автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Повышение безопасности транспортировки нефти на основе управления риском

УДК 622 692 4 004 58 6815 На правах рукописи

Пуликовский Константин Борисович

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ НА ОСНОВЕ УПРАВЛЕНИЯ РИСКОМ

Специальность 05 26 03 - Пожарная и промышленная безопасность

(нефтегазовый комплекс)

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ООЗОБ4357

Уфа 2007

003064357

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»), г Уфа, в обществе с ограниченной ответственностью «Центр исследований экстремальных ситуации» (ООО «ЦИЭКС), г Москва

Научный руководитель - доктор технических наук

Александров Анатолий Александрович

Официальные оппоненты _ доктор технических наук, профессор

Халимов Андались Гарифович

- кандидат технических наук Галеев Мидхат Нуриевич

Ведущая организация - ОАО «Мостранснефтепродукт», г. Москва

Защита диссертации состоится 3 августа 2007 г в 17 00 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу 450055, г Уфа, пр Октября, 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта эпергорссурсов»

Автореферат разослан 2 июля 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

Л П Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Чрезвычайные ситуации техногенного характера при транспортировке нефти по трубопроводам, как правило, приводят к загрязнению нефтью объектов окружающей среды, поэтому проблема обеспечения безопасности нефтепроводного транспорта является крайне актуальной

В настоящее время в России находится в эксплуатации около 50 тыс км магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов Основное развитие системы магистральных нефтепроводов (МН) пришлось на 60-70-е годы прошлого столетия По оценкам специалистов, сегодня более 75 % нефтепроводов России составляют трубопроводы возрастного интервала более 20 лет, около 40 % — более 30 лет Существующая сеть нефтепроводов к настоящему времени в значительной мере выработала свой ресурс ее износ составляет около 80 %, при этом около 35 % от общей протяженности требуют полной замены

Правительство РФ в 2000 и 2002 гг приняло два постановления № 613 и № 240, в которых содержатся требования к уровню и мерам безопасности при эксплуатации МН Реализация указанных требований невозможна без применения новых наукоемких технологий при разработке технических решений по снижению рисков и методов оценки их эффективности, в том числе основывающихся на моделировании аварийных разливов нефти с помощью компьютерных ГИС-технологий

Цель работы - повышение безопасности транспортировки нефти на основе внедрения технологии управления рисками

Научная задача заключается в совершенствовании технологии управления риском при транспортировке нефти на основе использования географических информационных систем Основные задачи исследования:

• анализ существующих методов оценки риска и технологии управления риском,

• совершенствование методов оценки риска аварий на

магистральных нефтепроводах,

• исследование влияния пространственно-временных факторов на показатели риска,

• разработка предложений по совершенствованию нормативных документов и технологии управления риском

Объектом исследования являются элементы риска - нефтепроводы и окружающая среда

Предметом исследования является методология анализа и управления рисками при транспортировке нефти

Методы решения поставленных задач - методы математического моделирования, системного анализа и синтеза

Научная новизна

• выявлены зависимости коэффициента сбора нефти от типов грунта, вязкости нефти, времени ликвидации аварийного разлива,

• выявлены закономерности по влиянию рельефа и фильтрационных свойств грунта на показатели риска,

• установлены зависимости по влиянию времени ликвидации аварийного разлива на показатели риска

На защиту выносятся:

• усовершенствованные методы оценки показателей риска,

• метод оптимального размещения задвижек на основе показателей риска с учетом рельефа местности, его пересеченности, плотности водотоков, типов грунта,

• требования к специализированной ГИС по управлению риском,

• методы зонирования территории вдоль линейной части нефтепровода по риску загрязнения земель и потенциальному территориальному риску

Практическая ценность результатов работы заключается в развитии методов оценки риска, создании методов управления рисками на основе оптимизации технических решений по снижению риска с

применением ГИС-технологий

Внедрение результатов. Результаты исследований использовались при оценке рисков и обосновании мероприятий по повышению безопасности в проекте нефтепроводной системы «Сахалин-2»

Апробация работы. Результаты исследования многократно докладывались на всероссийских и международных научных и научно-практических конференциях, симпозиумах и семинарах

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 14 работах

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованных источников, включающего 183 наименования Работа содержит 130 страниц машинописного текста, 26 рисунков и 21 таблицу

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи диссертационной работы, определены объект и предмет исследования, приведена информация о реализации результатов работы, показаны научная новизна и практическая ценность работы

Основу исследований в диссертационной работе составили теоретические и практические труды в области изучения воздействия на окружающую среду опасных производственных объектов и разработки методов оценки и управления риском отечественных и зарубежных ученых, в числе которых Азметов X А , Брушлинский Н Н , Быков А А , Гумеров А Г , Гумеров Р С , Елохин А Н , Зайнуллин Р С , Идрисов Р X , Измалков В И , Котляревский В А , Корольченко А Я , Коршак А А , Ларионов В И , Лурье М В , Маршалл В , Махутов Н А , Одишария Г Э , Сафонов В С , Трбоевич В М , Шаммазов А М и др

В первой главе приведен анализ статистической информации по авариям на магистральных нефтепроводах, дан обзор методов оценки и

управления рисками, приведена постановка задачи исследования

Проведенный в диссертационной работе анализ подходов к оценке показателей рисков и технологии управления рисками позволил выявить недостатки в действующих нормативных документах, заключающиеся в следующем

1 В методическом руководстве по оценке степени риска аварий не учитываются результаты последних исследований в области прогнозирования количества разлившейся нефти

2 В классификации риска критерий «средняя степень риска» представлен диапазоном от 0,1 до 100 т/(год 1000 км) массы ожидаемой среднегодовой потери нефти от аварий на магистральном нефтепроводе Однако практика анализа рисков аварий МН показала, что подавляющее число оценок риска соответствует критерию «средняя степень риска» Это затрудняет подготовку дифференцированных рекомендаций по повышению безопасности транспортировки нефти в управлении риском

3 Площадь загрязнения поверхности суши оценивается без учета рельефа местности, типа грунта, температуры окружающей среды, а также физических характеристик нефти

4 Отсутствуют методические подходы к оценке доли собираемой нефти Кс6 в зависимости от удаленности размещения аварийно-восстановительных бригад от места аварии, рельефа местности, типов почв и водных объектов

5 Состав и распределение секционирующей запорной арматуры выбирается без учета современных взглядов на обеспечение безопасности технической системы, без оптимизационных исследований исходя из минимизации приведенных экономических издержек

Отмечается, что несовершенство методов оценки показателей рисков приводит к тому, что не в полной мере используются механизмы управления рисками для повышения безопасности транспортировки нефти Сделан вывод о необходимости применения в методологии анализа и управления риском

новых информационных технологий, В этой связи требуется совершенствование методик анализа и управления риском, применяемых при разработке деклараций промышленной безопасности, разработке разделов проектов по оценке воздействия Загрязнений на окружающую среду, планировании мероприятий по снижению потерь нефти.

Следовательно, развитие научно-методического аппарата по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и уточнение нормативных документов является актуальным.

На основе проведенного анализа сформулирована научная задача диссертации, заключающаяся в совершенствовании технологии управления рисками на основе использования географических информационных систем.

Во второй главе приведены теоретические исследования по развитию методов моделирования аварийных разливов нефти на суше, а также по технологии управления риском на линейной части МН.

Выбор полигонов для исследования. На неф те про водной системе «Сахалин-2» были выбраны два полигона (участки трассы с разными рельефами местности): участок I - со среднепересеченным рельефом (рисунок I); участок 2-е сильнопересеченным рельефом (рисунок 2).

1

Рисунок I — Участок нефте про вида на местности со среднепересеченным рельефом

Рисунок 2 - Участок нефтепровода на местности с сильнопересечеаным рел ьефом

С использованием ГИС-технологии и характеристик рельефов указанных участков трассы были проведены численные эксперименты по оценке влияния на риск характера рельефа, типов грунта, вязкости нефти, а также технических решений по секционированию нефтепровода

Прогнозирование объемов выхода и площадей аварийного разлива нефти. Были использованы модели расхода нефти из аварийного отверстия для трех стадий истечения на основе уравнений Бернулли и Эйлера, учитывающих процессы распространения нефти в различных сечениях трубопровода до отверстия, после отверстия и непосредственно через отверстие

Вытекшая из аварийного отверстия нефть растекается по поверхности суши, образуя русла Моделирование аварийных разливов нефти основано на использовании формулы Шези-Маннинга, представляющей скорость II, осредненную по поперечному сечению потока Зная рельеф местности и другие характеристики, можно определить границы ее аварийного растекания с учетом уменьшения ее количества на испарение в атмосферу и фильтрацию в грунт по мере течения

К началу моделирования разлива нефти по поверхности суши подготавливаются следующие исходные данные Составляется матрица рельефа на основе цифровых данных о горизонталях, взятых из векторной карты Вся поверхность суши представляется в виде одинаковых прямоугольных элементарных площадок, размер которых определяет точность расчета Задаются координаты и размеры порыва нефтепровода, начало отсчета времени истечения, интервал длительности времени Л? для дискретизации по времени, уточняются модели объемных расходов нефти через аварийное отверстие

Алгоритм моделирования можно представить в виде следующей последовательности процедур 1) от точки порыва по матрице рельефа определяются уклоны по всем направлениям, 2) за интервал времени А1

