Russian Federation
Russian Federation
Russian Federation
The increase in the number of objects of the economy of the oil and gas complex on the territory of the Russian Federation entails an increase in the number of accidents at these objects. One of the most emergency facilities of the oil and gas complex are trunk pipelines. Accidents on main pipelines lead to various types of damage, the totality of which increases the severity of the consequences of accidents. In this regard, there is a need to assess the main pipelines in order to determine their most emergency type. For this purpose, the work carried out such an assessment of trunk pipelines by the method of hierarchy analysis. This assessment made it possible to identify priority areas for strengthening safety requirements in the main pipeline transport.
trunk pipeline, hierarchy analysis method, accidents, damage, expert assessment
На территории Российской Федерации в эксплуатации объектов экономики находится 4 259 опасных производственных объектов магистрального трубопроводного транспорта, в том числе: I класса опасности – 661 ед.; II класса опасности – 3 137 ед.; III класса опасности – 236 ед.; IV класса опасности – 225 ед. [1].
По имеющимся оценкам общая протяженность магистральных трубопроводов составляет более 272 тыс. км [2]. Из них: магистральных газопроводов – 183,4 тыс. км; магистральных нефтепроводов – 56,1 тыс. км; магистральных продуктопроводов – 25,2 тыс. км, в том числе аммиакопроводов – 1,4 тыс. км. Аварии на них, как правило, носят затяжной характер и приводят к тяжелым экологическим и материальным последствиям, при этом средняя частота аварийности на территории Российской Федерации за 10 лет составляет λср=0,043/(1000 км год) [3–6].
В настоящее время в Российской Федерации проводятся исследования, направленные на снижение уровня пожарного риска магистрального трубопроводного транспорта.
Так, в работе [7] предложен подход к определению расчетных величин пожарного риска при авариях на наружных газопроводах, который позволяет более точно определить значения риска травмирования и гибели людей в результате аварий на наружных газопроводах, расположенных на территории населенных пунктов. В работе [8] авторами разработана структура и алгоритм расчета пожарного риска при переходе магистральных трубопроводов через автомобильные дороги, и предложены практические мероприятия по снижению данного риска. Методика мониторинга коррозионно-опасных участков магистральных трубопроводов предложена в работе [9].
В официальной статистике Ростехнадзора [1] определены виды магистральных трубопроводов, аварии на которых приводят к наихудшим последствиям по таким видам ущерба, как: экономический ущерб; экологический ущерб; прямые потери от аварий; жертвы, а также затраты на локализацию и ликвидацию аварий. Однако в данной статистике не учитываются последствия от аварий по совокупности видов ущербов и величине пожарного риска, что не позволяет определить наиболее аварийно опасный вид магистрального трубопровода.
С этой целью в настоящем исследовании определяется наиболее аварийно опасный вид магистрального трубопровода по совокупности видов ущерба методом анализа иерархий, а также предлагаются решения, направленные на снижение негативных последствий от аварий на магистральных трубопроводах.
Методы исследования
Порядок проведения экспертной оценки методом анализа иерархии раскрыт в работах [10–12]. Для проведения экспертного оценивания предложена иерархическая структура, представленная на рисунке.
Вершина иерархии – это цель решаемой задачи, которая достигается путем попарного сравнения критериев (второй уровень иерархий) и альтернатив (третий уровень иерархии).
Для оценивания потенциальной опасности аварий на магистральных трубопроводах проведено анкетирование пяти экспертов, обобщенные сведения о которых представлены в табл. 1.
Таблица 1
Сведения об экспертах, привлеченных к опросу
|
Занимаемая должность |
Стаж работы, лет |
Количество (чел.) |
|
Заместитель начальника Главного управления МЧС России по субъекту (по ГПС) |
23 |
1 |
|
Начальник службы пожаротушения отряда ФПС (по охране объектов ПАО «Транснефть») |
24 |
1 |
|
Заместитель начальника отдела пожарной безопасности Департамента охраны труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности ПАО «Транснефть» |
10 |
1 |
|
Инженер отдела пожарной безопасности Департамента охраны труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности ПАО «Транснефть» |
5–7 |
2 |
Примечание: ГПС – Государственная противопожарная служба; ФПС – федеральная противопожарная служба
Экспертами было проведено ранжирование относительной важности оцениваемых параметров, расставлены степени значимости от 1 до 9, при этом 1 соответствует равной важности, 9 – соответствует очень сильному предпочтению одного параметра над другим. В случае если при сравнении одного элемента с другим получено одно из вышеуказанных чисел (например, 9), то при сравнении второго параметра с первым получим обратную величину (то есть 1/9).
