Необходимость повышения объемов транспортировки нефти и газа, развитие трубопроводного транспорта нередко приводит к невозможности соблюдения нормативных минимальных расстояний по СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» от проектируемого трубопровода до близлежащих объектов, в том числе населенных пунктов. В соответствии с Постановлением Правительства России 16.02.2008 г. №87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» и приказом Минрегиона РФ №36 от 01.04.2008 г. «О порядке разработки и согласования специальных технических условий для разработки проектной документации на объект капитального строительства», отступления от действующих норм должны обосновываться компенсирующими мероприятиями, которые приводятся в специальных технических условиях (СТУ), согласовываемых Минрегионом России и иными заинтересованными федеральными органами.
Как показывает опыт, основной проблемой согласования и соответствующей «ведомственной» экспертизы СТУ является отсутствие четких критериев обоснованности и достаточности компенсирующих мероприятий, что нередко приводит не только к затягиванию сроков проектирования, но и к созданию конфликтных ситуаций, особенно для сложных и уникальных объектов. Собственно, согласно отечественным подходам, экспертиза той или иной документации – процесс оценки соответствия объекта экспертизы (в данном случае - СТУ) нормативным требованиям, т.е. конкретным пунктам нормативных документов, которым СТУ не могут соответствовать по определению (иначе СТУ не нужно разрабатывать).
Одним из сравнительно объективных способов обоснования достаточности компенсирующих мероприятий является использование методологии количественного анализа риска, реализуемого на практике проектирования магистральных продуктопроводов сжиженного углеводородного газа ОАО «Сибур Холдинг» /1/ и конденсатопроводов ОАО «Газпром».
В настоящей статье приводится результаты количественного анализа риска, используемые при разработке СТУ на проектирование магистрального нефтепровода (МН) «Тихорецк-Туапсе-2» (участок 182-247 км) ОАО «Черномортранснефть».
В связи со сложными условиями рельефа и стесненными условиями по трассе МН на участках горной и предгорной местности на 182-247 км допущены вынужденные отклонения от норм СНиП 2.05.06-85* (табл. 4* с примечаниями 4 и 7) в части нарушения минимальных безопасных расстояний до населенных пунктов, садовых участков, железных дорог, автомобильных дорог, водных объектов, артезианских скважин, промышленных площадок.
Необходимость разработки данных СТУ обоснована отсутствием нормативных документов, предусматривающих компенсирующие мероприятия при проектировании участков магистрального нефтепровода, расположенных на стеснённых участках трассы в ненормативном приближении к существующим строениям и объектам. При обосновании достаточности компенсирующих мероприятий проведен количественный анализ риска, связанного с возможностью гибели людей при воспламенении паров нефти и/или пожара при проливе нефти и загрязнением водных объектов.
Для оценки показателей риска гибели людей использовались нормативные методические документы /2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10/ и программный продукт ТОКСИ+Risk /11/. Для оценки достаточности компенсирующих мероприятий при прокладке МН на ненормативном сближении с водоёмами (реки, пруды и т.д.) и водозаборами рассчитывался ожидаемый экологического ущерб по методикам /7, 8, 9, 10/ с использованием критериев /4/. При оценке «базовой» ожидаемой интенсивности аварий l на всей трассе МН анализировались данные по аварийности на магистральных нефтепроводах из ежегодных отчетов о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (www.gosnadzor.ru/osnovnaya_deyatelnost_otchety). Согласно этим данным, приведенным в табл. 1 и на рис. 1, наибольшая доля причин аварий связана с внешними воздействиями на трубопровод вследствие несанкционированных врезок и повреждений строительной техникой – 75%. При этом средняя удельная интенсивность аварий составляет 0,27 на 1000 км. в год. Аналогичный вывод о доминирующем влиянии внешних причин («действий третьих лиц») также сделан и для трубопроводов Европы и США. В частности в /12/ приводятся данные, что доля таких причин – около 50%.
