Проблемы разработки Плана по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ISSN 1812-522O

© Проблемы анализа риска, 2OOS

В.Н. Антипьев,

В.Л. Мартынович,

Тюменское региональное отделение Российского научного общества анализа риска,

ООО «Энергия-2», г. Тюмень

ISSN 1812-522O © Issues Qf Risk Analysis, 2OOS

V.N. Antipiev,

V.L. Martynovich,

Russian Scientific Society for Risk Analysis, Tyumen Region Branch, Energia-2 LLC, Tyumen

Проблемы разработки плана по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов

Аннотация

В данной работе сделана попытка осветить и проанализировать проблемы, возникающие при разработке, согласовании и утверждении плана по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов (План ЛРН).

Ключевые слова: разлив нефти и нефтепродуктов, чрезвычайная ситуация, оценка риска, предупреждение и ликвидация.

Problems in Oil Spill Prevention and Response Planning

Abstract

Discussed in the article are problems that arise in the course of development and approval of oil spill prevention and response plans (OSPR Plan).

Key words: oil and oil product spill, emergency, risk assessment, prevention and response

Содержание

Введение

1. Нормативно-методическое обеспечение разработки Плана ЛРН

2. Границы зон ЧС(Н) с учетом результатов оценки риска разливов нефти и нефтепродуктов

3. Определение достаточного состава сил и средств ЛЧС(Н)

4. Типовой ситуационный календарный план проведения работ по восстановлению работоспособности поврежденных элементов

5. Проблемы согласования Плана ЛРН Заключение

Литература

Введение

Одной из причин возникновения чрезвычайной ситуации техногенного характера является разлив нефти (нефтепродукта), который может быть сопряжен с человеческими жертвами, ущербом здоровью людей и окружающей природной среде, а также со значительными материальными и финансовыми потерями, нарушением условий жизнедеятельности людей, производственной деятельности предприятий.

1. Нормативно-методическое обеспечение разработки планов ЛРН

В целях предупреждения и организации работ по ликвидации последствий разливов нефти и нефтепродуктов, защиты населения и окружающей природной среды от их вредного воздействия Правительством РФ были приняты постановления от 21.08.2000 г. № 613 [1], от 15.04.2002 г. № 240 [2].

Приказом МЧС России от 28.12.2004 г. № 621 [4] определены структура и порядок разработки и введения в действие Плана по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов.

В 2006 году Федеральным агентством по энергетике (Росэнерго) изданы «Методические рекомендации...» [5], которые устанавливают порядок разработки Плана ЛРН, требования к его составу, содержанию, форме и правилам оформления.

Несмотря на существенный шаг вперед в деле разработки требований к разработке и согласованию планов, План ЛРН остается в большей степени документом, имеющим черты научноисследовательской работы, нежели практическим руководством для организаций, имеющих дело с нефтью (нефтепродуктами).

Прежде чем подойти к оценке эффективности внедрения Плана ЛРН в деятельность таких организаций, необходимо ответить на два ключевых вопроса: цели создания плана и пользователи плана.

Эти вопросы взаимосвязаны, так как если план создается только с целью доказать надзорным органам свою техническую готовность к возможным разливам нефти и нефтепродуктов, то и созданный документ рассчитан главным образом на государственные структуры, отвечающие за безопасность в чрезвычайных ситуациях. В этом случае для владельцев нефтебаз, АЗС и других потенциально опасных объектов, связанных с нефтепродуктами, План ЛРН становит-

ся еще одним видом отчетности, усложняющим им жизнь, но в практическом отношении не приносящий никакой пользы. Однако же, если считать, что эта цель не единственная и более того вторична по сравнению с главной: сделать План ЛРН инструментом управления силами и средствами организации при возникновении чрезвычайной ситуации, то в этом случае законодательные усилия, а также затраты на создание плана, понесенные предприятием, будут не напрасными. Для того чтобы сделать их практическим инструментом реагирования на чрезвычайные ситуации, необходима еще большая работа по методической проработке содержания плана.

2. Границы зон ЧС(Н) с учетом результатов оценки риска разливов нефти и нефтепродуктов

В соответствии со ст. 5 Федерального закона от 21.12.1994 г. № 68-ФЗ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» границы зон ЧС определяются назначенными в соответствии с законодательством РФ и законодательством субъектов РФ руководителями работ по ликвидации ЧС на основе классификации, установленной Правительством РФ, и по согласованию с исполнительными органами государственной власти и органами местного самоуправления, на территориях которых сложились чрезвычайные ситуации.