определяется площадь растекания пролившейся нефти, 3) для последующих шагов процедура определения уклонов применяется ко всем точкам на границе зоны распространения нефтяного пятна, 4) учитывая, что скорость распространения нефти пропорциональна квадратному корню из уклона, определяются все узлы матрицы, которые будут затоплены за указанный интервал времени, 5) объем нефти, оставшейся на г-ой площадке, определяется по формуле

т, 0(0 &

где ()(,) - расход нефти на указанный дискретный интервал времени, Кт— количество элементарных площадок, которые оказались на время Д? в зоне подтопления нефтяным потоком

Процедуры в указанной последовательности повторяются до тех пор, пока суммарное время распространения нефти по суше не сравняется с суммарным временем истечения

Убыль нефти на фильтрацию и испарение определяется для каждой элемент арной площадки отдельно, с этой целью для каждой из них определяется свое время испарения и фильтрации

¡цел ^фильтр ^разл ~ ^дост >

(2)

где Г„с„ - время испарения, с, 1фшьтр - время фильтрации, с, - общее время разлива, с, 1дост - время достижения нефтяным пятном рассматриваемой площадки, с

Суммированием потерь нефти на каждой элементарной площадке определяется убыль нефти на испарение и фильтрацию

Элементарные площадки классифицируются по времени их загрязнения и по общей массе загрязнения на момент окончания каждого интервала дискретного времени Если в каком-то его интервале объем пролива стал не выше объема убыли нефти, это означает, что процесс растекания закончился

Суммарные потери нефти на момент времени ( с участка площадью Б, загрязненного нефтью, за счет испарения и фильтрации определяются

процедурой по шаговому счету в дискретном режиме времени Исходное уравнение для дискретизации имеет вид

I чм

г/о = I ¡Атл, (3)

о о

Здесь Ур (0 — суммарные потери жидкости, м3, V 0) - текущий объем жидкого продукта, м3, Кг — коэффициент фильтрации, м3/(м с), /г -толщина слоя нефти, м, К„ - нефтеемкость грунта, м3/м3, и - скорость ветра, м/с, До-гидравлический радиус, I - уклон местности

Влияние вязкости и типа грунта на коэффициент сбора нефти В действующих методиках коэффициент сбора нефти задается без учета характеристик нефти и грунта Однако указанный коэффициент не может быть больше, чем отношение объема нефти, оставшейся на поверхности суши к моменту начала ее сбора, к объему нефти, вытекшей из нефтепровода Это отношение является ограничением сверху для коэффициента сбора нефти, оно зависит от вязкости нефти и типа грунта и может быть определено по формуле

; . (4)

где V - объем аварийного пролива нефти, м3, V,,, - объем нефти, впитавшейся в грунт, м3, Уи- объем испарившейся нефти, равный Ми/р, м3 С увеличением вязкости коэффициент фильтрации уменьшается, что способствует тому, что большая часть нефти остается на поверхности и может быть собрана Для определения степени влияния вязкости нефти на величину коэффициента сбора для участка 1 были проведены расчеты по формуле (4) Время локализации аварии принималось равным 3 часам, тип грунта — супесь Полученные зависимости представлены на рисунке 3

Коэффициент сбора нефти является максимальным (равен 0,8) для нефти с вязкостью более 0,8 см2/с, поскольку вязкая нефть практически вся остается на поверхности суши

1 - свищ, 2 - трещина, 3 - гильотинный порыв

Рисунок 3 — Зависимости коэффициента сбора КСб нефти от кинематической вязкости V для аварий с образованием разных по размеру отверстий (для участка со среднепересечен-ным рельефом местности)

02 04 06 О 8 V ,см'/с

Для проектного объема утечки и участка со среднепересеченным рельефом местности (другие исходные данные не меняются) были определены зависимости коэффициента сбора от типа грунта Зависимости представлены на рисунке 4

К

О 8 О 6 О 4 О 2 О

2 / /

/

/

/

1 - глина, 2 - супесь, 3 - песок

Рисунок 4 - Зависимости коэффициента сбора КСб нефти от кинематической вязкости V для различных грунтов (для участка со среднепересеченным рельефом местности)

0 2 0 4

О 6

О 8 V ,см /с

Из графика следует, что коэффициент сбора практически не зависит от вязкости при глинистых грунтах и сильно зависит от нее при других рассмотренных типах грунта

Коэффициент сбора зависит от времени локализации аварии, он увеличивается с уменьшением указанного времени, причем в интервале от 30 минут до 3 часов зависимость является практически линейной (рисунок 5) Для маловязкой нефти при дальнейшем повышении времени локализации (свыше 3-х часов) значение коэффициента сбора меняется незначительно Для вязкой нефти характер зависимости не изменяется в интервале 5-ти часов

Кеб

1 - V = 0,2 см2/с,

2 - v = 0,4 см2/с,

3 - v = 0,6 см2/с

О 2

О 4

О 8

О 6

от времени t локализации аварии для различных

Рисунок 5 — Зависимости коэффициента сбора нефти ЛГСб

1

значений кинематической вязкости v нефти

О

О

100

200 300 400 t, мин

Зная аварийные объемы утечки нефти и коэффициенты сбора, можно определить технологические риски аварий, то есть ожидаемые массы среднегодовых потерь нефти в год на 1000 км В этом случае частота возникновения аварий определяется по среднестатистическим показателям с учетом коэффициента влияния природных и технологических факторов на отдельных участках трубопровода (рисунок 6)

Как видно из графиков, представленных на рисунке 6, значение технологического риска для всех случаев находится в широком интервале от 0,5 до 18 т/год на 1000 км

В существующей классификации риска диапазон категории «средний» определяется ожидаемыми объемами потерь нефти от 0,1 до 100 тонн в год на 1000 км длины МН Практически все оценки

О

Рисунок 6 — Зависимости технологического риска Я,, т/(год 1000 км), от времени / локализации аварии для различных значений кинематической вязкости у нефти

1 - v = 0,2 см2/с,

2 - v = 0,4 см2/с,

3 - v = 0,6 см2/с

0 100 200 300 400

t, мин.

технологических рисков, полученные с использованием методов моделирования на основе ГИС-технологии, попадают в категорию «средние», что затрудняет применение дифференцированных технических решений при управлении риском Предложено разделить диапазон «средний риск» на три части, с учетом этого классификация рисков представится следующими рисками «низкий», «ниже среднего», «средний», «выше среднего», «высокий»

Влияние рельефа, вязкости нефти и типа грунта на экологический риск. В каждом варианте рельефа при моделировании растекания были рассмотрены три типа грунтов песок, супесь и глина

Моделированием разлива для выбранных двух участков с разным рельефом были определены площади загрязнения прилегающей к нефтепроводу территории и экологические риски при различных типах грунта в зависимости от вязкости нефти На рисунке 7 представлены зависимости экологического риска

§ 70

-Ь: 2 1 - песок, 2 - супесь, 3 — глина

Ю 60 \ 4

^ 50 \

— ----Рисунок 7 — Экологический

ь 40 _____риск для нефтепровода на

£2 / \ 4 местности со среднепересечен-

30 / \ ным рельефом в зависимости

I \ от кинематической вязкости

20 10

для трех типов грунта

V 02 0.4 06 08 у,см2/с

Для грунтов с малыми значениями коэффициента проницаемости (глина и др ) экологические риски уменьшаются с увеличением вязкости нефти Для грунтов с большой проницаемостью (песок, гравий и др ) такая зависимость начинает наблюдаться лишь при больших значениях вязкости (например для песка - от вязкости 0,6 см2/с) Это обусловлено тем, что при

малых значениях вязкости нефть очень быстро впитывается в грунт, и это значительно снижает площади растекания и объемы попадания ее в реки Коэффициент сбора для этих случаев очень мал При высокой вязкости коэффициент сбора значителен (до 0,5) В этом случае экологический риск можно снизить экстренными действиями по локализации и сбору разлившейся нефти (рисунок 8)

Независимо от вязкости нефти имеется устойчивая связь между величиной экологического риска и степенью пересеченности рельефа Изменение вязкости нефти на установленной зависимости сказывается незначительно

Экологический риск для среднепересеченной местности примерно в 1,5 раза выше аналогичного показателя для сильнопересеченной местности

Подходы к оптимизационным исследованиям технических решений по секционированию нефтепровода Для снижения ожидаемого среднегодового ущерба от аварий (экономических рисков) необходимо обосновывать решения по расстановке секционирующей запорной арматуры на нефтепроводе

§160 I-

1 - для участка местности со среднепересеченным рельефом,

2 - для участка местности с сильнопересеченным рельефом

Рисунок 8 - Экологический риск в зависимости от вязкости нефти и характера рельефа

о

о 0.2 0.4 0 6 0 8 у,см2/с

По существующим нормативным документам на сухопутной части нефтепровода задвижки устанавливаются на расстоянии не более 30 км друг от друга, кроме того, они устанавливаются на берегах крупных рек, выделяя водные переходы в качестве отдельных секций

Равномерное распределение запорной трубопроводной арматуры на нефтепроводе без учета рельефа местности не всегда является оптимальным

