К наиболее вероятным сценариям аварий на рассматриваемых объектах можно отнести аварийные остановы технологического процесса по причине выхода из строя (разрушения) или разуплотнения арматуры, узлов системы автоматики, а также инциденты, связанные с фактами срабатываний одной или нескольких штатных систем защиты из-за неисправности электроснабжения, аварии по сценарию С5, а самой опасной аварией является авария по сценариям групп С1-С4.

Аварии по сценариям С3 и С4 - отсутствуют в декларируемом объекте.

Как правило, аварийные ситуации по сценарию С5, не представляют опасности для людей и окружающей среды, поэтому далее в работе не рассматриваются.

Блок-схема «Дерева отказов и событий» анализа вероятных сценариев возникновения и развития аварий на ОПО проектируемых объектов приведена на рисунке 7.



Рисунок 6 - Схема основных причин происшедших аварий



Рисунок 7 - Дерево отказов и событий

2.2.3 Обоснование применяемых физико-математических моделей и методов расчета

При оценке опасностей, возникающих при авариях, связанных с разрушением (повреждением) оборудования и выбросом (проливом) опасного вещества, использовались следующие методы расчетов и модели аварийных процессов.

Оценка количества опасных веществ, участвующих в аварийном выбросе проводилась в соответствии с ГОСТ Р 12.3.047-98 /4/.

Для оборудования, работающего под давлением, количество опасного вещества определялось с учетом поступившего от смежных блоков за время отключения запорной арматуры.

Время перекрытия запорной арматуры принималось в соответствии с рекомендациями ГОСТ Р 12.3.047-98. Для запорной арматуры с ручным приводом время закрытия принималось равным 300 с. Для арматуры с электрическим приводом время закрытия принимается равным 120 с.

Количество поступившего вещества к аварийному оборудованию рассчитывалось исходя из производительности оборудования по нефти и газу с учетом разделения потока.

Оценка действия поражающих факторов ударной волны взрыва ТВС проводилась в соответствии с «Методом расчета параметров волны давления при сгорании газопаровоздушных смесей в открытом пространстве» по ГОСТ Р 12.3.047-98.

При анализе «дерева отказов» (АДО) выявляются комбинации отказов (неполадок) оборудования, инцидентов, ошибок персонала и нерасчетных внешних (техногенных) воздействий, приводящие к головному событию (аварийной ситуации).

При проведении расчетов принимались следующие консервативные допущения:

- дегазация нефти происходит мгновенно;

- в формировании облака топливовоздушной смеси участвует весь выделившийся при аварии газ;

- концентрация газа в облаке меньше или равна стехиометрической концентрации;

- теплота сгорания нефтяного газа принимается по основной составляющей - метану;

- вид пространства, в котором происходит авария - средне загроможденное: отдельно стоящие технологические установки, резервуарный парк.

Количество опасного вещества, участвующего в создании поражающих факторов при взрыве облака ТВС определялось с учетом коэффициента участия 0,1.

Оценка действия поражающих факторов теплового воздействия (пожара пролива, струевое горение, пожара «колонного» типа проводилась в соответствии с «Методом расчета интенсивности теплового излучения при пожарах проливов ЛВЖ и ГЖ» по ГОСТ Р 12.3.047-98, и «Методическим рекомендациям РАО Газпром» /14/.

При проведении расчетов теплового воздействия пожара пролива ЛВЖ, площадь пролива определялась с учетом конструктивных особенностей площадок, на которых установлено технологическое оборудование: ограждение бордюрным камнем, обвалование.

Априорная оценка вероятности поражения обслуживающего персонала от возникающих при авариях поражающих факторов проводилась с помощью так называемой «пробит-функции». По своей сущности значение «пробит-функции» является верхним пределом интегрирования функции ошибок Гаусса, и используемой для оценки вероятности причинения конкретного ущерба. Постоянные коэффициенты «пробит-функции», характеризующие степень опасности поражающего фактора, принимались в соответствии с рекомендациями П. Г. Белова /25/.

Оценка частоты отказа оборудования с последствиями определенного уровня за определенный период функционирования опасного производственного объекта (технический риск) проводилась в соответствии с рекомендациями РД 03-418-01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов» /8/ на основании среднестатистических данных.

Оценка частоты поражения отдельного человека в результате воздействия исследуемых факторов опасности аварий - индивидуальный риск и оценка частоты реализации поражающих факторов аварии в рассматриваемой точке территории - потенциальный риск, определялись по рекомендациям РД 03-418-01 и ГОСТ Р 12.3.047-98, как математическое ожидание величины числа рискующих попасть в аварию, причем потенциальный риск определялся с помощью дискретной характеристической случайной величины, которая равна 1, если аварийная ситуация происходит.

2.2.4 Оценка количества опасных веществ, участвующих в аварии

Технологические трубопроводы

Оценка количества опасных веществ, способных участвовать в аварии на промысловых трубопроводах, проводилась согласно отдельным положениям «Методического руководства по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах /13/.

Расчет количества жидкой и газовой фазы, выброшенной из трубопровода или аппарата, в общем случае производится для трех характерных этапов аварийного истечения: напорное истечение, безнапорное истечение, самоопорожнение.

