Оценка риска на объекте: «Реконструкция системы ППД Северокамского месторождения»

Министерство образования и науки РФ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Кафедра интеллектуальных информационных систем Дипломная работа Оценка риска на объекте: «Реконструкция системы ппд Северокамского месторождения»

Автор дипломной работы А. С. Сморкалов Факультет компьютерных технологий и прикладной математики специальность 280 101

«Безопасность жизнедеятельности в техносфере»

группа 59

Научный руководитель канд. техн. наук, доцент Е. А. Степаненко Нормоконтролер ст. лаборант А. П. Лебедева Краснодар 2013

РЕФЕРАТ В данной работе приводятся расчеты по оценке риска ЧС на производственном объекте «Реконструкция системы ППД Северокамского месторождения» в соответствии с методическими указаниями по проведению анализа риска опасных производственных объектов РД 03−418−01 (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 10 июля 2001 г. N 30).

При определении показателей степени риска учитывалась возможность возникновения ЧС, если источником ЧС являются аварии или ЧС на рядом расположенных объектах или транспортных коммуникациях, а также опасные природные явления.

В данной работе представлены методология оценки риска, исходные данные и ограничения для определения показателей степени риска ЧС; описание применяемых методов оценки риска и обоснование их применения; результаты оценки риска ЧС; анализ результатов оценки риска; выводы и рекомендации для разработки мероприятий по снижению риска на опасном объекте.

ВВЕДЕНИЕ

Система поддержания пластового давления (ППД) представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Наиболее широкое распространение получил метод, основанный на закачивании в пласт воды через нагнетательные скважины, расположенные с нефтяными в определенном порядке. Популярность метода искусственного заводнения нефтяных залежей обусловлена его следующими преимуществами:

— доступностью и низкой стоймости воды;

— относительной простотой нагнетания воды;

— относительно высокой эффективностью вытеснения нефти водой.

На месторождениях, разрабатываемых с заводнением залежей, в настоящее время добывается около 90% от общего уровня добычи нефти, в пласты закачивается более 2 млрд. м3 в год.

В настоящее время ППД стремятся осуществить с самого начала разработки месторождения. В этом случае необходимо большое количество (практически 100%) пресной воды, так как добывающие скважины на этой стадии практически дают безводную продукцию. В дальнейшем скважины все больше обводняются, появляется во все возрастающих количествах попутная вода, которая должна быть утилизирована. Как известно, по мере разработки нефтяных месторождений количество добываемых вместе с нефтью пластовых вод, именуемых также подтоварными водами, увеличивается и на конечной стадии разработки может достигать 95−98%. В связи с этим системы водоснабжения должны видоизменяться и приспосабливаться к конкретным условиям разработки месторождения.

Применение подтоварных вод в системе заводнения позволяет сократить расход дефицитной пресной воды для закачки в пласты и предотвратить загрязнение водоемов.

Кроме того, сточные воды, как правило, содержащие ПАВы, вводимые на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти, обладают улучшенными отмывающими и нефтевытесняющими способностями, что приводит к увеличению нефтеотдачи пласта. По данным И. Г. Мархасина и И. Ф. Глумова, сточные воды вытесняют из пористой среды примерно на 5% нефти больше, чем речная вода.

Использование подтоварных вод кроме преимуществ имеет недостатки, так как эти воды отличаются высокой степенью минерализации и являются химическим загрязнителем, попадание которого в поверхностные водные объекты и на почвы может нанести вред окружающей природной среде. Подтоварные воды относятся к отходам пятого класса опасности.

В рассматриваемой системе поддержания пластового давления на Северокамском месторождении в качестве рабочего агента используются пластовые (подтоварные) воды. В связи с их опасностью для окружающей природной среды в данной работе проводится оценка риска аварий в системе ППД, влекущих за собой попадание пластовых (подтоварных) вод в окружающую среду. Последствия аварийных разливов подтоварных вод рассчитываются, с учетом состава и свойств, по тем же методикам, что и разливы нефтепродуктов (РД Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах (Согласовано письмом Госгортехнадзора России от 07.07.99 № 10−03/418), ГОСТ Р 12.3.047−98 ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов, Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах (утв. Минтопэнерго РФ 1 ноября 1995 г.), Методика оценки последствий аварий на пожаровзрывоопасных и взрывоопасных объектах (ВНИИГОЧС, 1994), РД 03−409−01 «Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей»).

1. ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ТЕРМИНЫ, ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ И УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

1.1 Термины и их определения

Авария — разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ (Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Авария на магистральном трубопроводе — авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации (ГОСТ Р 22.0.05−94).

Анализ риска или риск-анализ — процесс идентификации опасностей и оценки риска для отдельных лиц или групп населения, имущества или окружающей среды. Анализ риска заключается в использовании всей доступной информации для идентификации (выявления) опасностей и оценки риска аварии и связанных с ней ситуаций (РД 08−120−96).

Идентификация опасности — процесс выявления и признания, что опасность существует; определение ее характеристик (РД 08−120−96). Является одним из этапов анализа риска (оценки степени риска) аварий на нефтепроводах и включает сбор информации, деление (разбивку) трассы нефтепровода на участки и получение предварительных оценок опасности.

Негативное воздействие на окружающую природную среду — любые прямые или косвенные, немедленные или возникшие через какое-то время, вредные последствия аварии, в частности:

а) для людей, флоры и фауны;

б) для почвы, воды, воздуха и ландшафта;

в) для взаимосвязи между факторами, указанными в подпунктах «а» и «б».

Вред окружающей природной среде — негативные изменения и последствия снижения качества природных ресурсов и среды обитания человека, биологического разнообразия и биопродуктивности природных компонентов, в конечном итоге — снижение эколого-ресурсного потенциала территорий. Понятие «вред» включает прямой и косвенный ущерб, а также убыток.

Опасность — источник потенциального ущерба, вреда или ситуация с возможностью нанесения ущерба (РД 08−120−96).

Потеря нефти — количество нефти, равное разнице между объемом нефти, вытекшей из поврежденного трубопровода, и объемом нефти, собранной в результате работ по ликвидации аварий и ее последствий.

Риск или степень риска — сочетание частоты (или вероятности) возникновения и последствий определенного опасного события. Понятие риска всегда включает два элемента: частота, с которой осуществляется опасное событие, и последствия этого события (РД 08−120−96). Риск оценивается соответствующими показателями, например ожидаемыми уровнями негативных последствий аварий в годовом исчислении (ожидаемым ущербом, вероятностью возникновения аварий с определенными последствиями и т. п.).

Риск экологический — вероятность возникновения неблагоприятных для природной среды и человека последствий осуществления хозяйственной и иной деятельности. (Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности, утвержденная Минприроды России 29.12.95 г.).

Оценка риска или оценка степени риска — процесс, используемый для определения степени риска анализируемой опасности для здоровья человека, имущества или окружающей среды. Оценка риска включает анализ частоты, анализ последствий и их сочетание.

Опасные вещества — воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичные вещества и вещества, представляющие опасность для окружающей природной среды, перечисленные в приложении 1 к Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 N 116-ФЗ.

Приемлемый риск аварии — риск, уровень которого допустим и обоснован исходя из социально-экономических соображений. Риск эксплуатации объекта является приемлемым, если ради выгоды, получаемой от эксплуатации объекта, общество готово пойти на этот риск.

