2. РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕДЕНИЮ КОЛИЧЕСТВЕННОГО АНАЛИЗА РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ"

2.1. Количество разлившейся нефти (нефтепродуктов) из резервуаров и технологических трубопроводов определяют согласно Руководству по безопасности "Методика моделирования распространения аварийных выбросов опасных веществ", исходя из следующих предпосылок:

происходит разгерметизация одного из резервуаров (емкостного оборудования) или трубопровода;

все содержимое резервуара (трубопровода) или часть продукта (при соответствующем обосновании) поступает в окружающее пространство;

при разгерметизации резервуара происходит одновременно утечка вещества из трубопроводов, питающих резервуар по прямому и обратному потоку в течение времени, необходимого для отключения трубопроводов. Расчетное время отключения трубопроводов (промежуток времени от начала разгерметизации выбросом жидкости до полного прекращения поступления жидкости в окружающее пространство) определяется в каждом конкретном случае, исходя из реальной обстановки с учетом паспортных данных на запорные устройства, параметров системы обнаружения утечек и действий диспетчера, характера технологического процесса и вида расчетной аварии;

при оценке последствий наихудшего варианта развития аварии в качестве температуры опасного вещества при аварийной ситуации с неизотермическим наземно расположенным оборудованием допускается принимать максимально возможную температуру воздуха в соответствующей климатической зоне, а при ситуации с подземно расположенным оборудованием - температуру грунта, условно равную максимальной среднемесячной температуре окружающего воздуха в наиболее теплое время года. При расчете показателей риска рассматривается несколько сценариев аварии для каждого метеоусловия, реализующегося с условной вероятностью, определяемой на основе метеостатистики местности аварии. Температура опасного вещества в неизотермическом наземном и подземном оборудовании для каждого такого сценария аварии принимается равной температуре воздуха метеоусловия.

2.2. Массу нефти (нефтепродукта), поступившей в окружающее пространство при разгерметизации резервуара, определяют по формуле:

, (29)

где: mа-разг - масса нефти (нефтепродукта), поступившей в окружающее пространство при разгерметизации резервуара, кг;

- плотность нефти, нефтепродукта, кг/м3;

VR - объем нефти (нефтепродукта) в резервуаре, м3.

2.3. Массу нефти (нефтепродукта), поступившей самотеком при полном разрушении наземного или надземного трубопровода, выходящего из резервуара, определяют по формуле:

, (30)

где: - расчетное время отключения трубопроводов, связанных с местом разгерметизации, с;

D - внутренний диаметр трубопроводов (в случае различных диаметров трубопроводов, связанных с местом разгерметизации, объем выходящей нефти (нефтепродукта) рассчитывают для каждого трубопровода отдельно);

Li - длина i-го участка трубопровода от запорного устройства до места разгерметизации, м;

n - число участков трубопроводов, связанных с местом разгерметизации;

GL - начальный расход жидкости, истекающей из резервуара через разгерметизированный трубопровод, кг/с. ;

- коэффициент истечения;

- напор столба жидкости в резервуаре, Па. ;

hL - высота столба жидкости (от верхнего уровня жидкости в резервуаре до уровня места разгерметизации, принимаем максимальному проектному уровню), м;

g - ускорение свободного падения, м/с2.