Общий объем истечения вещества вычисляется по формуле:

V = V1+V2+V3 , [1]

где:V1 - составляющая объема опасного вещества, выброшенного в напорном режиме, т.е. с момента повреждения до момента остановки поступления опасного вещества в аварийный технологический аппарат или трубопровод;

V2 - составляющая объема опасного вещества, выброшенного в безнапорном режиме т.е. с момента остановки поступления опасного вещества в трубопровод или аппарат, до момента закрытия отсекающей запорной арматуры;

V3 - составляющая объема опасного вещества, выброшенного с момента закрытия запорной арматуры до прекращения утечки (полного опорожнения отсеченного участка трубопровода или технологического аппарата).

Для объектов трубопроводного транспорта опасного вещества сделано специальное допущение о характере дефектного (аварийного) отверстия в трубопроводе.

Предполагается, что дефектное отверстие в трубопроводе имеет форму продольного ромба, малая диагональ которого в 8 раз меньше большой диагонали Lp. Дефектное отверстие расположено вдоль оси трубы.

Для прогнозирования объемов возможных утечек принимается три характерных размера дефектных отверстий /13/: «свищи», «трещины», «гильотинный» разрыв. Параметры дефектных отверстий приведены в таблице 12.

Таблица 12 - Параметры дефектного отверстия

Параметр дефектного отверстия	«Свищ»	«Трещина»	«Гильотинный разрыв»
Продольный размер отверстия, м	0,011	0,75?Ду	1,5?Ду
Площадь разрыва, м2	0,0001	0,0732?Sтр	0,2813?Sтр
Условная вероятность	0,7	0,105	0,03

Lp - большая диагональ дефектного отверстия;

D - диаметр трубопровода;

Sэфф - эффективная площадь разрыва;

Sэфф - D²/4 - площадь поперечного сечения трубопровода, м².

Вероятности возникновения отверстий с заданными параметрами на трубопроводах приведены в таблице 13.

Таблица 13 - Вероятность возникновения отверстия с заданными параметрами для трубопроводов, ав/км/год.

«Свищ»	«Трещина»	«Гильотинный разрыв»
0,00567	0,00085	0,00024

Возможное количество разлившейся при аварии жидкости зависит от ряда факторов:

- диаметра трубы;

- давления перекачки;

- рельефа местности;

- расстояния от секущих задвижек до места аварии;

- расположения дефектного отверстия на теле трубы;

- площади дефектного отверстия;

- времени истечения нефти через дефектное отверстие.

Наиболее неблагоприятные места аварий, где возможен наибольший выход жидкости, определялись из анализа профиля трассы трубопровода. Самый большой риск аварий на трубопроводах связан с продольными разрушениями, которые могут происходить как по основному металлу труб, так и в зоне сварных швов, при образовании коррозионных «свищей» и «гильотинных» разрывов.

В основу количественной оценки опасных веществ, участвующих в аварии, положены следующие предпосылки и допущения:

- к расчету принимались участки нефтепровода, ограниченные задвижками;

- разрыв трубы происходит в точке с наименьшей геодезической отметкой, где возможен наибольший аварийный выход нефти;

- типы дефектных отверстий (разрушений) - «гильотинный» разрыв, трещина и свищ;

- размер дефектных отверстий принимается: для «гильотинного» разрыва - 0,023 м², для трещины - 0,006 м², для «свища» - 0,001 м².

- дефектные отверстия расположены на нижней образующей трубы;

- истечение нефти из дефектного отверстия происходит по 3 режимам:

а) напорный (с момента повреждения до остановки насосов);

б) безнапорный (от остановки насосов до закрытия задвижек);

в) самотечный (с момента закрытия задвижек до прекращения утечки);

- время дистанционного перекрытия задвижек принимается равным 120 сек с момента обнаружения аварии, время ликвидации аварийного истечения - 8 часов с момента выявления аварии;

- участки нефтепровода, на которых возможно возгорание аварийно разлившейся нефти, определялись исходя из характера местности - исключались участки, проходящие по болотам и подводные переходы.

Возможный общий объем вытекшей при аварии нефти в зависимости от размеров дефектного отверстия (определяемая по табл. П.3.4 Пособие по оценке опасности…, 1992 г.):

[2]

где Vⁿ1 - объем нефти, вытекшей в напорном режиме (с момента повреждения до остановки перекачки), м³;

Vⁿ2 - объем нефти, вытекшей в безнапорном режиме (с момента остановки перекачки до закрытия задвижек), м³;

Vⁿ3 - объем нефти, вытекшей в самотечном режиме, м³.

Vⁿ1=M ? ?1/p, м³

где М - поток массы через дефектное отверстие, (определяемая по табл. П.3.10 Пособие по оценке опасности…,1992 г.):

[3]

где а = 0,6 - коэффициент истечения;

Sэфф. - площадь дефектного отверстия, м² (определяемая по табл. П.2.4 Пособие по оценке опасности…,1992 г.):

- для «гильотинного» разрыва S^гэфф. = 0,023 м²,

- для трещины S^тэфф. = 0,006 м²,

- для свища S^сэфф. = 0,001 м²;

Uo - скорость истечения нефти через дефектное отверстие определяется (Пособие по оценке опасности…, 1992 г.):

, м/сек [4]

Р - рабочее (внутреннее) давление в точке повреждения, Па;

Р0 - внешнее давление в точке повреждения, равное Ратм. + давление слоя грунта,

Р0 принимается равным 0,112 МПа (112000 Па);

? = 865 кг/м³ - плотность нефти.