Риск аварии — мера опасности, характеризующая возможность возникновения аварии на опасном производственном объекте и тяжесть ее последствий. Основными количественными показателями риска аварии являются:

технический риск — вероятность отказа технических устройств с последствиями определенного уровня (класса) за определенный период функционирования опасного производственного объекта;

индивидуальный риск — частота поражения отдельного человека в результате воздействия исследуемых факторов опасности аварий;

потенциальный территориальный риск (или потенциальный риск) — частота реализации поражающих факторов аварии в рассматриваемой точке территории;

коллективный риск — ожидаемое количество пораженных в результате возможных аварий за определенное время;

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. Характеризует тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей;

ожидаемый ущерб — математическое ожидание величины ущерба от возможной аварии за определенное время.

Требования промышленной безопасности — условия, запреты, ограничения и другие обязательные требования, содержащиеся в федеральных законах и иных нормативных правовых актах Российской Федерации, а также в нормативных технических документах, которые принимаются в установленном порядке и соблюдение которых обеспечивает промышленную безопасность (ст. 3 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 N 116-ФЗ).

1.2 Используемые сокращения

АВБ — аварийно-восстановительные бригады;

КИТ — контрольно-измерительные точки;

КР — климатический район (по ГОСТ 16 350–80);

РНУ (РУМН) — районное нефтепроводное управление;

МН — магистральный нефтепровод;

НПС — нефтеперекачивающая станция;

ЭХЗ — электрохимическая защита трубопровода;

СанПиН — санитарные правила и нормы;

СМР — строительно-монтажные работы;

СНиП — строительные нормы и правила;

ПОС — проект организации строительных работ;

ППР — проект производства строительных работ;

ПТЭ — правила технической эксплуатации нефтепровода;

РД — рабочая документация на нефтепровод;

ТР — технический регламент нефтепровода;

ТхПс — технический паспорт участка нефтепровода;

ВРП — водо-распределительный пункт;

РВС — резервуар вертикальный стальной;

ППД — поддержание пластового давления;

БГ — блок-гребенка;

УПН — установка подготовки нефти.

Основные условные обозначения

Грi — группы факторов воздействия, определяющих вероятность возникновения аварии;

В* - средняя балльная оценка трассы МН, полученная на основе балльной оценки каждого участка трассы;

Fп — балльная оценка n-го участка;

Вij — балльная оценка j-го фактора в i-й группе (по 10-балльной шкале);

Вт — тип подводного перехода МН по классификации СНиП 2.05.06−85*;

Fij — фактор влияния (i — номер группы, j — номер фактора в группе);

?i — доля i-й группы факторов;

qij — доля j-го фактора в i-й группе;

Hнас — плотность населения в трехкилометровой полосе вдоль трассы трубопровода, чел./км;

Ji — количество факторов влияния в i-й группе;

I — количество групп;

Kвз — коэффициент пересчета величины ущерба в зависимости от времени самовосстановления почв;

Ки — коэффициент индексации величины ущерба в соответствии с уровнем индекса-дефлятора по отраслям экономики;

Ксв — процент охвата сварных стыков контролем физическими методами;

Ксб — процент сбора вылившейся нефти службами эксплуатирующей организации;

Lн — протяженность участка нефтепровода, заключенного между двумя НПС, км;

Lкв — расстояние между катодными выводами при проведении контроля ЭХЗ, км;

Мз — средняя масса потерь нефти, т;

Мр — масса нефти, попавшей в водные объекты, т;

Мрз — масса нефти, загрязнившей водные объекты, т;

Рдоп — допустимое давление в трубопроводе, Па;

Рисп — испытательное давление в трубопроводе, Па;

Рраб — рабочее давление в трубопроводе, Па;

Рфакт — фактическое давление в трубопроводе, Па;

Р1 — давление на выходе головной НПС, Па;

Qmах — максимальная подача насосного агрегата, м3/с;

Q0 — подача насосного агрегата, м3/с;

Q° - расход нефти через аварийное отверстие, м3/с;

R — один из показателей риска (степени риска);

Rd — показатель риска для оценки ожидаемого ущерба от загрязнения окружающей природной среды, руб./год;

— ожидаемый ущерб от загрязнения нефтью водных объектов, земель и атмосферы соответственно, руб./год;

— удельный экологический ущерб (в расчете на 1 т вытекшей нефти) от загрязнения поверхностных вод, почвы и атмосферы соответственно, руб./(т/год);

Rеt — показатель риска, характеризующий эффективную площадь выведения из естественного состояния сухопутных ландшафтов, м2/год;

Rеr — показатель риска, характеризующий эффективную площадь выведения из естественного состояния водных объектов, м2/год;

Rst — показатель риска для оценки ожидаемой площади загрязнения сухопутных ландшафтов, м2/год;

Rsr — показатель риска для оценки ожидаемой площади загрязнения водных объектов, м2/год;

Rv — показатель риска для оценки ожидаемого объема потерь нефти при аварийных разливах из нефтепровода, м3/год;

Rе — число Рейнольдса;

Sз — площадь загрязнения поверхности земли, м2;

Sп — площадь загрязнения водной поверхности, м2;

Sдг — площадь деградированных земель, м2;

Sэфф — эффективная площадь дефектного отверстия в нефтепроводе, м2;

S0 = ?D2 / 4 — площадь поперечного сечения трубопровода, м2;

D — условный диаметр нефтепровода, см;

tв — температура воздуха, °С;

?исп — количество лет, прошедших с момента последнего испытания повышенным давлением;

?кит — количество лет, прошедших с момента проведения последних измерений защищенности трубопровода с помощью выносного электрода в контрольно-измерительных точках (КИТ);

tн — температура нефти, °С;

?свз — количество лет, необходимых для самовосстановления загрязненных земель;

?сво — время самовосстановления водных объектов;

?сн — количество лет, прошедших с момента проведения последних исследований трубопровода с помощью снарядов-дефектоскопов;

?эксп — продолжительность эксплуатации участка трубопровода, лет;

V — общий объем вытекшей нефти, м3;

Vз — объем нефти, загрязнившей землю, м3;

Vp — объем нефти, попавшей в водные объекты, м3;

V1 — объем нефти, вытекшей в напорном режиме, то есть с момента повреждения до остановки перекачки, м3;

V2 — объем нефти, вытекшей в безнапорном режиме, то есть с момента остановки перекачки до закрытия задвижек, м3;

V3 — объем нефти, вытекшей с момента закрытия задвижек до прекращения утечки (до момента прибытия аварийно-восстановительных бригад или полного опорожнения отсеченной части трубопровода);

Vэфф — ожидаемый годовой объем нефти, оставшейся на месте разлива после завершения ликвидационных работ, м3;

Zм — геодезическая отметка точки аварии, м;

Z1 — геодезическая отметка начала участка нефтепровода, м;

Z2 — геодезическая отметка конца участка нефтепровода, м;

hгр — толщина слоя грунта над верхней образующей трубопровода, м;

— координата границы n-го участка магистрали при анализе фактора Fij, км;

— координата границы n-го участка для m-го природно-антропогенного объекта, км;

N — количество участков на трассе МН;

hдоп — толщина слоя грунта, эквивалентная толщине дополнительного механического защитного покрытия трубопровода, м;

hв — средняя глубина водоемов в створах действующих подводных переходов, м;

hт — глубина заложения нефтепровода, м;

h* - перепад напора в точке истечения через отверстие, м;

kвл — интегральный коэффициент, показывающий, во сколько раз локальная интенсивность аварий отличается от среднестатистической для данной трассы;

?1 — интервал времени с момента возникновения аварии до остановки перекачки, мин.;

?2 — интервал времени с момента остановки перекачки до закрытия задвижек, мин.;

g — ускорение силы тяжести, м/с2;

qиз — удельная величина испарения с поверхности нефтяного пятна на земле, г/м2;

qир — удельная величина испарения с поверхности нефтяного пятна на воде, г/м2;

?п — удельная частота (вероятность) аварий на участке МН, аварий/км · год);

?ср — среднестатистическая по отрасли интенсивность аварий за последние 5 лет, аварий/(1000 км · год);

? — среднестатистическая частота аварий (интенсивность) для данной трассы МН, аварий/(1000 км · год);

— удельная частота аварий на участке с возникновением дефектных отверстий определенного размера (по эффективной площади дефектного отверстия в нефтепроводе Sэфф), аварий/(км · год);

?г — удельное электросопротивление грунта, Ом · м;

fкит — частота проведения измерений вКИТ, количество раз/год;

?расч — расчетное значение толщины стенки трубы, мм;

?факт — наименьшее (в пределах данного участка) фактическое значение толщины стенки трубы, см;

? — плотность нефти, т/м3;

?в — плотность воздуха, кг/м3.

2. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ Необходимо оценить риск на производственном объекте «Реконструкция системы ППД Северокамского месторождения», расположенном в Краснокамском районе Пермского края, в 30 км к северо-западу от областного центра — города Перми и в 20 км северо-восточнее г. Краснокамска, то есть:

— выявить и четко описать все источники опасностей и пути (сценарии) их реализации.

— определить, какие элементы, технические устройства, технологические блоки или процессы в технологической системе требуют более серьезного анализа и какие представляют меньший интерес с точки зрения безопасности.

— определить перечень нежелательных событий;

— описать источники опасности, факторы риска, условия возникновения и развития нежелательных событий (например, сценарии возможных аварий);

— определить частоты возникновения инициирующих и всех нежелательных событий;

— оценить последствия возникновения нежелательных событий;

— разработать рекомендации по уменьшению риска.

3. ОПИСАНИЕ ОПАСНОГО ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА

3.1 Топографические условия

Северокамское месторождение в административном отношении находится в Краснокамском районе Пермского края, в 30 км к северо-западу от областного центра — города Перми и в 20 км северо-восточнее г. Краснокамска.

Площадь месторождения находится на водоразделе рек Ласьва и Гайва двух правосторонних притоков р. Кама. Кроме рек на площади месторождения имеются ручьи.

Рельеф местности холмистый. Водораздельные холмы имеют отметки 190−200 м и более. Превышение холмов над долинами рек и ручьев достигает 100 м и более. Высоты водораздельных холмов увеличиваются с юго-запада на северо-восток.

Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются г. Краснокамск, с. Оверята, п. Северокамск, с. Стряпунята. Ближайшая железнодорожная станция — с. Оверята.

Связь с краевым центром — г. Пермь осуществляется по асфальтированной дороге «Стряпунята — Краснокамск — Пермь».

Плотность населения в Краснокамском районе составляет 73 чел/км2, наибольшая работающая смена — 5 человек.

Большая часть площади занята лесами, в которых преобладают хвойные породы деревьев.

На площади работ проходят улучшенные грунтовые дороги, используемые для вывоза нефти автотранспортом на УКПН «Cеверокамск» и «Васильевка».

Проселочных дорог мало, все они пригодны для передвижения транспорта в сухое летнее время и зимой.

3.2 Метеорологические и климатические условия

Климат района изысканий дан по метеостанции г. Пермь.

Климат рассматриваемой территории континентальный, с холодной продолжительной зимой, теплым, но сравнительно коротким летом, ранними осенними и поздними весенними заморозками. Зимой на Урале часто наблюдается антициклон с сильно охлажденным воздухом. Охлаждение воздуха в антициклонах происходит, главным образом, в нижних слоях, одновременно уменьшается влагосодержание этих слоев, с высотой температуры воздуха в зимнее время обычно возрастает.

Среднегодовая температура воздуха по МС Пермь составляет плюс 1,5 С.

Самым холодным месяцем в году является январь, со средней месячной температурой воздуха по МС Пермь — минус 15,3 С; самым тёплым — июль со средней месячной температурой — плюс 18,0 С.

Абсолютный минимум температуры воздуха по МС Пермь достигает минус 50С; абсолютный максимум по МС Пермь — плюс 38 С.

Наступление устойчивых морозов в среднем происходит 19 октября, прекращение — 30 марта; продолжительность устойчивых морозов составляет 162 дня.

Продолжительность безморозного периода в среднем 101 день. Первые заморозки на рассматриваемой территории отмечаются в среднем 12 сентября, последние — 2 июня.

Среднегодовая относительная влажность воздуха по району составила 76−77%.

Среднее количество осадков за год по району составляет 625 мм. Максимум осадков за месяц наблюдается в июле (72 мм); минимум — в феврале (31 мм). Количество твёрдых осадков за XI-III равно 200 мм; жидких за период IV-X- 425 мм.

По данным, предоставленным Министерством природных ресурсов Пермского края, в районе объекта «Система ППД Северокамского месторождения» особо охраняемые природные территории регионального значения отсутствуют, места произрастания видов растений, занесенных в красную книгу Пермской области, не выявлены.

Сведения об особых природно-климатических условиях земельного участка, на котором размещен линейный объект Снежный покров. Высота снежного покрова зависит от интенсивности циклонической циркуляции, от количества выпавших осадков, температуры воздуха. Устойчивый снежный покров в среднем устанавливается 3 ноября. Разрушение снежного покрова в среднем наблюдается 18 апреля. Средняя продолжительность снежного покрова 174 дня.

Наибольшая высота снега за зиму 101 см, средняя 76 см.

Промерзание почвы. Промерзание почвы зависит от многих факторов: состава и влажности грунтов, температурного режима, толщины снежного покрова и т. д. Расчетная глубина промерзания глин и суглинков 170 см.

Нормативная глубина сезонного промерзания для насыпных грунтов ИГЭ 2 т составляет 2,07 м, для суглинков мягкопластичных ИГЭ 73т-4, глин тугопластичных ИГЭ 82т-4, глин полутвердых ИГЭ 81т-4 — 1,70 м (СНиП 2.02.01−83*).

Степень морозоопасности для пучинистых грунтов рассчитана согласно п. 2.136 СНиП 2.02.01−83* и соответствует:

Таблица 1 — Степень морозоопасности для пучинистых грунтов

Согласно Техническому отчету по инженерным изысканиям расчетная сейсмическая интенсивность территории соответствует 5 баллам для основного строительства и для строительства объектов повышенной ответственности.

3.3 Сведения о линейном объекте

3.3.1 Технологические и конструктивные решения линейного трубопровода

Общая часть Режим работы объекта постоянный, круглосуточный.

Низконапорный водовод транспортирует воду в объеме до 120 м3/сутки под давлением до 3,0 МПа. После БГ вода по высоконапорным водоводам транспортируется до нагнетательных скважин и через устьевую арматуру и колонну НКТ закачивается в продуктивные горизонты.

Сведения о трубопроводах, категории и классе линейного объекта Водовод предназначен для транспорта подтоварной воды.

Началом и концом низконапорного водовода являются насосная станция УПН «Северокамск» и напорный колодец «Запад» соответственно.

С учетом физико-химических свойств транспортируемой жидкости и стойкости материала труб к ней, согласно СН 550−82 низконапорный водовод относится к категории V группы В. По назначению, диаметру, рабочему давлению и наличию газового фактора водовод согласно РД 39−132−94 относится к IV категории. Протяжённость низконапорного водовода от УПН «Северокамск» до напорного колодца «Запад» составляет 2,6 км.

