Ryzyko poważnych awarii rurociągów przesyłowych ... - MANHAZ

Ryzyko poważnych awarii
rurociągów przesyłowych substancji niebezpiecznych
Metody oceny
M. Borysiewicz
S. Potempski
Sierpień, 2002
1

Spis treści:
1. Wstęp.................................................................................................................................. 4
2. Przegląd awarii dla rurociągów z udziałem niebezpiecznych substancji........................... 6
2.1. Rurociągi .................................................................................................................... 9
2.1.1. Sieci rurociągów............................................................................................... 10
2.1.1.1. Gaz ziemny................................................................................................... 10
2.1.1.2. Niebezpieczne ciecze (ropa i chemikalia).................................................... 16
2.1.2. Elementy systemu rurociągów ......................................................................... 20
2.2. Dane dotyczące awarii ............................................................................................. 20
2.2.1. Gromadzenie danych........................................................................................ 20
2.2.2. Źródła danych................................................................................................... 21
2.2.3. Kryteria raportowania ...................................................................................... 22
2.2.3.1. Gaz ziemny................................................................................................... 22
2.2.3.2. Niebezpieczne ciecze ................................................................................... 23
2.3. Charakterystyka awarii............................................................................................. 24
2.3.1. Typy awarii ...................................................................................................... 24
2.3.2. Ilości niebezpiecznych cieczy w wypadkach (dla ropy) ................................. 25
2.3.3. Częstość awarii................................................................................................. 25
2.3.3.1. Ogólna częstość awarii................................................................................. 28
2.3.3.2. Częstość awarii w zależności od ich przyczyn............................................. 32
2.3.3.3. Porównanie danych o częstościach .............................................................. 35
2.3.4. Skutki dotychczasowych awarii....................................................................... 39
2.3.4.1. Ofiary ........................................................................................................... 40
2.3.4.2. Wycieki ropy w Europie Zachodniej ........................................................... 47
2.3.5. Skala ciężkości awarii ...................................................................................... 49
2.4. Podsumowanie ......................................................................................................... 52
2.5 Podstawowe cechy wybranych awarii dotyczących rurociągów ................................. 57
3. Oceny ryzyka i zarządzanie ryzykiem poważnych awarii ............................................... 62
3.1.1. Scenariusze zdarzeń awaryjnych.............................................................................. 64
3.1.2. Prawdopodobieństwo ............................................................................................... 66
3.1.3. Skutki ....................................................................................................................... 69
3.1.4. Oceny ryzyka poważnych awarii, pełna lista zadań................................................. 71
3.1.5. Uwagi dotyczące zastosowania QRA ...................................................................... 76
3.2. Oceny ryzyka w kontekście zarządzania ryzykiem.................................................. 79
3.2.1. Oceny ryzyka w kontekście zapobiegania ...................................................... 79
3.2.2. Ocena i zarządzanie ryzykiem w kontekście zadań przedsiębiorstwa ............. 85
4. Rozwiązania techniczne i organizacyjne ważne dla bezpieczeństwa rurociągów ........... 90
4.1. Założenia projektowe i zasady wykonania rurociągu przesyłowego ....................... 92
4.1.1 Warunki techniczne wykonania i odbioru................................................................. 92
4.1.2 Stosowane przepisy i normy ..................................................................................... 95
4.2 Środki techniczne i organizacyjne zapobiegające awariom prowadzących do uwolnień
substancji niebezpiecznych z systemu rurociągu............................................................... 99
4.3 Środki techniczne i organizacyjne ochrony przed skutkami uwolnień..................... 103
4.4 Środki przeciwdziałania skutkom awarii ................................................................... 105
5. System zarządzania bezpieczeństwem oraz program zarządzania integralnością systemu
rurociągu................................................................................................................................. 106
5.1. Program zarządzania integralnością systemu rurociągu przesyłowego ................. 106
2

5.2. System zarządzania bezpieczeństwem systemu rurociągu..................................... 109
5.3. Zbieranie danych, identyfikacja i analiza zagrożeń systemu rurociągu................. 115
5.4. Ocena niezawodności eksploatacji systemu (ONE)............................................... 119
5.5. Podsumowanie ....................................................................................................... 131
6. Analizy ryzyka poważnych awarii rurociągu przesyłowego, zasady ogólne................ 132
6.1. Oszacowanie prawdopodobieństwa uszkodzeń rurociągów .................................. 133
6.2. Analiza potencjalnych skutków ............................................................................. 135
7. Zagrożenia związane z rurociągami przesyłowymi cieczy ............................................ 138
7.1. Własności produktów............................................................................................. 139
7.2. Częstość awarii rurociągów przesyłowych ciekłych substancji ropochodnych.... 140
7.3. Szacowanie prędkości uwolnienia ......................................................................... 141
7.4. Wielkość wycieku .................................................................................................. 145
7.5. Scenariusze awaryjne ............................................................................................. 145
7.6. Pożary i wybuchy................................................................................................... 147
7.7. Zagrożenia środowiska........................................................................................... 153
7.7.1. Skutki środowiskowe związane z uwolnieniami benzyny i oleju napędowego
.........................................................................................................................155
7.7.2. Modelowanie skażeń w ośrodkach wodnych – charakterystyka ogólna........ 155
7.7.3. Przepływy w rzekach ..................................................................................... 160
7.7.4. Specjalne problemy związane z modelowaniem rozlewisk ........................... 162
7.7.5. Stosowane modele obliczeniowe ................................................................... 164
7.7.6. Modelowanie skażeń w ośrodkach porowatych............................................. 165
8. Zagrożenia związane z rurociągami przesyłowymi gazów............................................ 170
8.1. Właściwości gazu................................................................................................... 170
8.2. Szacunki dotyczące emisji gazu............................................................................. 172
8.3. Rozważania dotyczące możliwych parametrów rurociągu ............................ 175
8.4. Rozważania dotyczące skutków hipotetycznego uszkodzenia............................... 175
8.5. Główne elementy wyznaczające poziom zagrożeń od gazociągu.......................... 183
9. Oszacowanie ryzyka względnego .................................................................................. 185
Bibliografia do rozdziałów 1, 3-9 .......................................................................................... 192
Bibliografia do rozdziału 2..................................................................................................... 193
Dodatek 1 - Ocena jakościowa ryzyka awarii rurociągów przesyłowych substancji
niebezpiecznych......................................................................................................................197
Dodatek 2 - Ocena skutków uwolnień substancji palnych i wybuchowych.........................215
Dodatek 3 - Zestaw parametrów do ocen ryzyka względnego.............................................259
3

1. Wstęp
Głównym celem ocen ryzyka w odniesieniu do rurociągów jest oszacowanie możliwego
zagrożenia dla ludzi i środowiska. W niektórych krajach Europy Zachodniej proces ten jest
ujęty w przepisach i standardach (np. w Holandii i Wielkiej Brytanii). W innych krajach
ryzyko oceniane jest nie tylko zgodnie z określonymi przepisami, ale także z uwzględnieniem
innych problemów, w zależności od sytuacji. Specjalne przepisy regulują postępowanie
głównie na terenach o dużej gęstości zaludnienia, tak jak np.w Holandii.
Wiele krajów opracowało szczegółowe systemy norm związanych z projektowaniem, budową
i eksploatacją systemów rurociągów przesyłowych substancji niebezpiecznych.
Na przykład dla gazociągów są to odniesienia do norm BS8010, ASME B 31.8 ANSI oraz
NEN 3650. Przykładem zestawu przepisów szczegółowych jest Code of Federal Regulation,
USA. Title 49, Volume 3, Parts 186 to 199: Title -Transportation,Chapter I-Research And
Special Programs Administration, Department Of Transportation, October 1, 1999. [10,11]
ANSI (obecnie ASME) jest najszerzej używanym standardem w odniesieniu do gazociągów i
jest również standardem pierwotnym, na podstawie którego powstała większość standardów
europejskich, w szczególności wymagania ASME B 31.8 dotyczą współczynnika
projektowego w odniesieniu do zaludnienia i są przedstawione w tabeli 1.
W Wielkiej Brytanii BS 8010 określa dla wszystkich gazów wstępne wymagania co do trasy
gazociągu. Brytyjskie Rozporządzenie w Sprawie Bezpieczeństwa i Higieny (HSE 1989)
precyzuje kryteria ryzyka do zastosowania w planowaniu przestrzennym w pobliżu
większych, niebezpiecznych instalacji przemysłowych oraz określa kategorie wg tabeli 2.
W Holandii NEN 3650 określa przybliżoną odległość do domów mieszkalnych. Zasady te są
opracowane dla kraju o dużej gęstości zaludnienia (więcej niż 400 osób / km 2 ), a zatem nie są
one odpowiednie dla warunków polskich. Analogiczne standardy określania poziomów
ryzyka można znaleźć dla rurociągów przesyłowych ropy naftowej i ropopochodnych.
4

Tabela 1. Wymagania ASME B 31.8 dotyczące współczynnika projektowego w odniesieniu
do zaludnienia.
Klasa lokalizacji Definicja / Opis Współczynnik
projektowy *
Klasa 1 / Grupa 1 nie ma 0.80
Klasa 1 / Grupa 2 0-10 budynków, tereny rolnicze 0.72
Klasa 2 11-45 budynków, tereny wokół miast, tereny
przemysłowe
0.60
Klasa 3 46 budynków lub więcej, przedmieścia, szkoły,
budynki mniej niż cztero-kondygnacyjne
0.50
Klasa 4 Obszary, na których dominują budynki wielokondygnacyjne
0.40
*Podstawowym parametrem projektowym rurociągu jest grubość ścianki t, która we wszystkich obowiązujących
normach musi spełniać następującą zależność:
pD
Th = ≤ F ⋅ SMS ,
2t
gdzie:
Th
- naprężenie obwodowe,
D - średnica rury,
F - współczynnik projektowy (zapasu),
SMS - minimalne naprężenie uelastyczniające,
p - różnica ciśnień po obu stronach ścianki.
Tabela 2. Brytyjskie rozporządzenie w sprawie bezpieczeństwa i higieny Health and Safety
Executive (HSE) 1989
Kategoria Rodzaj zaludnienia Proponowany poziom indywidualnego
ryzyka (prawdopodobieństwo utraty
życia na 1 rok) ⋅ 10 -6 /rok
A a) więcej niż 25 osób łącznie z hotelami 10
b) więcej niż 75 osób łącznie z hotelami 1
B Fabryki, biura, mniej niż 100 pracowników Nie jest określony maksymalny
C Handel, gmina, budynki mieszkalne - mniej niż 10
jednostek
D Szkoły, szpitale, więcej niż 1000 osób na ulicy 0.3
poziom ryzyka
Nie są określone kryteria – można
przyjąć ten sam poziom jak w
przypadku Kat. A
W przeprowadzonej ankiecie w krajach członkowskich UE na temat przepisów regulujących
sprawy bezpieczeństwa rurociągów przesyłowych i potrzeb ich zmian oraz ujednolicenia
ogólnego podejścia do bezpieczeństwa rurociągów przesyłowych zaproponowano trzy różne
formy instrumentów zarządzania bezpieczeństwem rurociągów.
Opcja 1: Raporty bezpieczeństwa podobne do tych jakie są wymagane dla instalacji
stacjonarnych objętych Dyrektywą Seveso II. Operator rurociągu przedkładałby
raport bezpieczeństwa kompetentnym władzom, dla udokumentowania
5

ezpieczeństwa rurociągu. Taki raport poddany byłby ocenie przez kompetentne
władze, dodatkowo do innych działań, jak np. regularne inspekcje.
Opcja 2: Opracowanie szczegółowych wymagań dotyczących rozwiązań technicznych,
organizacyjnych i kontrolnych dla zachowania integralności rurociągu. Odnosiłby
się do takich zagadnień jak: zasady projektowania i budowy, zasady eksploatacji,
monitoringu i konserwacji. Od operatora wymagałoby się uwzględnienia
wszystkich szczegółowych zaleceń dotyczących tych zagadnień. Kompetentne
władze przez odpowiedni system inspekcji mogłyby oceniać wypełnienie
wymaganych zaleceń.
Opcja 3: System zarządzania bezpieczeństwem, łącznie z kryteriami i wskaźnikami
bezpieczeństwa. Od operatora wymagałoby się opracowania takiego systemu
zarządzania bezpieczeństwem i uzgodnienia kryteriów i wskaźników
bezpieczeństwa we współpracy z kompetentnymi władzami.
W kolejnych rozdziałach omówiony jest pełny zakres zagadnień odnoszących się do:
•
•
•
zagrożeń generowanych przez systemy rurociągów przesyłowych substancji
niebezpiecznych,
oszacowań ryzyka poważnych awarii takich systemów,
specyficznych rozwiązań w zakresie budowy narzędzi oraz systemów zarządzania
bezpieczeństwem i ryzykiem.
2. Przegląd awarii dla rurociągów z udziałem niebezpiecznych substancji
Rurociągi są jednym ze sposobów przenoszenia substancji od producenta do szerokiego kręgu
odbiorców. Czasami wydają się być wręcz jedynymi praktycznymi środkami transportowania
wielkich objętości substancji, których nie sposób byłoby przewieźć transportem drogowym
lub kolejowym. Uważane są również za jeden z najbardziej bezpiecznych i ekonomicznych
metod transportowania niebezpiecznych substancji [10]. W rzeczywistości Unia Europejska
promuje użycie rurociągów i złożonych z nich sieci.
W porównaniu z instalacjami chemicznymi rurociągi nie są utrzymywane i kontrolowane
przez jednego operatora. Dlatego jeśli operatorzy rurociągu nie są zidentyfikowani lub brak
6

jest danych, wypadek mogą spowodować działania sił trzecich. Wpływ czynników
zewnętrznych jest uznawany za dominującą przyczynę problemów z rurociągami.
Rurociągi transportujące niebezpieczne substancje mogą potencjalnie stworzyć poważne
ryzyko. Uwolnienia palnych i toksycznych materiałów mogą zainicjować zdarzenia
awaryjne o katastroficznych efektach. Częstość i typ awarii oraz rozmiar skutków bardzo
zależy od przenoszonej substancji, typu sieci itd. Analiza zaistniałych awarii pokazuje jak
bardzo systematyczna kontrola ma znaczenie dla dalszej ochrony przed awariami. Zdobyte
doświadczenia winny zaowocować odpowiednimi regulacjami prawnymi.
Jeszcze w okresie debat Komisji i Parlamentu Europejskiego nad projektem Dyrektywy
Seveso II, dotyczącej instalacji stacjonarnych, poruszano kwestie rurociągów przesyłowych
substancji niebezpiecznych, portów oraz miejsc rozrządu i przeładunku, w aspekcie innych
źródeł poważnych awarii. Od pewnego czasu prowadzone są analizy konieczności
nowelizacji Dyrektywy Seveso II, tak aby uwzględnić tam sprawy rurociągów przesyłających
substancje niebezpieczne lub opracowania oddzielnej dyrektywy, a przynajmniej zaleceń
w sprawie poważnych awarii rurociągów.
Na spotkaniu w Monachium przedstawiono wyniki studium dotyczącego rurociągów
przesyłowych niebezpiecznych substancji. Wyniki te są zawarte również w dwóch raportach:
1. Review of Transmission Pipeline Accidents Involving Hazardous Substances, Report
EUR 18122 EN;
2. Pipeline Safety Instrument – PSI, Regulatory Benchmark for the Control of Major –
Accident Hazards Involving Pipelines, Overview of Responses, MAHB
To3.30/22/99/GP/Gp, Joint Research Centre, May 1999.
W pierwszym z nich dokonano przeglądu awarii dla rurociągów lądowych przesyłowych
gazów palnych i ciekłych substancji niebezpiecznych. W przeglądzie uwzględniono
następujące źródła informacji :
1. European Gas Incident Group (EGIG) [11].
Dane o awariach związanych z gazociągami były gromadzone przez EGIG począwszy od
1970 roku i dotyczyły systemów rurociągów ośmiu członków EGIG: British Gas plc, UK;
Danks Gasteknish Centre / DONG, Dania; ENAGAS S.A., Hiszpania; Gas de France,
Francja; N.V. Nederlanndse GASUNIE, Holandia; Ruhrgas A.G., Niemcy; S.A. Distigaz,
Belgia, i SNAM S.p.A. Włochy
7

2. Informacje z okresu 1970 -1999 pochodzące od ośmiu członków EGIG: British Gas plc,
Wielka Brytania; Dansk Gasteknish Centre / DONG, Dania; ENAGAS S.A., Hiszpania;
Gaz de France, Francja; N.V. Nederlandse GASUNIE, Holandia; Ruhrgas A.G.,
Niemcy; S.A. Distigaz, Belgia SNAM S.p.A., Włochy
3. USA Department of Transportation (USA DoT), okres: 1970 - 1999, źródło: [USA
Department of Transportation Office of Pipeline Safety, 1991; Eiber, & Jones, 1992;
Zurcher, 1996; Jones et al. , 1992].
Dane dotyczące awarii związanych z przesyłem substancji rurociągami lądowymi i
morskimi gromadzone były przez USA DoT Biuro Bezpieczeństwa Rurociągów (Office
of Pipeline Safety) od 1970 roku, zgodnie z federalnymi wymaganiami dla wszystkich
przedsiębiorstw transportujących rurociągami gaz i niebezpieczne ciecze.
4. CONCAWE, okres: 1970 - 1999, źródło: The Oil Companies’ European Organisation for
Environment, Health and Safety [4, 5, 6, 7,8, 23,33].
Od 1970 roku CONCAWE prowadzi badania i wydaje coroczne statystyczne
podsumowania dotyczące zachowania się międzynarodowych rurociągów w Europie
Zachodniej.
5. VNIIGAS, okres:1981 - 1990, źródło: All Russian Scientific/Research Institute for
Natural Gas and Gas Technology [19].
VNIIGAS prowadzi badania nad zachowaniem się gazociągów w byłym Związku
Radzieckim. Badania zawierają dane na temat częstości awarii w latach od 1981 do 1990.
6. FACTS-TNO [30]. FACTS jest niezależną bazą danych zbierającą informacje z różnych
źródeł, włączając w to raporty specjalistyczne i ogólnie dostępne publikacje.
Pośród niebezpiecznych mediów w rozwijającym się transporcie rurociągami w krajach Unii
dominują gaz ziemny i produkty ropopochodne. Systemy transportu gazu ziemnego w Unii
odpowiadają więcej niż 1800 "równoważnym instalacjom Seveso" stosownie do ilości
przepływającego gazu zgodnie z kryteriami ilościowymi w Dyrektywie Seveso II. Ilość awarii
w transporcie gazu i ropy naftowej i jej pochodnych przesyłanych rurociągami zmniejsza się
ostatnimi laty, ale zanotowano kilka z poważnymi skutkami. W systemach przesyłowych
gazu zasadniczą przyczyną awarii była ingerencja z zewnątrz, podczas gdy korozja jest
bardziej znacząca w rurociągach przesyłowych ropy naftowej i jej pochodnych. Koszty
rozlewów ropy pozostają bardzo duże. Całkowita ilość wycieków z rurociągów w Europie
Zachodniej nie zmieniła się w przeciągu ostatnich dwudziestu lat. Odnotowane skutki awarii
dla gazociągów są małe, ale w tym zakresie nie odnotowuje się znacznej poprawy. Nadal
8

istnieje znaczne prawdopodobieństwo tego, że awarie związane z rurociągami w Europie
Zachodniej i Stanach Zjednoczonych mogą powodować znaczne szkody.
Drugi z wymienionych wyżej raportów dotyczy analizy odpowiedzi na specjalną ankietę,
dotyczącą przepisów regulujących sprawy bezpieczeństwa rurociągów przesyłowych
w krajach członkowskich UE i potrzeby ich zmian i ujednolicenia ogólnego podejścia do
bezpieczeństwa rurociągów przesyłowych w krajach UE.
W większości krajów nie ma regulacji nakazujących przeprowadzenie analiz ryzyka dla
rurociągów. Ich brak był dyskutowany podczas przygotowywania Dyrektywy Seveso II.
Zarówno Rada jak i Parlament Europejski rozpoznały wagę problemu. W nowej dyrektywie
Seveso II artykuł 13 stanowi:
"Jeżeli transport niebezpiecznych substancji może spowodować poważną awarię, to Komisja
powinna, po zebraniu i ocenie danych o istniejących mechanizmach regulujących tego typu
aktywności, przygotować rekomendacje do odpowiednich akcji w takim przypadku"
Niniejszy przegląd dotyczy awarii rurociągów lądowych. Wykorzystywane są dane publicznie
dostępne, opracowane dla szeregu sieci przesyłowych w różnych krajach. Zagrożenia opisane
są w powiązaniu z funkcjami systemów oraz przyczynami. Zanalizowano oficjalne dane
dotyczące częstości awarii i ich skutków.
W pracy posłużono się zasadniczo terminem awaria obejmującym zarówno poważne awarie
jak i mniej znaczące incydenty. W sytuacjach, gdzie chodzi o zdarzenie, które spowodowane
zostało niewłaściwą eksploatacją lub pracą elementu rurociągu używa się wymiennie
terminów awaria lub uszkodzenie – w zależności od skali tego zdarzenia.
2.1. Rurociągi
Dla celów niniejszego opracowania definiujemy rurociąg jako rurę lub system rur służących
do przekazywania niebezpiecznych substancji do lub z instalacji. Rurociągi zawierają stacje
pompujące i inne punkty lub wyposażenie będące ich integralną częścią. Definicja ta, została
zaproponowana jako możliwy instrument regulujący w UE, podczas warsztatów EC
w Berlinie w 1997, poświęconych głównym zagrożeniom płynącym z istnienia rurociągów.
Rurociągi mogą być podzielone na linie przesyłowe, gromadzące i dystrybujące. Linie
przesyłowe (główne) zazwyczaj są liniami przecinającymi kraj, przebiegającymi pod ziemią
lub wodą, w których substancje przepływają pod wysokim ciśnieniem. Rurociągi lądowe
9

tworzą główną strukturę istniejących sieci przesyłowymi. Ogromna większość rurociągów
przebiega pod ziemią lub pod wodą i w konsekwencji narażona jest na przypadkowe
zniszczenie lub erozję. Większość ludzi nie jest świadoma zarówno istnienia i rozmiarów
istniejącej sieci rurociągów, jak i objętości substancji przepływających przez te sieci. W wielu
przypadkach, sieci rurociągów są używane do transportowania substancji na długich
dystansach i pomiędzy granicami różnych krajów. Trasy biegną tam, gdzie jest to możliwe,
przez tereny wiejskie, jednak u swych źródeł i w punktach docelowych zbliżają się do
terenów zurbanizowanych. Dodatkowo w wyniku postępującej urbanizacji trudno jest
utrzymać rurociągi z dala od osiedli.
2.1.1. Sieci rurociągów
Rozdział ten poświęcony jest rurociągom przesyłowym używanym do transportowania
niebezpiecznych substancji. Rozmiary sieci rurociągów aktualnie używanych do przesyłania
substancji niebezpiecznych podano poniżej.
2.1.1.1.Gaz ziemny
Najbardziej rozległa sieć rurociągów służy do przekazywania gazu ziemnego od producenta
do lokalnych sieci rozprowadzających. Europejski rynek gazu ziemnego rozpoczął się
w latach 60-siątych od eksportu gazu z Holandii do krajów sąsiednich, inicjując szybki
rozwój europejskiej sieci przesyłowej. W ostatnim okresie długość europejskiej
wysokociśnieniowej sieci przesyłowej osiągnęła 180 000 km, podczas gdy długość
dystrybucyjnej sieci niskociśnieniowej, dostarczającej około 300 miliardów m 3 (BCM) gazu
rocznie, wynosi ponad 1 milion km. Prognozy zapotrzebowania na gaz ziemny w Unii
Europejskiej zwiastują jego wzrost do poziomu 530 BCM w roku 2020. Podstawowymi
przyczynami spodziewanego wzrostu jest wytwarzanie energii oraz energii i ciepła
łącznie. W rezultacie, zależność od importu w Unii Europejskiej (głównie z Rosji i Algierii)
wzrośnie w ciągu 25 lat od 40% do 70 % [3]. Rurociągi przesyłowe gazu przebiegają pod
ziemią i z konieczności przebiegają przez miasta oraz mogą leżeć blisko terenów
mieszkaniowych. Rozkład długości przesyłowej sieci gazowej oraz konsumpcja gazu w kilku
krajach Unii Europejskiej podane są w tabeli 2.1.
EGIG (The European Gas Incident Group) [11] reprezentuje osiem głównych sieci gazowych
w sieci europejskiej (Rys. 2.1). EGIG ma 1.77x 10 6 „kilometro-lat” doświadczeń w
przesyłaniu gazu lądowymi rurociągami, reprezentujące łączny wskaźnik narażenia przez
10

urociągi operatorów uczestniczących w EGIG w okresie 1970- 1995. 1 . Całkowita długość
sieci EGIG wynosiła około 99,700 km na koniec 1995 roku. Przy czym większa jej część
(~ 70%) powstała w latach 1964 – 1983. [11]. Dowodem na to jak szybko poszerza się
europejska sieć gazu ziemnego jest rozwój jednego z głównych składników systemu.
Zagrożenie dla tego szczególnego systemu w funkcji średnicy i ciśnienia przedstawione jest
na rysunkach 2.2 i 2.3. Prawie 50% całego systemu EGIG jest rzędu 5 – 16”, a 20% ma
średnicę ponad 30” (Rys. 2.4, 2.5). Można stwierdzić, że długość systemu EGIG z czasem
rośnie liniowo, podczas gdy przepustowość rozwija się bardziej gwałtownie.
1 Wskaźniki narażenia dla okresów 1970-1988 i 1970-1992 wynosiły odpowiednio 1.12 i 1.47x 10 6 km-lat
11

50
40
30
20
10
0
System rurociągów członków EGIG
Długość systemu w 1000 km
Sumaryczny czas ekspozycji systemu w 1000 km-rok
Przepustowość systemu w miliardach metrów 3
Sumaryczny czas ekspozycji (przepustowość systemu w mln m 3 )
Liniowy (długość systemu w 1000 km)
y = 5E-63e 0.0741x
R 2 = 0.9787
y = 0.6198x - 1214.2
R 2 = 0.9857
1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995
Rys. 2.1. Rozwój długości, sumarycznego czasu eksploatacji i przepustowości w latach 1964 –1995
12
Rok

Sumaryczny czas eksploatacji , 1000 km - lata
120
100
80
60
40
20
0
System członków EGIG w 1995
0 - 4 5- 10 12 -16 18 - 22 24 - 28 30 - 34 36 - 40 42 - 46 > 48
Średnica, cale
Rys. 2.2. Sumaryczny czas eksploatacji systemu przesyłu gazu w funkcji średnicy w
przypadku głównych elementów sieci EGIG
Sumaryczny czas eksploatacji , 1000 km - lata
250
200
150
100
System członków EGIG w 1995
50
0
16 - 25
26 - 35
36 - 45
46 - 55
56 - 65
Ciśnienie, bary
Rys. 2.3. Sumaryczny czas eksploatacji systemu przesyłu gazu w funkcji ciśnienia w
przypadku głównych elementów sieci EGIG
13
66 - 75
>75

Długość , 1000 km
120
100
Rurociągi transmitujące i gromadzące gaz
80
60
40
20
0
0 - 4
5 - 10
12 - 16
Średnica, cale
18 - 22
US DOT
EGIG
Rys. 2.4. Długość lądowych systemów gazowych w USA i UE w funkcji średnicy
Procent długości systemu
30%
20%
10%
0%
24 - 28
> 28
Systemy gazociągów według wielkości
0 - 4
Długość US DOT
Długość EGIG
5 - 10
12 - 16
18 - 22
Średnica, cale
Rys. 2.5. Rozkład wielkości lądowych systemów gazowych w USA i UE
14
24 - 28
> 28

Tabela 2.1. Systemy przesyłowe gazu w krajach Unii Europejskiej [21]
Kraj Przybliżona długość – tysiące
kilometrów (poprawione 1993)
Zużycie gazu w miliardach m 3
(źródło: EUROGAZ 1993)
Austria 3.6 * 1.96% 6.94 2.16%
Belgia 3.5 1.91% 12.11 3.77%
Dania 1 0.54% 2.86 0.89%
Finlandia 1 0.54% 3.1 0.96%
Francja 37 20.15% 34.61 10.76%
Niemcy 77.2 * 42.05% 79.39 24.69%
Grecja 0.9 * 0.49% 2.5 * 0.78%
Irlandia 1 0.54% 2.68 0.83%
Włochy 23.1 * 12.58% 52.39 16.29%
Luksemburg 0.08 0.04% 0.67 0.21%
Holandia 11.5 6.26% 44.21 13.75%
Norwegia 1.67 0.91% 2.69 0.84%
Hiszpania 2.75 1.50% 6.81 2.12%
Szwecja 0.31 0.17% 0.85 0.26%
Wlk. Brytania 19 * 10.35% 69.8 21.70%
Suma 183.61 100% 321.61 100%
__________________________
* poprawione na podstawie ostatnich raportów
Mniejsze średnice wydają się zajmować dużą część systemu, podczas gdy ciśnienie
operacyjne zmienia się w wąskim przedziale.
W USA, raportowana długość lądowych sieci rurociągów przesyłowych i gromadzących gaz
ziemny (Department of Transport, DoT), pozostawała praktycznie niezmienna w latach 1984
– 1990. Cała sieć ma obecnie całkowitą długość około 500,000 km i w większości (~90%)
składa się z pokrytych linii przesyłowych.[Eiber, & Jones, 1992]. Rurociągi gazowe były
instalowane w USA począwszy od 1930 roku, ale gwałtowny rozwój miał miejsce w
latach sześćdziesiątych i siedemdziesiątych. W roku 1975 długość tych sieci nadal nie była
dokładnie oszacowana (w przybliżeniu była kilka razy krótsza niż w roku 1984). Około 50%
systemu jest rzędu 4-20” i prawie 20% ma średnicę ponad 28” [12].
Rozmiar sieci rurociągów przesyłowych i gromadzących gaz ziemny w USA i EGIG został
przybliżony dla przedziałów średnic pokazanych na rys. 2.4 i 2.5. Do pewnych przedziałów
średnic użyto danych zinterpolowanych z EGIG. Sieć przesyłowa w USA wydaje się być
w przybliżeniu 5 razy większa niż ta w EGIG, ale oczywiście istnieje podobieństwo
pomiędzy rozmiarem dystrybucji obydwu systemów.
W byłym Związku Radzieckim całkowita długość sieci gazowej rosła rocznie o około 8,300
km w latach 1981-1990 i osiągnęła 207,000 km do roku 1990. Główna część sieci składa się
15

z rurociągów o dużych średnicach (>20”). Podczas tej dekady, został skonstruowany rurociąg
o największej średnicy 56” łączący syberyjskie pokłady gazu ziemnego z regionami Europy.
2.1.1.2. Niebezpieczne ciecze (ropa i chemikalia)
Niebezpieczne ciecze to kategoria transportowanych rurociągami, substancji ciekłych takich
jak ropa naftowa, produkty ropopochodne, oraz inne substancji chemiczne jak chlor, amoniak,
itp. Ropa i produkty ropopochodne są podstawowymi cieczami przekazywanymi
w rozległych sieciach rurociągów.
Cała ropa jest przesyłana przynajmniej raz przez rurociąg to jest z szybu do stacji
gromadzących i dalej do terminali eksportowych, z terminali importowych do rafinerii i
w końcu do dystrybucji. Na terenie UE jest około 31000 km rurociągów lądowych
używanych do przekazywania ropy naftowej oraz produktów rafinowanych takich jak
benzyna, nafta, olej napędowy czy ciężkie paliwo olejowe. Główna część przesyłu ropy
naftowej ma miejsce we Francji, Niemczech i Włoszech, a innych produktów także
w Hiszpanii i UK. Około 25% ogólnej ilości przesyłanych produktów zajmuje 70 %
całkowitej długości sieci.
Organizacja CONCAWE (The Oil Companies’ European Organisation for Environment,
Health and Safety) kontroluje sieci obejmujące ok. 30800 km rurociągów w Zachodniej
Europie. CONCAWE prowadzi badania i rejestruje wyniki dotyczące zachowania się sieci
przesyłowych dla europejskiego przemysłu naftowego. Długość sieci kontrolowanej przez
CONCAWE wzrastała prawie liniowo od 13000 km w 1971 roku do 21000 km w 1993 roku
(rys. 2.6). Informacje o następnych 10000 km rurociągów były dodane do statystycznej bazy
CONCAWE około roku 1995, znalazły się wśród nich ‘rurociągi niekomercyjne’ o przekroju
mniejszym od 16” .
Podmorskie rurociągi nie zostały dołączone do sieci CONCAWE, ale uwzględniono linie
lądowe z ropą naftową, które biegną z pól na morzu na znacznych dystansach. Około 11000
km rurociągów obejmowanych przez CONCAWE (50% całkowitej długości z roku 1993) ma
średnicę większą niż 16”, z czego większość wykorzystywana jest do transportu ropy.
Wielości ruchu przesyłowego oraz proporcje pomiędzy przesyłem ropy i innych produktów
przedstawione są na rysunku 2.7 (z zestawienia wyłączone są rurociągi niekomercyjne) [4,
22,23]. W 1994 roku, całkowita objętość ropy transportowanej przez system rurociągów
CONCAWE wyniosła 635 milionów m 3 , jako łączny ruch przesyłowy osiągnął 113 x 10 9
16

m 3 km. Jedynie ~2,5% całkowitego przesyłu stanowi transfer przez rurociągi niekomercyjne,
podczas gdy całkowita długość tych linii stanowi około 1/3 całego systemu. Rozwój systemu
CONCAWE na przestrzeni lat przedstawiony jest na rysunku 2.6.
Okazuje się, że rurociągi transportujące ropę składają się z linii o większej średnicy
w porównaniu do rurociągów transportujących gaz, z drugiej strony produkty ropopochodne
płyną liniami o średnicy pomiędzy 8 a 24”. Systemy dystrybucji ropy i gazu w UE nie
wykazują jak dotąd żadnych podobieństw (patrz rys. 2.4 i 2.7). Rozważa się zatem
konieczność analizowania błędnych danych otrzymanych z różnych systemów biorąc pod
uwagę rozmiary rurociągów.
17

Długość systemu , 1000 km
35
30
25
20
15
10
19
71
19
72
19
73
19
74
19
75
CONCAWE ropociągi
(Martin,1996a)
19
76
19
77
19
78
19
79
19
80
Rys. 2.6. Łączna długość ropociągów CONCAWE
(CONCAWE,1996; 1977; 1979; 1982;
Schafer et al,1986)
19
81
19
82
19
83
18
19
84
19
85
19
86
19
87
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94

Długość, 1000 km
10
8
6
4
2
0
Łączna długość rurociągów CONCAWE
w 1993 w/g średnicy i substancji
< 8
Średnica, cale
8 to

transportujące ropę, jak i inne chemikalia. Opis tych sieci można znaleźć w raportach
Departamentu Transportu USA, Biuro Bezpieczeństwa Rurociągów (Office of Pipeline
Safety).
2.1.2. Elementy systemu rurociągów
Dla dokładnej analizy ryzyka ważna jest identyfikacja szczególnych zagrożeń związanych z
różnymi elementami sieci rurociągów. Elementy te, dodatkowe do głównej struktury
rurociągu, to:
• terminale odbiorcze, zbiorniki pośrednich i dostawczych terminali;
• pompy i sprężarki;
• rozdzielnie elementy odseparowane i odgałęzienia;
• stacje gromadzące, stacje licznikowe oraz inne stacje takie jak zaworowe, dostawcze i
stacje kontroli szczelności;
• pozostałe elementy.
2.2. Dane dotyczące awarii
2.2.1. Gromadzenie danych
Dane dotyczące awarii związanych z transportem rurociągami gazu i ropy gromadzone są
w oparciu o wiele źródeł. Ograniczają się one do zdarzeń związanych z przesyłem substancji
rurociągami lądowymi. Dane o częstości awarii zaczerpnięte są ze źródeł rządowych oraz ze
źródeł niezależnych. Zostały podjęte próby założenia bazy danych z danymi o awariach
związanych z transportem rurociągami gazu i ropy naftowej na świecie. Poszukiwano
informacji dotyczących wszelkich niebezpiecznych substancji transportowanych rurociągami
takich jak gaz ziemny, ropa naftowa, produkty ropopochodne, oraz inne chemikalia takie jak:
amoniak, etylen, propylen, butadien, styren, chlor, tlenek węgla, tlen i wodór.
Główna część zgromadzonych danych dotyczy incydentów związanych z rurociągami
transportującymi naturalny gaz i produkty naftowe (ropę naftową i produkty przeróbki),
jedynie ograniczona ilość danych dotyczy uwolnień amoniaku, chloru i innych
niebezpiecznych cieczy i gazów. Praktycznym wydaje się więc przyjęcie klasyfikacji
20

używanej przez amerykańskie Ministerstwo Transportu (DoT) i podzielić zgromadzone dane
dotyczące przesyłu rurociągami lądowymi na dwie podstawowe kategorie:
1. Dane dotyczące incydentów związanych z gazociągami oraz
2. Dane o awariach podczas przesyłu rurociągami niebezpiecznych cieczy (głównie ropy
naftowej i produktów ropopochodnych).
Uznane na forum międzynarodowym bazy danych o awariach gromadzone są w różnych
celach, stąd dane te wykazują wielu różnic. Agregacja danych nieobrobionych i danych
statystycznych dokonana przez źródła oficjalne została przyjęte za podstawę w tym
opracowaniu po licznych sprawdzeniach spójności danych. Podczas takich kontroli
niejednokrotnie potrzebne było ponowne przetworzenie nieobrobionych danych.
Zawarte w źródłach dane o awariach odzwierciedlają kryteria, którymi kierowano się podczas
ich gromadzenia i raportowania. Co więcej kryteria te zmieniały się z biegiem lat, zmieniając
jednocześnie charakterystykę systemów, z których czerpano dane dotyczące awarii.
Przykładowo kryteria stosowane przez USA DoT zmieniły się od 1984 roku [12] a kryteria
stosowane podczas tworzenia bazy danych CONCAWE (Europejska Organizacja
Przedsiębiorstw Naftowych) od 1995, [4]. Biorąc pod uwagę powyższe ograniczenia oraz
opóźnienia z jakimi publikowane są dane oficjalne, konieczne jest sprawdzanie kryteriów
raportowania przyjętych przez źródła i przedziały czasowe, w których kryteria te były
stosowane.
2.2.2. Źródła danych
Podstawowe informacje związane z poszczególnymi typami rurociągów oraz informacje o
skutkach awarii zostały zaczerpnięte z powyższych źródeł, podczas gdy dane o częstości oraz
zachowaniu się rurociągów pobrane zostały jedynie ze źródeł systematycznie gromadzących
dane o incydentach zgodnie z określonymi kryteriami. Takimi źródłami są na przykład bazy
danych USA DoT, EGIG i CONCAWE.
Baza danych założona dla celów tego opracowania zawiera dane o 720 awariach, które
zdarzyły się na świecie. Gromadzono w niej dane na przestrzeni dwóch lat (1994-96),
opierając się na danych o awariach pochodzących z bazy danych FACTS oraz danych o
awariach ze stosownych raportów i ogólnodostępnej literatury. Dane o awariach zgromadzone
21

w tej bazie zostały sprawdzone pod kątem zduplikowania danych i spójności związanych z
rozmiarami i warunkami działania rurociągów. Awarie dotyczące rurociągów o przekroju
mniejszym od 5” i ciśnieniu operacyjnym mniejszym od 15 barów nie były brane pod uwagę.
Większość awarii (65%) miała miejsce w Europie począwszy od wczesnych lat
sześćdziesiątych i dotyczyło przecinających kraj rurociągów przesyłowych i gromadzących.
Utworzony został podzbiór 167 awarii zawierający dane o zdarzeniach w USA i krajach
europejskich wraz z informacjami o ich głównych skutkach. Podstawowe cechy 167
wybranych awarii zebrane zostały w tabeli zamieszczonej w Dodatku.
2.2.3. Kryteria raportowania
Przypadki opisane w każdym z wymienionych źródeł spełniają różne kryteria. W niektórych
przypadkach kryteria zbierania/ raportowania nie są dobrze zdefiniowane lub nie są jawnie
podane w opublikowanych opracowaniach. W związku z tym zakłada się, że wiarygodność
danych może być zagwarantowana jedynie w przypadku źródeł stosujących specyficzne
kryteria, które zgadzają się z wymaganiami prawnymi lub są częścią obustronnych umów
pomiędzy raportującymi organizacjami i które stosowane były na przestrzeni kilku lat.
2.2.3.1.Gaz ziemny
Warunkiem rejestracji w bazie EGIG danych o awarii jest niezamierzone uwolnienie gazu
z lądowych gazociągów o projektowanym ciśnieniu wyższym od 15 barów, na zewnątrz
instalacji, z wyłączeniem zaworów i części nie należących do rurociągów.
Kryteria raportowania przyjęte przez Biuro Bezpieczeństwa Rurociągów Departamentu
Transportu DoT Office of Pipeline Safety (DoT OPS) były zrewidowane i przedefiniowane
w 1984 roku, w celu zmniejszenia ilości gromadzonych danych. Od lipca 1984, wypadki
w rurociągach gromadzących i transportujących gaz są rejestrowane przez OPS, niezależnie
od rozmiarów operatora rurociągu, w następujących przypadkach:
• gdy awaria dotyczy uwolnienia gazu z rurociągu, z LNG (ciekły gaz ziemny) i z urządzeń
LNG i
− zdarzą się wypadki śmiertelne lub obrażenia wymagające hospitalizacji oraz
− przybliżona wartość zniszczonego mienia wraz z kosztami straconego gazu przez
operatora, innych lub operatora i innych przekracza wielkość 50000$,
• gdy awaria skutkuje nagłym zamknięciem urządzeń LNG,
22

• gdy według operatora awaria jest znacząca, nawet jeśli nie spełnia podanych wyżej
kryteriów.
Wydaje się, że tylko główne awarie powinny być raportowane zgodnie z federalnymi
regulacjami obowiązującymi w USA, które znacząco różnią się od wymagań stosowanych
w Europie [12,16]. Incydenty zarejestrowane w EGIG ograniczają się do związanych z
główną strukturą rury, stąd awarie (i ofiary) będące wynikiem błędów operatora lub zapalenia
gazu, pojawiające się często podczas operacji związanych z wyposażeniem i stacjami nie są
odnotowane w danych EGIG, ponieważ wszystkie komponenty, stacje kontroli szczelności,
sprężarki są wyłączone z rejestracji. Na koniec brak wyspecyfikowanych kryteriów
gromadzenia danych o awariach, dotyczących rurociągów o dużych średnicach i wysokim
ciśnieniu, przez VNIIGAS.
2.2.3.2.Niebezpieczne ciecze
Dla potrzeb badań CONCAWE przecinające kraj rurociąg definiuje się jako przebiegający
pomiędzy punktami oddalonymi o co najmniej 2 kilometry. Rurociąg zawiera pośrednie stacje
pomp, stacje zaworowe, urządzenia kontroli szczelności i wszelkie zbiorniki. Stacje pomp na
początku linii mogą, ale nie muszą być włączone, w zależności od ich związku z punktem
początkowym. Dodatkowe sieci zostały włączone do grupy przedsiębiorstw zgłaszających
wypadki do CONCAWE w 1995, zmieniając parametry systemu [4, 23].
W USA, operatorzy rurociągów transportujących niebezpieczne ciecze mają obowiązek
raportowania awarii zgodnie z kryteriami zrewidowanymi w 1985 roku obejmującymi
międzystanowych i stanowych operatorów. Kryteria rejestracji awarii uwolnień i innych są
następujące:
• Wybuch lub pożar nie wzniecony celowo przez operatora;
• Strata 50 lub więcej baryłek produktu;
• Uwolnienie do atmosfery silnie lotnej cieczy w ilości większej niż 5 baryłek dziennie;
• Śmierć lub zranienie ludzi, lub przybliżona wartość zniszczeń powyżej 5000$.
Należy nadmienić, że dane dotyczące awarii związanych z rurociągami transportującymi gaz i
ropę zgromadzone przez USA DoT (linie przesyłowe i gromadzące), zawierają informacje o
skutkach awarii, podczas gdy dane przechowywane przez EGIG i CONCAWE skupiają się
głównie na bezpośrednich przyczynach awarii.
23

2.3. Charakterystyka awarii
2.3.1. Typy awarii
W przeszłości przemysł rurociągów gazu i ropy naftowej zdefiniował kilka typów awarii
w zależności od ich przyczyn [4,13,35,]. Najczęściej wyróżnia się sześć poniższych kategorii:
1. zewnętrzny wpływ lub inne zdarzenia;
3. korozja;
4. błędy konstrukcyjne, wady mechaniczne lub materiałowe;
5. ruchy ziemi lub inne naturalne niebezpieczeństwa;
6. błędy operacyjne;
7. inne lub nieznane przyczyny.
Trzy pierwsze kategorie „przyczynowe” można znaleźć w większości oficjalnych raportów.
Szczegółowe rozbicie takich kategorii można znaleźć w opracowaniach zależnie od
przeprowadzonych analiz awarii oraz dostępnych danych i są to: pęknięcie z przeciążenia,
błędy spawania, wewnętrzna lub zewnętrzna korozja, pęknięcia, naruszenia, złamania, itd.
[19, 13, 34]. Ogólna klasyfikacja, taka jak wyżej, obejmuje ogromną większość awarii
zgodnie z przeprowadzaną analizą powypadkową. Jednak żadna ogólna klasyfikacja
mechanizmów błędu nie pozwala w każdym przypadku na jasną identyfikację przyczyn oraz
źródła awarii w systemie lub błędów ludzkich.
Czynnik zewnętrzny, głównie działania zewnętrzne (włączając wpływ używanych innych
urządzeń), został uznany za podstawową przyczynę awarii zarówno dla rurociągów gazowych
jak i ropy naftowej. Precyzyjne dane o położeniu i głębokości rurociągów powinny zawsze
być przechowywane i przedstawione wszystkim, którzy zamierzają wykonywać prace w
danym rejonie. Zewnętrzne wpływy zostały jasno zdefiniowane przez przemysł rurociągowy
jako awarie, których przyczyny nie są związane z czynnościami operatora lub konstruktora
linii. Pozostałe typy awarii wydają się mieć pewien związek z czynnościami i środkami
bezpieczeństwa podjętymi lub nie podjętymi przez operatora.
Korozja we wszystkich formach, to kolejna, główna przyczyna incydentów w większości
dotyczy starzejących się rurociągów. Błędy konstrukcyjne i materiałowe (zdarzające się
w trakcie przetwarzania lub produkcji) często wiążą się ze sprzętem/wyposażeniem
24

związanym/współpracującym z rurociągiem. Korozja jest szeroko badana i istnieje bogata
literatura na ten temat. Metody detekcji defektów są obecnie powszechne i mogą zapobiec
awarii w przypadku gdy zostaną zastosowane odpowiednie narzędzia w ramach
kompleksowego programu konserwacji. Problem ten jest jednak nadal aktualny w dużych i
starych sieciach.
2.3.2. Ilości niebezpiecznych cieczy w wypadkach (dla ropy)
Spójne dane dotyczące ilości niebezpiecznych substancji włączonych w wypadki, można
znaleźć w danych zgromadzonych przez CONCAWE dotyczących rozlanej ropy. Jak
pokazano na rysunku 2.9. stosunek rocznej ilości rozlanej ropy do długości systemu
przesyłowego systematycznie malał w latach 80-tych, lecz wykazał znaczny wzrost w latach
90-tych. Korozja i wpływy trzecie były podstawową przyczyną ostatniego wzrostu ilości
rozlanej ropy, czemu towarzyszyło stosunkowo niewielkie odzyskanie. W samym roku 1994
ilość odzyskana osiągnęła 437 m 3 , tzn. 18% całej rozlanej tego roku ilości (2434 m 3 ). Warto
zaznaczyć, że stosunek ilości rozlanej do długości sieci stał się mniejszy po dołączeniu do
systemu CONCAWE nowych sieci w 1994 i jest tak dlatego, że całkowita długość systemu
wzrosła o około 50% (Rys. 2.9., krzywa w okresie 1990-94).
2.3.3. Częstość awarii
Dla każdej sieci rocznie rejestruje się pewną ilość awarii a ich skutki prezentowane są przez
źródła oficjalne w regularnych raportach. Najbardziej powszechną miarą częstości awarii
używaną przez wspomniane wyżej źródła jest stosunek ilości awarii i incydentów
w systemach rurociągów w przedziałach czasu przez łączną długość systemu rurociągów w
tych okresach. Stosunek ten nazywamy „sumarycznym czasem eksploatacji systemu”. Dla
potrzeb tego opracowania używane są następujące definicje:
25