Для оптимизации расстановки задвижек на нефтепроводе в качестве функции цели предлагается использовать минимизацию суммарных ожидаемых среднегодовых издержек, в том числе и среднегодового ущерба от аварий Выражение для суммарных издержек можно представить в виде

£С = дсеи+У, (5)

где Xе ~ суммарные приведенные к году издержки, руб /год,

ДС - стоимость задвижек, руб ,

Еи - нормативный коэффициент окупаемости капвложений, год"1, Е„ = 1/Тн,

Т„ - нормативный срок окупаемости капвложений, год,

У - ожидаемый среднегодовой ущерб от аварийных разливов нефти, руб /год

Первоначально функция суммарных приведенных к году издержек определяется для нефтепровода, не имеющего секционирования С ее помощью выбираются наиболее опасные, с точки зрения экологического риска, участки нефтепровода

При разбивке нефтепровода на секции используется принцип последовательного выделения в секции наиболее опасных участков Затем на оставшихся участках выбираются места установки арматуры исходя из минимума ожидаемых суммарных среднегодовых экономических издержек (экономического риска) на всем участке После назначения места для каждой новой задвижки рассчитываются суммарные приведенные к

году издержки Процесс продолжается до прекращения убывания функции суммарных приведенных к году издержек

Исследования показали, что оптимальным для участка в 100 км является установка двух задвижек, то есть деление участка на 3 секции (рисунок 9) В оптимальном варианте средняя длина каждой секции равна 30 км, но, в действительности, арматура располагается неравномерно по длине трубопровода, и поэтому секции имеют различную длину Так, на исследуемом участке оптимальным является расположение задвижек на отметках 14,5 и 34,0 км

1 - суммарные ожидаемые приведенные издержки,

связанные с затратами на арматуру и риском от аварий

тыс руб /год, 2 ожидаемый среднегодовой экономический ущерб от аварийных разливов нефти, У, тыс руб /год, 3 - затраты на запорную арматуру, Е„ АС, тыс руб /год, N - количество задвижек, штук

Рисунок 9 — Приведенные издержки в зависимости от количества запорной арматуры

0 1 2 N

Следует отметить, что альтернативы, связанные с отсечением отдельных наиболее опасных участков трубопровода без учета экономического ущерба в целом, часто не являются оптимальными решениями для нефтепровода в целом Например, при установке запорной трубопроводной арматуры только на сторонах подводного перехода (39,5 и 42,0 км), риск ущерба (экономический риск) для всего МН остается сравнительно высоким (94,36 тыс руб /год)

Влияние времени прибытия аварийной бригады к месту аварии. Влияние на риск задержки времени прибытия аварийных бригад с момента

«160 о

¿н

£1

Рн

£ 30 40

п

N \ 1

- 2 N Г — Ч1

возникновения пролива определено моделированием растекания нефти, получена зависимость экологического риска от времени прибытия аварийных бригад, от свойств нефти (вязкости) и типа грунта (рисунки 10, 11)

t, мин

рельеф - среднепересеченный, грунт - супесь, вязкость нефти 1 - 0,2 см2/с, 2 - 0,4 см2/с, 3 - 0,4 см2/с

Рисунок 10 — Влияние времени прибытия аварийных бригад и вязкости нефти на экологический риск

0 100 200 300 400

мин

рельеф - среднепересеченный,

нефть вязкостью 0,4 см2/с,

1 — песок, 2 — супесь, суглинок, 3 — глина

Рисунок 11 — Влияние времени прибытия аварийных бригад и типа грунта на экологический риск

В варианте с песчаным грунтом по истечении чуть более 3-х часов после пролива нефти экологический риск становится максимальным, следовательно, для песчаных грунтов время прибытия аварийных бригад должно быть до трех часов

В третьей главе выработаны требования к специализированной ГИС по управлению риском и разработаны предложения по совершенствованию методов оценки риска на магистральных нефтепроводах

Предложен комплект технических характеристик для прогнозирования риска аварий МН с использованием специализированной ГИС

Проведены исследования влияния точности топографических карт на величины технологического и экологического рисков

Исследования показали, что приемлемая точность (погрешность до 20 %) достигается при использовании карт с детальностью, соответствующей масштабу 1 25000 При использовании карт меньшей детальности погрешности возрастают до 300 % - для масштаба 1 100000, до 400 % - для масштаба 1 200000 Исходя из оценок площадей аварийных разливов, можно сделать вывод, что ширина зоны детальной оцифровки карт вдоль трассы нефтепровода должна быть примерно 3 км Вблизи водных объектов зона оцифровки должна охватывать дальние расстояния, но при этом допускается применение менее детальных карт (М 1 100000 или М 1 200000) При этом, по длине рек должны быть указаны скорость течения, ширина реки, характер берегов

Для оценки рисков в ГИС должны быть включены следующие модели по оценке частоты аварий нефтепровода, объемов аварийных проливов нефти при разгерметизации нефтепровода в разных его сечениях по трассе, площади растекания нефти по поверхности земли, движения нефтяного пятна по водотокам, технологических рисков вдоль трассы нефтепровода, рисков загрязнения территории, прилегающей к нефтепроводу, потенциального риска и зонирования территории, прилегающей к нефтепроводу

Предложения по совершенствованию методов оценки риска аварий.

1) Даны рекомендации по оценке коэффициента сбора нефти в зависимости от ее вязкости и типа грунта при условии, что время прибытия бригад с момента возникновения аварии не превышает 3-х часов (таблица 1)

Таблица 1- Коэффициенты сбора нефти различной вязкости в зависимости от типа грунта

Тип грунта Вязкость нефти, см^/с

0 20 0,40 0,60 0,80 1,00

Песок, гравий 0,02 0,05 0,10 0,20 0,30

Супесь, суглинок 0,25 0,50 0,70 0,80 0,85

Глина 0,90 0,92 0,93 0,94 0,94

2) Практически все полученные прогнозы технологических рисков классифицируются в соответствии с действующей методикой как «средние», что затрудняет дифференцировать по технологическому риску участки нефтепровода Предлагается степень риска «средняя» разбить на 3 категории в зависимости от величины потери нефти (т/год на 1000 км) «средняя пониженная» - от 0,1 до 1, «средняя» - от 1 до 10, «средняя повышенная» - от 10 до 100

3) Предложено проводить оптимизационные исследования при выборе решений по секционированию нефтепровода на основе минимизации приведенных к году издержек, включая ущерб от аварии При расстановке задвижек предлагается к использованию принцип последовательного секционирования наиболее опасных по экономическому риску участков

4) Экологический риск сильно зависит от времени локализации аварии С момента возникновения аварийного отверстия с увеличением времени локализации разлива нефти с малой вязкостью на песчаных грунтах отмечается рост риска с некоторым замедлением и практическим достижением максимума через три часа Учитывая изложенное, максимальное время доставки аварийных бригад к месту аварии не должно превышать 3-х часов, что является исходным требованием при выборе мест размещения аварийных бригад

5) Для повышения безопасности транспортировки нефти и выявления участков вдоль трассы с максимальным риском загрязнения предлагается проводить зонирование местности по риску ее загрязнения нефтью на основе оценки частоты разгерметизации секций нефтепровода (свищ, трещина, гильотинный порыв) и моделирования аварийных разливов нефти По всей трассе расставляются отметки с интервалами, равными шагу расчетной матрицы рельефа Для узлов матрицы рельефа определяются участки на трассе, при аварии на которых возможно загрязнение данного узла По длине этих участков и вероятности аварии на

них определяется риск загрязнения каждого узла матрицы рельефа, прилегающего к трассе нефтепровода.

Пример зонирования участка трассы магистрального нефтепровода по риску загрязнения территории приведен на рисунке 12. По результатам зонирования следует принимать меры по защите наиболее опасных участков.

синий - Я < МО"6 год'1; зеленый 1 10"6< а <2-10"* год1; розовый - 2-10'6 < Я < 4 10"й год*1; красный - 4-10'6 < Е? < 6 10"6 год'1; черный - > 610"6 год"1

Рисунок 12 — Зонирование территории вдоль линейной час™ нефтепровода по риску загрязневия местности

6) В модели зонирования территории по потенциальному территориальному риску используются результаты моделирования рисков загрязнения территории. При этом учитываются вероятность возникновения пожара при аварийных разливах нефти, а также расстояния, на которых возможны потери людей и вероятности этих потерь, Зонирование территории вблизи трубопровода по потенциальному территориальному риску позволяет определять наиболее опасные участки для населения и персонала и принимать меры для снижения риска.

Пример зонирования участка трассы магистрального нефтепровода по территориальному потенциальному риску приведен на рисунке 13,

синий - К < 0,05-Ю"6 гол"'; зеленый - 0,05 •10"4<'-К<0,1*10л год''® розовый -0, МО'6 < К<0,3'10'6 год"1; красный-0,3 10'6< К < 0,5 10 й год'1; черный - Я > 0,5-10'6 год'1

Рисунок 13 - Зонирование территории вдоль линейной части нефтепровода по

потенциальному территориальному

риску

7) При определении экологических рисков предлагается использовать моделирование аварийных разливов нефти. В таблице 2 представлены сравнительные оценки экологических рисков (тыс, руб./год), полученные с применением предлагаемой методики. Указанные оценки показывают, что нормативная методика завышает оценки ожидаемого риска. Завышение оценок риска обусловлено тем, что с помощью усредненных коэффициентов сложно учесть реальный рельеф местности. Максимально завышены оценки риска у водоразделов, где защитные свойства рельефа проявляют себя в максимальной степени. Достаточная сходимость в оценке риска отмечена в долинах, на переходах трубопровода через водные преграды.