Максимальное рабочее давление в низконапорном водоводе принято 3,0 МПа;

Температура транспортируемого продукта составляет от плюс5? С до плюс 25? С. На основании гидравлического расчета на максимальную производительность по жидкости 120 м?/сут. (138м?/сут. с учетом 15% запаса) внутренний диаметр напорного нефтепровода принят 70 мм. Минимальный расход жидкости в водоводе — 20 м?/сут.

Водовод представляет собой комплекс производственных объектов:

— линейная часть;

— узел учета;

— блок гребенки.

Перепад высот площадок существующей насосной и напорного колодца «Запад» составляет 82,5 м в направлении площадки напорного колодца «Запад», что учтено в гидравлическом расчете. Прокладка водовода принята подземной ниже уровня промерзания грунта, температура грунта в расчете принята равной плюс 1С. Физико-химическая характеристика перекачиваемого продукта приведена в таблице 2 по данным результатов анализа аккредитованной химико-аналитической лаборатории ООО «Универсал-Сервис», г. Полазна.

Таблица 2

Физико-химическая характеристика перекачиваемого продукта

Безопасность в районе прохождения межпромысловых трубопроводов обеспечивается расположением их на соответствующих расстояниях от объектов инфраструктуры.

Расстояния до зданий, сооружений, между инженерными сетями и параллельными трубопроводами приняты в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, транспортируемого продукта, назначения объектов и степени обеспечения их безопасности в соответствии с требованиями РД 39−132−94.

Принятые расстояния обеспечивают безопасность при проведении работ и надежность трубопроводов в процессе эксплуатации.

Трасса водовода пересекает существующие коммуникации и воздушные сети.

Пересечения между водоводом и другими инженерными сетями соответствуют требованиям СНиП 2.05.06−85* и ПУЭ.

При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету составляет не менее 350 мм, пересечение выполняется под углом не менее 60?.

В местах пересечения проектируемого водовода со сторонними коммуникациями предусматривается установка предупреждающих знаков.

В районе расположения объекта имеется пожарный водоём объёмом 50 м³.

Эксплуатационные характеристики Срок эксплуатации водовода — 50 лет (по данным завода изготовителя).

Рабочее давление — 3,0 МПа.

Производительность трубопровода — 120 м³.

Продукт — подтоварная вода.

Наружный диаметр и толщина стенки труб — 95×12.5.

Материал труб — полимерно-армированные трубы ПАТ Расстояние от оси проектируемого водовода от существующих и параллельно проходящих коммуникаций приняты в соответствии с требованиями РД 39−132−94 и приняты из условий безопасности строительства и эксплуатации объекта.

В таблицах 3 и 4 указаны основные характеристики будущего трубопровода.

Таблица 3

Таблица 4 — Конструктивные решения

Перечень пересекаемых искусственных преград приведен в таблице 5.

Таблица 5

Переходы через водные преграды отсутствуют.

3.4 Сведения о резервуарах с нефтью на УПН «Северокамск»

На территории УПН «Северокамск» располагается стальной резервуар, основные характеристики которого указаны в таблице 6.

Таблица 6 — Характеристики резервуара вертикального стального объемом 400 м³

3.5 Описание площадки блока напорной гребенки

Блок напорной гребенки БГ предназначен для распределения, измерения расхода и давления подтоварной воды, подаваемой на нагнетательные скважины по существующим водоводам системы ППД.

В состав площадки блока напорной гребенки входят:

— блок напорной гребенки типа «Т"-БГ на 4 нагнетательные линии;

— блок аппаратурный;

— подземная дренажная емкость V=3м3.

Блок напорной гребенки предусмотрен открытого исполнения У1 по ГОСТ 15 150–69 на раме с ограждением высотой 1250 мм.

Для измерения объемного расходы воды на каждой нагнетательной линии предусмотрены счетчики воды «ВЗЛЕТ» ППД-213. В состав запорной арматуры на каждой нагнетательной линии входят две дисковые задвижки до и после счетчика — полнопроходная и неполнопроходная для возможности регулирования расхода воды. Напорный коллектор и нагнетательные линии оснащены техническими манометрами.

Для возможности опорожнения трубопроводов блока напорной гребенки во время сервисного обслуживания предусмотрены дренажные линии. Сбор дренажа осуществляется в подземную дренажную емкость V=3м3. Внутренняя поверхность дренажной емкости имеет покрытие, стойкое к воздействию пластовой воды, выполняемое в заводских условиях. Емкость опорожняется передвижными средствами с последующим вывозом на УКПН «Северокамск» для последующей закачки в систему ППД. Трубопровод дренажа выполнен из труб стальных бесшовных горячедеформированных по ГОСТ 8732–78 из стали 20 ГОСТ 8731–74 в теплоизоляции с гидроизоляционным покрытием.

Трубопроводы блока напорной гребенки выполнены с теплоизоляцией из вспененного каучука «K-Flex» с покрытием AL CLAD и электрообогревом с применением саморегулирующих электрических нагревательных лент 25ФСР2-СТ. Блок аппаратурный представляет собой помещение с габаритными размерами 2130×1030×2500 мм и размещается на площадке отдельно от блока напорной гребенки открытого исполнения.

Подключен блок напорной гребенки к существующим водоводам к нагнетательным скважинам и к существующему высоконапорному водоводу от напорного колодца.

4. МЕТОДОЛОГИЯ ОЦЕНКИ РИСКА, ИСХОДНЫЕ ПРЕДПОЛОЖЕНИЯ И ОГРАНИЧЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ПРЕДЕЛЫ АНАЛИЗА РИСКА

4.1 Основные этапы анализа риска

Процесс проведения анализа риска включает следующие основные этапы:

— идентификацию опасностей;

— оценку риска;

— разработку рекомендаций по уменьшению риска.

4.1.1 Идентификация опасностей

Основные задачи этапа идентификации опасностей — выявление и четкое описание всех источников опасностей и путей (сценариев) их реализации. Это ответственный этап анализа, так как не выявленные на этом этапе опасности не подвергаются дальнейшему рассмотрению и исчезают из поля зрения.

При идентификации следует определить, какие элементы, технические устройства, технологические блоки или процессы в технологической системе требуют более серьезного анализа и какие представляют меньший интерес с точки зрения безопасности.

Результатом идентификации опасностей являются:

— перечень «инициирующих событий», могущих повлечь за собой аварийные ситуации;

— описание источников опасности, факторов риска, условий возникновения и развития «инициирующих событий»;

— предварительные оценки опасности и риска.

Идентификация опасностей завершается также выбором дальнейшего направления деятельности. В качестве вариантов дальнейших действий может быть:

— решение прекратить дальнейший анализ ввиду незначительности опасностей или достаточности полученных предварительных оценок;

— решение о проведении более детального анализа опасностей и оценки риска;

— выработка предварительных рекомендаций по уменьшению опасностей.

4.1.2 Оценка риска

Основные задачи этапа оценки риска связаны с:

— определением частот возникновения «инициирующих событий»;

— оценкой последствий возникновения «инициирующих событий»;

— обобщением оценок риска.

Для определения частоты нежелательных событий используются:

— статистические данные по аварийности и надежности технологической системы, соответствующие специфике опасного производственного объекта или виду деятельности;

— логические методы анализа «деревьев событий», «деревьев отказов», имитационные модели возникновения аварий в человеко-машинной системе;

— экспертные оценки путем учета мнения специалистов в данной области.