В настоящее время действуют два постановления Правительства РФ, согласно которым осуществляется классификация чрезвычайных ситуаций. В табл. 1 и 2 представлены критерии оценки категории ЧС согласно постановлениям Правительства РФ от

15.04.2002 г. № 240 [2] и от 21.05.2007 г. № 304 [3].

Применение указанных параллельно действующих постановлений Правительства ( № 240 и № 304) свидетельствует о противоречии их друг другу в некоторых случаях. Возникает вопрос о приоритетности применения того или иного постановления при определении категории ЧС(Н).

Например, разлив нефти массой до 100 тонн, который не вышел за границу обвалования резер-вуарного парка, и при котором отсутствуют пострадавшие, согласно [2] классифицируется как ЧС локального значения.

Однако оценка размера материального ущерба при разливе 100 тонн нефти свидетельствует о том,

что он составит более 100 тыс. руб., что согласно [3] классифицируется как ЧС муниципального значения.

При определении границ зон ЧС(Н) должно быть учтено в случае необходимости воздействие таких основных поражающих факторов при развитии аварии на объекте, как: воздушная ударная волна, тепловое излучение горящих разлитий и огневых шаров, осколки и обломки оборудования.

В данном пункте необходимо также привести результаты расчетов риска возникновения ЧС(Н). Сами расчеты приводятся в Приложении 2 «Свойства нефти и оценка риска возникновения ЧС(Н)».

Расчеты риска осуществляются применительно к основным операциям, проводимым в организациях, и конкретному оборудованию, применяемому в данных операциях с нефтью и нефтепродуктами.

Непонятно из каких соображений оценка риска совмещена с обязательным приложением «Свойства опасного вещества (нефти, нефтепродукта)», а

оценка ущерба — неотъемлемая часть анализа риска аварии размещена отдельно в рекомендуемом (необязательном) приложении Плана. Складывается мнение о том, что в приказе МЧС России происходит подмена понятий «риск» и «вероятность». Необходимо отметить, что понятие «риск» включает не только вероятность реализации того или иного неблагоприятного события, но и ущерб, который может быть выражен в виде пострадавших (индивидуальный, коллективный риск) или в денежном эквиваленте (экономический, экологический риск).

По мнению авторов необходимо объединить приложения по оценке ущерба от ЧС(Н) и оценке риска возникновения ЧС(Н) в одно (обязательное), так как эти два положения имеют прямую связь, а из существующих приложений «Свойства нефти и оценка риска возникновения ЧС(Н)» и «Рекомендуемые технологии сбора нефти (нефтепродуктов) и методика оценки ущерба» извлечь соответствующие части приложений.

Классификация ЧС на местности и во внутренних пресноводных водоемах согласно Таблица 1

постановлениям Правительства РФ № 613 от 21.08.2000 г. [1]и № 240 от 15.04.2002 г. [2]

Категория ЧС Масса Размер зоны ЧС разлива, т

Локального значения от нижнего уровня до 100 не выходит за пределы территории объекта

Муниципального значения до 100 выходит за пределы территории объекта

100-500 не выходит за пределы административной границы муниципального образования

Территориального значения 100-500 выходит за пределы административной границы муниципального образования

500-1000 не выходит за пределы административной границы субъекта РФ

Регионального значения 500-1000 выходит за пределы административной границы субъекта РФ

1000-5000 в пределах административной границы субъекта РФ

Федерального значения > 5000 выходит за пределы административной границы РФ

Классификация ЧС согласно постановлению Правительства РФ Таблица 2

от 21.05.2007 г. № 304 [3]

Характер чрезвычайной ситуации Количество пострадавших, чел. Размер материального ущерба, тыс. руб.

Локальный < 10 < 100

Муниципальный < 50 < 5 000

Межмуниципальный < 50 < 5 000

Региональный 50-500 5 000-500 000

Межрегиональный 50-500 5 000-500 000

Федеральный > 500 > 500 000

3. Определение достаточного состава сил и средств ЛЧС(Н)

Основными показателями, на основании которых осуществляется расчет необходимого количества сил и средств, являются максимально возможный объем разлившегося опасного вещества и площадь разлива.