Таблица 1. Причины аварий на магистральных нефтепроводах (по данным Ростехнадзора) Причины
Рисунок 1 - Причины аварий на магистральных нефтепроводах с 2004 по 2008 год (по данным Ростехнадзора)
В этой связи среди основных организационных мероприятий по уменьшению риска следует выделить необходимость охраны трубопроводов от лиц, совершающих несанкционированные врезки, и строгого соблюдения порядка согласования со сторонними организациями проведения работ в охранной зоне трубопроводов.
Наиболее полно анализ влияния различных факторов на количественные показатели риска изложен в работах ВНИИГАЗ /2, 3, 13/ и зарубежных работах /14, 15/.
В основе этого анализа – алгоритм балльной оценки факторов влияния, впервые для трубопроводных систем изложенный в /16/, затем реализованный в отечественных руководствах /2, 4/.
В целом объективный количественный анализ влияния каждого фактора риска (в общем случае их более 30 /2, 4/) на безопасность затруднен вследствие относительно малой информации о таких авариях на магистральных нефтепроводах и «одновременности» их влияния. Например, трудно однозначно выявить влияние толщины стенки трубопровода на надежность трубопровода, так как имеется зависимость от диаметра трубопровода, а также от других факторов, в т.ч. коррозии, результат воздействия которой также зависит от толщины стенки трубопровода. Тем не менее, согласно зарубежным данным по аварийности на трубопроводных системах именно величины толщины стенки и глубины залегания являются доминирующими факторами устойчивости при воздействии, вызванном внешними причинами. В частности, повышенная толщина позволяет выдерживать механические воздействия большинства видов землеройной техники, а повышенная глубина затрудняет доступ к трубопроводу при различных воздействиях. Очевидно также, что толщина стенки является основным фактором, снижающим риск разрушения трубопровода под действием внутреннего давления за счет большего запаса прочности.
Так, согласно статистике /15/ при толщине стенки менее 5 мм основной причиной (более 60% случаев) утечек является внешнее воздействие. При большей толщине стенки вклад фактора внешнего воздействия снижается до 20-25%, а с увеличением толщины стенки до 10 мм и более частота утечек по причине внешнего воздействия снижается в 15 - 30 раз.
Другим фактором, влияние которого на аварийность снижается путем увеличения толщины стенки, является коррозия. Несмотря на то, что коррозия трубопроводов происходит независимо от толщины стенки, на более толстых стенках фактор коррозии проявляет себя более длительное время, давая возможность заблаговременного обнаружения посредством внутритрубной диагностики /15/. Поэтому частота утечек в результате внешней коррозии на трубопроводах с толщиной стенки более 5 мм в 6-7 раз ниже, чем на трубопроводах с меньшей толщиной стенки.
Анализ данных факторов, влияющих на вероятность аварии для рассматриваемого МН, проводился на основе алгоритма балльной оценки методического руководства /4/ с учетом данных по аварийности, результатов практики анализа риска магистральных трубопроводов /2, 3, 17, 18, 19, 20, 21/ и внедрения в СТУ современных технических решений по обеспечению безопасности проектируемого МН (прокладка трубопровода в кожухе, интеллектуальная вставка и т.п).
Наименование и доля групп факторов, полученная корректировкой таблицы П.2.1 /4/ путём анализа данных по аварийности (табл. 1), приведены в табл. 2.
Таблица 2. Наименование и доля групп факторов с учетом данных по аварийности
Перераспределение значимости групп факторов по сравнение с исходной показателями /4/ связано со значительным увеличением доли внешних причин и уменьшением влияния коррозии на аварийность (см. табл. 1 и рис. 1). Учитывая, что данный МН является проектируемым, доля группы Гр8, связанная с обнаружением дефектов при диагностировании, равна нулю. Соответственно, доля остальных групп пропорционально перераспределена.
