Расчет вероятного объема пролива нефти
Оглавление
Оглавление. 1
Введение. 2
Оценка степени риска аварий на МН.. 4
Оценка частоты аварий. 4
Конструктивно-технологические
факторы.. 6
Оценка частоты образования
дефектного отверстия в зависимости от его размеров. 12
Расчет вероятного объема Vм3
пролившейся нефти. 13
Исходные данные для расчета: 14
Оценка характера чрезвычайной
ситуации. 16
Заключение. 17
Список
использованных источников. 18
Россия
является нефтедобывающей страной. Согласно данным официальной статистики, на
территории России ежегодно происходит более 20 тыс. аварий, связанных с добычей
нефти. Известно, что количество аварийных разливов нефти и утечек
нефтепродуктов ежегодно увеличивается не пропорционально росту добычи, а
существенно быстрее (рис.1)
Так, по информации Greenpeace,
потери нефтяного сырья при добыче и транспортировке в России составляют около
1%, а, например, по данным НП "Центр экологии ТЭК" - все 3,5-4,5%.
Соответственно при текущем уровне добычи в 510 млн т в год потери составляют от
18 до 23 млн. т. ежегодно, в денежном выражении - от 14,2 млрд. до 17,2 млрд.
долл. Рис.1
Больше
всего нефти разливается при ее транспортировке - перекачке по трубопроводам. В
собственности государства находится более 70 тыс. км трубопроводов, длину остальных
- межпромысловых - подсчитать крайне сложно, но можно с уверенностью сказать,
что она существенно превышает "государственную" часть. Только в
Западной Сибири длина межпромысловых трубопроводов превышает 100 тыс. км. И
большинство аварий происходит именно на них. Наиболее распространенной причиной
(около 90% случаев) является прорыв трубы, вызванный коррозией и изношенностью.
Одна
из последних крупных аварий на трубопроводе произошла в октябре 2011г. на
Федоровском месторождении в районе Сургута. Тогда фонтан нефти высотой более 10
м бил двое суток. Аварийным бригадам пришлось откачать более 40 куб. м разлившейся
нефти. При этом в окружном управлении Росприроднадзора ущерб от этой аварии оценили
в 7 млн руб.
В
России самая крупная катастрофа на воде случилась 11 ноября 2007г., когда во
время шторма в Керченском проливе в Азовском и Черном морях за один день
затонули четыре судна, еще шесть сели на мель, в том числе два нефтеналивных
танкера, получивших серьезные повреждения. Тогда из разломившегося танкера
"Волгонефть-139" в море вылилось более 2 тыс. т мазута. Росприроднадзор
оценил экологический ущерб от этой аварии в 6,5 млрд руб., причем только ущерб
от гибели птицы и рыбы в Керченском проливе оценивался приблизительно в 4 млрд.
руб.
Самой
крупной мировой катастрофой на сегодняшний день признана авария на нефтяной
платформе Deepwater Horizon, произошедшая 20 апреля 2010г. в 80 км от побережья
штата Луизиана в Мексиканском заливе на месторождении компании ВР. Во время
взрыва и пожара на платформе погибли 11 и пострадали 17 человек. За 152 дня
борьбы с последствиями аварии в Мексиканский залив вылилось около 5 млн. барр.
нефти, нефтяное пятно достигло 75 тыс. кв.км.
При попадании в почву всего лишь 1 кубометра нефти потенциально возможная
площадь загрязнения поверхностного слоя грунтовых вод может составить более 5
тыс. кв. м. Имеются
данные, свидетельствующие о концентрациях, превышающих допустимые, обнаружены
нефть и нефтепродукты, фенолы и другие поллютанты, характерные для
нефтедобывающего производства.
В данной работе рассмотрены
вопросы оценки степени риска аварий на магистральных нефтепроводах, оценки
(прогноза) частоты аварийных утечек из нефтепроводов, объемов аварийных разливов
и потерь нефти. Выполнен расчет вероятного объема Vм3 пролившейся
нефти по заданным параметрам гильотинного порыва нефтепровода и произведена оценка
характера чрезвычайной ситуации при авариях на линейной части магистрального
нефтепровода.
Риск или степень
риска - сочетание частоты (или вероятности) возникновения и последствий
определенного опасного события. Понятие риска всегда включает два элемента:
частота, с которой осуществляется опасное событие, и последствия этого события [2].