Оценка последствий включает анализ возможных воздействий на людей, имущество и/или окружающую природную среду. Для оценки последствий оцениваются физические эффекты нежелательных событий (отказы, разрушение технических устройств, зданий, сооружений, пожары, взрывы, выбросы токсичных веществ и т. д.), уточняются объекты, которые могут быть подвергнуты опасности. При анализе последствий аварий используются модели аварийных процессов и критерии поражения, разрушения изучаемых объектов воздействия, учитывать ограничения применяемых моделей. Также учитывается связь масштабов последствий с частотой их возникновения.

Обобщенная оценка риска (или степень риска) аварий должна отражать состояние промышленной безопасности с учетом показателей риска от всех нежелательных событий, которые могут произойти на опасном производственном объекте, и основываться на результатах:

— интегрирования показателей рисков всех нежелательных событий (сценариев аварий) с учетом их взаимного влияния;

— анализа неопределенности и точности полученных результатов;

— анализа соответствия условий эксплуатации требованиям промышленной безопасности и критериям приемлемого риска.

Анализ риска предусматривает получение количественных оценок потенциальной опасности участков и производственных процессов рассматриваемого объекта и включает в себя решение следующих задач:

— построение всего множества сценариев возникновения и развития аварии;

— оценку частот реализации каждого из сценариев возникновения и развития аварии;

— построение полей поражающих факторов, возникающих при различных сценариях развития аварии;

— оценку последствий воздействия поражающих факторов аварии на человека или материальные объекты.

4.1.3 Разработка рекомендаций по уменьшению риска

Разработка рекомендаций по уменьшению риска является заключительным этапом анализа риска. В рекомендациях представляются обоснованные меры по уменьшению риска, основанные на результатах оценок риска.

Меры по уменьшению риска могут носить технический и (или) организационный характер. При выборе мер решающее значение имеет общая оценка действенности и надежности мер, оказывающих влияние на риск, а также размер затрат на их реализацию.

На стадии эксплуатации опасного производственного объекта организационные меры могут компенсировать ограниченные возможности для принятия крупных технических мер по уменьшению риска.

При разработке мер по уменьшению риска необходимо учитывать, что вследствие возможной ограниченности ресурсов в первую очередь должны разрабатываться простейшие и связанные с наименьшими затратами рекомендации, а также меры на перспективу.

В большинстве случаев первоочередными мерами обеспечения безопасности, как правило, являются меры предупреждения аварии. Выбор планируемых для внедрения мер безопасности имеет следующие приоритеты:

— меры по уменьшению вероятности возникновения аварийной ситуации, включающие:

— меры по уменьшению вероятности возникновения инцидента,

— меры по уменьшению вероятности перерастания инцидента в аварийную ситуацию;

— меры по уменьшению тяжести последствий аварии, которые, в свою очередь, имеют следующие приоритеты:

— меры, предусматриваемые при проектировании опасного объекта (например, выбор несущих конструкций, запорной арматуры),

— меры, относящиеся к системам противоаварийной защиты и контроля (например, применение газоанализаторов),

— меры, касающиеся готовности эксплуатирующей организации к локализации и ликвидации последствий аварий.

При необходимости обоснования и оценки эффективности предлагаемых мер по уменьшению риска рекомендуется придерживаться двух альтернативных целей их оптимизации:

— при заданных средствах обеспечить максимальное снижение риска эксплуатации опасного производственного объекта;

— при минимальных затратах обеспечить снижение риска до приемлемого уровня.

4.2 Показатели степени риска ЧС

Риск аварии — мера опасности, характеризующая возможность возникновения аварии на опасном производственном объекте и тяжесть ее последствий. В соответствии с РД 03−418−01 основными количественными показателями риска аварии являются:

— технический риск — вероятность отказа технических устройств с последствиями определенного уровня (класса) за определенный период функционирования опасного производственного объекта;

— индивидуальный риск — частота поражения отдельного человека в результате воздействия исследуемых факторов опасности аварий;

— потенциальный территориальный риск (или потенциальный риск) — частота реализации поражающих факторов аварии в рассматриваемой точке территории;

— коллективный риск — ожидаемое количество пораженных в результате возможных аварий за определенный период времени;

— 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. Характеризует тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей;

— ожидаемый ущерб — математическое ожидание величины ущерба от возможной аварии, за определенный период времени.

4.2.1 Индивидуальный риск

Индивидуальный риск R, год-1, определяют по формуле

(1)

где — условная вероятность поражения человека при реализации i-й ветви логической схемы;

— вероятность реализации в течение года i-й ветви логической схемы, год-1;

n — число ветвей логической схемы.

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

— вычисляются избыточное давление и импульс i

— исходя из значений и i, вычисляют значение «пробит» — функции Рr по формуле

(2)

где

(3)

где — избыточное давление, Па;

iимпульс волны давления, Па*с;

С помощью таблицы 7 определяют условную вероятность поражения человека.

Таблица 7 — Значения условной вероятности поражения человека в зависимости от Рr

4.2.2 Потенциальный (территориальный) риск

Потенциальный риск определяется как распределение частоты реализации поражающих факторов возможных ЧС на территории объекта и за его пределами в виде изолиний индивидуального риска. То есть потенциальный (территориальный) риск — это индивидуальный риск в каждой точке территории объекта.

4.2.3 Коллективный риск

Коллективный риск — это ожидаемое количество пораженных в результате возможных аварий за определенный период времени. Количественно это выражается как сумма произведений ожидаемого количества аварий на количество человек, пострадавших в каждой аварии:

(4)

где Rкол — коллективный риск;

P (Ai) — вероятность происхождения iтой аварии, это ничто иное как ожидаемое количество аварий iтого типа за определенный промежуток времени (год);

Niпораж — количество пораженных при iтой аварии;

n — количество всех аварий.

4.2.4 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. Характеризует тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей.

4.3 Построение всего множества сценариев возникновения и развития аварии

Множество причин возникновения аварийной ситуации можно поделить на четыре класса:

1. Отказы оборудования.

2. Отклонение от технологического регламента.

3. Ошибки производственного персонала.

4. Внешние причины (стихийные бедствия, катастрофы, диверсии и т. д.).

Для анализа фазы инициирования аварий, вызываемых отказами оборудования, используется метод дерева неполадок. Одним из главных достоинств метода является систематичное, логически обоснованное построение множества отказов элементов системы, которые могут приводить к аварии.

Результатом анализа дерева неполадок является перечень комбинаций отказов оборудования. Каждая такая комбинация (минимальная прерывающая совокупность) является минимальным набором отказов оборудования, одновременная реализация которых приводит к аварии.

Дерево неполадок — это графическое представление логических связей между отказами оборудования и аварийными ситуациями.

Отказы, входящие в структуру дерева неполадок, могут быть поделены на три группы:

1. Первичные отказы.

2. Вторичные отказы.

3. Отказы управления.

К первичным отказам относятся отказы оборудования, которые произошли при условиях, в которых обычно функционирует данное оборудование. Вторичные отказы происходят вследствие изменения условий работы оборудования, в частности из-за отклонений от технологического регламента. Отказы управления имеют место, когда нормально функционирующее оборудование не получает по каким-либо причинам управляющих сигналов, что приводит в конечном счете к его неправильной работе.

Одной из задач анализа дерева неполадок является определение перечня первичных отказов, приводящих к созданию аварийной ситуации. Вторичные отказы и отказы управления являются промежуточными событиями, которые требуют дополнительного анализа, для выявления приводящих к их возникновению первичных событий.

Анализ дерева неполадок выполняется в четыре стадии:

— постановка задачи;

— разработка дерева неполадок;

— определение минимальных прерывающих совокупностей;

— ранжирование этих совокупностей.