При оценке «базовой» частоты аварий на проектируемых трубопроводах учитывалось повышение в последние годы требований промышленной безопасности, внедрение новых технологий изготовления труб, технических решений, материалов, систем обнаружения утечек, методов строительства, контроля на всех стадиях функционирования объектов трубопроводного транспорта. Данное обстоятельство объективно создают условия для повышения надежности и безопасности магистральных трубопроводов, особенно на вновь построенных трубопроводах. Подтверждением этого факта является отсутствие аварий по техническим причинам на всех магистральных трубопроводах, введенных в эксплуатацию с 2000 г. (нефтепроводные системы КТК, БТС, магистральные трубопроводы проектов освоения шельфа о. Сахалин, Обвод ЧР и др.).
В этой связи в целях адекватного учета влияния современных проектных решений на количественные показатели риска в стандарте /3/ рекомендуется принимать величину ожидаемой интенсивности аварий на проектируемых («новых») трубопроводах в 10 раз меньше среднестатистической величины интенсивности аварий на действующих трубопроводах. Тогда величина Л составит 0,027 аварий на 1000 км МН в год.
При оценке локальной частоты Лn возникновения аварий учитывались компенсирующие мероприятия, в том числе:
- при отношении принятой толщины стенки к расчётной Лфакт/Лрасч>1,8 вероятность аварии по причине недостаточной толщины стенки практически исключается /4/;
- при глубине заложения h ≥1,8 м вероятность случайного повреждения строительной техникой и иными механическими средствами практически исключается /4/;
- при использовании технологии «труба в трубе» (прокладка в кожухах) практически исключается повреждение трубопровода по причине внешних воздействий.
Поскольку балльные оценки по каждому из факторов влияния на каждом из участков различны, процент относительного снижения локальной частоты аварий вследствие внедрения компенсирующих мероприятий варьируется в пределах от 13% до 79 % в зависимости от участка.
Пример балльной оценки для одного из участков сближения с населенным пунктом приведен в табл. 3.
Таблица 3. Балльная оценка локальной частоты Лn для участка 226,6-226,9 км, сближение с населенным пунктом на расстоянии 27 м (фрагмент таблицы)
Сравнение расчетов, выполненных для аналогичного нефтепровода проекта Сахалин-2, показывает, что рассматриваемый МН по показателю балльной оценки является более надежным: средняя балльная оценка всех участков ненормативных сближений составляет 1,05 (0,76 – с компенсирующими мероприятиями), для нефтепровода проекта Сахалин 2 – 1,6 /22/.
При оценке последствий аварий учитывалось наличие инженерных сооружений (обвалование, дамбы, траншеи и т.п.), предназначенных для уменьшения площади разлива и/или отвода выливающейся нефти от объектов воздействия (населенные пункты, дороги, водные объекты) .
При анализе риска гибели людей (расчете зон поражения) эффективность инженерных сооружений оценивается путем уменьшения радиуса пролива нефти (величины максимального приближения края горящего пролива к объектам).
При оценке влияния этих сооружений на экологический риск предполагается, что наличие таких сооружений исключает попадание нефти в водные объекты, тем самым существенно уменьшая компенсационные выплаты за загрязнение окружающей среды.
Для оценки достаточности компенсирующих мероприятий применяется методология анализа риска (для объектов с присутствием людей) и экологического ущерба (для водных объектов).
Порядок оценки для объектов с присутствием людей следующий:
- производится расчёт рисков для участка ненормативного сближения без компенсирующих мероприятий;
- если полученная степень риска удовлетворяет требованиям /23/ - компенсирующие мероприятия не требуются;
- если степень риска не удовлетворяет требованиям /23/, производится расчёт риска с учётом различных компенсирующих мероприятий (увеличение толщины стенки и заглубления трубопровода, инженерные мероприятия). По результатам данных расчётов определяется необходимый перечень компенсирующих мероприятий для участка ненормативного сближения: либо увеличение толщины стенки и заглубления трубопровода, либо применение инженерных мероприятий, либо применение мероприятий в комплексе.