Таблица 2 - Сравнение экологических рисков по существующей и прелагаемой методикам

Километр по-трассе 0 2 Л 6 8 10 12 14 16 18 20

По креяпзглсмой методике 0.85 адГП 1,37 1,65 1,31 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

По существующей методике 2.47 2,46 2,46 2,41 2.45 2,47 1.86 1,8! 0.31 0.97 0,27

Относительная ра^мниз 1,05 2,84 123.00 1,76 1.48 1,89 186.00 181,00 81.00 97,00 27.00

Как видно из сравнения (таблица 2), для отдельных участков оценки экологических рисков, полученные по предлагаемой методике, отличаются на 2 порядка.

В четвертой ¡лапе приведен пример использования результатов исследования при Проектировании нефтепроводной системы «Сахалин-2».

Предлагаемые методы были применены для анализа и управления риском при разработке декларации промышленной безопасности нефтепроводной системы «Сахалин-2»

В ГИС-проекте использовалась топографическая карта местности масштаба 1 2000 Оцифровка карты проведена для участка вдоль трассы нефтепровода, ширина оцифрованной полосы местности - 3 км

Магистральный нефтепровод состоит из последовательно соединенных четырех отдельных участков Производительность нефтепроводной системы составляет от 900 до 1150 куб м/ч Условный проход (внутренний диаметр) отдельных участков нефтепровода равен 500 и 600 мм Рабочее давление на каждом из участков нефтепровода равно от 9,4 (за насосами) до 8,2 МПа (в конце участка) Температура перекачиваемой нефти по длине участка изменяется от 60 до 10 °С

В качестве исходных ограничивающих данных при реагировании на аварию было использовано предельное время обнаружения аварии (от возникновения отверстия) до полной остановки насосов НПС Оно было задано при образовании аварийного отверстия типа «свищ» — 15 мин, для отверстий большего размера - 5 мин Предельное время от момента возникновения аварийного отверстия до отключения задвижками аварийной секции составляет для отверстия типа «свищ» - 1 час, для отверстий типа «трещина» или «гильотинный порыв» - 5 мин

С учетом состояния дорог и местных условий местности вблизи МН Заказчиком были выданы предельные интервалы времени от обнаружения аварии до ее локализации, которые для различных участков трассы заданы от 30 мин до 2,5 ч По заданию - снежный покров в момент аварии на местности отсутствует

С использованием разработанной с участием автора ГИС-программы были проведены оценки объемов разлившейся нефти и моделирование аварийного разлива по поверхности земли с шагом 25 м вдоль трассы нефтепровода По результатам моделирования произведены оценки экологических рисков с учетом площади разливов, массы нефти,

загрязнившей водные объекты, и массы нефти, загрязнившей атмосферу.

При прогнозировании экологических рисков также учитывалась

вероятность возникновения пожара при авариях на нефтепроводе.

На основе зонирования территории, прилегающей к трассе

нефтепровода, по риску загрязнения земли были выявлены наиболее

опасные по степени загрязнения участки местности (рисунок 14).

синий - R < МО'6 год'1; зеленый - M0"S<R<2'10"4 год'; розовый - 2-10"6< R <4-10"6 гол"1; красный -4-10'6< R < 6-10"6 год"1; черный — R > 6-10 год"1

Рисунок 14 - Пример зонирования территории вдоль трассы нефтепровода «Сахалин-2» по риску загрязнения местности

Было проведено зонирование территории, прилегающей к трассе нефтепровода, по потенциальному территориальному риску, в результате которого были выявлены наиболее опасные для персонала участки

синий-R <0.05-10'6 год"1; зеленый - 0,05 Ю"6^ R < 0.МО"6 год1; розовый fltBQ<,<R<Q,3-10"é год"1; красный - 0,3 I О"6 < R < 0,5-10"6 год"'; черный - R > 0,5-Ю*6 год"1

Рисунок 15- Пример зонирования территории вдоль трассы нефтепровода «Сахалин-2» по потенциальному территориальному риску

местности (рисунок 15).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Исследована зависимость точности оценок последствий и риска аварий от исходной информации о рельефе местности Установлено, что приемлемая погрешность оценок рисков (не выше 20 %) достигается при использовании карт с детальностью, соответствующей масштабу карт 1 25000

2 Численными экспериментами выявлено влияние вязкости нефти на максимальную долю собранной нефти, предложены математические зависимости для оценки доли собранной нефти в зависимости от вязкости для заданных условий (типы грунта и рельефа местности, вязкость нефти) Коэффициент сбора изменяется в диапазоне от 0,5 до 0,95 При высокой вязкости разлившейся нефти коэффициент сбора достигает 0,95, при низкой вязкости максимальное его значение равно 0,5

3 Установлено, что при крупных авариях нефтепровода («гильотинный порыв» или «трещина») аварийные бригады должны прибыть и локализовать аварию не более чем через 3 часа после образования аварийного отверстия, в противном случае эффективность сбора нефти снижается, ориентировочно, в 10 раз, а действия по локализации не влияют на величину экологического риска

4 На основе моделирования исследовано влияние на технологические и экономические риски типа грунта, рельефа местности, плотности водотоков, времени доставки аварийных бригад к месту возникшей аварии, времени локализации аварийного разлива, быстродействия секционирующей запорной трубопроводной арматуры Выявлено, что экологический риск для сильнопересеченной местности ниже примерно в 1,5 раза по сравнению с аналогичным риском для среднепересеченного рельефа, а наличие водных объектов, напротив, приводит к увеличению экологического риска в 20 60 раз

5 Проведен сравнительный анализ результатов оценок риска, полученных по нормативной методике и с применением ГИС-

моделирования Установлено, что отдельные оценки одних и тех же технологических рисков от аварий на МН отличаются на 2 порядка Следовательно, использование существующей методики приводит к недопустимым погрешностям в оценках рисков

6 Исследованы технологические риски аварий на линейной части МН Предложена классификация рисков «низкий», «ниже среднего», «средний», «выше среднего», «высокий»

7 Обоснованы предложения для включения в нормативные и методические документы по анализу и управлению риском методов оценки риска и поиска оптимальных технических решений по его снижению на основе моделирования разливов нефти и ГИС-технологий

8 Разработаны оптимизационные методы исследования по секционированию нефтепровода на основе минимизации приведенных суммарных ожидаемых издержек и ущерба, связанных с риском

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Пуликовский К Б Единая система оценки соответствия на объектах, подконтрольных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору // Безопасность труда в промышленности -2006 -№4 - С 32-35

2 Пуликовский К Б Приоритет качеству подготовки, профессиональному обучению и аттестации работников организаций, поднадзорных Ростехнадзору // Безопасность труда в промышленности -2006 -№7 - С 2-8

3 Пуликовский К Б , Алешин Н П Система аттестации сварочного производства как средство обеспечения промышленной безопасности // Безопасность труда в промышленности - 2006 - № 9 - С 7-9

4 Пуликовский К Б , Ларионов В И , Кумохин В Г и др Анализ риска от аварийных разливов нефти на трубопроводной системе «Сахалин-2» -М ЦИЭКС, 2006 -47 с

5 Пуликовский К Б , Щепкин А В Комплексная оценка соответствия опасных производственных объектов требованиям безопасности // Безопасность труда в промышленности - 2007 - № 2 - С 5-9

6 Пуликовский К Б Безопасность транспортирования нефти // Безопасность труда в промышленности - 2007 - № 3 - С 23-25

7 Пуликовский К Б, Идрисов Р X, Идрисова К Р Об опыте разработки деклараций промышленной безопасности в части предупреждения, локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций на объектах транспортировки нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов по трубопроводам // Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан Матер научн -практ конф 11 ноября 2003 г - Уфа, 2003 -С 70-73

8 Пуликовский К Б , Гумеров А Г , Гумеров Р С , Идрисов Р X , Идрисова К Р Опыт проведения учений по локализации и сбору нефти с водной поверхности в зимних условиях // Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан Матер научн -практ конф 11 ноября 2003 г - Уфа, 2003 - С 74-78

9 Пуликовский К Б , Султанов М X , Абдрахманова Л А Критерии управления риском опасных производственных объектов // XXVIII школа-семинар по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки, транспорта и переработки нефти и газа (15-17 июня 2004 г ) Тез докл - Уфа, 2004 - С 22-27

10 Пуликовский КБ, Ахметшин А А, Жданов А А, Гимадисламов И М , Гумеров К М Оценка остаточного ресурса стальных подземных трубопроводов системы газоснабжения // XXVIII школа-семинар по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки, транспорта и переработки нефти и газа (15-17 июня 2004 г) Тез докл - Уфа, 2004-С 36-39

11 Пуликовский К Б, Жданов А А, Гимадисламов И М, Ахметшин А А , Гумеров К М Безопасность пересечений трубопроводов системы газоснабжения с дорогами // XXVIII школа-семинар по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки, транспорта и переработки нефти и газа (15-17 июня 2004 г) Тез докл - Уфа, 2004 - С 40-43

12 Пуликовский К Б, Султанов М X, Абдрахманова Л А Моделирование и оценка рисков как метод повышения качества функционирования нефтепродуктопроводов // Энергоэффективность Проблемы и решения Тез докл научн -практ конф 20 октября 2004 г в рамках IV Российского энергетического форума «Уралэнерго-2004» -Уфа, 2004 - С 94-96

13 Пуликовский КБ Повышение эффективности государственного управления // Матер VII Всероссийского форума Единой системы оценки соответствия на объектах, подконтрольных Ростехнадзору - М ОАО «Научно-технический центр по безопасности в промышленности», 2006 - С 11-21

14 Пуликовский К Б , Гумеров К М , Гумеров Р С , Шмаков В А Причины и механизмы разрушения вантузного узла магистрального трубопровода // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР -2007 -№ 1(67) - С 52-58

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 29 июня 2007 г Бумага писчая Заказ № 375 Тираж 120 экз Ротапринт ГУП «ИПТОР», 450055 г Уфа, проспект Октября 144/3

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1 АНАЛИЗ ПРИЧИН АВАРИЙ И МЕТОДОВ

УПРАВЛЕНИЯ РИСКОМ НА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ НЕФТЕПРОВОДНЫХ СИСТЕМ.

