Материальный баланс газа, характеризующий выбросы в атмосферу

Ухтинский государственный технический университет

(УГТУ)

 

РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ

 

Методические указания

к выполнению контрольной работы для студентов специальности 130501

«Проектирование, сооружение и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

 

 

Ухта 2009

УДК 622.692.4.07

В 55

 

Вишневская, Н. С.

Ресурсосберегающие технологии [Текст]: метод. указания / Н. С. Вишневская, Г. Г. Кримчеева. – Ухта: УГТУ, 2009. – 59 с.

 

Методические указания предназначены для студентов специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» и соответствуют требованиям государственного образовательного стандарта данной специальности.

 

Методические указания содержат основные положения по выполнению контрольной работы по дисциплине «Ресурсосберегающие технологии».

 

Содержание заданий соответствует рабочей учебной программе специальности.

 

Методические указания рассмотрены, одобрены и рекомендованы для издания на заседании кафедры ПЭМГ от 05 декабря 2009 года, протокол № 5.

 

 

Рецензент Агиней Р.В.

Редактор Чикова Н.А.

В методических указаниях учтены замечания рецензента и редактора.

 

 

План 2009 г., позиция 108.

Подписано в печать 14.12.2009 г. Компьютерный набор.

Объём 59 с. Тираж 100 экз. Заказ № 237.

 

© Ухтинский государственный технический университет, 2009

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

Отдел оперативной полиграфии УГТУ.

169300, Республика Коми, ул. Октябрьская, 13.

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ. 3

ВВЕДЕНИЕ. 4

Практическoе занятие 1. 5

Практическое занятие 2. 8

Практическое занятие 3. 9

Практическое занятие 4. 14

Практическое занятие 5. 16

5.1 Оценка факторов, определяющих величину ущерба окружающей
природной среде при авариях на нефтепроводах. 17

5.2 Определение количества нефти, вылившейся из МН вследствие
аварии. 17

5.3 Истечение нефти из МН с момента закрытия задвижек до
прекращения утечки. 19

5.4 Оценка площади загрязнения земель и водных объектов. 20

5.5 Оценка степени загрязнения земель. 21

5.6 Оценка степени загрязнения водных объектов. 21

5.7 Оценка степени загрязнения атмосферы.. 23

5.8 Баланс количества вылившейся нефти. 24

Практическое занятие 6. 24

6.1 Оценка ущерба, подлежащего компенсации. окружающей природной
среде от загрязнения нефтью водных объектов. 26

6.2 Оценка ущерба, подлежащего компенсации, окружающей природной
среде от загрязнения атмосферы.. 26

6.3 Плата за загрязнение природной среды при авариях на МН.. 26

Основные условные обозначения: 26

2 ЗАДАНИЯ НА КОНТРОЛЬНУЮ РАБОТУ.. 31

2.1 Общие указания. 31

2.2 Таблица вариантов на контрольную работу. 31

Библиографический список.. 34

Приложения...................................................................................................... 35

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Курс «Ресурсосберегающие технологии» является одной из специальных дисциплин в подготовке специалистов для нефтегазового комплекса. Изучение его даёт студентам специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» необходимый комплекс теоретических и практических знаний по вопросам ресурсосбережения.

В результате изучения дисциплины студенты должны знать специфику и структуру энергозатрат при эксплуатации, проектировании и сооружении газонефтепроводов, компрессорных и нефтеперекачивающих станций, а также хранилищ газа и нефти, оборудования КС и НПС, уметь использовать современную компьютерную технику, справочную литературу, нормативную и проектную документацию.

В методическом указании даны основные направления ресурсосбережения в нефтяной и газовой промышленности, перспективы развития отрасли и энерго-ресурсопотребления, структура издержек предприятий нефтегазового комплекса, экономия энергоресурсов – новый источник энергии.

Практическoе занятие 1

Нормирование расхода топливного и технологического газа, нормирование потерь.