Отклонения от технологического регламента, способные приводить в конечном счете в возникновению аварийной ситуации, могут носить как случайный, так и детерминированный характер. К первым относятся погодные условия, разброс параметров сырья и реагентов, условия перемешивания, колебания напряжения в сети электроснабжения и т. п. Ко вторым относятся изменения проходных сечений в процессе эксплуатации оборудования, изменение эффективность фильтров, теплообменников, катализаторов и т. д.

Каждый технологический процесс характеризуется некоторым набором переменных процессов, отклонения которых от своих рекомендованных значений могут приводить к непредвиденным химических реакциям, превышению рабочего давления и (или) температуры и, как следствие, к повреждению (разрушению) технологического оборудования. Для оценки устойчивости процесса используются различные методы. Например, метод контрольных карт.

Ошибки персонала — это действие, которое выполняется или не выполняется при некоторых условиях. Это могут быть физические действия (поворот рукоятки) или действия, связанные с умственной деятельностью (диагностика отказов или принятие решения).

Для анализа ошибок персонала используются различные методики, содержащие:

— определение перечня задач (действий), которые решает (выполняет) или должен решать (выполнять) оператор;

— представление с помощью декомпозиции каждой такой задачи (действия) в виде комбинации элементарных действий в целях выявления среди них наиболее подверженных ошибкам и определения точек взаимодействия оператора и системы;

— использование данных, получаемых из записей о предшествующих событиях;

— определение наличия условий, влияющих на частоту ошибок, к которым относятся стрессы, уровень тренированности и качество систем информации.

Внешние события могут инициировать аварии на различных объектах.

Хотя частота наступления таких событий достаточно мала, они могут приводить к крупномасштабным последствиям.

Внешние события могут быть поделены на две категории:

— природные явления: землетрясения, наводнения, ураганы, высокая температура, грозовые разряды и т. д.;

— явления, возникающие в результате деятельности людей: авиакатастрофы, падение ракет, деятельность соседних промышленных объектов, диверсии и т. д.

4.4 Оценка частот реализации каждого из сценариев возникновения и развития аварии

Оценка частоты реализации различных сценариев аварии определяется с использованием метода деревьев событий. Во многих случаях информация о частоте аварий, требуемая для проведения анализа риска, может быть получена непосредственно из записей о работе исследуемой системы или из записей о работе других подобных систем. Число зарегистрированных отказов должно быть поделено на общую длительность времени работы для определения частоты отказов. Численным результатом данного метода является математическое ожидание частоты, а не вероятность.

Для анализа возможных сценариев развития аварии используют метод дерева событий. Данные метод позволяет проследить возможные аварийные ситуации, возникающие вследствие реализации отказа оборудования или прерывания процесса, которые выступают в качестве исходных событий. В отличие от метода дерева неполадок анализ дерева событий представляют собой «осмысливаемый вперед» процесс, то есть процесс, при котором пользователь начинает с исходного события и рассматривает цепочки последующих событий, приводящих к аварии.

Основная процедура анализа дерева событий включает четыре стадии:

1. Определение перечня исходных событий.

2. Определение «безопасных действий» для каждого исходного события.

3. Построение дерева событий.

4. Описание общей последовательности событий.

К «безопасным действиям» относятся ответные действия, направленные на устранение влияния реализовавшегося исходного события. Они включают:

— работу системы зашиты, включая системы автоматического отключения;

— работу сигнализации, предупреждающую персонал о происшедших событиях;

— действия персонала, выполняемые по сигналу тревоги или в соответствии с технологическим регламентом;

— защитные и сдерживающие методы, направленные на ограничение влияния исходных событий.

Исследователь должен определить все безопасные действия, которые могут изменить результат реализации исходного события, причем в той хронологической последовательности, в которой их предусмотрено принимать. Успех или неуспех безопасных действий включается в дерево событий.

На первом шаге построения дерева событий перечисляются исходные события и безопасные действия. Исходное событие записывается в левой части листа. А безопасные действия в хронологическом порядке — в верхней части листа. Далее исследователь должен определить, как успех или неуспех безопасного действия влияет на ход развития процесса. Если такое влияние существует, то в структуру дерева событий включается точка ветвления, в которой добавляется восходящий участок в случае успеха или нисходящий — в случае неуспеха безопасного действия. Если безопасное действие не влияет на развитие процесса, горизонтальная линия продолжается до следующего безопасного действия. Каждая точка ветвления создает новые пути развитии процесса, которые также должны быть исследованы.

Последним этапом процедуры построения дерева событий является общее описание последовательности событий, которые приводят к аварии и должны представлять множество всех последствий, сопровождающих исходное событие.

4.5 Построение полей поражающих факторов, возникающих при различных сценариях развития аварии

При реализации аварии на объекте образуются поражающие факторы, воздействующие на персонал, население, здания, сооружения и технологическое оборудование рассматриваемого объекта и окружающую среду. На основе анализа последствий реальных аварий в промышленности можно выделить наиболее характерные процессы, вызывающие возникновение поражающих факторов:

— взрывы топливовоздушных смесей (ТВС), конденсированных взрывчатых веществ (КВВ) и сосудов под давлением;

— пожары зданий, сооружений и разлитий горючих жидкостей;

— выбросы аварийных химически опасных веществ (АХОВ) и биологически опасных средств.

Взрывы топливовоздушных смесей (ТВС), конденсированных взрывчатых веществ (КВВ) и сосудов под давлением вызывают возникновение следующих поражающих факторов:

— избыточное давление во фронте воздушной ударной волны;

— скоростной напор воздушной ударной волны;

— летящие осколки конструкций и предметы, отброшенные взрывом;

— термическое излучение (особенно при взрывах ТВС).

Пожары зданий, сооружений и разлитий горючих жидкостей вызывают возникновение следующих поражающих факторов:

— термическое излучение;

— выделение токсичных продуктов при горении некоторых веществ.

Выбросы аварийных химически опасных веществ (АХОВ) и биологически опасных средств вызывают возникновение следующих поражающих факторов:

— для легко испаряющихся жидкостей и сжиженных газов — образование первичного и вторичного облака с поражающими концентрациями АХОВ;

— для газов под давлением — образование облака АХОВ с поражающими концентрациями;

— для остальных токсичных веществ и биологически опасных средств «возможность» попадания в организм человека.

4.6 Методики расчета, используемые для построения полей поражающих факторов при возможных авариях на объекте

4.6.1 Построение полей поражающих факторов, возникающих при различных сценариях развития аварий на объектах, использующих в своей деятельности легковоспламеняющиеся и горючие жидкости и газы

Построение полей поражающих факторов, возникающих при различных сценариях развития аварий на участках объекта, использующих в своей деятельности легковоспламеняющиеся и горючие жидкости и газы, осуществляется путем расчета размеров зон действия поражающих факторов при всех возможных авариях, сопровождающихся взрывами топливовоздушных смесей и пожарами, а так же нанесением вышеуказанных зон на план объекта.

В качестве методики оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей используется методика, приведенная в РД 03−409−01, которая позволяет провести приближенную оценку различных параметров воздушных ударных волн и определить вероятные степени поражения людей и повреждений зданий при авариях со взрывами топливно-воздушных смесей. Методика утверждена постановлением Госгортехнадзора России от 26.06.01 № 25.