?1 - время остановки насосов, при аварии с:

- «гильотинным» разрывом ?^г1 = 300 сек;

- образованием трещины ?^т1 = 300 сек;

- образованием «свища» ?^с1 = 900 сек.

[5]

(формула 2/8 в «Методике определения ущерба …», 1996 г.)

где Qi- расход нефти через дефектное отверстие с момента остановки насосов до закрытия задвижек, определяется (Методика определения ущерба …, 1996 г.):

, м³/с [6]

где g = 9,81 - ускорение свободного падения, м/с²;

hi - напор в дефектном отверстии, определяется (Методика определения ущерба…, 1996 г.):

hi = Zmax - Zmin - hт - hа, м;

hт =1,1 - глубина заложения нефтепровода до нижней образующей, м;

hа = 10 - напор, создаваемый атмосферным давлением, м;

ti = 120 - время дистанционного перекрытия задвижек, сек.

где l - длина участка трубопровода между задвижками, заполненного нефтью, м.

Результаты расчетов аварийных выходов нефти для емкостных объектов ДНС и трубопроводов приведены в табл. 14.

Таблица 14 - Результаты расчетов аварийных выходов нефти

Наименование оборудования	Агрегатное состояние	Количество разлившейся нефти из повреждения
		«Гильотинный разрыв»	«Трещина»	«Свищ»
		м3	т	м3	т	м3	т
1	2	3	4	5	6	7	8
Площадка УПСВ ДНС
Сепаратор нефтегазовый (СВ-1/1,2; СВ-2/1,2)	жидкость	100	86	50	43	30	26
	газ	100	0,096	50	0,048	30	0,03
Сепараторы газовые (СГ-1-1,2)	газ	100	0,096	50	0,048	30	0,03
Сепараторы буферные (С-2.1; С-2.2)	жидкость	50	43	25	21,5	15	13
	газ	50	0,048	25	0,0225	15	0,0144
Факельная установка (стволы)	газ	20,3	0,02	10,15	0,0097	6,09	0,006
Печь (П3; П4)	газ	5,6	0,0054	2,8	0,003	1,7	0,002
РВС-5000	жидкость	4850	4171	2425	2086	1455	1251
РВС-1000	жидкость	850	731	425	366	255	219,3
Дренажная емкость (Е8)	жидкость	12,5	10,8	6,25	5,4	3,8	3,3
Дренажные емкости (Е2; Е3; Е4; Е5; Е6)	жидкость	40	34	20	17,2	12	10,3
Погружные насосы (Н4-Н9)	жидкость	80	67	40	34	24	20,6
Блок дозирования реагентов	жидкость	4	3,4	2	1,7	1,2	1,03
Склад химреагентов (бочки)	жидкость	0,2	0,19	0,1	0,095	0,06	0,057
Технологические трубопроводы
Нефтепровод O530?10	жидкость	319,4	275	91,4	79	45,4	39
Нефтепровод O530?10	жидкость	391	336	163	140	117	101
Нефтепровод O700	жидкость	328	282	100	86	54	46
Газопровод O530?8	газ	2815	2,7	734	0,7	367	0,4

2.2.5 Расчет вероятных зон действия поражающих факторов

Вероятность появления пострадавших среди персонала и населения в результате разлива нефти без возгорания очень мала, поскольку пары нефти обладают малой токсичностью и не могут привести к летальным последствиям даже при формировании зон с высокой концентрацией паров углеводородов в месте аварии. Случаев подобных аварий, сопровождавшихся появлением пострадавших среди местного населения и персонала, в статистических данных и литературе не встречалось.

При развитии аварийной ситуации с возгоранием, угроза жизни населению возрастает в силу достаточно высокой токсичности продуктов горения нефти, поступающих в атмосферу, а также термического воздействия пожара. Опасность загрязнения природной среды также высока.

В рубрике «Аварии года», журнал «Безопасность труда в промышленности» за 1999-2001 годы опубликовано, что на 40 аварий, произошедших на магистральных нефтепроводах за три года, пришлось всего 3 аварии с возгоранием (7,5 %), причем причиной возгорания в одном случае были военные действия (Кавказ). Для рассматриваемых трубопроводов можно принять, что возгоранием будет сопровождаться 5% аварий, это обусловлено большим числом дней с устойчивым снежным покровом, частым выпадением осадков, малой частотой и интенсивностью гроз, малой плотностью населения.

В качестве поражающих факторов при пожаре принималось тепловое излучение горящих разлитий. Расчет проводился по методике МЧС России (Сборник методик …, 1994).

Тепловой поток (Q0) на поверхности факела от горящей разлитой нефти равен 80 кВт/м2, (табл. 7 Сборник методик …, 1994 г.).

Величина теплового потока (q) на расстоянии (х) от горящего разлития вычисляется по формуле:

q = 0,8 ? Q0 ? e^-0,03х, кВт/м² [7]

Величина теплового потока на расстоянии х = 20 м:

q = 0,8 ? 80 ? e^{-0,03 ? 20} = 35,12 кВт/м² [8]

Величина индекса дозы теплового излучения (I) за 60 секунд определяется из соотношения:

I = 60 ? q^4/3. [9]

Для расстояния х = 20 м от фронта пламени:

I = 60 ? 35,12^4/3 = 6778. [10]

Согласно рис. 4.15 (Сборник методик…, 1994 г.) процент смертельных исходов в течение 60 секунд от теплового излучения пожара на расстоянии 20 м от фронта пламени равен нулю. Зона смертельного поражения людей тепловым излучением пожара занимает всю площадь горящей нефти и площадь, ограниченную линией на расстоянии 20 м от фронта пламени.