Материальный баланс газа, характеризующий выбросы в атмосферу.

 

Расход на собственные нужды

Потери газа

 

Энергетические

технологические

аварийные

 

Утечки

 

В Ы Б Р О С Ы

 

CH4, CO2, CO, NOx продукты сгорания

CH4, (метан) с продувками

CH4, (метан) при аварийном выбросе

CH4, CO2, CO, NOx неорганизованные выбросы

 

CH4, CO2, CO, NOx при возгорании аварийного выброса

 

Рисунок 1. Структура балансовых показателей газа

Таблица 1

Технологические потери топливного газа на КС

Объекты	Суммарная установленная мощность ГПА, тыс.М Вт	Объём транспортируемого газа млрд. м3/год	Суммарная потеря метана млн. м3/год	Удельные потери метана на единицу мощности парка ГПА тыс. м3/год/МВт	Удельные потери метана % объёма транспортируемого газа
Газпром Трансгаз Ухта	40,0	534,5	3053,7/887,8	76,3/22,2	0,57/0,166

Примечание: В числителе – данные по компрессорным станциям, в знаменателе – по линейной части магистральных газопроводов.

Прямые затраты топливного газа:

· (расход на собственные нужды) обусловленных производственной деятельностью газотранспортных предприятий.

Технологические затраты:

· работа газоперекачивающих агрегатов на КС для компримирования и транспортировке газа по линейной части газопроводов;

· наличие перетоков компримированного газа в обвязках нагнетателей и входных коммуникаций газоперекачивающих агрегатов;

Энергетические затраты:

· работа котлоагрегатов малой и средней мощности, работающие на природном газе;

Технологические потери топливного газа на компрессорных станциях:

· продувка контура нагнетателя;

· продувка пылеуловителей;

· пуск-остановка газоперекачивающих агрегатов;

· потери по системе уплотнения («масло-газ»)

· выбросы метана с отходящими газами.

Потери и затраты можно условно разделить:

· явные;

· скрытые (неявные);

Явные потери и затраты очевидны, их можно обнаружить и рассчитать в технологическом процессе, на КС:

· утечки при стравливании и продувке обвязки нагнетателей в процессе пусков и остановок газоперекачивающих агрегатов;

· потери в системе уплотнения нагнетателей газоперекачивающих агрегатов;

· затраты топливного газа ГПА на КС для компримирования и транспортирования газа по линейной части газопроводов и гидравлической эффективностью, равной проектной.

Скрытые (неявные) потери и затраты трудно обнаружить, а определить их количество возможно только косвенным путём:

· затраты топливного газа на КС при снижении гидравлической эффективности линейных участков газопроводов от проектной величины;

· утечки при отклонении работы газоперекачивающих агрегатов от оптимальных режимов;

Мероприятия по снижению потерь:

· совершенствование технологии в целях уменьшения образования низконапорных газов. (Обычно эти газы сбрасываются на факел или выбрасываются в атмосферу). Низконапорные газы образуются в процессе добычи, переработки, транспорта и хранения газа и конденсата.

· разрабатываются целые направления по утилизации низконапорных газов – создание ряда электроагрегатов с поршневыми двигателями, использующими в качестве топлива углеводородный газ низкого давления, а также для компримирования газа и подачи в газовые магистрали.

· на компрессорных станциях при пусках- остановках ГПА соединить единым коллектором, все контуры агрегатов, который будет продуваться и выпускаться газ, а далее из коллектора отработанный газ используется в виде топливного для работающих агрегатов, а также котельных для подготовки горячей воды;

· при продувке пылеуловителей, отработанный газ утилизируется в виде топливного газа для ГПА и электростанций, а также для передачи в местные электростанции;

· применение газопоршневых электроагрегатов (типа ГПЭА) для утилизации газа.

Пример. Рассчитать утилизацию постоянно действующих выбросов газа сепарации масла газотурбинных установок мощностью 6300 КВт.