Metry sześcienne na 1000 km
Objętości brutto i netto wycieków
350
300
250
200
150
100
50
0
Objętość brutto/długość
Objętość netto/długość
brutto z nowymi sieciami
netto z nowymi sieciami
średnio (brutto/długość)
średnio (netto/długość)
1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995
Rys. 2.9. Wielkości wycieków ropy z rurociągów Europy zachodniej (1971 -1994)
26

x: liczba awarii związanych z rurociągami transportującymi gaz i niebezpieczne ciecze
w przedziale czasu (t-t0), w latach.
L: długość systemu rurociągów (sieć lub część sieci) w kilometrach.
E: sumaryczny czas eksploatacji systemu, w km – lata, gdzie
f: częstość awarii, f
=
x
E
E = ∫ L d t
0
t
t
Q: przepustowość lub ilość substancji dostarczonej w przedziale czasu, w m 3 (lub w tonach)
na rok, i
S: przekrój rurociągu w m 2 .
Zakłada się, że długość sieci przesyłowych EGIG, byłego Związku Radzieckiego i
CONCAWE wrastała liniowo w długich przedziałach czasowych:
L = L 0 + ( dL / dt )( t − t 0),
gdzie dL / dt = const .
Współczynnik sumarycznego czasu eksploatacji może być wyrażony poprzez następującą
relację:
Q = α exp{ β ( t − t )}
E = ( t − t )[ L + ( dL / dt)( t − t ) /
0 0 0 2]
Roczna przepustowość systemu EGIG była przybliżona w oparciu o wykładniczą relację
czasu i długości:
gdzie α, β są stałymi.
0 lub Q = α exp{ β ( L − L 0 ) / ( dL / dt )}
Wzory te mogą okazać się złe w przypadku, gdy nowe systemy zostaną włączone do
istniejących sieci (tak jak ma miejsce w przypadku systemu CONCAWE w ostatnich latach).
Łączna przepustowość systemu CONCAWE podąża za ogólnym rozwojem systemu, jednak
wykazuje liczne wahania w czasie (Rys. 2.8.) i nie da się określić jej prostego związku
z długością systemu. Można przypisać to corocznym wahaniom popytu oraz ściśliwości
cieczy. Przesyły cieczy w większości odbywają się rurociągami o dużych średnicach
łączących duże zbiorniki z pojedynczymi punktami dostawczymi i nie było potrzeby
tworzenia rozległych sieci przesyłowych aby otrzymać sieci rozprowadzające na terenach
rozproszonych (przypadek systemów gazociągów o średnim ciśnieniu). Zatem rozsądne
27

wydaje się rozważyć systemy przesyłu gazu składające się z szerszego zakresu linii z
małymi średnicami, porównywalnymi z rurociągami naftowymi. Powyższe rozważania mogą
stanowić pewne wyjaśnienie dla silnej zależności wykazywanej przepustowości (dostaw)
gazu od długości systemu rurociągów.
Objętościowy współczynnik przepływu Q zależy od średniej prędkości cieczy i przekroju
poprzecznego rury wlotowej zgodnie ze wzorem:
dQ
Q
du
= +
u
Całkowita powierzchnia przekroju poprzecznego rur wlotowych w systemie i całkowita
przepustowość, okazują się być silnie związane ze wzrostem długości systemu rurociągów
przesyłowych gazu jako całości; w przypadku rurociągów do transportu cieczy podobna
zależność nie jest tak oczywista.
Konkludując, każdy pomiar sprawności systemu taki jak częstość awarii, powinien być
znormalizowany pod względem przepustowości lub sumarycznego czasu eksploatacji ze
względu na ewolucję systemu, którą można opisać następującym równaniem:
Gaz ziemny
⎡ t ⎤
ln⎢
∫ Qdt ⎥
⎢⎣
t ⎥
0 ⎦
−1
∝(
−β
t ) ,
2.3.3.1.Ogólna częstość awarii
gdzie ln
dS
S
2
−1
n
[ E ] ∝ln{
an
∑ t }
Ogólne częstości awarii otrzymane w oparciu o całkowitą ilość awarii (x) w przedziale czasu
(t – t0) i sumaryczny czas eksploatacji (E) trzech różnych sieci gazowych w tym przedziale
czasu zaprezentowane są na rysunku 2.10.
Częstość została wyliczona dla sieci EGIG i USA DoT dla kolejnych lat w okresie od 1970
do 1996 (t0=1970). Częstość w byłym Związku Radziecki dotyczy krótszego okresu czasu, od
1981 do 1990 (t0=1981).
Ogólny współczynnik częstości prezentowany przez EGIG:
28
0

x
E = 5.75 x 10 -4 na km – rok (EGIG: 1970-92)
bazuje na współczynniku sumarycznego czasu eksploatacji sieci EGIG dla okresu 1970-1992.
Gdy wziąć pod uwagę jedynie ostatnie lata okresu (t0=1988 do 1992), częstość awarii jest
mniejsza:
3.81 x 10 -4 na km – rok (EGIG: 1988-92)
Zgodnie z raportami EGIG, obserwowana redukcja współczynnika częstości w ostatnich
latach jest rezultatem udanego wprowadzenia zmian zarządzania, nadzoru, konstrukcyjnych i
technicznych pomiarów zapobiegających wypadkom związanych z wyciekiem gazu.
Ogólny współczynnik częstości w amerykańskiej sieci przesyłowej gazu ziemnego dla okresu
1970-1996 wynosi w przybliżeniu:
5x 10 -4 na km – rok (USA DoT/NG: 1970-96)
Dla początkowych 16 lat tego okresu 1970-1985 współczynnik był większy:
Po 1984 roku (t0=1984) współczynnik spadł do około:
7.4 x 10 – 4 na km – rok (USA DoT/NG: 1970-85)
1.7 x 10 - 4 na km – rok (USA DoT/NG: 1984-96)
Ta wartość jest mniejsza od współczynnika częstości dla systemu EGIG dotyczącego
analogicznego okresu.
Gwałtowny spadek ogólnego współczynnika częstości w USA po roku 1985 jest związany
przede wszystkim z rewizją kryteriów raportowania o awariach dokonaną w 1984 roku.
Częstość awarii w USA dla okresu od 1970 do 1984 wyznaczona została w oparciu o stałą
długość połączonego systemu – 500 000 km, odpowiadającą aktualnej ostatniej długości
systemu gazowego w USA. Z tego powodu częstości awarii wyznaczone dla lat 1970-1984
mogą być niedoszacowane; faktycznie istnieją dane świadczące o tym, że częstość w okresie
1970-1975 są o rząd wielkości wyższe, od przytoczonych powyżej. Stąd częstość awarii dla
29

Amerykańskiej sieci gazowej mogą być niewłaściwe dla okresów czasu rozpoczynających się
przez rokiem 1984 (t0

Częstości uszkodzeń / 1000 km - rok
1.5
1.4
1.3
1.2
1.1
1
0.9
0.8
0.7
0.6
Lądowe transmisje cieczy
Częstości awarii
CONCAWE, do = 1972
US DOT raportowane wypadki do = 1970
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000
Rys. 2.11. Całkowita częstość awarii w przesyłaniu niebezpiecznych cieczy (x/E)
Wszystkie przeciętne częstości otrzymane w powyższych systemach są stosunkowo niskie.
Dodatkowo rysuje się tendencja dla ich dalszej poprawy.
Niebezpieczne ciecze
Ogólne częstości awarii dla systemu przesyłowego CONCAWE zostały przedstawione
wspólnie z danymi dotyczącymi analogicznego system przesyłu cieczy rurociągami w USA i
objęły okres od 1970 di 1995 roku (rys.11). Współczynniki dla USA były wyznaczone w
oparciu o stałą długość systemu (240000km) dla całego badanego okresu.
Ogólnie, współczynniki awarii w przypadku niebezpiecznych cieczy są wyższe niż
w przypadku rurociągów gazu ziemnego. CONCAWE określiło ogólny współczynnik awarii
na w przybliżeniu:
x
E = 7.5 x 10 -4 na km – rok (CONCAWE: 1972-93)
31

opierając się na współczynniku sumarycznego czasu eksploatacji dla około 405000 km-rok
sieci CONCAWE dla okresu 1972-1993 (t0=1972). Gdy weźmie się pod uwagę jedynie
ostatnie lata okresu (t0=1987 do 1993) częstość awarii wynosi [4, 5, 6, 7, 8, 22,23,33].
4.98 x 10 -4 na km – rok (CONCAWE: 1987-93)
Zgodnie z raportami CONCAWE, sprawność w ostatnich latach wyrażona ilością wycieków
wydaje się być wyrazem długofalowej tendencji do poprawy.
Ogólny współczynnik awarii dla rurociągów transportujących ciecze w USA wynosi:
9.5 x 10 - 4 na km – rok (USA DoT/H.Liq: 1970-95)
dla okresu 1970-1995, wyliczony dla stałej długości systemu wynoszącej 240000 km. Gdy
wziąć pod uwagę jedynie okres 1982-1991 (t0=1982) oraz określając długość systemu dla
tego okresu na 340000 km, częstość incydentów maleje do [20] :
5.6 x 10 -4 na km – rok (USA DoT/H.Liq: 1982-91)
Dane dotyczące częstości awarii w przypadku gazu ziemnego i ropy, takie jak podane
powyżej, można znaleźć w oficjalnych raportach [5,11]. Używano ich do porównywania
danych dotyczących bezpieczeństwa w przypadku kilku modeli transportu oraz dla określenia
wielkości niebezpieczeństwa w kilku analizach ryzyka [13,15]. Należy raz jeszcze podkreślić
wpływ jaki miały kryteria i sposoby raportowania na uzyskane częstości, czyniąc wątpliwym
każde bezwarunkowe porównanie przedstawionych wyników. Przed użyciem
współczynników awarii w analizach ryzyka poleca się, w związku z powyższym, równoległe
badanie opublikowanych danych o częstościach wraz z badaniami warunków i przedziałów
czasowych dla których wspomniane dane były gromadzone oraz źródłowej długości sieci.
2.3.3.2.Częstość awarii w zależności od ich przyczyn
Roczne częstości awarii były analizowane pod kątem podstawowych, bezpośrednich przyczyn
incydentów. Proporcje incydentów spowodowanych przez korozję, zewnętrzne wpływy,
błędy konstrukcyjne czy materiałowe lub inne nieznane przyczyny dla wszystkich pięciu sieci
w rozpatrywanych przedziałach czasu przedstawione są na rysunku 2.12.
32

Wydaje się, że wpływ czynników zewnętrznych jest główną przyczyną wycieków gazu
w amerykańskich i europejskich sieciach przesyłowych. Korozja oraz błędy konstrukcyjne
lub materiałowe są incydentalnymi przyczynami, ważnymi szczególnie w przypadku sieci
przesyłowej gazu ziemnego w byłym Związku Radzieckim oraz sieci przesyłowe
niebezpiecznych cieczy w Europie i Ameryce. Korozja staje się istotnym czynnikiem
w przypadku starych sieci gazowych (30 lat i więcej).
33

Procent wypadków
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
US Gas
1984-96
EGIG
1970-92
SU Gaz
1981-90
Concawe
1971-93
Rys 2.12. Awarie w systemach gazociągów i rurociągów z niebezpiecznymi cieczami według przy czyny
34
Korozja
Wpływy zewnętrzne
Defekty konstukcyjne/materiałowe
Inne
US Ciecze
1991

W rozległych sieciach przesyłu gazu, takich jakie istnieją w byłym Związku Radzieckim,
charakteryzujących się dużymi średnicami (56”), najczęstszym powodem awarii są
uszkodzenia mechaniczne i korozja, podczas gdy czynniki zewnętrzne stanowią mniejsze
zagrożenie (17%) [19]. Może być to spowodowane rozproszeniem sieci na dużych, słabo
zaludnionych obszarach oraz niewystarczającym poziomem inspekcji i badania sprawności.
Wycieki niebezpiecznych cieczy wykazują inne cechy w porównaniu do awarii dla linii
gazowych. W sieci CONCAWE dla okresu 1970-1993 dominowały incydenty spowodowane
korozją, a w drugiej kolejności incydenty spowodowane przez czynniki zewnętrzne. Może to
nas doprowadzić do konkluzji, że w przeszłości został włożony wysiłek w kontrolowanie
wpływów zewnętrznych podczas gdy obecnie największym problemem staje się wiek
rurociągów. Rzeczywiście, liczba incydentów spowodowanych korozją rośnie szybciej
w przypadku sieci przesyłowych cieczy, niż w przypadku sieci przesyłowych gazu ziemnego,
w trakcie pierwszych 20-stu lat eksploatacji. W ostatnim raporcie CONCAWE, po włączeniu
do badań pod kątem wypadkowości nowych odcinków sieci, najczęstszą przyczyną awarii
były uszkodzenia mechaniczne - częstszą od korozji i interferencji zewnętrznych.
2.3.3.3.Porównanie danych o częstościach
Dla wszystkich danych dotyczących częstości, które mają być porównywane, wymaga się
zbieżnych kryteriów raportowania. W celu dalszego pogłębienia tej argumentacji dane USA
DoT dotyczące gazu ziemnego zostały sprawdzone pod kątem dwóch podstawowych
kryteriów zbierania danych stosowanych przez EGIG:
− wycieki z rurociągów z projektowym ciśnieniem powyżej 15 barów, związane są jedynie
z główną strukturą linii;
− innymi słowy awarie związane ze wszystkimi zaworami i towarzyszącym wyposażeniem
nie są brane pod uwagę.
Incydenty związane z rurociągami gazowymi o maksymalnym ciśnieniu operacyjnym
wyższym od 15 barów, który miały miejsce w USA przedstawione są na rysunku 2.13.
Zdarzenia sklasyfikowane są względem przyczyny i średnicy rurociągu. Na rys. 2.13
przedstawione są również incydenty, który miały miejsce jedynie w obrębie głównej struktury
linii.
35

Warto jest także podkreślić, iż proporcja incydentów związanych z urządzeniami
sklasyfikowanymi jako „nieznana średnica” jest znacznie większa (72%) i w większości
dotyczy awarii spowodowanych przez „inne” przyczyny, bardzo często związane z błędami
operatora. Podobna konkluzja została wysnuta po przeprowadzonej ostatnio analizie
wycieków ropy w Europie; najbardziej powszechne przyczyny awarii pojawiały się
dwukrotnie częściej w instalacji i stacjach pompujących niż w samej linii [24].
Wszystkie ważne informacje dotyczące wyposażenia są gubione w przypadku stosowania
kryteriów proponowanych przez EGIG. Warto jest również zauważyć, że zewnętrzne wpływy
w przypadku rurociągów o małych średnicach (

Liczba wypadków
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0
Awarie raportowane przez US DOT dla gazów w latach 1984 -1996
w/g przyczyny i średnicy
Maksymalne ciśnienie operacyjne P > 15 barów
0

Częstość uszkodzeń [1000 km – rok]
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
Częstość awarii gazowych według średnicy
CZYNNIKI ZEWNĘTRZNE
0

Współczynniki awarii spowodowanych czynnikami zewnętrznymi w dwóch systemach
gazociągów, EGIG i USA DoT, podane są w porównywalnych wielkościach dla
poszczególnych przedziałów średnic lecz ich rozkład wykazuje znaczące różnice szczególnie
w przypadku rur o małych i dużych średnicach mimo podobnych rozmiarów dystrybucji
(Rys.2.5).
Awarie spowodowane przez interferencje zewnętrzne oraz rozmiary wycieków w systemie
CONCAWE również radykalnie zmniejszają się wraz z rosnącą średnicą podobnie jak to jest
w przypadku systemu EGIG, ale częstość awarii związanych z wyciekami ropy z tytułu
innych przyczyn wykazuje odmienny rozkład w zależności od średnicy [2, 18,23]. Bardziej
szczegółowa analiza i większa precyzja w wyznaczeniu częstości awarii mogą być osiągnięte
na podstawie dostępnych danych.
2.3.4. Skutki dotychczasowych awarii
Informacje dotyczące skutków awarii w większości odnoszą się do bezpośrednich skutków
związanych z ludźmi. Zniszczenia środowiska i mienia są wspomniane w kilku opisach
zdarzeń lecz precyzyjną ewaluację zniszczeń można znaleźć jedynie w kilku raportach. Dane
analityczne dotyczące nieszczęśliwych wypadków i obrażeń związanych z uwolnieniami
istnieją jedynie w raportach dotyczących awarii związanych z rurociągami w USA.
Informacje o ofiarach awarii w europejskich sieciach transportujących ropę i gaz są bardzo
rzadkie. Dane o ofiarach awarii w europejskich gazociągach nie zostały dotychczas
opublikowane i dotyczą ograniczonej liczby funkcji sieci rurociągów.
Informacje związane z awariami w sieci rurociągów przesyłowych ropy w Europie
Zachodniej zawierają jedynie ogólne liczby dotyczące wielu lat. Analityczne dane o
rozmiarach wycieków w trakcie awarii są raportowane przez CONCAWE (Rys. 2.9).
Precyzyjne dane dotyczące wpływu wycieków na środowisko nie są częste. Wiarygodność
większości danych związanych ze skutkami innymi niż ofiary nie mogą być łatwo
zweryfikowane. Stąd wniosek, że badanie skutków powinno być ograniczone do badania
trendów w kategoriach ofiar w systemach rurociągów gazowych i objętości rozlanej ropy dla
sieci, w których dostępne są dane analityczne.
39

2.3.4.1.Ofiary
Dane analityczne dotyczące skutków awarii gazociągów lądowych są dostarczane przez USA
DoT. Liczbę awarii z ofiarami śmiertelnymi i rannymi oraz rzeczywista liczba ofiar w okresie
od 1984 do 1996 zaprezentowano na rysunku 2.15.
Okazuje się, że roczna liczba poszkodowanych w wyniku przesyłu gazu w USA zasadniczo
pozostawała stała w okresie od 1987 do 1995; co więcej roczny współczynnik awarii
z ofiarami nie wykazuje w tym okresie żadnego spadku. Innymi słowy prawdopodobieństwo
awarii z daleko idącymi skutkami nie zmalało w ciągu ostatnich lat. Fakt ten w połączeniu
z poprawą w sprawności systemów gazowych wyrażonej współczynnikiem awarii, wykazuje,
że rurociągi transportujące gaz stanowią duże zagrożenie.
Roczna częstość awarii i liczba ofiar przypadających na wypadek dla tego samego okresu
(1984-1996) zaprezentowane są na rysunku 2.16.
Okazuje się, że roczne współczynniki ofiar przypadających na awarię w sieciach
przesyłowych gazu w USA nie poprawiły się zasadniczo w okresie 1984-1996. Średnia
roczna liczba ofiar na km w tym samym okresie wynosi w przybliżeniu:
z czego ofiar śmiertelne stanowią 15%.
3 x 10 -5 na km-rok (USA DoT/NG: 1984-96)
40

Liczba wypadków lub zranionych
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Awarie z obrażeniami w USA 1984 – 96 w skali roku
Maksymalne ciśnienie operacyjne P > 15 barów
wypadki śmiertelne
liczba zgonów
liczba zranionych
awarie z obrażeniami
liczba obrażeń
1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996
Rys. 2.15. Awarie z ofiarami związane z przesyłem gazu w skali roku
41

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
1984
Awarie gazowe w USA 1984 –96 w skali roku
Maksymalne ciśnienie operacyjne P > 15 barów
1985
1986
1987
1988
1989
Rys. 2.16. Awarie z ofiarami związane z przesyłem gazu w skali roku
Ilość obrażeń na awarię
Awarie z obrażeniami na uszkodzenie
Awarie na1000 km w skali roku
42
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996

46% wartości współczynnika liczby poszkodowanych wynika z wypadków w głównej
strukturze wodociągów, podczas gdy 34% wynika z awarii zaworów, a 20% uszkodzeń
instalacji, połączeń mechanicznych i spawów. Zakładając, że całkowity współczynnik
sumarycznego czasu eksploatacji w amerykańskich sieciach gazowych wynosi w przybliżeniu
8x10 6 km-rok dla całego okresu 1970-1996, średni współczynnik ilości ofiar jest trzy razy
wyższy niż w ostatniej dekadzie , to jest:
- wypadki śmiertelne stanowią w przybliżeniu 16% tej liczby.
9 x 10 -5 na km-rok (USA DoT/NG: 1970-96)
W systemie EGIG żadne dane na temat ofiar nie są dostępne publicznie. Nieoficjalne
przybliżenie ofiar awarii związanych z główną strukturą sieci gazociągów w UE daje średni
współczynnik ofiar dla okresu 1970-1991 w wysokości:
1.1 x 10 -5 na km-rok (EGIG: 1970-91)
Ten współczynnik jest czterokrotnie niższy od współczynnika wyznaczonego dla gazociągów
w USA dla analogicznego okresu czasu, przy założeniu, że ofiary są związane
z uszkodzeniami jedynie głównej struktury rurociągu, wynoszącego:
4.3 x 10 -5 na km-rok (USA DoT/NG-body: 1970-96)
CONCAWE sporządziła raport ze wszystkich dwunastu awarii, które zdarzyły się w okresie
1970-1992. Ogólna częstość wypadków śmiertelnych znormalizowana przez sumaryczny czas
eksploatacji systemu wynosi w przybliżeniu:
3 x 10 -5 na km –rok (CONCAWE: 1970-92)
Częstość wypadków śmiertelnych w przypadku sieci przesyłowych ropy w UE jest wyższa od
częstości takich wypadków dla sieci przesyłowej gazu.Trzeba pokreślić, że wnioski dotyczące
bezpieczeństwa systemów, które opierają się na porównaniu częstości, mogą być mylące gdy
dotyczą one różnych przedziałów czasowych i różnych elementów systemu. Liczba ofiar na
awarię gazociągów w USA, dla okresu 1984-96, przedstawiona jest na rysunku 2.17.
43

Można zauważyć, że większość (~60%) stanowią ofiary awarii, o przyczynach określonych
jako „inne lub nieznane” i w mniejszym zakresie spowodowanych interferencjami
zewnętrznymi. Jak nadmieniono wcześniej, incydenty sklasyfikowane jako „inne przyczyny"
są ściśle związane z eksploatacją sprzętu i części związanych z linią; z tej liczby awarii 43%
dotyczy zaworów, 25% instalacji, mechanicznych połączeń i spawów a tylko 27% głównej
struktury rurociągu. Można stąd wnioskować, że pokaźna część informacji dotyczących ofiar
jest gubiona gdy kryteria gromadzenia informacji o awariach ograniczają gromadzone dane
do incydentów dotyczących głównej struktury rurociągu i nie biorą pod uwagę awarii części i
innych elementów systemu.
Dane o incydentach gromadzone przez wspomniane wcześniej źródła nie zawierają wielu
informacji o ofiarach i z tego powodu pomiary społecznego zagrożenia w formie krzywej
funkcyjnej liczby ofiar śmiertelnych i zranień nie mogą być dokładne. Do tego celu została
użyta duża próbka (>700) awarii związanych z rurociągami na świecie. Większość (~65%)
zdarzeń, o których zgromadzono dane w bazie danych miało miejsce w europejskich sieciach
rurociągów gromadzących i transportowych w latach sześćdziesiątych. Wydzielony został
podzbiór zawierający 167 incydentów z USA i krajów europejskich z informacjami
dotyczącymi liczby ofiar śmiertelnych i rannych [27]. Próbowano wykreślić krzywą awarii
śmiertelnych i zranień opierając się jedynie na danych o ofiarach awarii sieci gazociągów
ponieważ dane o wyciekach ropy nie zawierają wystarczających informacji o ofiarach.
Łączne, warunkowe prawdopodobieństwo awarii dla gazociągów z ofiarami śmiertelnymi
zaprezentowane jest na rysunku 2.18. Krzywe szkód dla awarii z ofiarami dotyczących
gazociągów są dodatkowo zilustrowane na rysunku 2.19.
44

100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Licz. wypad. śmiert. Licz. wypad. z obraż.
Ofiary
Korozja
Rys. 2.17. Ofiary związane z przesyłem gazu w USA (według przyczyn)
Obrażenia
Wpływy Defekty materiałowe
zewnętrzne /konstrukcyjne
45
Inne

Łączne prwadopodobieństwo warunkowe
1
0.1
0.01
Ofiary w awariach gazowych
1 10 100 1000
Liczba ofiar
64-79
80-94
64 -94
Rys. 2.18. Krzywe funkcyjne światowych awarii gazowych z ofiarami (1964-94)
Łączne prawdopodobieństwo warunkowe
1
0.1
0.01
Krzywe obrażeń w awariach gazowych
1 10 100 1000
Liczba obrażeń
64-79
80-94
64-94
Rys. 2.19. Krzywe obrażeń odniesionych w wyniku awarii gazowych (1964-94)
Interesujące jest, że częstość incydentów związanych z gazem, które pociągnęły za sobą
ofiary, rośnie na świecie w przeciągu ostatnich 15 lat.
46

Krzywe funkcyjne otrzymane dla próbki incydentów wykazują porównywalną krzywiznę dla
obrażeń i nieszczęśliwych awarii w tym samym okresie czasu; czyli dla dwóch 15-letnich
przedziałów 1964-79 i 1980-94, a także dla całego 30-letniego okresu 1964-94.
Warto zauważyć, że awarie z wieloma ofiarami związane z rurociągami gazowymi zdarzyły
się na świecie w ciągu ostatnich 15 lat, co wskazuje na silne zagrożenie płynące z gazowej
sieci przesyłowej; ze względu na swój tragiczny wymiar, szczególnie warte odnotowanie są
dwa przypadki: pierwszy dotyczy katastrofy dwóch pociągów w byłym Związku Radzieckim
w 1989 z 600 ofiarami śmiertelnymi i 568 rannymi, drugi dotyczy zderzenia kilku
samochodów na autostradzie w Caracas, w Wenezueli w 1993 roku z ponad 50 ofiarami
śmiertelnymi i wieloma rannymi.
2.3.4.2.Wycieki ropy w Europie Zachodniej
Skutki wycieków ropy, które miały miejsce w przeciągu ostatnich 15 lat nie mogą być
precyzyjnie oszacowane. Jednak wiele spośród awarii z ostatnich lat miało rekordową skalę;
w samych tylko latach 1993 i 1994 koszty wycieków ropy w Europie Zachodniej
przewyższają 16 milionów euro. Wskaźnik sprawności sieci rurociągów transportujących
ropę może być wyrażony w rocznej objętości brutto i netto rozlanej ropy na każdy kilometr
sieci przesyłowej, jak jest to przedstawione na rys.2.20; łączna ilość rozlanej ropy
przedstawiona jest po znormalizowaniu dla współczynnika sumarycznego czasu eksploatacji
sieci przesyłowych ropy w Europie Zachodniej.
Okazuje się, że nie widać żadnej poprawy zarówno we współczynnikach brutto i netto
rozlanej ropy w Europie Zachodniej w ciągu ostatnich 20 lat. Ten rezultat wraz z danymi o
uzyskanie poprawy w częstości awarii, wskazuje, że jeśli zdarzy się awaria to istnieje większe
prawdopodobieństwo, iż pociągnie on za sobą poważne skutki.
47

Metry sześcienne na 1000 km - rok
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
CONCAWE ropociągi
Łączne objętości wycieku na ekspozycję systemu
netto/ekspozycje
brutto/ekspozycje
0
1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993
Rys. 2.20. Całkowita objętość wycieków brutto i netto na sumaryczny czas eksploatacji systemu
48

Jest to kolejnym dowodem na to, że rurociągi transportujące niebezpieczne substancje
stanowią duże zagrożenie, co potwierdzają następstwa wielu awarii związanych z rurociągami
transportującymi gaz i ropę [27,28,].
2.3.5. Skala ciężkości awarii
Identyfikacja wagi awarii może być użyteczna jako narzędzie analityczne i może być
umieszczona na „skali ciężkości”, w oparciu o kryteria podobne do stosowanych w przypadku
awarii przemysłowych w stałych instalacjach. The Major Accident Hazards Bureau of the EC
przedstawiło prace poświęcone porównaniu wagi ponad 150 awarii rurociągów z tymi
rozważanymi przy Dyrektywie Seveso [27]. Celem tej pracy było określenie, czy traktowanie
rurociągów jako „głównego czynnika zagrożeń” jest właściwe dla oszacowania, czy rurociągi
wymagają podobnego poziomu kontroli jak instalacje chemiczne.
Logarytmiczna „skala wagi” dla awarii [1,28] jest 6-stopniowa, zależnie od kilku wskaźników
włączając kryteria związane z ilością rozlanej niebezpiecznej substancji i krótsze lub dłuższe
okresy oddziaływania na ludzi i środowisko niekorzystnych skutków. Wskaźniki używane
przez skalę przedstawione są w tabeli 2.2. Skala logarytmiczna, podobna do przyjętej w tej
pracy, jest najwyraźniej mniej czuła od w wyższych rejonach („poziom wagi” > 4). Z tego
powodu jest wygodna dla znaczących awarii związanych z rurociągami z innymi znaczącymi
awariami takimi jak te dotyczące stałych instalacji.
Informacje były dostępne w celu oceny następujących sześciu kryteriów związanych zarówno
z krótko- jak długoterminowymi skutkami:
− ofiary śmiertelne,
− zranienia pracowników i innych osób,
− ewakuacja,
− koszty strat produkcyjnych,
− rejony zanieczyszczenia gleby i wody, oraz
− koszty oczyszczenia środowiska.
49

Tabela 2.2. Pewne wskaźniki “Skali wagi awarii” są wzięte z 1993 z używanych w
narzędziach analitycznych w przypadku awarii zanotowanego w MARS [1].
Kryteria dostępne
w krótkich terminach
Ilość substancji
rzeczywiście stracona lub
rozlana (Q) w % limitu w
Dyrektywie 82/501/EEC
Całkowite ilość (N)
zabitych w tym :
• liczba pracowników
przedsiębiorstwa
• liczba zewnętrznych
ratowanych ludzi
• ilość osób spośród z
publiczności
Całkowita liczba (N)
rannych
hospitalizowanych dłużej
niż ≥ 24h, w tym :
• liczba pracowników
przedsiębiorstwa
• liczba zewnętrznych
ratowanych ludzi
• liczba osób spośród
publiki
Liczba ludności
ewakuowanej z domu lub
schronionej w domu przez
dłużej niż 2 h (Nh =
człowiek × godzina)
Kryteria dostępne
w długich terminach
Koszty (C) strat
produkcyjnych w
przedsiębiorstwie
(wyrażone w odniesieniu
do 1993 )
Powierzchnia (A) gleby
lub wód podziemnych –
poddanych czyszczeniu i
odkażaniu
Długość (L) obszaru
przybrzeżnego poddanego
czyszczeniu i odkażaniu
Koszty (C) oczyszczania /
odkażania / środowiska
(wyrażone w odniesieniu
do 1993)
S T O P N I E CIĘŻKOŚCI
G=1 G=2 G=3 G=4 G=5 G=6
Q < 0.1 %
-
-
-
-
1
1
1
-
-
0.1% < Q 10 ×
Wartość
graniczna
N ≥ 50
N ≥ 50
N ≥ 20
N ≥ 6
N ≥ 200
N ≥ 200
N ≥ 200
N ≥ 50
Nh ≥
500000
G=1 G=2 G=3 G=4 G=5 G=6
0.1 ≤ C <
0.5 MECU
0.1 ≤ A <
0.5 ha
0.1 ≤ L <
0.5 km
0.01 ≤ C <
0.05
MECU
0.5 ≤ C < 2
MECU
0.5 ≤ A < 2 ha
0.5 ≤ L < 2 km
0.05 ≤ C < 0.2
MECU
2 ≤ C < 10
MECU
2 ≤ A < 10 ha
2 ≤ L < 10 km
0.2 ≤ C < 1
MECU
10 ≤ C < 50
MECU
10 ≤ A < 50
ha
10 ≤ L < 50
km
1 ≤ C < 5
MECU
50 ≤ C <
200 MECU
50 ≤ A <
200 ha
50 ≤ L< 200
km
5 ≤ C < 20
MECU
C ≥ 200
MECU
A ≥ 200 ha
L ≥ 200
km
C ≥ 20
MECU
Należy wspomnieć, że ewaluacja „wagi” opierała się na badaniach inżynieryjnych, miała
znaczący charakter i jej wiarygodność jest współmierna do wiarygodności i kompletności
skonsultowanych danych.
50

Procent awarii
0,4
0,3
0,2
0,1
0
1 2 3 4 5 6
Rys. 2.21. Waga głównych awarii
Współczynnik wagi 1-6
253 awarie według MARS 1984-98
67 awarii z gazem 1964-94
97 awarii z ropą 1964-94
Na rysunku 2.21 porównanych jest 67 awarii rurociągów gazowych i 97 awarii rurociągów
ropy z 253 awariami instalacji chemicznych (składają się na to praktycznie wszystkie awarie
z „poziomem wagi” > 0) raportowane do Major Accident Reporting System (MARS). Około
40% awarii z rurociągami zdarzyło się w UE.
Najtragiczniejsza awaria ma „wagę” równą 6. Rysunek 2.21 pokazuje, że zarówno sieci
gazowe jak i ropy są powodem poważnych awarii z „wagą” porównywalną do „wagi” awarii
w stałych instalacjach, zarówno w stosunku do ludzi jak i środowiska.
Z analizy awarii związanych z rurociągami wynika, że wycieki ropy są w większości
powodują zniszczenia środowiska, podczas gdy uwolnienia gazu z zapłonem są zagrożeniem
dla zdrowia. W tym kontekście, można stwierdzić, że rurociągi powinny być traktowane jako
podstawowe źródło zagrożeń spowodowanych czynnikami związanymi z przemysłem.
51

2.4. Podsumowanie
Wiele awarii było spowodowanych wyciekami, które pozostały niewykryte przez długi okres.
Charakterystyczny wyciek gazu, który pozostał niewykryty przez kilka miesięcy, zdarzył się
w byłym Związku Radzieckim w 1989 roku i okazał się najpoważniejszą awarią w historii
rurociągów (p.2.5: przypadek nr 4, okres 1985-89) z 600 ofiarami śmiertelnymi i 568
rannymi. Podobnie wycieki z rurociągów w przemyśle ropy naftowej pozostają niewykryte
przez długie okresy, co miało znaczący wpływ na środowisko. Jest wiele przykładów dużych
wycieków ropy naftowej, które skutkowały znacznym zanieczyszczeniem wody i gleby. Dwa
typowe zdarzenia (p.2.5: nr 7 w 1980 roku i nr 6 w 1990 roku) mogą zilustrować jak poważny
może to być problem; w przypadku pierwszym wyciek ropy naftowej został odkryty przez
satelitę kiedy związana z nim eksplozja spowodowała powstanie olbrzymiej chmury kurzu
(pyłu), w drugim przypadku wyciek pozostał niewykryty przez 20 lat zanieczyszczając ropą
naftową w ilości 57120 m 3 powierzchnię 10000km 2 lasów tropikalnych nad Amazonką.
Niektóre przypadki wycieków kilkuset metrów sześciennych ropy mogą spowodować
zniszczenia środowiska, gdy ropa nie zostanie szybko usunięta. Wykrywanie wycieków było
przedmiotem wielu badań i w ostatnich latach wiele metod zostało pomyślnie wdrożonych.
Jednak wielkie wycieki nadal się zdarzają, tak jak miało to miejsce w przypadku wycieku
57800 m 3 ropy naftowej w USA w 1991 – największego w historii Minnesoty, wielokrotny
wyciek w Rosji (800 razy w 1992 roku) w sumie 10000 m 3 ropy naftowej oraz wyciek
300000 m 3 ropy naftowej podczas powodzi 1994.
Zewnętrzne wpływy, głównie czynniki trzecie, wliczając w to wpływ urządzeń, są uważane
za dominujący mechanizm awarii przez wiele lat zarówno w przypadku gazociągów jak i
rurociągów ropy naftowej. W następstwie awarii zostało wydanych wiele zaleceń. Lokalizacja
oraz głębokość rurociągów są bardzo ważnymi parametrami i dane te powinny być
przechowywane. Przed rozpoczęciem prac w rejonie rurociągów wszyscy zainteresowani
powinni otrzymać precyzyjne informacje dotyczące tych parametrów. Za przykład mogą
służyć systemy One-Call w Holandii (KLIC) i Szkocji oraz prawny obowiązek
zawiadamiania o robotach obowiązujący w Belgii. Takie systemy powinny mieć
zabezpieczenia procedur bezpieczeństwa włączając w to szkolenia. Motywowanie
przedsiębiorców do zawiadamiania o wszelkich nienormalnych zdarzeniach oraz obecność
przedstawicieli przedsiębiorstwa – właściciela rurociągu podczas prowadzonych prac, są
zawsze szczególnie ważne.
52

Rurociągi przebiegają na obszarach o wzrastającej gęstości zaludnienia i z tego powodu
wpływ czynników zewnętrznych staje się coraz większy. Działania mające na celu
zmniejszenie ryzyka na wspomnianych obszarach mogą być podobne do zalecanych podczas
wielu awarii na przykład w przypadku awarii na Duff Street:
− zwiększenie głębokości, na której przebiegają rurociągi (większa grubość pokrywy ziemi,
to znaczy większa niż 100 cm, stosowana w przypadku ostatnio budowanych rurociągów
dała w efekcie mniejszą interferencję [11];
− niższe limity ciśnienia operacyjnego;
− zwiększenie grubości ścianek rur;
− zwiększenie dozwolonej minimalnej odległości między budynkami i rurociągami, itp.
Działania te mogą być podjęte w przypadku nowych rurociągów (faza planowania), jednak
trudne jest, jeżeli nie niemożliwe, zastosowanie większości z nich w przypadku starych
rurociągów.
Korozja, we wszystkich formach, jest przyczyną awarii i nieprzerwanie atakuje starzejące się
rurociągi. Metody wykrywania uszkodzeń są obecnie powszechne i mogą zapobiec awariom,
w przypadku gdy w procesie utrzymania i konserwacji rurociągów stosowane są odpowiednie
narzędzia. Jednak problem pozostaje otwarty w przypadku dużych i starych sieci rejonach,
gdzie wprowadzenie rygorystycznych inspekcji i programu utrzymania okazuje się
w praktyce bardzo trudne.
Wnioski płynące z awarii rurociągów są często powtarzane. Podobne zalecenia co do
procedur bezpieczeństwa można znaleźć w niejednej analizie poawaryjnej. Tematem do
dyskusji staje się problem, czy analizy różnorodnych awarii wniosą coś nowego do metodyki
całkowitego zabezpieczenia, skoro zalecenia są w każdym przypadku bardzo specyficzne,
zależne od typu awarii. Niemniej jednak wybrane przypadki mogą wnieść nowe
doświadczenia do metodyki ochrony przed awariami. Takimi przypadkami są:
− pęknięcie rurociągu z propanem oraz pożar na Ruff Creek, w Pennsylvania w lipcu 1977;
− wybuch oparów benzyny w Duffy Street, w Kalifornii w 1989; oraz
− eksplozja gazu ziemnego, która spowodowała spalenie się autobusu i 9 samochodów
z więcej niż 50 pasażerami w Wenezueli w 1993 roku.
53

Inspekcja korozji, procedury bezpieczeństwa operacji i utrzymania, działania zmierzające do
redukcji ryzyka oraz plany awaryjne są jednymi z najczęstszych wniosków wymienianych
w ich następstwie.
Wydaje się, że w niektórych sytuacjach czysty przypadek może zwiększyć „wagę” awarii.
W przypadku wypadku na Ruff Creek, awaria była poważna, ale gdyby opary propanu nie
były zapalone przez przejeżdżającą ciężarówkę o 6 rano, a dotarły do gęściej zaludnionych
terenów katastrofa byłaby znacznie poważniejsza. W przypadku incydentu w Wenezueli
skutki były tragiczne ze względu na fakt, iż eksplozja miała miejsce niedaleko szosy, w
godzinach szczytu.
Przypadki zdają się także, w pewnych sytuacjach, zwiększać skutki awarii w przemyśle
naftowym. Przykładem może być wyciek 150 ton ropy w Mersey Estuary w Anglii w sierpniu
1989; fakt, że wyciek wystąpił podczas jednego z najwyższych, wiosennych przypływów,
podczas sprzyjających warunków pogodowych, był decydujący dla zmniejszenia wpływu na
środowisko (p.2.5; przypadek 7, 1985-89).
Wycieki ropy miały miejsce w krajach UE takich jak Włochy, Francja, Niemcy i Wielkiej
Brytanii, a także w USA. Awarie z dużymi skutkami dla środowiska wydarzyły się także
w ostatnich latach; przykładem jest kilka wycieków, głównie ropy i benzyny, w tym na
Tamizie w Wielkiej Brytanii w 1991, w Minessocie w USA w 1991, w Niemczech w 1993,
w Meksyku w 1994, w Rosji w 1992 i 1994 (p.2.5: 1990-94). Takie wycieki są rzadko
szkodliwe dla ludzi ale powodują olbrzymie zniszczenie środowiska i czasami ograniczają
dużej ilości ludzi dostęp do zasobów. Tak było w przypadku pęknięcia rury w Pittsburgu
w USA w 1990, gdy 80000 ludzi w 8 społecznościach zostało doświadczyło problemów
z dostawami wody pitnej (p.2.5: przypadek 2, 1990-94).
Metodyce zapobiegania awariom powinny towarzyszyć stosowne procedury łagodzenia ich
skutków. W przypadku wycieków ropy mogą być to działania zmierzające do powstrzymania
wycieku w rozsądnym czasie i przy pomocy właściwych procedur awaryjnych.
Wartościowym wnioskiem wyciągniętym z awarii o dużym rozmiarze, jest zrozumienie
znaczenia koordynacji działań podjętych przez władze i inne grupy w rejonach dotkniętych
katastrofą. Przykładem może być wyciek paliwa w rurociągu Colonial na rzece Enorree
54

w stanie Karolina w USA, w 1991 roku, efektem którego było zanieczyszczenie wielu
kilometrów rzeki oraz zamknięcie podstawowych ujęć wody dla dwóch miast (p.2.5,
przypadek 10, 1990-94). Uczestnicy procesu decyzyjnego powinni być odpowiednio dobrani i
wśród nich powinni się znaleźć odpowiedzialni członkowie społeczności. W takich
sytuacjach jest szczególnie ważne by wszyscy uczestnicy rozumieli wzajemnie swoje role i
odpowiedzialność w procesie poszukiwania rozwiązań. W procesie podejmowania decyzji
(takim jak na przykład jak proces oczyszczania po rozlaniu 2429 m 3 ropy z rurociągu
w kanałach w Arthur Kill w okolicy Nowego Jorku w 1990) kluczową rolę odgrywa zaufanie
pomiędzy członkami zespołu koordynującego oraz znajomość procedur.
Należy określić różnice pomiędzy różnymi kategoriami rurociągów na przykład gazociągami
i rurociągami transportującymi niebezpieczne substancje, ponieważ towarzyszące im ryzyko
ma odmienną naturę i poziom. Ważne jest także rozróżnienie pomiędzy ryzykiem związanym
z różnymi elementami systemu rurociągów. Identyfikacja zagrożeń związanych z różnymi
elementami systemu jest kluczowa dla analizy ryzyka ponieważ wiele skutków związanych
jest ze specyficznymi elementami takimi jak zawory i inne części systemu.
Po zbadaniu zgromadzonych danych o awariach w dwóch typach sieci przesyłowych na
świecie to jest gazu ziemnego i niebezpiecznych cieczy, dane o częstości były wyznaczone w
związku z przyczynami awarii, ich rozmiarem oraz elementami systemów. Zmniejsza się
częstość awarii zarówno dla linii transportujących gaz jak i ciecze w Europie, w USA i
byłym Związku Radzieckim. Wpływy zewnętrzne, głównie działania czynników trzecich
włączając w to wpływ używanych urządzeń, jest dominującym mechanizmem awarii dla
rurociągów zarówno w przypadku ropy jak i gazu. Współczynniki awaryjności związane
z poszczególnymi mechanizmami na przykład z interferencją zewnętrzną wykazują różną
rozpiętość dla różnych średnic, w różnych systemach. Duża częstość awarii spowodowanych
przez wpływ czynników trzecich występuje w przypadku rurociągów o średnicy pomiędzy 5 i
16”. Głębsza analiza bardziej szczegółowych danych na przykład głębokości pod ziemią,
grubości ścian potrzebna jest w celu ustalenia związków pomiędzy mechanizmami awarii a
operacyjnymi parametrami rurociągu.
W sieciach gazu i ropy w Europie i Stanach Zjednoczonych w ostatnich 30 latach
zastosowano różne ulepszenia. Długość sieci przesyłowej gazu ziemnego w USA pozostaje
stała na przestrzeni ostatnich 15 lat, podczas gdy sieci europejskie wykazują szybki rozwój.
55

Wzrost dostaw gazu w Europie również wykazuje ekspotencjalną zależność od czasu. Efekty
te są znormalizowane przez analizę danych o częstości z oparciu o sumaryczny czas
eksploatacji systemu w ciągu wielu lat. Jednak, bardzo ważne jest porównanie danych o
częstości w tych samych przedziałach czasu ponieważ współczynnik sumarycznego czasu
eksploatacji i szczególnie przepustowość systemu jest bardzo zależna od rozważanych
przedziałów czasowych. Na dane o częstości obliczone dla długich okresów bardzo duży
wpływ ma złe zachowanie się we wcześniejszych okresach i jakiekolwiek porównania z
częstościami wyznaczonymi dla krótszych okresów mogą być mylące.
Wskaźniki ofiar dla sieci gazociągów w USA stopniowo zmniejszają się ale, roczna liczba
awarii pociągających za sobą ofiary nie poprawił się w ciągu ostatnich 13 lat. Częstość
incydentów z gazem z wieloma ofiarami na świecie wzrosła w przeciągu ostatnich 15 lat,
dowodząc, iż największe zagrożenie tkwi w sieciach gazociągów. W sieciach gazociągów w
USA roczna liczba ofiar na awarię nie wykazuje żadnego spadku od 1987. Średnie wartości
wykazują prawdopodobieństwo jednej ofiary na każdych pięć awarii. Jasnym jest, że
większość ofiar nie jest skutkiem awarii spowodowanych przez interferencje zewnętrzne,
korozję lub uszkodzenia materiałów.
W przypadku gazociągów ofiary zdarzają się głównie w przypadku awarii spowodowanych
obsługą urządzeń takich jak zawory lub inne części linii. Zaobserwowano brak silnego
związku pomiędzy ofiarami i awariami głównej struktury rurociągu. Informacje dotyczące
ofiar i innych skutkami są „gubione”, gdy w oparciu o używane kryteria gromadzenia danych
rejestruje się jedynie informacje o zdarzeniach dotyczących głównej struktury rurociągu.
Powstaje zatem bardzo ważne pytanie czy jakiekolwiek wnioski dotyczące bezpieczeństwa
w sieci rurociągów UE mogą być wysnute bez uprzedniego sprawdzenia i uzgodnienia
zgromadzonych danych o wypadkach w krajach Europy.
Zachowanie się rurociągów przesyłowych w kategoriach awarii wykazuje stopniową poprawę
w ostatnich 15 latach lecz rozmiary skutków spowodowanych uwolnieniami gazu i
wyciekami ropy nie wykazują żadnych zmian. Przybliżony koszt wycieków ropy pozostaje
bardzo wysoki, całkowity wypływ ropy z rurociągów w Europie Zachodniej nie zmniejszył
się przez ostatnie 20 lat, a udokumentowane skutki uwolnień gazu jakkolwiek małe nie
wykazują znaczącej poprawy. W systemach rurociągów w Europie i USA pozostaje
prawdopodobieństwo, że awaria pociągnie za sobą rozległe zniszczenia i stwierdza się, że
56

urociągi przesyłowe gazu i ropy stanowią największe zagrożenie, co zostało potwierdzone
przez wiele incydentów na świecie.
2.5 Podstawowe cechy wybranych awarii dotyczących rurociągów
Tabela 2.3 Podstawowe cechy 167 wybranych awarii dotyczących rurociągów zgromadzone
w wewnętrznej bazie danych
Gaz lub gaz ciekły pod ciśnieniem Ciecze (paliwo / toksyczne )
L.p. Rok Miejsce Indeks
wagi
Koszty dla
środ.
Zabici(z)
Ranni(r)
substanc
ja
L.p. Rok miejsce Indeks
wagi
1964 - 1969
Koszty Zabici(z)
dla srod. Ranni(r) substancja
1. 64 USA 5 2 z Etylina 6. 66 EU 1 ** Ropa
naftowa
2. 65 USA 6 + 17 z Gaz 7. 66 EU 2 ** Ropa
ziemny
naftowa
3. 68 USA 3 5 z LPG 8. 67 EU 1 * Ropa
6 r
naftowa
4. 9. 68 EU 2 ** Ropa
naftowa
5. 10. 69 EU 1-2 ** Olej
napędowy
1970 - 1974
1. 71 USA 4-5? **** Amoniak 13. 70 EU 1 * Nafta
2. 72 USA 5 4 z LPG 14. 70 EU 2 ** Ropa
2 r
naftowa
3. 73 MEX 3 4 z Gaz 15. 71 EU 2 ** Ropa
1 r ziemny
naftowa
4. 73 USA 2 0 z Amoniak 16. 71 EU 3 *** Ropa
2 r
naftowa
5. 73 USA 6 Gaz
ziemny
17. 72 EU 1 * Benzyna
6. 73 USA 2 1 z LPG 18. 72 EU 2 ** Olej
1 r
napędowy
7. 74 USA 5 *** 5 z Gaz 19. 73 EU 1 * Olej
1 r ziemny
napędowy
8. 74 USA 5 3 z Gaz 20. 73 EU 1 * Ropa
ziemny
naftowa
9. 74 IRN 6 ***** Gaz 21. 73 EU 2 ** Ropa
ziemny
naftowa
10. 74 USA 5 3 z Gaz
ziemny
22. 74 EU 2 ** Benzyna
11. 23. 74 EU 1 * Nafta
oczyszczo
na
12. 24. 74 USA 4 6 z Ropa
57