Оценка риска включает анализ частоты, анализ последствий и их сочетание.
Оценка степени риска включает:
прогноз частоты аварийных утечек
нефти на линейной части МН и оценку объемов утечки и потерь нефти (технологический
риск);
оценку последствий аварийных
утечек нефти для различных компонентов окружающей природной среды;
проведение (на основе полученных
оценок риска) ранжирования участков трассы нефтепровода по степени опасности и
приоритетности мер безопасности (управление риском).
Факторы,
влияющие на частоту аварийных утечек из МН можно объединить в следующие группы
факторов влияния с указанием относительного «вклада» каждой группы Грi
(i = 1, ..., 8) в суммарную статистику аварийных отказов с помощью весового
коэффициента ρi (табл.1). Значения весовых коэффициентов
ρi носят предварительный характер и могут быть уточнены
с
учетом
мнения специалистов [2]. Табл.1
|
Обозначение и наименование группы
факторов
|
Доля группы факторов ρi
|
|
Гр1
|
Внешние антропогенные воздействия
|
0,20
|
|
Гр2
|
Коррозия
|
0,10
|
|
Гр3
|
Качество производства труб
|
0,05
|
|
Гр4
|
Качество строительно-монтажных работ
|
0,10
|
|
Гр5
|
Конструктивно-технологические факторы
|
0,10
|
|
Гр6
|
Природные воздействия
|
0,10
|
|
Гр7
|
Эксплуатационные факторы
|
0,05
|
|
Гр8
|
Дефекты тела трубы и сварных швов
|
0,30
|
В
пределах каждой группы Грi имеется различное количество (Ji)
факторов влияния. Каждый фактор имеет буквенно-цифровое обозначение Fij,
где i - номер группы, j - номер фактора в группе. Относительный
вклад фактора Fij внутри своей группы в изменение
интенсивности аварийных отказов на рассматриваемом участке нефтепровода учитывается
с помощью весового коэффициента (доли фактора в группе) qij.
Далее проводится процедура деления трассы МН на участки, которая осуществляется
последовательно и независимо по каждому фактору влияния Fij
или группе факторов Грi.
В
зависимости от совокупности конкретных значений различных факторов влияния,
имеющих место на рассматриваемом участке трассы, интенсивность аварийных
отказов на нем будет в той или иной степени отличаться от среднестатистической
для данной трассы 
. Таким образом,
на каждом п-м участке трассы определяется значение интегрального
коэффициента kвл, показывающего, во сколько раз
локальная интенсивность аварий на участке λn отличается
от среднестатистической для данной трассы :
Значение определяется
из данных статистики по авариям на предприятии, эксплуатирующем данный МН.
Расчет коэффициента kвл производится с использованием
балльной оценочной системы, при которой каждому фактору Fij
ставится в соответствие определенное, назначаемое на основании расчета или
экспертной оценки, количество баллов Bij (по 10-балльной
шкале), отражающее интенсивность его влияния. При рассмотрении конкретного n-го
участка трассы последовательно оценивается степень влияния каждого из факторов.
Полученные для всех факторов влияния балльные оценки {Bij, i
= 1, ..., I, j = 1, ..., J} подставляются в следующие
формулы для определения kвл:
kвл = Fn / B*,
где В*
- средняя балльная оценка трассы МН, полученная на основе балльной
оценки каждого участка трассы;
Если
нет достоверных статистических данных по аварийности на рассматриваемом МН,
рекомендуется использовать следующее соотношение:
λn = λсрFn
/ Bср,
где
λср - среднестатистическая по отрасли интенсивность аварий за
последние 5 лет, аварий/103 км · год (см.табл. 2)
Вср - балльная оценка среднестатистического нефтепровода,
принимаемая равной 3.
В
приложении 5[2] приведены основные факторы по каждой из рассматриваемых групп,
доля каждого фактора в группе qij и методика оценки балльных
значений Bij.