Для утилизации смонтирован коллектор, в который направляется газ из систем уплотнений. Из коллектора газ направляется на запитку агрегата типа ГПЭА. Определим мощность агрегата ГПЭА для отбора постоянно поступающего газа, при установленном балансе «приход – расход».

Мощность ГПЭА – 6300*0,01/0,75* 0,35= 240 КВт,

где 0,75 – плотность природного газа;

0,35 – удельный расход газа для производства; 1 КВт/час – электроэнергии

Для ГТУ мощностью 25000 КВт необходимо соответственно мощность ГПЭА:

25000*0,01/0,75*0,35 = 952 КВт

Вся вырабатываемая электроэнергия подаётся в энергосистему компрессорной станции.

Использование агрегатов ГПЭА для утилизируемого газа даст ряд преимуществ:

· для ГПЭА не имеет значение исходное давление газа, поэтому газ не надо дожимать;

· продукцией ГПЭА является электроэнергия и теплоэнергия;

· внедрение ГПЭА не требует значительных по сравнению с другими проектами утилизации первоначальных средств и сроки монтажа – 1, 2месяца, сроки изготовления – 6 месяцев.

Практическое занятие 2

Оперативную ориентировочную оценку нефтяного загрязнения вдоль течения определяют по методике, в основу которой положены гидрологические закономерности движения воды в реке и распределения нефтепродуктов на водной поверхности. Принята равнинная река, подчиняющаяся степенным зависимостям среднего многолетнего расхода воды:

Q_тип = 0,0039 * 2,83^N-1, (2.1)

где N – параметр, для крупных рек равный 12÷14, и длины реки от истока

L_тип = 0,8 * 1,83 ^N-1. (2.2)

Концентрация нефтепродуктов в конкретной реке на основе типовых условий может быть вычислена по формуле:

, (2.3)

где a ₁ – коэффициент, учитывающий отличие ожидаемого расхода воды Q(x) в растворе х рассматриваемой реки от типового расхода воды на том же удалении от начального места загрязнения:

х₀ [a₁ = Q_тип (τ) / Q(x)], (2.4)

где a ₂ – коэффициент, учитывающий изменение во времени доли нефтепродуктов в воде; a ₃ – коэффициент, учитывающий отличие фактического попадания нефтепродуктов; Р₀ – от типового (a ₃ = Р₀ /100)– концентрация, соответствующая сбросу 100 т нефтепродуктов в типовую реку в створе с расходом Q₀.

Для получения С_н (Q₀, x₀ - x) использованы следующие зависимости:

если 10 ≤ Q₀ ≤100, то Lg С_н (Q₀, x₀ - x) = (y₁ - y₂) (100 - Q₀)/90 + y₂,(2.5)

если 100 ≤ Q₀ ≤ 1000, то lg С_н (Q₀, x₀ - x) = (y₂ - y₃) (1000 - Q₀)/900 + y₃,(2.6)

где у ₁, у ₂ , у ₃ – точки пересечения кривых 1, 2, 3 с прямой, параллельной оси ординат и отстоящей от нее на расстоянии, равном удалению рассматриваемого створа х от створа х₀.

Метод можно использовать при незначительном изменении расходов воды в условиях, близких к стационарным условиям течения в меженный период. Поскольку распределение нефтепродуктов в речных потоках крайне неравномерно и зависит от многих факторов, точно прогнозировать распределение загрязнения невозможно.

Для ориентировочных расчетов площади загрязнения в единицу времени можно использовать формулу:

w = 0, 077 [ 0,085u_t/ ln (b/H)]^0,269,(2.7)

где u_t – скорость течения;

b, H – ширина и глубина водоема.

для изменения во времени доли нефтепродуктов в речной воде – формулу:

М (τ)=a₂(τ)M₀ ,(2.8)

где М₀ – масса разлитого нефтепродукта.