1975 - 1979
naftowa
1. 75 NL 4 ? **** ewak. Gaz
ziemny
21. 76 EU 2 ** Nafta
2. 75 USA 5 5 z Gaz 22. 76 EU 1 * Ropa
1 r ziemny
naftowa
3. 76 USA 3 5 z Gaz 23. 76 EU 2 ** Nafta
2 r ziemny
oczyszczona
4. 76 USA 5 2 z Gaz 24. 76 EU 1 * Ropa
4 r ziemny
naftowa
5. 76 CS 5 3 z Gaz 25. 76 EU 1 * Benzyna
2 r ziemny
6. 76 D 2 0 z Gaz 26. 76 EU 1 * Ropa
2 r ziemny
naftowa
7. 76 USA 2 1 z Gaz 27. 77 EU 4 **** Ropa
4 r ziemny
naftowa
8. 76 D 2 0 z Gaz 28. 77 EU 3 *** Nafta
5 r ziemny
9. 77 USA 4 57 a 2 z Gaz 29. 77 EU 2 ** Ropa
ziemny
naftowa
10. 77 USA 2 1 z Gaz 30. 77 USA 4-5 ***** 1 z Ropa
ziemny
5 r naftowa
11. 77 USA 3 2 z Gaz 31. 78 EU 2 ** Ropa
ziemny
naftowa
12. 78 USA 2 2 z Gaz 32. 78 EU 2 ** Ropa
ziemny
naftowa
13. 78 USA 5 2 z LPG 33. 78 F 2 ** Ropa
3 r
naftowa
14. 78 DDR 3 2 z Gaz 34. 78 EU 1 * Ropa
2 r ziemny
naftowa
15. 78 USA 2 1 z Gaz
ziemny
35. 79 CON-
CAWE
6 *** 14 r Ropa
naftowa
16. 78 NL 2 0 z Gaz 36. 79 EU 2 ** Ropa
2 r ziemny
naftowa
17. 79 USA 2 0 z Gaz 37. 79 EU 1 * Olej
5 r ziemny
napędowy
18. 79 NL 3 ? 200 Gaz 38. 79 EU 1 * Olej
ewak. ziemny
napędowy
19. 79 D 2 ** 0 z Gaz 39. 79 EU 3 *** Nafta
2 r ziemny
oczyszczona
20. 79 USA 2 1 z LPG 40. 79 USA 3 ? *** Paliwo
lotnicze
58

1. 80 NL 2 50 ewak. Gaz
ziemny
2. 80 D 2 ** Gaz
ziemny
3. 80 NL 1 0 z Gaz
1 r ziemny
4. 80 RA 6 6 z Gaz
6 r ziemny
5. 80 USA 3-4? ewak. Gaz
ziemny
6. 81 NL 2 0 z Gaz
2 r ziemny
7. 81 NL 1 0 z Gaz
1 r ziemny
1980 - 1984
27. 80 F 2 ? ** Ropa
naftowa
28. 80 IT 4 **** Ropa
naftowa
29. 80 USA 3 *** Ropa
naftowa
30 80 USA 2-3 *** Benzyna
31. 80 WA 4 **** Ropa
naftowa
32. 80 USA 3+ ** 0 z Nafta
11 r oczyszczona
33. 80 LAR ?
Ropa
naftowa
Eksplozja pyłu
wykryta przez
satelitę
8. 81 USA 5-6 ewak. Gaz 34. 80 D ? ** Paliwo
ziemny
lotnicze
9. 81 Ven 6++ 30 z FL 35. 80 USA 4 **** Olej
120 r gas
napędowy
10. 82 F 5-6 7 z CO 36. 80 USA 4 ** 1 z Ropa
27 r
1 r naftowa
11. 82 D 2 1 z Gaz 37. 81 USA 3 *** Ropa
2 r ziemny
naftowa
12. 82 ET 3-4 0 z
19 r
FL
gas
38. 82 USA 2? ** H2SO4
13. 82 USA 3 0 z Gaz 39. 82 USA 3-5 *** Ropa
7 r ziemny
naftowa
14. 83 Ven 3 *** Gaz 40. 82 TR 3-5 **** Ropa
ziemny
naftowa
15. 83 B 3 0 z Gaz 41. 82 USA 3-4 *** Paliwo
4 r ziemny
olejowe
16. 83 NL 4 **** ewak. Gaz 42. 82 CDN 1 * Ropa
ziemny
naftowa
17. 83 SU 2-3 1 z Gaz 43. 83 GB 3 *** Ropa
2 r ziemny
naftowa
18. 83 D 4 **** ewak. Butan 44. 83 USA 4? **** Ropa
naftowa
19. 83 USA 3 1 z Gaz 45. 83 USA 6+ ***** Ropa
70 ewak. ziemny
naftowa
20. 83 USA 2-3 ewak. Gaz
ziemny
46. 84 SU 3-4 *** Ropa
21. 84 D 4 **** Gaz 47. 84 AUS 2 *** Paliwo
ziemny
olejowe
22. 84 USA 4 6 z
4 r
LPG
23. 84 NL 2? ewak. Gaz
ziemny
24. 84 USA 1 0 z
1 r
gaz
25. 84 USA 1 0 z Gaz
1 r ziemny
26. 84 USA 4-5 5 z Gaz
23 r ziemny
59

1985 - 1989
1. 85 IT 3 3 z Gaz 9. 85 ET 2 ? ** Ropa
9 r ziemny
naftowa
2. 85 CDN 2 1 z Gaz 10. 85 USA 1 * 0 z Ropa
4 r ziemny
1 r naftowa
3. 87 GB 5 1 z
20 r
Gaz
ziemny
dyst.
11. 86 Morze
Północne
5 ? ***** Ropa
naftowa
4. 89 SU 6++ ***** 600 z Gaz 12. 88 USA 4+ **** 0 z Toluen
568 r ziemny
3 r
5. 13. 88 USA 5 **** Ropa
naftowa
6. 14. 88 USA 3 ? *** Paliwo
olejowe
7. 15. 89 GB 4 **** Ropa
naftowa
8. 16. 89 F 3 ? *** ewak. Benzyna
60

1990 - 1994
1. 93 VEN 6++ >51 z Gaz 35. 90 USA 4 **** Paliwo
15 r ziemny
Diesel
2. 93 GB 2 ? ewak. Gaz 36. 90 USA 5-6 *** 80000 Benzyna
ziemny
bez Nafta
wody oczyszczona
Produkt
petrochemiczny
3. 94 USA 2 ewak. Propan 37. 90 MEX 3 *** Ropa
naftowa
4. 94 MEX 5 8 z HCs 38. 90 USA 2? ** Ropa
30 r
500
ewak.
naftowa
5. 39. 90 USA 4 **** Ropa
naftowa
6. 40. 90 ? EC 6+ *****2 Ropa
0 y
naftowa
7. 41. 91 USA 4 **** Ropa
naftowa
8. 42. 91 USA 4? **** Paliwo
Diesel
9. 43. 91 GB 3 *** Ropa
naftowa
10. 44. 91 USA 4 **** Paliwo
Diesel
11. 45. 91
x700
92
x800
SU 5 ***** Oleje
12. 46. 92 USA 2 ** Ropa
naftowa
13. 47. 92 SU 2-3 ** Petr.prod
14. 48. 92 USA 4 **** Olej
napędowy
15. 49. 92 USA 2 ** Paliwo
Diesel
16. 50. 92 MEX 4 ****
huragan
Ropa
naftowa
17. 51. 93 USA 4-5 **** Paliwo
Diesel
18. 52. 93 D 1-2 * Ropa
naftowa
19. 53. 93 międzystanowy
4 **** Ropa
naftowa
20. 54. 93 SU 1 * Paliwo
Diesel
21. 55. 93 USA 3 *** Ropa
naftowa
22. 56. 93 EU 4 **** Ropa
naftowa
23. 57. 93 EU 4 **** Prod.
petroch.
24. 58. 93 EU 4 **** Prod.
petroch.
25. 59. 93 EU 3 *** Prod.
61

26. 60. 93 EU 4 ? Wysokie
petroch.
Ropa
naftowa
27. 61. 93 EU 3 *** Prod.
Petroch.
28. 62. 94 USA 3 *** Ropa
naftowa
29. 63. 94 SU 3 *** Ropa
naftowa
30. 64. 94 USA 5 ***** Benzyna,
Paliwo
Diesel
31. 65. 94 SU 4 **** Ropa
naftowa
32. 66. 94 SU 2 ** Olej
napędowy
33. 67. 94 PE 5 ***** Ropa
naftowa
34. 68. 94 MEX 2 ** 1 z
3 r
Benzyna
LPG – mieszanina skroplonego propanu i butanu
HCs – węglowodory
FLgas – gaz płynny
USA - Stany Zjednoczone Ameryki Północnej
EU – Unia Europejska
SU - były Związek Radziecki
MEX - Meksyk
IRN - Irlandia
NL - Holandia
CS – była Czechosłowacja
D - Dania
F - Francja
VEN -Wenezuela
ET - Estonia
B - Belgia
GB – Wielka Brytania
CDN - Kanada
IT - Włochy
TR - Turcja
AUS – Australia
PE – Peru
EC – Ecuador
3. Oceny ryzyka i zarządzanie ryzykiem poważnych awarii
3.1 Podstawowe zasady ocen ryzyka poważnych awarii
W razie poważnych awarii wnioskowanie oparte jest jedynie na zdarzeniach, które miały
miejsce w przeszłości. Daje ono niepełny obraz ryzyka, ponieważ:
− warunki (w odniesieniu do technologii, zasad i kultury bezpieczeństwa,
geograficznych charakterystyk lokalizacji obiektu) charakterystyczne dla określonego
zdarzenia mogą wykluczać jego wystąpienie w innych sytuacjach;
− dla pewnych złożonych obiektów i działalności, np. związanych z cyklami
paliwowymi wytwarzania energii dane statystyczne są znikome;
62

− dotychczasowe doświadczenie, w większości przypadków, odzwierciedla tylko pewne
aspekty całego spektrum możliwych scenariuszy awaryjnych;
− wpływ rozwoju technologii, szczególnie na dziedzinie bezpieczeństwa technicznego,
nie jest brany pod uwagę, gdy wnioskuje się jedynie na podstawie zdarzeń
z przeszłości.
Wyważona ocena bezpieczeństwa i ryzyka poważnych awarii obiektów przemysłowych,
charakteryzujących się wbudowanymi cechami bezpieczeństwa wymaga stosowania metodyk
predykcyjnych takich jak Probabilistyczne Oceny Bezpieczeństwa, znane w terminologii
angielskiej jako Probabilistic Safety Assessment (PSA).
Zostały one po raz pierwszy opracowane na potrzeby kompleksowych analiz bezpieczeństwa
instalacji jądrowych. Metodyki PSA dostarczają strukturalnego i logicznego podejścia do
wyznaczania wiarygodnych, potencjalnych scenariuszy awaryjnych instalacji, ocen ich
prawdopodobieństw i skutków. W ostatnim dwudziestoleciu wypracowano odpowiednie
standardy metodyk PSA. Po pewnych modyfikacjach, a także pod zmienioną nazwą ilościowe
oceny ryzyka (QRA), metodyki PSA zostały adaptowane do analiz instalacji chemicznego
przemysłu procesowego, platform wydobywczych na morzu i przemysłu kosmicznego.
Modyfikacje i adaptacje były konieczne ze względu na fundamentalne różnice pomiędzy
energetyką jądrową (gdzie mamy do czynienia w zasadzie z jednym niebezpiecznym
procesem) a innymi rodzajami niebezpiecznej działalności, w szczególności w przemyśle
chemicznym, gdzie może współistnieć jednocześnie lub zachodzić kolejno wiele procesów
niebezpiecznych. W wielu krajach (szczególnie w Holandii, Wielkiej Brytanii i USA) zakres
zastosowań QRA jest znaczny i stale się rozszerza.
W analizach PSA przyjmuje się, że ryzyko R, to uporządkowana trójka
gdzie:
R = (S,P,C),
S - scenariusz wypadku, zwykle opisany jako ciąg następujących po sobie zdarzeń,
P - prawdopodobieństwo zajścia S,
C - odpowiednia miara skutków wywołanych przez S.
Oceny ryzyka metodami QRA umożliwiają rozważenie wszystkich elementów zarządzania
ryzykiem, w celu wypracowania najlepszych całościowych działań gwarantujących, że istotne
63

kryteria bezpieczeństwa odnośnie ryzyka są spełnione przez analizowaną instalację lub
działalność. Wiąże się to z identyfikacją źródeł zagrożeń, określeniem możliwych scenariuszy
awaryjnych S, oceną prawdopodobieństwa P wystąpienia takich scenariuszy i ich
potencjalnych skutków C, wyznaczeniem profilu ryzyka instalacji i porównanie
z obowiązującym kryterium w tym zakresie. Na podstawie takich rozważań można ocenić
skuteczność podejmowanych środków zaradczych zarówno na terenie samej instalacji, jak
również poza tym terenem.
3.1.1. Scenariusze zdarzeń awaryjnych
Określenie możliwych scenariuszy (ciągów) zdarzeń awaryjnych wiąże się z koniecznością
odpowiedzi na następujące pytania:
− "co się stanie gdy" określone urządzenie zawiedzie,
− "co się stanie gdy" zostanie popełniony błąd (np. obsługi),
− "co się stanie gdy" wystąpi powódź, silny wiatr, bardzo niska temperatura, pożar lub
wybuch na zewnątrz obiektu?
QRA wymaga wyczerpującej wiedzy o obiekcie i stosowania modeli logicznych, aby
odpowiedzieć zadowalająco na to pytanie. Podstawowymi elementami postępowania w tym
wypadku są:
1. Szczegółowe zapoznanie się z obiektem, jego systemami, ich budową, zasadami funk-
cjonowania i wzajemnymi zależnościami. Ważna jest przy tym znajomość procedur
obsługi, przeglądów, prób i innych aspektów istotnych dla prawidłowego funkcjo-
nowania systemów obiektu.
2. Identyfikacja "zdarzeń początkujących” (ZP) tj. tych zdarzeń, które mogą zapocząt-
kować scenariusz wypadku. Ogólnie wszystkie zdarzenia początkujące mogą być
podzielone na dwie główne klasy: zdarzenia "wewnętrzne" i zdarzenia "zewnętrzne".
Należy jednak zaznaczyć, że taka klasyfikacja jest bardziej historyczna niż logiczna.
Zdarzenia wewnętrzne to te, które wynikają z niesprawnego funkcjonowania,
ewentualnie uszkodzenia pojedynczego urządzenia lub całych systemów. Włącza się
przy tym w tę klasę zdarzenia wynikające z błędów obsługi operatorskiej, konserwacji,
64

przeglądów urządzeń, itp. Zdarzenia zewnętrzne spowodowane są przez inne przyczyny,
komplementarne do ww. W związku z wagą właściwego wyboru zdarzeń początkujących
dla ich wyznaczenia stosuje się często różnorodne procedury formalne systematycznej
selekcji. Jej pierwszym krokiem jest określenie niepożądanego skutku, np. uwolnienie
substancji niebezpiecznych. Drugim krokiem jest identyfikacja wszystkich możliwych
źródeł tych substancji na terenie analizowanego obiektu. Trzecim krokiem jest określenie
stanów eksploatacyjnych obiektu, które wpływają na wielkość uwolnień. Czwarty krok
to ustalenie wszystkich "barier" zabezpieczających przed uwolnieniem substancji
niebezpiecznych z ich potencjalnych źródeł. Na końcu ustala się możliwe mechanizmy
naruszenia tych barier.
3. Analiza możliwych odpowiedzi obiektu na zdarzenia początkujące. Zadanie to pociąga
za sobą konstrukcję odpowiednich modeli logicznych (zwykle drzew zdarzeń), które
wyrażają odpowiedzi obiektu poprzez możliwe warianty progresji zdarzeń. Progresja
zdarzeń jest zdefiniowana jako ciąg kolejno po sobie następujących zdarzeń po zdarzeniu
początkującym. Każde zdarzenie łatwo powiązać z wypełnieniem lub niewypełnieniem
zadań funkcjonalnych ważnych z punktu widzenia bezpieczeństwa obiektu. Z tego
powodu w analizie ryzyka używa się najczęściej terminu funkcjonalne drzewo zdarzeń,
na określenie modelu odpowiedzi obiektu w postaci drzewa, gdzie punkty rozgałęzienia
związane są z pytaniem, czy została wypełniona określona funkcja bezpieczeństwa, np:
Zachodzi zdarzenie 1
(początkujące)
Zachodzi zdarzenie 2
(spełniona funkcja 1)
Zachodzi zdarzenie 3
(spełniona funkcja 2)
(tak) (tak) nie ma znaczenia
(nie) (tak)
Identyfikator gałęzi
Oczywiście konstrukcję funkcjonalnych drzew zdarzeń musi poprzedzić identyfikacja zbioru
wszystkich zadań funkcjonalnych ważnych dla bezpieczeństwa obiektu. Często zbiór ten
nazywa się zbiorem funkcji bezpieczeństwa.
Ogólnie funkcje bezpieczeństwa można zdefiniować jako grupy działań mających na celu
uniknięcie uszkodzenia instalacji i/lub powstrzymanie uwolnienia niebezpiecznych substancji
do otoczenia.
65
(nie)
A
B
C

Przy tym próbuje się ustanowić pewną strukturę hierarchiczną tych funkcji. Na przykład
kontrolowanie reakcji w reaktorze chemicznym można uznać za najważniejszą, bo od tego
zależy przede wszystkim ilość ciepła jaka musi być odprowadzona z instalacji. Następnymi
w kolejności mogą być funkcja odprowadzenia ciepła oraz funkcja zapewnienia
nieprzekroczenia ciśnienia krytycznego instalacji oraz funkcja ograniczenia dyspersji
groźnych substancji w otoczeniu. Realizacja tych podstawowych funkcji bezpieczeństwa
zależy od typu obiektu, jego budowy, przedziałów czasowych wymaganej reakcji obiektu (tuż
po zajściu ZP lub w dalszym horyzoncie czasu). Stąd, w zależności od tych czynników,
można wprowadzać pogrupowanie działań i funkcji bezpieczeństwa bardziej
odzwierciedlające specyfikę obiektu.
Klasyfikacja funkcji bezpieczeństwa ma istotny wpływ na sposób grupowania ZP. Dostarcza
ona również strukturalnego podejścia do procesu definiowania i grupowania systemów
obiektu z punktu widzenia wypełniania zadań określonych przez funkcje bezpieczeństwa.
3.1.2. Prawdopodobieństwo
Odpowiedź na drugie pytanie "Jakie jest prawdopodobieństwo zajścia różnorodnych scena-
riuszy wypadku" wymaga analizy funkcjonalnego drzewa zdarzeń. Punkty rozgałęzienia
w funkcjonalnym drzewie zdarzeń związane są z wypełnieniem lub niewypełnieniem zadania
funkcjonalnego przez odpowiednie systemy obiektu lub obsługę.
Do oszacowania prawdopodobieństwa zajścia różnorodnych scenariuszy wypadku wymagana
jest analiza ilościowa funkcjonalnego drzewa zdarzeń. Systemy, które są związane
z wykonaniem funkcji bezpieczeństwa nazywa się systemami bezpieczeństwa. Minimalny
zespół wymagań dla spełnienia przez system bezpieczeństwa funkcji bezpieczeństwa nazywa
się kryterium sukcesu tego systemu. Przy tym należy pamiętać:
− ta sama funkcja bezpieczeństwa może być spełniona przez różne systemy w zależności od
rodzaju ZP,
− może istnieć kilka różnych systemów spełniających tę samą funkcję bezpieczeństwa,
66

− różne systemy spełniające tę samą funkcję bezpieczeństwa mogą różnić się co do zasad
konstrukcji i działania (jest to najlepsze rozwiązanie z punktu widzenia wymogów
rezerwowania systemów bezpieczeństwa),
− kryteria sukcesu określonego systemu bezpieczeństwa mogą zależeć od ZP (np. inne
wymagania dla małego wypływu, a inne dla dużych katastroficznych rozszczelnień
instalacji).
Funkcjonalne drzewo zdarzeń jest podstawą do stworzenia systemowego drzewa zdarzeń,
w którym odpowiednie zadania funkcjonalne zostają zastąpione przez zadania systemów,
obsługi, itp.
Przyporządkowanie systemów funkcjom bezpieczeństwa i określenie odpowiednich kryteriów
sukcesu jest w dużej mierze oparte na szczegółowej identyfikacji tzw. wbudowanych cech
bezpieczeństwa systemu (systemów i elementów oraz ich charakterystyk funkcjonalnych,
przewidzianych przez projekt w celu zapobiegania rozwojowi sytuacji awaryjnej). Należy
jednak pamiętać, że w pewnych sytuacjach systemy uczestniczące w normalnej eksploatacji
obiektu mogą być również wykorzystywane do realizacji funkcji bezpieczeństwa.
Powyższe uwarunkowania świadczą o tym, że tzw. systemowe drzewa zdarzeń nie powstają
przez prostą zamianę nagłówków w funkcjonalnych drzewach zdarzeń zamieniających
funkcje bezpieczeństwa na przyporządkowane im systemy bezpieczeństwa.
Wyznaczenie prawdopodobieństwa ciągu awaryjnego (gałęzi w systemowym drzewie
zdarzeń) wymaga określenia prawdopodobieństwa niewypełnienia funkcji przez systemy
bezpieczeństwa (przy zadanych kryteriach sukcesu) oraz oceny błędów operatora. Pierwsze
z tych zadań wiąże się bezpośrednio z zagadnieniem teorii niezawodności systemów
technicznych.
Istnieje wiele metod stosowanych w analizach niezawodności. Metodyką najczęściej obecnie
stosowaną w analizach QRA jest analiza drzew błędów. Drzewo błędów (w zależności od
kontekstu często nazywane również drzewem uszkodzeń lub drzewem niesprawności) jest
modelem określającym logiczne związki pomiędzy uszkodzeniami elementarnych
składowych systemu, błędami obsługi a zajściem określonego zdarzenia jednoznacznego
z niewypełnieniem odpowiedniej funkcji przez system.
67

Bardzo ważnym zagadnieniem w konstrukcji zarówno drzew zdarzeń jak również drzew
błędów jest modelowanie zdarzeń, błędów zależnych. Zależności są rezultatem oddziaływań
między systemami lub ich elementami, wynikających z zasad konstrukcyjnych obiektu lub
pochodzą z uwarunkowań zewnętrznych dla urządzeń - (obsługa operatorska - środowisko
pracy - produkcja i instalowanie) - tzw. zdarzenia zewnętrzne (powodzie, pożary, itp.).
Nieadekwatność modelowania zdarzeń zależnych może spowodować niedocenianie ryzyka,
sięgające kilku rzędów wielkości.
Oddziaływanie człowiek-maszyna jest również jednym z istotnych czynników określających
niezawodność systemów i bezpieczeństwo obiektu. W okresie rozwoju i "dojrzewania"
metodyk QRA rozwinęło różne techniki modelowania tzw. czynnika ludzkiego (Human
Factor). Istnieje wiele sposobów stosowanych w praktyce do oceny błędów ludzkich i analiz
błędów ludzkich (HRA). Jednym z najbardziej znanych jest THERP (Technique for Human
Error Prediction) opracowany przez A. D. Swaina.
Wynikiem analiz drzew zdarzeń i drzew awarii jest:
− pogrupowanie wszystkich możliwych ciągów zdarzeń ze względu na przyjętą klasyfikację
skutków (kategorie uszkodzeń obiektu lub charakterystyki uwolnień substancji
szkodliwych),
− określenie ciągów dominujących w każdej grupie,
− obliczenie prawdopodobieństwa występowania każdej grupy ciągów.
Należy pamiętać, że termin "prawdopodobieństwo uszkodzenia" implikuje dwa pojęcia:
częstość i niepewność. Częstość jest miarą tego jak często określone zdarzenie zachodzi,
podczas gdy niepewność jest odbiciem stopnia ufności w odniesieniu do określonej wartości
tej częstości. Odpowiednie reprezentowanie niepewności jest jednym z głównych zadań
QRA. Stwarza to bowiem możliwość przedstawienia stanu wiedzy na każdym etapie analizy
QRA, ułatwia logiczną i spójną analizę zarówno zdarzeń częstych jak i rzadkich. Oczywiście
liczba danych jakimi dysponujemy określa poziom ufności odnośnie oszacowań
odpowiednich częstości.
68

3.1.3. Skutki
Określenie skutków nie jest wyłącznie procesem deterministycznym, ponieważ istnieje
zawsze pewien stopień niepewności "losowej" w ich określeniu. Na przykład liczby ofiar
katastrof samolotowych mogą znacznie się różnić między sobą. Wypadkowi określonej
kategorii można przypisać pewien zakres tzw. poziomów zniszczenia i każdemu poziomowi
możemy przypisać określony poziom ufności, który jest odzwierciedleniem naszej aktualnej
wiedzy o zjawisku. Typowym zadaniem analizy probabilistycznej oceny skutków jest
dostarczenie wiarygodnych wartości oczekiwanych skutków i określenie przedziałów ufności
dla uzyskanych wyników.
Realistyczna ocena skutków wymaga w ogólności modelowania wszystkich możliwych
zjawisk fizycznych i chemicznych towarzyszących procesom awaryjnym. To z kolei pociąga
konieczność stosowania odpowiednio zaawansowanych programów komputerowych i
wiarygodnych zestawów (bibliotek) danych.
Należy wyróżnić następujące etapy w obliczania skutków:
- oceny źródeł uwolnień dla każdego scenariusza awaryjnego:
• rodzaj substancji;
• jej stan fizyczny;
• masa i prędkość masowa wypływu uwolnionej substancji;
• przedział czasowy uwolnienia;
- obliczenie dyspersji uwolnionej substancji i wyznaczenie koncentracji tej substancji
w środowisku w funkcji czasu i położenia;
- obliczenie skutków skażeń toksycznych, pożarów i wybuchów.
Ze względu na złożoność zjawisk fizycznych zachodzących w stanach awaryjnych złożonych
obiektów technicznych oraz niejednokrotnie brak dostatecznego materiału doświadczalnego
mogącego potwierdzić słuszność hipotez, przy analizie tych zjawisk posługujemy się techniką
drzewa zdarzeń. Punkty rozgałęzień tego drzewa nie są wyznaczone przez stan pracy, czy też
uszkodzenie odpowiedniego systemu, ale modelują nasz stan wiedzy o możliwości
zachodzenia różnorodnych zjawisk fizycznych. Każdej gałęzi w drzewie fenomenologicznym
przyporządkowane jest odpowiednie prawdopodobieństwo wyrażające stopień ufności co do
możliwości rozwoju zjawisk przez wybraną gałąź. Modele: wypływów awaryjnych
69

substancji, dyspersji tych substancji w otoczeniu, pożarów i wybuchów oraz oddziaływania
substancji toksycznych są stosowane w celu oceny skutków poszczególnych scenariuszy
awaryjnych. Odpowiednie programy komputerowe pozwalają wyznaczyć historię ciśnienia,
temperatury, koncentracji uwolnionej substancji czy innych istotnych wielkości od momentu
zaistnienia zdarzenia początkującego. Nie są do uniknięcia przy tym niepewności ocen
wynikające z przyjętych założeń, niepewności parametrów modeli oraz stochastycznej natury
rozpatrywanych zjawisk (np. w modelowaniu dawka - skutki dla zdrowia). Należy brać to pod
uwagę przy porównywaniu otrzymanych ocen ryzyka z przyjętym kryterium ilościowym.
Metodyki QRA pozwalają ocenić wpływ błędów modeli obliczeniowych i danych
wejściowych, niepewność co do charakteru przebiegu procesów fizycznych oraz
metodologicznie uwzględniać oceny ekspertów w zagadnieniach niedostatecznie wspartych
przez dane doświadczalne i analizy teoretyczno obliczeniowe. W modelowaniu scenariuszy
awaryjnych dopuszcza się zarówno zdarzenia wewnętrzne (związane z procesami
zachodzącymi w obiektach jak również zdarzenia zewnętrzne (pożary, powodzie, zagrożenia
spowodowane sąsiadującymi szlakami komunikacyjnymi, ekstremalnymi zjawiskami
przyrodniczymi itp.).
Ostatecznym rezultatem analiz QRA w pełnej skali są zależności skutków mierzonych np.
liczbą zgonów natychmiastowych i zgonów w wyniku chorób przewlekłych w funkcji ich
prawdopodobieństwa (częstości). Na te zależności naniesione są błędy (przedziały niepewno-
ści) uzyskanych wyników.
Poza bezpośrednią oceną ryzyka analizy QRA dostarczają ogromnej ilości informacji, które
mogą być wykorzystane również w:
a) ustaleniu słabych elementów rozwiązań konstrukcyjnych i proceduralnych dotyczących
normalnej eksploatacji i sytuacji awaryjnej;
b) przygotowaniu raportów bezpieczeństwa instalacji;
c) szybkiej ocenie rozwiązań alternatywnych proponowanych ze strony nadzoru tech-
nicznego, użytkownika i projektanta;
d) ewaluacji incydentów rejestrowanych w historii eksploatacyjnej obiektu;
e) systemach komputerowych wspomagania personelu eksploatacyjnego dla optymalizacji
pracy obiektu z zachowaniem odpowiednich marginesów bezpieczeństwa;
70

f) szkoleniu personelu w zakresie spodziewanej oceny reakcji obiektu na różnorodne
scenariusze zdarzeń awaryjnych, zwłaszcza w obszarze, w którym doświadczenie wynika-
jące z eksploatacji zakładu (instalacji) jest znikome.
3.1.4. Oceny ryzyka poważnych awarii, pełna lista zadań
Wykonanie pełnej analizy QRA wybranego obiektu jest przedsięwzięciem skomplikowanym,
wymagającym dużego wysiłku grupy specjalistów reprezentujących różne dziedziny wiedzy.
Analiza ta musi być wykonywana w ścisłej współpracy z personelem technicznym obiektu
przy dostępie do odpowiednio szczegółowej dokumentacji obiektu. Poniżej został
przedstawiony schematycznie zakres zadań koniecznych do wykonania całościowej analizy
QRA (tabela 3.1).
Ostatecznym rezultatem analiz PSA w pełnej skali są funkcje h(c) wyznaczające dla każdej
kategorii skutków c mierzonych np. ilością zgonów natychmiastowych i zgonów w wyniku
chorób przewlekłych w częstości ich prawdopodobieństwa wystąpienia. Na te zależności
naniesione są błędy (przedziały niepewności) uzyskanych wyników.
Wszystkie warianty metod PSA i QRA przyjmują, że dla obliczenia funkcji h(c) określającej
prawdopodobieństwo (częstość występowania) wystąpienia skutków c można zastosować
następujący algorytm:
1. Wartość tej funkcji w punkcie c = cv jest wartością prawdopodobieństwa Pr(c)
wystąpienia skutku cv:
hv=Pr(c=cv ).
2. Prawdopodobieństwo wystąpienia skutków cv można wyrazić przez prawdopodobieństwo
warunkowe wystąpienia określonych kategorii uwolnień substancji rj, j=1,2,... Każda
kategoria uwolnień opisana jest przez parametry takie jak ilość i rodzaj uwolnionej
substancji, prędkość masową wypływu substancji, właściwości palne, wybuchowe i
toksyczne oraz ewentualnie inne wielkości (np. miejsce uszkodzenia, przez które
wydobywa się substancja), które w sposób istotny mogą wpłynąć na potencjalną wielkość
i rodzaj skutków dla człowieka i środowiska:
Pr (cv) = ∑ Pr (cv,, rj) = ∑ Pr (cv /rj) Pr(rj),
71

gdzie:
j∈Nr , j∈Nr ,
Nr jest zbiorem indeksującym wszystkie kategorie uwolnień,
Pr(cv/rj) oznacza prawdopodobieństwo warunkowe wystąpienia skutków cv przy założonym
zajściu uwolnienia rj.
3. Prawdopodobieństwo wystąpienia kategorii uwolnień rj można wyrazić przez prawdopo-
gdzie:
dobieństwa zajścia zdarzeń początkujących ai, i=1,... generujących ciągi zdarzeń
awaryjnych prowadzące do uszkodzenia obiektu, a w konsekwencji do uwolnień
substancji niebezpiecznych:
Pr (rj) = ∑ Pr (rj /ai) Pr(ai),
i∈Na
Na jest zbiorem indeksującym grupy zdarzeń początkujących,
Pr(rj/ai) oznacza prawdopodobieństwo warunkowe wystąpienia skutków cv przy założonym
zajściu uwolnienia rj.
Poszczególne etapy analiz QRA identyfikują zarówno możliwe kategorie skutków jak
również pozwalają wyznaczyć występujące w przedstawionych wyżej zależnościach
prawdopodobieństwo warunkowe, co ostatecznie prowadzi do wyznaczenia poszukiwanej
funkcji h(c).
W ogólności skutki c, rozpatrywane w QRA, mogą być opisane przez wskaźniki szkód.
Przykładem tego jest zespół wskaźników opracowany na potrzeby wdrażania rozporządzenia
władz federalnych Szwajcarii, dotyczącego poważnych awarii przemysłowych, przedstawiony
w tabeli 3.2.
72

Tabela 3.1 Zakres pełnej analizy QRA
I. Ustalenia co do przedmiotu i zakresu analiz
Cele analizy ryzyka, w tym punkty końcowe analiz
Opis obiektu i zebranie informacji o obiekcie i jego otoczeniu na potrzeby analiz
II. Identyfikacja zagrożenia.
1. Identyfikacja źródeł zagrożeń
2. Identyfikacja stanów eksploatacyjnych obiektu ważnych dla ocen zagrożenia
3. Wybór zdarzeń początkujących ciągi awaryjne
4. Określenie funkcji bezpieczeństwa
5. Wyznaczenie związków pomiędzy funkcjami bezpieczeństwa a systemami obiektu i
procedurami postępowania realizującymi te funkcje
6. Określenie kryteriów sukcesu wypełnienia funkcji bezpieczeństwa przez systemy obiektu i
działania operatorskie
7. Pogrupowanie zdarzeń początkujących ze względu na kryterium wymagań systemów i
działań operatorskich
8. Selekcja zdarzeń początkujących generujących scenariusze awaryjne dominujące ze względu
na wielkość zagrożeń.
III. Opracowanie modeli scenariuszy (ciągów) awaryjnych
1. Opracowanie modeli funkcjonalnych i systemowych ciągów zdarzeń (drzewa zdarzeń)
2. Opracowanie modeli do analiz niezawodności systemów występujących w definicji ciągów
zdarzeń (drzewa uszkodzeń itp.)
3. Opracowanie modeli analiz błędów ludzkich popełnianych w normalnych stanach
eksploatacyjnych obiektu oraz w stanach awaryjnych
4. Ocena zależności pomiędzy systemami / elementami /działaniami operatorskimi:
- generowanych przez zasady funkcjonowania obiektu
- powstałych w wyniku procesów fizycznych lub przyjętych zasad obsługi w normalnych
stanach eksploatacyjnych i awaryjnych
IV. Przygotowanie banków danych do analiz ilościowych
1. Ocena częstości występowania zdarzeń początkujących
2. Opracowanie baz danych o częstości uszkodzeń elementów systemów
3. Opracowanie (dobór) baz danych dotyczących prawdopodobieństwa błędów ludzkich
4. Opracowanie (dobór) banków danych fizykochemicznych związków niebezpiecznych
(wybuchowość, palność, toksyczność)
V. Analiza ilościowa ciągów zdarzeń awaryjnych - obliczenie prawdopodobieństwa
wystąpienia tych ciągów
1. Pogrupowanie ciągów według kryterium uszkodzenia obiektu lub charakterystyki uwolnień
2. Wyznaczanie prawdopodobieństw zajść ciągów awaryjnych
3. Określenie zdarzeń dominujących (uszkodzeń sprzętu, działań operatorskich) dla każdej
grupy ciągów
4. Analiza błędów oceny prawdopodobieństwa ciągów awaryjnych
VI. Wyznaczenie kategorii uwolnień substancji niebezpiecznych
1. Obliczenie uwolnień frakcji ciekłej i gazowej substancji niebezpiecznych
2. Określenie i analiza ilościowa zjawisk fizycznych towarzyszących uwolnieniom
73

Tabela 3.1 Zakres pełnej analizy QRA c.d.
VII. Ocena skutków
1. Ocena warunków atmosferycznych
2. Opis topografii otaczającego terenu
3. Obliczenie rozprzestrzeniania się uwolnień w środowisku
4. Obliczenie rozkładu stężeń substancji niebezpiecznych
5. Modelowanie zależności dawka-skutki i obliczenie skutków dla zdrowia w wypadku
uwolnień substancji toksycznych
6. Obliczenie skutków pożarów, wybuchów w wypadku uwolnień substancji palnych lub
eksplozji materiałów wybuchowych
VIII. Ocena ryzyka
1. Wyznaczenie jakościowych wskaźników ryzyka
2. Oszacowanie błędów analizy
3. Ocena wielkości ryzyka, w aspekcie zarządzania ryzykiem
Tabela 3.2. Wskaźniki szkód dla poważnych awarii przemysłowych
Wskaźnik Opis
n1 = liczba zgonów i przypadki ciężkiego
inwalidztwa
Ludzie i istoty żywe
Zgony natychmiastowe i odległe
n2 = liczba rannych
Ciężko i lekko ranni, a także liczba osób cierpiących z powodu
długotrwałych dolegliwości
n3 = liczba ewakuowanych Liczba osób ewakuowanych na okres powyżej l roku
n4 = współczynnik alarmu
n5 = liczba padłych zwierząt domowych
n6 = powierzchnia zdegradowanego
ekosystemu
n7 = powierzchnia skażonej gleby
Iloczyn czasu trwania alarmu lub stan niepokoju i liczba osób,
których to dotyczy
Liczba padłych dużych zwierząt domowych i dziko żyjących,
takich jak: konie, krowy, owce, jelenie, kozice, itd. Liczba
małych zwierząt, takich jak: kury,. koty, zające lub lisy
uwzględniona jest ze współczynnikiem 0.01. Ryby są
uwzględnione przez współczynnik ne
Podstawy życia
Powierzchnia ekosystemu, którego naturalna równowaga została
naruszona. W wypadku skażeń wód powinna być włączona strefa
nadbrzeżna, jak również tereny łowieckie - w wypadku
zdziesiątkowania zwierząt drapieżnych. Powierzchnia obszarów
skażonych ważnych ekosystemów, chronionych prawem powinna
być uwzględniona z mnożnikiem 10.
Powierzchnia obszaru, który stał się nieurodzajny, nie nadający
się do zamieszkania, nieużyteczny lub wymagający zastosowania
specjalnych środków rekultywacji.
74

Tabela 3.2 c.d.
n8= powierzchnia obszarów skażonej wody
gruntowej
n9 = koszty
Suma powierzchni stref ochronnych wód gruntowych typów,
które zostały skażone w taki sposób i w takim rozmiarze, że
zagraża to przeniknięciem skażeń do wód gruntowych.
Dobra materialne
Wszystkie szkody bezpośrednie i pośrednie, takie jak np. straty w
obszarach zamieszkania, inne straty w dobrach materialnych,
koszty leczenia, ewakuacji, procesów sądowych, itp.
W przypadku n1=1 mamy do czynienia z ryzykiem indywidualnym.
Jeżeli powyższe wyrażenia dla h(c) wyznaczymy jako funkcje zmiennych położenia (x,y) to
możemy określić kontury izolinie ryzyka. W przypadku ryzyka indywidualnego IR(x,y)
gdzie:
x,y - współrzędne określające położenie.
IR(x,y) = ∑IRj (x,y),
j∈Nr
Wartość ryzyka indywidualnego IRx,y,j wyraża równanie:
gdzie :
IRj (x,y)j = Pr(rj) Pf,j (x,y),
Pr(rj) - jest prawdopodobieństwem występowania j tego przypadku uwolnienia substancji,
energii,
Pf,j (x,y)- jest prawdopodobieństwem tego, że dany przypadek i spowoduje wypadek
śmiertelny w lokalizacji x,y.
Komentarza wymaga parametr Pf,j. Wartość tego parametru zależy od wielu czynników a
mianowicie:
1. kierunku wiatru; jeśli wiatr nie przemieszcza strefy efektu toksycznego w kierunku
osiedli czy zabudowań ludzkich to nie będzie skutków śmiertelnych;
2. możliwości zastosowania środków zmniejszających skutki, np. maski gazowe czy
wczesna ewakuacja ludzi z zagrożonego terenu;
75

3. indywidualna odporność osobnicza człowieka;
4. prędkość wiatru i stabilność atmosferyczna. Ocena powyższych parametrów w
praktyce jest dość trudna, szczególnie w odniesieniu do pkt 2 i 3.
Znając rozkład ryzyka indywidualnego IR(x,y) oraz gęstość zaludnienia d(x,y) możemy
obliczyć ryzyko grupowe prawdopodobieństwa tego, że N ludzi zginie w różnych
przypadkach zdarzeń awaryjnych, opisanych zbiorem Nr
N=∑ IR(x,y) d(x,y),
gdzie: sumowanie rozciąga się po wszystkich punktach (x,y), dla których IR(x,y) i d(x,y) jest
różne od zera.
3.1.5. Uwagi dotyczące zastosowania QRA
1. Poza bezpośrednią oceną ryzyka analizy QRA dostarczają ogromnej ilości informacji,
które mogą być wykorzystane w celu zapobiegania poważnym awariom. Dotyczy to:
a) przygotowania raportów bezpieczeństwa i planów postępowania w stanach awaryjnych;
b) ustalenia słabych elementów rozwiązań konstrukcyjnych i proceduralnych dotyczących
normalnej eksploatacji i sytuacji awaryjnej;
c) szybkiej oceny rozwiązań alternatywnych proponowanych ze strony nadzoru tech-
nicznego, użytkownika i projektanta;
d) ewaluacji incydentów rejestrowanych w historii obiektu eksploatacyjnego;
e) komputerowych systemów wspomagania personelu eksploatacyjnego i w celu optymali-
zacji pracy obiektu z zachowaniem odpowiednich marginesów bezpieczeństwa;
f) szkolenia personelu w zakresie spodziewanej oceny reakcji obiektu na różnorodne
scenariusze zdarzeń awaryjnych, zwłaszcza w obszarze, w którym doświadczenie wynika-
jące z eksploatacji zakładu (instalacji) jest znikome.
Z punktu widzenia przemysłu i większości organizacji nadzoru, te cechy QRA dostarczają
racjonalnych podstaw do wykorzystania wyników analiz QRA w rankingu elementów
technicznych i proceduralno-organizacyjnych wpływających na bezpieczeństwo
analizowanego obiektu. W ogólności mniejsze znaczenie mają bezwzględne wartości ocen
ryzyka, które są najczęściej obarczone niepewnością wynikającą z przyjmowanych założeń,
modeli obliczeniowych oraz ich parametrów i danych. W przeciwieństwie do innych
podejść w analizie bezpieczeństwa, gdzie w ramach pewnych metodyk przyjmuje się
76

milcząco (w sposób bardziej lub mniej uświadomiony) ich ograniczone stosowanie,
metodyki QRA pozwalają ocenić zakres niepewności uzyskiwanych oszacowań ryzyka.
2. Doświadczenie wskazuje, że nie można w prosty sposób zautomatyzować całego procesu
ocen ryzyka w ramach QRA przez zastosowanie odpowiedniego pakietu programów
komputerowych i banków danych. Problemy powstają przy:
- identyfikacji zbioru zdarzeń początkujących ciągi zdarzeń o poważnych skutkach;
- modelowaniu przebiegu tych ciągów zdarzeń, np. za pomocą drzew zdarzeń;
- tworzeniu modeli dla ocen niezawodności systemów technicznych i błędów ludzkich -
etap niezbędny dla oceny prawdopodobieństwa wystąpienia scenariuszy awaryjnych;
- identyfikacji specyficznych problemów, które wpływają na niezawodność i
bezpieczeństwo, tj. czynniki ludzkie czy też błędy mające wspólną przyczynę.
Zwykle prowadzący analizy wykorzystują duży zakres wiedzy technicznej i swoich
doświadczeń w doborze modeli, danych i o samych obliczeniach. Tak np. dobór
odpowiedniej metody identyfikacji zagrożeń może być bardzo trudny w wypadku braku
odpowiedniego doświadczenia, gdyż określenie właściwej, najlepszej techniki w tym
zakresie zależy od wielu czynników nie zawsze bardzo oczywistych.
Czynniki, które wpływają na wybór technik analiz, to:
− cel analizy;
− rodzaj dostępnych informacji;
− cechy charakterystyczne analizowanego problemu;
− sposób postrzegania zagrożeń wynikających z analizowanej instalacji lub działalności;
− dostępność zasobów finansowych i ludzkich.
Głównymi metodami stosowanymi dla obliczeń prawdopodobieństwa scenariuszy
awaryjnych/zdarzeń są drzewa uszkodzeń i drzewa zdarzeń. Przy słabej znajomości
systemu, techniki obliczeniowe nawet bardzo zaawansowane nie wpłyną na poprawę
uzyskiwanych ocen prawdopodobieństw (częstości zdarzeń). Wybór niewłaściwych
parametrów niezawodnościowych lub nieodpowiedni wybór typu uszkodzenia (naprawial-
ne/nienaprawialne) może istotnie wpłynąć na końcowe wyniki oceny częstości zdarzeń.
Podobne uwagi można sformułować w odniesieniu do sposobu modelowania skutków
zdarzeń.
77

3. Istotne jest dokładne określenie zakresu i stopnia szczegółowości analizy, wpływa to
bowiem istotnie na koszty i czas prowadzenia takich analiz oraz oczywiście na liczbę
ekspertów w to zaangażowanych. Szczegółowe analizy QRA powinny być stosowane
rzadko i to tylko w zakresie niezbędnym do osiągnięcia zamierzonych celów. Nawet
proste techniki ocen ryzyka, jeżeli nie będą odpowiednio zastosowane, mogą dostarczyć
olbrzymią liczbę szczegółowych informacji trudną do bezpośredniego praktycznego
wykorzystania. Dlatego bardzo istotna jest umiejętność:
− przełożenia ogólnych celów analizy na dobrze zdefiniowane cele szczegółowe;
− opracowania zakresu niezbędnych prac;
− zrozumienia typu i źródeł potrzebnych informacji;
− oszacowania czasu i kosztów analizy;
− otrzymania wyników w oparciu o techniki dopasowane do celów analiz;
− oceny sensowności otrzymywanych wyników;
− przedstawienia wyników w formie użytecznej dla praktycznych zastosowań.
4. Kompleksowa ocena ryzyka to złożony problem obejmujący wiele dyscyplin i zwykle
pojedynczy ekspert lub mała grupa nie mają wystarczającej wiedzy i doświadczenia, żeby
prowadzić analizy ryzyka złożonych instalacji. Jeżeli nie dysponuje się pełnym zestawem
informacji poszukuje się ich w już przeprowadzonych analizach podobnych instalacji lub
dokonuje się "ekstrapolacji" stosowanych tam parametrów i danych aby oddać specyfikę
analizowanego przypadku.
5. Odpowiednie wsparcie komputerowe jest niezbędne dla efektywnego zbierania informacji,
ich przechowywania oraz przygotowania przetwarzania koniecznych danych na każdym
etapie oceny ryzyka.
6. Szczegółowe oceny ryzyka, takie jak QRA, wymagają różnych typów informacji.
Informacje specyficzne dla instalacji to:
− własności charakterystyczne stosowanych substancji/preparatów chemicznych,
opisane np. w kartach charakterystyk bezpieczeństwa tych substancji.
− chemizm procesu - dokumentacja stosowanej technologii, łącznie z marginesem
bezpieczeństwa i nominalnymi parametrami pracy;
− diagramy procesu, łącznie z ilościami substancji i masowymi prędkościami
przepływu;
78

− przyjęte systemy bezpieczeństwa: pasywne takie jak obudowa bezpieczeństwa lub
aktywne takie jak układy odcinające, itp.;
− plany instalacji, łącznie z usytuowaniem przestrzennym istotnych jej elementów;
− diagramy rurociągów i systemów zasilania w energię elektryczną oraz systemów
kontrolno-pomiarowych;
− specyfikacja techniczna urządzeń;
− procedury eksploatacji/obsługi;
− zasady prowadzenia przeglądów i konserwacji;
− wykonane wcześnie audyty i przeglądy bezpieczeństwa;
− historia eksploatacyjna instalacji.
Bazy danych niezbędne do ocen ryzyka obejmują zwykle:
− strumień uszkodzeń urządzeń;
− prawdopodobieństwo wystąpienia błędów ludzkich;
− własności fizyko-chemiczne substancji, łącznie z toksycznością, palnością;
− dane o liczbie zatrudnionych w poszczególnych częściach zakładu, a także o ludności
zamieszkującej w pobliżu zakładu i o obiektach użyteczności publicznej, terenach
chronionych, itp.;
− informacje o warunkach meteorologicznych;
informacje o pobliskich szlakach wodnych, drogowych, kolejowych i portach
lotniczych.
3.2. Oceny ryzyka w kontekście zarządzania ryzykiem
3.2.1. Oceny ryzyka w kontekście zapobiegania
Ustalanie celów
Środki osiągania kontroli i ograniczania ryzyka (tj. zapobiegania) można pogrupować w
następujący sposób:
•
•
•
•
wyznaczające cel (implikujące kryteria),
zalecające standardy (implikujące istnienie standardów/norm),
zarządzające kontrolą poprzez wdrażanie standardów (wymagające planów
zarządzania),
oraz raporty bezpieczeństwa i ich weryfikacja.
79