Порядок оценки для водных объектов:
- производится расчёт ожидаемого экологического ущерба для участка ненормативного сближения без компенсирующих мероприятий;
- если полученная величина ожидаемого экологического ущерба удовлетворяет требованиям «низкой» степени риска согласно /4/ - компенсирующие мероприятия не требуются;
- если полученная величина ожидаемого экологического ущерба не удовлетворяет требованиям «низкой» степени риска согласно /4/, производится расчёт ожидаемого экологического ущерба с учётом инженерных компенсирующих мероприятий, не допускающих попадание нефти в водные объекты. По результатам данных расчётов подтверждается достаточность применения инженерных мероприятий.
Для оценки достаточности компенсирующих мероприятий при прокладке МН на ненормативном сближении с населенными пунктами, железными и автодорогами, садами, промзонами использовался расчёт индивидуального риска гибели человека. Согласно /23/ нормативная величина индивидуального риска гибели человека при аварии с поражающими факторами от пожара должна быть не более 10-8 1/год, социальный риск – 10-7 1/год (по поражению группы людей).
Последовательность расчета индивидуального риска следующая:
- на рассматриваемом участке рассчитывается вероятность возникновения различных сценариев развития аварий с выходом (образование свища, трещины, гильотинного разрыва трубопровода) и последующим горением нефти;
- оцениваются возможные объёмы утечек, зоны действия поражающих факторов, приводящих к гибели человека, для различных сценариев аварий;
- на основании полученных данных (вероятность возникновения различных сценариев аварий и размеры зоны действия поражающих факторов для различных сценариев аварий) определяется величина потенциального риска (вероятность возникновения поражающих факторов) в каждой точке близлежащей территории;
- на основании данных расчета потенциального риска производится расчет индивидуального риска (вероятность поражения конкретного человека) согласно /2, 3, 24/ с учетом доли времени, в течение которого человек подвергается опасности:
Rинд= φ * kуяз * Rпот
где kуяз - коэффициент уязвимости (для человека на открытом пространстве kуяз = 1, для человека в зданиях kуяз = 0,2) /3/.
φ - доля времени, которую человек проводит на опасной территории. Для мест постоянного проживания φ = 1 (т.е. человек находится постоянно в данной точке), для садовых участков (2 месяца в году) φ = 0,17, для производственных объектов, согласно ТК РФ 41 час в неделю φ = 0,244.
Для оценки достаточности компенсирующих мероприятий при прокладке МН на ненормативном сближении с водоёмами (реки, пруды и т.д.) и водозаборами использовался расчёт ожидаемого экологического ущерба.
На нормативно-правовом уровне в России отсутствуют критерии допустимого экологического риска. В связи с этим согласно РД 03-418-01 приемлемый (допустимый) риск аварии может обосновываться при проведении анализа риска. В настоящей работе для определения критериев приемлемости используются положения документа /4/.
Согласно /4/ величина «низкой» (приемлемой) степени риска составляет менее 100 тыс.руб./год от экологического загрязнения на 1000 км (в ценах 1999г), что в ценах 2009 г составляет 375 тыс.руб./год на 1000 км длины МН. Уровень «средней» степени риска лежит в диапазоне от 100 тыс. до 10 млн. руб/год на 1000 км (375 тыс. – 37,5 млн. руб/год на 1000 км в ценах 2009 года). К «высокой» (неприемлемой) степени риска относятся участки МН с ожидаемым экологическим ущербом более 10 млн.руб/год на 1000 км ( 37,5 млн.руб/год в ценах 2009 года).
Расчёт экологического ущерба производился согласно /7, 8, 9, 10/ за загрязнение водных объектов и воздуха, в том числе продуктами сгорания. Плата за загрязнение земли в настоящее время не регламентируется и определяется в судебном порядке. Исходя из опыта оценки экологического риска, величина ущерба за загрязнение земли и атмосферы составляет менее 1 % от ущерба водным объектам.