Зона не смертельного поражающего действия тепловым излучением пожара на людей определяется по сборнику методик (1994 г.).

Расстояние х, на котором будет наблюдаться тепловой поток с заданной величиной (q), определяется по формуле:

x = 33 ? ln(l,25 ? Q0/q), м. [11]

Границей зоны поражения тепловой радиацией является условная линия, где плотность теплового потока равна 1,4 кВт/м² (табл. 14). Следовательно, границей зоны поражения тепловым излучением пожара является условная линия на расстоянии 141 м от фронта пламени пожара.

Таблица 14 - Расстояние, на котором будет наблюдаться тепловой поток

Плотность теплового потока q, кВт/м	Расстояние х, м
1,4	33 ? ln(1,25 ? 80/1,4) = 141
10,5	33 ? ln(1,25 ? 80/10,5) = 74
44,5	33 ? ln(1,25 ? 80/44,5) = 27

Площадь разлития нефти при аварии засчитывается по следующей формуле:

, [12]

где М - масса потерянного вещества (нефти), т;

р - плотность нефти.

Диаметр разлития (d) определялся (Сборник методик…, 1994 г.):

, м [13]

где V - количество разлившейся нефти, м³.

Результаты расчета для наиболее опасных участков трубопроводов по объему разлития нефти, приведены в таблице 11.

Таблица 11 - Результаты расчета для наиболее опасных участков трубопроводов по объему разлития нефти

Наименование трубопровода	Дефектное отв.	Площадь разлития, м2	Диаметр разлития, м	Радиус разлития, м	Радиус зоны смертельного поражения тепловым излучением пожара, м (q = 44,5 кВт/м2)	Радиус зоны санитарного поражения тепловым излучением, пожара, м (q = 10,5 кВт/м2)	Радиус зоны безопасного действия теплового излучения на человека (q = 1,4 кВт/м2)
1	3	4	5	6	7	8	9
Площадка УПСВ ДНС
Сепаратор нефтегазовый	Г	3211,64	50,50	25,25	52	99	166
	Т	1733,05	35,71	17,86	45	92	159
	С	1099,93	27,66	13,83	41	88	155
Сепаратор буферный	Г	1733,05	35,71	17,86	45	92	159
	Т	935,18	25,25	12,63	40	87	154
	С	593,54	19,56	9,78	37	84	151
РВС-5000	Г	101633,61	351,67	175,84	203	250	317
	Т	54842,93	248,67	124,34	151	198	265
	С	34807,70	192,62	96,31	123	170	237
РВС-1000	Г	21572,98	147,22	73,61	101	148	215
	Т	11641,08	104,10	52,05	79	126	193
	С	7388,36	80,64	40,32	67	114	181
Дренажная емкость (Е8)	Г	504,63	17,85	8,93	36	83	150
	Т	272,31	12,62	6,31	33	80	147
	С	174,88	9,84	4,92	32	79	146
Дренажные емкости (Е2-Е6)	Г	1420,89	31,94	15,97	43	90	157
	Т	766,73	22,58	11,29	38	85	152
	С	486,63	17,49	8,75	36	83	150
Погружные насосы	Г	2633,16	45,17	22,59	50	97	164
	Т	1420,89	31,94	15,97	43	90	157
	С	901,81	24,74	12,37	39	86	153
Блок дозирования реагентов	Г	183,05	10,10	5,05	32	79	146
	Т	98,77	7,14	3,57	31	78	145
	С	62,69	5,53	2,77	30	77	144
Склад химреагентов (бочка)	Г	12,72	2,26	1,13	28	75	142
	Т	6,87	1,60	0,80	28	75	142
	С	4,36	1,24	0,62	28	75	142
Технологические трубопроводы
Нефтепровод O530?10	Г	9027,87	90,25	45,125	72	119	186
	Т	2964,62	48,28	24,14	51	98	165
	С	1590,40	34,02	17,01	44	91	158
Нефтепровод O530?10	Г	10808,48	99,85	49,925	77	124	191
	Т	4961,06	64,47	32,235	59	106	173
	С	3693,28	54,62	27,31	54	101	168
Нефтепровод O700	Г	9243,89	91,45	45,725	73	120	187
	Т	3211,64	50,50	25,25	52	99	166
	С	1855,91	37,11	18,555	46	93	160

Поражающие зоны действия при взрыве ГВС

Утечку газа можно отнести к сложным аварийным ситуациям:

Во-первых - обнаружить утечку газа гораздо сложнее чем утечку жидкости;

Во-вторых - газ оказывает токсическое воздействие на организм человека, более сильное и скоротечное;

В-третьих - площадь распространения опасного вещества (в воздухе) на много больше, нежели площадь разлившейся нефти/нефтепродуктов;

В-четвертых - локализация такой аварии в 80% невозможна.

При попадании газа в воздушное пространство газ смешивается с кислородом и образует газововоздушную смесь (ГВС). Вероятность возгорания такой смеси очень велика, и влечет за собой взрыв с мощной ударной волной и масштабными разрушениями.