Пример:
рассмотрим Гр5 из
табл.1
|
Обозначение и наименование фактора влияния в группе 5
|
Доля
в группе q5j
|
|
F51
|
Отношение
фактической толщины стенки трубы к требуемой
|
0,35
|
|
F52
|
Усталость
металла
|
0,3
|
|
F53
|
Возможность
возникновения гидравлических ударов
|
0,15
|
|
F54
|
Системы
телемеханики и автоматики (СТА)
|
0,2
|
Фактор F51:
Отношение фактической толщины стенки трубы к требуемой
Расчетное
значение толщины стенки МН δрасч сравнивается с наименьшим (в
пределах данного участка) фактическим значением толщины стенки δфакт,
полученным либо путем измерений, либо вычитанием максимального производственного
допуска из номинального значения толщины стенки труб, уложенных на
анализируемом участке нефтепровода. Итоговая балльная оценка рассчитывается
через отношение δрасч / δфакт с помощью
следующих формул:
при 1,0 < δрасч / δфакт
£
1,8
В51 = 22,5 - 12,5(δрасч /
δфакт);
при δрасч / δфакт <
1,0
В51 = 10;
при δрасч / δфакт >
1,8
В51 = 10.
Фактор F52: Усталость металла
Балльная
оценка данного фактора базируется на оценке степени «неблагоприятности»
комбинации числа циклов нагружения, имевших место за все время эксплуатации
анализируемого участка, и амплитуды этой нагрузки, выраженной в процентах от
рабочего давления Pраб в нефтепроводе (табл.3).
Табл.3
|
Значения фактора F52
в зависимости от амплитуды нагрузки и числа циклов
нагружения
|
|
Амплитуда
нагрузки, % от Pраб
|
Число циклов нагружения в течение всего
периода
эксплуатации
|
|
<
103
|
103
- 104
|
104
- 105
|
105
- 106
|
>
106
|
|
100
|
5,5
|
6,7
|
8,0
|
9,3
|
10
|
|
90
|
4,0
|
6,0
|
7,3
|
8,7
|
9,3
|
|
75
|
3,4
|
5,5
|
6,7
|
8,0
|
8,7
|
|
50
|
2,7
|
4,7
|
6,0
|
7,3
|
8,0
|
|
25
|
2,0
|
4,0
|
5,5
|
6,7
|
7,3
|
|
10
|
1,4
|
3,4
|
4,7
|
6,0
|
6,7
|
|
5
|
1
|
4,0
|
5,5
|
6,0
|
Фактор F53: Возможность
возникновения гидравлических ударов
Степень
влияния данного фактора на вероятность возникновения аварийной ситуации при
перекачке жидких сред определяется вероятностью образования волн давления, превышающих
рабочее давление в нефтепроводе Рраб более чем на 10
%. Балльная оценка определяется по табл.4.
табл.4.
|
№
п/п
|
Наименование
фактора F53 - возможность возникновения гидравлических
ударов
|
В53
|
|
1
|
Высокая вероятность
гидравлических ударов (наличие на анализируемом участке запорной арматуры,
насосов, высокая скорость жидкости; отсутствие устройств, предотвращающих гидроудары)
|
8
|
|
2
|
Средняя или низкая вероятность
гидравлических ударов (параметры и скорость жидкости не исключают возможности
возникновения волн давления, но опасности они не представляют, поскольку
гасятся соответствующими устройствами - уравнительными резервуарами, предохранительными
клапанами, устройствами медленного закрытия задвижек)
|
4
|
|
3
|
Низкая или нулевая вероятность
гидравлических ударов (практически исключена возможность возникновения
всплеска давления, превышающего на 10 % Рраб)
|
0
|
Фактор F54: Системы телемеханики и
автоматики (СТА)
Степень влияния данного фактора на вероятность
возникновения аварии вследствие повышения давления сверх допустимого уровня
определяется тем, насколько полно (по охвату эксплуатационного участка), точно
(по месту) и оперативно система обеспечивает дистанционное измерение давления в
пределах РНУ, обеспечивает ли аварийную сигнализацию по давлению, автоматическое
управление системами отключения перекачивающих агрегатов и соответствующей
арматуры, включает ли подсистему предотвращения гидроударов см.(табл.5).
табл.5
|
№ п/п
|
Наименование
фактора F54 - системы телемеханики и автоматики (СТА)
|
В54
|
|
1
|
Системы телемеханики и автоматики
(СТА) обеспечивают телеизмерение давления на НПС и линейной части МН в
пределах эксплуатируемого участка, телесигнализацию положения линейных
задвижек по трассе, аварийную сигнализацию и автоматическое отключение
магистральных насосов (остановку перекачки) в случае недопустимого повышения
давления. На нефтепроводах имеются системы гашения ударной волны и системы
обнаружения утечек на участках нефтепровода
|
0
|
|
2
|
Системы телемеханики обеспечивают
телеизмерение давления в пределах эксплуатируемого участка, телесигнализацию
положения линейных задвижек по трассе, аварийную сигнализацию технологических
параметров. Число баллов определяется надежностью системы
|
5
|
|
3
|
Системы телемеханики отсутствуют
|
10
|
Проведем бальную оценку Fn n-го линейного участка МН по выше приведенным факторам влияния
F5j. Коэффициенты 
взяты
по табл.1,2,3,4,5, (выбранные баллы отмечены жирным
курсивом).