Расчеты показали, что по критерию ожидаемых потерь нефти (10 % от объема утечки) все рассматриваемые участки в соответствии с /4/ соответствуют «средней» степени риска (от 0,1 до 100 т./год/1000 км.).
По ожидаемому экологическому ущербу опасные сближения с водными объектами соответствует «средней» степени риска в соответствии с /4/.
Ниже приведены ожидаемые удельные потери нефти и удельный риск загрязнения ОС на опасных участках (номер опасного участка принят в соответствии с таблицей 4) трубопровода (рисунок 2) и распределение участков трубопровода (с учетом протяженности) по степени ожидаемого ущерба окружающей среде (рисунок 3).
Результаты расчетов показали, что экологический ущерб при возникновении аварии на рассматриваемом нефтепроводе с попаданием более 1400 т нефти в водные объекты может достигать 2 млрд. руб. (без учета сбора нефти). Риск загрязнения окружающей среды составит около 140 тыс. руб./год для 54 участков ненормативных сближений МН общей протяженностью 17,7 км (или 7,7 млн. руб. /год/1000 км) при средней удельной интенсивности аварий 9,45 10-3 1/1000 км год.
Рисунок 2 – Ожидаемые удельные потери нефти и удельный риск загрязнения окружающей среды на опасных участках трубопровода
Рисунок 3 –Ранжирование опасных участков трубопровода по ожидаемому риску загрязнения окружающей среды
Существующая методика /7/ расчёта экологического ущерба от попадания нефти в водные объекты даёт высокие значения экологического ущерба, превышающие «низкую» степень риска, принятую в качестве пренебрежимо малого уровня риска. Уровень риска на участках со «средней» степени риска может быть принят в качестве приемлемого с условием жесткого контроля безопасности согласно общепринятым подходам к установлению критериев приемлемого риска (например, именуемая согласно СП 11-113-2002 «Порядку учета инженерно-технических мероприятий гражданской обороны и мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций при составлении ходатайства о намерениях инвестирования в строительство и обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений» как «зона «жесткого контроля», для которой «необходима оценка целесообразности мер по уменьшению риска»). С целью уменьшения степени риска до «низкой», необходимо предусматривать компенсирующие мероприятия, не допускающие попадания нефти в водные объекты, т.е. строительство инженерных сооружений или применение защитных кожухов.
В качестве примера на рис.4 представлены результаты расчетов потенциального риска одного из участков сближения до 27 м с населенным пунктом для следующих вариантов:
- трубопровод, проектируемый с учетом современных требований (кривая 1);
- трубопровод с дополнительными мероприятиями, исключающими внешние причины аварии за счет увеличения толщины стенки и заглубления (2);
- трубопровод с дополнительными инженерными мероприятиями (3);
- трубопровод со всеми компенсирующими мероприятиями, т.е. с увеличением толщины стенки и заглубления, а также дополнительными инженерными мероприятиями.
Рисунок 4 - Зависимость потенциального риска гибели людей (1/год) от расстояния до оси трубопровода (м) при авариях на нефтепроводе (участок 226,6 км – 228 км, сближение с п. Индюк)
Как видно из рис. 4 на расстоянии 27 м (расстояние до населенного пункта) потенциальный риск (в данном случае φ = 1 и kуяз = 1, т.е. равен индивидуальному риску) составил:
- трубопровод, проектируемый с учетом современных требований – 2,8х10-8 1/год;
- трубопровод с дополнительными мероприятиями, исключающими внешние причины аварии за счет увеличения толщины стенки и заглубления – 2,4х10-8 1/год;
- трубопровод с дополнительными инженерными мероприятиями – равен 3,2х10-9 1/год;
- трубопровод со всеми дополнительными мероприятиями (увеличения толщины стенки и заглубления, а также дополнительными инженерными мероприятиями) – 2,8х10-9 1/год.