1.1 Анализ статистической информации по авариям.

1.2 Обзор методов оценки и управления рисками.

1.3 Анализ критериев приемлемого риска.

1.4 Постановка задач исследования.

Выводы по главе 1.

Глава 2 РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИИ

УПРАВЛЕНИЯ РИСКОМ НА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ НЕФТЕПРОВОДНЫХ СИСТЕМ

2.1 Развитие методов оценки показателей риска и эффективности мероприятий по снижению риска от аварий при транспортировке нефти.

2.1.1 Развитие методов оценки показателей риска.

2.1.2 Методы оценки эффективности мероприятий■ по снижению риска аварий транспортировки нефти.

2.2 Оптимизационные исследования по размещению запорной арматуры на линейной части нефтепроводных систем.

2.2.1 Обоснование полигонов для исследования и детальности картографической информации.

2.2.2 Влияние времени закрывания (быстродействия) запорной трубопроводной арматуры на объемы аварийных проливов нефти.

2.2.3 Исследование влияния рельефа местности на объемы аварийных утечек и показатели риска

2.2.4 Влияние плотности водотоков и рельефа местности на экологический риск.

2.2.5 Оптимизация расстановки запорной трубопроводной арматуры на основе показателей риска.

2.2.6 Сравнительный анализ методов оценки величин ожидаемого экологического риска.

2.3 Влияние времени реагирования аварийных бригад на показатели риска.

2.3.1 Закономерности изменения объемов разливов от времени прибытия аварийных бригад.

2.3.2 Закономерности изменения потерь нефти от времени прибытия аварийных бригад.

2.3.3 Влияние времени прибытия аварийных бригад на показатели риска

Выводы по главе 2.

Глава 3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НОРМАТИВНО-МЕТОДИЧЕСКОЙ БАЗЫ ОЦЕНКИ РИСКА НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ.

3.1 Требования к специализированной геоинформационной системе по управлению риском.

3.1.1 Требования к базам данных.

3.1.2 Требования к математическим моделям по оценке риска.

3.2 Совершенствование методов оценки риска на магистральных нефтепроводах.

3.2.1 Метод зонирования территории вдоль линейной части по риску загрязнения земель.

3.2.2 Метод зонирования территории вдоль линейной части нефтепровода по потенциальному территориальному риску.

3.2.3 Совершенствование методов оценки технологических, экологических и экономических рисков . 92 3.3 Предложения по снижению риска.

3.3.1 Технические решения.

3.3.2 Организационные решения.

Выводы по главе 3.

Глава 4 АПРОБАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ НЕФТЕПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ «САХАЛИН-2».

4.1 Характеристика ГИС-проекта по анализу риска нефтепроводной системы «Сахалин-2».

4.2 Основные показатели риска нефтепровода «Сахалин-2». 101 Выводы по главе 4.

Увеличение количества и размеров чрезвычайных ситуаций техногенного характера делает крайне актуальной проблему обеспечения национальной безопасности в природно-техногенной сфере [12].

Проблема безопасности транспортировки нефти имеет особое значение. Она связана с физико-химическими свойствами перекачиваемого вещества, попадание которого в окружающую среду, в случае аварий с его разливом, приводит к загрязнению нефтью объектов окружающей среды.

В настоящее время в России находится в эксплуатации более 214 тыс. км магистральных трубопроводов и 350 тыс. км промысловых трубопроводов [27].

Основное развитие системы магистральных нефтепроводов (МН) пришлось на 60-70-е годы прошлого столетия. При сложившейся практике их эксплуатации, замены и ремонта на начало 2000 г. около 75 % нефтепроводов России составляли трубопроводы возрастного интервала более 20 лет, около 40 % - более 30 лет. Существующая сеть нефтепродуктопроводов к настоящему времени в значительной мере выработала свой ресурс: ее износ составляет более 70 %, а около 35 % от общей протяженности требуют полной замены [12].

В связи с увеличением объемов добычи нефти и газа многократно возрастает степень опасности в районах добычи и транспортировки энергоресурсов.

В целях обеспечения безопасности при эксплуатации нефтепроводных систем на территории Российской Федерации Правительство РФ в 2000 и 2002 гг. приняло соответствующие постановления, в которых содержатся требования к уровню и мерам безопасности при их эксплуатации [107,108].

Изучению отрицательного воздействия на окружающую среду опасных объектов и природных процессов, разработке методов оценки риска и обоснованию мероприятий по уменьшению негативных последствий опасных воздействий посвящены работы отечественных и зарубежных ученых: Азметова Х.А., Брушлинского Н.Н., Быкова А.А., Гумерова А.Г., Гумерова Р.С., Елохина А.Н., Зайнуллина Р.С., Идрисова Р.Х., Измалкова В.И., Котляревского В.А., Корольченко А.Я., Коршака А.А., Ларионова В.И., Лурье М.В., Маршалла В., Махутова Н.А., Одишария Г.Э., Сафонова B.C., Трбоевича В.М., Шаммазова A.M. и др.

Цель работы - повышение безопасности транспортировки нефти на основе внедрения технологии управления рисками.

Научная задача заключается в совершенствовании технологии управления риском при транспортировке нефти на основе использования географических информационных систем (ГИС).

Основные задачи исследования:

• анализ существующих методов оценки риска и технологии управления риском;

• совершенствование методов оценки риска аварий на магистральных нефтепроводах;

• исследование влияния пространственно-временных факторов на показатели риска;

• разработка предложений по совершенствованию нормативных документов и технологии управления риском.

Объектом исследования являются элементы риска - нефтепроводы и окружающая среда.

Предметом исследования является методология анализа и управления рисками при транспортировке нефти.

Методы решения поставленных задач - методы математического моделирования, системного анализа и синтеза.

Научная новизна:

• выявлены зависимости коэффициента сбора нефти от типов грунта, вязкости нефти, времени ликвидации аварийного разлива;

• выявлены закономерности по влиянию рельефа и фильтрационных свойств грунта на показатели риска;

• установлены зависимости по влиянию времени ликвидации аварийного разлива на показатели риска.

На защиту выносятся:

• усовершенствованные методы оценки показателей риска;

• метод оптимального размещения задвижек на основе показателей риска с учетом рельефа местности, его пересеченности, плотности водотоков, типов грунта;

• требования к специализированной ГИС по управлению риском;

• методы зонирования территории вдоль линейной части нефтепровода по риску загрязнения земель и потенциальному территориальному риску.

Практическая ценность результатов работы заключается в развитии методов оценки риска, создании методов управления рисками на основе оптимизации технических решений по снижению риска с применением ГИС-технологий.

Внедрение результатов. Результаты исследований использовались при оценке рисков и обосновании мероприятий по повышению безопасности в проекте нефтепроводной системы «Сахалин-2». s

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Исследована зависимость точности оценок последствий и риска аварий от исходной информации о рельефе местности. Установлено, что приемлемая погрешность оценок рисков (не выше 20 %) достигается при использовании карт с детальностью, соответствующей масштабу карт 1:25000.

2. Численными экспериментами выявлено влияние вязкости нефти на максимальную долю собранной нефти, предложены математические зависимости для оценки доли собранной нефти в зависимости от вязкости для заданных условий (типы грунта и рельефа местности, вязкость нефти). Коэффициент сбора изменяется в диапазоне от 0,50 до 0,95. При высокой вязкости разлившейся нефти коэффициент сбора достигает 0,95, при низкой вязкости максимальное его значение равно 0,50.

3. Установлено, что при крупных авариях нефтепровода («гильотинный порыв» или «трещина») аварийные бригады должны прибыть и локализовать аварию не более чем через 3 часа после образования аварийного отверстия, в противном случае эффективность сбора нефти снижается, ориентировочно, в 10 раз, а действия по локализации не влияют на величину экологического риска.