По результатам оценки сформированы обобщенные матрицы попарных сравнений, представленные в табл. 2–7. Далее для каждой матрицы вычислены собственные векторы (V), нормированные собственные векторы (W), значения максимального собственного вектора (λmax), индексы согласованности экспертов (ИС) и отношения согласованности экспертов (ОС).
Таблица 2
Матрица попарных сравнений критериев второго уровня
|
Виды ущерба |
Экономический ущерб |
Экологический ущерб |
Прямые потери от аварий |
Социальный ущерб |
Затраты на локализацию и ликвидацию последствий от аварий |
|
Экономический ущерб |
1 |
1/5 |
3 |
1/7 |
5 |
|
Экологический ущерб |
5 |
1 |
6 |
1/2 |
7 |
|
Прямые потери от аварий |
1/3 |
1/6 |
1 |
1/3 |
1 |
|
Жертвы |
7 |
2 |
3 |
1 |
9 |
|
Затраты на локализацию и ликвидацию последствий от аварий |
1/5 |
1/7 |
1 |
1/9 |
1 |
W=(0,117; 0,328; 0,0633; 0,451; 0,0408);
λmax=5,44;
ИС==0,11;
ОС==0,098.
Таблица 3
Матрица попарного сравнения альтернатив по критерию «Экономический ущерб»
|
Вид трубопровода |
Нефтепровод |
Газопровод |
Нефтепродуктопровод |
Аммиакопровод |
|
Нефтепровод |
1 |
1/2 |
2 |
4 |
|
Газопровод |
2 |
1 |
4 |
6 |
|
Нефтепродуктопровод |
1/2 |
1/4 |
1 |
2 |
|
Аммиакопровод |
1/4 |
1/6 |
1/2 |
1 |
V=(3,712; 6,926; 1,856; 1);
W=(0,275; 0,513; 0,138; 0,0741);
λmax=4,01;
ИС==0,00333;
ОС==0,0037.
Таблица 4
Матрица попарного сравнения альтернатив по критерию «Экологический ущерб»
|
Вид трубопровода |
Нефтепровод |
Газопровод |
Нефтепродуктопровод |
Аммиакопровод |
|
Нефтепровод |
1 |
7 |
2 |
5 |
|
Газопровод |
1/7 |
1 |
1/4 |
1/2 |
|
Нефтепродуктопровод |
1/2 |
4 |
1 |
2 |
|
Аммиакопровод |
1/5 |
2 |
1/2 |
1 |
V=(4,329; 0,546; 2,108; 1);
W=(0,542; 0,0684; 0,264; 0,125);
λmax=4,01;
ИС==0,00333;
ОС==0,0037.
Таблица 5
Матрица попарного сравнения альтернатив по критерию «Прямые потери от аварий»
|
Вид трубопровода |
Нефтепровод |
Газопровод |
Нефтепродуктопровод |
Аммиакопровод |
|
Нефтепровод |
1 |
1/2 |
4 |
6 |
|
Газопровод |
2 |
1 |
6 |
8 |
|
Нефтепродуктопровод |
1/4 |
1/6 |
1 |
2 |
|
Аммиакопровод |
1/6 |
1/8 |
1/2 |
1 |
V=(5,809; 9,793; 1,677; 1);
W=(0,318; 0,536; 0,0917; 0,0547);
λmax=4,02;
ИС==0,066;
ОС==0,0733.
Таблица 6
Матрица попарного сравнения альтернатив по критерию «Социальный ущерб»
|
Вид трубопровода |
Нефтепровод |
Газопровод |
Нефтепродуктопровод |
Аммиакопровод |
|
Нефтепровод |
1 |
1/2 |
2 |
4 |
|
Газопровод |
2 |
1 |
4 |
6 |
|
Нефтепродуктопровод |
1/2 |
1/4 |
1 |
2 |
|
Аммиакопровод |
1/4 |
1/6 |
1/2 |
1 |
V=(3,712; 6,926; 1,856; 1);
W=(0,275; 0,513; 0,138; 0,0741);
λmax=4,01;
ИС==0,00333;
ОС==0,0037.