Планы разрабатываются в соответствии с действующими нормативными правовыми актами с учетом максимально возможного объема разлившихся нефти и нефтепродуктов, который определяется в соответствии с [1, 2] для следующих объектов:

• нефтеналивное судно — 2 танка;

• нефтеналивная баржа — 50 процентов ее общей грузоподъемности;

• стационарные и плавучие добывающие установки и нефтяные терминалы — 1500 тонн;

• автоцистерна — 100 процентов объема;

• железнодорожный состав — 50 процентов общего объема цистерн в железнодорожном составе;

• трубопровод при порыве — 25 процентов максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефти между запорными задвижками на порванном участке трубопровода;

• трубопровод при проколе — 2 процента максимального объема прокачки в течение 14 дней;

• стационарные объекты хранения нефти и нефтепродуктов — 100 процентов объема максимальной емкости одного объекта хранения.

Анализ статистических данных по разливам нефти и нефтепродуктов свидетельствует о том, что в ряде случаев значения объемов разливов, определенных согласно постановлениям Правительства РФ [1] и [2], необоснованно завышены во много раз. В качестве примера ниже приведены результаты анализа максимально возможного количества вылившейся нефти из трубопровода. В табл. 3 приведены результаты расчета объема вытекшей нефти (нефтепродукта) для трубопроводов условным диаметром от 300 до 1200 мм по рекомендациям постановления Правительства [1, 2]. В расчетах принимались следующие длины отсекаемого линейными задвижками аварийного участка: 1, 10, 20, 30 км. Последнее значение принималось с учетом того, что в соответствии со строительными нормами и правилами расстояние между линейными отсекающими задвижками для магистральных нефтепроводов не может превышать 30 км.

Применение заведомо завышенного возможного объема разлива для всего трубопровода в целом без учета рельефа, давления, плотности нефти (нефтепродукта), частоты разгерметизации и других параметров нецелесообразно.

Локализовать разлив такого масштаба (70360 м3) за установленные постановлением Правительства РФ № 613 сроки, тем более в труднодоступных местах (бездорожье, болото и т.д.) даже самой технически оснащенной и аттестованной в установленном порядке организации достаточно проблематично.

Согласно Методическому руководству по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах вероятность «гильотинного» разрыва нефтепровода составляет 0,1. С учетом обобщенных среднестатистических данных частота полной разгерметизации магистрального нефтепровода (гильотинный разрыв) составляет порядка 10-5 год-1 на 1 км (1 гильотинный» разрыв в 100 000 лет на 1 км).

Определение максимально возможного количества вылившейся нефти (нефтепродукта) необходимо проводить для каждого объекта с учетом всех конкретных особенностей и условий.

Определим количество нефти, вытекшей из магистрального нефтепровода, профиль трассы которого представлен на рис. 1.

Исходные данные для расчета: диаметр трубопровода Б = 1200 мм, расход нефти в нефтепроводе Q = = 10470 м3/ч, расстояние между соседними линейными задвижками Ь = 20 км, плотность нефти р=0,86 т/м3.

При расчетах воспользуемся методикой [7], утвержденной Минтопэнерго РФ от 01.11.1995 г. Расчет количества нефти, вылившейся из трубопровода, согласно [7] производится в 3 этапа, определяемыми разными режимами истечения:

• истечение нефти с момента повреждения до остановки перекачки;

• истечение нефти из трубопровода с момента остановки перекачки до закрытия задвижек;

• истечение нефти из трубопровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

Для наихудшего варианта разгерметизации нефтепровода (14 км от левой задвижки).

Количество М1 нефти, вытекшей из нефтепровода с момента та возникновения аварии до момента т0 остановки перекачки, определяется соотношением М1 = д1 ■ Т1 = д1 ■ (т0 - та) = (10470 / 3600) ■ 300 = 873 м3.

Расчетные значения объема вытекшей нефти из поврежденного участка Таблица 3

нефтепровода различного диаметра

Диаметр, мм Расход, м3/час Объем вылившейся нефти, м3, при

«проколе» «порыве», с длиной отсекаемого участка, км

1 10 20 30

300 500 3360 820 1460 2150 2870

500 1070 7190 1800 3570 5530 7490

800 4030 27080 6550 11070 16100 21120

1000 6700 45020 10840 17900 25750 33600

1200 10470 70360 16840 27010 38310 49620

Время повреждения та и остановки то насосов фиксируется системой автоматического контроля режимов перекачки.