W praktyce często są one stosowane w kombinacjach. Utrudnia to zastosowanie oceny ryzyka
w kontekście ustalania precyzyjnie zdefiniowanych zadań. Wiele elementów i komponentów
procesu oceny ryzyka nie daje jasno określonych poziomów ryzyka. Tak więc łączenie
informacji pochodzących z różnych komponentów procesu jest trudne i często mało
przejrzyste.
Podejście do zarządzania ryzykiem oparte o pełne oszacowanie ryzyka, nie jest jeszcze
powszechnie uznawane. W praktyce wymaga ono przeanalizowania zachowań źródła ryzyka
we wszystkich możliwych aspektach tego zagadnienia. Podejście to, w mniej lub bardziej
ilościowy sposób, jest często stosowane w celu wsparcia podejścia do zarządzania ryzykiem,
opartego na kontrolowaniu osiągów. Bardziej tradycyjne podejścia do zarządzania ryzykiem
działają w oparciu o ukrytą kontrolę ryzyka. Jest to „nakazowa” metoda, która bazuje na
rygorystycznie stosowanych i utrzymywanych standardach projektowania i działania. Często
stosujący to podejście mają trudności z przyjęciem analiz ryzyka. Argumentują, że ryzyko
jest pod kontrolą wtedy, gdy zachowane są wszystkie wymogi zgodności ze standardami i
regulacjami odnoszącymi się do procesu generującego ryzyko.
"Naturalna" integralność eksploatowanych zakładu jest uzyskiwana przez utrzymanie systemu
standardów technicznych, które uwzględniają wcześniej zdobyte doświadczenie. Integralność
zakładu, który jest użytkowany od jakiegoś czasu, jest zapewniona poprzez rygorystyczny
reżim techniczny i technologiczny. Standardy działania są zapewniane przez wysoki poziom
szkolenia ogólnego, doskonalenia zawodowego i właściwą motywację pracowników.
Utrzymanie wysokich standardów skuteczności działań w wyniku nakazowego podejścia do
zarządzania ryzykiem jest z pewnością możliwe. Można argumentować, że ten typ podejścia
jest sprawdzony (poprzez długoletnie doświadczenie).
Zastosowanie oceny ryzyka jako części procesu wytyczania celów i zadań, zapisanych w
programach bezpieczeństwa chemicznego, musi odbywać się z uwzględnieniem konieczności
wzięcia pod uwagę wielu różnych okoliczności. Docelowe poziomy akceptowalnego ryzyka
są często wyrażane jako zakresy lub wartości (co wymaga użycia bardziej ilościowych metod
oceny ryzyka) lub też w taki sposób, że możliwa jest ocena i zrozumienie względnej wartości
osiągnięcia danego poziomu ryzyka.
Poziom „dopuszczalnego” ryzyka jest zazwyczaj przedmiotem dalszej analizy i interpretacji
(patrz komponenty oceny ryzyka w rozdziale dotyczącym określania znaczenia). W tej części
procesu oceny ryzyka zazwyczaj przeprowadzana jest integracja analizy kosztów i korzyści
80

możliwych z zastosowania środków redukujących ryzyko. Poziom ryzyka jest także związany
z jego postrzeganiem i akceptacją przez opinię publiczną. Ważnymi aspektami są tutaj
niepewność związana z różnymi czynnikami bardziej ilościowych ocen i przejrzystość
procesu oceny ilościowej.
Interakcje tych czynników z procesem oceny ryzyka i kryteria ryzyka, które z tego wynikają
można zilustrować poprzez przyjrzenie się podejściu funkcjonującemu w Wielkiej Brytanii,
które zostały rozwinięte w oparciu o trzy, poniższe zasady:
•
•
•
identyfikowania – ustalenie źródeł zagrożenia; możliwe dzięki różnym regulacjom
związanym z notyfikacją, kontrolą i planowaniem użytkowania instalacji
niebezpiecznych,
ograniczania ryzyka – zgodnie z wymaganiami zawartymi w przepisach o warunkach
pracy i o kontroli zagrożeń poważnymi awariami przemysłowymi,
minimalizowania skutków – w planowaniu zagospodarowania przestrzennego i
planowaniu działań na wypadek zaistnienia sytuacji awaryjnej.
Takie kontrole dają w rezultacie definicję „dystansów konsultacji”; Inwestycje położone w
obrębie tego dystansu od miejsca, będącego źródłem zagrożenia muszą być zgłoszone do
HSE, które ocenia merytorycznie sytuację.
W pewnych obszarach zagadnień zapobiegania, gotowości i reagowania na zagrożenia
chemiczne, HSE stosuje zasadę ALARP (As Low As Reasonable Practicable) – „tak nisko,
jak można w rozsądny sposób osiągnąć”. Jest ona zazwyczaj stosowana w odniesieniu do
ryzyka, którego poziom spada poniżej zdefiniowanego poziomu ryzyka akceptowalnego.
81

Obszar
nieakceptowalności
Obszar akceptowalności, gdy
będzie stosowana zasada
Obszar szerokiej
akceptowalności bez
podejmowania działań,
zgodnie z zasadą ALARP
Zaniedbywalne
Rys. 3.1 Zasada ALARP a akceptacja ryzyka
Tak wysoki
poziom ryzyka
nie może być w
żaden sposób
usprawiedliwion
Poziom ryzyka
akceptowalny tylko,
jeżeli nie można
ograniczyć ryzyka lub
gdy koszty
ograniczenia są dużo
większe niż
uzyskana poprawa
Poziom ryzyka
akceptowalny nawet,
jeżeli koszty związane z
ograniczeniem ryzyka
przekroczą uzyskaną
poprawę
Konieczne jest zapewnienie,
że ryzyko pozostaje na tym
poziomie
Inne podejście do ocen ryzyka, którego przykłady mamy we Francji i Niemczech, wiąże się z
mniejszym użyciem ilościowych ocen ryzyka. Podejście to uwzględnia generalną zasadę,
mówiącą że wydzielenie pewnych stref może odseparować instalację niebezpieczną od
potencjalnych ofiar awarii. Jednakże, podejście takie nie polega generalnie na obliczaniu
ryzyka, lecz raczej na analizie standardów konstrukcji, działania i konserwacji instalacji.
Różne aspekty standardów odnoszących się do ryzyka są rygorystycznie definiowane i
używane w bardziej deterministyczny sposób do oceny rodzaju i rozmiarów awarii, która
może się wydarzyć. Niektóre założenia wymagane w tego rodzaju podejściu odnoszą się do
oceny stopnia redukcji ryzyka, uzyskanego dzięki narzuconym standardom i oddziaływaniu
wymaganych dystansów oddzielających. Określanie dystansów między miejscem
prowadzenia działalności przemysłowej a populacją mieszkańców wymaga oceny poziomu
zredukowanego ryzyka i wyraźnego określenia niepożądanego poziomu ryzyka.
82

Ryzyko poważnej awarii oraz związane z nim cele i kryteria ryzyka oraz metody oceny
stosowane dla ich opracowania, nie mogą być rozpatrywane osobno. W kontekście procesu
oceny ryzyka trzeba też rozważyć wpływ innych polityk (np. ogólnego bezpieczeństwa pracy,
jakości środowiska i zagadnień zdrowotnych). Aby zilustrować różnorodność zastosowań
ocen ryzyka w tabeli 3.3 zamieszczono kilka przykładów. Zróżnicowanie pomiędzy
wybranymi krajami jest niewielkie. Oceny akceptowalne i ich wykorzystanie jest zazwyczaj
przenoszone na poziom lokalny. Wymaga to od władz lokalnych odpowiednich kompetencji,
umożliwiających radzenie sobie ze względnie specjalistycznymi i technicznymi
zagadnieniami. Co do stosowania przepisów związanych z kontrolą ryzyka, zwykle wskazany
jest organ władzy odpowiedzialny za podejmowanie decyzji. W wielu wypadkach istnieją
odniesienia do innych władz, zainteresowanych oceną ryzyka z powodów związanych z
regulacjami lub poradnictwem. W pewnych przypadkach trudno było zdecydować kto w
rzeczywistości ponosi odpowiedzialność, zarówno bezpośrednio za wykonanie oceny, jak i za
przegląd i weryfikację oceny przemysłu. W pewnych przypadkach dochodzi do pokrywania
się działań prowadzonych w ramach oceny ryzyka (np. planowanie lokalne i działania władz
związanych z wdrażaniem dyrektywy Seveso II w sprawie poważnych awarii w UE).
Tabela. 3.3 Podsumowanie zastosowań ocen ryzyka
Kraj
Niemcy Landy
tak
wydawaniu
zezwoleń dla
zakładów
(budowa,
działanie)
Francja podległe
merostwo i
prefektury,
Directions
Régionales de
l'Industrie, de
la Recherche
et de
l'Environneme
Szwajcaria Specjalne
władze w
kantonach
Zastosowanie ocen ryzyka w Odpowiedzialność za
planowaniu
zagospodarowania
przestrzennego
opracowywaniu
planów
awaryjnych
za oceny
ryzyka
generowanego
przez
chemikalia
bezpieczeństwo
pracy
Nie Tak Landy Oddzielne
agencje
przy ustalaniu stref
stosowane MCA
(Maximum
Credible Accident)
Tak lokalnie i
DRIRE
DRIRE wraz z
Ministerstwem
Pracy
Nie Tak Kantony Różne
współpracujące
agencje
83

Tak
Norwegia Przedsiębiorstwo
Tak
Wielka
Brytania
Władze
lokalne &
Departament
Środowiska
USA Właściciel &
władze
lokalne
Holandia Władze
prowincji i
samorządowe
Tak
Propozycje rozwiązań w Polsce
Tak Tak Przedsiębiorstwo
Tak Tak Władze
lokalne
Tak, lokalnie Tak Stan (w
którym
prowadzona
jest
działalność)
Tak Tak Lokalnie i
centralnie
Kilka agencji
Głównie Health
and Safety
Executive HSE
OSHA
Ministerstwo
Spraw
Socjalnych
Generalnym celem nowowprowadzanych w Polsce przepisów ochrony środowiska
związanych z ryzykiem poważnych zagrożeń jest ochrona ludzi, środowiska lub mienia, przed
szkodliwym oddziaływaniem poważnych awarii. Dlatego na tym etapie rozpoznania
zagadnienia można zaproponować wdrażanie zasad związanych z kryteriami akceptowalności
ryzyka wariantowo w zależności od przyjętych na poziomie krajowym rozwiązań dot.
poważnych awarii przemysłowych.
„Wariant holenderski”
W tym wariancie konieczne jest, przed wprowadzeniem do praktyki zarządzania ryzykiem,
wprowadzenie do krajowego systemu prawnego kryteriów akceptacji ryzyka. Scenariusz ten
wymagałby 2-3-letniego okresu na przygotowanie odpowiedniej nowelizacji ustawy o
ochronie środowiska (dział IV „Poważne awarie”). Okres taki jest niezbędny nie tylko na
samo przygotowanie projektu nowelizacji ustawy, ale przede wszystkim na negocjacje (w
celu uzyskania konsensusu) między rządowymi i samorządowymi organami ochrony
środowiska, przemysłem i społeczeństwem.
84

W scenariuszu tym kryteria dopuszczalności ryzyka indywidualnego i grupowego miałyby
podstawę prawną, tak jak to jest w Holandii, i byłyby wykorzystywane w procesie
podejmowania decyzji dot. niebezpiecznych instalacji.
„Wariant brytyjski”
Ten wariant nie wymagałby wprowadzenia zmian w dziale IV „Poważne awarie” do wyżej
wspomnianej ustawy, jedynie opracowanie wytycznych dla:
- zakładu w zakresie wymagań dot. zakresu i sposobu sporządzania raportu
bezpieczeństwa i procedur z nim związanych (ekspertów w zakresie zasad, metod
obliczania i oceniania ryzyka),
- kompetentnych władz w zakresie procedur związanych z przyjęciem raportów
bezpieczeństwa, zasad interpretacji wyliczonych poziomów ryzyka w raportach
bezpieczeństwa w zależności od zalecanych kryteriów akceptacji ryzyka i zasad
podejmowania decyzji wymagających zastosowania przez zakład różnych środków
ograniczania ryzyka do poziomu akceptowalnego, przy uwzględnieniu opinii
publicznej w tej kwestii.
W wariancie tym zalecane kryteria dopuszczalności ryzyka indywidualnego i grupowego nie
miałyby umocowania w krajowych przepisach prawnych, tak jak to jest w Wielkiej Brytanii,
ale były wykorzystywane jako jeden z elementów rozpatrywanych w procesie podejmowania
decyzji.
3.2.2. Ocena i zarządzanie ryzykiem w kontekście zadań przedsiębiorstwa
Podstawowe etapy zarządzania zagrożeniami obejmują:
• Identyfikacja zagrożeń i ich skutków
• Opracowanie kryteriów selekcji
• Ocena zagrożeń i ich skutków
• Udokumentowanie znaczących zagrożeń i ich skutków oraz odnośnych wymagań
statusowych
• Określenie szczegółowych celów i kryteriów osiągów
• Identyfikacja środków redukcji ryzyka
• Wdrożenie wybranych środków redukcji ryzyka
85

Identyfikacja zagrożenia i jego skutków
Przedsiębiorstwo powinno zachowywać procedury służące systematycznej identyfikacji
zagrożeń i skutków, które mogą wpływać na lub wynikać z działań przez nie prowadzonych
albo też wiązać się z materiałami, których przedsiębiorstwo używa lub z którymi się styka.
Zakres takiej identyfikacji powinien obejmować wszelkie działania począwszy od fazy
początkowej (np. przed nabyciem obszaru pod planowane przedsiębiorstwo) aż do
zaprzestania eksploatacji i opuszczenia tego obszaru.
Identyfikacja powinna objąć zagadnienia dotyczące:
•
•
•
•
•
planowania, konstruowania i rozruch przy oddaniu do eksploatacji (tj. pozyskiwanie
środków, budowa i działania ulepszające),
rutynowych i nie rutynowych warunków działania, włącznie z wyłączeniem, konserwacją
i uruchamianiem instalacji,
wypadki i możliwe sytuacje awaryjne, włącznie z tymi powodowanymi przez:
− zanieczyszczenie materiałów i produktów,
− wady strukturalne,
− naturalne zjawiska klimatyczne, geofizyczne i inne,
− sabotaż i naruszenia bezpieczeństwa,
− czynnik ludzki, włącznie z niepowodzeniami systemu zarządzania zdrowiem,
bezpieczeństwem procesowym i środowiskiem (ZBŚ),
zakończenie eksploatacji, likwidację przedsięwzięcia i opuszczenie terenu,
potencjalne zagrożenia i skutki związane z działaniami, które prowadzono w przeszłości,
Personel wszystkich szczebli organizacyjnych powinien być odpowiednio zaangażowany w
identyfikację zagrożeń i skutków.
86

Identyfikacja zagrożeń i ich skutków
Opracowanie kryteriów selekcji
Ocena zagrożeń i ich skutków
Udokumentowanie znaczących zagrożeń i ich skutków oraz
odnośnych wymagań statusowych
Określenie szczegółowych celów i kryteriów osiągów
Identyfikacja środków redukcji ryzyka
Wdrożenie wybranych środków redukcji
Rys. 3.2 Podstawowe cykle zarządzania zagrożeniami
Ocena
Identyfikacja
odnośnych
wymagań
statusowych
Należy utrzymywać procedury oceny ryzyka i skutków zidentyfikowanych zagrożeń, robione
według przeglądowych kryteriów, z uwzględnieniem możliwości wystąpienia skutków oraz
tego, jak bardzo mogą być poważne dla:
•
•
•
•
•
ludzi,
środowiska.
Trzeba odnotować, że każda technika oceny daje wyniki, które same w sobie obciążone są
znaczną niepewnością. W praktyce najlepiej jest, gdy formalne techniki oceny ryzyka
stosowane są w połączeniu z ocenami doświadczonego personelu, prawodawców,
społeczności.
Ocena ryzyka powinna:
obejmować skutki działań, produktów i usług,
ujmować skutki i ryzyko wynikające zarówno z działania czynnika ludzkiego, jak i
sprzętu,
starać się uzyskać informacje od personelu bezpośrednio zaangażowanego w obszarze
ryzyka
87

•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
być przeprowadzona przez kompetentny i wykwalifikowany personel,
być aktualizowana po określonym czasie.
Ocena ryzyka i wpływów zdrowotnych i związanych z bezpieczeństwem powinna także, tam
gdzie jest to stosowne, obejmować rozważenie zagadnień związanych z :
pożarami i eksplozjami,
zderzeniami i kolizjami,
utonięciami, uduszeniami, śmiertelnymi porażeniami prądem elektrycznym,
przewlekłą i krótkotrwałą ekspozycją na czynniki chemiczne, fizyczne i biologiczne,
ergonomią.
Z kolei ocena ostrych i przewlekłych skutków środowiskowych powinna, tam gdzie to
potrzebne, obejmować:
kontrolowaną i niekontrolowaną emisję materii i energii do gruntu, wód i atmosfery,
generowanie i składowanie odpadów stałych i innych,
użytkowanie ziemi, wody, paliw i energii oraz innych zasobów naturalnych,
hałas, przykry zapach, kurz, wibracje,
wpływ na poszczególne komponenty środowiska włącznie z ekosystemami,
wpływ na stanowiska archeologiczne, zabytki kultury, parki i inne obszary chronione.
Rejestrowanie zagrożeń i skutków
Przedsiębiorstwo powinno utrzymywać procedury służące dokumentowaniu tych zagrożeń i
skutków (przewlekłych i ostrych), które zidentyfikowano jako znaczące w odniesieniu do
zdrowia, bezpieczeństwa i środowiska, sugerując środki, jakimi można je zmniejszać i
identyfikując procedury o znaczeniu krytycznym.
Przedsiębiorstwo powinno utrzymywać procedury zapisywania wymagań i kodów
ustawowych odnoszących się do zarządzania zdrowiem, bezpieczeństwem procesowym i
środowiskiem oraz procedury gwarantujące zgodność z tymi wymaganiami.
Zadania i kryteria wykonawcze
Przedsiębiorstwo powinno utrzymywać procedury służące ustanawianiu szczegółowych
zadań systemów ZBŚ oraz kryteriów wykonawczych odnoszących się do poszczególnych
poziomów.
88

Takie zadania i kryteria wykonawcze należy opracowywać w świetle polityki i zadań
strategicznych ZBŚ, ryzyka dla zdrowia, bezpieczeństwa i środowiska oraz wymagań
związanych z interesem firmy. Gdy tylko to możliwe, kryteria powinny być wyrażane
ilościowo (wartościowane) i identyfikowane w określonej skali czasu, a przede wszystkim
powinny być realistyczne i osiągalne.
Po dokonaniu oceny ryzyka przedsiębiorstwo powinno opracować i zachowywać procedury
służące ustanowieniu kryteriów wykonawczych dla działań i zadań mających krytyczne
znaczenie dla ZBŚ, które to procedury wymagają pisemnej gwarancji przyjęcia standardów
ich wykonywania. Należy także, co określony czas, dokonywać przeglądu kryteriów.
Środki redukcji ryzyka
Przedsiębiorstwo powinno utrzymywać procedury selekcji, oceny i wdrażania środków
służących redukcji ryzyka i niekorzystnych skutków. Środki takie powinny obejmować
zarówno sposoby zapobiegania wypadkom (tj. zmniejszające prawdopodobieństwa zajścia
zdarzenia), jak i łagodzące ich przewlekłe i ostre skutki. Należy kłaść nacisk na środki
prewencyjne. Środki łagodzące powinny obejmować sposoby hamowania rozwoju
anormalnej sytuacji i osłabiające niekorzystny jej wpływ na zdrowie, bezpieczeństwo i
środowisko oraz sposoby przywracaniu środowiska do stanu sprzed awarii. Sposoby
efektywnego zmniejszania ryzyka i związane z tym działania wymagają widocznego
zaangażowania kierownictwa i nadzoru instalacji i stanowisk pracy na miejscu, jak również
zrozumienia i poczucia współodpowiedzialności za działania ze strony personelu.
We wszystkich przypadkach należy zwrócić uwagę na zredukowanie ryzyka do poziomu
uważanego za tak niski, jak to jest praktycznie możliwe, odzwierciedlającego między innymi
lokalne warunki i okoliczności, równowagę kosztów i korzyści oraz aktualny stan wiedzy
naukowej i technicznej.
Należy ustanowić procedury służące:
•
identyfikacji środków zapobiegawczych i łagodzących skutki wypadków/ awarii odnośnie
poszczególnych rodzajów działań, produktów i usług, które są źródłami zagrożeń,
89

•
•
•
•
•
cyklicznej ocenie działań dla zapewnienia że proponowane środki w rzeczywistości
zmniejszają ryzyko lub umożliwiają osiągnięcie stawianych celów,
wdrażaniu i dokumentowaniu rozwiązań dotyczących przejściowych i trwałych środkach
redukcji ryzyka oraz monitorowania ich efektywności oraz powiadamiania o tym
kluczowego personelu
opracowywaniu środków takich jak plany awaryjne służące prowadzeniu działań
ratowniczych i łagodzeniu skutków awarii,
identyfikowaniu zagrożeń związanych ze środkami zapobiegania ryzyku, łagodzenia
skutków i przywracania stanu sprzed awarii,
ocenie akceptowalności ryzyka, według kryteriów progowych.
Elementy poruszone w tym rozdziale dotyczące ocen i metod zarządzania ryzykiem
poważnych awarii systemów rurociągów przesyłowych substancji niebezpiecznych bardziej
szczegółowych w następnych rozdziałach z uwzględnieniem rozwiązań szczegółowych
stosowanych w kraju UE i USA oraz w kraju dla zapewnienia odpowiednio wysoki poziom
bezpieczeństwa tych systemów rurociągu.
4. Rozwiązania techniczne i organizacyjne ważne dla bezpieczeństwa
rurociągów
W przypadku systemów rurociągów przesyłowych, pierwszy etap analiz ryzyka, odnoszący
się do szczegółowego zapoznanie się z obiektem, jego systemami, ich budową, zasadami
funkcjonowania i wzajemnymi zależnościami. wymaga rozeznania następujących grup
zagadnień:
1. Jakie zasady, normy i regulacje zostały uwzględnione przy projektowaniu i
budowie, które są ważne dla całego systemu rurociągu, w aspekcie bezpieczeństwa
procesowego i zagrożeń dla środowiska i okolicznej ludności;
- czy przyjęto pewien wzorzec minimum wymagań o określonej strukturze
działów (np. ogólne zasady, materiały, założenia projektowe dotyczące rur,
wymagania dotyczące konstrukcji rurociągu: rur, stacje pomp, zawory,
urządzenia kontrolno-pomiarowe), spawanie i łączenie elementów, itp. – tak
jak to jest np. w części amerykańskiego CFR dotyczącego rurociągów
przesyłowych gazu i substancji ciekłych;
90

- jakie są normy, regulacje odpowiadające poszczególnym działom;
- w jaki sposób zachowano spójność pomiędzy normami krajowymi i
zagranicznymi (lub opracowanymi wymaganiami na nich bazującymi dla
wypełnienia luk w regulacjach krajowych);
2. Jakie rozwiązania techniczne ostatecznie zostały przyjęte;
W szczególności należałoby omówić jakie środki techniczne i proceduralne są
zrealizowane dla zapobiegania awariom i minimalizacji ich skutków zarówno w
wypadku samego rurociągu jak i innych elementów systemu rurociągu
- stacje pomp, zawory, zbiorniki i upusty bezpieczeństwa;
- systemy kontrolno pomiarowe, w tym monitorowanie parametrów z rury i w
stacjach;
- systemy alarmowania;
- centralne/lokalne sterownie, ich funkcje i wyposażenie w aspekcie informacji
jakie można tam uzyskać o parametrach ważnych dla bezpieczeństwa i
możliwościach zdalnego reagowania ( w tym czasy: zdarzenie – alarm -
reakcja;
- zapewnienie niezawodnego zasilania w energię elektryczną koniecznych
napędów i urządzeń pomiarowych;
- urządzenia do zapobiegania nadciśnieniu, pożarom i wybuchom;
3. Ustalić jakie są przyjęte lub opracowywane procedury eksploatacji, czy one
obejmują:
- obsługę operatorska w stanach normalnych i awaryjnych;
- spójne rozwiązania (system) zapewnienia integralności systemu rurociągu,
które dotyczyłyby takich zagadnień jak:
∗
∗
∗
∗
∗
∗
systematyczna identyfikacja kluczowych elementów ryzyka;
program inspekcji;
zasady prowadzenia testów, konserwacji, napraw
program ochrony przed uszkodzeniami ze strony trzeciej;
program zarządzania korozją;
program kontroli grubości warstwy przykrywającej rurociąg lub
efektywności innych rozwiązań chroniących rurociąg przed
uszkodzeniem;
91

∗ prognozowanie zmęczenia materiałowego w wyniku wahań ciśnienia,
∗
∗
związanych z błędami w eksploatacji;
zapobieganie nieprawidłowym operacjom;
zasady planowania wprowadzania dodatkowych i modyfikacji
istniejących środków zapobiegających awariom w oparciu o analizy
ryzyka dla każdego segmentu rurociągu;
4. plany postępowania awaryjnego.
Wymieniony wyżej system zapewnienia integralności systemu rurociągu należałoby widzieć
szerzej jako część systemu zarządzania bezpieczeństwem.. Wprowadzenie takiego systemu
jest wymagane dla obowiązujących już regulacji prawnych dotyczących stałych instalacji
przemysłowych objętych Dyrektywą UE Seveso II jak również przewidziane w
opracowywanych nowych regulacjach UE dotyczących bezpośrednio bezpieczeństwa
rurociągów przesyłowych. Występuje on w prawodawstwie i różnego rodzaju wytycznych dla
rurociągów przesyłowych w Stanach Zjednoczonych.
4.1. Założenia projektowe i zasady wykonania rurociągu przesyłowego
Przy projektowaniu i budowie rurociągów przesyłowych gazów i cieczy wykorzystuje się
zestawy zasad odnoszących się do obowiązujących przepisów krajowych oraz norm. Poniżej
zacytowane są stosowane aktualnie w kraju zasady, uregulowania prawne oraz przykładowy
zestaw norm krajowych i zagranicznych ważnych dla projektowania i budowy rurociągów.
4.1.1 Warunki techniczne wykonania i odbioru
Warunki techniczne wykonania i odbioru obejmują następujące elementy:
• Zasady ogólne;
• Konflikt dokumentacji;
• Dostawy materiałów i urządzeń;
− Specyfikacje materiałowe,
− Certyfikaty materiałowe i oznakowanie materiałów,
− Rury,
− Elementy kształtowe;
• Komory nadania i przyjęcia tłoków;
• Armatura odcinająca;
92

• Prace przygotowawcze;
• Ogólne wymagania systemu jakości;
• Ochrona środowiska i warunki bhp;
• Roboty ziemne;
• Montaż;
•
Spawanie i kontrola złączy spawanych;
• Transport rur;
• Zabezpieczenie rurociągów magistralnych przed korozją, przy pomocy pokryć
izolacyjnych;
• Układka rurociągów w wykopie;
• Budowa przejść rurociągów magistralnych przez przeszkody sztuczne naturalne;
• Układka rurociągu w szczególnych warunkach naturalnych;
• Ochrona katodowa;
• Próby wytrzymałościowe;
• Odbiór;
• Warunki dopuszczenia rurociągu do przeprowadzenia próby ciśnieniowej.
Wymienione na początku powyższej listy zasady ogólne stanowiącą swoistą filozofię
przygotowania projektu i budowy rurociągu precyzują następujące wymagania:
1. Warunki techniczne obejmujące zakresem całokształt zagadnień budowy rurociągu
dalekosiężnego. Poszczególne tematy ujmują szczegółowe warunki odnośnie prac
przygotowawczych, systemu zapewnienia jakości robót, dostaw materiałów i urządzeń,
robót ziemnych, transportu rur, zabezpieczenia rurociągu przed korozją: spawania i
montażu, układania rurociągu i prób wytrzymałościowych.
2. Rurociągi technologiczne zarówno podziemne jak i nadziemne należy konstruować dla
najbardziej krytycznych warunków pracy tj. ciśnienia, temperatury i obciążeń jakie
mogą wystąpić w trakcie normalnej eksploatacji oraz w okresie przeprowadzania prób
testowych.
3. Wielkość wewnętrznego ciśnienia obliczeniowego (projektowego ) użytego do obliczeń,
w żadnym przypadku nie może być mniejsza od maksymalnego ciśnienia roboczego
występującego w danym punkcie przesyłanego medium.
4. Istotnym jest również, aby maksymalne dopuszczalne ciśnienie robocze (MAOP
maximum acceptable operating pressure) nie przekraczało założonego ciśnienia
projektowego.
93

5. Wielkość wewnętrznego ciśnienia obliczeniowego (projektowego ) użytego do obliczeń,
w żadnym przypadku nie może być mniejsza od maksymalnego ciśnienia roboczego
występującego w danym punkcie przesyłanego medium.
6. W przypadku wystąpienia połączenia dwóch systemów rurociągowych o różnych
ciśnieniach pracy, to armaturę, względnie elementy rozdzielające należy projektować dla
bardziej krytycznych warunków.
7. Wszystkie części składowe instalacji orurowania, rury, kolana, odgałęzienia, reduktory,
połączenia kołnierzowe itp. powinny być zgodne z warunkami roboczymi (ciśnienie,
temperatura, medium) określonymi w projekcie technicznym ,a wymagane
charakterystyki powinny mieć świadectwo produktu.
8. Przy budowie rurociągów przesyłowych należy stosować zasady ustalone w przepisach o
organizacji wykonawstwa budowlanego, zasad BHP w budownictwie, instrukcji
regulujących wykonawstwo i odbiór poszczególnych rodzajów robót w kompleksie
budowy rurociągów magistralnych i zatwierdzonych zgodnie z ustalonym prawem.
9. Budowę rurociągów przesyłowych należy realizować metodą potokową przez czołówki
spawalnicze, które zabezpieczają ciągłość wykonawstwa wszystkich robót w ściślej
technologicznej kolejności.
10. Roboty przygotowawcze i przejścia przez naturalne i sztuczne przeszkody powinny być
wykonywane przez specjalistyczne brygady budowlano - montażowe.
11. Szerokość pasa ziemnego na okres budowy rurociągu magistralnego ustala się
zwykle - dla rurociągu - 18 m w terenach otwartych,14 m w terenach leśnych.
12. W przypadku przecięcia się budującego się rurociągu magistralnego z sieciami
podziemnej komunikacji, roboty budowlano - montażowe można prowadzić za zgodą
organizacji eksploatującej te sieci oraz w obecności jej przedstawiciela.
13. W przypadku wykrycia w trakcie prowadzenia robót sieci podziemnej komunikacji nie
ujętej w dokumentacji projektowej prowadzący roboty obowiązany jest w uzgodnieniu z
organizacją eksploatacyjną te sieci zabezpieczyć przed uszkodzeniami.
14. W trakcie wykonywania robót budowlano - montażowych wykonawca prowadzi
operacyjnie kontrolę jakości robót (dla wszystkich technologicznych procesów).
Przedstawiciele inwestora oraz przedstawiciele organów państwowej kontroli mają prawo
wyrywkowej kontroli jakości wszystkich rodzajów robót.
Użycie materiałów i wyrobów nie posiadających atestów innych dokumentów
potwierdzających ich jakość jest niedopuszczalne.
94

15. Przy budowie rurociągów przesyłowych zaleca się stosować rury izolowane w warunkach
fabrycznych lub na bazach. Montaż rurociągów z rur izolowanych należy prowadzić
według specjalnej instrukcji technologicznej wg projektu. Przy opracowywaniu
poszczególnych rozdziałów i części niniejszych warunków wykorzystane zostały polskie
normy szczególnie - państwowe i branżowe, odniesienie do których ma miejsce w
szczegółowych wymaganiach zawartych w punktach 2 - 15.
4.1.2 Stosowane przepisy i normy
Przepisy krajowe
1. Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. "Prawo budowlane (Dz. U. N°89 poz. 414 z dn. 25. 08.
1994 ).
2. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dn. 20 września 2000 r. w sprawie warunków
technicznych, jakim powinny odpowiadać bazy i stacje paliw płynnych, rurociągi
dalekosiężne do transportu ropy i produktów naftowych i ich usytuowanie.
3. Rozporządzenie Ministra Gospodarki Przestrzennej i Budownictwa z dn. 19 grudnia
1994 r w sprawie aprobat i kryteriów technicznych wyrobów budowlanych.
4. Rozporządzenie Ministra Przemysłu i Handlu z dn. 141istopada 1995 r. w sprawie
warunków jakim powinny odpowiadać sieci gazowe.
5. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dn. 16 marca 1998 r. w sprawie wymagań
kwalifikacyjnych dla osób zajmujących się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci.
6. Ustawa z dn. 17 maja 1989 r. Prawo geodezyjne i kartograficzne. (Dz. U. Nr 30, poz.
163).
7. Ustawa z dnia 4 lutego 1994 r. "Prawo geologiczne i górnicze” (Dz. U. N° 27 poz. 96
z dn. 1.03. 1994 ).
Normy krajowe
PN-B-06050 Geotechnika. Oznaczenie powierzchni właściwej gleby. Wymagania ogólne.
PN-B-10736 Wykopy otwarte dla przewodów wodociągowych i kanalizacyjnych. Warunki
techniczne wykonania.
BN-80/8939-17 Przeprowadzenie rurociągów i kabli pod torami kolejowymi. Wymagania i
badania.
PN-EN 287-1 + Al: 1998 Spawalnictwo. Egzaminowanie spawaczy. Arkusz 1: Stale.
95

PN-EN 288-1: 1994 Wymagania dotyczące technologii spawania metali i jej uznawanie.
Arkusz l: Postanowienia ogólne dotyczące spawania.
PN-EN 288-2:1994 Wymagania dotyczące technologii spawania metali i jej uznawanie.
Arkusz 2:Instrukcja technologiczna spawania łukowego.
PN-EN 288-3:1994 Wymagania dotyczące technologii spawania metali i jej uznawanie.
Arkusz 3:Badania technologii spawania łukowego stali.
PN-EN 288-5: 1997 Wymagania dotyczące technologii spawania metali i jej uznawanie.
Arkusz 5: Uznawanie na podstawie stosowania uznanych materiałów dodatkowych do
spawania łukowego.
PrPN-EN 288-6 Wymagania dotyczące technologii spawania metali i jej uznawanie.
Arkusz 6: Uznawanie na podstawie uzyskanego doświadczenia.
PrPN-EN 288-7 Wymagania dotyczące technologii spawania metali i jej uznawanie.
Arkusz 7: Uznawanie na podstawie stosowania standardowej technologii spawania łukowego.
PrPN-EN 288-8 Wymagania dotyczące technologii spawania metali i jej uznawanie.
Arkusz 8: Uznawanie na podstawie badania przedprodukcyjnego spawania.
Pr-EN 288-9 Wymagania dotyczące technologii spawania metali i jej uznawanie.
Arkusz 9:Badania technologii dotyczące gazociągów spawanych na budowie.
PrPN-EN 439 Spawalnictwo. Materiały dodatkowe do spawania. Gazy osłonowe do
łukowego spawania i cięcia.
PrPN-EN 440 Spawalnictwo. Materiały dodatkowe do spawania.
PN-EN-10204+ A1 Wyroby metalowe. Rodzaj dokumentów kontroli.
PN-EN 444:1998 Badania nieniszczące. Ogólne zasady radiograficznych badań materiałów
metalowych za pomocą promieniowania X i gamma.
PN-EN 462-1: 1998 Badania nieniszczące. Jakość obrazu radiogramów.
Arkusz 1:Wskaźniki jakości obrazu (typu pręcikowego). Liczbowe wyznaczanie jakości
obrazu.
PN-EN 462-2: 1998 Badania nieniszczące. Jakość obrazu radiogramów.
Arkusz 2: Wskaźniki jakości obrazu (typu schodkowo - otworkowego). Liczbowe
wyznaczanie jakości obrazu.
PN-92/M-34503 Gazociągi i instalacje gazownicze. Próby rurociągów.
96

PN-EN 473: 1996 Kwalifikacja i certyfikacja personelu badań nieniszczących. Zasady
ogólne.
PN-EN 499: 1997 Spawalnictwo. Materiały dodatkowe do spawania Elektrody otulone do
ręcznego spawania łukowego stali niestopowych i drobnoziarnistych. Oznaczenia.
PN-EN 571-1: 1999 Badania nieniszczące. Badania penetracyjne. Arkusz 1: Zasady ogólne.
PrPN-EN 583-1 Badania nieniszczące. Badania ultradźwiękowe. Arkusz 1: Zasady ogólne.
PN-EN 719: 1998 Spawalnictwo. Nadzór spawalniczy. Zadania i odpowiedzialność.
PN-EN 729-1: 1997 Spawalnictwo. Spawanie metali. Arkusz 1: Wytyczne doboru wymagań
dotyczących jakości i stosowania.
PN-EN 729-2: 1997 Spawalnictwo. Spawanie metali. Pełne wymagania dotyczące jakości
w spawalnictwie.
PN-EN 729-3: 1997 Spawalnictwo. Spawanie metali. Standardowe wymagania dotyczące
jakości w spawalnictwie.
PN-EN 729-4: 1997 Spawalnictwo. Spawanie metali. Podstawowe wymagania dotyczące
jakości w spawalnictwie.
PrPN-EN 756 Spawalnictwo. Materiały dodatkowe do spawania.
Druty elektrodowe i kombinacje drut - topnik do spawania łukiem krytym stali niestopowych
i drobnoziarnistych.
PrPN-EN 757 Elektrody otulone do spawania ręcznego stali o wysokiej wytrzymałości.
Klasyfikacja.
PrEN 758 Materiały dodatkowe do spawania.
Elektrody rdzeniowe do spawania łukowego z osłoną gazową lub bez osłony stali
niestopowych i drobnoziarnistych. Klasyfikacja.
PN-EN 760: 1998 Materiały dodatkowe do spawania. Topniki do spawania łukiem krytym.
Oznaczenia.
PN-EN 970: 1998 Spawalnictwo. Badania nieniszczące złączy spawanych. Badania wizualne.
PrPN-EN 1418: Personel spawalniczy. Egzaminowanie personelu spawalniczego w zakresie
w pełni zmechanizowanego i automatycznego spawania metali.
97

PrPN-EN- 1435: 1998 Badania nieniszczące złączy spawanych. Badania radiograficzne
złączy spawanych.
PrPN-EN 1708-1Spawalnictwo. Podstawowe połączenia spawane elementów stalowych.
Arkusz 1: Części ciśnieniowe.
PrPN-EN 1712: 1998 Badania nieniszczące złączy spawanych. Kryteria akceptacji dotyczące
badań ultradźwiękowych złączy spawanych.
PrPN-EN 1714: 1997 Badania nieniszczące złączy spawanych. Badania ultradźwiękowe
złączy spawanych.
PN-EN 10002-1 + AC1: 1998 Metale. Próba rozciągania.
PN-EN 10204 + A1: 1996 Wyroby metalowe. Rodzaje dokumentów kontroli.
PN-EN 10208-1 Rury przewodowe klasy A ze stali niestopowych do budowy gazociągów.
PrPN-EN 10208-2 + AC: 1996 Rury stalowe przewodowe dla mediów palnych. Rury o klasie
wymagań B.
PN-EN 24063: 1993 Spawanie, zgrzewanie i lutowanie metali. Wykaz metod i ich
oznaczenia, numeryczne stosowane w umownym przedstawieniu połączeń na rysunkach.
PN-EN 25817: 1997Złącza stalowe spawane łukowo. Wytyczne do określania
poziomów jakości według niezgodności spawalniczych.
PN-EN 26520: 1997 Klasyfikacja niezgodności spawalniczych w złączach spawanych metali
wraz z objaśnieniami.
PN-EN 29692: 1997Spawanie łukowe elektrodami otulonymi, spawanie łukowe w osłonach
gazowych i spawanie gazowe. Przygotowanie brzegów do spawania stali.
PN-EN 45001: 1993 Ogólne kryteria działania laboratoriów badawczych.
EN-ISO 17025:1999 Spawalnictwo. Pozycje spawania.
Normy zagraniczne
B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping System
98

ANSI B 16.5 Steel Pipe Flanges, Flanged Vaves and Fittings up to and incl. 24" ANSI B 16.9
Factory-Made Wrought Steel Butt-Welding Fittings
ANSI B 16.10 Face-to-Face and End-to-End Dimensions of Ferrous Valves ANSI B 16.11
Forged Steel Fittings, Socket-Welding and Threaded
ANSI B 16.34 Steel Valves, Flanged and Butt-Welding End API SL Specification for Line
Pipe
API 6D Pipeline Valves. End Closures. Connectors and Swivels
ASTM A 53 Pipe, Steel, Black and Hot-Dipped. Zinc-Coated Welded and Seamless
ASTM A 105 Forging, Carbon Steel, for Piping Components
ASTM A 106 Seamless Carbon Steel Pipe for High- Temperature Sernice ASTM A 193
Alloy-Steel and Stainless Steel 8olting Materiały for HighTemperature Sernice
ASTM A 194 Carbon and Alloy Steel Nuts for bolts for High- Pressure and . High-
Temperature Sernice
ASTM A 234 Piping Fittings of Wrought Carbon Steel and Alloy Steel for Moderate and
Elevated Temperatures
Przepisy wykonawcze Stowarzyszenia Wytwórców (Manufacturers Standardisation
Society Standard Practice)
- SS SP Standard finishes for contact faces of pipe flanges and connecting end
flanges of valves and fittings.
- MSS SP-25 Standard marking on valves, fittings, flanges and unions.
- MSS SP -45 By-pass and dram connection Std.
- MSS SP-61 Hydrostating testing of steel valves.
- MSS SP-44 Steel pipeline flanges.
- MSS SP-82 Valve pressure-testing methods.
4.2 Środki techniczne i organizacyjne zapobiegające awariom prowadzących do
uwolnień substancji niebezpiecznych z systemu rurociągu
System rurociągu przesyłowego substancji niebezpiecznych zwykle ma wdrożone liczne
systemy techniczne i organizacyjne zapobiegania awariom i zachowania bezpieczeństwa i
ochrony ludzi i środowiska.
99

Środki techniczne i organizacyjne służące do zapobiegania rozszczelnieniom rurociągu
obejmują:
• Zapewnienie maksymalnie bezpiecznego przebiegu trasy rurociągu;
• Zgodność wykonania obliczeń projektowych, doboru materiałów, armatury;
konstrukcji rurociągu i wykonania rurociągu z dobrą praktyką inżynierską;
• Wykonanie projektu i instalacji przez renomowane i wyspecjalizowane firmy;
• Wprowadzenie wyższej wytrzymałości rurociągu poprzez naddatki grubości
ścianki próby szczelności i wytrzymałości;
• Monitoring stanu technicznego przez badanie geometrii rurociągu tłokiem
dyskowym i kalibrującym;
• Badanie radiograficzne wszystkich spoin obwodowych wykonanych w trakcie
budowy rurociągu;
• Wykonanie spoin w odpowiedniej klasie;
• Komputerowy system pomiarów i automatyki: pomiar natężenia przepływu,
pomiar ciśnienia, pomiar temperatury;
• Materace gabionowe (siatkowo – kamienne) nad rurociągiem w km tras;
• Kompensację wydłużeń cieplnych na naziemnych częściach rurociągu;
• Utwardzenia szczelne gruntu pod armaturą i urządzeniami instalacji
technologicznej;
• Dobór rur ze stali o podwyższonej wytrzymałości;
• Podsypka piaskowa pod rurociągiem w gruntach twardych, skalnych i do
zasypywania rurociągu warstwa gruntu miękkiego;
• Ochrona antykorozyjna:
1. Bierna - rurociągi podziemne
styki spawane izolowane taśmami polietylenowymi trójwarstwowymi,
zewnętrzna powierzchnia rur przeciskowych i wewnętrzna rury ochronnej
pokryta farbą epoksydową.
Bierna – rurociągi nadziemne
2. Czynna
piaskowanie,
pokrycie farbą epoksydowo – poliuretanową.
elektrochemiczna ochrona od korozji (stacje ochrony katodowej
zamontowane w budynkach stacji zasuw),
100

słupki kontrolno – pomiarowe w odległości 2m od osi rurociągu po jego
lewej stronie.
• Przejścia przez rzeki – prowadzenie rurociągu w rurach ochronnych;
• Przejścia pod drogami:
Rury ochronne G235 pod drogami utwardzonymi i asfaltowymi;
Zabezpieczenia płozami pierścieniowymi z tworzyw sztucznych,
rozmieszczone co 1 – 1,5 m;
Końce rury osłonowej zabezpieczone pierścieniami samouszczelniającymi;
Rurociąg paliwowy o wzmocnionej grubości ścianki.
• Przejścia pod torami kolejowymi:
realizowane metodą przecisku za pomocą dwóch rur ze stali ułożonych
współśrodkowo. Przestrzeń pomiędzy rurami zabetonowana betonem.
zabezpieczenie analogiczne jak dla przejścia pod drogami.
• Przejścia przez tereny podmokłe i bagienne - Dociążenie rurociągu obciążnikami
siodłowymi oraz gabionami;
• Rura osłonowa dla kabla światłowodowego przy przejściach przez przeszkody
(rzeki, tory kolejowe, istniejące rurociągi);
• Ogrodzenie stacji zasuw;
• Czujniki ruchu na terenie i w budynku stacji zasuw;
• Słupki oznacznikowe:
w miejscach pełnych km rurociągu,
w miejscach zmiany kierunku prowadzenia trasy,
na końcach przejść pod drogami,
na końcach przejść pod gazociągami,
na końcach przejść pod rowami,
na końcach przejść pod wodociągami,
na końcach skrzyżowań z rurociągami.
• Nadzór operatorski w pompowni głównej i podporowej;
• Dopuszczone do pracy tylko te narzędzia, urządzenia, maszyny, odzież
ochronna, które są sprawdzone i pozytywnie zaopiniowane przez inspektora
BHP;
• Kontrola stanu technicznego przez UDT;
• Okresowe konserwacje i remonty;
• Wymagania szkoleń pracowników w zakresie BHP i przeciwpożarowym.
101

Pomiary i automatyka
Szczególne znaczenie dla bezpiecznej bezawaryjnej pracy rurociągu przesyłowego posiada
system łączności i automatyki. Funkcje tego systemu to zarówno zapobieganie uwolnieniom a
więc reagowanie na zakłócenia w pracy rurociągu jak i ochrona obiektu przed skutkami
uwolnień i minimalizacja tych skutków dla otoczenia. System taki obejmuje przykładowo
wszystkie stacje wraz z komorami czyszczaka.
System łączności i automatyki dla rurociągu składa się z :
1. Trakt światłowodowy ułożony wzdłuż rurociągu.
2. System światłowodowej transmisji danych i łączności trasowej.
3. System automatyki wraz z zintegrowanym systemem wykrywania i lokalizacji
rozszczelnień rurociągu ZSNR.
4. Urządzenia odwodów wtórnych automatyki rurociągu.
5. System wizualizacji dla zintegrowanego systemu nadzoru.
System automatyki wraz z Zintegrowanym systemem wykrywania i lokalizacji rozszczelnień
rurociągu – ZSNR pozwala na :
1. Wykrywanie rozszczelnień rurociągu wywołujących impuls ciśnienia 500 Pa w czasie do
20 s od jego powstania.
2. Lokalizację miejsca rozszczelnienia rurociągu z precyzją +/- 100m w czasie jak powyżej.
3. Zastosowanie analizy przebiegu fali ciśnieniowej.
4. Kompletną transmisję danych z wszystkich i do wszystkich stacji lokalnych rurociągu co
1 sekundę.
5. Wykorzystanie komputerów stacji lokalnych o odpowiednich mocach obliczeniowych,
możliwościach dla wykonywania programów i przechowywania wyników.
6. Transmisję danych z odpowiednio wysoką prędkością.
Takie parametry wskazuję, że każda zmiana ciśnienia w rurociągu wskutek, np. przecieku czy
nawiercenia jest z szybkością ok.1200 m/sek transmitowana do stacji lokalnych i centralnej,
gdzie podejmowane są odpowiednie decyzje. System ZSNR pozwala m.innymi na
wizualizację wybranych parametrów operacyjnych w funkcji odległości, pokazywanie
alarmów i ostrzeżeń oraz analizę zdarzeń związanych z wykrywaniem i lokalizacja
102

ozszczelnień. Jest to pełny monitoring rurociągu przedstawiający przebieg dowolnego,
zarejestrowanego zakłócenia na rurociągu a tym samym pokazujący graficznie miejsca, czas i
parametry stwierdzonego rozszczelnienia rurociągu.
W przypadku wystąpienia pęknięcia rurociągu system uruchamia blokadę na pompie tłoczącej
a następnie zdalnie zamyka dwie najbliższe zasuwy na zagrożonym odcinku rurociągu.
Operacja taka może być wykonana w ciągu 160 sek. W przypadku przecieku czas ten może
być dłuższy i wyniesie około 300 sek.
System ZSNR posiada odpowiednie zabezpieczenia dotyczące zasilania awaryjnego (stacje
lokalne wyposażone w akumulatory podtrzymujące zasilanie przez 7 dni. Stacja centralna
posiada całkowite podtrzymanie zasilania.
4.3 Środki techniczne i organizacyjne ochrony przed skutkami uwolnień
Środki ograniczające skutki awarii mają za zdanie minimalizację skutków awarii, a więc
wchodzą do akcji w chwili uwolnienia substancji niebezpiecznej do otoczenia i powstania
zagrożenia pożarowo - wybuchowego. Wśród tych środków można wyróżnić:
•
•
•
•
środki ograniczające ilości wypływających substancji,
środki wykrywające uwolnione substancje,
środki eliminujące źródła zapłonu,
środki do zwalczania pożarów i ograniczania ich skutków.
Środki ochrony przed skutkami uwolnień obejmują:
• Stacje zasuw dzielące rurociąg na odcinki umożliwiające zamknięcie fragmentu
rurociągu, na którym nastąpiła awaria w celu minimalizacja skutków uwolnień.
• Instalacje elektryczne w stacjach zasuw w wykonaniu przeciwwybuchowym w celu
eliminacji źródeł zapłonu.
• Osłony na kable elektroenergetyczne w celu eliminacji źródeł zapłonu.
• Uziemienie instalacji w budynkach w celu eliminacji źródeł zapłonu.
• Kolektor do gromadzenia przecieków podczas eksploatacji pompowni połączony ze
zbiornikiem przecieków w celu gromadzenia przecieków na pompowni.
• Armaturę w stacjach zasuw umieszczona w szczelnej komorze żelbetowej,
bezodpływowej w celu zapobiegania skażeniu gleby i ograniczenia strefy zagrożenia.
103