Для определения размеров зон разрушения на расстоянии r_i от места взрыва ГВС проводится в следующей последовательности:

Определяется радиус зоны детонации волны r0

[14]

где -количество вещества (в тоннах), попавшего в окружающую среду при аварии;

X - коэффициент равный 0.6;

-эмпирический показатель, позволяющий учитывать различные условия возникновения взрыва, включая некоторые энергетические характеристики газопаровоздушной смеси, состояние атмосферы, форму облака, мощность (энергию) источника воспламенения и место его инициирования, другие особенности развития аварийной ситуации. При экспресс - оценке k принимается равным 18,5.

Для определения радиуса разрушений используем соотношение:

[15]

Результаты расчетов приведены в таблице 12.

Таблица 12 - Зоны поражения при взрыве ПГФ

Наименование объекта	Количество опасного вещества, т	Радиус зоны детонации волны, r0, м	Радиус зоны разрушений, ri
			Зона полных разрушений ?100 кПа	Зона средних разрушений ?30 кПа	Зона расстекления заданий ?3 кПа
	Г	С	Г	С	Г	С	Г	С	Г	С
Площадка УПСВ ДНС
Сепараторы нефтегазовые	0,096	0,03	7	5	13	9	28	20	140	100
Сепараторы газовые	0,096	0,03	7	5	13	9	28	20	140	100
Сепараторы буферные	0,048	0,0144	6	4	11	7	24	16	120	80
Факельная установка	0,02	0,006	4,2	2,8	8	5	17	11	84	56
Печь	0,0054	0,002	2,7	2	5	4	11	8	54	40
Технологические трубопроводы
Газопровод O530?8	2,7	0,4	22	11,5	40	21	88	46	440	230

2.2.6 Оценка возможного числа пострадавших

Потенциальный риск

Проведенные оценки частоты возникновения аварийных ситуаций и оценки зон поражения позволяют провести оценку рисков для персонала объекта, персонала соседних объектов и населения от возможных аварий.

В соответствии с РД 03-418-01 /8/ потенциальный территориальный риск (или потенциальный риск) - частота реализации поражающих факторов аварии в рассматриваемой точке территории.

Уровень потенциального риска поражения человека на проектируемых объектах, оценивался по формуле:

Ri = , [16]

где: Fi - частота реализации сценария, при котором возможно поражение людей;

Q - условная вероятность поражения человека при его расположении на проектируемом объекте.

Условная вероятность поражения человека избыточным давлением, развиваемым при сгорании газопаровоздушных смесей, на расстоянии r от эпицентра рассчитывается следующим образом:

а) вычисляется значение «пробит» - функции Pr по формуле:

Pr = 5 - 0,26 ln (V), [17]

где: V = ^8,4 + ^9,3 - фактор влияния,

р - избыточное давление, Па;

i - импульс волны давления, Па с;

б) с помощью таблицы Э.2 /4/ определяется условная вероятность поражения человека.

Условная вероятность поражения человека тепловым излучением определяется следующим образом:

а) рассчитываются Рr по формуле:

Р_r = -14,9 + 2,56 ln (t q^1,33), [18]

где: t - эффективное время экспозиции, с;

q - интенсивность теплового излучения, кВт/м².

б) с помощью таблицы Э.2 /4/ определяется условная вероятность поражения человека.

Индивидуальный риск

В соответствии с РД 03-418-01 /8/ индивидуальный риск - это частота поражения отдельного человека в результате воздействия исследуемых факторов опасности аварий, находящегося в определенной точке пространства. Индивидуальный риск на проектируемых трубопроводах оценивается по следующей формуле:

R_инд = , [19]

где: Qi - частота I -го сценария аварии, 1/год;

Qni - условная вероятность поражения человека;

fi - условная вероятность присутствия человека в данной точке (области) пространства при i - ом сценарии аварии;

k - число сценариев.

Постоянного присутствия обслуживающего персонала на проектируемых объектах не предусматривается. Обслуживающий персонал может находиться вблизи проектируемых объектов при проведении технического обслуживания или проведении ремонтных работ. Для работника предприятия с 12-ти часовым рабочим днем обслуживающего оборудование для рассматриваемых сценариев аварии величину f можно принять равной 0,1.

Социальный риск

Социальный риск, или F/N - кривая, - зависимость частоты возникновения событий F, в которых пострадало на определенном уровне не менее N человек, от этого числа N. Социальный риск характеризует масштаб и вероятность (частоту) аварий и определяется функцией распределения потерь.

Согласно ГОСТ Р 12.3.047-98 /4/ социальный риск S рассчитывают по формуле:

S= , [20]

где: l - число ветвей логической схемы, для которых Ni N0 (N0 - ожидаемое число погибших людей, для которого оценивается социальный риск. Допускается принимать N0 =10).

Поскольку на декларируемом объекте общее число пораженных Ni может составить не более 10 человек, то условие Ni N0 не выполняется и социальный риск S принимаемым равным 0.

Оценка максимального числа смертельных исходов на площадке ДНС не превышает 8 человек, учитывая максимальную смену работающих в одну смену на обслуживании технологического оборудования.

В таблице 22 приведены оценки основных количественных критериев риска. Риски гибели персонала для развития аварий - пожар при гильотинных разрывах технологических трубопроводов, взрыв и пожар на замерной установке, взрыв и пожар при аварии на площадке ДНС.