Принимаем время с момента повреждения до остановки насоса равным 300 секунд (т1=300 сек.) В действительности же при гильотинном порыве отключение насосной станции происходит за меньшее время, так как существующие системы защиты нефтеперекачивающей станции срабатывают значительно быстрее, ввиду того, что фронт волны пониженного давления при таком порыве достигает в зависимости от места аварии [8] за считанные секунды, но не более чем за 2 минуты.

Количество нефти, вытекшей из трубопровода с момента остановки перекачки до закрытия задвижек можно определить по формуле:

М2 = ц ■ со ■ (2 ■ £• Н)0>5 = 0,6 ■ (3,14 ■ 1,22 ■ / ■ 4) х х (2 ■ 9,81 ■ 24)0,5 = 0,6 ■ 1,13 ■ 21,7 ■ = ■ 15 м3. где: ц=0,6 — коэффициент расхода; о = пБ2/4 — площадь дефектного отверстия (поперечного сечения трубы), м2; g = 9,81 — ускорение свободного падения, м/с2; Н = 24 — максимальный перепад высот на участке нефтепровода, м.

Количество нефти, вытекшей после закрытия задвижек, определяется по формуле:

М3 = п ■ Б2 ■ Ь1 / 4 = 3,14 ■ 1,22 ■ 9000 / 4 = 10 174 м3. где Ь1=9000 м — сумма длин участков нефтепровода смежных с местом повреждения, возвышенных относительно места повреждения и обращенных к месту повреждения (для наихудшего случая).

Суммарное количество вылившейся нефти составит:

М=М1 + М2 + М3 = 873 + 15 + 10174 = 11062 м3.

Для наихудшего варианта разгерметизации нефтепровода на выбранном участке результаты

расчетов по методике [7] и постановлениям Правительства [1, 2] различаются в 6,4 раза.

б) Компьютерная программа «АВИС» (аварийные истечения нефти и нефтепродуктов при повреждении трубопровода), разработанная сотрудниками Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина, которая дополнительно учитывает вязкость нефти и упругость насыщенных паров.

При заданных исходных данных с учетом времени остановки перекачки (5 мин.), закрытия задвижек (15 мин.), максимальное количество разлившейся нефти составит 9128 м3, в том числе с момента повреждения до остановки перекачки — 873 м3, с момента остановки перекачки до прекращения истечения — 8255 м3.

Для наихудшего варианта разгерметизации нефтепровода на выбранном участке результаты расчетов, полученных с помощью программы «АВИС» и постановлений Правительства [1, 2] различаются в 7,7 раз. Для трубопроводов с более плавным профилем трассы различие в максимально возможных объемах вылившееся нефти будет еще большим.

В настоящее время на нефтеперекачивающих станциях установлены современные системы учета количества нефти, поэтому трудно представить то, что в течение 14 дней не будет обнаружено бесследное исчезновение 70360 м3 нефти.

Трудно согласиться и с критерием «25 процентов максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефти между запорными задвижками на порванном участке трубопровода», учитываемом при гильотинном порыве трубопровода.

При гильотинном порыве нефтепровода произойдет мгновенное (от нескольких секунд до нескольких минут) отключение перекачки, на основе

135

100 ________________________________________________________________________________________________________

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Расстояние между соседними задвижками, км

Рис.1. Схема трассы магистрального нефтепровода

данных системы обнаружения утечек по изменению эксплуатационных параметров.

По мнению авторов при оценке готовности организации, эксплуатирующей нефтепровод, к осуществлению мероприятий по локализации и ликвидации ЧС, обусловленных разливами нефти, необходимо проводить анализ риска аварий, учитывающий особенности нефтепровода (перепад высот, время отключения перекачки, время закрытия задвижек и т.д.), а также частоту реализации того или иного сценария аварии и возможный ущерб.

На основании анализа результатов расчетов по приведенному примеру можно сделать вывод, что рекомендациями по определению максимального количества нефти и нефтепродуктов, участвующих в создании поражающих факторов, приведенными в Постановлениях Правительства РФ [1] и [2], пользоваться нельзя. Такие показатели должны определяться в ходе проведения анализа риска.

4. Типовой ситуационный календарный план проведения работ по восстановлению работоспособности поврежденных элементов

Одним из обязательных пунктов Плана является пункт «Типовой ситуационный календарный план проведения работ по восстановлению работоспособности поврежденных элементов», который рекомендуется оформлять в табличной форме.