• Zawory bezpieczeństwa na rurociągach nadziemnych w celu zapobiegania
potencjalnemu zniszczeniu aparatury wskutek nadciśnienia i uwolnieniu substancji
niebezpiecznych.
• Zawory zwrotne i odcinające na rurociągach nadziemnych części tłocznej i ssawnej
w pompowni w celu minimalizacji skutków uwolnień.
• Klasyfikację stref zagrożonych wybuchem. Wykonanie instalacji elektrycznej
w wykonaniu przeciwwybuchowym wewnątrz stref zagrożonych wybuchem w celu
eliminowania źródeł zapłonu.
• System łączności i automatyki dla rurociągu w celu minimalizacji skutków uwolnień:
o System światłowodowej transmisji danych i łączności trasowej TST 4231;
o System automatyki wraz z zintegrowanym systemem wykrywania i lokalizacji
rozszczelnień rurociągu ZSNR.
• Ekipę awaryjno – remontową nadzorująca pracę rurociągu i stanowiąca jednocześnie stały
monitoring funkcjonowania rurociągu:
o samochody terenowe,
o helikopter.
• Półstałą instalację gaśniczo-śniegową ( 4 stanowiska na pompowni) w celu gaszenia
pożarów i ochrony sąsiednich obiektów.
• Sprzęt ochrony osobistej w celu ochrony zdrowia i życia pracowników.
104

4.4 Środki przeciwdziałania skutkom awarii
Do rozwiązań organizacyjnych, służących przeciwdziałaniu stratom wskutek awarii zalicza
się:
- Zakładową Straż Pożarną,
- Umowy z Państwową Strażą Pożarną,
- Ekipy awaryjno remontowe,
- Służby medyczne,
- Instrukcje awaryjne dla:
•
•
•
dokładnej lokalizacji miejsca i określenia rodzaju awarii, rozpoznania w terenie oraz
wstępnego zabezpieczenia przed powiększaniem strat i szkód,
usunięcia uszkodzenia rurociągu, zabezpieczenia przed powiększeniem się strat i
szkód, zebrania rozlanego medium,
usunięcia skutków rozlewu ropy i produktów naftowych, oczyszczenia i rekultywacji
terenu.
105

5. System zarządzania bezpieczeństwem oraz program zarządzania
integralnością systemu rurociągu
Operator rurociągu zobowiązany do wprowadzenia środków zabezpieczających ochronę
zdrowia ludności oraz środowiska. Zobowiązanie to winno być odzwierciedlone w
przygotowaniu spójnego Systemu zarządzania bezpieczeństwem (SZB) z jego kluczowym
elementem - Programem działań dla zachowania integralności systemu rurociągu (PDZISR).
Program ten winien być oparty na zaawansowanych technologiach przemysłowych i
uznanych standardach, ciągłym monitorowaniu systemu rurociągu i przyjęciu
konserwatywnych założeń odnośnie ewaluacji danych i przeprowadzonych analiz w celu
zapewnienia możliwie maksymalnie wysokiego stopnia bezpieczeństwa. Ważne jest, aby
program był stale udoskonalany, biorąc pod uwagę najnowsze osiągnięcia technologiczne,
uwzględniając uzyskane doświadczenia oraz możliwość powstawania nowych obiektów w
otoczeniu rurociągu. Opracowany program powinien być opiniowany przez niezależnych
ekspertów oraz zatwierdzony przez odpowiedni organ dozorowy.
5.1. Program zarządzania integralnością systemu rurociągu przesyłowego
Zobowiązanie operatora rurociągu w zakresie zarządzania integralnością systemu
rurociągu
Operator rurociągu zobowiązuje się do proaktywnych działań w zakresie identyfikowania,
analizowania i zarządzania ryzykiem związanym z eksploatacją rurociągu i powiązanymi
z nim zasobami technicznymi. Zobowiązania te operator rurociągu rozpatruje w aspekcie
ochrony społeczeństwa jako całości, ludności zamieszkałej w otoczeniu rurociągu,
środowiska, w tym zagrożonej flory i fauny, agencji dozorowych, pracowników
obsługujących rurociąg, kontrahentów oraz inwestorów.
Operator rurociągu zobowiązuje się do eksploatacji i konserwacji zasobów technicznych
rurociągu w sposób zapewniający długoterminowe bezpieczeństwo społeczeństwa i
pracowników oraz minimalizujący potencjał negatywnego wpływu na środowisko.
Operator rurociągu poprzez ustanowienie programu działań dla zachowania integralności
systemu rurociągu, realizuje proaktywną praktykę zapobiegania awariom.
106

Operator rurociągu zobowiązuje się ponadto do współpracy ze wszystkimi swoimi
zainteresowanymi stronami, włączając w to agencje publiczne i dozorowe, w celu optymalnej
realizacji PDZISR.
Zarządzanie Ryzykiem
Operator rurociągu będzie stosować model oceny ryzyka względnego jako narządzie
wspomagające spełnienie zobowiązań w zakresie zachowania integralności systemu
rurociągu. Dla potrzeb analiz dla PDZISR, „ryzyko” definiuje się jako iloczyn
prawdopodobieństwa, lub możliwości wystąpienie zdarzenia oraz miary potencjalnych
skutków takiego zdarzenia.
PDZISR został starannie opracowany w celu: gromadzenia różnorodnych danych
dotyczących konstrukcji i eksploatacji rurociągu i urządzeń wspomagających, identyfikacji
zagrożeń i oceny ryzyka dla społeczeństwa i środowiska oraz dla aktywnego zarządzania
poziomem ryzyka poprzez wdrażanie planów łagodzenia ryzyka.
PDZISR, jako podstawowy czynnik organizacyjny dla realizacji inicjatyw kierownictwa
rurociągu oraz ustalania priorytetów eksploatacyjnych, ma za zadanie dokonywanie
wszelkiego rodzaju usprawnień w oparciu o analizę integralności systemu oraz pomiary
osiągów. PDZISR jest także odpowiedzialne za przydział odpowiednich zasobów (fundusze,
siły, środki) dla działań mających na celu minimalizację ryzyka.
PDZISR składa się z pewnych specyficznych „elementów procesowych”, które, razem z SZB
odzwierciedlają dokonania operatora rurociągu w obszarze zdrowia i bezpieczeństwa
ludzkiego i środowiska. Te elementy procesowe to:
- Plan nadzorowania korozji;
- Program liniowej inspekcji i rehabilitacji;
- Identyfikowanie zagrożeń i oceny kluczowych obszarów ryzyka;
- Program zapobiegania szkodom ze stron trzecich;
- Otoczenie rurociągu;
- Program badania zdarzeń awaryjnych;
- Zarządzanie zmianami;
- Program kontroli warstwy przykrycia rurociągu;
107

- Program analizy i nadzory zmęczenia;
- Analiza minimalizacji ryzyka w oparciu o scenariusze zdarzeń awaryjnych;
- Unikanie nieprawidłowych operacji;
- Pomiary osiągania celów PDZISR.
Zobowiązania operatora rurociągu odnośnie do programu zarządzania ryzykiem
rurociągu
Operator rurociągu zobowiązuje się do zapewnienia koniecznych zasobów do wdrożenia
PDZISR i zapewnia, że program ten będzie realizowany zgodnie przedstawionymi poniżej
głównymi „Elementami Procesowymi”.
Operator rurociągu zobowiązuje się, że eksploatacja systemu rurociągu jego konserwacja
oraz działania ulepszające, będą realizowane w ramach programu zarządzania ryzykiem przez
wdrożenie PDZISR. Okresowe modyfikacje programu PDZISR będą wynikiem corocznych
ocen ryzyka eksploatacji (ORE), ocen zapobiegania szkodom przez strony trzecie oraz innych
zalecanych zmian wskazanych przez organa nadzoru. Program PDZISR jest opracowywany
przez operatora rurociągu z myślą zapewnienia tego, że wraz z upływem czasu, integralność
rurociągu będzie utrzymywana stale na wysokim poziomie, a społeczeństwo i środowisko
będzie chronione na poziomie nie niższym od przyjętego na początku działalności rurociągu.
Przy tym będą uwzględnione zaakceptowane standardy w zakresie rozwiązań
konstrukcyjnych i eksploatacyjnych ( standardy te mogą się zmieniać i być ulepszane wraz z
czasem).
Operator rurociągu całkowicie wspiera następujące cele:
• Zwiększanie bezpieczeństwa społeczeństwa i ochrony środowiska przez zwiększoną
koncentrację działań inspekcyjnych w obszarach o największym ryzyku dla
bezpieczeństwa i środowiska.
• Dostarczanie organom nadzoru informacji ułatwiających całościowe zrozumienie
problematyki zapewnienia integralności systemu rurociągu łącznie z danymi dotyczącymi
eksploatacji rurociągu, konserwacji i planów działań w sytuacjach awaryjnych.
Operator rurociągu powoła grupę ekspertów odpowiedzialnych za następujące zagadnienia
związane z problematyką zarządzania integralnością systemu rurociągów:
108

• Ogólną integralność systemu i proces zarządzania ryzykiem.
• Nadzór nad finansowaniem planowanych, nowych inwestycji i konserwacji systemu
rurociągu.
• Wdrożenie i nadzór nad procesem zarządzania zmianami.
• Opracowanie i wdrożenie centralnego systemu zbierania danych dotyczących
integralności systemu rurociągów.
• Analiza i ocena ryzyka związanego z zidentyfikowanymi obszarami zagrożeń.
• Nadzór nad utrzymaniem i rozwojem przyjętego modelu oceny ryzyka względnego i
wykonywanie analiz ryzyka w oparciu o taki model.
• Nadzór nad działaniami zmierzającymi do zmniejszania wielkości ryzyka.
• Ciągła ocena nowych technologii, nowych metod ocen ryzyka, nowych sposobów
łagodzenia skutków awarii oraz innych, podobnych działań dla podniesienia poziomu
zapewnienia integralności systemu rurociągu.
5.2. System zarządzania bezpieczeństwem systemu rurociągu
Program działań dla zachowania integralności systemu rurociągu
Główną częścią tego SZB jest program działań dla zachowania integralności systemu
rurociągu. PDZISR jest głównym mechanizmem wspomagającym podejmowanie przez
operatora rurociągu działań dla zachowania integralności, określającym także priorytety
takich działań. PDZISR ma za zadanie umożliwiać dokonanie ulepszeń systemu w oparciu o
analizy integralności systemu i pomiary jego osiągów. PDZISR umożliwia także racjonalny
podział zasobów (środki finansowe, techniczne oraz personel) mających spowodować
minimalizację ryzyka.
Cele PDZISR
Celem systemu jest identyfikowanie zagrożeń i zarządzanie ryzykiem związanym
z eksploatacją systemy rurociągu w sposób zapewniający długoterminowe bezpieczeństwo
społeczeństwa i pracowników, a także minimalizujący negatywne skutki oddziaływań na
środowisko.
109

Istotne znaczenie dla sukcesu swojej misji ma fakt, że PDZISR ma funkcjonować
w uzupełnieniu do obowiązujących wymogów regulacji prawnych.
Cele szczegółowe PDZISR
1. Efektywność
• Funkcjonowanie w sposób zintegrowany z eksploatacją rurociągu, pracami
konstrukcyjnymi oraz z ogólnym rozwojem biznesu.
• Minimalizowanie liczby awarii systemu rurociągu oraz ich skutków.
• Ułatwianie rozdziału zasobów i działań w celu minimalizacji ryzyka związanego
z eksploatacją rurociągu.
• Identyfikowanie wszystkich zagrożeń, związanych z eksploatacją rurociągu i
oszacowywanie wielkości wynikającego stąd ryzyka.
• Zwiększanie długoterminowego bezpieczeństwa rurociągu.
• Szkolenie i informowanie wszystkich zainteresowanych o zagrożeniach i wielkości
ryzyka.
• Wypełnianie zaleceń organów dozorowych, innych organów administracji rządowej i
lokalnej oraz przyjętych zobowiązań operatora rurociągu.
2. Wydajność
• Minimalizowanie ryzyka z zachowaniem zasady najwyższych zysków w stosunku do
nakładów.
3. Nadążne dostosowania
• Do wprowadzanych zmian a także do nietypowych żądań.
• Do wzrastających wymagań w zakresie monitorowania, przeprowadzania ocen i
wdrażania nowych technologii.
4. Ciągłe udoskonalanie
• Dla zapewnienia narzędzi i metod umożliwiających potwierdzenie istnienia wysokiego
poziomu lub ułatwiających polepszenie skuteczności, wydajności oraz adaptacyjności
programu przecz ciągłe pomiary, oceny i aktualizację programu.
110

Cele PDZISR obejmują różnorodne działania. Niektóre z ważnych celów są związane
z możliwością dostosowania i ciągłym ulepszaniem programu. PDZISR jest zaprojektowany
tak, aby dostosowywać się do zmian, reagować na nietypowe żądania oraz aby monitorować,
oceniać i wdrażać nowe technologie. PDZISR jest dla operatora rurociągu metodą
udowadniania istniejącego poziomu zachowania integralności rurociągu oraz mechanizmem
wspomagającym wyboru działań dla podniesienia tego poziomu przez ciągłe zbieranie
danych, identyfikacje zagrożeń i oceny ryzyka.
Operator rurociągu powinien przeprowadzać coroczny wewnętrzny audyt PDZISR. Taki
audyt będzie dostarczał środki dla ogólnego komentarza dla PDZISR i ciągłego ulepszania
systemu. Operator rurociągu powinien udostępniać wyniki własnego audytu władzom
dozorowym.
Zasady wyznaczające program zarządzania ryzykiem, w ramach PDZISR.
Zarządzanie ryzykiem jest złożonym procesem wspierania decyzji w zakresie zarządzania,
wdrażanym jako program i zintegrowanym poprzez określenie zakresu odpowiednich
obowiązków i odpowiedzialności z decyzjami operatora w zakresie codziennej eksploatacji,
konserwacji, inżynierii i nadzoru.
Przy ustalaniu programu zarządzania ryzykiem należy pamiętać o następujących zasadach:
1) Zarządzanie ryzykiem jest procesem ciągłym.
2) Ryzyko nie może zostać całkowicie wyeliminowane.
3) Ryzyko powinno być kontrolowane poprzez efektywne działania z uwzględnieniem
zasady największych korzyści przy najmniejszych kosztach (w ramach istniejących,
zawsze ograniczonych zasobów).
4) Zarządzanie ryzykiem zwiększa, integruje i wzbogaca wartość informacji dotyczących
bezpieczeństwa rurociągu.
5) Programy zarządzania ryzykiem mając swoją strukturę, powinny móc łatwo
dopasowywać się do zmieniających się sytuacji i uwarunkowań z wykorzystaniem
rekomendowanych podejść do specyficznych zagadnień i ułatwiać wprowadzanie
innowacji i wspierać ciągły rozwój.
6) Wdrażanie programu zarządzania ryzykiem powinno zwiększać bezpieczeństwo
społeczeństwa i ochronę środowiska.
111

7) Wartość oszacowań ryzyka w znacznym stopniu zależy od zakresu wymaganych i
rzetelności zebranych danych dotyczących budowy i eksploatacji rurociągu.
8) Włączenie personelu eksploatacyjnego i technicznego w działania związane z zarządzanie
ryzykiem. zapewnia dokładność prowadzonych analiz i uwiarygodnia wyniki rankingu
względnego ryzyka.
Zobowiązania operatora w zakresie zarządzania integralnością systemu rurociągu
Operator zobowiązuje się do proaktywnych działań w zakresie identyfikowania, analizowania
i zarządzania ryzykiem związanym z eksploatacją rurociągu i powiązanymi z nim zasobami
technicznymi. Zobowiązania te operator rozpatruje w aspekcie ochrony społeczeństwa jako
całości, ludności zamieszkałej w otoczeniu rurociągu, środowiska, w tym zagrożonej flory i
fauny, agencji dozorowych, pracowników obsługujących rurociąg, kontrahentów i dostawców
z poza operator oraz inwestorów.
Operator zobowiązuje się do eksploatacji i konserwacji zasobów technicznych rurociągu
w sposób zapewniający długoterminowe bezpieczeństwo społeczeństwa i pracowników oraz
minimalizujący potencjał negatywnego wpływu na środowisko.
Operator poprzez ustanowienie programu działań dla zachowania integralności systemu
rurociągu, realizuje proaktywną praktykę zapobiegania awariom.
Operator zobowiązuje się ponadto do współpracy ze wszystkimi swoimi zainteresowanymi
stronami, włączając w to agencje publiczne i dozorowe, w celu optymalnej realizacji
PDZISR.
Zarządzanie ryzykiem
Operator powinien stosować, model oceny ryzyka względnego jako narzędzie wspomagające
spełnienie zobowiązań w zakresie zachowania integralności systemu rurociągu. Dla potrzeb
analiz dla PDZISR, „ryzyko” definiuje się jako iloczyn prawdopodobieństwa, lub możliwości
wystąpienie zdarzenia oraz miary potencjalnych skutków takiego zdarzenia.
112

PDZISR został starannie opracowany w celu: gromadzenia różnorodnych danych
dotyczących konstrukcji i eksploatacji rurociągu i urządzeń wspomagających, identyfikacji
zagrożeń i oceny ryzyka dla społeczeństwa i środowiska oraz dla aktywnego zarządzania
poziomem ryzyka poprzez wdrażanie planów łagodzenia ryzyka.
Model ocen ryzyka zakłada podział rurociągu na odcinki, które są analizowanie oddzielnie.
W efekcie tego procesu uzyska się skategoryzowanie całego rurociągu na trzy rejony:
Rejon 1 – obszary normalne;
Rejon 2 – obszary o zwiększonym ryzyku;
Rejon 3 – obszary szczególnie narażone.
W zależności od przynależności rozpatrywanego obszaru do poszczególnego rejonu, różnego
rodzaju środki są stosowane w procesie zarządzania integralnością rurociągu.
PDZISR, jako podstawowy czynnik organizacyjny dla realizacji inicjatyw kierownictwa
rurociągu oraz ustalania priorytetów eksploatacyjnych, ma za zadanie dokonywanie
wszelkiego rodzaju usprawnień w oparciu o analizę integralności systemu oraz pomiary
osiągów. PDZISR jest także odpowiedzialne za przydział odpowiednich zasobów (fundusze,
siły, środki) dla działań mających na celu minimalizację ryzyka.
PDZISR składa się z pewnych specyficznych „elementów procesowych”, które razem z SZB
odzwierciedlają dokonania operatora w obszarze zdrowia i bezpieczeństwa ludzkiego i
środowiska. Te elementy procesowe to:
- Plan zarządzania korozją;
- Program liniowej inspekcji i rehabilitacji;
- Identyfikowanie zagrożeń i oceny kluczowych obszarów ryzyka;
- Program zapobiegania szkodom ze stron trzecich;
- Otoczenie rurociągu;
- Program badania zdarzeń awaryjnych;
- Zarządzanie zmianami;
- Program kontroli warstwy przykrycia rurociągu;
- Program analizy i nadzory zmęczenia materiałowego;
- Analiza minimalizacji ryzyka w oparciu o scenariusze zdarzeń awaryjnych;
- Unikanie nieprawidłowych operacji;
- Mierzenie osiągów w zakresie realizacji celów PDZISR.
113

“Elementy procesowe” PDZISR
Plan działań dla zapewnienia integralności systemu rurociągu obejmuje kilka elementów
procesowych. Wdrożenie tych elementów pozwala operatorowi rurociągu efektywnie
identyfikować, analizować i zarządzać zagrożeniami i ryzykiem rurociągu. Są to następujące
elementy:
1. Plan zarządzania korozją. Działania takie, jak badania i przeglądy systemu,
konstrukcja rurociągu, dobór materiałów konstrukcyjnych, dobór i wykonanie warstw
izolacyjnych oraz ochrona katodowa są zaprojektowane tak aby utrzymać System
Rurociągu, w sposób zapewniający bezpieczeństwo i ochronę środowiska, ze
zwróceniem szczególnej uwagi na obszary środowiska o szczególnej wrażliwości.
2. Program liniowej inspekcji. Przyjmując najlepsze przykłady obecnej technologii
w zakresie narzędzi inspekcji liniowej, Operator rurociągu będzie miał nadzór nad
całym Systemem Rurociągu, a w szczególności ten system inspekcji będzie oparty na
systematycznych ocenach ryzyka.
3. Identyfikacja i ocena kluczowych obszarów ryzyka. Posiadając świadomość wagi
problemów takich jak gęstość zaludnienia, wpływ na środowisko, cechy użytkowania
terenu i właściwości przesyłanych substancji działania Operatora rurociągu będą
skupione na minimalizowaniu zagrożeń poprzez odpowiedni dobór środków
w oparciu o systematyczne analizy ryzyka.
4. Program zapobiegania szkodom. Operator rurociągu przyjmuje, że odpowiedni
system oznaczania rurociągu, intensywny nadzór rurociągu oraz wielozagadnieniową
edukacją wszystkich zainteresowanych stron, przyczyni się istotnie do zmniejszenia
zagrożeń dla społeczeństwa oraz środowiska.
5. Otoczenie rurociągu. Będąc ciągle świadomym możliwości powstawania nowych
obiektów w otoczeniu rurociągu, Operator rurociągu powinien podejmować
zdecydowane działania dla zapewnienia utrzymania czystego i pozbawionego
przeszkód otoczenia rurociągu, co jest nieodzowne dla właściwej eksploatacji systemu
rurociągu.
6. Program badania zdarzeń. Operator rurociągu winien wdrożyć procedurę badania
zdarzeń awaryjnych, w ten sposób, aby nie tylko ustalić bezpośrednie przyczyny ale
również główne pierwotne przyczyny takich zdarzeń. Ma to na celu opracowanie
odpowiednich strategii zapobiegania przed ponownym wystąpieniom zdarzeń
awaryjnych.
114

7. Zarządzanie zmianami. Operator rurociągu jest przygotowany do przeprowadzania
pełnej analizy planowanych zmian poprzez przegląd rozwiązań konstrukcyjnych,
przeprowadzenie ocen ryzyka, informowanie i przeprowadzenie niezbędnych szkoleń
personelu wynikających z tych zmian.
8. Program kontroli warstwy przykrycia rurociągu. Opracowany aby być
proaktywnym programem dla łagodzenia ryzyka dla społeczeństwa i środowiska,
operator rurociągu zwraca szczególną uwagę na miejsca, gdzie rurociąg nie jest
położony głęboko, lub gdzie może zostać łatwo odkryty w pewnych, dynamicznych
okolicznościach, ze zwróceniem szczególnej uwagi na obszary czułe i bardzo czułe.
9. Program analizy i nadzoru zmęczenia materiałowego. Przy pomocy kolejnego
proaktywnego programu, operator rurociągu identyfikuje i minimalizuje skutki
pękania materiału rurociągu wywołanego zmianami ciśnienia zmęczeniem materiału,
bazując na ocenach ryzyka powstania pęknięć na podstawie szczegółowej analizy
danych odnotowywanych podczas eksploatacji rurociągu.
10. Analiza łagodzenia ryzyka oparta na scenariuszach awaryjnych. Biorąc pod
uwagę historię eksploatacji rurociągu, przeprowadzane konserwacje i przyjęte zasady
planu działań dla zachowania integralności rurociągu, operator rurociągu wyznacza
odpowiednie środki i określa ewentualnie konieczne modyfikacje systemu dla redukcji
ryzyka związanego z uwolnieniami przesyłanych produktów oddzielnie, dla każdego
odcinka rurociągu.
11. Unikanie nieprawidłowych operacji. Operator rurociągu przeprowadza dokładne
badania obszarów potencjalnych błędów ludzkich (projekt, konstrukcja, konserwacja i
eksploatacja) oraz opracowuje strategie zapobiegania nieprawidłowym działaniom
ludzkim lub braku działań.
12. Mierzenie osiągów w zakresie realizacji planu działań dla zapewnienia
integralności systemu rurociągu. Monitorowanie wypełnienia zobowiązań Operatora
rurociągu dla zachowania integralności rurociągu jest realizowane poprzez regularne
przeprowadzanie audytów planu integralności systemu i składanie raportów.
5.3. Zbieranie danych, identyfikacja i analiza zagrożeń systemu rurociągu
Program integralności systemu rurociągu jest specyficznie zaprojektowany dla identyfikacji,
oceny i zarządzania elementami i cechami mogącymi prowadzić do przypadkowego
uwolnienia produktów węglowodorowych do środowiska.
115

Główne obszary zainteresowania to:
• Stała ocena stanu mechanicznego części rurociągu;
• Stała ocena urządzeń kontrolnych dla zapewnienia, że ciśnienia eksploatacyjne pozostają
w bezpiecznych granicach;
• Analiza cech przesyłanego produktu oraz działania dla eliminacji wewnętrznych korozji;
• Plany działań dla eliminacji wewnętrznych korozji;
• Programy zapobiegania uszkodzeniom powodowanym przez strony trzecie;
• Analiza potencjalnych wpływów na integralność rurociągu pochodzących od zjawisk
naturalnych, jak np. ruchy ziemi, erozja spowodowana przez wodę, czy zalanie.
Jednym z istotnych elementów PDZISR tworzenie centralnej bazy danych będących
wynikiem wdrażania innych programów działań uzupełniających. Ponieważ cechy rurociągu
się zmieniają, lub ponieważ mają miejsce zmiany środowiskowe, lub zmiany gęstości
zaludnienia, model względnej oceny ryzyka będzie modyfikowany dla zapewnienia, że proces
oceny ryzyka jest aktualny i dokładny. Model względnej oceny ryzyka będzie także
aktualizowany dla odzwierciedlenia osiągnięć technologicznych i innych źródeł wcześniej
niedostępnych danych.
Poszczególne programy mające udział w modelu oceny ryzyka PDZISR to:
• Badania grubości warstwy pokrycia;
• Badania gęstości zaludniania;
• Badania użytkowania terenu i działań gospodarczych;
• Scentralizowany system powiadamiania o zdarzeniach dotyczących prac wykonywanych
w otoczeniu rurociągu oraz o innych zagadnieniach związanych z bezpieczeństwem
eksploatacji rurociągu;
• Zapisy patroli, program monitorowania zewnętrznej korozji i konserwacji;
• Program nadzoru próbek wewnętrznej korozji;
• Analiza przyczyn pierwotnych zdarzeń awaryjnych;
• Analiza wyników pomiarów za pomocą tłoków inteligentnych;
• Analizy metalurgiczne próbek;
• Analiza raportów dotyczących prowadzonych wykopów związanych z działalnością stron
trzecich;
• Analiza inspekcji miejsc krzyżowania się rurociągu z obiektami liniowymi należącymi do
stron trzecich;
116

• Analiza danych systemu zabezpieczenia katodowego;
• Analiza zmęczeniowa metalu i zapisów dotyczących falowania ciśnienia.
Integracja działań dotyczących całego systemu
PDZISR będzie centralizować i włączać informacje i zalecenia od następujących
indywidualnych programów, inicjatyw, lub grup:
• Model względnej oceny ryzyka rurociągu;
• Ocena wewnętrznej korozji;
• Nadzór i konserwacja zewnętrznej korozji;
• Lista działań telefonu dedykowanego;
• Dane o atrybutach rurociągu zebrane w wyniku działań polowych;
• Program wykrywania przecieków w ramach kontroli eksploatacji;
• Dane kontroli eksploatacji;
• Grupa usług nieruchomościowych dla zarządzania osadzaniem przez strony trzecie;
• Ocena inżynieryjna;
• Służby związane z bezpieczeństwem, ochroną środowiska oraz szkoleniami;
• Biura projektowe;
• Kontrola jakości i testowanie/analiza produktów;
• Liniowy program inspekcji (tłoki inteligentne);
• Monitorowanie grubości warstwy przykrywającej.
Analiza przyczyn pierwotnych i wyciągnięte wnioski
Częścią PDZISR jest formalny program badania zdarzeń awaryjnych, który zawiera analizy
podstawowych powodów zdarzeń i prawie zdarzeń. W procesie analizy przyczyn pierwotnych
uwzględnia się także naprawy rurociągu, lub innych części systemu, które są wykonywane
w celu usunięcia naruszeń integralności systemu, lub usunięcia zaniżonego ciśnienia
eksploatacyjnego.
Doświadczenie ogólnoprzemysłowe
Informacje i doświadczenia są dostępne z danych opracowanych przez API (American
Petroleum Institute) i AOPL (Association of Oil Pipe Lines) oraz od stowarzyszeń
przemysłowych. Ponadto, operator rurociągu ma dostęp do praktyk eksploatacji, konserwacji
117

oraz zarządzania ryzykiem dla rurociągów, od innych kompanii i organizacji, co dostarcza
forum dla wymiany danych i doświadczeń programu zarządzania ryzykiem.
Przydział zasobów
PDZISR będzie mechanizmem racjonalnego rozdzielania funduszy przeznaczonych na
konserwację i usprawnienia systemu rurociągu dla utrzymania lub zwiększenia jego
integralności. Rozdział funduszy będzie zarządzany przez wyniki względnej oceny ryzyka,
dla zapewnia maksymalnego osiągnięcia celów przy dostępnych nakładach.
Podnoszenie kwalifikacji i świadomości personelu
Jako część ciągłego procesu rozwoju i edukacji personelu, upowszechniane będą wyniki ocen
integralności systemu, biuletyny informacyjne i doradcze oraz przeprowadzone będą
szkolenia personelu w zakresie problematyki zachowania integralności systemu zgodnie z
zaleceniami Grupy Integralności Systemu.
Komunikacja z operatorem rurociągu i kierownictwem eksploatacji
Operatorowi rurociągu zostaną udostępnione prezentacje integralności systemu, biuletyny
informacyjne oraz doradcze oraz aktualizacje statusu inicjatyw szkoleń personelu. Inicjatywy
łagodzenia ryzyka oraz plany finansowania projektu będą przedstawiane operatorowi
rurociągu na regularnie zwoływanych spotkaniach.
Zarządzanie Zmianami
Operator rurociągu posiada wytyczne dla monitorowania i przeglądu zagadnień związanych
z ochroną środowiska, bezpieczeństwem oraz wymaganiami prawa a także oszacowania
ryzyka wynikających ze zmian zasad eksploatacji, konserwacji, form prowadzonej
działalności gospodarczej, lub w rozwiązaniach inżynieryjnych instalacji i urządzeń.
Audyty wewnętrzne
Operator rurociągu będzie przeprowadzał coroczne audyty wewnętrzne PDZISR z zamiarem
zapewnienia, że podane planowe cele, zadania i poświęcenia są spełniane. Operator rurociągu
118

ędzie także przeprowadzał audyty wewnętrzne przed wdrożeniem jakichkolwiek rozwiązań
mających na celu wzrost wydajności i wymagających instalacji nowych urządzeń. Wyniki
audytów wewnętrznych będą udostępnione władzom dozorowym i społeczeństwu przed
wdrożeniem wyżej wymienionych zmian. Ponadto, proces wewnętrznych audytów tworzy
ramy dla ogólnego wsparcia i ciągłej poprawy PDZISR.
5.4. Ocena niezawodności eksploatacji systemu (ONE)
Podstawowym elementem monitorowania osiągów PDZISR będzie ONE, dostarczająca
technicznej oceny integralności Systemu oraz specyficznych zaleceń dla jej utrzymania.
Analizy ONE wykorzystywać będą wyniki poprzedniej weryfikacji integralności wraz z
konserwatywnie zastosowanymi obliczeniami powiększania pęknięć i prędkości korozji dla
określenia bezpiecznych interwałów czasowych między kolejnymi sprawdzeniami
integralności. Analizy ONE będą brać pod uwagę możliwość powstania szkód wyrządzanych
przez strony trzecie, ruchy ziemi i inne zagrożenia integralności rurociągu. Wyniki ONE będą
również kluczowym mechanizmem dla określania interwałów czasowych między
weryfikacjami integralności w odpowiedzi na takie zagadnienia jak zmiany w eksploatacji,
zmiany środowiskowe wzdłuż trasy rurociągu, nowe dane zebrane przy badaniu integralności,
wyniki nowej analizy przyczyn pierwotnych i dane wejściowe innych programów PDZISR.
ONE ma być przeprowadzana co najmniej raz na rok i dotyczyć rury liniowej, stacji pomp,
stacji zasuw, terminali i innego sprzętu związanego z systemem. ONE może być jednakże
przeprowadzona częściej, przynajmniej w przypadku niektórych składników lub segmentów
systemu rurociągu. Zmiany częstości ONE mogą być spowodowane dostarczeniem nowych
danych z przeprowadzonych inspekcji lub testów zmieniających wcześniejsze szacunki,
poważną zmianą w działaniu rurociągu, awarią rurociągu, zaleceniem władz dozorowych, lub
nowymi bądź też wzbogaconymi technologiami mogącymi powodować znaczną
minimalizację ryzyka dla rurociągu. Informacje uzyskane na drodze testów, lub działań,
dotycząca stanu poszczególnych elementów, lub jego jakości mogących mieć wpływ na
ryzyko dla rurociągu będzie uwzględniona w ONE. Przeglądy literatury mają być okresowo
przeprowadzane a wytyczne planu oceniane przez niezależnych ekspertów dla zapewnienia,
że w analizie uwzględniono najlepszą wiedzę i praktyki. Procesy ONE mają być
aktualizowane w miarę potrzeb.
119

Do przeprowadzenia ONE będzie wybrana grupa niezależnych ekspertów posiadających
doświadczenie w zakresie analiz mechanicznych spójności, metalurgii i części składowych
rurociągów. Ci kontrahenci będą podlegać ocenie i akceptacji władz dozorowych. Zalecenia
z ONE zostaną wdrożone przez operatora rurociągu, za zgodą władz dozorowych.
Dzięki ONE będzie możliwość stałego monitoringu zmian ryzyka w okresie eksploatacji
rurociągu i podejmowania odpowiednich działań do minimalizacji poziomu tego ryzyka.
Analizy ONE będą uwzględniać wyniki wszystkich wewnętrznych inspekcji, monitoringu i
testów całego systemu rurociągu, w szczególności raportów o korozji i zmęczeniu
materiałowym komponentów, oraz wszelkich innych istotnych monitorowanych parametrach,
których zmiany mogą mieć wpływ na prawdopodobieństwo wystąpienia awarii. Będą
uwzględniane również oceny prawdopodobieństwa wystąpienia szkód wynikających z działań
stron trzecich, w oparciu o prowadzoną rejestrację zdarzeń należących do tej grupy.
Częścią ONE będą również analizy występujących falowań ciśnienia w rurociągu
przesyłowym. Dla obszarów o możliwości wystąpienia zwiększonego ciśnienia operacyjnego
w analizie rozważać się będzie ciśnienie większe od eksploatacyjnego.
Dla celów ONE będą wprowadzane nowe technologie i procesy, które pozwolą skuteczniej
oceniać integralność systemu rurociągu.
Szczegółowy opis elementów procesu
1. Plan zarządzania w przypadku korozji
Założeniem tego planu jest przedstawienie celu i pojęć operacyjnych dotyczących czynności
kontroli korozji na rurociągach. Czynności podejmowane w celu kontroli stanu korozji, takie
jak: ewaluacja systemu, projektowanie rur, wybór oraz zastosowanie warstwy pokrywającej,
kryteria ochrony katodowej, projekt ochrony katod, instalacje, obsługa oraz konserwacja,
mają na celu zmniejszanie korozji i tym samym utrzymanie systemu rurociągów w stanie
zapewniającym długotrwałe bezpieczeństwo społeczeństwu i pracownikom oraz
zminimalizowanie negatywnego wpływu na środowisko.
Wszystkie czynności związane z korozją są rozwijane poprzez pojęcia z zakresu bezpiecznej
mechaniki korozji oraz są przeprowadzane pod okiem odpowiednio wyszkolonego personelu.
120

Plan zarządzania w przypadku korozji bazuje na zasadach, że stosowane ograniczenia i
standardy przemysłowe są przyjmowane jako minimum.
System ustalania priorytetów, bazujący na oszacowaniu zagrożenia, będzie rozwijany w celu
wyselekcjonowania najbardziej zagrożonych rejonów, gdzie ulepszenia do podstawowego
programu kontroli korozji zostaną stworzone i wprowadzone. Dane dotyczące korozji będą
wprowadzone do ogólnego systemu integracyjnego w celu zdeterminowania bądź
zmodyfikowania częstości różnych pomiarów gleby, inspekcji rektyfikatora, pomiaru
przecięć z zagranicznymi liniami, inspekcji wewnętrznej, inicjatyw rehabilitacji warstwy
pokrywającej oraz innych kroków łagodzących efekt korozji lub nowych technologii.
Operator będzie używał następujących przeglądów związanych z badaniem korozji:
• Pomiary potencjału gleby. Zakładanie rurociągów po uwzględnieniu potencjałów
gleby będzie przeprowadzone przez wykwalifikowany personel i sprawdzone przez
dyplomowany personel do spraw korozji. Pomiary te zostaną przeprowadzone przy
użyciu wysoko-opornościowego woltametru i miedzi/miedzianej elektrody
umieszczonej tak blisko jak jest to możliwe, dokładnie nad strukturą i jednocześnie
pozostającej w dobrym kontakcie z glebą. Pomiary te będą przeprowadzone na
podstawie wcześniej wyznaczonych rozmieszczeń, przykładowych przecięć i ponad
ziemnymi akcesoriami. Wszystkie dane dotyczące rozmieszczenia sieci rurociągów
będą zarejestrowane w odpowiedniej bazie danych.
• Odcinkowe pomiary potencjału gleb: pomiary te będą przeprowadzane przy użyciu
technik wymienionych w poprzednim punkcie wzdłuż rurociągu na odcinkach
jednometrowych przy zastosowaniu częstości 8 lub 2 sekund. Pomiary takie
przeprowadzane będą przy wykonywaniu corocznych przeglądów.
• Pomiary inspekcji rektyfikatora: zawierają pomiary napięcia, natężenia i mocy.
• Pomiary przecięć z obcymi liniami: zostaną przeprowadzone przy użyciu wysoko-
opornościowego woltametru i miedzi/miedzianej elektrody umieszczonej tak blisko
jak jest to możliwe, dokładnie nad strukturą i jednocześnie pozostającej w dobrym
kontakcie z glebą.
• Pomiary inspekcji atmosferycznej: mają za zadanie zbadania konieczności
zastosowania rehabilitacji pokrycia, dodatkowej inspekcji, ponownego
zaprojektowania systemu lub innych środków łagodzących.
121

• Pomiary wyeksponowanych części (wewnętrzne i zewnętrzne): przeprowadzane są
w celu zbadania konieczności wprowadzenia wewnętrznej inspekcji, pomiarów gleb,
pomiarów przecięć z obcymi liniami, dalszych badań wyznaczających stopień
uszkodzeń.
• Wewnętrzne pomiary odcinka: próbki będą testowane co dwa miesiące za pomocą
różnych wskaźników korozyjnych. Ich celem jest sprawdzenie czy nie zachodzi
konieczność wewnętrznej inspekcji, badań szczegółowych (w przypadku wykrycia
korozji).
• Pomiary wierzchniej warstwy: wykorzystują wypróbowane techniki jak np. pomiary
glebowe, bezpośrednie pomiary i inne. Najnowsze dostępne technologie zostaną
zastosowane zgodnie z przyjętymi standardami.
• Nowe metody pomiarów korozji będą implementowane zgodnie z najnowszymi
trendami, które można znaleźć w dostępnych opracowaniach, literaturze i
periodykach.
Częstość pomiarów kontrolnych
• Pomiary potencjału gleby: rejon 1 – rocznie, rejony 2 i 3 – co pół roku.
• Odcinkowe pomiary potencjału gleb: rejony 1 i 2 – wykonywany w miarę potrzeb
zgodnie z przeprowadzonymi analizami ryzyka, rejon 3 – rocznie.
• Pomiary inspekcji rektyfikatora – miesięcznie we wszystkich rejonach.
• Pomiary przecięć z obcymi liniami – wykonywane w miarę potrzeb zgodnie
z przeprowadzonymi analizami ryzyka.
• Pomiary inspekcji atmosferycznej – rocznie we wszystkich rejonach.
• Pomiary wyeksponowanych części (wewnętrzne i zewnętrzne) – będą
przeprowadzone za każdym razem gdy zakopana część rurociągu zostanie
wyeksponowana.
• Pomiary wierzchniej warstwy – zgodnie z zaleceniami po wszystkich pomiarach gleb
oraz z przeprowadzonymi analizami ryzyka.
Stosowane kryteria pomiarowe
• Pomiary potencjału gleby:
122

o Rejon 1: potencjał rura-gleba będzie utrzymywany na poziomie co najmniej –
0.85 volt. Jeśli nie jest to praktyczne zachowywana będzie moc katodowego
potencjału 100 MV między strukturą a elektrodą.
o Rejon 2,3: spolaryzowany potencjał rura-gleba będzie utrzymywany na
poziomie co najmniej –0.85 volt. Jeśli nie jest to praktyczne zachowywana
będzie moc katodowego potencjału 100 MV między strukturą a elektrodą.
o Środki korekcyjne dla wszystkich usterek zostaną określone i wprowadzone
tak szybko jak to możliwe.
o Jeśli potencjał obudowy jest w zakresie 100 miliwoltów potencjału rurociągu,
obudowa powinna być zbadana i w przypadku skrócenia warstwy metalicznej
należy zaplanować środki zaradcze w ciągu 3 miesięcy.
• Pomiary inspekcji rektyfikatora:
o Środki korekcyjne zostaną określone i wprowadzone tak szybko jak to
możliwe. Wszystkie usterki winny być usunięte w ciągu miesiąca.
• Pomiary inspekcji atmosferycznej:
o Środki korekcyjne będą wprowadzone tak szybko jak to możliwe. Usterki
w pokryciu powinny być naprawione w ciągu roku, za wyjątkiem tych które
wymagają pilnych zabezpieczeń.
• Pomiary wyeksponowanych części (wewnętrzne i zewnętrzne):
o Środki korekcyjne dla wszystkich zauważonych usterek wyeksponowanych
części będą określone i wprowadzone natychmiast.
• Pomiary wierzchniej warstwy:
o Pomiary będą przeprowadzane 3 razy do roku (nie rzadziej niż co 4½
miesiąca). Następujące wielkości korozji będą traktowane jak następuje:
korozja mała < 1 mm/rok, umiarkowana 1.0-4.9 mm/rok, wysoka 5-10
mm/rok, poważna > 10 mm/rok. Usterki winny być zasadniczo usunięte w
przeciągu 6 miesięcy, jednak w przypadku sytuacji zagrażających
integralności rurociągu naprawy winny być natychmiastowe.
Dokumentacja kontrolna dotycząca korozji
Wszystkie wyniki pomiarów winny być przechowywane w bazach danych w postaci
elektronicznej oraz wydrukowane. Raport z przeglądów powinien być przygotowywane raz
123

do roku lub częściej zgodnie z zaleceniami kontroli dozorowej. Dane te powinny być również
wykorzystywane w kolejnych analizach ryzyka.
2. Program liniowej inspekcji
Przyjmując najlepsze przykłady obecnej technologii w zakresie narzędzi inspekcji liniowej,
operator będzie miał nadzór nad całym systemem rurociągu, a w szczególności ten system
inspekcji będzie oparty na systematycznych ocenach ryzyka. Następujące przyrządy będą
stosowane:
- magnetyczny wykrywacz wycieków wysokiej częstości (MFL) umożliwiający
dokładne wskazania warunków dla korozji za pomocą magnetycznego nasycenia
wzdłuż osi,
- poprzeczny magnetyczny wykrywacz wycieków (TFL) wykrywający braki
w przepływie, rysy, szpary, wklęśnięcia, wyżłobienia za pomocą magnetycznego
nasycenia w poprzek rury,
- przyrządy ultradźwiękowe, wykrywające ubytki metalu, laminatu za pomocą fal
ultradźwiękowych,
- przyrządy geometryczne służące do sprawdzenia czy rurociąg jest właściwie
dopasowany do przejścia wskaźników ILI (wskaźniki ILI to urządzenia elektroniczne
mające zdolność wykonywania pomiarów wewnątrz rurociągu - zwane też
„intelligent” lub „smart pigs”).
Operator przygotowuje szczegółowy program liniowej inspekcji dla każdego odcinka
rurociągu, w szczególności uwzględniając właściwą kolejność czynności, częstość oraz
obowiązki poszczególnych służb w każdej fazie działania. Proces analizy składa się z dwóch
faz badań, zastosowania właściwych metod inspekcji oraz naprawy a także przygotowania
raportów i pełnej dokumentacji.
W fazie pierwszej – wstępnej należy założyć następujące typy działań:
- w przypadku ubytku metalu większym od 70% - w ciągu 5 dni należy dokonać
szczegółowych badań i wprowadzić odpowiednie środki łagodzące;
- po wykryciu wklęśnięć na szczycie rurociągu (co może wskazywać na ubytki metalu)
– w ciągu 5 dni należy dokonać napraw zmniejszając ciśnienie o 20%;
- po stwierdzeniu znaczącej anomalii – w ciągu 5 dni należy wprowadzić środki
łagodzące;
124

- po wykryciu wklęśnięć na szczycie rurociągu wskazujących na ubytek metalu większy
niż 6% przekroju – w ciągu 5 dni należy dokonać napraw zmniejszając ciśnienie o
20%;
- po wykryciu szczelin – w ciągu 5 dni dokonać inspekcji i wprowadzić środki
łagodzące.
Po zakończeniu fazy pierwszej operator przygotowuje szczegółowy raport zawierający
wielkość, głębokość, lokalizacje oraz informacje o naprawie dla wszystkich wykrytych
usterek, szczelin, ubytków itd.
W fazie drugiej badane są w ciągu następnych 6 miesięcy następujące elementy:
- wklęśnięcia z ubytkiem metalu, korozją przekraczającą 6% średnicy lub na
elementach szwów lub zgrzewów;
- wszystkie pozostałe anomalie związane z bezpieczeństwem pracy przy normalnym
ciśnieniu operacyjnym;
- ubytki obudowy z utratą warstwy metalu;
- elementy skorodowane na zgrzewach i szwach;
- rysy i szczeliny większe od 50 % wartości nominalnych;
- ubytki wewnątrz rury, na szwach i zgrzewach zagrażające integralności systemu.
Stosowane metody inspekcji oraz napraw będą zgodne z najnowszymi osiągnięciami
technicznymi stosowanymi w praktyce inżynieryjnej. W szczególności duża uwagę należy
zwrócić na to, że wszystkie operacje będą wykonywane przez właściwie przeszkolony
personel.
Istotnym elementem jest również pełna dokumentacja zarówno w przeprowadzonych
inspekcji oraz napraw. Zawierać ona powinna szczegółowy opis wszystkich rezultatów badań
oraz wprowadzenia środków łagodzących.
3. Identyfikacja zagrożenia i ocena kluczowych obszarów ryzyka
Identyfikacja kluczowych obszarów ryzyka została zaprojektowana tak by zwrócić na
następujące elementy:
- rejony szczególnie wrażliwe,
- pokrycie terenu,
- integralność mechaniczną,
125

- właściwości fizyczne,
- charakterystykę produktu,
- niewłaściwe operacje,
- środki kontroli i ochronę.
Dane niezbędne do analizy pochodzą zwykle z wielu źródeł. Wykorzystywane są one dalej
w procesie identyfikacji ryzyka oraz analiz, zgodnie z właściwymi metodykami.
4. Program zapobiegania szkodom ze stron trzecich
Program zapobiegania szkodom zawiera następujące elementy:
- właściwe oznaczenie rurociągu poprzez zastosowanie odpowiednich oznaczeń;
- inspekcja powietrzna – w rejonie 1 powinno się odbywać raz w tygodniu, w rejonach
2 i 3 co 2-3 dni;
- edukacja obsługi technicznej oraz robotników, w szczególności operatorów koparek,
- edukacja publiczna: przekazywanie informacji o systemie „one-call”, jak
identyfikować i meldować o zauważonych wyciekach, przygotowanie materiałów
informacyjnych i broszur;
- właściwe oznaczenie liniami przy pracach technicznych nieopodal rurociągu (np.
w odległości 15 m) oraz w miejscach przecięć z innymi urządzeniami technicznymi,
budowlami, drogami itd. W przypadku elementów stałych należy przeprowadzać
inspekcję tych oznaczeń i w razie potrzeby dokonać odpowiednich korekt.
5. Otoczenie rurociągu
Operator będzie podejmował zdecydowane działania dla zapewnienia utrzymania czystego i
pozbawionego przeszkód otoczenia rurociągu, co jest nieodzowne dla:
- właściwego monitorowania rurociągu,
- zwiększenia bezpieczeństwa operacji,
- uwzględnienia możliwości powstawania nowych obiektów w otoczeniu rurociągu.
6. Program badania zdarzeń awaryjnych
Celem tego programu jest wdrożenie procedur badania zdarzeń awaryjnych, w ten sposób,
aby nie tylko ustalić bezpośrednie przyczyny ale również główne pierwotne przyczyny takich
zdarzeń. Pozwoli to na opracowanie odpowiednich strategii zapobiegania przed ponownym
wystąpieniom zdarzeń awaryjnych. Przyjmuje się następującą nomenklaturę:
126

- zdarzenie awaryjne: niepożądane zdarzenie, w wyniku którego doszło do utraty
zdrowia bądź mienia,
- przypadek zagrożenia: niepożądane zdarzenie, w wyniku którego mogło dojść z
dużym prawdopodobieństwem do utraty zdrowia bądź mienia,
- awaria: wypadek lub przypadek zagrożenia, nieplanowane naprawy bądź kombinacje
takich zdarzeń,
- poważna awaria: zdarzenie w wyniku którego doszło do wypadku śmiertelnego,
zranienia co najmniej 3 osób, istotnej szkody finansowej, poważnego
niekontrolowanego uwolnienia, pożaru lub eksplozji z poważnymi skutkami dla
zatrudnionych, ludzi lub otoczenia,
- istotna awaria: pożar, wybuch lub uwolnienie ze średnimi skutkami finansowymi lub
liczbą zranionych mniejszą od 3,
- mała awaria: pożar, wybuch lub uwolnienie z małymi skutkami finansowymi lub bez
osób zranionych,
- naprawa: tymczasowa lub stała zmiana wykonana w rurociągu w celu uzyskania
ciśnienia operacyjnego, dokonania napraw usterek lub odzyskania integralności
mechanicznej.
Wszystkie zdarzenia będą również sklasyfikowane według przyczyn, które je spowodowały.
Należy tu wymienić następujące czynniki:
- korozję atmosferyczną, wewnętrzną, zewnętrzną,
- niewłaściwe operacje: defekty materiałowe, złączenia, operacje kontrolne, operacje
polowe, błędy projektowe,
- uszkodzenia spowodowane przez strony trzecie: głębokość pokrycia, edukacja
publiczna, patrolowanie, system „one-call”,
- projektowe: błędy ujawnione testami hydraulicznymi (korozja i defekty materiałowe).
7. Zarządzanie zmianami
Operator jest przeprowadza pełną analizę planowanych zmian poprzez przegląd rozwiązań
konstrukcyjnych, przeprowadzenie ocen ryzyka, informowanie i przeprowadzenie
niezbędnych szkoleń personelu wynikających z tych zmian. W szczególności istotne jest
zachowanie pełnej i aktualnej dokumentacji całego systemu.
127