Исходя из состояния
факторов влияния n-го рассматриваемого участка:
0,1*(0,35*10+0,3*6+0,15*4+0,2*5)=0,69
Ввиду отсутствия достоверных статистических
данных по аварийности на
конкретном рассматриваемом МН, используем следующее
соотношение [2]: λn
= λср(5)Fn / Bср, , где
λср(5) = (λср*8,43%)/100% = 0,023 ав./103
км.*год.
λср = 0,27 ав./103
км.· год – среднестатистическая по отрасли интенсивность аварий за 7 лет (см.табл.
6) [5];
Вср - балльная оценка
среднестатистического нефтепровода, принимаемая равной 3.
Табл.6
Тогда λn = λср(5)Fn
/ Bср, = (0,023*0,69)/3 = 0,0053 ав./103 км.*год.
Аналогично можно подсчитать интенсивность
аварий данного участка МН по остальным группам факторов влияния.
Для участков, состоящих из отрезков с
существенно различными факторами вдоль их длины, значение Fп определяется
как сумма оценок составляющих данный участок отрезков с учетом длин этих
отрезков. Например, если на одном километре участка приходится переход через
реку длиной 300 м, а на остальной части длиной 700 м находится лес, то
Fп
= 0,3F1 + 0,7F0,
где F0, F1 - балльные
оценки соответствующих отрезков рассматриваемого участка.
В табл.7 приведены обобщенные характеристики
балльной оценки Fп и диапазоны ее значений для различных
участков нефтепровода в зависимости от срока эксплуатации, определенные
согласно приложению 5[2] и с учетом «старения» МН [3]. Конкретные значения Fп
уточняются экспертным путем.
Табл.7
|
№
|
Характеристика,
тип участка МН
|
Срок
эксплуатации, лет
|
|
более 30
|
20 - 30
|
менее 20
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
1
|
Участки трассы, удаленные от населенных
пунктов и транспортных коммуникаций, проходящие по лесистой или степной зоне,
кормовым угодьям, без болот и речных переходов
|
2,7 - 3,0
|
2,5 - 2,7
|
2,3 - 2,5
|
|
2
|
Переходы через водные преграды и
обводненные участки трассы в силу повышенной коррозии и трудности
восстановления изоляционного покрытия, а также на крупных водных переходах с
возможным воздействием со стороны речного транспорта
|
4,6 - 6,0
|
4,1 - 5,7
|
|
3
|
Воздушные переходы через овраги, реки,
подземные переходы через наземные транспортные коммуникации
|
3,7 - 4,3
|
3,5 - 4,1
|
3,3 - 4,0
|
|
4
|
Места расположения запорной и
вспомогательной арматуры и ответвлений (лупингов)
|
4,3 - 4,8
|
4,1 - 4,6
|
3,9 - 4,4
|
|
5
|
Участки трассы, проходящие через зоны с
повышенной плотностью населения, в которых возможны утечки нефти из МН из-за
хищения нефтепродуктов, вандализма и других действий со стороны третьих лиц
|
4,0 - 5,0
|
3,8 - 4,8
|
3,6 - 4,6
|
|
6
|
Участки трассы, примыкающие к НПС,
которые являются «источниками» или «приемниками» циклических нагрузок на МН,
связанных с изменениями режима перекачки и возникновением при этом
гидравлических волн
|
5,0 - 7,0
|
4,8 - 6,4
|
4,6 - 6,0
|
|
7
|
Участки трассы, пересекающие зоны с
повышенной опасностью природных воздействий (геологические разломы, оползни)
|
4,6 - 6,0
|
4,3 - 5,9
|
4,1 - 5,7
|
от его размеров.
Наибольший риск аварий на МН связан с продольными
разрушениями, которые могут происходить как по основному металлу труб, так и в
зоне сварных швов, при образовании коррозионных «свищей», «гильотинных»
разрывов.