Таким образом, индивидуальный риск без компенсирующих мероприятий для населения п. Индюк в месте сближения на участке № 26, 226,6 км – 228 км составляет 2,8х10-8 1/год, т.е. выше нормативной величины 10-8 1/год. Из чего следует, что требуется применение компенсирующих мероприятий. При проведении всего комплекса компенсирующих мероприятий индивидуальный риск может быть снижен до 2,8х10-9 1/год, т.е. до приемлемой величины.
Расчет может быть уточнен в проектной или рабочей документации с учетом всей полноты имеющейся информации.
Часть результатов для наиболее опасных участков приведены в таблице 4. Результаты анализа риска представлены в столбцах 10-17.
Таблица 4. Перечень участков ненормативных сближений трассы проектируемого МН "Тихорецк-Туапсе-2" на участке 182-247 км с указанием рисков и компенсирующих мероприятий (фрагмент таблицы для некоторых участков)
В результате количественного анализа риска рассматриваемого МН:
1) проведен расчет зон поражения людей при различных сценариях аварийного разлива нефти, рассеяния и воспламенения паров нефти;
2) проанализировано влияние проектных решений на показатели риска, в том числе увеличение толщины стенки трубы, прокладки «труба в трубе», строительство дамб и иных мероприятий, компенсирующих вынужденные отступления от требований табл.4* СНиП 2.05.06-85*;
3) сделаны следующие выводы:
- при внедрении компенсирующих мероприятий минимальное безопасное расстояние от рассматриваемого нефтепровода до населенных пунктов, соответствующее уровню индивидуального риска гибели людей (10-8 год-1), может быть снижено до 25-30 м вместо 150 м по СНиП 2.05.06-85*;
- компенсирующие мероприятия (увеличение толщины стенки трубы, заглубление МН, инженерные мероприятия) позволяют снизить риск до нормативного, причем большая часть мероприятий связана с защитой водных объектов от загрязнения.
Исходя из результатов, очевидна также необходимость актуализации методического руководства /4/ (разработанного более 12 лет назад), в котором должен быть учтен современный опыт анализа риска, проектирования и обеспечения безопасной эксплуатации объектов трубопроводного транспорта.
БИБЛИОГРАФИЯ
1. С.И. Сумской, А.В. Пчельников, Е.Л. Шанина, М.В. Лисанов, В.В. Зозуля. «Анализ риска аварий на магистральном трубопроводе, транспортирующем широкую фракцию легких углеводородов». Безопасность труда в промышленности. - 2007 г.- №2.
2. СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 «Методические указания по проведению анализа риска при проектировании и эксплуатации опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром».
3. СТО Газпром 2-2.3-351-2009. «Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром».
4. «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах» (серия 27. Выпуск 1/ Колл. авт. – 3-е изд., испр. – М.: Научно-технический центр «Промышленная безопасность», 2009, согласовано Госгортехнадзором России 07.07.99 № 10-03/418, утвержден АК Транснефть , переутвержден 17.12.2009 №04-12/21592).
5. РД 03-409-01 «Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей (с изменениями и дополнениями)» (утв. пост. Госгортехнадзора России №2 от 26.06.01).
6. РД-03-26-2007 «Методические указания по оценке последствий аварийных выбросов опасных веществ», (утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14.12.2007 г. № 859; введены в действие с 25.01.2008 г.
7. «Методика исчисления размера вреда, причиненного водным объектам вследствие нарушения водного законодательства» (утв. приказом МПР России № 87 от 13.4.2009 и зарег. Минюстом России 25.5.2009 № 13989).
8. Постановление Правительства Российской Федерации «Об утверждении Порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия» от 28.08.92 № 632.