8. Program kontroli warstwy przykrycia rurociągu
Opracowany aby być proaktywnym programem dla łagodzenia ryzyka dla społeczeństwa i
środowiska, operator zwraca szczególną uwagę na miejsca, gdzie rurociąg nie jest położony
głęboko, lub gdzie może zostać łatwo odkryty w pewnych, dynamicznych okolicznościach, ze
zwróceniem szczególnej uwagi na obszary czułe i bardzo czułe. Należy wyodrębnić
następujące elementy programu:
- identyfikacja przy użyciu patroli powietrznych, z wykorzystaniem działalności
operacyjnych, informacji od społeczeństwa i wykonywania przeglądów,
- powiadamianie właściwych służb i zainteresowanych osób (w tym osób na terenach
zagrożonych),
- ochrona poprzez wprowadzanie środków łagodzących przez właściwe służby,
- zarządzanie ryzykiem i łagodzenia jego skutków (w tym wybór właściwej metody,
alokowanie funduszy).
9. Program analizy i nadzoru zmęczenia materiałowego
Celem programu jest identyfikacja i minimalizacja skutków pękania materiału rurociągu
wywołanego zmianami ciśnienia, zmęczeniem materiału, bazując na ocenach ryzyka
powstania pęknięć na podstawie szczegółowej analizy danych odnotowywanych podczas
eksploatacji rurociągu. Wszystkie wydarzenia są rejestrowane i będą wykorzystywane w
kolejnych analizach ryzyka. Prowadzi to do wypracowania rekomendacji zarówno
wprowadzania odpowiednich środków łagodzących jak i dokonania niezbędnych korekt i
napraw.
10. Analiza minimalizacji ryzyka oparta na scenariuszach awaryjnych
Celem tego programu jest przeprowadzanie konserwacji i przyjęcie zasad planu działań dla
zachowania integralności rurociągu, biorąc pod uwagę historię eksploatacji rurociągu.
Operator wyznacza odpowiednie środki i określa ewentualnie konieczne modyfikacje systemu
dla redukcji ryzyka związanego z uwolnieniami przesyłanych produktów oddzielnie, dla
każdego odcinka rurociągu. Typowo analizy ryzyka dotyczą następujących elementów:
operacji, utrzymywania rurociągu, fizycznych elementów rurociągu, kontroli korozji i
głębokości pokrycia, oraz edukacji publicznej.
128

11. Unikanie nieprawidłowych operacji
Celem programu jest przeprowadzenie dokładnych badań obszarów potencjalnych błędów
ludzkich oraz opracowanie strategii zapobiegania nieprawidłowym działaniom ludzkim lub
braku działań. Należy tu wyróżnić następujące obszary działań: projekt, konstrukcja,
konserwacja i eksploatacja.
W obszarze projektu następujące elementy odgrywają rolę:
- identyfikacja zagrożeń,
- możliwość wystąpienia nadciśnienia,
- systemy bezpieczeństwa,
- wybór właściwych materiałów,
- systemy kontrolne.
W obszarze konstrukcji należy zwrócić uwagę na:
- inspekcje: w szczególności kwalifikacje inspektorów,
- materiały: ich weryfikacja i sprawdzenie zgodności ze specyfikacją techniczną,
- złączenia: wykorzystywanie do badania promieniowania X,
- zakopywanie: wykorzystanie wysokiej jakości materiałów do zapewnienia, że nie
zdarzą się ubytki i uszkodzenia rurociągu,
- właściwie wykonywane operacje,
- pokrycia: możliwość uszkodzeń, utraty integralności.
W obszarze konserwacji istotne są trzy elementy:
- pełna dokumentacja,
- wprowadzenie planu i terminów wykonywania poszczególnych działań,
- implementacja właściwych procedur.
W obszarze eksploatacji następujące elementy są najważniejsze:
- właściwe procedury dotyczące wszystkich aspektów wykonywanych operacji,
- używanie systemu SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition),
umożliwiającego wykrycie wycieków i diagnozę sytuacji,
- badania personelu,
- wprowadzenie programu bezpieczeństwa,
- system przeglądów,
- ochrona przed usterkami mechanicznymi poprzez użycie szeregu przyrządów
mechanicznych i automatycznych,
- szkolenie personelu, ciągłe podnoszenie kwalifikacji,
129

- wprowadzenie regulacji dotyczących kwalifikacji personelu, weryfikacji, wydawania
certyfikatów.
12. Mierzenie osiągów w zakresie realizacji planu działań dla zapewnienia integralności
systemu rurociągu
Celem programu jest monitorowanie wypełnienia zobowiązań operatora dla zachowania
integralności rurociągu poprzez regularne przeprowadzanie audytów planu integralności
systemu i przygotowanie raportów.
Ogólne kryteria mierzenia osiągów można skategoryzować następująco:
- dane o incydentach: liczba uwolnień w poszczególnych rejonach, uwolnień
przypadkowych, przypadków zagrożenia;
- świadomość ryzyka: identyfikacja nowych obszarów ryzyka – liczba zakończonych
projektów;
- publiczne usługi: liczba zgłoszonych uwag dotyczących bezpieczeństwa, liczba
kontaktów z właścicielami terenu w sprawach bezpieczeństwa;
- zasoby operatora i innowacje: liczba nowych technologii, technologii alternatywnych i
innowacyjnych podejść do kontroli ryzyka.
Typowe specyficzne kryteria to:
- plan zarządzania korozją: wyniki badań tłokami inteligentnymi;
- program kontroli warstwy przykrycia: liczba, typ i lokalizacja szkód spowodowanych
przez strony trzecie;
- program zapobiegania szkodom: liczba szkód spowodowanych przez strony trzecie
uzyskane za pomocą systemu „one-call”.
Audyty planu integralności powinny być opracowane w formie raportu zawierającego:
- opis najważniejszych problemów integralności, stan działalności operatora,
- ważne doświadczenia i wyniki wyniesione z lat ubiegłych,
- doświadczenia z nowego sposobu zarządzania procesami i technologiami lub
zastosowania innowacyjnych technologii,
- pomiary wydajności,
- propozycje wprowadzenia zmian w zarządzaniu lub dokonania istotnych ulepszeń
w istniejących programach i działalności.
130

5.5. Podsumowanie
W opracowaniu przedstawiono metodyki służące do wyznaczenia ryzyka dla zagrożeń
związanych z transportem substancji niebezpiecznych rurociągami przesyłowymi.
Oszacowanie wielkości ryzyka nie jest na ogół precyzyjne i zależy w dużym stopniu od
jakości posiadanych danych oraz właściwego osądu ekspertów. Dobrym rozwiązaniem
byłoby stworzenie międzynarodowej bazy danych o wypadkach – jako minimum powinna
ona zwierać następujące dane: wielkość pokrycia, grubość ścian rury, rodzaj transportowanej
substancji, przyczynę uszkodzenia, wielkość dziury wycieku, czy doszło do zapłonu, objętość
substancji która wypłynęła, skutki (zwłaszcza wypadki śmiertelne), lokalizacja oraz wiek
rurociągu.
Oczywiście istnieją również metody redukcji ryzyka. Należy tu wymienić przede wszystkim:
− właściwą prewencję poprzez odpowiednie potraktowanie czynnika ludzkiego jak np.
rozpoznanie jakie czynniki mogą odgrywać istotne znaczenie dla zagrożenia,
− ochronę zewnętrzną przed działaniem stron trzecich poprzez używanie większej grubości
ścianek, grubszej warstwy przykrywającej oraz ochrony fizycznej,
− użycie mechanizmu „wyciek przed pęknięciem” – lepiej jest mieć kontrolowany wyciek
niż dopuścić do propagacji wypływu wzdłuż rur co może doprowadzić do całkowitego
pęknięcia,
− zastosowanie systemu „one-call” – scentralizowanej informacji o rurociągu,
− używanie inteligentnych detektorów ILI i innych systemów monitoringowych.
Ważnym czynnikiem jest też prawidłowe planowanie przestrzenne – utrzymywanie z dala od
osiedli ludzkich i innych szczególnie wrażliwych terenów oraz odpowiedni projekt, którego
właściwa realizacja umożliwi redukcję współczynnika projektowego.
131

6. Analizy ryzyka poważnych awarii rurociągu przesyłowego, zasady
ogólne
W analizach ryzyka poważnych awarii rurociągów przesyłowych stosuje się ogólne zasady
przedstawione w rozdziale 3.
Przy tym musi być wziętych pod uwagę szereg dodatkowych czynników. Najważniejsze
z nich to:
- charakterystyka transportowanego produktu (własności fizyko-chemiczne, toksyczność),
- potencjalne zagrożenia (pożar, wybuchy i skażenie toksyczne),
- najbardziej wrażliwe punkty (skrzyżowania, stacje pomp, zawory, obszary
konstrukcyjne),
- wielkość wycieku na podstawie objętości produktu w danym segmencie, czasu reakcji,
itd.,
- szybkość i rozmiar rozprzestrzeniania się chmury oraz wypływów do wód i gleby,
- istniejące plany awaryjne, w tym procedury reagowania na zdarzenie awaryjne,
- kwalifikacje odpowiednich służb ,
- skutki dla ludności oraz środowiska, zwłaszcza w obszarach zaludnionych.
Przy oszacowaniu ryzyka należy mieć również na uwadze inne elementy poza główną linią
przesyłową, zwłaszcza stacje pomp, zasuwy, zbiorniki i inne urządzenia rurociągu. Istnieją
pewne różnice między takimi elementami a resztą rurociągu, wynikające z faktu iż na ogół
stacje i zbiorniki są lepiej kontrolowane i często zbiorniki umieszczane są w dodatkowej
obudowie zabezpieczającej przed niekontrolowanym wypływem.
W idealnym przypadku oceny probabilistyczne są oparte na zweryfikowanych danych
historycznych. Niestety na ogół ilość (oraz często jakość) posiadanych danych nie jest
wystarczająca więc wymagana jest dodatkowa analiza. Amerykańskie kryteria raportowania
wypadków mówią o rejestracji takich zdarzeń, w których wielkość wycieku wynosiła co
najmniej 50 bbl (baryłek), zatem mniejsze wycieki nie są notowane.
Oszacowanie częstości wycieków jest obarczone dużą dozą niepewności, głównie z powodu
braku danych. Trzeba też mieć na uwadze, że wszelkie analizy statystyczne są słuszne dla
dłuższych okresów czasu.
132

Dane historyczne powinny zawierać informacje o wielkości wycieku, lokalizacji oraz jego
skutkach. Przy czym skutki winny być podane dla sześciu zasadniczych grup receptorów:
- wypadki śmiertelne,
- obrażenia,
- skażenie wody pitnej,
- skażenie innych wód,
- skażenie obszarów agrarnych,
- skażenie terenów wilgotnych.
W przypadku zdarzeń z poważnymi obrażeniami badania amerykańskie pokazują, że:
- jeden wypadek śmiertelny zdarza się średnio na 217 wycieków,
- jedno obrażenie zdarza się średnio na 48 wycieków,
- około 35 wycieków wydarzy się w ciągu 50 lat, co daje średnio 0.16 wypadków
śmiertelnych oraz 0.72 przypadków obrażeń ciała.
Dla zdarzeń ze skażeniami wód pitnych zakłada się, że wycieki o wielkości powyżej 1500 bbl
(baryłek) będą miały wpływ na skażenie. Przy tej granicy podaje się, że około 16% wycieków
powoduje zagrożenie dla skażenie wód pitnych.
Dla pozostałych wód dane statystyczne pokazują, że:
- około 38% wycieków prowadzi do zagrożenia wód,
- spośród tych wycieków około 25% dotyka receptorów.
W przypadkach obszarów szczególnej ochrony limit 1500 baryłek obniża się do 500 baryłek.
Dla zagrożenia gleb średnio można założyć, że w 100% zostaną skażone tereny w odległości
do 400 m tzn. pas o tej szerokości wokół rurociągu należy uznać za strefę zagrożoną.
W przypadku terenów o dużej wilgotności gleby zakłada się, iż analogiczny pas jest 35%
szerszy od pasa dla typowych obszarów agrarnych tzn. wynosi ok. 1100 m.
6.1. Oszacowanie prawdopodobieństwa uszkodzeń rurociągów
Relacja między częstością wycieku a prawdopodobieństwem może być wyrażona
następującym równaniem Poissona:
133

gdzie:
P(X) - prawdopodobieństwo wycieku,
X
( − f ⋅t
)
( f ⋅t
) / X ) ⋅e
P(
X ) = !
f - średnia częstość wycieku dla danego segmentu na rok,
t - okres czasu dla którego obliczane jest prawdopodobieństwo,
X - liczba wycieków, dla których szuka się prawdopodobieństwa.
Informacje o częstości f można zaczerpnąć z rozważań przedstawionych w rozdziale 2.
Prawdopodobieństwo co najmniej jednego wycieku może być łatwo wyliczone jako:
P = 1 – P(X=0)
Powyższe rozważania powinny być przeprowadzone dla poszczególnych elementów
rurociągu, w tym pomp, terminali i stacji przeładunkowych. Największe różnice w stosunku
do linii są obserwowane w przypadku stacji pomp. W poniższych tabelach pokazano, oparte
na danych amerykańskich, oszacowania średniej częstości i prawdopodobieństwa wycieków
dla linii głównej oraz stacji pomp.
Tabela 6.1. Częstość i prawdopodobieństwo wycieków dla linii głównej
Wielkość wycieku Średnia częstość wycieków Prawdopodobieństwo co najmniej jednego wycieku
w baryłkach
1 rok 50 lat
> 5000 2.22e-02 2.19e-02 6.07e-01
1500-4999 7.86e-02 7.56e-02 9.80e-01
500-1499 1.46e-01 1.36e-01 9.99e-01
50-499 3.87e-01 3.21e-01 1.00e+00
< 50 8.07e-01 5.54e-01 1.00e+00
Tabela 6.2. Częstość i prawdopodobieństwo wycieków dla stacji pomp
Wielkość wycieku Średnia częstość wycieków Prawdopodobieństwo co najmniej jednego wycieku
w baryłkach
1 rok 50 lat
> 5000 2.33e-01 2.08e-01 1.00e+00
1500-4999 3.10e-01 2.67e-07 1.00e+00
500-1499 5.43e-01 4.19e-01 1.00e+00
50-499 2.64e+00 9.28e-01 1.00e+00
< 50 7.68e+00 1.00e+00 1.00e+00
Razem 1.14e+01 1.00e+00 1.00e+00
Często używa się również pojęcia poziomu ufności, związanego z niepewnością danych
statystycznych. Na przykład ufność 95% dla wycieku oznacza, że mamy 95%
prawdopodobieństwo, iż dany wyciek jest rzeczywiście uwzględniony.
134

6.2. Analiza potencjalnych skutków
Zasadniczo nie ma możliwości przewidzenia czy scharakteryzowania wszystkich możliwych
skutków wypadków. To co się rozważa to potencjalne zdarzenia, które mogą zajść
w pewnych obszarach. Akceptowanie poziomu ryzyka związane jest ze znajomością
prawdopodobieństwa zdarzenia oraz jego skutków. Bardzo często bywa tak, iż duże skutki
mogą być efektem mało prawdopodobnych wydarzeń, zaś bardziej prawdopodobne zdarzenia
powodują niewielkie skutki.
W analizie skutków należy wziąć pod uwagę takie czynniki jak: ilość substancji, która może
być uwolniona; różne mechanizmy dyspersji i drogi narażenia; ilość substancji, która może
mieć wpływ dla ludzi i środowiska; oczekiwane efekty uwolnienia. Skutki mogą być
oszacowane zarówno ilościowo jak i jakościowo.
Przy analizie możliwych skutków awarii rurociągów należy rozważyć różne potencjalne
zdarzenia:
- normalne operacje,
- wycieki z rur,
- pęknięcia rur,
- pęknięcia rur oraz zapłon substancji,
- przyczyny konstrukcyjne.
Oczywiście istotne jest uwzględnienie rodzaju transportowanej substancji. Jako pewne
generalne zasady można przyjąć następujące:
- benzyna powoduje większe skutki dla wód pitnych, zarówno powierzchniowych jak i
podziemnych (spowodowane jest to obecnością benzenu i MTBE (metylo-tributylenu
eteru),
- ropa naftowa powoduje większe długoterminowe skutki dla jakości wód (jest to efekt
większej lepkości i zdolności do sorpcji) – podobnie jest w przypadku skutków dla gleby,
- w przypadku zapłonu benzyna jest bardziej niebezpieczna – większy jest promień rażenia
(jest też bardziej łatwopalna),
- gazy mają większy wpływ na zanieczyszczenie powietrza i związanych z tym efektów.
- w przypadku zapłonu należy mieć na uwadze następujące czynniki:
135

• pożar powoduje natychmiastowe zagrożenia dla ludzi i ich dobytku,
• pożar redukuje uwolnione wielkości substancji, a zatem również dalsze skażenie
wody lub gruntu jest mniejsze,
• pożar związany z wyciekiem do rzeki lub kanałów może spowodować
śmiertelność ryb w wyniku zwiększenia temperatury oraz zmniejszenia ilości tlenu
w wodzie,
• pożar zwiększa skażenie powietrza wskutek wydzielania się produktów spalania.
Analizę potencjalnych zdarzeń należy przeprowadzić dla następujących kategorii skutków:
- bezpieczeństwo i zdrowie człowieka,
- wody gruntowe,
- biologia wód,
- biologia lądowa,
- wody powierzchniowe,
- jakość powietrza,
- geologia,
- gleby,
- transport,
- pokrycie terenu,
- hałas.
W przypadku skutków dla ludzi należy rozważyć takie efekty jak:
- pożary i wybuchy,
- krótko-czasowa ekspozycja na utworzone pary,
- długo-czasowa ekspozycja związana ze skażeniem gleby, wód gruntowych i
powierzchniowych,
- ekspozycja poprzez wdychanie toksycznych substancji.
- w szczególności należy zwrócić uwagę na:
• określenie limitu ryzyka wskutek bezpośredniego kontaktu z glebą,
• szybkie parowanie ze skażonej gleby,
• gleby o dużym stopniu przepuszczalności,
• efekty termalne (zwiększenie temperatury),
• wdychanie trujących oparów.
136

Dla zagrożeń wód gruntowych powinno się:
- dokonać rozróżnienia między wyciekami natychmiastowymi a ciągłymi,
- zwrócić uwagę na możliwość wystąpienia przeszkód, spowodowanych na przykład
zerwaniem rurociągu – w takim przypadku istnieje niebezpieczeństwo większej saturacji
gleby w pewnych obszarach,
- zwrócić uwagę na ukształtowanie terenu, szczególnie zaś na obszary depresyjne.
W zagrożeniach biologicznych wód winno się uwzględnić:
- krótko- i długoterminowe efekty dla występujących gatunków,
- różne rodzaje występujących gatunków, zwłaszcza ryb,
- możliwość zmiany warunków wegetacji wskutek zwiększonej toksyczności,
- długo-czasowe zmiany sedymentacyjne.
W przypadku zagrożeń biologicznych na lądzie trzeba zwrócić uwagę na:
- dominujące gatunki zamieszkałe w pasie wokół rurociągu,
- możliwość bio-akumulacji toksycznych składników wycieku, co może mieć wpływ na
zmiany w populacji występujących gatunków roślin i zwierząt.
Dla zagrożeń wód powierzchniowych należy:
- zwrócić szczególną uwagę na miejsca, w których rurociąg przechodzi nad lub pod wodą,
- oszacować możliwe skażenia powstałe również w dopływach,
- w obszarach miejskich zwrócić uwagę na kanały ściekowe,
- mieć na uwadze efekty pożaru na wodach powierzchniowych,
- uwzględnić skutki dla populacji występujących gatunków.
W przypadku skażenia powietrza powinno się podać wartości emisji dla takich
podstawowych substancji jak: ozon, związki ołowiu, tlenek węgla, dwutlenek siarki,
dwutlenek azotu oraz produkty szybkich emisji.
Rozważając zagrożenia dla transportu trzeba wyselekcjonować części dróg transportowych
położonych w pobliżu trasy rurociągu i zwrócić uwagę na stopień ich wykorzystania (częstość
przewozów). W przypadku awarii trzeba oszacować ewentualne straty związane
z koniecznością zamknięcia drogi, jej naprawy itd.
137

Przy oszacowaniu skutków należy również uwzględnić wpływ na pokrycie terenu.
W szczególności winno się wyselekcjonować obszary naturalnych parków, tereny miejskie,
obszary archeologiczne i paleontologiczne.
W ogólności analizę ryzyka poważnych awarii do rurociągu przesyłowego przeprowadza się
w dwóch etapach:
1. Oszacowanie ryzyka względnego z wykorzystaniem czynników wpływających na
prawdopodobieństwo awarii, ujętych w cztery główne grupy:
- czynniki zewnętrzne (w tym interwencja stron trzecich),
- korozja,
- czynniki projektowe,
- niewłaściwe operacje.
2. Przeprowadzenie szczegółowych oszacowań ryzyka, w tym wielkości zasięgu i skutków
dla segmentów rurociągu i instalacji towarzyszących, o dominującym wkładzie do ryzyka
całkowitego zidentyfikowanych w oparciu analizy w etapie 1.
7. Zagrożenia związane z rurociągami przesyłowymi cieczy
Główne zagrożenia przy transportowaniu rurociągami cieczy (głównie ropy naftowej i
produktów rafinacji) w przypadku wycieku pochodzą z łatwopalności oraz toksyczności
substancji. Łatwopalność ma szczególne znaczenie dla bezpieczeństwa, podczas gdy
toksyczność stanowi zagrożenia dla środowiska. Przy rozpatrywaniu źródeł zagrożenia należy
wziąć pod uwagę wiele elementów. Najważniejsze z nich to:
•
własności fizyko-chemiczne produktu, związane z toksycznością i palnością – należy tu
rozważyć szczegółowo komponenty z jakich produkt się składa,
• wielkość wycieku zależna od:
− średnicy rurociągu, gęstości produktu, ciśnienia w rurociągu, topografii oraz czasu
trwania wycieku,
− własności materiału i mechanizmów uszkodzeń będących czynnikami tworzenia
wycieku,
− czasu reakcji,
− zaworów,
− wielkości drenażu.
138

•
modelowanie pożaru i wybuchu, modelowanie efektów cieplnych (wielkość rozlewiska,
pożaru, strefy zagrożeń).
7.1. Własności produktów
Ropa naftowa i produkty rafinacji są mieszaninami wielu składników organicznych. Są to
materiały złożone chemicznie, ale z punktu widzenia zagrożeń ważna jest przede wszystkim
znajomość ich własności fizycznych. Dotyczy to zwłaszcza palności, toksyczności jak
również własności przepływowych, dyspersyjnych i stałości w środowisku. W wyniku
różnych procesów rafinacji tworzone są nowe związki organiczne. Dlatego skład produktów
rafinacji różni się od ropy naftowej.
Właściwości fizykochemiczne zarówno benzyny jak i oleju napędowego podają karty
charakterystyki opracowane np. przez PKN ORLEN S.A.
Główne właściwości pożarowo - wybuchowe przedstawiono w Tabeli 7.1.
Tabela 7.1. Właściwości fizykochemiczne benzyny i oleju napędowego
Nazwa Gęstość
Olej
napędo
wy
cieczy
kg/m 3
Gęstość
par
względem
powietra
Ciepło
spalana
kcal/kg
820-880 3-4 9500 -
11500
Benzyna 730-760 3-4 10300 -
10800
Temp.
wrzenia
[ºC]
Temp.
zapłonu
[ºC]
180-350 powyżej
37
35-205 powyżej
10
Temp.
samoza
płonu
[ºC]
powyżej
250
Dolna
granica
wybuch.
%obj.
Górna
granica
wybuch
%obj.
Kateg.
zagroż.
poż.
Kateg.
zagroż.
wybuch.
1,3 6 II Z1
300-550 0.76 7.6 I Z1
Benzyna stanowi mieszaninę węglowodorów nasyconych od C-5 do C-8, natomiast olej
napędowy od C-10 do C-14. Powyższa tabela wskazuje, że produkty otrzymywane z przerobu
ropy naftowej stwarzają duże zagrożenie pożarowo - wybuchowe. Jest to związane
z następującymi właściwościami:
- niską temperaturą wrzenia i zapłonu, wysoką prężnością par oraz dużą lotnością (duże
parowanie), jak również tworzenie mieszanin wybuchowych w dość szerokim zakresie
temperatur,
- znacznie większą gęstością par względem powietrza co powoduje, że pary węglowodorów
gromadzą się przy powierzchni, w zagłębieniach i nie są rozpraszane przez wiatr lub
prądy powietrza,
139

- małą gęstością i praktyczną nie rozpuszczalnością w wodzie co powoduje, że substancje te
gromadzą się na powierzchni wody i mogą być zapłonione,
- zdolnością do nagrzewania w głąb warstwy rozlanej, czemu towarzyszą wykipienia i
wyrzuty płynącej cieczy powodujące rozszerzenie się pożaru,
- wysokim ciepłem spalania co powoduje wysokie natężenia promieniowania cieplnego
w otoczeniu pożaru,
- strefą zagrożenia pożarem lub wybuchem zwykle obejmującą powierzchnię rozlewiska
oraz dodatkowo w promieniu 20-30 metrów od jego granic, w zależności od wielkości
rozlewiska.
7.2. Częstość awarii rurociągów przesyłowych ciekłych substancji ropochodnych
Częstość awarii w zależności od przyczyny uszkodzenia można ocenić w oparciu o dane
statystyczne omówione w rozdziale 2. Poniższe tablice dają przedstawienie syntetyczne takich
danych dotyczących częstość awarii rurociągów
Tabela 7.2. Częstość awarii rurociągów w zależności od przyczyn i grubości ścianki
A. Częstość awarii dla rurociągów benzyny o grubości ścianki od 0 do 5 mm
Przyczyny awarii Występujące uszkodzenie/ 1000 km-rok Procent
Przeciek Otwór Pęknięcie Całość
Uszkodzenie mechaniczne 0.07 0.056 0.017 0.143 19.4
Błędy operacyjne 0.023 0.018 0.006 0.047 6.4
Korozja 0.042 0.033 0.01 0.085 11.5
Zagrożenia naturalne 0.006 0.005 0.002 0.013 1.8
Wpływ zewnętrzny 0.218 0.173 0.054 0.445 60.9
RAZEM 0.359 0.285 0.089 0.773 100
% 49 39 12 --- 100
B. Częstość awarii dla rurociągów benzyny o grubości ścianki od 5 do 10 mm
Przyczyny awarii Występujące uszkodzenie/ 1000 km-rok Procent
Przeciek Otwór Pęknięcie Całość
Uszkodzenie mechaniczne 0.07 0.056 0.017 0.143 34.2
Błędy operacyjne 0.023 0.018 0.006 0.047 11.2
Korozja 0.042 0.033 0.01 0.085 20.2
Zagrożenia naturalne 0.006 0.005 0.002 0.013 3.1
Wpływ zewnętrzny 0.064 0.051 0.016 0.132 31.3
RAZEM 0.206 0.164 0.051 0.42 100
% 49 39 12 --- 100
140

C. Częstość awarii dla rurociągów benzyny o grubości ścianki od 10 do 15 mm
Przyczyny awarii Występujące uszkodzenie/ 1000 km-rok Procent
Przeciek Otwór Pęknięcie Całość
Uszkodzenie mechaniczne 0.07 0.056 0.017 0.143 45.9
Błędy operacyjne 0.023 0.018 0.006 0.047 16.4
Korozja 0.042 0.033 0.01 0.085 29.5
Zagrożenia naturalne 0.006 0.005 0.002 0.013 3.3
Wpływ zewnętrzny 0.007 0.006 0.002 0.015 4.9
RAZEM 0.148 0.118 0.037 0.303 100
% 49 39 12 --- 100
Tabela 7.3. Częstość awarii w zależności od głębokości posadowienia rurociągu
Częstości awarii w zależności od głębokości posadowienia rurociągu
Przyczyny awarii
Głębokość posadowienia rurociągu
0.9m 1.5m 2 m 3 m
Uszkodzenie mechaniczne 0.143 0.143 0.143 0.143
Błędy operacyjne 0.047 0.047 0.047 0.047
Korozja 0.085 0.085 0.085 0.085
Zagrożenia naturalne 0.013 0.013 0.013 0.013
Wpływ zewnętrzny 0.132 0.099 0.066 0.0013
RAZEM 0.42 0.387 0.354 0.289
Powyższe dane dotyczą rurociągów funkcjonujących w krajach UE. Dane te nie zawsze mogą
być w pełni przyjęte dla krajowych warunków z uwagi na rożne warunki środowiskowe oraz
kulturę techniczną, niemniej jednak dają dobrą informację statystyczną, która została
wykorzystana do dalszych analiz.
7.3. Szacowanie prędkości uwolnienia
Na prędkość uwolnienia z rurociągu przenoszącego ciecz mają wpływ następujące
współczynniki:
- rozmiar otworu,
- rodzaj substancji,
- ciśnienie uwolnienia,
- wzniesienie rury.
141

Rozmiar otworu
Dla przedstawienia możliwych dziur w rurociągu przenoszącym ciecz używa się trzech
rozmiarów otworów:
- pęknięcie: opisane jako otwór większy niż ½ średnicy rurociągu;
- otwór średniej wielkości: o średnicy większej niż 10 mm, ale mniejszy niż pęknięcie;
- przeciek: średnica mniejsza, lub równa 10mm.
Rodzaj substancji
Właściwości benzyny przenoszonej rurociągiem wywierają dwa istotne wpływy na prędkość
uwolnienia:
- gęstość benzyny ma wpływ na prędkość przepływu masy;
- skład ma wpływ na potencjał aerozolowania przy uwolnieniu z rurociągu
wysokociśnieniowego.
Skład benzyny, i wobec tego jej gęstość, zmienia się zależnie od pór roku. Dla modelowania
przyjęto gęstość 740 kg/m 3 , ponieważ jest to typowa gęstość benzyny w Wielkiej Brytanii.
Ciśnienie uwolnienia
W rzeczywistości ciśnienie w rurociągu spada wraz ze wzrostem odległości od stacji pomp, i
zależy także od topografii. Jednakże dla ogólnego przypadku, za podstawę przyjęto MDCE
(maksymalne dopuszczalne ciśnienie eksploatacyjne ) rurociągu, ponieważ dało ono rozsądny
szacunek ciśnienia uwolnienia. Wpływ ciśnienia rurociągu na ryzyko został w części
rozpatrzony przez badanie czterech różnych rurociągów przenoszących benzynę, z których
każdy działał przy innym ciśnieniu.
Metodologia
Dla analizy awarii rurociągu na płaskim terenie, można zastosować następującą metodologię:
- Pęknięcia: prędkość uwolnienia będzie w przybliżeniu równa normalnej prędkości
pompowania w trakcie uwolnienia. Dokładna prędkość uwolnienia będzie zależeć od
charakterystyk pomp dla każdego rozważanego systemu – dla potrzeb analizy można
przyjąć 100% normalnego wydatku pompowania.
- Otwory średnich wielkości: dla oszacowania teoretycznej prędkości uwolnienia
z takiego otworu można wykorzystać równanie Bernoulliego. Tak obliczona prędkość
uwolnienia jest przyjmowana jako prędkość uwolnienia, o ile nie przekracza prędkości
pompowania. Jeśli zaś przekracza prędkość pompowania, to ta ostatnia jest
142

przyjmowana za prędkość uwolnienia. Zakłada się, że prędkość uwolnienia jest stała
przez czas trwania uwolnienia.
- Przecieki: prędkość uwolnienia dla przecieków można obliczyć z równania
Bernoulliego i zakłada się, że jest ona stała do czasu wykrycia i zatamowania
przecieku. Przeciek o średnicy 20 mm ma największą prędkość uwolnienia, ale jego
szybkie wykrycie i zatamowanie jest bardziej prawdopodobne, wobec czego
wykorzystana będzie średnica 10 mm.
Wielkość drenażu
Dla określenia wielkości drenażu zakłada się, że jest on wynikiem jedynie efektów
grawitacyjnych (nie uwzględnia się syfonowania) – wtedy można zastosować następujący
algorytm:
(a) Na podstawie danych o elewacji terenu należy znaleźć najwyższy punkt na linii między
miejscem wycieku a najbliżej położonym poniżej zaworem.
(b) Odległość między najwyższym punktem a miejscem wycieku L jest długością rurociągu
dla którego ma miejsce drenaż.
(c) Przez ∆E oznaczamy różnicę w wysokości między najwyższym punktem a miejscem
wycieku.
(d) Zakłada się, że system jest prostą rurą o nachyleniu ∆E/L.
(e) Prędkość wypływu wyznacza się z równania Fanninga:
gdzie:
V – prędkość objętościowa (m/s);
∆P – ciśnienie tarcia (kg/m 2 );
D – średnica wewnętrzna (m);
g = 9.81 m/s 2 ;
f – współczynnik tarcia;
ρ - gęstość (kg/s 2 ).
2
V = ∆Pg
D 2 fLρ
,
(f) Współczynnik tarcia f wyznacza się w funkcji liczby Reynoldsa NRe na podstawie
krzywych dla materiałów korzystając ze wzoru: NRe = DVρ/µ, gdzie µ jest absolutną
lepkością (m/kg x s).
(g) Następnie stosuje się iterację:
•
szacuje się prędkość objętościową,
143

•
•
•
•
wyznacza się liczbę Reynoldsa,
znajduje się współczynnik tarcia,
wyznacza się prędkość objętościową z równania Fanninga,
jeśli uzyska się różną prędkość, to ostatnio wyznaczona jest traktowana jako kolejne
przybliżenie i procedurę rozpoczyna się od początku.
(h) Długość rury trawersującej drenaż wyznacza się jako stosunek objętości drenażu do ilości
cieczy zgromadzonej w 1-metrowym segmencie rury.
(i) Całkowity czas drenażu szacuje się jako długość rury trawersującej drenaż dzieloną przez
prędkość cieczy.
(j) Objętość cieczy w drenażu na czas 2 godzin jest szacowany jako:
Objętość (m 3 /2-hr) = prędkość (m/s) x 7200 (s/2-hr) x 0.0473 (m 3 /m).
Czas odcięcia
Czas odcięcia definiuje się jako czas wymagany do zatrzymania pomp i zakręcenia zaworów
położonych w górę rurociągu. Jest on istotną wielkością, ponieważ jest bezpośrednio
związany z objętością benzyny, która wyciekła.
Czas potrzebny do wyłączenia pomp i zamknięcia zaworów izolacyjnych będzie złożoną
funkcją:
- dokładności systemów wykrywania przecieków
- wielkości przecieku
- lokalizacji przecieku
- współczynników ludzkich, jak czas reakcji, poziomy zarządzania itd.
Górne i dolne szacunki czasu odcięcia przedstawiające kombinację tych współczynników są
podane w tabela 7.4 poniżej. Górne szacunki mogą przedstawiać systemu mniej dokładnie
wykrywające przecieki, podczas gdy dolne granice przedstawiają najdokładniejsze systemy.
Tabela 7.4. Czasy odcięcia
Wielkość uwolnienia Górna granica Dolna granica
Przeciek Wykrycie 20 min.
Odcięcie 3 godz.
Razem 3 godz. 20 min.
Otwór Wykrycie 5 min.
Odcięcie 20 min.
Razem 25 min.
Pęknięcie Wykrycie 5 min.
Odcięcie 20 min.
Razem 25 min.
144
Wykrycie 5 min.
Odcięcie 30min.
Razem 35 min.
Wykrycie 1 min.
Odcięcie 5 min.
Razem 6 min.
Wykrycie 1 min.
Odcięcie 5 min.
Razem 6 min.

7.4. Wielkość wycieku
W oszacowaniu wielkości dziury należy wziąć pod uwagę własności materiału oraz możliwe
mechanizmy tworzenia się dziury. Zwykle jednak nie wprowadza się korelacyjnych
zależności między wielkością wycieku a mechanizmem uszkodzenia – stosuje się podejście
konserwatywne tzn. zakłada się najgorszy przypadek: pęknięcie rurociągu z wielkością dziury
równą średnicy rury.
Zawory mogą być albo kontrolowane manualnie albo zdalnie. Manualne są zazwyczaj
usytuowane w miejscach łatwo dostępnych. Zwykle zakłada się, że trzeba około 2 godzin na
reakcję w przypadku zagrożenia. Istotna jest też sama lokalizacja zaworów – winny być one
umieszczone w pobliżu stref chronionych.
W modelowaniu wielkości wycieku należy uwzględnić parametry niezawodnościowe
elementów rurociągu – zwłaszcza zaworów oraz pomp. W tym celu określa się zwykle
prawdopodobieństwo wystąpienia usterki w okresie jednego roku.
W wyniku awarii wypływ następuje w dwóch fazach:
• faza ciśnieniowa, pod wpływem ciśnienia pompy do momentu wyłączenia pompy i
zamknięcia zaworów,
• faza drenażu czyli opróżniania rurociągu, pod wpływem wysokości słupa
hydrostatycznego.
Każda z tych faz zawiera się w określonym czasie, który jest czasem wypływu benzyny do
otoczenia.
7.5. Scenariusze awaryjne
Na rysunku 7.1. przedstawiono schematy powstawania scenariuszy awaryjnych.
145

Awaria rurociągu
(pęknięcie, przeciek)
Wyciek do gruntu Wyciek na wodzie
Czy
występuje
zapłon?
Czy
grunt jest
przepuszczalny?
TAK
Czy paliwo
osiąga poziom
wód gruntowych?
TAK
Czy
istnieje połączenie
między systemem
wód podziemnych
a wodami
gruntowymi?
TAK
Zanieczyszczenie
wód podziemnych
TAK
NIE
NIE
NIE
Efekty fizyczne
Pożar powierzchniowy
Pożar błyskawiczny
Wybuch przestrzenny
Pożar na wodzie
Rozlewisko na
powierzchni gruntu
i spływ do wód
powierzchniowych
Skażenie
gruntu paliwem
Zanieczyszczenie
wód gruntowych
TAK
Czy
występuje
zapłon?
NIE
Utworzenie rozlewiska
na wodzie i transport
rozlewiska z przepływającą
wodą
Rys. 7.1. Ogólny schemat powstawania efektów fizycznych wskutek awarii rurociągu
Scenariusze te można podzielić na dwie podstawowe grupy:
1. scenariusze prowadzące do pożarów i wybuchów;
2. scenariusze prowadzące do skażenia środowiska (wody powierzchniowe, wody
gruntowe, gleby).
Wprowadzając niezbędne dane liczbowe określające prawdopodobieństwo występowania
poszczególnych warunków środowiskowych oraz stosując zasady ilościowej analizy drzewa
146

zdarzeń, można uzyskać prawdopodobieństwa występowania poszczególnych scenariuszy.
Poniższe diagramy pozwalają obliczyć takie prawdopodobieństwa.
7.6. Pożary i wybuchy
W przypadku pożarów i wybuchów należy rozpatrzyć trzy możliwości:
- pożar rozlewiska: pożar cieczy, która uformowała pole rozlewiska,
- pożar błyskawiczny (pożar chmury pary): palenie się gazu lub mieszaniny par
z powietrzem w taki sposób, że nie generuje się nadciśnienie,
- wybuch chmury pary: wybuch spowodowany takim zapłonem chmury pary, po którym
szybko przemieszczające się płomienie spowodują nadciśnienie.
Prawdopodobieństwo wybuchu rurociągu z produktami ropopochodnymi nie jest duże nawet
w przypadku dużego wycieku. W danych DoT (Department of Transport USA) dotychczas
zarejestrowano jedno takie zdarzenie. Natomiast szacuje się, że w 4 do 6% wycieków pojawi
się ogień.
Maksymalną odległość pożaru chmury pary można oszacować jako 1.4 % objętości chmury
w powietrzu.
Przy rozlewiskach używa się dwóch wielkości granicznych: promieniowanie cieplne o
wartości 1 kW/m 2 – nie powoduje zranień, zaś wartość 4 kW/m 2 reprezentuje wielkość
powodującą ból w przypadku 45 sekundowej ekspozycji.
Dobrze jest posługiwać się też modelami obliczeniowymi do oszacowania odległości
dotkniętych pożarem spowodowanym wyciekiem benzyny. Istnieje szereg kodów
obliczeniowych – przykłady można znaleźć w opracowaniu M.Borysiewicz, A.Furtek,
S.Potempski [1].
Dwoma szczególnie niebezpiecznymi zagrożeniami, które mogą zostać spowodowane przez
pęknięcie rury transportującej palne substancje to pożar lub wybuch otwartego obłoku
gazowego. Jeżeli nastąpi przerwanie rurociągu i zapłon ulatniającego się gazu tak, że
w powietrze wystrzeliwuje płomień, należy rozważyć ciepło pochodzące z tego płomienia.
W wielu przypadkach zagrożenie jest małe, lecz nie zawsze tak musi być.
147

Jednakże większe zagrożenie pochodzi od wybuchu otwartego obłoku gazowego
spowodowanego przez uwolnienie gazu lub cieczy z rurociągu. Zagrożenie to jest szczególnie
stwarzane przez propan, który jest jedną z głównych palnych cieczy transportowanych
rurociągami. Jeżeli ciekły propan o temperaturze 16 o C zostanie uwolniony do atmosfery ok.
33% odparowuje, a temperatura pozostałej cieczy spada do –42 o C.
Poważny wybuch otwartego obłoku gazu miał miejsce w Port Hudson w 1970r. Około 750
bbl (baryłek) propanu zostało uwolnione w wyniku przerwania rurociągu i spowodowało
wybuch równoważny wybuchowi 50 ton TNT.
Prędkości emisji dla pękniętego rurociągu LNG (ciekły gaz ziemny) można oszacować
w sposób następujący. Małe otwory, przez które maksymalna prędkość emisji cieczy byłaby
mniejsza niż 100 kg/s (przybliżona maksymalna prędkość nadawana przez pompę),
uwalniałyby LNG jako ciecz. Otwory, dla których prędkość byłaby większa, początkowo
tworzyłyby przepływ cieczy, po którym następowałby dwufazowy przepływ dławiony, gdy
ciśnienie spadłoby lokalnie do ciśnienia nasyconego gazu. Dla tego niższego przepływu,
ciśnienie znowu wzrosłoby powodując odwrócenie przepływu. Później nastąpiłaby oscylacja
między przepływem cieczy i przepływem dwufazowym. Dla uproszczenia można założyć, że
przepływ przez średni otwór wynosi 100 kg/s. Największe otwory zdolne byłyby do
utworzenia przepływu ponad 100 kg/s dla przepływu dwufazowego. Dla ostatniego
przypadku przepływ dla uwolnienia dwufazowego obliczono jako średnią geometryczną
przepływów czystej cieczy i czystego gazu.
Te szacunki można wykonać dla pierwszych 5 minut po pęknięciu - po tym czasie pompy
zostałyby wyłączone. Warunki po upływie 5 minut nie bada się, ponieważ zwykle przeciek
osiągnie fazę krytyczną (pod kątem zapłonu) w czasie mniejszym niż 5 minut.
Dyspersja obłoku gazu od rurociągu może zostać obliczona zakładając, że gaz jest neutralny i
pływalny, przy użyciu równań Pasquilla. Ewentualnie do rozważenia jest także wpływ
możliwego zachowania gazu ciężkiego, ale przy obecnym stanie wiedzy nie jest
nierozsądnym założenie, że większe porywanie powietrza w przybliżeniu rekompensuje efekt
opadania.
Rozprzestrzenianie się rozlewisk
Obecnie istnieje wiele metod do obliczeń wielkości rozlewiska i ich pożarów, np.
półempiryczna metoda Mudana czy też zestaw programów SuperChems do obliczeń skutków.
Należy również tu wymienić modele omówione w monografii [1].
148

Podejście zastosowane w SuperChems pozwala na uwzględnieniu przenikania do gleby i
parowania w wyniku napromieniowania słonecznego. Zakłada się ponadto, że przed
zapłonem rozlewisko osiąga maksymalnie równowagową średnicę. Średnica ta zależy od
prędkości uwalniania i przenikalności gleby. Można przyjąć, że średnia wartość
przenikalności gleby jest 10 -12 m 2 a w przypadku gleb o małej przepuszczalności np. glina
można przyjąć 10 -16 m 2 .
Czas odcięcia uszkodzonego odcinka rurociągu nie ma większego znaczenia, ponieważ dla
gleby o średnich własnościach maksymalna wielkość równowagowa rozlewiska jest osiągalna
w ciągu kilku minut w wyniku przesiąkania do gruntu (np. około 6 minut w przypadku
uwolnienia 100 kg/s). Rozlewiska na glinie jednak nie są tak szybko absorbowane i mogą
teoretycznie rozprzestrzeniać się przez wiele godzin. W takiej sytuacji czas odcięcia rurociągu
od uszkodzonego odcinka rurociągu może być znaczącym czynnikiem w oszacowaniu
maksymalnej wielkości rozlewiska. Utworzenie takiego dużego rozlewiska wymagałoby
dużego obszaru bez przeszkód bez pęknięć, szczelin, drenaży lub wgłębień w kraterze
wytworzonym w wyniku uszkodzenia rurociągu. Utworzenie się tak wielkich rozlewisk jest
nadzwyczaj mało prawdopodobne. W związku z tym można przyjąć, że w większości
przypadków średnica rozlewiska jest 100 m.
Kształt palącego się rozlewiska
W przypadku natychmiastowego zapłonu powstanie pożar rozlewiska, który osiągnie
maksymalny rozmiar gdy prędkość spalania będzie równa prędkości uwolnienia benzyny
z rurociągu. Dla oszacowania średnicy takiego rozlewiska można zastosować formułę
Mudana w następującej postaci:
gdzie:
D
max =
mr - prędkość masowa uwolnienia benzyny [kg/s]
2
m
r
πm
mf - prędkość masowa spalania benzyny na jednostkę powierzchni [kg/m 2 /s]
Następującą formułę wyprowadzoną przez Thomasa można zastosować do obliczenia
wysokości płomienia.
149
f

gdzie:
ρa - gęstość powietrza (1.206 kg/m 3 )
L = 43D
g - przyspieszenie ziemskie (9.81 m/s 2 )
max
⎡
⎢
⎢⎣
m
( ρ gD )
Do obliczeń pożarów rozlewisk cieczy palnych oraz do obliczeń innych możliwych pożarów
i wybuchów związanych z uwolnieniami takich cieczy oraz do oszacowania skutków tych
a
f
max
⎤
⎥
⎥⎦
0.
61
zdarzeń mają zastosowanie metodyki przytoczone w Dodatku 2.
Przykładowe wyniki obliczeń pożarów
Przykładowe wyniki rozlewisk powierzchniowych w przypadku natychmiastowego i
opóźnionego zapłonu przy prędkości wiatru równej zero podają tabele poniżej. Inne
prędkości wiatru powinny być uwzględnione w obliczeniach rzeczywistych sytuacji,
ponieważ zwiększy to lub zmniejszy wielkość zagrożeń w dominujących kierunkach wiatru.
Przedstawione poniżej wyniki nie uwzględniają efektów ochronnych związanych
z budynkami i działaniami mającymi na celu zmniejszenie wielkości ryzyka.
Tabela 7.5. Pożar rozlewiska benzyny – natychmiastowy zapłon
Wielkość otworu Prędkość
wypływu
(kg/s)
Maksymalna
wielkość
rozlewiska (m)
Długość
płomienia
(m)
Promień
strefy o
natężeniu
10 kw/m 2
(m)
406 mm 205 68.9 60 91.2
324 mm 164 62 56 83
219 mm 100 48 47 67
168 mm 30 26 31 40
10 mm 5.3 11 17 19
150

Tabela 7.6. Pożar rozlewiska benzyny – opóźniony zapłon
Wielkość otworu Typ
gleby
406 mm Średnia
Glina
324 mm Średnia
Glina
219 mm Średnia
Glina
168 mm Średnia
10 mm Średnia
Glina
205
205
Prędkość
wypływu
(kg/s)
Wielkość
rozlewiska
(m)
100
100
Długość
płomienia
(m)
78
78
Promień
strefy o
natężeniu
10kw/m 2 (m)
126
126
164 100 78 126
100
100
85
100
70
78
30 46 46 65
53
53
Prawdopodobieństwa zapłonu rozlewiska
19
73
25
63
110 126
Skutki pożarowo - wybuchowe zależą od wystąpienia źródła zapłonu określanego przez
prawdopodobieństwo jego występowania. Wartości tego prawdopodobieństwa, zgodnie
z szczegółowymi badaniami Departamentu Transportu (DoT) USA, przyjęte również
w analizach zagrożeń od rurociągów benzyny w Wielkiej Brytanii są przedstawione w tabeli
7.7.
Tabela 7.7. Prawdopodobieństwo występowania źródeł zapłonu.
Rodzaj zapłonu
Poza miastem /
Tereny miejskie
Poza miastem /
Tereny miejskie
30
96
Poza miastem /
Tereny miejskie
Pęknięcie Przeciek -duży otwór Przeciek- mały otwór
Natychmiastowy 1.55 % / 3.1% 1.55 % / 3.1% 0.31% / 0.62%
Opóźniony 1.55% / 3.1 % 1.55% / 3.1 % 0.31% / 0.62
Razem 3.1% / 6,2% 3.1% / 6,2% 0.62% 1.24%
Jak wynika z powyższych danych, prawdopodobieństwa wystąpienia zapłonu zarówno dla
pęknięć i przecieków są bardzo małe i wynoszą od od 0.3 do 3 %. Wyższe wartości notuje się
dla terenów miejskich lub zamieszkałych przez większe skupiska ludzi.
Prawdopodobieństwa scenariuszy awaryjnych
Przykładowe drzewa zdarzeń dla wypływów benzyny tworzących rozlewiska są
przedstawione na rysunkach poniżej. Podano tam również prawdopodobieństwa różnych
scenariuszy generowanych przez te drzewa.
151