4. На основе моделирования исследовано влияние на технологические и экономические риски типа грунта, рельефа местности, плотности водотоков, времени доставки аварийных бригад к месту возникшей аварии, времени локализации аварийного разлива, быстродействия секционирующей запорной трубопроводной арматуры. Выявлено, что экологический риск для сильнопересеченной местности ниже примерно в 1,5 раза по сравнению с аналогичным риском для среднепересеченного рельефа, а наличие водных объектов, напротив, приводит к увеличению экологического риска в 20.60 раз.

5. Проведен сравнительный анализ результатов оценок риска, полученных по нормативной методике и с применением ГИСмоделирования. Установлено, что отдельные оценки одних и тех же технологических рисков от аварий на МН отличаются на 2 порядка. Следовательно, использование существующей методики приводит к недопустимым погрешностям в оценках рисков.

6. Исследованы технологические риски аварий на линейной части МН. Предложена классификация рисков: «низкий»; «ниже среднего»; «средний»; «выше среднего»; «высокий».

7. Обоснованы предложения для включения в нормативные и методические документы по анализу и управлению риском методов оценки риска и поиска оптимальных технических решений по его снижению на основе моделирования разливов нефти и ГИС-технологий.

8. Разработаны оптимизационные методы исследования по секционированию нефтепровода на основе минимизации приведенных суммарных ожидаемых издержек и ущерба, связанных с риском.

1. Абросимов А.А. Управление промышленной безопасностью. М.: КМК Лтд., 2000. - 320 с.

2. Азметов Х.А. Освобождение полости участка магистрального нефтепровода от нефти при ремонте и демонтаже // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. -Уфа, 2002.-С. 44-58.

3. Акатьев В.А., Ларионов В.И., Сущев С.П. и др. Оперативное прогнозирование инженерной обстановки в чрезвычайных ситуациях: Учебник / под общ. ред. С.К. Шойгу. М.: ЗАО «Фирма «ПАПИРУС», 1998. -176 с.

4. Акатьев В.А. Приоритеты в выборе мер при управлении промышленной безопасностью объектов энергетики // Электрические станции. 2006. - № 5 - С.7-14.

5. Акимов В.А., Новиков В.Д., Радаев Н.Н. Природные и техногенные чрезвычайные ситуации: опасности, угрозы, риски. М.: ЗАО ФИД «Деловой экспресс», 2001. - 344 с.

6. Акимов В.А., Радаев Н.Н. Методический аппарат исследования природного и техногенного рисков // Безопасность жизнедеятельности. -2001. -№ 2. -С. 34-38.

7. Александров А.А., Пуликовский К.Б., Ларионов В.И. и др. Анализ риска от аварийных разливов нефти на трубопроводной системе «Сахалин-2». М.: ЦИЭКС, 2002. - 47 с.

8. Анализ аварий и несчастных случаев в нефтегазовом комплексе России / Под ред. Б.Е. Прусенко, В.Ф. Мартынюка. М.: ООО «Анализ опасностей», 2002. - 310 с.

9. Анализ аварий и несчастных случаев на трубопроводном транспорте / Под ред. Б.Е. Прусенко, В.Ф. Мартынюка. М.: ООО «Анализ опасностей», 2003. - 351 с.

10. П.Антипьев В.Н., Налобина Е.В., Налобин И.Н. Аварийное истечение нефти из трубопровода при напорном режиме // Безопасность труда в промышленности. 2005. - № 1. - С. 37-41.

11. Безопасность России. Энергетическая безопасность (нефтяной комплекс России). М.: МГФ «Знание», 2000. - 350 с.

12. Безопасность резервуаров и трубопроводов / В.А. Котляревский, А.А. Шаталов, Х.М. Ханухов. М.: Экономика и информатика, 2000. - 555 с.

13. Безопасность прогресса. Интервью с академиком Б.Е. Патоном // НТР: проблемы и решения. 1987. - № 19. - С. 4-5.

14. Брушлинский Н.Н., Соколов С.В. Понятие риска и некоторые аспекты его анализа и оценки (на примере пожарных рисков) // Региональные риски ЧС. Матер, конф. 20-21 апреля 2004 г. / МЧС России. М.: Триада Лтд., 2004. С. 90.

15. Бурков В.Н., Грацианский Е.В., Дзюбков С.И., Щепкин А.В. Модели и механизмы управления безопасностью // Серия «Безопасность» / РАН. Ин-т проблем управления им. В.А. Трапезникова. М.: Изд-во «Синтег», 2001.-С. 160.

16. Быков А.А., Фалеев М.И. К проблеме оценки социально-экономического ущерба с использованием показателя цены риска // Проблемы анализа риска. 2005. - т. 2. - № 2. - С. 114.

17. Быков А.А., Акимов В.А., Фалеев М.И. Нормативно-экономические модели управления риском // Проблемы анализа риска. -2004.-т. 1.- №2.-С. 125.

18. Бэр Я., Заславски Д., Ирией С. Физико-математические основы фильтрации. М.: Изд-во «Мир», 1971. - 452 с.

19. Васильев Ф.П. Методы решения экстремальных задач: Задачи минимизации в функциональных пространствах, регуляризация, аппроксимация. М.: Наука, 1981, - 232 с.

20. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1972. - 720 с.

21. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Высшая школа, 1998.576 с.

22. Вержбицкий В.М. Численные методы. 2-е изд. - М.: ООО «Издательский дом «ОНИКС 21 век», 2005. - 400 с.

23. Владимиров В.А., Измалков В.И., Измалков А.В. Оценка риска и управление техногенной безопасностью: Монография. М.: ФИД «Деловой экспресс», 2002. - 184 с.

24. Воробьёв Ю.Л., Копылов Н.П., Шебеко Ю.Н. Нормирование рисков техногенных ЧС // Проблемы анализа риска. 2004. - т. 1. - № 2. - С. 116.

25. Вылкован А.И., Венцюлис Л.С., Зайцев В.М., Филатов В.Д. Современные методы и средства борьбы с разливами нефти. СПб.: Центр-техинформ, 2000. - 198 с.

26. Государственный доклад «О защите населения и территорий РФ от ЧС техногенного и природного характера в 2005 году».

27. Георгиевская О.Н. Оптимизация соотношения качества и затрат с помощью функционально-стоимостного анализа. М.: НИИИнформэнерго-маш, 1983.-223 с.

28. ГОСТ Р 12.3.047-98. Пожарная безопасность технологических процессов.

29. Глущенко П.В. Техническая диагностика: Моделирование в диагностировании и прогнозировании состояния технических объектов. -М.: Вузовская книга, 2004. 248 е.: ил.

30. Гмошинский В.Г., Флиорент Г.И. Теоретические основы инженерного прогнозирования. М.: Наука, 1973. - 302 с.

31. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. М.: Наука, 1965. - 524 с.

32. Гражданкин А.И., Печеркин А.С. О влиянии «управления комплексным риском» на рост угроз техногенного характера // Безопасность труда в промышленности. 2004. - № 3.

33. Гражданкин А.И., Лисанов М.В., Печеркин А.С. Количественная оценка риска аварий в декларациях промышленной безопасности опасных производственных объектов // Безопасность труда в промышленности. -2005. -№ 1.

34. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С, Векштейн М.Г. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов / Под ред. А.Г. Гумерова. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. - 271 с.

35. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Гумеров К.М. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 310 с.

36. Гумеров А.Г., Зубаиров А.Г., Векштейн М.Г. и др. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. -525 с.

37. Девдариани А.С. Геоморфология. 1971. - №1. - С. 46-55.

38. Демкин И.В. Управление инновационным риском на основе имитационного моделирования // Проблемы анализа риска. 2005. - Т. 2. -№3.-249 с.

39. Елохин А.Н. Анализ и управление риском: теория и практика. -2-е изд., испр. и доп. М.: ООО «Полимедиа», 2002. - 192 с.

40. Идрисов Р.Х. Обеспечение надёжности и безопасности подводных переходов магистральных нефтепроводов: Автореф. . д-ра техн. наук. Уфа, 2002.

41. Измалков В.И., Измалков А.В. Техногенная и экологическая безопасность и управление риском. СПб: НИЦЭБ РАН, 1998. - 482 с.

42. Калихман С.А. Оценка экологических рисков объектов системы нефтепродуктообеспечения // Безопасность труда в промышленности. -2002. -№ 1.

43. Калиберда И.В. Оценка параметров внешних воздействий природного и техногенного происхождения. М.: Логос, 2002.

44. Козлов М.А. Развитие методов анализа риска аварий магистральных нефтепроводов на основе моделирования аварийных разливов нефти: Дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2006. - 130 с.

45. Котляревский В.А., Ларионов В.И., Сущев С.П. Энциклопедия безопасности. Строительство. Промышленность. Экология. М.: Наука, 2005.-Т. 1.-690 с.

46. Котляревский В.А. Безопасность эксплуатации трубопроводов и емкостей для хранения нефтепродуктов и сжиженных газов. М.: Изд-во «АСВ», 2001. Кн. 5: Аварии и катастрофы. - С. 137-187.

47. Кофф ГЛ., Гусев А.А., Воробьев Ю.Л., Козьменко С.Н. Оценка последствий чрезвычайных ситуаций. М: РЭФИА, 1997. - 364 с.

48. Кравец В.А. Метод «дерева отказов» в анализе безопасности систем нефтяной и газовой промышленности. М.: Информнефтегазстрой, 1980.-40 с.