Из анализа аварийных утечек нефти следует, что
характерный размер продольной трещины Lp подчиняется
вероятностному распределению Вейбулла:
где F(Lр) - вероятность
образования трещины (дефектного отверстия) с характерным размером менее Lp,
м.
Один из вариантов дискретного распределения условной
вероятности утечки нефти из дефектных отверстий с тремя характерными размерами Lp
/ D и соответствующими им эффективными площадями Sэфф
приведен в табл. 8. Значения Sэфф приведены для верхней
границы интервала характерных размеров
Lp / D дефектных отверстий в предположении об их ромбической форме
(щели) с соотношением длины к ширине 8:1.
В табл. 8 D - условный диаметр
трубопровода, S0 = πD2 / 4 - площадь
поперечного сечения трубопровода, м2. Выбранные таким образом размеры
щелей и условной вероятности следует считать реперными.
Табл.8
|
Параметры дефектного отверстия
|
«Свищи»
|
Трещины
|
«Гильотинный»
|
|
m = 1
|
m = 2
|
разрыв т
= 3
|
|
Lp
/ D
|
0,3
|
0,75
|
1,5
|
|
Sэфф / S0
|
0,0072
|
0,0448
|
0,179
|
|
Доля разрывов
|
0,55
|
0,35
|
0,10
|
Для других значений характерных размеров
Lp
/
D значения условной вероятности образования дефектного отверстия с
таким характерным размером могут
быть определены по формуле :
Удельная
частота аварий на участке с возникновением дефектных разрывов определенного размера
(характерные размеры дефектных разрывов указаны в табл. 8 определяется по
формуле где m = 1, 2, 3 - индекс, а
сумма долей 
.
Применительно к участку МН длиной L =
20км с гильотинным порывом
;
=
ав./103км*год = 5,4*10-4
ав./20км*год
При проведении
количественного анализа риска линейной части магистральных нефтепроводов, как
проектируемых, так и действующих, является вычисление количества нефти,
вытекающей через повреждение в теле трубы в результате гипотетической аварии. От
точности вычисления этой величины зависят конечные результаты анализа риска –
площадь разлива нефти, основные показатели поражающих факторов и экономические
показатели ожидаемого ущерба, а также разработка компенсирующих мероприятий.
Расчет количества нефти, вылившейся
из трубопровода, согласно методике определения ущерба окружающей природной среде
при авариях на магистральных нефтепроводах, утвержденной Минтопэнерго РФ от
01.11.1995 г.[4]
складывается из трех величин:
– объема нефти, вылившейся с момента
наступления факта разгерметизации трубопровода до отключения насосной станции
(НС);
– объема нефти, вылившейся с момента
отключения НС до закрытия линейных задвижек, отсекающих аварийный участок трубопровода;
– объема нефти, вылившейся из отсеченного
участка трубопровода до прибытия аварийно-восстановительной бригады и принятия
мер по локализации и прекращению аварийного истечения нефти.
– диаметр трубопровода D = 600 мм, расход нефти;
– расстояние между соседними линейными задвижками
L = 20 км;
– плотность нефти ρ = 0,86 т/м3;
– порыв нефтепровода гильотинного типа, где
площадь аварийного отверстия F0 = 0,179* Fтр.;
– время от
момента возникновения порыва до его обнаружения и принятия решения составляет
2 часа;
1. Объем V1 пролившейся нефти на первом ( напорном) этапе истечения
является суммой объёмов за критический и дозвуковой периоды истечений.
V1=Vкрит.+Vдозв., где:
Vкрит.–
объем пролившейся нефти за критический период истечения
Vкрит.=
Мкрит.* τкрит., где τкрит.=600с –длительность
критического периода истечения определяется по автоматической регистрации
параметров перекачки.
Vдозв.–
объем пролившейся нефти за дозвуковой период истечения,
Vдозв.=
Мдозв.* τдозв., где τдозв.= τобнар.
– τкрит = 7200с –600с = 6600с,
τобнар.
= 7200с – время от момента возникновения порыва, его обнаружения и принятия
решения.
Мкрит.
и Мдозв. – массовые расходы соответствующих периодов истечения
При
расчетах принимаются во внимание следующие допущения и предпосылки: [1]
1)
Нефть является идеальным рабочим телом, термодинамическая система –
адиабатная открытая;
2)
Термодинамический процесс истечения – квазистатический, отношение
давлений β=р0 / р1 изменяется от β<βкрит.
