y.

Ущерб от аварий (финансовый) на опасных производственных объектах, в т.ч. нефтепроводах, рекомендуется выражать в общем виде формулой:

УПОЛН = ППП + ЗЛА + ПСЭ + УК + УЭКОЛ + ПВ ТР,

(6)

где П_ПП – прямые потери организации, эксплуатирующей опасный производственный объект, руб.; З_ЛА – затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии, руб.; П_СЭ – социально-экономические потери (затраты, понесенные вследствие гибели и травматизма людей), руб.; У_К – косвенный ущерб, руб.; У_ЭКОЛ – экологический ущерб, руб.; П_{В ТР} – потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели людей или потери ими трудоспособности.

Существующие  методические документы позволяют  представить оценку эколого-экономического ущерба в обобщенном виде как целевую  функцию:

У = УА + УВ + УЗ + УБ,

(7)

 

составляющие которой У_А, У_В, У_З, У_Б определяют эколого-экономический ущерб компонентам природной среды, соответственно: атмосферному воздуху; поверхностным и подземным водам; землям, недрам и почвам; биоресурсам (растительный и животный мир и иные организмы).

Площадь загрязнения  земель нефтью и нефтепродуктами может быть определена  расчетно-аналитическим методом по формуле:

 

,

(8)

 

 где F_З – площадь земли, загрязненной нефтью и нефтепродуктами, м²; М_З – количество нефти и нефтепродуктов, разлившихся на поверхности земли, т, по условию задания М_З составляет 90% от всей массы утечки; К_З – эмпирический коэффициент (для горизонтальной поверхности):

К_З = 0,17 – 0,19 м² /кг – для нефтепродуктов.

 

 

Степень загрязнения водных объектов характеризуется количеством растворенной и (или) эмульгированной в воде нефти и определяется по формуле:

,

(9)

где М_В – количество нефти растворенной и (или) эмульгированной в воде, т, по условию задания М_В составляет 10% от массы утечки; a – коэффициент пропорциональности, м³/г, определяется по данным таблицы 1; С_Н – концентрация насыщения воды нефтью, г/м³, определяется по данным таблицы 1; С_Ф – фоновая концентрация нефти в воде принято С_Ф=0,05·10^-3, г/м³.

 

Таблица 1 – Концентрация насыщения воды нефтью в зависимости от типа водного объекта

Тип водного  объекта	a, м3/г	СН, г/м3
Водоем		26
Водоток		122