49. Кравец В.А., Финенко А.П. Построение модели дерева отказов // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. 1980. - № 2.

50. Красных Б.А., Мартынюк В.Ф., Сергиенко Т.С. и др. Анализ аварий и несчастных случаев на объектах газового надзора. М.: ООО «Анализ опасностей», 2003. - 320 с.

51. Кузьмин И.И. Безопасность и техногенный риск: системно-динамический подход. 1990. - т. 34. - № 4. - С. 415-420.

52. Ларионов В.И. Обеспечение безопасности объектов нефтегазового комплекса на основе специализированных геоинформационных технологий: Автореф. д-ра техн. наук. Уфа, 2004.

53. Ларионов В.И., Акатьев В.А., Сущев С.П. Обоснование объема ресурсов для ликвидации аварии на магистральном нефтепроводе на основемоделирования разливов нефти // Безопасность жизнедеятельности. 2002. -№7.-С. 7-12.

54. Ларионов В.И., Акатьев В.А., Александров А.А. Риск аварий на автозаправочных станциях // Безопасность труда в промышленности. 2004. - № 2. - С. 44-48.

55. Ларионов В.И., Акатьев В.А. Концепция и структура Плана ликвидации возможных аварий на нефтепроводной системе КТК-Р до береговых сооружений морского терминала: Монография. М.: ЦИЭКС, 2001.- 128 е., ил.

56. Ларионов В.И., Акатьев В.А., Идрисов Р.Х. и др. Методические основы оценки ресурсов для ликвидации возможных аварийных разливов нефти // Матер. III Конгресса нефтегазопромышленников России. 22-25 мая 2001 г. Уфа: ТПП РБ, 2001.- С. 72-74

57. Ларионов В.И., Акатьев В.А. Методика прогнозирования последствий и требуемого состава сил и средств спасения людей при взрывах ВВ на объектах. М.: ВИА, 1994. - 25 с.

58. Ларичев О.И. Объективные модели и субъективные решения. М.: Наука, 1987.-137 с.

59. Ларичев О.И. Проблемы принятия решений с учетом факторов риска безопасности // Вестник АН СССР. 1987. - № 11. - С. 38-46.

60. Лисанов М.В. Анализ риска в управлении промышленной безопасностью опасных производственных объектов нефтегазового комплекса: Автореф. . д-ра техн. наук. М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2002.

61. Лисанов М.В., Печеркин А.С., Сидоров В.И. и др. Оценка риска аварий на линейной части магистральных нефтепроводов // Безопасность труда в промышленности. 1998. - № 9.

62. Лисанов М.В. О техническом регулировании и критериях приемлемого риска // Безопасность труда в промышленности. 2004. - № 5. -С. 11-14.

63. Мартино Дж. Технологическое прогнозирование: Пер. с англ. М.: Прогресс, 1977.-592 с.

64. Маршалл В. Основные опасности химических производств: Пер. с англ. М.: Мир, 1989. - 672 е., ил.

65. Мастрюков Б.С. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. М.: Академия, 2004. -336 с.

66. Махутов Н.А. Оценки и прогнозы стратегических рисков в техногенной сфере // Аналитический журнал «Управление риском». Спец. вып. М.: Изд-во «Анкил», 2002. - С. 59-65.

67. Меньшиков В.В., Швыряев А.А. Опасные химические объекты и техногенный риск. М.: Химический факультет МГУ, 2003. - 254 с.

68. Методика (основные положения) определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений. М.: Экономика, 1977. -48 с.

69. Методика оценки последствий аварий на пожаровзрывоопасных объектах / О.В. Бодриков, А.Н. Елохин, Б.В. Рязанцев, B.C. Рыжиков. М.: МЧС России, 1994.

70. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах: Руководящий документ Минтопэнерго России, АК «Транснефть». М.: Транспресс, 1996.

71. Методика оценки последствий химических аварий (Методика «Токси»). М.: НТЦ ПБ, 1998. - 80 с.

72. Методика прогнозирования масштабов заражения сильнодействующими ядовитыми веществами при авариях (разрушениях) на химически опасных объектах и транспорте. М.: ШГО СССР, Комитет СССР по гидрометеорологии, 1990. - 26 с.

73. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах: Руководящий документ Минтопэнерго России / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, Х.А. Азметов и др. -М.: ТрансПресс, 1996. 68 с.

74. Методики оценки последствий аварий на опасных производственных объектах: Сборник документов / Б.Е. Гельфанд, С.Б. Дорофеев, В.И. Сидоров и др. М.: НТЦ «Промышленная безопасность» Госгортехнадзора России, 2001. - Сер. 27. - Вып. 2. - 224 с.

75. Методические рекомендации по идентификации опасных производственных объектов магистральных нефтепродуктопроводов: Сборник документов. М.: НТЦ «Промышленная безопасность» Госгортехнадзора России, 2001. - Сер. 08. - Вып. 3. - 288 с.

76. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов: РД 03-418-01. М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2002. - 40 с.

77. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов предприятий ОАО «ГАЗПРОМ» СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003. М.: ИРЦ Газпром, 2003. - Т. 1, 2. - 314 с.

78. Методические рекомендации по составлению декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта: РД 03-357-00. -М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2000. 109 с.

79. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. 2-е изд. - М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2002. - Сер. 27. - Вып. 1. - 120 с.

80. Многокритериальные задачи принятия решений. М.: Машиностроение, 1978.-278 с.

81. Молдаванов О.И. Обеспечение экологической безопасности в районах нефтегазового строительства // Экология нефтегазового комплекса. 1988.- С. 26-27.

82. Молчанов В.П. О состоянии пожарной безопасности в Российской Федерации и мерах, принимаемых по ее стабилизации // Безопасность в нефтегазовом комплексе. Матер, конф. -М., 2000. С, 30-32.

83. Некрасов А.С. и др. Оптимизация развития топливно-энергетического комплекса. М.: Энергоиздат, 1981. - 240 с.

84. Обеспечение надежности магистральных трубопроводов /

85. A.А. Коршак, Г.И. Коробков, В.А. Душман, P.P. Набиев. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000. - 170 с.

86. Обеспечение и методы оптимизации надежности / В.В. Кафаров,

87. B.П. Мешалкин, Г. Грун, В. Нойманн. М.: Химия, 1987. - 272 с.

88. Об опыте декларирования промышленной безопасности и развитие методов оценки риска опасных производственных объектов // Матер, семинара Госгортехнадзора России. М.: НТЦ «Промышленная безопасность» Госгортехнадзора России, 2002. - 128 с.

89. Об опыте декларирования промышленной безопасности и развитие методов оценки риска опасных производственных объектов // Матер, темат. семинара. М.: НТЦ «Промышленная безопасность» Госгортехнадзора России, 2003.-92 с.

90. Оперативное прогнозирование инженерной обстановки в чрезвычайных ситуациях / Под общ. ред. С.К. Шойгу. М.: ВИА, 1998. -176 с.

91. Осипов В.И. Оценка природных рисков на региональном уровне: мировой опыт и практика // Региональные риски ЧС. Матер. Всеросс. научн.-практ. конф. 20-21 апреля 2004 г. / МЧС России. М.: Триада Лтд., 2004.1. C.31.

92. Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. М.: Наука, 2001.-238 с.

93. Основные положения методики проведения функционально-стоимостного анализа / Госкомитет СССР по науке и технике. 1982. - 16 с.

94. Оценка и управление природными рисками: Тематический том / Под ред. А.Л. Рагозина. М.: КРУК, 2003. - 320 с.

95. Панкова Л.А., Петровский A.M., Шнейдерман М.В. Организация экспертизы и анализ экспертной информации. М.: Наука, 1984. - 120 с.

96. Постановление Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти».

97. Постановление Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2002 г. № 240 «О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации».

98. Петров В.А., Медведев Г.И. Системная оценка эффективности новой техники. Л.: Машиностроение, 1978. - 256 с.

99. Погожев И.Б., Аничкина В.Л. Обобщенные показатели при исследовании сложных систем. М.: Знание, 1986.

100. Пожары и пожарная безопасность в 2002 году: Статистический сборник / Под общ. ред. Е.А. Серебренникова, А.В. Матюшина. М.: ВНИИПО, 2003.-270 с.

101. Политика предотвращения техногенных аварий и катастроф / Под ред. М.И. Фалеева. М.: Институт риска и безопасности, 2002. - 316 с.

102. Потапов Б.В., Радаев Н.Н. Экономика природного и техногенного рисков. -М.: ЗАО ФИД «Деловой экспресс», 2001.

103. Потехин Г.С., Прохоров Н.С., Терещенко Г.Ф. Управление риском в химической промышленности // Журнал Всесоюзн. хим. общества им. Д.И. Менделеева. 1990. - Т. 35. - № 4. - С. 421-424.

104. Прангишвили И.В. Системный подход и общесистемные закономерности // Сер. «Системы и проблемы управления». М.: СИНТЕГ, 2000.-528 с.

105. Пуликовский К.Б. Единая система оценки соответствия на объектах, подконтрольных Федеральной службе по экологическому,технологическому и атомному надзору // Безопасность труда в промышленности. -2006. -№ 4. С. 32-35.