Таблица - 22 Оценка основных количественных критериев риска для обслуживающего персонала

Критерий риска	Оценка
Величина индивидуального риска гибели персонала при авариях на площадке ДНС, 1/год	3,5*10-6
Величина коллективного риска гибели персонала при авариях на площадке ДНС, 1/год	1,5*10-10

Некоторые величины других рисков могут быть проиллюстрированы таблицей 23 по материалам Госкомстата РФ.

Таблица 23 - Уровни риска смерти от неестественных причин в Тюменской области

Вид риска	Величина риска
Мототранспорт	2,4х1 0-4
Автотранспорт	3,4х1 0-5
Прочий транспорт	1,1х10-5
Алкогольное отравление	1х10-4
Другие отравления	1,63х1 0-4
При лечении	2,52х 10-6
Падение	2,43х1 0 -5
Пожар	7,41х1 0 -5
Вид риска	Величина риска
Утопление	1,81х10 -4
Удушение	4, 44х1 0 -5
Огнестрельное оружие	3,15х10 -6
Электрический ток	1,64х1 0 -5
Самоубийство	3,49х1 0 -4
Убийство	2,55х10 -4
Другие	1,6х1 0 -4
Без уточнения	2,45х1 0 -4
Всего	1,87х10 -3

2.2.7 Оценка возможного ущерба

В случае реализации представленных выше сценариев аварий величина ущерба будет зависеть от степени разрушения (повреждения) оборудования, затрат на локализацию и ликвидацию аварии, социально-экономических потерь и экологического ущерба.

При оценке ущерба от аварий на проектируемых объектах Каменной (западная часть) площади КНГМ были использованы «Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах» РД 03-496-02 /9/.

Структура ущерба от аварий на опасных производственных объектах, как правило, включает:

- полные финансовые потери организации, эксплуатирующей опасный производственный объект, на котором произошла авария;

- расходы на ликвидацию аварии;

- социально-экономические потери, связанные с травмированием и гибелью людей (как персонала организации, так и третьих лиц);

- вред, нанесенный окружающей природной среде;

- косвенный ущерб;

- потери государства от выбытия трудовых ресурсов.

Прямые потери от аварии складываются из трех составляющих:

1) потери предприятия в результате уничтожения (повреждения) основных фондов;

2) потери предприятия в результате уничтожения (повреждения) товарно-материальных ценностей;

3) потери в результате уничтожения (повреждения) имущества третьих лиц.

Прогнозируемый ущерб рассчитывался на основе определения восстановительной стоимости объекта оценки. При определении товарно-материальных потерь принималась средняя оптовая цена на нефть - 21$ за баррель. Предполагается, что ущерб имуществу третьих лиц не нанесен.

Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии принимались в размере 10% стоимости прямого ущерба.

В социально-экономические потери включаются затраты на компенсацию и проведение мероприятий вследствие гибели персонала и третьих лиц, и (или) травмирования персонала, и третьих лиц. Расчет ущерба проводился на основании числа людей, попадающих в зону действия поражающих факторов. Ожидаемое число пострадавших при реализации аварийных ситуаций принималось в соответствии с таблицей 28.

Экологический ущерб определялся массой летучих низкомолекулярных углеводородов, выделившихся при аварии. Расчет экологического ущерба, наносимого окружающей среде при эксплуатации объектов, проведен в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 12 июня 2003 г. №344 и изменениями в приложении №1 к Постановлению Правительства Российской Федерации от 12 июня 2003 г. №344, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 1 июля 2005 г. №410.

Предполагаемая плата за выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду определяется. Исходя из утвержденных этим постановлением коэффициентов, учитывающих экологические факторы и экологическую значимость, а также базовых нормативов платы за выбросы.

Косвенный ущерб определяется на основе суммы недополученной организацией прибыли, израсходованной заработной платы и части условно-постоянных расходов (цеховых и общезаводских) за период аварии и восстановительных работ, убытков, вызванных уплатой различных неустоек, штрафов, пени и пр., а также убытки третьих лиц из-за недополученной прибыли.

Принимается, что время, необходимое для ликвидации повреждений и восстановления объемов транспорта продукции на доаварийном уровне составит 3 дня; средняя заработная плата производственных рабочих составляет 15000 руб./мес. Убытки, вызванные уплатой различных штрафов, пени и прочее, не учитываются.

Результаты расчетов ущерба от наиболее опасных и вероятных сценариев аварий приведены в таблице 24.

Таблица 24 - Оценка ущерба от аварии на декларируемом объекте

Наименование оборудования	Прямые потери, тыс. руб.	Затраты на локализацию, тыс. руб.	Социально-экономические потери, тыс. руб.	Экологический ущерб, тыс. руб.	Косвен-ный ущерб от аварии, тыс. руб.	Полный ущерб от аварии, тыс. руб.
2	3	4	5	6	7	8
Площадка УПСВ ДНС
Сепараторы нефтегазовые	2417	120	292,2	9,6	725,1	3563,9
Сепараторы газовые	2417	120	292,2	9,6	725,1	3563,9
Сепараторы буферные	163,8	120	292,2	4,2	49,14	629,34
Факельная установка	114,5	120	292,2	0,2	34,35	561,25
Печь	120,1	120	292,2	0,2	36,03	568,53
Технологические трубопроводы
Трубопроводы	114,5	120	292,2	0,2	34,35	561,25

2.3 Оценка риска аварий

Основываясь на имеющиеся статистические данные /10/ предполагается для вновь проектируемых линейных трубопроводов и технологического оборудования, принять степень аварийности в соответствии с таблицей 25.