Методика предназначена для количественной оценки параметров воздушных ударных волн при взрывах топливно-воздушных смесей, образующихся в атмосфере при промышленных авариях. При рассмотрении предполагается частичная разгерметизация или полное разрушение оборудования, содержащего горючее вещество в газообразной или жидкой фазе, выброс этого вещества в окружающую среду, образование облака ТВС, инициирование ТВС, взрывное превращение (горение или детонация) в облаке ТВС. Методика позволяет определять вероятные степени поражения людей и степени повреждений зданий от взрывной нагрузки при авариях со взрывами топливно-воздушных смесей.

Предполагается, что в образовании облака ТВС участвует горючее вещество одного вида, в противном случае (для смеси нескольких горючих веществ) характеристики ТВС, используемые при расчетах параметров ударных волн, определяются отдельно.

Для построения полей поражающих факторов используются следующие константы, полученные эмпирическим путем на основании проведения большого числа «натурных» испытаний. Константы приведены в таблице 8.

Таблица 8 -Константы для определения радиусов зон поражения при взрывных превращениях облаков ТВС (ПВС)

4.7 Оценка степени риска аварий на магистральных нефтепроводах

Оценка степени риска на магистральных нефтепроводах включает:

— прогноз частоты аварийных утечек нефти на линейной части МН и оценку объемов утечки и потерь нефти (технологический риск);

— оценку последствий аварийных утечек нефти для различных компонентов окружающей природной среды;

— проведение (на основе полученных оценок риска) ранжирования участков трассы нефтепровода по степени опасности и приоритетности мер безопасности (управление риском).

Оценка последствий аварийных утечек нефти для различных сценариев аварий включает определение:

— объемов разлива и потерь нефти;

— площади загрязнения сухопутных ландшафтов и водных объектов;

— экологического ущерба как суммы компенсаций за загрязнение компонентов природной среды;

— ущерба за уничтожение и негативные последствия для животного и растительного мира.

При оценке риска аварий на магистральных нефтепроводах определяются показатели риска, характеризующие:

— удельную (локальную) частоту аварийных утечек из нефтепровода n, определяемую на основе статистических данных по авариям на МН и балльной оценки технического состояния;

— частоту образования дефектного отверстия в зависимости от его площади Sэфф;

— ожидаемые среднегодовые потери нефти за счет аварийных разливов Rv (объем или стоимость потерь);

— ожидаемые среднегодовые площади загрязнения сухопутных ландшафтов Rst и водных объектов Rsr ;

— ожидаемый среднегодовой экологический ущерб как сумма штрафных санкций за загрязнение компонентов природной среды Rd ;

— выведенные из естественного состояния эффективные площади сухопутных ландшафтов Ret и водных объектов Rer, которые определяются на основе частоты аварий, средней площади разлива нефти и времени самовосстановления загрязненных компонентов природной среды.

Полученные показатели риска участков трассы МН используются для выявления приоритетов в мероприятиях обеспечения безопасности и выбора оптимальной стратегии технического обслуживания, диагностики и ремонта трубопровода. Кроме того, на основе анализа распределения показателей риска могут быть выбраны участки трассы МН, для которых необходимо более точно оценить показатели риска и разработать рекомендации.

На этапе «Идентификация опасностей» необходимо:

1) осуществить сбор и анализ информации;

2) произвести деление линейной части МН на участки;

3) выполнить анализ факторов, влияющих на риск, а также произвести (при необходимости) предварительные оценки опасностей.

На этапе «Оценка риска аварий» необходимо провести:

для каждого участка трассы МН:

1) оценку частоты утечек нефти, в том числе частоты образования дефектного отверстия в зависимости от величины его эффективной площади Sэфф;

2) оценку последствий аварий (возможных объемов разливов, площадей загрязнения, экономического ущерба, экологических показателей по времени самовосстановления компонентов окружающей природной среды);

3) оценку степени риска по выбранным показателям риска;

для всей трассы МН:

1) анализ и обобщение оценки риска каждого участка;

Степень риска аварий рекомендуется определять по таблице 9, где в качестве критерия используется среднегодовой ущерб, выраженный в тоннах потерянной нефти или в денежном исчислении на 1000 км длины МН. Допускается использование других критериев риска. Значения коэффициентов критериев зависят от состояния МН, региональных особенностей и возможностей по обеспечению безопасности.

Если показатель риска выше значения, которое может быть определено как значение «приемлемого риска», то могут быть приняты решения в целях более детального анализа и выработки рекомендаций по снижению риска.

Таблица 9

На этапе «Разработка рекомендаций по снижению риска» подготавливаются рекомендации по оперативному и долговременному управлению процессом снижения риска в целях минимизации отрицательных последствий аварий и обеспечения промышленной безопасности МН.

риск авария резервуар нефть

5. ОПИСАНИЕ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ РИСКА Ниже представлена краткая характеристика основных методов, рекомендуемых РД 03−418−01 для проведения анализа риска.

1. Методы «Проверочного листа» и «Что будет, если???» или их комбинация относятся к группе методов качественных оценок опасности, основанных на изучении соответствия условий эксплуатации объекта или проекта требованиям промышленной безопасности.

Результатом проверочного листа является перечень вопросов и ответов о соответствии опасного производственного объекта требованиям промышленной безопасности и указания по их обеспечению. Метод проверочного листа отличается от «Что будет, если???» более обширным представлением исходной информации и представлением результатов о последствиях нарушений безопасности.

Эти методы наиболее просты (особенно при обеспечении их вспомогательными формами, унифицированными бланками, облегчающими на практике проведение анализа и представление результатов), нетрудоемки (результаты могут быть получены одним специалистом в течение одного дня) и наиболее эффективны при исследовании безопасности объектов с известной технологией.

2. «Анализ вида и последствий отказов» (АВПО) применяется для качественного анализа опасности рассматриваемой технической системы. Существенной чертой этого метода является рассмотрение каждого аппарата (установки, блока, изделия) или составной части системы (элемента) на предмет того, как он стал неисправным (вид и причина отказа) и какое было бы воздействие отказа на техническую систему.

Анализ вида и последствий отказа можно расширить до количественного анализа вида, последствий и критичности отказа (АВПКО). В этом случае каждый вид отказа ранжируется с учетом двух составляющих критичности — вероятности (или частоты) и тяжести последствий отказа. Определение параметров критичности необходимо для выработки рекомендаций и приоритетности мер безопасности.

Результаты анализа представляются в виде таблиц с перечнем оборудования, видом и причин возможных отказов, частотой, последствиями, критичностью, средствами обнаружения неисправности (сигнализаторы, приборы контроля и т. п.) и рекомендациями по уменьшению опасности.

Систему классификации отказов по критериям вероятности-тяжести последствий следует конкретизировать для каждого объекта или технического устройства с учетом его специфики.

Ниже (Таблица 10) в качестве примера приведены показатели (индексы) уровня и критерии критичности по вероятности и тяжести последствий отказа. Для анализа выделены четыре группы, которым может быть нанесен ущерб от отказа: персонал, население, имущество (оборудование, сооружения, здания, продукция и т. п.), окружающая среда.

В таблице 9 применены следующие варианты критериев:

o критерии отказов по тяжести последствий:

— катастрофический отказ — приводит к смерти людей, существенному ущербу имуществу, наносит невосполнимый ущерб окружающей среде,

— критический/некритический отказ — угрожает/не угрожает жизни людей, приводит (не приводит) к существенному ущербу имуществу, окружающей среде,

— отказ с пренебрежимо малыми последствиями — отказ, не относящийся по своим последствиям ни к одной из первых трех категорий.

o категории (критичность) отказов:

— «А» — обязателен количественный анализ риска, или требуются особые меры обеспечения безопасности;

— «В» — желателен количественный анализ риска, или требуется принятие определенных мер безопасности;

— «С» — рекомендуется проведение качественного анализа опасностей или принятие некоторых мер безопасности;

— «Д» — анализ и принятие специальных (дополнительных) мер безопасности не требуется.