Таблица 7
Матрица попарного сравнения альтернатив по критерию
«Затраты на локализацию и ликвидацию аварий»
|
Вид трубопровода |
Нефтепровод |
Газопровод |
Нефтепродуктопровод |
Аммиакопровод |
|
Нефтепровод |
1 |
3 |
5 |
7 |
|
Газопровод |
1/3 |
1 |
2 |
4 |
|
Нефтепродуктопровод |
1/5 |
1/2 |
1 |
2 |
|
Аммиакопровод |
1/7 |
1/4 |
1/2 |
1 |
V=(8,756; 3,482; 1,814; 1);
W=(0,582; 0,231; 0,121; 0,0664);
λmax=4,028;
ИС==0,00933;
ОС==0,0104.
Далее определен наиболее потенциально опасный вид магистрального трубопровода путем определения весовых характеристик предложенных альтернатив, выраженных численными значениями относительного интегрального показателя ущерба (потерь). Чем выше значение интегрального показателя, тем выше совокупный размер потенциального ущерба от аварий на данном виде магистрального трубопровода. С этой целью последовательно определены векторы приоритетов альтернатив относительно элементов, находящихся на всех иерархических уровнях. Вычисление векторов приоритетов проведено по направлению от нижних уровней к верхним с учетом конкретных связей между элементами, принадлежащими различным уровням, путем перемножения соответствующих векторов и матриц в соответствии с методом анализа иерархий. Результаты вычислений представлены в табл. 8.
Таблица 8
Определение наиболее аварийно опасного вида трубопровода
|
Вид трубопровода |
Критерии |
Интегральный показатель ущерба (потерь) |
||||
|
экономический ущерб |
экологический ущерб |
прямые потери от аварий |
жертвы |
затраты на локализацию и ликвидацию последствий от аварий |
||
|
0,117 |
0,328 |
0,0633 |
0,451 |
0,0408 |
||
|
Нефтепровод |
0,275 |
0,542 |
0,318 |
0,275 |
0,582 |
0,377851 |
|
Газопровод |
0,513 |
0,0684 |
0,536 |
0,513 |
0,231 |
0,3571728 |
|
Нефтепродуктопровод |
0,138 |
0,264 |
0,0917 |
0,138 |
0,121 |
0,17571741 |
|
Аммиакопровод |
0,741 |
0,125 |
0,0547 |
0,0741 |
0,0664 |
0,08926043 |
Отношения согласованности всех элементов иерархии составляют ОС≤0,1, что позволяет сделать вывод о согласованности суждений экспертов при заполнении матриц.
Проведенные расчеты показали, что наибольшее относительное значение интегрального показателя ущерба (потерь) составляет 0,378 (табл. 8), что соответствует нефтепроводу.
Заключение
Результаты проведенного исследования показывают, что наиболее аварийно опасным видом магистральных трубопроводов является нефтепровод. Это позволяет определить приоритетные направления по усилению требований безопасности на магистральном трубопроводном транспорте, заключающиеся:
– в разработке практических рекомендаций, направленных на снижение вероятности наступления негативных последствий;
– в совершенствовании нормативно-правовой базы, направленной на повышение техногенной безопасности магистральных трубопроводов [13–16];
– в разработке и усовершенствовании технических средств тушения пожаров на магистральных трубопроводах [17, 18].
В настоящее время такая работа проводится в Санкт-Петербургском университете ГПС МЧС России.
1. Godovoj otchet o deyatel'nosti Federal'noj sluzhby po ekologicheskomu, tekhnologicheskomu i atomnomu nadzoru v 2021 godu. M., 2022. S. 139-155.
2. Federal'naya sluzhba gosudarstvennoj statistiki. URL: http://www.gks.ru/ (data obrashcheniya: 03.07.2023).
3. Sytdykov M.R., Ivanov A.V., Abdullaeva Yu.S. Analiz avarijnosti magistral'nogo truboprovodnogo transporta // Servis bezopasnosti v Rossii: opyt, problemy, perspektivy. Arktika - region strategicheskih interesov: pravovaya politika i sovremennye tekhnologii obespecheniya bezopasnosti v Arkticheskom regione: materialy Mezhdunar. nauch.-prakt. konf. SPb.: S.-Peterb. un-t GPS MCHS Rossii, 2022. S. 148-151.