Согласно рекомендациям в этом пункте необходимо привести: обоснование мероприятий по вос-

становлению работоспособности поврежденных элементов; данные по времени проведения работ по восстановлению работоспособности поврежденных элементов; исполнителей работ, в том числе при необходимости с привлечением специализированных организаций по ремонту отдельного технологического оборудования на основании заключенных договоров.

Временные нормативы данного плана должны быть связаны с временем окончания работ по сбору разлившихся нефтепродуктов и их сдачи на переработку и утилизацию, то есть с временными параметрами «Календарного плана проведения оперативных мероприятий по ЛЧС(Н)».

Наиболее опасным по своим последствиям сценарием аварии, связанной с разливом нефти и нефтепродуктов, например на складе ГСМ, является полное разрушение стационарного резервуара хранения нефти (нефтепродукта) с последующим возгоранием или взрывом. В результате реализации такого сценария развития аварии резервуар, как правило, не подлежит восстановлению. Следовательно, опираясь на понятие «работоспособность», ни о каком обосновании мероприятий и о данных по времени проведения работ речь идти не может.

Согласно [6] работоспособность — это состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

Последовательность дальнейших мероприятий по восстановлению утраченного оборудования выглядит примерно следующим образом: демонтаж разрушившегося и подвергшегося воздействию поражающих факторов аварии оборудования >>> заключение с проектной организацией договора на выполнение проекта >>> разработка проекта >>> экспертиза проекта с регистрацией и утверждением в установленном порядке >>> изготовление оборудования >>> оценка соответствия данного оборудования требованиям ПБ >>> монтаж оборудования >>> пуск.

Длительность выполнения этих мероприятий может составить от нескольких месяцев до нескольких лет. И потом, документ называется планом по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, а согласно ГОСТ 22.0.02-94 ликвидация ЧС — это аварийно-спасательные и другие неотложные работы, проводимые при возникновении ЧС и направленные на спасение жизни и сохранение здоровья людей, снижение размеров ущерба окружающей природной среде и материальных потерь, а также на локализацию зон ЧС, прекращение действия характерных для них опасных факторов.

Когда происходит восстановление работоспособности оборудования, действие опасных факторов ЧС (тепловое излучение, ударная волна) прекращено, поэтому имеет ли смысл давать в Плане описание мероприятий, которые осуществляются после ликвидации ЧС. Это лишь увеличивает объем документа, а в практическом плане не приносит никакой пользы.

5. Проблемы согласования Плана ЛРН

Наиболее проблематичными в плане согласования и утверждения являются планы регионального и федерального уровня. В эту категорию могут попасть организации, эксплуатирующие один стационарный резервуар хранения, в котором находится более 1000 т опасного вещества (нефти, нефтепродукта).

Согласно п. 6 постановления Правительства РФ от 21.08.2000 г. № 613 планы по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на региональном уровне разрабатываются организациями, осуществляющими добычу, транспортировку, переработку и хранение нефти и нефтепродуктов, по согласованию с органами исполнительной власти соответствующих субъектов РФ, территориальными органами Ростехнадзора,

МЧС России, Министерства сельского хозяйства РФ, Министерства природных ресурсов РФ и утверждаются Минэнерго России и МЧС России.

Согласно п. 19 приказа МЧС России от 28.12.2004 г. № 621 Планы организаций для регионального уровня утверждаются их руководителями, федеральным органом исполнительной власти по ведомственной принадлежности и МЧС России по согласованию с соответствующими федеральными органами исполнительной власти и региональным центром. Календарные планы организаций для регионального уровня утверждаются их руководителями и региональным центром по согласованию с соответствующими территориальными органами федеральных органов исполнительной власти.

Исходя из п. 6 [1] и п. 19 [4] необходимо осуществить следующие согласования: 1) Управление гражданской защиты администрации муниципального образования (город, район); 2) Главное управление МЧС России по субъекту федерации (область, округ); 3) Региональный центр МЧС России по субъекту федерации (федеральный округ); 4) Управление Ростехнадзора по субъекту федерации (область, округ); 5) Управление Росприроднад-зора по субъекту федерации (область, округ).