Wyciek Natychmiastowy
zapłon
Tak
0.016
Nie
0.984
Opóźniony zapłon Skutki
Tak
0.016
Nie
0.984
Pożar rozlewiska
0.016
Pożar rozlewiska
0.016
Rozlewisko nie zapalone
0.968
Rys. 7.2. Drzewo zdarzeń dla rozerwania rurociągu i otworów średnich wielkości (obszary
wiejskie)
Wyciek Natychmiastowy
zapłon
Tak
0.003
Nie
0.997
Opóźniony zapłon Skutki
Tak
0.003
Nie
0.997
Pożar rozlewiska
0.003
Pożar rozlewiska
0.003
Rozlewisko nie zapalone
0.994
Rys. 7.3. Drzewo zdarzeń dla wycieków (obszary wiejskie)
152

Wyciek Natychmiastowy
zapłon
Tak
0.031
Nie
0.969
Opóźniony zapłon Skutki
Tak
0.031
Nie
0.969
Pożar rozlewiska
0.031
Pożar rozlewiska
0.030
Rozlewisko nie zapalone
0.939
Rys. 7.4. Drzewo zdarzeń dla rozerwania rurociągu i otworów średnich wielkości (obszary
miejskie)
Wyciek Natychmiastowy
zapłon
Tak
0.006
Nie
0.994
Opóźniony zapłon Skutki
Tak
0.006
Nie
0.994
Pożar rozlewiska
0.006
Pożar rozlewiska
0.006
Rozlewisko nie zapalone
0.988
Rys. 7.5. Drzewo zdarzeń dla wycieków (obszary miejskie)
7.7. Zagrożenia środowiska
Uwolnienia paliw węglowodorowych z rurociągów mogą wywoływać różnorodne skutki
pierwotne dla:
- bezpieczeństwa i zdrowia ludzi,
- zasobów wód podziemnych,
153

- życia biologicznego w wodzie i na ziemi,
- wód powierzchniowych,
- gleby i geologii,
- wykorzystania areałów rolniczych itd.
Oprócz tego mogą wystąpić skutki wtórne, np. poprzez skażenie wód podziemnych następuje
oddziaływanie na jakość wody do celów rolniczych i hodowli bydła, dostarczania wody
pitnej, wody rekreacyjnej etc..
Negatywne skutki związane z awarią rurociągu funkcjonowaniem rurociągu prowadzą do
uwolnień paliwa do otoczenia. Można je kategoryzować w postaci :
- przecieki na rurociągu,
- pęknięcia rurociągu,
- przeciek lub pęknięcie oraz zapłon.
W przypadku uwolnienia typu "pęknięcia" następuje wylew ciśnieniowy całym przekrojem
rurociągu, może dojść do uwolnienia od kilku do kilku tysięcy m 3 . W takim przypadku
następuje raptowna zmiana parametrów tłoczenia zauważalnych na stacji pomp, a mianowicie
takich jak:
- spadek ciśnienia na wejściu do stacji,
- spadek ciśnienia podporowego na stacji znajdującej się za uszkodzeniem,
- raptowny wzrost przepływu na odcinku rurociągu przed uszkodzeniem,
- raptowny spadek przepływu przed uszkodzeniem.
Przeciek to wypływ z rurociągu mniejszym przekrojem. Wielkość tego przekroju jest różna i
zwykle do celów modelowania przyjmuje się wartości od 0.01 do 0.1 pola poprzecznego rury.
W takim przypadku dochodzi zwykle do uwolnienia typu "spray" tj. paliwo jest wyrzucane ze
znaczną prędkością, wytryskując na powierzchnię ziemi. Jeśli nie występują inne przeszkody
terenowe lub środowiskowe to zasięg rozprysku paliwa może być dość znaczny. Dane
historyczne dotyczące awarii rurociągów wskazują, że zjawisko uwolnienia "spray"
występuje przy pewnej krytycznej wielkości otworu i zasięg rozprysku będzie zależał od tego
czy powstały otwór jest większy lub mniejszy od tej krytycznej wartości.
W przypadku średniego przecieku zmiany parametrów tłoczenia zauważalnych na stacji pomp
są mniej dostrzegalne a w przypadku bardzo małego przecieku, np. wskutek korozji, mogą
być w ogóle nie zauważone na sterowni.
154

7.7.1. Skutki środowiskowe związane z uwolnieniami benzyny i oleju
napędowego
Potencjalne skutki związane z uwolnieniami benzyny i oleju są podobne, jednakże nie
identyczne. Związane jest to z różnicami w składzie chemicznym i fizyczną naturą tych
substancji. Ponadto transport tych substancji w wodach podziemnych jest różny, który zależy
od typu zbiornika wodnego i różnic we właściwościach chemicznych i fizycznych.
Duży procent ciężkich związków organicznych i wysoka lepkość oleju będzie ograniczać
granice rozlewów. Benzyna zawierająca większy procent lekkich jedno-aromatycznych
węglowodorów będzie więc posiadać tendencje do parowania w powietrzu i rozpuszczania się
w wodzie przy wyższych wypływach i stężeniach. Uwolnienie benzyny będzie dawać
gwałtownie rozprzestrzeniające się rozlewisko wskutek niskiej lepkości i wysokiej
rozpuszczalności. W czasie uwolnienia rozpływ poziomy jest bardziej spotykany aniżeli
pionowy.
7.7.2. Modelowanie skażeń w ośrodkach wodnych – charakterystyka ogólna
Modele transportu skażeń niezależnie od szczegółowości opisu zjawisk przestrzennych
wykorzystują:
- model przepływowy, opisujący dynamikę przepływu wody, zawiesiny w wodzie i
zjawisk przy dnie oraz,
- model losu substancji chemicznych w różnych fazach procesów przepływu.
Model przepływu musi w ogólności opisywać następujące procesy:
- cyrkulacje wiatru i cyrkulacje wywołane przez prądy wpływające i wypływające,
- transport turbulentny,
- transport zawiesin,
- sedymentację, ponowne pozostawanie zawiesin i erozji,
- propagację fal wywołanych przez wiatr,
- fale wywołane przez cyrkulacje przybrzeżne,
- dynamikę zmian temperatury i nawarstwianie gęstościowe.
Dla ocen długoczasowych należy również wziąć pod uwagę procesy parowania i opady
atmosferyczne, a także ubytki wody na potrzeby irygacyjne, przemysłowe oraz komunalne.
155

Następujące procesy decydują o losie substancji chemicznych w środowisku wodnym:
- transport rozpuszczonych w wodzie substancji w wyniku przepływu wody w rzekach i
zbiornikach wodnych,
- transport skażonych cząstek (skażenia zaabsorbowane przez cząstki zawieszonego osadu),
- procesy transportu skażeń w osadach dennych,
- procesy transformacji skażeń obejmujące: procesy fizyczne takie jak sorpcja
hydrofoliczna, powolne parowanie, utlenianie się; procesy chemiczne takie jak: jonizacja,
rozpuszczanie, hydroliza, fotoliza, utlenianie i redukcja oraz procesy biologiczne takie jak
biodegradacja i biokoncentracja,
- przenoszenie skażeń przez biota.
Transportowi skażeń, związanym z przepływem wody (procesy adwekcji), towarzyszą
procesy dyspersji turbulentnej. Skażenia mogą oddziaływać zarówno z zawiesiną wodną jak
również z osadem dennym. Przejścia skażeń pomiędzy wodą a zawiesiną wodną są
opisywane przez procesy adsorpcji-desorpcji. Sorpcja jest wiązaniem rozpuszczonych
chemikaliów przez fazę stałą taką jak osad zawieszony, materiał biologiczny, a także przez
rozpuszczone lub koloidalne organiczne (nieorganiczne) materiały. Sorpcja jest ważna
zarówno dla kontroli losu i toksyczności chemikaliów. Sorpcja może powodować to, że
chemikalia będą koncentrować się w osadach dennych lub florze i faunie wodnej. Transfer
skażeń pomiędzy wodą rzeki a górnymi warstwami osadów dennych odbywa się w wyniku
procesów sorpcji i dyspersji. Osadzanie się skażonych osadów zawieszonych i erozja dna są
także ważnymi drogami wymiany masy.
Różne procesy fizykochemiczne, chemiczne i biologiczne wpływają na transport i los
organicznych substancji chemicznych w środowisku wodnym. Procesy te zostaną opisane
dalej, w skrócie.
Wolne parowanie powoduje przejście chemikaliów poprzez powierzchnię granicy woda-
powietrze w wyniku dążenia do równowagi pomiędzy stężeniem substancji rozpuszczonych
w wodzie a stężeniem substancji w fazie gazowej.
Utlenianie organicznych substancji chemicznych w systemach wodnych może być skutkiem
oddziaływań między wolnymi rodnikami i tych substancji. Wolne rodniki mogą być
utworzone w wyniku reakcji fotochemicznych.
156

Hydroliza jest głównym mechanizmem degradacji wielu toksycznych substancji
organicznych. Hydroliza jest reakcją, w której następuje rozpad wiązania chemicznego
substancji i utworzenie nowego wiązania z wodorem lub grupą hydroksylową cząsteczki
wody.
Fotoliza jest transformacją lub degradacją związku chemicznego w wyniku absorpcji energii
światła. Proces ten jest funkcją ilości i rozkłada długość fali padającego światła przez związek
chemiczny, a także efektywności z jaką zaabsorbowane światło generuje reakcje chemiczne.
Biodegradacja jest procesem rozpadu związku chemicznego pod wpływem enzymów
produkowanych przez bakterie, pośredniczących w tym procesie systemu wód
powierzchniowych. Biodegradacja obejmuje szeroki zakres złożonego oddziaływania
enzymatycznego organizmów na organiczne substancje chemiczne.
Modele matematyczne transportu substancji chemicznych w systemach wodnych mogą być
zastosowane dla uzyskania informacji o stężeniu tych substancji w funkcji czasu i położenia
po powstaniu ich rozlewiska.
Takie modele mogą być stosowane zarówno do obliczeń krótko-czasowych na potrzeby akcji
ratowniczych, a także do oszacowania czasu odnowy skażonego ekosystemu przy różnych
strategiach działań zaradczych.
Obliczenia transportu skażeń można prowadzić w oparciu o modele o różnym stopniu
zaawansowania w odniesieniu do opisu zjawisk i stosowanych metod numerycznych.
Wszystkie te modele wywodzą się z równania zachowania masy substancji chemicznej, które
możemy zapisać w postaci:
gdzie:
t - czas;
∂ C ∂ ∂ ∂ ∂ ∂C
∂ ∂C
∂ ∂C
⎛ ∂C
⎞
+ (UC) + (VC) + (WC) = (Dx
) + (Dy
) + (Dz
) + ⎜ ⎟ + S ,
∂t
∂x
∂y
∂z
∂x
∂x
∂x
∂x
∂x
∂x
⎝ ∂t
⎠
x, y, z - współrzędne położenia;
C - stężenie substancji chemicznej;
U - składowe prędkości w kierunku x;
157
r

V - składowe prędkości w kierunku y;
W - składowe prędkości w kierunku z;
Dx, Dy, Dz, - współczynniki wymiany (dyspersji);
⎛ ∂C
⎞
⎜ ⎟⎠
⎝ ∂t
r
- człon opisujący reakcje chemiczne;
S - człon źródła i pochłonięcia substancji chemicznej.
Powyższe równanie może być rozwiązane dla wszystkich postaci jakie może przyjąć
substancja chemiczna (rozpuszczona w wodzie, w postaci cząstek, przyswojonej przez biota,
itp.). Człon reakcji opisuje chemiczne, fizykochemiczne i biologiczne transformacje jakim
może podlegać analizowana substancja w systemie wodnym.
W dalszym ciągu dokonamy przeglądu modeli i metod stosowanych aktualnie dla obliczenia
transportu skażeń w ośrodkach wodnych.
Opis matematyczny wszystkich procesów może być ujęty w odpowiedniej postaci równań
kinetycznych, opartych o zasadę zachowania masy. Prowadzi to do równań różniczkowych
wiążących z sobą zmiany masy każdej z substancji chemicznych uczestniczących w procesie
transformacji. Taki zbiór równań wraz ze zmiennością prędkości zachodzących procesów
pozwala wyznaczyć prędkość zachodzącej reakcji dla całego zakresu warunków
środowiskowych w istniejących systemach wodnych. Głównymi czynnikami wpływającymi
na prędkość reakcji to temperatura, ciśnienie, intensywność światła, pH, naturalne składniki
wód, itd.
Porównanie prędkości reakcji (i/lub czasów charakterystycznych) pozwala ocenić względną
wagę poszczególnych procesów, którym podlegają substancje skażające środowisko wodne.
Człon reakcji chemicznych w odpowiada sumie takich najważniejszych procesów
zachodzących w ekosystemie wód powierzchniowych.
Chemikalia mogą być także związane przez cząsteczki materiałów znajdujących się
w systemach wodnych. Osad zawieszony często pełni funkcję nośnika substancji skażających
te systemy. Ilość substancji skażonej, która może być w ten sposób przenoszona przez osad,
zależy w istotny sposób od stężenia osadu zawieszonego, zawartości substancji organicznych,
charakterystyk granulometrycznych osadu oraz powinowactwa chemicznego substancji
158

skażającej do osadu. Procesy sedymentacji i erozji dennej odgrywają istotną rolę
w samooczyszczaniu się przepływu i wtórnych skażeń.
W zagadnieniach stacjonarnych wydatek sedymentacyjny najczęściej oblicza się z użyciem
formuł empirycznych i półempirycznych, wiążących wielkość tego wydatku z parametrami
charakteryzującymi osad, prędkość przepływu. Przekroje przepływu, napięć ścierających
działających na dno. W wypadku osadów kohezyjnych (ił i glina) także kohezyjne
powiązania pomiędzy cząstkami powinny być brane pod uwagę. Zmienność strumienia i
parametrów osadów sprawiła, że obecnie w zastosowaniach praktycznych stosowanych jest
wiele różnych formuł. Analizy walidacyjne pokazały, że formuły opracowane przez Ackersa i
White'a, Engelunda i Hansena oraz Rijna dają najbardziej zadawalające wyniki w wypadku
osadów niekohezyjnych w szerokim zakresie wielkości przepływów i warunków
sedymentacyjnych. Jednak najlepsze rezultaty uzyskuje się przez dopasowanie formuł
empirycznych dla badanych rodzajów wód.
Równania transportu osadu opierają się na zasadzie zachowania masy (równanie adwekcyjno-
dyspersyjne, gdzie człon absorpcyjno-źródłowy opisuje procesy sedymentacyjne i ponownego
tworzenia zawiesiny) i równaniu deformacji dna (równanie Exnera). Najważniejszym
zagadnieniem modelowania jest parametryzacja prędkości sedymentacji i ponownego
tworzenia zawiesiny. W ogólności prędkość ta jest funkcją różnicy pomiędzy aktualnym a
równowagowym stężeniem osadu zawiesinowego. Zwykle autorzy modeli transportu osadu
zawiesinowego podają formuły obliczeń stężenia równowagowego tego osadu.
Modelowanie dyspersji toksycznych chemicznych związków organicznych w ośrodkach
wodnych jest także częścią szerszej grupy zagadnień związanych z modelowaniem jakości
wody, łącznie z oszacowaniem procesów przepływowych i transportu wymuszonego przez te
procesy. W związku z tym odpowiednia klasa modeli ze względu na wielkość skali
uśrednienia może być zastosowana w wypadku modelowania jakości wód. Matematyczne
modele opisujące transport elementów wpływających na jakość wód w rzekach, jeziorach i
zbiornikach wodnych mogą być klasyfikowane na dwa różne sposoby: (1) sposób
uśrednienia, ze względu na zmienne przestrzenne i (2) sposób opisu transformacji skażeń.
159

Uśrednienie po całych elementach środowiska prowadzi do modeli zero-wymiarowych (o
najniższej rozdzielczości przestrzennej). Modele te traktują cały obszar wody i osadu jako
oddzielne jednorodne elementy środowiska.
Uśrednienie po przekroju przepływu najczęściej stosowane są w modelach kanałów i wąskich
zbiorników wodnych. Te jednograniczne modele sprowadzają się do modeli zero-
wymiarowych w wypadku przepływów stacjonarnych (przepływ tłokowy).
Modele jakości wód jezior i zbiorników wodnych wymagają najczęściej zastosowania modeli
dwu i trój-wymiarowych dla właściwego opisu przestrzennej niejednorodności obszarów
wodnych.
Modele dwuwymiarowe (zmienność wraz z głębokością i wzdłuż średniego kierunku
przepływu) są stosowane do opisu prądu wody, zawieszonego osadu i transportu skażeń w
wypadku znacznej zmienności zjawisk wraz z głębokością. Natomiast modele
dwuwymiarowe otrzymane w wyniku uśrednienia równań wyjściowych po zmiennej
głębokości opisują przepływy i transport skażeń w płytkich jeziorach, zbiornikach wodnych i
obszarach objętych powodzią.
Najdokładniejszymi modelami, ze względu na opis zależności przestrzennych, są modele
trójwymiarowe, gdzie podstawowymi przybliżeniami są uśrednienia w skali siatek
przestrzennych stosowanych w algorytmach numerycznych rozwiązywania równań tych
modeli.
Modele jezior, zbiorników i rzek są zazwyczaj klasyfikowane ze względu na stopień
uśrednienia przestrzennego (wymiar modelu oraz opis procesów transformacji związków
chemicznych).
Bardziej szczegółowy opis modeli oraz dostępnych programów komputerowych można
znaleźć w monografii [1].
7.7.3. Przepływy w rzekach
Naprężenia styczne strumienia wzdłuż dna i brzegów rzeki są zwykle głównym źródłem
turbulencji. Wobec tego mieszanie i dyspersja powodowane przez wzajemne oddziaływanie
160

między naprężeniami stycznymi i turbulencją może przesuwać znaczne ilości ropy pod
powierzchnię wody. Reżimy rzeczne zdominowane przez naprężenia boczne dążą do
tworzenia rozmieszczeń rozlewisk o wyższych stężeniach ropy pod powierzchnią wody, niż
w przypadku rozlewisk morskich.
Przepływy zdominowane przez naprężenia styczne powodują kolejny skutek
charakterystyczny dla rozlewisk rzecznych. Niższe prędkości wzdłuż brzegów i przy dnie
rzeki wskazują, że powierzchnia rzeki i jej środek poruszają się szybciej w dół strumienia, niż
przepływ na jej granicach. Wobec tego, mieszanie powoduje ciągłą wymianę wody i
zanieczyszczeń między wolniejszymi regionami przybrzeżnymi i szybszymi, środkowymi
obszarami rzeki, co spowoduje rozmycie rozkładu stężenia skażeń wzdłuż osi przepływu. Co
więcej, niektóre plamy zanieczyszczeń będą wypływać poza główny nurt, zwalniać, po czym
powracać do głównego nurtu, trochę poniżej swojego początkowego położenia. Ta różnica
w prędkości prądu jest zwykle głównym mechanizmem mieszania wydłużającym obszar
zajęty przez zanieczyszczenie gdy spływa w dół rzeki. Procesy takie kontroluje kształt i
rozmiar tego obszaru zanieczyszczonego oraz odległość, na jakiej stężenie zanieczyszczenia
pozostanie powyżej pewnego zadanego poziomu.
Drugim skutkiem przepływu zdominowanego przez naprężenia styczne jest fakt, że o ile
przednia granica rozlewiska zanieczyszczenia może się przemieszczać, jako względnie
zaostrzone czoło (z prędkością prądu, po środku rzeki lub kanału), to tylna granica rozlewiska
ciągle się miesza i rozmywa. Wobec tego prawdziwy kształt rozlewiska zanieczyszczenia
będzie przypominał kometę, tj. będzie miał wyraźny początek i rozmyty ogon.
Przechwytywanie przez „martwe punkty” rzeki jest dodatkowym zjawiskiem specyficznym
dla rozlewisk na powierzchni rzek. Z praktycznego punktu widzenia oznacza to, że chociaż
mogłoby być możliwe przewidzenie przybycie początku rozlewiska do punktu ujęcia wody
położonego w dole rzeki, trudniejsze będzie oszacowanie kiedy zagrożenie minie, ponieważ
wolniejsze obszary rzeki ciągle dostarczają zanieczyszczenie do głównego strumienia, nawet
po przejściu czoła „komety”. Na przykład, czas przybycia (ważny dla podjęcia decyzji o
odcięciu poboru wody) może być oszacowany o wartości prędkości liniowej nurtu,
wyznaczonej przez proste dzielenie wydatku objętościowego rzeki przez powierzchnię
przekroju poprzecznego części zwilżanej koryta. Jednakże ta metoda nie powie nic na temat
rozkładzie stężeń zanieczyszczeń w określonym obszarze, ani nie będzie w stanie określić
kiedy będzie bezpieczne ponowne otwarcie poboru wody.
161

Mieszanie
7.7.4. Specjalne problemy związane z modelowaniem rozlewisk
W pewnym sensie „trajektoria” rozlewiska jest określona przez przemieszczanie się środka
jego masy. To, że rozlewisko nie pozostaje w tym samym kształcie na powierzchni jest
wynikiem turbulentne mieszanie. Określenie współczynników dyfuzji turbulentnej, lub
dyspersji w naturalnych akwenach wodnych, może być poważnym przedsięwzięciem.
Modelarze i użytkownicy modeli muszą zawsze być świadomi niepewności w wyznaczeniu
tych parametrów. W przypadku braku danych eksperymentalnych, co jest częstym
przypadkiem, rezultaty obliczeń pewnych trajektorii (użyte w ogólnym znaczeniu) są bliższe
retrogenozie, niż prognozie. Często, najlepszym sposobem pozbycia się tego problemu, jest
dokonywanie kalibracji modelu podczas jego działania, korzystając z bieżących obserwacji.
Przy przepływie przez proste kanały, współczynniki mieszania poziomego i pionowego mogą
być określone dość dobrze w oparciu o hydrauliczne właściwości kanału. Dokładność jest
trochę mniejsza dla kanałów prostych, o nieregularnych bokach. Turbulentne mieszanie
poprzeczne w rzekach aluwialnych, które charakteryzują meandry i ostre zakręty jest znacznie
większe niż dla kanałów. W dużym przybliżeniu można przyjąć, że w tym przypadku
mieszania poprzeczne jest sześć razy większy niż dla prostego kanału. W ogólności mieszanie
poprzeczne silnie zależy od rozważonego przypadku i powinno być określone tylko poprzez
bezpośrednią obserwację.
W jeziorach turbulencje, które mieszają rozlewiska ropy są raczej wywoływane na
powierzchni przez wiatry, niż przez przepływy na dnie i przy brzegach. Praktycznym
skutkiem tego faktu jest to, że w tej sytuacji nie można wykorzystać bezpośrednio przyjętych
podejść wywodzących się z praktyki inżynierii hydraulicznej. Obecnie, najpopularniejszą
metoda obliczania poziomej dyspersji materiału pływającego jest użycie tzw. elementów
Lagrange’a. W tej technice źródło uwolnienia jest rozdzielone na zespół wielu elementów,
które są później uwalniane jednocześnie, lub po kolei, w zależności czy mamy do czynienia
z uwolnieniem natychmiastowym czy też ciągłym. Ruch tych cząsteczek jest potem określany
w każdym kroku czasowym poprzez wektor prędkości losowej (wyznaczony przez
turbulencje) i wektor średniej prędkości przepływu.
162

Parowanie
W naturalnych warunkach parowanie jest po prostu początkiem procesu destylacji frakcyjnej.
Parowanie i pionowa dyspersja powodowane przez turbulencje są dwoma głównymi
procesami, które usuwają rozlaną ropę z pływającego rozlewiska. Z tych dwóch, parowanie
ogólnie odgrywa ważniejszą rolę podczas wczesnej fazy powstawania rozlewiska.
Zauważono, że lekka ropa naftowa może stracić do 75% swojej początkowej objętości przez
kilka pierwszych dni trwania rozlewiska; ropa średniej masy może stracić do 40%, podczas
gdy ciężka ropa, lub oleje asfaltowe mogą stracić ok. 10% swej początkowej prędkości.
Uważa się, że parowanie rozlanej ropy jest procesem konwekcji, którego wielkość zależy od
(1) współczynnika transferu masy, określonego głównie przez prędkość wiatru i dyfuzyjność
ropy (liczba Schmidta dla ropy) i (2) ciśnienie par ropy. Z perspektywy tradycyjnego
modelowania, strumień parowania (masa/ jednostka czasu/ obszar rozlewiska) jest prostym
iloczynem współczynnika strumień masy i ciśnienia pary. Jest to powszechne podejście do
obliczania parowania z rozlewisk jednoskładnikowych chemikaliów. W przypadku parowania
z rozlewisk ropy naftowej problem jest bardziej złożony - jakie ciśnienie powinno być użyte
w tym iloczynie skoro skład ropy wciąż się zmienia podczas procesu parowania. (Należy
zauważyć, że zmiana liczby Schmidta dla ropy i z jej wynikającego współczynnika transferu,
była ogólnie uznana jako mniej ważna niż zmiana ciśnienia pary).
Istnieją dwa powszechne podejścia do obliczania ciśnienia pary wieloskładnikowych
mieszanin, których skład zmienia się wraz z czasem. Pierwsze, to tzw. metoda „ekspozycji
parowania” Stivera i Mackaya [12], która jest oparta na oszacowaniach przy użyciu równania
Clausiusa – Clapeyrona i zasady Trouton’a. To podejście wymaga, znajomości początkowej
temperatury wrzenia dla ropy i jej późniejszej liniowej zmiany z uwzględnieniem frakcji
wyparowanej ropy. Drugie podejście, zwane metodą „pseudoskładników” wyznacza ciśnienie
pary ropy jako sumę ciśnień cząstkowych (prawo Daltona). Przyjmuje się przy tym, że każdy
peudoskładnik podlega prawu Raoult’a, wyrażającym cząstkowe ciśnienie par
pseudoskładnika w proporcji do jego udziału molowego w rozlewisku ropy.
Jednakże dla celów praktycznych i modelowania należy zaznaczyć, że w tej chwili istnieją
znaczne wątpliwości na temat zdolności wielu rodzajów olejów do dostarczenia cząsteczek
par na powierzchnię wystarczająco szybko aby uzyskać koncentracje nasycenia w na granicy
ropa – powietrze. To zjawisko mogłoby być szczególnie ważne dla ciężkich olejów, lub dla
163

podlegających rozwarstwieniu. W tych przypadkach „ograniczonej dyfuzji” wewnętrzny
skład ropy może być najważniejszym zagadnieniem, a założenie, że prędkość wiatru ustala
skalę parowania może być nieprawidłowe.
Pionowa dyspersja
Pionowa dyspersja wynikająca z turbulencji jest kolejnym ważnym procesem, który usuwa
ropę z powierzchni wody. Taka turbulencja w dużych akwenach wodnych jest głównie
generowana przez fale wywołane przez wiatr, a w rzekach przez małoskalowe cechy dna i
brzegów.
7.7.5. Stosowane modele obliczeniowe
Transport zanieczyszczeń z prądem jest wtedy określany przez jednowymiarowe równanie
adwekcji i dyfuzji, dobrze znane w problemach jakości wody i jest odpowiednie dla
rozprzestrzeniania się dobrze wymieszanych zanieczyszczeń w kierunku prostopadłym do
nurtu rzeki. Niestety ten problem wymaga informacji na temat współczynnika dyspersji
wzdłużnej, który często trudno jest określić dla rzek bez pływów, zwłaszcza w obecności
urządzeń kontroli przepływu. Wynika z tego, że trudno dokładnie wykonać obliczenia
dotyczące koncentracji zanieczyszczeń. Wyniki takich modeli dają rozkłady zanieczyszczeń
typu rozkładów Gaussa. W rzeczywistości rozkład stężeń przemieszczających się
zanieczyszczeń z prądem jest prawie zawsze zbliżony do kształtu komety, z główką
skierowaną w dół strumienia i z czubkiem przemieszczającym się z prędkością zbliżoną do
prędkości prądu. Głównym powodem tej rozbieżności kształtów chmur jest trudność
w wybraniu właściwych współczynników dyspersji, które biorą pod uwagę rozciąganie się
chmur wzdłuż rzeki w wyniku nieregularności kształtu rzeki np. mielizny i zatoczki.
Należy podkreślić, że morfologia naturalnych strumieni może powodować przepływy
znacznie bardziej złożone niż te, które występują w sztucznych kanałach. W dodatku do
wpływu meandrów i nieregularnych przekrojów, przepływ w wielu rzekach jest także
kontrolowany przez budowle takie, jak tamy, czy śluzy. W takim przypadku obliczenie
średniej prędkości strumienia może być czasami bardzo trudne.
Morfologia rzek może być tak złożona, a rzeka może być po wpływem tak wielu struktur
kontroli przepływu, że można uznać ją za rzekę zawierającą serię nieregularnych otwartych
kanałów, przerywanych przez obszary wysokoenergetycznego mieszania tworzone przez
164

śluzy i tamy. W niektórych przypadkach, zastosowanie czysto empirycznych formuł dla
średniej prędkości w danych odcinkach rzek odnosi pewne sukcesy. Te modele korzystają
z pewnego rodzaju analizy wymiarowej bardziej niż z równań dynamiki przepływu.
Wykorzystują przy tym dane dotyczące hydrologii regionu i lokalne właściwości
hydrauliczne rzeki. Prędkość rzeki jest opisana zazwyczaj prostym równaniem regresji
wyrażonym przez wydatek, wielkości odpływu, nachylenie dna i odległość od określonego
punktu.
Należy pamiętać, że jednowymiarowe modele wyrażają zachowanie wody i pędu w znaczeniu
scałkowanym, a nie lokalnym tak, że prędkość w każdym punkcie musi jeszcze zostać
określona oddzielnie. Rozkład przepływu w kierunku poprzecznym do nurtu rzeki może być
określone przez metodę tzw. „rury strumienia”. Jest to pojęcie wymyślone dla celów
obliczeniowych. Rura jest zorientowana zgodnie z kierunkiem prądu, zawiera określoną, stałą
część wody rzeki, a jej której granice są zawsze równoległe do kierunku przepływu. przez
poszczególne rury przepływa stała ilość wody (dopuszczając źródła, lub odpływy), nie
koniecznie przepływa przez nie ta sama woda, a wymiana pomiędzy wody rurami zachodzi
dopóki jej ilość netto nie osiągnie wartość zero. Wymagane dane wejściowe dla tej metody to
batymetria rzeki, wydatek przepływu i tarcie na dnie rzeki dla każdej rury strumieniowej,
które może być określone przy użyciu standardowych formuł i tabel używanych w inżynierii
hydraulicznej dla przepływów przez otwarte kanały.
Użycie analizy rzek z wykorzystaniem rury strumienia jest użytecznym narzędziem,
pozwalającym na analizę rzeki jako problemu jedno, lub dwuwymiarowego, w zależności od
tego, czy przeprowadzono uśrednienie batymetrii po przekroju poprzecznym rzeki. Jest to
także dobrze znana procedura uproszczenia równania adwekcji i dyfuzji dla nieregularnych,
meandrujących rzek, pozwalająca na analityczne rozwiązanie tych równań.
Opracowano wiele dwuwymiarowych modeli rzek (np. ROSS1, ROSS2 i ROSS3), Yapa et al.
[13,14,15] stosujących model rur strumienia do obliczania rozlanej ropy i chemikaliów
w rzekach.
7.7.6. Modelowanie skażeń w ośrodkach porowatych
W niniejszej części przedstawimy krótko podstawowe pojęcia używane w zagadnieniach
modelowania skażeń w ośrodkach porowatych. Dokładniejsze wyjaśnienia można znaleźć
w monografii - M. Borysiewicz, A. Furtek, S. Potempski [1] oraz w książce [16].
165

W zasadzie w gruncie istnieją dwie strefy zawierające wodę:
- strefa aeracji (nienasycona), w porach której znajduje się woda i gaz oraz
- będąca poniżej strefa saturacji (nasycona) wypełniona wodą.
W strefie aeracji można wyróżnić trzy warstwy: przypowierzchniową (korzenną), pośrednią
oraz wzniosu kapilarnego. Woda w tej strefie jest pod wpływem sił grawitacyjnych, ale może
się też utrzymywać w porach. W modelowaniu nie zakłada się, że strefy aeracji i saturacji są
ściśle rozdzielone pewną powierzchnią (zwierciadłem) – jest to efektem działania właśnie
wzniosu kapilarnym, powodującego zmienność nasycenia ośrodka wodą. Można więc uznać,
że strefa nasycenia jest zawarta między górnym swobodnym zwierciadłem a warstwą
nieprzepuszczalną (zwaną spągiem). Jednakże zdarza się, iż warstwa wodonośna jest
ograniczona z góry warstwą nieprzepuszczalną – mówi się wtedy o zwierciadle napiętym.
Ciśnienie wody, w takim wypadku, jest na ogół większe od atmosferycznego, więc po
przebiciu warstwy nieprzepuszczalnej woda mogłaby się podnieść wyżej do poziomu
zwanego piezometrycznym.
Uwolnione podpowierzchniowe płynne związki węglowodorowe w wyniku powstania
rozlewiska, lub przecieku zbiornika, czy też uszkodzenia rurociągu, mogą migrować przez
środowisko podpowierzchniowe i zanieczyścić zasoby wody pitnej, lub obszary słodkiej
wody. Przy uwolnieniu następującym blisko powierzchni, związki węglowodorowe muszą
przejść pionowo przez strefę aeracji przed osiągnięciem wód gruntowych. Siły kapilarne
odgrywają ważną rolę w określaniu czasów transportu i prędkości osiągania przez składniki
poziomu wód gruntowych. Jeśli faza nie wodna zgromadzi się na poziomie wód gruntowych
w wystarczających ilościach, wywoła to wystarczające ciśnienie słupa wody dla wywołania
rozprzestrzeniania promieniowego skażeń. W tym samym czasie, jej składniki będą się
rozpuszczać w wodzie gruntowej przepływającej poniżej soczewki i będą przenoszone do
potencjalnych receptorów położonych dalej. Szczegółowa analiza takiego uwolnienia przy dla
specyficznych lokacji, wymagałaby znacznego wysiłku obliczeniowego oraz znacznych
zasobów komputerowych dla wyznaczenia potrzebnych parametrów fizycznych i
chemicznych w zanieczyszczonym obszarze.
Dla wielu zastosowań takie zasoby nie są dostępne, w szczególności podczas początkowych
faz badania dla określonej lokalizacji, lub podczas analizy skutków potencjalnych uwolnień.
W takich przypadkach, odpowiednie dobrane modele uproszczone mogą dostarczyć
wystarczających narzędzi dla przeprowadzenia badań szacujących wielkość zagrożeń.
166

Modele te są oparte na uproszczonej interpretacji hydrogeologii, łącznie z założeniem o
jednorodnym przepływie w formacjach wodonośnych w określonym kierunku oraz o
jednorodności innych parametrów. Te założenia zezwalają na wykorzystanie analitycznych,
lub częściowo analitycznych rozwiązań dla problemu transportu. Zaletą rozwiązań
analitycznych jest ich prostota i łatwość przeprowadzenia obliczeń. Mogą być opracowane
modele ekranowania, które posiadają, w przybliżonym sensie, wiele ważnych
współczynników i procesów kontrolujących los i zachowanie zanieczyszczeń
podpowierzchniowych.
Przykładem wyżej opisanego modelu jest uproszczony model rozlewisk węglowodorowych,
HSSM [18], dostępny również w Instytucie Energii Atomowej w Świerku. W modelu tym,
zakłada się, że związki węglowodorowe są uwalniane blisko powierzchni gruntu i są
transportowane w dół przez strefę aeracji do poziomu wód gruntowych. Na poziomie wód
gruntowych tworzy się soczewka węglowodorowa, która rozprzestrzenia się w kierunku
poziomym. Składniki soczewki węglowodorowej rozpuszczają się w wodzie gruntowej
przepływającej pod nią, tworząc plamę, która może zanieczyścić studnie i inne rodzaje
wrażliwych receptorów leżące w dalej w kierunku przepływu. HSSM może być użyty do
obliczeń transportu skażeń w zależności od ilości lekkich cieczy w fazie nie wodnej,
współczynników rozkładu faz, prędkości przepływu wody gruntowej, itd. Ponieważ dla
opracowania tego modelu wykorzystano wiele przybliżeń, jego wyniki także muszą być
traktowane jako przybliżenia.
Innym rozpatrywanym problemem fizycznym jest skażenie ośrodka porowatego w wyniku
uwolnienia cieczy organicznych, powszechnie nazywanych cieczami fazy nie wodnej
(NAPL), w podpowierzchniowych niejednorodnych glebach granulowanych. Ciecze
organiczne mogą być lżejsze od wody (określane jako LNAPL tj. oparte na benzynie
węglowodorowej), lub cięższe od wody (określane jako DNAPL, tj. oparte na chlorowanym
węglowodorze). Określenie „podpowierzchniowe” oznacza że skala charakteryzująca
ciśnienie cieczy jest rzędu ciśnienia atmosferycznego. Ponadto zakłada się, że w ogólności
obszar analizowanego gruntu składa się z trzech wzajemnie powiązanych stref: strefa aeracji,
która ma kontakt z atmosferą, strefa granicznej kapilarności oraz strefa poziomu wód
gruntowych formacji wodonośnej. Rozpatrywany problem może dotyczyć wszystkich trzech
stref, lub jednej z nich. Gleby granulowane oznaczają stabilne gleby (nie ulegają deformacji) i
167

względnie obojętne chemicznie (cząstki gleby nie oddziałują z cieczami w glebie). Wobec
tego, gleba jest przedstawiona jako zawierająca wysoki procent cząsteczek kwarcu i niewiele
cząstek gliny i substancji organicznej.
Istnieją trzy podstawowe mechanizmy rozprzestrzeniania się skażeń cieczy organicznych
w górnej warstwy gleby (Rys. 7.6.). Po pierwsze przenikanie w ośrodkach porowatych
w kierunkach wertykalnym i horyzontalnym spowodowane jest grawitacją oraz siłami
kapilarnymi. To rozprzestrzenianie się jest funkcją własności cieczy (gęstość, lepkość,
napięcie międzyfazowe, potencjał i skład chemiczny), własności gleby (rozkład wielkości
porów, zawartość minerałów, wilgotność, porowatość, przewodność hydrauliczna i
heterogeniczność przestrzenna) oraz historii układu sił. Jeśli źródło jest z natury periodyczne,
wtedy podczas okresu suchego nie wszystkie ciecze organiczne spowodują drenaż w porach
będąc utrzymane przez siły kapilarne. Jeśli ciecz organiczna jest gęstsza od wody wtedy
następuje migracja przez warstwę kapilarną i kontynuowana jest w kierunku wertykalnym aż
do utraty dynamiki (stanu unieruchomienia) lub napotkania regionu geologicznego, którego
nie można przeniknąć.
Drugim mechanizmem transportu skażeń jest rozpad i w konsekwencji adwekcja w kierunku
opadającym z wytrącaniem źródła w strefie aeracji. W przypadku cieczy organicznych
cięższych od wody następuje wychwyt ich składowych przez wody podziemne.
Trzeci mechanizm to transport odparowanych składowych w środowisku gazowym gleby,
gdzie zwiększenie gęstości gazu powoduje ruch w dół. Podział między fazy gazową i wodną
skażeń dodatkowo wzmaga wielkość potencjału składowych powodującego migrację cząstek.
Przykładem złożonego modelu uwzględniającego wymienione wyżej trzy mechanizmy
transportu skażeń, który może być stosowany do obliczeń skażeń gleby i wód gruntowych w
wyniku uwolnień ropopochodnych jest model zastosowany w programie komputerowym
NAPL Simulator [17], również dostępnym w Instytucie Energii Atomowej.
168

Rys. 7.6. Rozprzestrzenianie się skażeń NAPL w glebach podpowierzchniowych
spowodowane uwolnieniem powierzchniowym.
169

8. Zagrożenia związane z rurociągami przesyłowymi gazów
Najczęściej przesyłanymi substancjami w gazociągach są gaz ziemny i węglowodory. Gaz
ziemny jest potencjalnie bardzo niebezpieczny i szkodliwy jeżeli wydostaje się do atmosfery
w dużych ilościach. Węglowodory są łatwopalne i wybuchowe, podczas gdy inne,
występujące w niewielkiej koncentracji, składniki chemiczne mogą być toksyczne i posiadać
nieprzyjemny zapach.
Oddziaływanie skutków pęknięcia gazociągu z gazem ziemnym może nastąpić w wyniku
wybuchu lub pożaru, lub poprzez przemieszczenie chmur gazu z wiatrem nad obszary
zaludnione.
Szeroko opisywane wypadki spowodowane awarią gazociągów z gazem ziemnym, dotyczą
zwykle sieci dystrybucyjnych, znajdujących się na obszarach zamieszkałych. Sączenie się
gazu do budynków może doprowadzić do akumulacji gazu i gwałtownego wybuchu
w wyniku powstania mieszaniny wybuchowej.
Z drugiej strony, gazociągi przesyłowe znajdują się zazwyczaj w dużej odległości od
obszarów zabudowanych, a zatem możliwość zniszczenia obiektów lub utraty życia jest
znacznie mniejsza.
Niemniej jednak pęknięcia gazociągów średniociśnieniowych lub wysokociśnieniowych
powodują wydostanie się znaczących ilości gazu, które mogą wywierać wpływ na ogromne
obszary.
Potencjalne ryzyko zależy od kilku parametrów, tzn. średnicy gazociągu, ciśnienia gazu,
środków bezpieczeństwa, składu gazu, odległości gazociągu od obszarów wrażliwych,
warunków glebowych, stanu wód gruntowych itp.
8.1. Właściwości gazu
a) Nieoczyszczony gaz ziemny
Skład: Metan CH4 - 98,4 % mol.
Etan C2H6 - 0,4 % mol.
170

Wyższe węglowodory CxHy - 0,3 % mol.
Azot - 0,8 % mol.
Dwutlenek węgla - 0,1 % mol.
Inne właściwości: Waga cząsteczkowa, średnia - 16,4 kg/mol.
Temp. zapłonu w powietrzu - 640ºC
Granice wybuchu - 4,4-16,5 %
(Informacje zaczerpnięte z Ruhrgas AG, możliwe do zastosowania w przypadku gazu
rosyjskiego, klasy H).
Gaz nieoczyszczony jest bezbarwny i posiada wyraźnie nieprzyjemny zapach. Jeżeli
wydostanie się do atmosfery oziębienie adiabatyczne może doprowadzić do zagęszczenia i
zamarznięcia oparów wodnych. Można to zaobserwować w formie białej smugi lub chmury.
b) Metan
Metan jest głównym składnikiem surowego oraz oczyszczonego gazu ziemnego (około 90%
wag.). Metan jest bezbarwny i posiada wysoką granicę progową zapachu (bezwonny przy
niskim stężeniu). Przy temperaturze i ciśnieniu otaczającego powietrza metan jest lżejszy od
powietrza i posiada tendencje unoszenia się.
Symbol chemiczny: CH4
Masa molowa: 16 g/mol.
Pojemność cieplna w temperaturze 0ºC Cp = 34.7 J/ºC mol.
(8.3 cal/ºC mol.)
Zakres wybuchowości 5 - 15 % objętości
Temperatura samozapłonu 595 ºC
Punkt wrzenia - 164 ºC
Nierozpuszczalny w wodzie
Przy bardzo niskich temperaturach (w pobliżu punktu wrzenia - 164ºC metan jest nieco
cięższy od powietrza i ma tendencję ścielenia się po ziemi. W normalnych warunkach tak
niskie temperatury mogą pojawić się jedynie w bardzo krótkim okresie czasu.
W normalnych warunkach metan jest gazem chemicznie i biologicznie nieaktywnym. Kiedy
występuje w atmosferze w ogromnych ilościach, chmura gazowa metanu ogranicza zawartość
tlenu w powietrzu i dlatego prowadzi do uduszenia. Krótkookresowe oddziaływanie może
doprowadzić do utraty przytomności, podczas gdy dłuższe oddziaływanie wysokiej
koncentracji metanu prowadzi do utraty życia.
171

8.2. Szacunki dotyczące emisji gazu
Zwykle nie przewiduje się, żeby mogło dojść do emisji gazu podczas bezawaryjnej
eksploatacji gazociągu, tzn. że poziom emisji gazu z gazociągu jest zerowy. W celu
wykonania szacunków wstępnych zakłada się, że gaz jest idealny i całkowicie wymieszany.
Cały proces można podzielić na następujące etapy:
1. Pojawiająca się bezpośrednio po wystąpieniu rozszczelnienia fala rozprężająca
przesuwa się poprzez gaz od powierzchni rury do wewnątrz z prędkością rozchodzenia
się dźwięku w gazie. Skutkiem tego jest gwałtowne rozprężenie gazu, który wydostanie
się do atmosfery odrzutowym strumieniem z prędkością dźwięku. Jest to rozprężenie
adiabatyczne, a chmura gazowa jest bliska punktu wrzenia metanu (-164ºC).
Pierwsza część tego etapu jest izentropowa z przepływem laminarnym, będzie ona
trwała kilka dziesiątych sekundy dopóki warstwa graniczna turbulencji nie zostanie
rozprężona w całym odcinku rury. Bezpośrednio po tym nastąpi rozprężenie
adiabatyczne, kiedy ciśnienie zależeć będzie m.in. od tarcia strumienia gazu o ściany
rury.
2. Faza rozprężenia izotermicznego, podczas której prędkość gazu spada poniżej prędkości
dźwięku (uwolnienie gazu nie jest zduszone) dopóki ciśnienie w gazociągu nie osiągnie
ciśnienia otoczenia.
3. Ilość gazu wydostającego się z gazociągu w ostatnim etapie jest mniejsza niż 1%
ogólnej zawartości gazu i takie ulatnianie trwać będzie przez długi okres czasu.
Strumień odrzutowy i początkowa chmura gazu
Szacunki dotyczące dyspersji zależą głównie od informacji na temat prędkości emisji z
pękniętej rury, podczas gdy szczegółowy opis etapów uwolnienia gazu posiada mniejsze
znaczenie. Dlatego też stosuje się przybliżone szacunki dotyczące uwolnienia gazu.
Uwolnienie gazu pod wodą
Tę sytuację można opisać w następujący sposób:
− smuga gazu przebije powierzchnię wody w postaci leja pęcherzyków,
− średnica leja jest rzędu 30 m,
172