 

Практическое занятие 3

Загрязнения почвенно-растительного слоя земли. Рациональное использование почв – одна из важнейших проблем современности. Почвенно-растительный комплекс подвергается таким воздействиям как механическое и тепловое разрушение рельефа. Источниками загрязнения являются технические средства, технология строительства и эксплуатация трубопровода; утечки нефти и нефтепродуктов.

Загрязнение нефтью приводит к значительным изменениям физико-химических свойств почв. Снижается водонепроницаемость почвы. За счет углерода нефти в загрязненных почвах резко возрастает соотношение между углеродом и азотом, что приводит к ухудшению азотного режима почв и нарушению корневого режима растений.

Количественное содержание растений на опытных площадках уменьшалось по мере проникновения нефти вглубь. Разложение нефти в почвах северных районов идет медленно, в основном, путем переработки ее микроорганизмами.

Косвенное влияние нефти на почвенно-растительный комплекс обусловливается отсутствием методов сбора и удаления нефти на болотистых участках трассы. В связи с этим нередко нефть, разлившуюся по дневной поверхности, сжигают, что приводит к выжиганию леса. На участках многолетнемерзлых грунтов такие пожары могут привести к развитию криогенных процессов.

В отличие от районов с относительно умеренным климатом загрязнение нефтью и нефтепродуктами на Крайнем Севере имеет гораздо больше последствий. Низкие температуры воздуха и грунтовой среды, сильные ветры, небольшая продолжительность теплового периода, во время которого активизируются биологические процессы, обусловливают чрезвычайно строгий режим функционирования наземного растительного покрова. Поэтому, всякое нарушение режима может привести к необратимым последствиям.

Аварийная ситуация на нефтепроводе характеризуется не только величиной утечки, но и площадью нефтяного пятна и глубиной проникновения нефти в грунт. Установлено, что площадь распространения пролитой нефти зависит от проницаемости слагающих грунт пород, свойств нефти, периода года, водонасыщенности грунта и т.д. Применяем известную формулу для расчета площади нефтяного пятна:

S = 53,5×Q^0,89,(3.1)

где Q – величина утечки, м³, нельзя признать удачной.

Во – первых, она не учитывает рельеф местности. Во-вторых, свойства нефти и грунта также могут существенным образом влиять на динамику распространения пятна. Во многих публикациях рекомендуется оценка площади загрязнения по данным аэрофотосъемки и приборного обследования, при экспресс – анализе может быть использован также метод экспертных оценок.

Разлитые продукты распространяются как горизонтально, так и вертикально, и загрязнения образуют по форме перевернутый конус, достигающий подземных вод. Считается, что среднее проникновение нефти в грунт достигает 25 ÷ 40 см, а в трещинно-карстовых структурах она профильтровывается на глубину 10 ÷ 12 м, и попадает в водоносный горизонт.

В зимний период распространение нефтяных загрязнений существенно замедляется из-за повышения вязкости нефтяных веществ, формирования снежного покрова и промерзания почвы. Однако при этом нельзя не учитывать метаморфоз снежного покрова, возможности оттепелей и различия в водонепроницаемости мерзлой почвы. В период снеготаяния на впитывание талой воды в почву значительное влияние оказывает влажность почвы перед переходом температуры воздуха через 0°С, содержание жидкой влаги (незамерзающей при отрицательных температурах), глубина промерзания почвы. Интенсивность инфильтрации нефти в талую и мерзлую почву, сорбция нефтяных веществ в почвогрунтах, их биологическое разложение во многом зависят от химического состава нефти и физико-химических особенностей земли.

компьютерные модели распространения нефтяных загрязнений должны включать:

· оценку объемов инфильтрации нефтяных веществ в мерзлые и талые почвогрунты, их распределение по глубине и возможное поступление на поверхность грунтовых вод;

· описание переноса растворенных и эмульгированных нефтяных веществ талыми и дождевыми водами по поверхности водосброса и выноса нефтяных веществ поверхностными водами;

· описание водной эрозии поверхностного слоя почвы с содержащимися в ней загрязненными нефтью частицами;

· описание движения растворенных, эмульгированных и адсорбированных нефтяных веществ в русловой сети.