4. Idrisov R.H., Idrisova K.R., Kormakova D.S. Analiz avarijnosti magistral'nyh truboprovodov Rossii // Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya. 2019. № 2. S. 44-46.
5. Analiz rossijskih i zarubezhnyh dannyh po avarijnosti na ob"ektah truboprovodnogo transporta / M.V. Lisanov [i dr.] // Bezopasnost' truda v promyshlennosti. 2010. № 7. S. 16-22.
6. Gordienko D.M. Pozharnaya bezopasnost' osobo opasnyh i tekhnicheski slozhnyh proizvodstvennyh ob"ektov neftegazovogo kompleksa: dis. … d-ra tekhn. nauk. M., 2017. 316 s.
7. Gluhanov A.S., Severinec G.N. Opredelenie raschetnyh velichin pozharnogo riska pri avariyah na naruzhnyh gazoprovodah // Izvestiya Tul'skogo gosudarstvennogo universiteta. Tekhnicheskie nauki. 2022. № 2. S. 480-485. DOI:https://doi.org/10.24412/2071-6168-2022-2-480-486.
8. Lavruhin S.A., Ivanov A.N., Polyakov A.S. Struktura i algoritm rascheta pozharnogo riska na perekhodah nefteproduktoprovodov cherez avtomobil'nye dorogi // Problemy upravleniya riskami v tekhnosfere. 2009. № 4 (12). S. 15-21.
9. Korol'kov A.P., Kolesnikov D.A. Metodika aeromonitoringa pozharovzryvobezopasnosti linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov // Nauch.-analit. zhurn. «Vestnik S.-Peterb. un-ta GPS MCHS Rossii». 2017. № 3. S. 38-47.
10. Saati T. Prinyatie reshenij. Metod analiza ierarhij. M.: Radio i svyaz', 1993. 278 s.
11. Belov P.G. Upravlenie riskami, sistemnyj analiz i modelirovanie. M.: Yurajt, 2015. T. 1. S. 184-185.
12. Butyrskij E.Yu., Matveev A.V. Matematicheskoe modelirovanie sistem i processov. SPb.: Informacionnyj izdatel'skij uchebno-nauchnyj centr «Strategiya budushchego», 2022. 733 s. ISBN 978-5-4268-0064-9. DOI:https://doi.org/10.37468/book_011222. EDN CCRIRT.
13. O sostave razdelov proektnoj dokumentacii i trebovaniyah k ih soderzhaniyu: postanovlenie Pravitel'stva Ros. Federacii ot 16 fevr. 2008 g. № 87 (v red. ot 27 maya 2022 g.). Dostup iz sprav.-pravovoj sistemy «Konsul'tantPlyus».
14. STO Gazprom 2-2.3-351-2009. Metodicheskie ukazaniya po provedeniyu analiza riska dlya opasnyh proizvodstvennyh ob"ektov gazotransportnyh predpriyatij OAO «Gazprom»: standart organizacii. Dostup iz sprav.-pravovoj sistemy «Konsul'tantPlyus».
15. Metodicheskoe rukovodstvo po ocenke stepeni riska avarij na magistral'nyh nefteprovodah / Yu.A. Dadonov [i dr.]. 2-e izd., ispr. M.: GUP «Nauchno-tekhnicheskij centr po bezopasnosti v promyshlennosti Gosgortekhnadzora Rossii», 2002. Ser. 27. Vyp. 1.
16. Metodicheskoe rukovodstvo po ocenke stepeni riska avarij na magistral'nyh nefteprovodah. M.: GUP NTC «Promyshlennaya bezopasnost'» Gosgortekhnadzora Rossii, 2002. 118 s.
17. Sytdykov M.R., Ivanov A.V. Ocenka effektivnosti tekhnicheskih sredstv poroshkovogo pozharotusheniya metodom ekspertnoj ocenki // Nauch.-analit. zhurn. «Vestnik S.-Peterb. un-ta GPS MCHS Rossii». 2022. № 4. S. 13-19.
18. Sytdykov M.R., Kozhevin D.F., Ivanov A.V. Ocenka sposobov vytesneniya ognetushashchih veshchestv iz sredstv pozharotusheniya, prednaznachennyh dlya tusheniya uglevodorodov // Problemy upravleniya riskami v tekhnosfere. 2022. № 2 (62). S. 154-163.