Таблица 25 - Частота отказов оборудования и трубопроводов

Тип отказа оборудования	Частота (вероятность) выброса
Разгерметизация емкостного оборудования - 10 % случаев весь объем выбрасывается мгновенно, 90 % утечка из отверстия 1"	10-4 емк./год
Отказ прокладок фланцевых соединений	1,2 х 10-3 1/год
Разгерметизация технологических трубопроводов	5 х 10-3 ав*км/год

В соответствии с РД 03-418-01 /8/ вероятность аварий разбивается на 5 уровней:

1. частый отказ - ожидаемая частота возникновения > 1 год^-1 (происходит более одного раза на объекте);

2. вероятный отказ - ожидаемая частота возникновения 1-10^-2 год^-1 (несколько раз за время существования объекта);

3. возможный отказ - ожидаемая частота возникновения 10^-2 -10^-4 год^-1 (отдельные случаи в отечественной практике эксплуатации нефтеперерабатывающих производств);

4. редкий отказ - ожидаемая частота возникновения 10^-4-10^-6 год^-1 (отдельные случаи в мировой практике эксплуатации нефтеперерабатывающих производств);

5. практически невероятный отказ - ожидаемая частота возникновения < 10^-6 год^-1 (теоретически возможный, но на практике не регистрировался).

Результаты оценки частот отказа элементов оборудования и трубопроводов на проектируемом объекте приведены в таблице 26.

Из приведенных оценок можно сделать следующие выводы:

- отказ емкостей на течь до 1" относится к категории «редкий отказ»;

- отказ емкостей на полное разрушение относится к категории «редкий отказ»;

- отказ запорной арматуры оборудования относится к категории «возможный отказ»;

- отказ нефтегазосборных трубопроводов относится к категории «возможный отказ».

ВЫВОДЫ

3.1 Перечень наиболее опасных составляющих и/или производственных участков декларируемых объектов с указанием показателей риска аварий

Основываясь на оценках тяжести возможных аварий, выбранных показателей риска, а также с учетом возможности нанесения ущерба населению и окружающей природной среде можно сделать вывод, что наиболее опасными составляющими декларируемого объекта являются:

- резервуар подготовки продукции скважин;

- технологические трубопроводы,

При оценке масштабов возможных техногенных опасностей были выделены следующие инициирующие события и основные сценарии развития аварий.

Наиболее опасные сценарии: полное разрушение проектируемого оборудования (трубопроводов) с последующим неконтролируемым выбросом продукции скважин и газа, распространением облака газа и нефтяных паров, воспламенением, взрывом, пожаром пролива.

Наиболее вероятные сценарии: частичное разрушение проектируемого оборудования и трубопроводов, локальные утечки из фланцевых соединений сопровождающиеся разливом продукции скважин и выбросами газа.

Основными поражающими факторами перечисленных аварий являются: тепловое излучение, воздействие ударных волн, попадание обслуживающего персонала в открытое пламя, загрязнение окружающей природной среды.

При авариях с наиболее тяжелыми последствиями зоны поражения могут достигать нескольких сотен метров.

Необходимо ответить, что при оценке последствий ряда сценариев аварий, расчеты, при отсутствии необходимых исходных данных, проводились в предположениях, завышающих тяжесть последствий. Приведенные размеры зон поражения и оценки ущерба следует рассматривать как максимальные. В реальных условиях они могут оказаться существенно ниже. Этому способствуют следующие факторы, снижающие масштабы крупных аварийных ситуаций на рассматриваемых объектах:

- проектируемое оборудование и трубопроводы не требует постоянного присутствия обслуживающего персонала;

- в непосредственной близости с проектируемыми объектами нет городов и поселков;

- при дрейфе облако ТВС может не достигнуть мест скопления людей, а воспламениться раньше;

- при воспламенении дрейфующего облака всегда проходит некоторое время между инициирующими аварию событием и возникновением в данной точке поражающего фактора, поэтому при своевременном обнаружении возникшей аварии возможно принятие адекватных мер по ее локализации и выводу людей, не занятых в локализации аварии, из зоны возможного поражения, что существенно уменьшит возможное число пострадавших;

- низкие температуры, снежный покров и сильный ветер сводят к минимуму вероятность образования протяженных облаков топливовоздушной смеси в холодное время года;

- эффективность действий по локализации и ликвидации последствий аварий, которая может существенно снизить объемы выбросов, а также долю потерянной продукции скважин.

Результаты работы позволяют сделать вывод о приемлемости уровня риска аварий при эксплуатации рассмотренных объектов и могут быть использованы для разработки стандартов по оценке риска и типовых деклараций промышленной безопасности объектов добычи, транспортировки и подготовки нефтепродуктов.

3.2 Сравнительный анализ показателей риска аварии на декларируемом объекте со среднестатистическими показателями риска техногенных происшествий и/или критериями приемлемого риска

Для практического использования методологии риска необходимо сформулировать критерии и допустимые уровни риска. Для решения этой задачи существует несколько подходов. Один из подходов, получивших широкое признание в социальной области, основан на статистической оценке риска, которому подвергается обычный взрослый человек (а также ребенок, пожилой человек) в быту: дома, на даче, на различных видах транспорта, на отдыхе, во время занятий спортом и т.п. Поскольку статистика несчастных случаев и травм для этих видов человеческой деятельности богата и постоянно пополняется, удается получить достаточно достоверные оценки таких рисков. Обобщающий уровень «бытовых» рисков принимается за «норму», поскольку человек воспринимает свои ежедневные риски, объективно интегрированные в его жизнь, как некую данность, и зачастую их просто не воспринимает. Если риск травматизма, увечья, смерти на каком-либо производстве не больше чем в быту, то он считается терпимым.