9. Постановление Правительства Российской Федерации «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления» от 12.06.2003 года № 344
10. Руководящий документ «Методика расчета выбросов от источников горения при разливе нефти и нефтепродуктов», утвержден приказом ГК РФ по ООС от 05.03.97 №90
11. Агапов А.А., Лазукина И.О., Марухленко А.Л., Марухленко С.Л., Софьин А.С. «Использование программного комплекса "Токси+Risk" для оценки пожарного риска» // Безопасность труда в промышленности.- 2010 - № 1.-С.44-50
12. «Трубопроводы в США и Европе становятся более безопасными». Обзор иностранной прессы / Трубопроводный транспорт: теория и практика, 2005, №1.
13. Овчаров С.В. «Разработка методов анализа риска эксплуатации магистральных трубопроводов».: Дис. Канд. техн. наук. М. 1998 - 344 с.
14. «An assessment of measures in use for gas pipelines to mitigate against damage caused by third party activity». Prepared by WS Atkins Consultants Ltd for the Health and Safety Executive, 2001. (Оценка мероприятий по защите газопроводов от действий третьих лиц. Отчет компании WS Atkins Consultants Ltd для Охраны труда и промышленной безопасности, 2001 г.).
15. «Pipeline Product Loss Incidents (1962 - 2006)». 5th Report of the UKOPA Fault Database Management Group. (Инциденты с потерей продуктов на трубопроводах (1962-2006 гг.). 5-й отчет из базы данных UKOPA).
16. W. Kent Muhlbauer. «Pipeline Risk Management Manuel». / Gulf Publishing Company. 1992. 256 p.
17. B.C. Сафонов, С.А. Ковалев, СВ. Овчаров, А.В. Мельников. «Оценка показателей безопасности и риска перспективных газопроводов высокого давления» (Assessment of safety indices of perspective high-pressure gas pipelines) - Safety and Reliability for Managing Risk - Guedes Soares & Zio (eds), Taylor & Francis Group, London, 2006.
18. Отчет о НИР № 2251-04-9 от 06.12. 2005. «Создание системы комплексной оценки и прогнозирования технического состояния магистральных газопроводов». Этап 2.5. Разработка Рекомендаций по учету влияния технико-технологических, природно-климатических и других факторов при прогнозировании аварийности на МГ ОАО "Газпром". ООО «ВНИИГАЗ», 2006 г.
19. Дадонов Ю.А., Лисанов М.В., Сидоров В.И., и др. «Анализ риска аварий на нефтепроводных системах БТС и КТК-Р». Безопасность труда в промышленности, № 6, 2002 г.
20. М.В. Лисанов, А.И. Гражданкин, А.В. Пчельников, А.В. Савина, С.И. Сумской. «Анализ риска аварий на нефтепроводных системах БТС и МН «Дружба» //Безопасность труда в промышленности. – 2006. – №01. - С.34-40.
21. Шауро А.Н. «Проектирование магистральных нефтепроводов с учетом результатов анализа риска аварий. Трубопроводный транспорт: теория и практика», № 1, 2005 г.
22. «Декларирование пожарной безопасности и оценка пожарных рисков». Сборник документов. Серия 19. Выпуск 2: 4 части. / Колл. авторов– М.: Закрытое акционерное общество «Научно–технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2009. - 1277 с.
23. Федеральный закон РФ от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности». Принят Государственной Думой 4 июля 2008 года, одобрен Советом Федерации 11 июля 2008 года.
24. РД 03-418-01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов» (утв. Госгортехнадзором России 10.07.01 г. № 30).
25. Мазур И.И., Иванцов О.М. «Безопасность трубопроводных систем» – М.: ИЦ «ЕЛИЦА». 2004 – 1104 с.
26. С.И. Сумской, А.В. Пчельников, М.В. Лисанов. «О расчете объемов разливов опасных жидкостей при авариях на объектах трубопроводного транспорта». – Безопасность труда в промышленности. – 2006. - №2. - с. 48-52.
27. Pipeline Risk Management. Manual Ideas, Techniques, and Resources. Third Edition, W. Kent Muhlbauer. Gulf Professional Publishing, 2004, 395 p.
Источник: http://safety.moy.su/_ld/1/169_BTP_03-10.pdf |
