Россия
Россия
Россия
Рост числа объектов экономики нефтегазового комплекса на территории Российской Федерации влечет за собой увеличение числа аварий на этих объектах. Одними из самых аварийных объектов нефтегазового комплекса являются магистральные трубопроводы. Аварии на магистральных трубопроводах приводят к различным видам ущерба, совокупность которых увеличивает тяжесть последствий от аварий. В связи с этим возникает необходимость проведения сравнительной оценки потенциального ущерба при авариях магистральных трубопроводов с целью определения наиболее опасного их вида. Статья посвящена оцениванию аварийности магистральных трубопроводов методом анализа иерархий. Результаты исследования позволяют определить приоритетные направления по усилению требований безопасности на магистральном трубопроводном транспорте.
магистральный трубопровод, метод анализа иерархий, аварии, ущерб, экспертная оценка
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. Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2021 году. М., 2022. С. 139-155.
2. Федеральная служба государственной статистики. URL: http://www.gks.ru/ (дата обращения: 03.07.2023).
3. Сытдыков М.Р., Иванов А.В., Абдуллаева Ю.С. Анализ аварийности магистрального трубопроводного транспорта // Сервис безопасности в России: опыт, проблемы, перспективы. Арктика - регион стратегических интересов: правовая политика и современные технологии обеспечения безопасности в Арктическом регионе: материалы Междунар. науч.-практ. конф. СПб.: С.-Петерб. ун-т ГПС МЧС России, 2022. С. 148-151.
4. Идрисов Р.Х., Идрисова К.Р., Кормакова Д.С. Анализ аварийности магистральных трубопроводов России // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 2. С. 44-46.
5. Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта / М.В. Лисанов [и др.] // Безопасность труда в промышленности. 2010. № 7. С. 16-22.
6. Гордиенко Д.М. Пожарная безопасность особо опасных и технически сложных производственных объектов нефтегазового комплекса: дис. … д-ра техн. наук. М., 2017. 316 с.
7. Глуханов А.С., Северинец Г.Н. Определение расчетных величин пожарного риска при авариях на наружных газопроводах // Известия Тульского государственного университета. Технические науки. 2022. № 2. С. 480-485. DOI:https://doi.org/10.24412/2071-6168-2022-2-480-486.
8. Лаврухин С.А., Иванов А.Н., Поляков А.С. Структура и алгоритм расчета пожарного риска на переходах нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги // Проблемы управления рисками в техносфере. 2009. № 4 (12). С. 15-21.
9. Корольков А.П., Колесников Д.А. Методика аэромониторинга пожаровзрывобезопасности линейной части магистральных газопроводов // Науч.-аналит. журн. «Вестник С.-Петерб. ун-та ГПС МЧС России». 2017. № 3. С. 38-47.
10. Саати Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий. М.: Радио и связь, 1993. 278 с.
11. Белов П.Г. Управление рисками, системный анализ и моделирование. М.: Юрайт, 2015. Т. 1. С. 184-185.
12. Бутырский Е.Ю., Матвеев А.В. Математическое моделирование систем и процессов. СПб.: Информационный издательский учебно-научный центр «Стратегия будущего», 2022. 733 с. ISBN 978-5-4268-0064-9. DOI:https://doi.org/10.37468/book_011222. EDN CCRIRT.
13. О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию: постановление Правительства Рос. Федерации от 16 февр. 2008 г. № 87 (в ред. от 27 мая 2022 г.). Доступ из справ.-правовой системы «КонсультантПлюс».
14. СТО Газпром 2-2.3-351-2009. Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»: стандарт организации. Доступ из справ.-правовой системы «КонсультантПлюс».
15. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах / Ю.А. Дадонов [и др.]. 2-е изд., испр. М.: ГУП «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002. Сер. 27. Вып. 1.
16. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. М.: ГУП НТЦ «Промышленная безопасность» Госгортехнадзора России, 2002. 118 с.
17. Сытдыков М.Р., Иванов А.В. Оценка эффективности технических средств порошкового пожаротушения методом экспертной оценки // Науч.-аналит. журн. «Вестник С.-Петерб. ун-та ГПС МЧС России». 2022. № 4. С. 13-19.
18. Сытдыков М.Р., Кожевин Д.Ф., Иванов А.В. Оценка способов вытеснения огнетушащих веществ из средств пожаротушения, предназначенных для тушения углеводородов // Проблемы управления рисками в техносфере. 2022. № 2 (62). С. 154-163.