Точность и надежность таких моделей в значительной степени связана с наличием информации о свойствах природной среды (коэффициенте фильтрации и ряде других констант почвогрунтов, данных о рельефе, геометрических и гидравлических характеристиках водотоков), данных гидрометеорологических наблюдений. Часть необходимых констант может быть получена на основе литературных данных, другая часть может быть найдена путем калибровки моделей на основе имеющихся измерений, однако, во многих случаях потребуются и дополнительные натурные исследования.

Все увеличивающиеся требования к экологической безопасности создают необходимость предвидения возможных масштабов экологических последствий таких аварий и разработки мероприятий по уменьшению возможного ущерба в результате распространения нефтяных загрязнений при различных физико-географических и гидрометеорологических условиях. При определении потерь нефти от инфильтрации в грунт с дневной поверхности и из аварийного земляного амбара целесообразно пользоваться лабораторным методом, который заключается в определении шурфованием глубины протирки грунта нефтью, с последующим определением объема нефтенасыщенного грунта. Данный метод достаточно прост, однако, для получения адекватной информации необходимо предъявлять высокие требования к отбору кернов. Действительно, шурфование должно быть проведено равномерно по всей площади, залитой нефтью, что весьма трудоемко, а при больших площадях загрязнения практически не осуществимо.

В таких случаях целесообразно провести разбиение общей площади загрязнения S_Д на равновеликие площади (удельные площади) DS. При этом число шурфов для каждой площадки должно оставаться постоянным.

Удельную площадь нужно подбирать из условий практически возможного числа номера шурфов и требуемой точности расчетов, то есть

DS = S_Д/N, (3.2)

где N = 10¸20.

Площадь DS можно определить по радиусам окружности, ограничивающим эту площадку (рис. 2). В общем случае

(3.3)

где i – номер удельной площадки (i = 1,2...N).

Из (1) с использованием (2) имеем

, (3.4)

или

. (3.5)

 

 

Рисунок 2. Схема расчёта места шурфования

Расстояние от центра площади S_Д до места шурфования можно определить по следующей формуле:

, (3.6)

или с учетом (4):

. (3.7)

Например, при i = 1; r_i-1 = r₀ = 0, тогда .

В случае, когда площадь загрязнения велика (S_Д ³ 5000 м²), величина D S все же не должна превышать 500 м². Количество шурфований, которые необходимо осуществить в одном направлении от центра S_Д, определяются по формуле

N=S_Д / 500 (3.8)

Например, для случая, когда площадь нефтяного пятна S_Д ³ 5000 м², удельная площадь DS = 500 м², то расстояния до точек шурфования от центра разлива принимают следующие значения:

l₁ = 6,3 м; l₂ = 15,2 м l₃ = 21,1 м; l₄ = 24,6 м;

l₅ = 27,7 м; l₆ = 30,4 м; l₇ = 32,9 м; l₈ = 36,4 м;

l₉ = 38,5 м; l₁₀ = 40,5 м.

Среднюю глубину пропитки грунта по площади S_Д можно определить по формуле

, (3.9)

где h_iСР – средняя глубина пропитки на i -той площадке;

n – число направлений, по которым проводится шурфование.

Практически достаточно принять n = 2÷4.

После определения средней глубины пропитки по (8)

. (3.10)

Нефтенасыщенность определяют в лабораторных условиях Объём нефти в образце:

, (3.11)

где G и G’ – масса образца, соответственно, до экстрагирования и после его высушивания;

u_в – объём воды, накопившейся в ловушке;

g_н, g_в – объёмный вес, соответственно, нефти и воды.

Отсюда нефтенасыщенность породы

, (3.12)

где u_п – объём пор в образце.