− wzrost prędkości wynosi około 10 m/sek,
− nie następuje żaden transport materii, tzn. całkowita ilość gazu uwolnionego z rury jest
emitowana do atmosfery,
− nie następuje żadne przekazanie ciepła, tzn. gaz emitowany do atmosfery jest bardzo
zimny i rozpraszany przez wiatr.
Opisane założenia odnoszą się do przypadku pęknięcia gazociągu pod wodą na dużej
głębokości. W przypadku kiedy pęknięcie wystąpi w płytkiej wodzie wznosząca się smuga
nie rozwinie się w pełni i można w tym wypadku pominąć jakiekolwiek przenoszenie ciepła
bądź materii.
Ulotnienie się gazu do atmosfery
W poprzedniej części opisany został proces uwolnienia gazu. Uwolniony gaz tworzy zimny
strumień odrzutowy. Wysoka prędkość początkowa spada stopniowo do kilku metrów na
sekundę, a następnie wiatr przejmuje transport gazu. Ogromny wypływ początkowy gazu
rozpręży się i uformuje chmurę gazu, która uniesiona zostanie przez wiatr. Podczas
następnego okresu wypływ spada i gaz tworzy smugę, która jest rozpraszana i unoszona przez
wiatr. Gaz jest bardzo zimny i nie przewiduje się wznoszenia smugi wskutek unoszenia
termicznego. Ilość ulotnionego gazu można określić na podstawie szacunków.
W obliczeniach szacunkowych dla typowych gazociągów wielkości emisji są zbliżone do
następujących:
− wypływ natychmiastowy Q = 200 t wyemitowany w ciągu pierwszych 10 sekund po
wystąpieniu pęknięcia,
− następnie stała emisja q = 2000 kg/sek obniży się do 500 kg/sek w ciągu kolejnych
kilkunastu godzin.
Prawdopodobieństwo wystąpienia rozszczelnienia lub pęknięcia
Przeprowadzone badania statystyczne omówione w rozdziale pozwalają ocenić
prawdopodobieństwo pęknięcia rurociągów wysokociśnieniowych dalekiego zasięgu. Można
przyjąć, że prawdopodobieństwo to jest z uwagi na zmiany temperatury i ciśnienia jest
mniejsze niż 0.5x10 -6 na rok. Wartość ta została wyliczona dla gazociągów, które były
173

zbudowane i eksploatowane przez ostatnie 25 lat zgodnie ze stanem sztuki inżynierskiej i
technologiami firm zajmujących się gazociągami dalekiego zasięgu.
Obecny stan sztuki inżynierskiej i postęp związany z próbami stabilności (próby naprężeń)
oraz w stosowaniu ochrony katodowej, w tym ulepszone metody okresowych badań oraz inne
czynniki powodują, że obecnie poziom prawdopodobieństwa pęknięcia gazociągu
zdecydowanie się obniżył. Ta sama uwaga dotyczy kwestii rozszczelnienia. Podstawowym
założeniem dla prawdziwości powyższych stwierdzeń jest zapewnienie, że gazociągiem
przesyłane są media nie powodujące korozji, oraz przy niskiej temperaturze punktu rosy.
Dotychczas żaden gazociąg poddany testowi naprężeń nie wykazał pęknięcia nawet jeśli
wadliwe punkty już istniały podczas próby naprężeń. Nie doszło również do rozszczelnienia
w żadnym z takich, już istniejących w czasie próby naprężeń, wadliwych punktów, chyba że
doszły jeszcze dodatkowe, niedopuszczalne naprężenia (np. deformacje albo uszkodzenia
rozwijające się później).
Z badań i dokumentacji sześciu europejskich przedsiębiorstw dostarczających gaz, które mają
doświadczenie eksploatacyjne wyrażone liczbą ok. 1 miliona kilometrolat (rok*kilometr), nie
zdarzył się w latach 1970-1996 ani jeden przypadek uszkodzenia ciała lub utraty życia osoby
postronnej. Stwierdzenie to nie dotyczy wypadków spowodowanych nieumiejętnym
prowadzeniem prac naprawczych itd. Z tymi samymi komentarzami, które zostały poczynione
powyżej podaje się, że prawdopodobieństwo uszkodzenia ciała lub życia jest mniejsze niż
0.25 x10 -6 na rok dla gazociągów podlegających normalnym warunkom eksploatacji,
konserwacji i monitoringu.
Po próbach wytrzymałości na zmienne obciążenia przeprowadzonych na odcinkach
gazociągów, które okazały się wadliwe podczas prób naprężeń, można stwierdzić, że
w okresie funkcjonowania gazociągów dalekiego zasięgu nie należy się spodziewać ani
pęknięć, ani rozszczelnień spowodowanych wahaniami ciśnienia wewnętrznego lub innymi
czynnikami wywołującymi naprężenia.
Przy najbardziej niekorzystnych zmianach obciążeń, do połowy ciśnienia roboczego raz na
tydzień, wykorzystane zostanie mniej niż 15% potencjalnej wytrzymałości na zmienne
obciążenia w przypadku rurociągu średnicy DN1000 (rurociągi są wykonane z materiału
odpornego na starzenie, a rozpatrywany okres wynosi 100 lat); przy tych samych założeniach,
174

w ciągu 100 lat, wykorzystane jest mniej niż 6% potencjalnej wytrzymałości rurociągu
średnicy DN1400 na zmienne obciążenia.
Liczba przenoszonych zmian ciśnienia roboczego o różnicy poniżej 20 barów jest dla
rurociągu średnicy DN 1000 nieograniczona; to samo dotyczy takich zmian, lecz o różnicy 22
barów dla rurociągu średnicy DN 1400.
Rozważania te dotyczą rurociągów, w których odchyłki kształtu mieszczą się w dozwolonych
tolerancjach. Zastosowanie stali o wyższej wytrzymałości pozwala na korzystanie z rur o
mniejszej grubości ścianek.
8.3. Rozważania dotyczące możliwych parametrów rurociągu
Od około 20 lat buduje się w Europie Zachodniej gazociągi wysokociśnieniowe o średnicy
DN 1200. W tym czasie w uprzemysłowionych krajach Europy Zachodniej oddano do
eksploatacji ponad 2500 km gazociągów wysoko-ciśnieniowych o średnicy DN 1200.
W publikacji wydanej w 1988 roku przez European Gas Pipeline Incident Data Group
stwierdza się, że w Europie Zachodniej nie doszło do żadnego uszkodzenia czy wypadku
gazociągu wysokociśnieniowego o średnicy DN≥1200.
Gazociągi DN 1400 projektowane są o stosunkowo dużych grubościach ścianek. Takie
grubości ścianek przyczyniają się do zwiększenia parametrów bezpieczeństwa w porównaniu
z gazociągami o mniejszych średnicach. W związku z jakością stosowanych gazociągów
osiąga się wysokie prawdopodobieństwo, że uszkodzenie rury gazociągu, np. podczas pracy
koparki, nie doprowadzi do rozszczelnienia lub pęknięcia.
Można również stwierdzić, że stosowane obecnie technologie spawania mogą być
z powodzeniem używane do łączenia ścian o grubości ok. 20 mm, co jest adekwatne do
przypadku łączenia rur DN1400.
8.4. Rozważania dotyczące skutków hipotetycznego uszkodzenia
W terenie seminaturalnym rozszczelnienie gazociągu nie jest znaczącym źródłem zagrożenia.
Minimalna odległość pomiędzy gazociągiem a budynkami mieszkalnymi wynosi zwykle
ponad 50 m. O ile wiadomo, to dotychczas nie zdarzyło się żadne rozszczelnienie np. na
175

starych i uszkodzonych gazociągach, które wywarłoby jakiś skutek w odległości dalszej niż
50 m.
W przypadku większych otworów lub szczelin, które np. pojawiły się wskutek przebicia
ściany rurociągu podczas prac ziemnych rozmiar rozszczelnienia może utrzymać się na
niskim poziomie, jeśli obiekt powodujący przebicie wypełnia prawie w całości powstałą
szczelinę do czasu, zanim obniży się ciśnienie w gazociągu. Jednakże jeśli szczelina
utworzona w rurze zostanie w pełni odkryta na całym przekroju poprzecznym, a
wydobywający się gaz ulegnie zapaleniu, to wówczas pojawi się mniej lub bardziej szybko
postępujący płomień, w którego bezpośrednim otoczeniu będzie zachodziło
rozprzestrzenianie się ciepła.
Ucieczka osób będących w pobliżu będzie możliwa, jeśli nie znajdą się one w zasięgu
bezpośredniego oddziaływania płomienia. Zapłon ulatniającego się gazu ziemnego jest
stosunkowo rzadkim zjawiskiem w takich przypadkach i dochodzi do skutku w ok. 3%
przypadków. Jeśli nie dochodzi do zapłonu, ulatniający się gaz przemieszcza się wysoko w
stosunkowo szybkim tempie i nie powoduje żadnych innych szkód, ponieważ w odróżnieniu
od innych substancji lotnych jest lżejszy od powietrza.
Takie hipotetyczne uszkodzenie np. wskutek prowadzenia robót budowlano-inżynieryjnych w
pobliżu budynków mieszkalnych lub dróg komunikacyjnych jest bardzo mało
prawdopodobne z uwagi na stały monitoring prowadzony przez eksploatatora, oraz
wynikający z przepisów obowiązek uzgadniania i zezwolenia wymagane przez władze gminy
i władze administracyjne, a przede wszystkim z uwagi na funkcję powłoki ochronnej jaką
pełni sama rura. Obliczenia dotyczące pęknięć mechanicznych i wielowymiarowych
deformacji dowodzą, że uszkodzenie przez „zęby” koparki itp. nie powodują przerwania
gazociągu, ale jedynie ograniczone rozszczelnienie.
Kolejne badania przeprowadzone w Wielkiej Brytanii, które zostały zainicjowane przez
British Gas, wykazały, że 95% maszyn do prac ziemnych nie jest w stanie przebić rurociąg o
grubości ścian rury 11.9 mm, w przypadku gdyby doszło do niezamierzonej ingerencji.
176

Wraz ze wzrostem grubości ścian, jeszcze szybciej spada prawdopodobieństwo przebicia
rurociągu przez maszyny do prac ziemnych. Oznacza to, że tylko bardzo duże maszyny
używane do prac inżynieryjnych są w stanie przebić takie rury.
Im większych używa się maszyn, tym staranniej planuje się ich wykorzystanie, co uzgadnia
się z właściwymi władzami i eksploatatorem gazociągu. Ponadto staje się bardziej
prawdopodobne to, że jednostka dokonująca pieszej lub powietrznej inspekcji gazociągu
zauważy możliwość działalności takiej dużej maszyny w pobliżu gazociągu zanim dojdzie do
tej działalności. W przypadku prac budowlanych, które albo zostały zauważone albo zostały
odpowiednio zaanonsowane, eksploatator powinien wyznaczyć wewnętrznego obserwatora,
który pozostanie w pobliżu rury przez cały czas trwania robót budowlanych. Obserwator ten
m.in. dopilnuje tego, że w pobliżu gazociągu będzie się używać ręcznych łopat.
Uszkodzenia, które mogą prowadzić do zarysowań lub deformacji gazociągu lub jego izolacji,
a do których może dojść np. w wyniku instalacji drugiej, równoległej nitki gazociągu bez
prowadzenia właściwego monitorowania mogą zostać uniknięte zanim dojdzie do
rozszczelnienia lub pęknięcia, dzięki takim metodom, jak stosowanie tłoka inspekcyjnego lub
intensywnych pomiarów w miejscach, gdzie stwierdzono uszkodzenie izolacji.
Powyższe uwagi pokazują, że w przypadku nowoczesnych gazociągów tranzytowych
osiągnięto stosunkowo wysoki standard bezpieczeństwa, który mógłby zostać uznany za
przykładowy dla innych obszarów działalności inżynierskiej. Niski poziom ryzyka i
zagrożenia, który może zostać osiągnięty podczas budowy i eksploatacji nowoczesnych
gazociągów, jest osiągany dzięki odpowiedniemu monitoringowi i nadzorowi.
Wypadki ze skroplonym gazem jak np. propan (przykład: Los Alfaques, pole kempingowe
w Hiszpanii) lub benzyną (wypadek cysterny benzynowej Herborn) doprowadziły do wielkich
zniszczeń. Ryzyko wypadku w przypadku używania transportu samochodowego jest
generalnie znacznie wyższe niż w przypadku transportu rurociągiem.
Uszkodzenie wskutek sabotażu
Doświadczenia zebrane dotychczas świadczą o tym, że uszkodzenie na skutek działalności
sabotażowej jest mało prawdopodobne. Jak wykazały doświadczenia wielu krajów, które
przeprowadziły odpowiednie testy (używając zwykłych materiałów wybuchowych), środki
177

wybuchowe nie były w stanie rozerwać gładkich rurociągów (bez odgałęzień itd.) ułożonych
w ziemi. Części zdeformowane poprzez takie testy zdołano na czas wymienić, zanim doszło
do pełnego rozdarcia z powodu zmęczenia materiału.
Uszkodzenie wskutek siły wyższej lub katastrofy przyrodniczej
Rozpatrując ryzyko związane z trzęsieniami ziemi, trzeba zauważyć, że całe terytorium Polski
zalicza się do strefy zerowej wg DIN 4149, co oznacza, że nie można spodziewać się
uszkodzenia z powodu trzęsienia ziemi.
Dzięki działaniom zapobiegawczym, które podejmuje się w czasie budowy, oraz
monitoringowi podczas eksploatacji, niebezpieczeństwo z uwagi na możliwość
rozszczelnienia z powodu katastrofy przyrodniczej trzeba ocenić jako niskie. Jeśli jednak
dojdzie do katastrofy przyrodniczej, to odpowiednie badania oraz, jeśli okaże się to
konieczne, czasowe obniżenie ciśnienia lub inne działania prewencyjne mogą okazać się
konieczne do czasu pełnego powrotu do stanu pierwotnego.
Prawdopodobieństwo uderzenia w gazociąg przez piorun w czasie burzy może zostać uznane
za nieznacząco niskie. Do tej pory wydarzył się jeden taki przypadek związany z gazociągami
wysokociśnieniowymi. Jeśli energia wyładowań atmosferycznych jest wystarczająco wysoka,
żeby przebić ścianę rury, to skutkiem tego nie będzie pęknięcie, lecz rozszczelnienie.
Wyładowanie atmosferyczne nie powoduje zapłonu gazu, który może się w takim przypadku
swobodnie ulatniać.
Obszary zapadania się podłoża
Obszary, na których zachodzi zjawisko zapadania się podłoża z powodu szkód górniczych
zwykle są omijane – trasa gazociągu przez nie powinna prowadzić.
Uszkodzenie wskutek rozbicia samolotu
Uszkodzenie gazociągu z powodu rozbicia się samolotu zależy m.in. od ciężaru samolotu,
kąta i prędkości uderzenia. Badania przeprowadzone na rurociągach oraz podobne sytuacje
związane z wypadkami samolotów wykazały, że małe i średnie samoloty mogą spowodować
w rurociągu deformacje, ale nie spowodują pęknięcia, nawet jeśli uderzą dokładnie w samą
178

urę. W takich sytuacjach zdeformowane części będą mogły zostać wymienione, zanim
pojawi się jakakolwiek szczelina spowodowana w następstwie zmęczenia materiału z powodu
ciągłej eksploatacji gazociągu. Jeśli wydarzy się nieprawdopodobna sytuacja i rozbicie
samolotu spowoduje powstanie szczeliny w gazociągu, to kula ogniowa powstała w wyniku
wybuchu paliwa samolotu będzie miała znacznie większy wpływ na otoczenie miejsca
katastrofy, niż rozprzestrzeniający się ogień powstały wskutek zapalenia się wydobywającego
się gazu. Dotychczas taki przypadek nie wystąpił.
Pęknięcia gazociągu
Pomijając prawdopodobieństwo ryzyka uwzględniające pęknięcie i rozszczelnienie
w gazociągu, na potrzeby oszacowania ryzyka można rozważyć scenariusz rozerwania
gazociągu na powierzchni której wielkość dochodzi do dwukrotnej powierzchni przekroju
poprzecznego.
Takie pęknięcie i ulatnianie się gazu z dużą prędkością doprowadzi do utworzenia się
strumienia gazowo-powietrznego, który w stosunkowo szybko kieruje się do góry z uwagi na
siły unoszenia.
Istotne jest aby określić stężenie i rozproszenie gazu ziemnego w tej mieszaninie (chmurze)
gazowej w celu określenia ilości gazu ziemnego, który ulatnia się w punktach takiego
pęknięcia. Rozcieńczenie gazu następuje po ulotnieniu się gazu, a dzieje się to na drodze
procesów turbulentnych. Mieszanina gazowo-powietrzna może eksplodować w pewnych
ściśle określonych wzajemnych stosunkach stężeń, które mieszczą się w wąskich granicach.
Symulacje komputerowe pozwalają określić czas (okres), w którym maksymalna ilość gazu
ziemnego znajduje się w warunkach (zakresach stężeń) sprzyjających powstaniu wybuchu. Ta
maksymalna ilość gazu osiągana jest zazwyczaj po ok. 20÷30 sekundach po pęknięciu
gazociągu. Przed i po tym czasie ilość gazu znajdującego się stężeniu sprzyjającym
wybuchowi jest mniejsza. Po upływie ok. 90 sekund ilość gazu mogącego doprowadzić do
wybuchu zmniejsza się o połowę. Zapłon w niesprzyjających warunkach stężeń gazów
prowadzi jedynie do podpalenia w formie rozbłysku.
Jeśli dochodzi do zapłonu w niesprzyjającym okresie, to można założyć, że wytwarzające się
maksymalne ciśnienie w swobodnej chmurze gazowej wynosi 0.1 bar, nawet w obszarach
turbulencji. Przy powierzchni ziemi maksymalne nadciśnienia towarzyszące zapłonowi będą
179

znacznie niższe. Z literatury wiadomo, że ciśnienie 0.1 bar nie powoduje znaczących
uszkodzeń w budynkach żelbetonowych. Rysy mogą pojawić się na budynkach zbudowanych
z cegieł; lekkie budynki drewniane mogą ulec zniszczeniu. Jednakże praktyczne
doświadczenia np. związane z zapaleniem gazów spalinowych swobodnymi strumieniami
mieszanin doprowadzają do wniosków, że nie należy obawiać się żadnych szkód w rejonie
wybuchu.
Jednakże, jeśli np. iskry na kamieniach lub inne zewnętrzne czynniki zapłonowe spowodują
natychmiastowy zapłon, to wówczas utworzy się silny płomień bez efektu wybuchu. Płomień
skierowany jest przeważnie do góry i powoduje skutki związane z promieniowaniem
cieplnym. Skutek bocznego wiatru ma małe znaczenie, z uwagi na duże siły unoszenia.
Na podstawie badań i obserwacji należy stwierdzić, że istnieje możliwość uratowania się
w najbliższej okolicy płomienia, jeśli tylko promieniowanie cieplne jest częściowo zasłonięte
przez budynki i inne podobne obiekty.
W żadnym przypadku jednak nie dochodzi do utworzenia ściany ognia, co dzieje się
w przypadku ciekłego gazu (Los Alphaques) lub do utworzenia kuli ognia, co dzieje się, gdy
pary benzyny ulegają zapaleniu (Herborn).
W przypadku terenów inwersji skutki dla otoczenia nie są zbyt poważne, ponieważ chmura
gazowa ucieka do góry.
Refleksje powyższe odnoszą się do metanu i gazów podobnych. Gaz ziemny, transportowany
gazociągiem często zawiera maksymalnie 3% wyższych węglowodorów gazowych
(równomiernie rozproszonych) ale występują też gazy ziemne zawierające maksymalnie 4%
wyższych węglowodorów (np. propan). Dowiedziono, że cały gaz w gazociągu znajduje się
w stanie gazowym w temperaturze powyżej -8 o C. Zimą minimalna temperatura gazu wynosi
+6 o C. W takiej temperaturze gazu, ciśnienie cząstkowe wyższych węglowodorów nie może
osiągnąć ciśnienia nasycenia. A zatem wyższe węglowodory nie pojawiają się w osobnej fazie
ciekłej. W przypadku procesów nagłego uwolnienia (np. procesów następujących
w przypadku pęknięcia rury) faza gazowa może być przesycona przez krótki okres czasu,
jednak nie dochodzi do skroplenia. Wynika z tego, że gaz ziemny o zawartości wyższych
węglowodorów do 4% zachowuje się w analizowanych procesach wystarczająco podobnie do
180

metanu. Dlatego nie należy spodziewać się sytuacji niebezpiecznych, które mogłyby pojawić
się w przypadku obecności gazów skroplonych.
Opróżnianie gazociągu
Uwzględniane są dwa typy opróżniania, nazywane opróżnianiem kontrolowanym i
opróżnianiem awaryjnym.
Opróżnianie kontrolowane jest zwykle przeprowadzane w sytuacji, gdy gazociąg jest
uszkodzony, ale nie do takiego stopnia, że zachodzi ryzyko niebezpieczeństwa dla środowiska
i dla dalszej eksploatacji gazociągu.
Procedura opróżniania wygląda wówczas następująco:
a) Planowanie i gromadzenie materiałów niezbędnych do naprawy oraz ekip technicznych.
b) Czasowe zatrzymanie pracy tłoczni lub pracy zbiorników magazynowych gazu.
c) Zredukowanie ciśnienia poprzez kontynuację poboru gazu do momentu osiągnięcia
minimalnego ciśnienia przed tłocznią lub zbiornikiem magazynowym: w zakresie ciśnień
40÷60 barów.
d) Opróżnienie następuje poprzez skierowanie pozostałego gazu do przewodu
wentylacyjnego.
W przypadku uszkodzenia gazociągu, ale tylko w postaci niewielkiego rozszczelnienia rury,
które wymaga całkowitego obniżenia ciśnienia, procedura opróżniania wygląda tak jak
w przypadku poprzednim, z pominięciem kroku c).
W takim przypadku wymagane jest również obniżenie ciśnienia poprzez przewód
wentylacyjny w celu zapobieżenia sytuacji, w której małe rozszczelnienia prowadzą do
dużych pęknięć gazociągu.
Nie rozpatruje się kwestii opróżniania awaryjnego w przypadku całkowitego pęknięcia
gazociągu, ponieważ czas potrzebny do zgromadzenia materiałów i załogi w celu naprawy
jest dłuższy od czasu samoczynnego opróżnienia gazociągu przez pęknięcie. Ponadto emisja
gazu poprzez przewód wentylacyjny jest znikoma w stosunku do emisji przez pęknięcie.
181

Tabela 8.1. przedstawia główne operacje występujące w trakcie opróżnianie jako funkcje
zależne od czasu. W przypadku opróżniania kontrolowanego dostawy gazu są utrzymywane
podczas gromadzenia materiałów oraz ekip technicznych.
Dostawy gazu są wstrzymywane w okresie całkowitego opróżniania i naprawy gazociągu.
W przypadku opróżniania awaryjnego nie jest możliwe utrzymywanie dostaw ani w czasie
opróżniania, ani zbierania materiałów i ekip, ani w czasie naprawy.
Tabela 8.1. Główne operacje podczas opróżniania
Typ opróżniania
Opróżnianie
kontrolowane
Zgromadzenie materiałów
i ekip
Produkcja
gazu/przetłaczanie
Opróżnianie Gromadzenie
(tabela 5)
Opróżnianie
brak produkcji
naprawa
Opróżnianie awaryjne Brak produkcji (dostaw gazu)
Tabela 8.2. Przykładowe czasy opróżniania
Konserwacja
lub naprawa
Typ opróżniania Ciśnienie początkowe w barach Czas [godz.]
Kontrolowane 40-60 1 - 5
Awaryjne do 84 1 - 5
Eksploatacja
Produkcja
Eksploatacja
Produkcja
Tabela 8.2. przedstawia przegląd przykładowego czasu opróżniania gazociągu. Czas
opróżniania jest zależny od ciśnienia początkowego gazociągu.
Kontrolowane opróżnianie gazociągu obliczane jest wg wzoru podanego przez PLE, Essen i
Walworth Company.
gdzie:
Tm
P1
T
m
0,
059 ⋅3
P ⋅
= 2
d
G ⋅ D
⋅ n
- czas opróżniania wyrażony w minutach,
2
⋅ L ⋅ F
- początkowe ciśnienie w gazociągu wyrażone w funtach na cal kwadratowy
[psig],
G - ciężar właściwy gazu,
D - średnica wewnętrzna gazociągu wyrażona w calach,
182
c

L - długość odcinka poddanego opróżnianiu wyrażona w milach,
FC
- współczynnik zduszenia przepływu,
d - średnica wewnętrzna przewodu wentylacyjnego, przez który przeprowadza się
opróżnianie; wyrażona w calach,
n - liczba przewodów wentylacyjnych pracujących jednocześnie,
typy Fc: idealna dysza 1.0
regularny LV = 2,0
regularny kanał 1,8
Venturi LPV 3.2
kanał przepustowy 1.6 (typowy przypadek).
Dla przykładu: wg powyższego wzoru czas opróżniania gazociągu o średnicy 56” poprzez
przewód o średnicy 12’ wynosi 199,1 minut dla odcinka gazociągu o długości 10 mil.
8.5. Główne elementy wyznaczające poziom zagrożeń od gazociągu
Główne elementy, które mają znaczenie dla ryzyka w fazie planowania i projektowania są
następujące:
a) Wyznaczanie trasy gazociągu; szczególnie powinno unikać się przekraczania obszarów
wrażliwych. Pojęcie obszarów wrażliwych obejmuje tereny podmokłe, obszary ochrony
przyrody, obszary ochrony wód podziemnych lub gruntowych, obszary ochrony ujęć
wody.
b) Gazociąg musi mieć trasę wyznaczoną poza lasami i zadrzewieniami.
c) Przekraczanie dróg, ulic, linii kolejowych i cieków wodnych w miejscach, które
pozwalają na przyjęcie rozwiązań optymalnych z ekologicznego i technicznego punktu
widzenia.
d) Monitoring miejsc lokalizacji projektowanych obiektów (stacji), unikanie obszarów
wrażliwych opisanych w punkcie a) i unikanie miejsc łatwo dostępnych z głównych
dróg.
e) Sprawdzenie miejsc lokalizacji urządzeń eksploatacyjnych służących w przyszłości do
utrzymywania gazociągu w ruchu.
Podobnie jak w przypadku rurociągów przesyłowych cieczy palnych przy identyfikacji
źródeł zagrożeń i analizach ryzyka poważnych awarii należy rozpatrzyć następujące czynniki:
a) założenia projektowe i obliczenia,
183

) używanie norm i standardów,
c) systemy zapewniania jakości przy realizacji budowy,
d) rozwiązania inżynieryjne i organizacyjne dla zapewnienia bezpieczeństwa rurociągu
w przy normalnej eksploatacji i w stanach awaryjnych.
W przypadku rurociągów metodyki oszacowań ilościowych zagrożeń i ryzyka poważnych
awarii są analogiczne do tych przedstawionych wcześniej dla rurociągów cieczy palnych.
W szczególności mają tu zastosowanie algorytmy obliczeń skutków pożarów i wybuchów
przedstawione w Dodatku 2.
184

9. Oszacowanie ryzyka względnego
Jedną z uproszczonych metod oszacowania ryzyka względnego rurociągów przesyłowych jest
metoda indeksacji ryzyka. Polega ona na przyporządkowaniu poszczególnym czynnikom
ryzyka punktów wymienionych poniżej w pewnej przyjętej skali wartości, przy
uwzględnieniu - poprzez odpowiednie wagi - wpływu tych czynników na wielkość ryzyka.
Wykaz elementarnych czynników ryzyka i algorytmy ich oszacowania przedstawia
Dodatek 3.
Przedstawiona metodyka oparta jest na pracy Borysiewicz M., Potempski S. [20] i jest
analogiczna do tej ostatnio przedstawionej w publikacji M. Markiewicza [19].
Maksymalna suma punktów dla każdej z grup wynosi 100, przy czym większa liczba
punktów oznacza większe bezpieczeństwo. Całkowita liczba punktów może zatem wynieść
400 – odpowiada to sytuacji idealnej, w której mamy do czynienia z najbardziej bezpieczną
instalacją w tym rozumieniu, że zastosowano wszystkie możliwe środki.
Poza wyżej wymienionymi czynnikami można jeszcze rozważać inne, takie jak sabotaż, bądź
obecność innych instalacji. Jednak takich elementów zwykle nie uwzględnia się w formalnej
analizie z uwagi na wiele trudnych do oszacowania czynników jak i – na ogół – znaczne
mniejsze prawdopodobieństwo ich wystąpienia.
Dodatkowym założeniem może być również to, że wcześniejsze wycieki lub usterki
stwierdzone w danym systemie zwiększają jego wrażliwość na kolejne uszkodzenia.
W poniższych tabelach podano procentowy udział tzn. wagę poszczególnych parametrów dla
każdej z czterech wymienionych wcześniej grup czynników.
Tabela 9.1. Parametry dla czynników zewnętrznych (interwencji stron trzecich)
Parametry dla czynników zewnętrznych Udział procentowy
Głębokość pokrycia 20
Poziom aktywności 20
Kontrola 15
Działania typu „one-call” 15
Edukacja społeczeństwa 15
Zagrożenia części powierzchniowych 10
Wyznaczona trasa 5
RAZEM: suma czynników zewnętrznych 100
185

Punkty związane z grubością warstwy przykrywającej rurociągu można przydzielić
następująco:
- dla głębokości pokrycia 0 – punktów 0,
- dla głębokości pokrycia 0-18 cali – punktów 4,
- dla głębokości pokrycia 19-36 cali – punktów 8,
- dla głębokości pokrycia > 36 cali – punktów 12,
- dla wyjątkowo mocnego pokrycia – punktów 15-20.
Zasadniczo rurociąg powinien zostać przykryty warstwą ziemi o grubości co najmniej 1 m.
Normy europejskie i niektóre międzynarodowe zezwalają na 0.80 m, ale nowoczesne
maszyny rolnicze wnikają w glebę do głębokości większej niż 0.80 m. Również istniejące
systemy drenarskie położone są głębiej niż 1.00 m.
Poziom aktywności związany jest z następującymi czynnikami:
- ilość meldunków dotyczących instalacji,
- względna gęstość innych instalacji podziemnych,
- gęstość zaludnienia,
- poziom aktywności oszacowany na podstawie ocen personelu.
Punkty przydzielane kontroli zależą od takich czynników jak: częstość i regularność patroli,
rodzaj kontroli (naziemna lub z powietrza) oraz możliwości obserwacyjne. Należy tu również
uwzględnić stopień wyszkolenia obserwatorów.
„One-call” jest systemem umożliwiającym w jednolity i prosty sposób kontaktowanie się
zainteresowanych we wszystkich sprawach dotyczących rurociągu. Zwykle wprowadza się
dedykowany numer telefoniczny dla komunikowania się przez wszystkich zainteresowanych,
łącznie z okoliczną ludnością w sprawach rurociągu, a także dla informowania o zauważonej
awarii. Należy ocenić efektywność otrzymywania oraz odpowiedzi na otrzymane w ten
sposób powiadomienia.
Edukacja społeczna gra z kolei istotną rolę w zmniejszeniu możliwych szkód. Należy tu
uwzględnić takie elementy jak:
- wysyłanie informacji pocztą do miejscowej ludności,
- coroczne spotkania z mieszkańcami,
- spotkania z lokalną obsługą,
186

- regularne programy edukacyjne dla miejscowej ludności,
- bezpośrednie kontakty z osobami zamieszkałymi najbliżej,
- ogłoszenia w mas-mediach.
Zagrożenia części powierzchniowych muszą uwzględnić możliwe akty wandalizmu, wpływ
ruchu, różne warunki pogodowe oraz przypadki niezamierzonego użycia dla obiektów
wyeksponowanych takich jak pompy, zawory itp.
Sposób w jaki została wyznaczona trasa ma wpływ na możliwość ingerencji stron trzecich
(np. robienie wykopów). Pod tym względem należy ocenić każdy segment rurociągu. Główną
zasadą wytyczania trasy (wyboru drogi) jest ustalenie najkrótszego połączenia pomiędzy
dwoma określonymi punktami. Zwykle jest to linia zbliżona do prostej, ale w związku
z przeszkodami naturalnymi w większości przypadków nie istnieje możliwość wytyczenia
trasy gazociągu według linii prostej. Przekraczanie rurociągiem tras komunikacyjnych
powinno być realizowane poprzez prowadzenie linii prostopadle do tych obiektów, w celu
uniknięcia przebiegu dłuższych odcinków na obszarach, których nie można kontrolować.
W szczególności dobrze jest gdy można uniknąć przekraczania obszarów torfowisk, terenów
bagiennych czy gleb hydrogenicznych. Jeśli jest to możliwe do wytyczenia trasy powinny być
wykorzystywane przede wszystkim tereny uprawne. Obszary leśne należy przecinać wzdłuż
istniejących dróg i młodych drzewostanów. Korzystanie z nieużytków powinno być
ograniczone do minimum, jako że w krajobrazie są one zidentyfikowane jako biotopy o
określonej wartości. Kierując się zasadą wyznaczania przebiegu rurociągu z zachowaniem
bezpiecznych odległości, powinno się utrzymać odległość co najmniej 15 do 20 m od
zabudowań i osadnictwa.
Przy zapobieganiu uszkodzeniom ze strony trzeciej należy ponadto szczególną uwagę zwrócić
na:
- utrzymanie świadomości o istnieniu rurociągu przez wszystkich planujących
prowadzenie wykopów w rejonie rurociągu;
- właściwe oznakowanie.
187

Tabela 9.2. Parametry dla korozji
Parametry dla korozji
Udział procentowy
Korozja atmosferyczna 10
Korozja wewnętrzna 20
Korozja części podziemnych
10
Warunki pokrycia 15
Ochrona katodowa 15
Przyłącza urządzeń 15
Korozja mechaniczna 5
Inspekcje wewnętrzne (ILI – internal line 10
inspection) *)
RAZEM: suma dla korozji 100
*)
Wskaźniki ILI to urządzenia elektroniczne mające zdolność wykonywania pomiarów wewnątrz rurociągu
(zwane też „intelligent” lub „smart pigs”).
Korozja atmosferyczna zależy przede wszystkim od lokalizacji rozważanego segmentu
rurociągu. Generalnie można powiedzieć, iż w obszarach o większej wilgotności (np.
w obszarach nadmorskich) warunki są gorsze, więc dla tych odcinków powinno być
przydzielone mniej punktów.
Oszacowanie korozji wewnętrznej związane jest z takimi elementami jak:
- zastosowanie elementów wcześniej używanych,
- elementy nisko położone, gdzie nagromadzenie się czynników korozji jest większe,
- wykorzystanie wskaźników ILI (Internal Line Inspection).
Zasadnicza część oszacowania korozji związana jest z częścią podziemną rurociągów –
pozostałe wymienione parametry właśnie jej dotyczą. Należy tu uwzględnić następujące
czynniki:
- korozyjność gleby i środowiska (charakterystyka elektrolityczna gleby),
- stan pokrycia: typ i wiek, dane z przeprowadzonych inspekcji, wymagana wielkość
zabezpieczenia katodowego,
- efektywność ochrony katodowej na podstawie testów oraz wskaźników ILI oraz inspekcji
styku rury z glebą (tzw. Close Interval Survey - CSI),
- potencjalne interfejsy: inne urządzenia podziemne, obudowy itd.,
- korozja mechaniczna uwzględniająca poziom naprężenia rury oraz warunki które mogłyby
spowodować parcie mechaniczne,
- wskazania zewnętrznej korozji ze wskaźników ILI,
- rodzaj używanych wskaźników ILI,
- kiedy przeprowadzono ostatnie testy weryfikujące integralność systemu.
188

Tabela 9.3. Parametry dla czynników projektowych
Parametry dla czynników projektowych Udział procentowy
Wytrzymałość rur
20
Poziom bezpieczeństwa
Zmęczenie materiału
Fluktuacje („surge potential”)
Testy integralności
Ruchy ziemskie
RAZEM: suma czynników projektowych
10
15
15
20
20
100
Parametr wytrzymałości rur ma podawać względną siłę rurociągu, którą się szacuje poprzez
margines bezpieczeństwa tzn. wielkość zapasu ciśnienia pod jakim rurociąg może jeszcze być
eksploatowany. To z kolei da się wyrazić dla poszczególnych odcinków jako stosunek siły
rurociągu do maksymalnego ciśnienia operacyjnego. Siłę rurociągu wyznacza się z ciśnienia
wewnętrznego, uwzględniając opór elektryczny spawanych rur.
Poziom bezpieczeństwa związany jest z porównaniem najsłabszego ogniwa rurociągu z
założonym maksymalnym ciśnieniem operacyjnym. Tym najsłabszym ogniwem może być nie
tylko odcinek rury, ale również zawór, zbiornik ciśnieniowy czy inny element.
Zmęczenie materiału można mniej więcej oszacować w zależności od odległości od stacji
pomp – zakłada się że w odległości do 1 mili zmęczenie może być największe, zaś powyżej 8
mili jest już zaniedbywalne. Najbardziej właściwe jest jednak dokładniejsze monitorowanie
zmęczenia materiałowego na podstawie modeli obliczeniowych i odnotowanych fluktuacji
ciśnień. Również testy integralności mogą wykryć defekty prowadzące do uszkodzeń
związanych ze zmęczeniem materiału. W szczególności wszystkie połączenia spawane
powinny przejść próby przy użyciu ultradźwięków i promieni rentgenowskich. Również
ważny jest test ciśnieniowy (próba hydrostatyczna) wykonywany pod koniec fazy budowy.
Jednym z istotnych kroków jest praca tłoka inteligentnego. Tłok testujący zaopatrzony w 48
do 60 urządzeń testujących i pomiarowych przesuwany jest wewnątrz złączonego gazociągu.
Urządzenie używane jest m.in. w celu wykrycia deformacji rurociągu, które przekraczają
dopuszczalną tolerancję.
Ciśnienie falowania (fluktuacje ciśnień) jest łączone ze zwykłym ciśnieniem operacyjnym i
wyraża się za pomocą procentu maksymalnego ciśnienia operacyjnego (technicznie mówiąc
189

szczyt falowania jest nałożony na profil hydrauliczny w celu wyznaczenia ciśnienia
falowania). Punkty odpowiadające temu parametrowi można przydzielić następująco:
- ciśnienie falowania większe od 130% max.: 0 punktów,
- ciśnienie falowania od 120 do 130% max.: 2.3 punktów,
- ciśnienie falowania od 110 do 120% max.: 3.8 punktów,
- ciśnienie falowania od 100 do 110% max.: 5.3 punktów,
- ciśnienie falowania poniżej 100 % max.: 7.5 punktów.
Ponadto należy uwzględnić poziomy ciśnień, zwiększające prawdopodobieństwo zmęczeń.
W USA ustalono za pomocą symulacji komputerowych możliwość przekroczenia
maksymalnych, dopuszczalnych ciśnień w wyniku gwałtownych zamknięć głównych
zaworów lub wyłączenia pomp.
Test integralności jest parametrem pokazującym ewentualne zmniejszenie ryzyka. Zwykle
dotyczy to testów hydrostatycznych i z podwyższonym ciśnieniem dla szwów (połączeń),
elementów laminowanych itd.
Można jednak system zapewnienia integralności systemu rurociągu widzieć szerzej jako część
systemu zarządzania bezpieczeństwem. Wprowadzenie takiego systemu jest wymagane dla
obowiązujących już regulacji prawnych dotyczących stałych instalacji przemysłowych
objętych Dyrektywą UE Seveso II jak również przewidziane w opracowywanych nowych
regulacjach UE dotyczących bezpośrednio bezpieczeństwa rurociągów przesyłowych.
Obowiązują one w prawodawstwie i różnego rodzaju wytycznych dla rurociągów
przesyłowych w Stanach Zjednoczonych.
Ruchy ziemskie obejmują ruchy sejsmiczne (aktywność sejsmiczną na danym terenie), efekty
asejsmiczne (deformacje) oraz obsunięcia i podmywanie ziemi.
Tabela 9.4. Parametry niewłaściwych operacji
Parametry dla niewłaściwych operacji Udział procentowy
Konstrukcja/projekt 10
Szkolenie 20
Procedury 15
Mapy i dane 5
Nadciśnienie 10
System bezpieczeństwa 10
Utrzymanie 10
Komunikacja 10
Zapobieganie błędom mechanicznym 5
Oszacowanie innego ryzyka 5
RAZEM: suma dla niewłaściwych operacji 100
Ta część parametrów dotyczy głównie tzw. czynników ludzkich:
190

- identyfikacja tych części systemu, dla których jest większe prawdopodobieństwo
popełnienia błędów w trakcie projektu lub konstrukcji,
- efektywność procesu szkolenia,
- kompletność i adekwatność stosowanych procedur wraz z kompletnym zestawem map i
danych technicznych,
- miara jak łatwo nadciśnienie może być spowodowane błędami ludzkimi,
- niezawodność systemów bezpieczeństwa,
- prawidłowość utrzymywania instalacji oraz systemów komunikacyjnych,
- zabezpieczenie przed błędami mechanicznymi (stosowanie blokad, kolorowych oznaczeń
etc.).
Systemy bezpieczeństwa i stosowane procedury powinny zwłaszcza uwzględnić następujące
elementy:
a) systemy detekcji wycieków wykorzystujące zwykle:
- systemy monitorowania stacji pomp i zaworów (zwykle stosowane do dużych
wycieków powyżej 6-8%, czas od alarmu do reakcji zwykle ok. 5 min.);
- cykliczne analizy bilansu masy (przeprowadzane zwykle co 2 godz. mogą wykryć
małe wycieki 0.3-0.6% i zapewnić czas reakcji ok. 0.5-2 godz.).
b) plany awaryjne, obejmujące:
- zasady komunikowania dla podjęcia działań,
- procedury detekcji uwolnień i ich likwidacji,
- opis wymaganych działań ratowniczych,
- opis oddziałów ratowniczych i ich zadań,
- sprzęt do komunikowania się,
- zasady ochrony ludzi i elementów wrażliwych środowiska,
- zasady współpracy z lokalnymi służbami ratowniczymi.
Wzorując się na danych amerykańskich można uznać iż minimalne wymagane wielkości
poszczególnych grup czynników są następujące:
- czynniki zewnętrzne: 48 pkt.,
- korozja: 28 pkt.,
- czynniki projektowe: 39 pkt.,
- niewłaściwe operacje: 46 pkt..
co czyni razem 161 pkt. Instalacje poniżej tej wartości (≤160) uznawane są za niebezpieczne.
191

Bibliografia do rozdziałów 1, 3-9
1. Borysiewicz M., Furtek A., Potempski S., Poradnik metod ocen ryzyka związanego z
niebezpiecznymi instalacjami procesowymi, Instytut Energii Atomowej Otwock-
Świerk 2000.
2. Environmental Assessment od the proposed Longhorn Pipeline System, Vol. 1-3 US,
DoT, Research and Special Program Administration, EPA 1999.
3. Risk Management Program Standard, Joint Team of; The Office of Pipeline Safety,
American Petroleum Institute, Interstate Natural Gas Association of America,
National Association of Regulatory Utility Commissions, National Association of
Pipeline Safety Representatives Gas Research Institute September, 1996.
4. Review of Transmission Pipeline Accidents Involving Hazardous Substances, Report
EUR 18122 EN.
5. Pipeline Safety Instrument – PSI, Regulatory Benchmark for the Control of Major –
Accident Hazards Involving Pipelines, Overview of Responses, MAHB
To3.30/22/99/GP/Gp, Joint Research Centre, May 1999.
6. Economic Commission for Europe, Inland Trasport Committee, Ad Hoc
Multidisciplinary Group Of Experts On Safety in Tunnels, Report of the Ad Hoc
Multidisciplinary Group of Experts, On Safety in Tunnels on Its Third Session, (20-21
March 2001), Addendum 1, Annex, Consideration of draft recommendations of the Ad
hoc Multidisciplinary Group of Experts on Safety in Tunnels.
7. Report on a study of international pipeline accidents, prepared by Mechphyic
Scientific Consultants for the Health and Safety Executive, Contract Research Report
294/2000.
8. Revised Risk Assessment for the Air Characteristic Study, Volume I,Overview, EPA
530-R-99-19a, November 1999.
9. Revised Risk Assessment for the, Air Characteristic Study, Volume II, Technical
Background Document, EPA 530-R-99-019b, November 1999.
10. Wesley B. McGehee: Maximum Allowable Operating Pressure (Maop) Background &
History prepared for Gas Research Institute, March 5, 1998.
11. Code of Federal Regulations, Title 49, Volume 3, Parts 186 to 199: Title -
Transportation,Chapter I-Research And Special Programs Administration, Department
Of Transportation, October 1, 1999.
12. Stiver, W. and D. Mackay. 1984. Evaporation rate of spills of hydrocarbons and
petroleum mixtures. Environmental Science and Technology 18:834-840.
13. Yapa, P. D. and H. T. Shen. 1994. Modelling river oil spills: a review.
Journal of Hydraulic Research 32:765-781.
192

14. Yapa, P. D., H. T. Shen, and K. S. Angammana. 1993. Modeling oil spills in a riverlake
system. Report No. 93-1. Department of Civil and Environmental
Engineering.Potsdam, NY: Clarkson University. 95 pp.
15. Yapa, P. D., S. A. Weerasuriya, D. P. Belaskas, and T. Chowdhury. 1993. Oil
spreading in surface waters with an ice cover. Report No. 93-3. Department of Civil
and Environmental Engineering. Potsdam, NY: Clarkson University. 84 pp.
16. Holnicki, Nahorski, Zochowski „Modelowanie Procesów Środowiska Naturalnego”,
Warszawa 2000, Wyższa Szkoła Informatyki Stosowanej i Zarządzania.
17. Joseph Guarnaccia, George Pinder, Mikhail Fishman, Robert S. Kerr, US EPA,
EPA/600/R-97/102, NAPL-Simulator, 1997.
18. Randall J. Charbeneau, James W. Weaver, Bob K. Lien, Robert S. Kerr, US EPA,
EPA/600/R-94/039b, The Hydrocarbon Spill Screening Model (HSSM), 1995.
19. Markiewicz M. Próby jakościowej oceny ryzyka eksploatacji gazociągów z
uwzględnieniem wyników diagnostyki korozyjnej. IGNiGV Krajowa Konferencja
Techniczna – Zarządzanie ryzykiem w eksploatacji rurociągów, Płock, 23-24.05.2002.
20. Borysiewicz M., Potempski S.: Metodyka ocen ryzyka dla rurociągów. Instytut
Energii Atomowej, Warszawa, 2001.
Bibliografia do rozdziału 2
1. Amendola, A. , Francocci, F. & Chaugny, M., (1994). Gravity Scales for Classifying
Chemical Accidents, Proceedings of the 7th ESReDA Seminar on Accident Analysis,
Ispra.
2. Blything, K. W. (1984). In-Service reliability data for underground cross-country oil
pipelines, Safety Reliability Directorate, UKAEA, 19844
3. Claus, P.G. (1996 ). (Marcogaz), Natural gas pipelines; a scene of safety, Proceedings
of OECD Workshop on pipelines, Oslo.
4. CONCAWE, (1996). Performance of Cross-Country Oil Pipelines in Western Europe,
Report No 4/95, Proceedings of OECD Workshop on Pipelines, Oslo, 1996.
5. CONCAWE, (1994). Performance of Cross-Country Oil Pipelines in Western Europe,
Report No 5/94, Brussels.
6. CONCAWE, (1982). Performance of Cross-Country Oil Pipelines in Western Europe,
Report No 11/82, Den Haag.
7. CONCAWE, (1979). Performance of Cross-Country Oil Pipelines in Western Europe,
Report No 6/79, Den Haag.
8. CONCAWE, (1977). Spillages from Oil Industry Cross-Country Pipelines in Western
Europe, Report 9/77, Den Haag.
9. Council Directive 96/82/EC of 9 December 1996 on the control of major-accident
hazards involving dangerous substances, Official Journal of the European
Communities, Luxembourg, 1997.
10. Cullen, J., (1996). The competent PIG, Pipes & Pipelines International, Nov.-Dec.
11. EGIG, (1993). Gas Pipeline Incidents, European Gas Pipeline Incident Group, Report
1970-1992, Secr. Gasunie, Groningen.
193

12. Eiber, R.J. & Jones, D.J. , (1992). Analysis of Reportable Incidents for Natural Gas
Transmission and Gathering Lines, June 1984 through 1990, American Gas
Association NG-18 report No. 200, Battelle Ohio.
13. Eiber, R.J., Bubenic, T.A., & Leis, B.N. , (1993), Pipeline failure mechanisms and
characteristics of the resulting defects, Proceedings of 8th Symposium on Pipeline
Research, AGA.
14. EU, (1997). Major Pipeline Hazards-Safety and Environmental Protection, Proceeding
of a Workshop on Major Pipeline Hazards (hosted by the German Government in cooperation
with EC-DGXI), Berlin, October 1997.
15. Hill, R.T., (A.D. Little),(1991). Pipeline Risk Analysis, I ChemE Symposium Series
No. 130.
16. Hill, R.T.,& Catmur , J. R. ,(A.D. Little), (1995). Risks from Hazardous Pipelines in
the United Kingdom, HSE contract research report No. 82/1994, HMSO UK.
17. Jones, D.J., et al., (1992). Analysis of Reportable Incidents for Natural Gas
Transmission and Gathering Lines 1970 - 1984, American Gas Association NG-18
report No. 158, Battelle Ohio.
18. Kim, B.I., Sharma, M.P., & Harris, H.G., (1991). A statistical approach for predicting
volume of oil spill during pipeline operations, Proceedings of 66th Annual technical
Conference of Society of Petroleum Engineers, Dallas.
19. Levin, S.I. & Kharionovsky, V.V., (1993). Causes and frequency of failures on gas
mains in the USSR, All Russian Scientific/Research Institute for Natural Gas and Gas
Technology (VNIIGAS), Moscow, Journal of Pipes and Pipelines International, July
-Aug.
20. Macara, C.,( 1996). (CONCAWE), Pipeline Integrity Management, Proceedings of
OECD Workshop on Pipelines, Oslo.
21. Marcogaz, (1996). Natural gas industry practice for transmission pipeline systems to
comply with national legislation, Marcogaz Report GS/TP/027/96, Brussels.
22. Martin, E., (1996a). (CONCAWE), Oil Industry Pipelines, Proceedings of OECD
Workshop on Pipelines, Oslo.
23. Martin, E., (1996b). (CONCAWE), Incidence of Spillages from Oil Industry Pipelines
in W. Europe, Proceedings of OECD Workshop on Pipelines, Oslo.
24. Martin, E.,( 1997). (CONCAWE), Incidence of spillages from cross-country oil
pipelines in W. Europe, Proceedings of European Conference on Leak Prevention of
Onshore and Offshore Pipelines, London.
25. Papadakis, G.A., (1999). Major hazard pipelines: a comparative study of onshore
transmission accidents, Journal of Loss Prevention in the process Industries,12(1999)
91-107
26. Papadakis, G.A., porter, S. & Wettig, J. (1999). EU initiative on the control of major
accident hazards arising from pipelines, Journal of Loss Prevention in the process
Industries,12(1999) 85-90
27. Papadakis, G.A., (1997). Gravity Scaling and Lessons Learnt in Pipelines Accident
Prevention, Proceedings of European Conference on Leak Prevention of Onshore and
Offshore Pipelines, London.
28. Papadakis, G.A. & Porter, S., (1996). Lessons learned on pipeline accidents,
Proceedings of OECD Workshop on pipelines, Oslo.
29. Papadakis, G.A., (1999) Review of Transmission Pipeline Accidents involving
Hazardous Substances Report EUR 18122 EN, JRC Italy
30. PC - FACTS, (1996). Database for Industrial Safety, Version 4.0 Dec. 1995, TNO
Institute of Environmental Sciences, Energy and Process Innovation, Department of
Industrial Safety, Apeldoorn.
194

31. Pipeline Safety Instrument – PSI, Regulatory Benchmark for the Control of Major –
Accident Hazards Involving Pipelines, Overview of Responses, MAHB
To3.30/22/99/GP/Gp, Joint Research Centre, May 1999.
32. Review of Transmission Pipeline Accidents Involving Hazardous Substances, Report
EUR 18122 EN.
33. Schafer, H., Bottari, H., Chavanne, J.,& Lamble, J., (1986). (CONCAWE), Pipe line
spills in Europe : number, causes and severity, Journal of Pipe Line Industry,
November.
34. Thayne, A., (1996 ). (HSE), Pipeline incidents: a world-wide view ?, Proceedings of
OECD Workshop on Pipelines, Oslo.
35. USA Department of Transportation Office of Pipeline Safety, (1991). Annual Report
on Pipeline Safety 1991, Washington DC.
36. Zurcher, J., (1996). USA Case Histories of Pipeline Incidents 1970 -1996,
Proceedings of OECD Workshop on Pipelines, Oslo.
195