Сроки проведения мероприятий согласования Плана ЛРН органами исполнительной власти нормативно не ограничены и могут длиться месяцами. В ходе согласования у согласующего органа могут возникнуть замечания, которые повлекут изменения и дополнения в План. Следует учесть, что План ЛРН, поступающий на согласование, предварительно прошел государственную экспертизу и уже получил положительное заключение Государственной экспертизы проектов МЧС России. Внесение изменений и дополнений также откладывает срок ввода в действие Плана.

Утверждение Плана ЛРН осуществляется Управлением федеральной поддержки территорий МЧС России и Федеральным органом исполнительной власти по ведомственной принадлежности (Минэнерго России) после рассмотрения и экспертизы данного документа.

Таким образом, после разработки План подвергается тройной экспертизе, причем дважды в пределах одного министерства (ГЭП МЧС России, УФТП МЧС России). Если предположить, что разработка Плана составляет 2—3 месяца, то согласование

и утверждение данного документа может затянуться на месяцы и даже годы.

Согласно приказу МЧС России от 28.12.2004 г. № 621 срок действия плана ограничен: от трех до пяти лет в зависимости от уровня Плана. По истечении указанных сроков Планы ЛРН подлежат корректировке (переработке), следовательно, может возникнуть ситуация, при которой на период согласования и утверждения предприятие работает без Плана.

Имеет смысл пересмотреть порядок прохождения согласований и утверждений данного документа в государственных структурах, поскольку основной целью Плана ЛРН является сделать его инструментом управления силами и средствами самой организации при возникновении чрезвычайной ситуации.

В настоящее время, учитывая то количество согласований и утверждений, которые требуются в соответствии с Приказом МЧС России от 28.12.2004 г. № 621, создается впечатление, что данный документ разрабатывается организациями исключительно с целью доказать надзорным органам свою техническую готовность к возможным разливам нефти и нефтепродуктов.

Заключение

Действующие постановления Правительства (№ 240 и № 304) в части классификации ЧС в некоторых случаях противоречивы. Необходима их гармонизация.

Необходимо внести изменения в постановления Правительства РФ № 613 от 21.08.2000 г. и № 240 от

15.04.2002 г., исключив из них нормативные показатели максимального количества опасного вещества, участвующего в аварии, которое требуется при проведении расчета необходимого количества сил и средств для ликвидации аварии. Взамен рекомендовать вычислять указанные показатели на основании проведения анализа риска для каждого опасного объекта с учетом его конкретных особенностей и условий эксплуатации.

Чтобы ПЛАРН был действенным механизмом, а не препятствием для производственников, необходимо сократить количество экспертиз и упростить порядок согласований и утверждений данного документа в органах исполнительной власти. Для этого следует внести коррективы в Приказ МЧС России от 28.12.2004 г. № 621 «Об утверждении правил раз-

работки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации».

Литература

1. Постановление Правительства РФ от 21.08.2000 г. № 613

«О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» (в редакции постановления Правительства РФ от 15.04.2002 г. № 240).

2. Постановление Правительства РФ от 15.04.2002 г. № 240

«О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации».

3. Постановление Правительства РФ от 21.05.2007 г. № 304

«О классификации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера».

4. Приказ МЧС России от 28.12.2004 г. № 621 «Об утверж-

дении правил разработки и согласования планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации».

5. Методические рекомендации по разработке типового

плана по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов для нефтегазовых компаний, утвержденные Федеральным агентством по энергетике от 04.04.2006 г.

6. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные по-

нятия. Термины и определения.

7. Методика определения ущерба окружающей природной

среде при авариях на магистральных нефтепроводах, утвержденная Минтопэнерго РФ от 01.11.1995 г.

8. Антипьев В.Н., Налобина Е.В., Налобин И.Н. О модели-

ровании нестационарных течений нефти при авариях на магистральном нефтепроводе. // Проблемы анализа риска. — 2008. — № 2 — Т.5. — С. 42—55.

Сведения об авторах

Антипьев Владимир Наумович, заслуженный деятель науки Российской Федерации, профессор, доктор технических наук, председатель Тюменского регионального отделения Российского научного общества анализа риска, директор экспертной организации ООО «Энергия-2», г. Тюмень Мартынович Владимир Леонидович, кандидат технических наук, ведущий специалист экспертной организации ООО «Энергия-2», г. Тюмень

Адрес: 625023, г. Тюмень, ул. Одесская, 9, Тел.: (3452) 52-18-44, 52-18-77, Факс: (3452) 52-18-55, E-mail: energy2t72@rambler.ru