106. Пуликовский К.Б. Приоритет качеству подготовки, профессиональному обучению и аттестации работников организаций, поднадзорных Ростехнадзору // Безопасность труда в промышленности. -2006.-№7.-С. 2-8.

107. Пуликовский К.Б., Ларионов В.И., Кумохин В.Г. и др. Анализ риска от аварийных разливов нефти на трубопроводной системе «Сахалин-2». М.: ЦИЭКС, 2006. - 47 с.

108. Пуликовский К.Б. Комплексная оценка соответствия опасных производственных объектов требованиям безопасности // Безопасность труда в промышленности. 2007. - № 2. - С. 5-8.

109. Пуликовский К.Б., Алёшин Н.П. Система аттестации сварочного производства как средство обеспечения промышленной безопасности // Безопасность труда в промышленности. 2006. - № 9. - С. 7-9.

110. Пуликовский К.Б. Безопасность транспортирования нефти // Безопасность труда в промышленности. 2007. - № 3 - С. 23-25.

111. Пуликовский К.Б., Гумеров К.М., Гумеров Р.С., Шмаков В.А. Причины и механизмы разрушения вантузного узла магистральноготрубопровода // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2007. - № 1(67). - С. 52-58.

112. Сафонов B.C., Одишария Г.Э., Швыряев А.А. Теория и практика анализа риска в газовой промышленности. М.: НУМЦ Минприроды Россия, 1996.-208 с.

113. Сборник методик по прогнозированию возможных аварий, катастроф, стихийных бедствий в РСЧС: В 2 кн. М.: МЧС России, 1994.

114. Серебренников E.JI. Обеспечение пожарной безопасности на объектах нефтегазового комплекса // Безопасность в нефтегазовом комплексе. Матер, конф. М., 2000. - С. 28-30.

115. Стратегические риски России: оценка и прогноз / МЧС России. Под общ. ред. Ю.Л. Воробьёва. М.: Деловой экспресс, 2005. - 392 с.

116. Трбоевич В.М. Критерии риска в странах ЕС // Проблемы анализа риска.-2004.-Т. 1.-№2.-С. 107.

117. Тугунов П.И., Новосёлов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов A.M. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 658 с,

118. Уайлд Д. Оптимальное проектирование: Пер. с англ. / Под ред. В.Г. Арчегова. -М.: Мир, 1981.

119. Фролов К.В., Махутов Н.А. Проблемы безопасности сложных технических систем // Проблемы машиностроения и надёжности машин. -1992,-№5.

120. Химический состав и свойства нефтей различных горизонтов Нафталанского месторождения / Л.П. Поляков, С.И. Джафаров и др. Уфа: Реактив, 2001 - 124 с.

121. Цивилев М.П., Никаноров А.А., Суслин Б.М. Инженерно-спасательные и неотложные аварийно-восстановительные работы. М.: Воениздат, 1975. - 223 с.

122. Цховребов Ю.В., Елохин А.Н. Страхование высокорисковых производств: некоторые инженерные аспекты. М.: ООО «ПолиМЕдиа»,2002.

123. Черняев В.Д. и др. Эксплуатационная надежность магистральных нефтепроводов. -М.: Недра, 1992. -272 с.

124. Шаммазов A.M., Коршак А.А., Коробков Г.Е. Основы нефтепродуктообеспечения. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. -232 с.

125. Швыряев А.А. Построение и анализ полей потенциального риска объектов нефтегазового комплекса // «Об опыте декларирования.». Матер, семинара Госгортехнадзора России. М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2002. - С. 31-39.

126. Штеренлихт Д.В. Гидравлика. -М.: Изд-во «КолосС», 2004. 656 с.

127. Allan R.N., Billington R., De Oliveira M.F. An efficient algorithm for deducing the minimal cuts and reliability indices of a general network configuration // IEEE Trans, on Reliability. Oct. 1976. - V. 25. - P. 226-233.

128. Apostolakis G., Mosleh A. A study on the quantification on probabilistic analysis. Los Angeles, May 1978.

129. Apostolakis G. Probabilistic risk assessment: the subjectistic viewpoint and some suggestion // Nuclear Safety. June 1978. - V. 3. - P. 19.

130. Bazovsky I. Reliability Theory and Practice. N.Y.: Prentice Hall.1. Englewood's Cliffs, 1961.

131. Brown D.E. The use of information technology for oil spill planning // International Journal of Technology Management. 2000. - No. 19 (3/4/5). - P. 532.

132. Browning R.L. Human factors in fault tree // Chem. Eng. Progress. -June 1976.-V. 72.-P. 72-75.

133. Chatterjee P. Fault tree analysis. Reliability theory and system safety analysis. Operation Research Center, University of California, Berkeley. - Nov. 1974.

134. Edmond N.D. van, Kesselboom H. Mesoscale air pollution dispersion models-1. Eulerian GRID model. Atm. Env., 1983. - V. 17. No. 2. - P. 257-265.

135. Edmond N.D. van, Kesselboom H. Mesoscale air pollution dispersion models-2. Lagrangian PUFF model and comparison with Eulerian GRID model. Atm. Env. 1983. - V. 17. - No. 2. - P. 267-274.

136. Fussell J.B. Synthetic tree model. A formal methodology for fault tree construction, UC 32, ANCR-32. 1973.

137. Fussel J.B., Vesely W.E. A new method for obtaining cut sets for fault-trees // Trans. Amer. Nucl. Soc. 1972. - V. 15. - P. 262-263.

138. Fussel J. How to hand-calculate system reliability and safety characteristics // IEEE Trans, on Reliability. 1975. - V. 24. - No. 3.

139. Green A.E. (ed.). High risk safety technology. J. Wiley, 1982.

140. Jensen P.A., Bellmore M. An algorithm to determine the reliability of a complex system // IEEE Trans, on Reliability. Nov. 1969. - V. 18. -P. 169-174.

141. King C.F., Rudd D.F. Design and maintance of economically failure-tolerant processes // AICHE Journal. 1971. - V. 18. - P. 257-259.

142. Kumamoto H., Henley E.J. Safety and reliability synthesis of systems with control loops // AICHE Journal. 1979. - V. 25. - No. 1 - P. 108.

143. Lambert H.E. Fault trees for locating sensors in process synthesis // Chem. Eng. Progr. Aud. 1977. - V. 73. - P. 81-85.

144. Lapp S.A., Powers G.J. Computer aided synthesis of fault-trees // IEEE Tran. Reliability. Apr. 1977. - V. 26. - P. 2-13.

145. Lees F.P. Loss prevention in the process industries. London: Butterworths, 1980.

146. Mc Intire J.R. Measure refinery reliability. Hydrocarbon Processes. -May 1977.-P. 121-123.

147. Nielsen D.S. The cause consequence method as a basis for quantitative accident analysis // Report Riso-M-1374, 1971, Riso-DK 4000, Rockilde, Denmark.

148. Nuclear systems reliability engineering and risk assessment / Ed. by Fussel J.B., Burdick G.R. Philadelphia, Penn. SIAM, 1977. - 850 p.

149. Nunez V.I. La eveluacian del riesgo de incendio en la industria // A.S.E.L.F. 1976.-P. 105-109.

150. Pollack S.L. Decision tables: Theory and practice. N.Y.: Wiley, Interscience, 1971.

151. Powers G.J., Tompkins F.C. Fault tree synthesis for chemical processes // AICHE Journal. 1974. - V. 20. - No. 2. - P. 376-387.

152. Powers G.J., Lapp S.A. Computer-aided fault tree synthesis // Chem. End. Progr. Apr. 1976. - V. 72. - P. 89-93.

153. Reliability and fault tree analysis. Theoretical and applied aspects of system reliability and safety assessment / Ed. by Barlow R.E., Fussel J.B., SingpurwallaN.D. Philadelphia, Penn. SIAM, 1975. -927 p.

154. Reliability data collection and use in risk and availability assessment // Proc. of the 5-th Euredata conf. Heidelberg. 9-11 Apr. 1986. //Ed. by H.-J. Wingender, Berlin: Springer, 1986.

155. Reliability data collection and use in risk and availability assessment // Proc. of the 6-th Euredata conf., Siena, Italy, March 1989 //Ed. by Colombari, Berlin: Springer, 1989. -906 p.

156. Reliability data banks / Ed. by A.G. Cannon, A. Bendel. London, N.Y. :Elsevier applied science, 1991. - 302 p.

157. Rowe W.D. An anatomy of risk. Wiley, New York, 1977.

158. Salem S.L., Apostolakis G.E., Okrent D. A new methodology for the computer-aided construction of fault trees // Annals of Nuclear Energy, 1977. -V. 4.-P. 417-433.

159. Taylor J.R. Sequence effect in failure mode analysis // Riso Report M-1740.-Aug. 1974.

160. Taylor J.R. A semiautomatic method for qualitative failure mode analysis, the CSNI Meeting on the Develop. & Appl. Reliab. Tech. to Nucl. Plant. -Liverpool, April 8-10,1974.

161. Twigg J. Sustainable livelihoods and vulnerability to disasters // Benfield Greig Hazarl Research Centre, Disaster Management Working Paper 2/2001.- 18 p.

162. Vesely W.E. A time-dependent methodology for fault tree evaluation. Nuclear End. and Design, And. 1978. - V. 13. - No. 2.