Для приблизительных, расчетов, можно пользоваться экспериментальными данными, согласно которым нефтеемкость грунтов определяется их типом и расположением на глубине (почвенный слой принят равным до 30 см от поверхности). Данные в табл. 2.

 

Таблица 2

Максимальная нефтеемкость грунтов (кг нефти / кг грунта)

Тип грунта	Нефтеемкость
почвенный слой	подстилающий слой
Песок	0,26	0,21
Супесь	0,35	0,30
Суглинок	0,45	0,31
Глина	0,48	0,31
Торф	0,94	0,78

 

Нефтенасыщенность грунта G_Н целесообразно определять на основании более простого лабораторного анализа. Нефтенасыщенность пробы грунта определяют по формуле

G_{Н i} = G/V_ГР, (3.13)

где G – количество в экстракте, кг;

V_ГР – объем пробы грунта, м³.

Ориентировочно нефтенасыщенность грунта можно определить также с учетом возможной нефтеемкости К_НГ (см. табл. 3), используя следующее соотношение:

G_Нi = К_НГ V_ГР ρ_Н. (3.14)

 

Таблица 3

Значение нефтеемкости грунтов, К_НГ

Грунт	Влажность, %
Гравий (диаметр частиц 2÷20 мм)	0,30	0,24	0,28	0,12	0,06
Пески (Æ частиц 0,05÷2 мм)	0,30	0,24	0,18	0,12	0,06
Кварцевый песок	0,25	0,20	0,15	0,10	0,05
Супесь, суглинок	0,35	0,28	0,21	0,14	0,07
Суглинок легкий	0,47	0,38	0,28	0,18	0,10
Глинистый грунт	0,20	0,16	0,12	0,08	0,04
Торфяной грунт	0,50	0,40	0,30	0,20	0,10

 

Тогда средняя по всей поверхности S_Д нефтенасыщенность грунта рассчитывается:

. (3.15)

Величину потерь нефтепродукта от фильтрации в грунт в земляном амбаре М_фа можно определить также по формуле (3.15), только объем насыщенного грунта определяют на основании равномерного шурфования поверхности земляного амбара.

Практическое занятие 4

Методы расчета выбросов углеводородов в атмосферу. Для условий массоотдачи с небольшой высотой взлива h (например при растечении по воде) рекомендована формула, представленная в следующем виде

, (4.1)

где М_u – потери нефтепродукта от испарения, кг;

t – продолжительность испарения, час;

υ_в – скорость ветра на поверхности испарения, м/с;

t_ср – средняя за t температура продукта, °С;

М_H – количество нефтепродукта, находящегося на водной поверхности, кг;

Ф – содержание в продукте углеводородов, выкипающих до 200°С, % вес.

С точностью, достаточной для практических расчетов, высоту слоя нефтепродукта можно определять экспериментально или по величине утечки и площади нефтяного пятна S_Д

h= V_у / S_Д, (4.2)

где V_у – утечка нефтепродукта, м³.

При оперативных расчетах можно воспользоваться номограммами, например, приведенной на рис. 3.

Изучению процесса растекания нефти по поверхности земли при аварии посвящены обширные теоретические и экспериментальные исследования.

Например, если высота h не превышает 0,25 м, то массу испарившейся нефти М_ИД можно определить по номограмме (см. рис. 3) или используя формулу

. (4.4)

многообразие земляных котлованов, используемых для временного хранения нефтепродуктов во время аварии, вызвано различными способами их сооружения, свойствами грунтов, характеристиками землеройной и строительной техники. Поэтому, прогнозировать их размеры и форму представляется нецелесообразным. для расчета выбросов при испарении жидких углеводородов достаточно знать свободную поверхность нефти в амбаре S_a и среднюю высоту взлива h_a.