Согласно ГОСТ Р 12.3.047-98, НПБ 105-03, ГОСТ 12.1.004-91 приводятся требования обеспечения показателей индивидуального риска 1,0·10^-6/год. Однако, анализ данных, приведенных в таблице 27, показывает, что на территории Российской Федерации и Тюменской области индивидуальный риск гибели от неестественных причин близок к 10^-4, что на три-четыре порядка превышает установленный нормативный уровень индивидуального риска /19/.

Таблица 27 - Фоновые показатели риска смерти человека от неестественных причин в Тюменской области и в целом по России

Фоновые показатели риска в Тюменской области
Риск смерти человека от любых причин (2001 г.)	1,54 х 10-2 год-1
Риск убийства и покушения на убийство (2001 г.)	1,67 х 10-4 год-1
Риск гибели человека в ДТП (2002 г.)	2,42 х 10-4 год-1
Фоновые показатели риска в России
Риск гибели в ЧС природного характера (2002 г.)	2,3 х 10-6 год-1
Риск гибели в результате авиакатастроф (2002 г.)	2,0 х 10-6 год-1
Риск гибели при пожаре (2002 г.)	1,38 х 10-4 год-1
Риск гибели человека в ДТП (2002 г.)	2,3 х 10-4 год-1
Риск убийства (2002 г.)	3,09 х 10-4 год-1
Риск смерти человека от любых причин (2002 г.)	1,62 х 10-2 год-1
Риск гибели от транспортных травм (всех видов) (2002 г.)	2,91 х 10-4 год-1
Риск гибели от случайного отравления алкоголем (2002 г.)	3,12 х 10-4 год-1

Анализируя данные таблиц 26 и 27 можно констатировать, что проектируемые объекты согласно результатам расчетов характеризуются достаточно небольшой степенью риска и в целом сопоставимы с фоновыми (среднестатистическими) показателями риска, связанными с обыденной жизнь человека в Тюменской области и Российской Федерации.

промышленный безопасность авария риск

3.3 Перечень основных мер, направленных на уменьшение риска аварий

Промышленная безопасность проектируемых объектов обеспечивается предусмотренными в проекте техническими решениями, а также выполнением комплекса мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, проводимых на предприятии, за которым будут закреплены проектируемые объекты.

С целью снижения риска возникновения аварийных ситуаций, оперативной локализации возможных проливов, а также минимизации материального ущерба от аварий необходимо обеспечить проведение комплекса соответствующих мероприятий. Часть этих мероприятий предусматривается данным проектом, другие мероприятия (организационного характера) рекомендуются к осуществлению на уровне последующей эксплуатации проектируемых объектов.

Ниже приведены мероприятия по уменьшению риска проектируемых объектов:

- подземная прокладка промысловых трубопроводов на отметках, обеспечивающих безопасную его эксплуатацию;

- прокладка участков переходов трубопроводов через автомобильные проезды в защитных кожухах из стальных труб;

- 100% контроль сварных швов физическими методами;

- обязательное гидравлическое испытание трубопроводов на прочность и проверка на герметичность;

- соответствие материального исполнения арматуры, труб, оборудования КИПиА требованиям нормативных документов;

- применение труб с повышенными эксплуатационными свойствами» в частности:

- трубы из стали повышенной коррозионной стойкости;

- применение труб с толщиной стенки превосходящей расчетную;

- защита нефтепроводов от коррозии антикоррозионной изоляцией;

- узлы запорной арматуры, размещенные на промысловых трубопроводах, имеют ограждения;

- отключение участков для производства ремонтно-эксплуатационных работ
осуществляется с помощью узлов запорной арматуры;

- на углах поворота и переходах промысловых трубопровода и через
препятствия, по трассе не менее чем через 1000 м предусмотрена установка
опознавательных знаков;

- созданием эмульсионных режимов движения жидкости в трубопроводах (подбор оптимальных диаметров труб);

- защита проектируемых объектов от воздействия проявлений атмосферного электричества (заземление арматуры, технологических аппаратов и нефтепроводов).

Состав рекомендуемого комплекса организационных мероприятий по снижению риска включает:

- мероприятия по обеспечению поддержания в постоянной готовности и исправности оборудования, специальных устройств и приспособлений для пожаротушения и ликвидации возможных аварий;

- мероприятия, обеспечивающие проведение обучения обслуживающего персонала правилам работы с этими устройствами;

- мероприятия по проведению на предприятии периодических учений по ликвидации возможных аварий и загораний;

- мероприятия, обеспечивающие строгое соблюдение периодичности планово-предупредительных ремонтов и регламента по эксплуатации и контролю технического состояния оборудования, труб и арматуры;

- мероприятия, обеспечивающие постоянный контроль за герметичностью технологических трубопроводов, фланцевых соединений и затворов запорной арматуры;

- мероприятия, обеспечивающие соблюдение технологических режимов эксплуатации объектов трубопроводного транспорта;