До β=1.
Критическое отношение давлений равно ( k=1,4)
Критический
массовый расход Мкрит. (β<βкрит.) рассчитываем
по формуле:
где:
ξ =
0,6– коэффициент учитывающий форму отверстия и сжатие потока;
F0 –площадь аварийного отверстия при гильотинном
порыве.
F0 = 0,179* Fтр.=
0,179*0,28 = 0,05м2 , где
Fтр= 
=3,14*0,62
/4 = 0,28м2.
Подсчитаем отдельно коэффициенты:
;
Критический массовый расход Мкрит. (β<βкрит
= 0,546.)
Мкрит.=0,6*0,05*0,634*67194 =1278кг/с,
Объем
пролившейся нефти за критический период (τкрит.=600с.) истечения
Vкрит. = 1278*600/860 = 891,6 м3.
Для дозвукового истечения (β>βкрит.)
Подсчитаем
отдельно коэффициенты, где 
С
учетом вычисленных значений массовый дозвуковой расход:
кг/с. Объем
пролившейся нефти за дозвуковой период (6600 с.) истечения
Vдозв.=
265,5*6600/860 = 2038 м3
Объем
пролившейся нефти на первом (7200с.) этапе истечения
V1=Vкрит.+Vдозв.=891,6
+ 2038 =2929,6 м3 (2519,4т.)
2. Количество
нефти, вытекшей с момента остановки перекачки до
закрытия задвижек (пьезометрический режим истечения) в виду быстрого закрытия задвижек
(τзакр..можно пренебречь)
принимаем, что V2 = 0.
3. Количество нефти, вытекшей после закрытия задвижек, определяется по формуле:
Общий вероятный объем пролившейся нефти:
V = V1 + V2 + V3 =
2929.6 + 0 + 5652 = 8581,6 м3 (7380,2т)
(только по
потерям нефти)
В соответствии с классификацией ЧС ( постановление Правительства РФ от
21.05.2007 г. № 304 [6]) предполагаемые потери нефти по цене 1500руб.
за
1т.составят: 7380,2т.*1500руб.= 11070 тыс.руб., что соответствует межрегиональному
характеру чрезвычайной ситуации (табл.8).
Табл.8
В
данной работе дано определение понятия риска в сочетании с частотой (вероятностью)
такого опасного события как порыв нефтепровода. Приведена последовательность
действий при оценке степени риска.
Рассмотрена группа факторы, влияющие на частоту
аварийных утечек из МН и их весовые коэффициенты, используя бальные оценки,
приведенные в методологической литературе.
В качестве примера рассмотрена группа конструктивно-технологических
факторов, определены значения факторов влияния в подгруппах, проведена бальная
оценку Fn n-го линейного
участка МН по соответствующим факторам влияния F5j.конкретного участка МН. Подсчитана частота аварийности
данного участка по этой группе влияющих факторов.
Приведены
обобщенные характеристики балльной оценки Fп и диапазоны значений
для различных участков нефтепровода в зависимости от срока эксплуатации и с
учетом «старения» МН.
Выполнена оценка частоты образования дефектного
отверстия в зависимости от его размеров, подсчитана удельная частота аварий на участке с гильотинным
порывом МН.
Выполнен расчет вероятного объема Vм3 пролившейся нефти
исходя из
заданных условий и
проведена оценка характера чрезвычайной ситуации.
Список использованных источников
1. В.А.
Акатьев «Производственная безопасность». Учебное пособие.
М.: Изд-во
РГСУ, 2011.–820с.
2. Методические указания по проведению анализа риска
опасных промышленных объектов РД 08-120-96.
3. Методическое
руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах:
Серия 27. Выпуск 1 / Колл. авт. - 2-е изд., испр. - М.: Государственное унитарное
предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора
России», 2002.
4. Методика
определения ущерба окружающей природной среде при авариях
на
магистральных нефтепроводах, утвержденная Минтопэнерго РФ от 01.11.1995г
5. Дегтярев
Денис Владиславович «О методическом обеспечении анализа риска на магистральных
нефтепроводах», ЗАО НТЦ ПБ. Группа компаний «Промышленная безопасность». www.riskprom.ru.
6. Постановление Правительства РФ от 21.05.2007 г. № 304 «О классификации чрезвычайных
ситуаций природного и техногенного характера».