Рис. 3. Номограмма для определения выбросов нефти при испарении из тонкого слоя или при растекании по водной поверхности

 

Площадь испарения в котловане, имеющем трапециидальную форму, можно определить также по формуле:

S_a=b∙l+2∙h_а∙ctgα(b+l+2h_a∙ctgα), или S_a=b₀∙l₀ (4.5)

где l₀,, l и b₀,,b – длина и ширина емкости, замеренные по свободной поверхности нефти и по основанию, соответственно, м;

α – угол наклона боковых стенок котлована, град.

Тогда среднюю высоту взлива можно определять по формуле

. (4.6)

Количество испарившейся нефти M_ua при хранении ее в аварийном котловане рекомендуется определять по формуле (19), которую для данного случая можно представить следующим образом

. (4.7)

Изучение кинетики массоотдачи нефтяных фракций на примере стабильного конденсата свидетельствует об имеющихся отличительных особенностях процесса. Отмечается существенный разброс экспериментальных данных, особенно в первые 4 ÷ 6 часов испарения.

на стадии предварительных экспериментов было отмечено, что влияние h_ВЗ конденсата менее значимо, чем для нефтей. Тем не менее, установлено, что при непродолжительном испарении (до 96 часов) за основу можно взять фракции, выкипающие до 220°С, или массовую долю углеводородов до октана включительно, т.е.

, (4.8)

где G₀ – доля углеводородов С_8+В, % масс.

Скорость испарения нефти и нефтепродуктов определяется их углеводородным составом. Чем больше смесь содержит низкокипящих углеводородов, тем выше скорость ее испарения. На практике анализ фракционного состава различных видов топлив и нефтей проведен рядом исследователей. На основе исследований динамической и статической испаряемости нефтепродуктов установлено, что в испарении участвуют лишь фракции с температурой кипения до 230°С (при температуре воздуха 100°С). При повышении t_B до 130°С в динамическом испарении участвуют фракции, выкипающие до 240°С.

Практическое занятие 5

Методика предназначена для определения экономического ущерба окружающей природной среде (ОПС) в результате аварийных разливов нефти из-за отказов сооружений, объектов или линейной части магистральных нефтепроводов. В данной методике окружающая природная среда представлена в виде системы, состоящей из 3-х основных компонентов: земель, водных объектов и атмосферы.

Методика содержит:

• расчет общего объема (массы) нефти, вылившейся при аварии, из нефтепровода, и масс нефти, загрязнивших компоненты окружающей природной среды;

• расчет площадей, загрязненных нефтью: земель (почв) и водных объектов; расчет ущерба за загрязнение нефтью каждого компонента окружающей природной среды и общей суммы платы за загрязнение ОПС;

В связи с тем, что загрязнение ОПС при аварийных разливах нефти не подлежит нормированию, вся масса происходящих при этом выбросов углеводородов в атмосферу, растворенной в воде нефти и нефти, загрязнившей земли, должна учитываться как сверхлимитная. Площадь, глубина загрязнения земель и концентрация нефти (нефтепродуктов) определяются на основании данных по обследованию земель и лабораторных анализов, проведенных на основании соответствующих нормативных и методических документов.

Масса нефти, загрязняющей водные объекты, определяется суммированием массы растворенной и эмульгированной в воде нефти, значение которой соответствует предельной концентрации, и массы пленочной нефти на поверхности водного объекта.

За массу веществ, загрязняющих атмосферу, принимается масса испарившихся углеводородов со свободной поверхности разлившейся нефти.

Расчет ущерба и платы за загрязнение атмосферного воздуха и поверхностных вод вследствие разлива нефти при авариях на магистральных нефтепроводах производится в соответствии с положениями Постановления правительства Российской Федерации от 28.08.92 г. № 632 «Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение ОПС, размещение отходов, другие виды вредного воздействия».

Плата за загрязнение ОПС разлившейся нефтью при авариях на магистральных нефтепроводах не освобождает эксплуатирующие их предприятия от своевременного проведения мероприятий по ликвидации последствий аварийных разливов нефти и соблюдения требований и правил, предусмотренных Законом РФ «Об охране окружающей природной среды».