Методы АВПО, АВПКО применяются, как правило, для анализа проектов сложных технических систем или технических решений. Выполняется группой специалистов различного профиля (например, специалист по технологии, химическим процессам, инженер-механик) из 3 _ 7 человек в течение нескольких дней, недель.

Таблица 10 — Матрица вероятность-тяжесть последствий

3. В методе «Анализ опасности и работоспособности» (АОР)исследуется влияние отклонений технологических параметров (температуры, давления и пр.) от регламентных режимов с точки зрения возможности возникновения опасности. АОР по сложности и качеству результатов соответствует уровню АВПО, АВПКО.

В процессе анализа для каждой составляющей опасного производственного объекта или технологического блока определяются возможные отклонения, причины и указания по их недопущению. При характеристике отклонения используются ключевые слова «нет», «больше», «меньше», «также как», «другой», «иначе чем», «обратный» и т. п. Применение ключевых слов помогает исполнителям выявить все возможные отклонения. Конкретное сочетание этих слов с технологическими параметрами определяется спецификой производства.

Примерное содержание ключевых слов следующее:

«НЕТ» — отсутствие прямой подачи вещества, когда она должна быть;

«БОЛЬШЕ (МЕНЬШЕ)» — увеличение (уменьшение) значений режимных переменных по сравнению с заданными параметрами (температуры, давления, расхода);

«ТАКЖЕ КАК» — появление дополнительных компонентов (воздух, вода, примеси);

«ДРУГОЙ» — состояние, отличающиеся от обычной работы (пуск, остановка, повышение производительности и т. д.);

«ИНАЧЕ ЧЕМ» — полное изменение процесса, непредвиденное событие, разрушение, разгерметизация оборудования;

«ОБРАТНЫЙ» — логическая противоположность замыслу, появление обратного потока вещества.

Результаты анализа представляются на специальных технологических листах (таблицах). Степень опасности отклонений может быть определена количественно путем оценки вероятности и тяжести последствий рассматриваемой ситуации по критериям критичности аналогично методу АВПКО (Таблица 10).

Отметим, что метод АОР, также как АВПКО, кроме идентификации опасностей и их ранжирования позволяет выявить неясности и неточности в инструкциях по безопасности и способствует их дальнейшему совершенствованию. Недостатки методов связаны с затрудненностью их применения для анализа комбинаций событий, приводящих к аварии.

4. Практика показывает, что крупные аварии, как правило, характеризуются комбинацией случайных событий, возникающих с различной частотой на разных стадиях возникновения и развития аварии (отказы оборудования, ошибки человека, нерасчетные внешние воздействия, разрушение, выброс, пролив вещества, рассеяние веществ, воспламенение, взрыв, интоксикация и т. д.). Для выявления причинно-следственных связей между этими событиями используют логико-графические методы анализа «деревьев отказов» и «деревьев событий».

При анализе «деревьев отказов» (АДО) выявляются комбинации отказов (неполадок) оборудования, инцидентов, ошибок персонала и нерасчетных внешних (техногенных, природных) воздействий, приводящих к головному событию (аварийной ситуации). Метод используется для анализа возможных причин возникновения аварийной ситуации и расчета ее частоты (на основе знания частот исходных событий). При анализе дерева отказа (аварии) рекомендуется определять минимальные сочетания событий, определяющие возникновение или невозможность возникновения аварии.

Анализ «дерева событий» (АДС) — алгоритм построения последовательности событий, исходящих из основного события (аварийной ситуации). Используется для анализа развития аварийной ситуации. Частота каждого сценария развития аварийной ситуации рассчитывается путем умножения частоты основного события на условную вероятность конечного события (например, аварии с разгерметизацией оборудования с горючим веществом в зависимости от условий могут развиваться как с воспламенением, так и без воспламенения вещества).

5. Методы количественного анализа риска.

Количественный анализ риска позволяет оценивать и сравнивать различные опасности по единым показателям и наиболее эффективен:

— на стадии проектирования и размещения опасного производственного объекта;

— при обосновании и оптимизации мер безопасности;

— при оценке опасности крупных аварий на опасных производственных объектах, имеющих однотипные технические устройства (например, магистральные трубопроводы);

— при комплексной оценке опасностей аварий для людей, имущества и окружающей природной среды.

6. РЕЗУЛЬТАТЫ ИДЕНТИФИКАЦИИ ОПАСНОСТИ

На рассматриваемом объекте можно выделить три участка, аварии на которых могут представлять угрозу жизни и здоровью людей, а так же нанести существенный ущерб имуществу объекта и населения.

— УПН «Северокамск» (2 емкости с нефтью объемом 400 м3);

— Водовод (подтоварная вода) от УПН «Северокамск» до БГ (2,6 км);

— БГ.

Частоты инициирующих событий для технологического оборудования определялись на основе данных статистики и условий функционирования аналогичных объектов.

После определения частот инициирующих событий, производилось построение сценариев развития аварий, отражающих технологические особенности рассматриваемых производств.

Причинами разгерметизации оборудования на объекте могут являться:

— выход параметров технологических процессов за критические значения, который вызван нарушением технологического регламента (например, разрушение оборудования вследствие превышения давления по технологическим причинам, появление источников зажигания в местах образования горючих паровоздушных смесей);

— механическое (влияние повышенного или пониженного давления, динамических нагрузок и т. п.); температурное (влияние повышенных или пониженных температур) и агрессивное химическое (влияние кислородной, сероводородной, электрохимической и биохимической коррозии) воздействия;

— ошибки персонала, падение предметов, некачественное проведение ремонтных и регламентных работ и т. п. (например, разгерметизация оборудования или выход из строя элементов его защиты в результате повреждения при ремонте или столкновения автомобильным транспортом).

— тепловые проявления электрической энергии в помещениинасосной при статической электризации и неисправностях электрооборудования.

Для определения частоты реализации опасных ситуаций на объекте используется информация:

а) об отказах оборудования, используемого на объекте;

б) о параметрах надежности используемого на объекте оборудования;

в) об ошибочных действиях работников объекта;

Для определения частоты реализации опасных ситуаций могут использоваться статистические данные по аварийности или расчетные данные по надежности технологического оборудования, соответствующие специфике рассматриваемого объекта. Информация о частотах реализации пожароопасных ситуаций (в том числе возникших в результате ошибок работника), необходимая для оценки риска, может быть получена непосредственно из данных о функционировании исследуемого объекта или из данных о функционировании других подобных объектов. Рекомендуемые сведения по частотам реализации инициирующих пожароопасные ситуации событий для некоторых типов оборудования объектов, частотам утечек из технологических трубопроводов приведены в таблицах 11, 12.

Таблица 11- Частоты реализации инициирующих пожароопасные ситуации событий для некоторых типов оборудования объектов (приложение N 2 к приложению «Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах» к приказу МЧС России от 10.07.2009 № 404 «Об утверждении методики определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах»)

Таблица 12 — Частоты утечек из технологических трубопроводов

Сценарий возникновения и развития опасной ситуации на логическом дереве отражается в виде последовательности событий от исходного до конечного события (далее — ветвь дерева событий).

Процедура построения логического дерева событий приведена в приложении N 2 к приложению «Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах» к приказу МЧС России от 10.07.2009 № 404 «Об утверждении методики определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах».

Возможные сценарии развития событий при авариях на участке УПН «Северокамск», сопровождающихся утечкой нефти, ее возгоранием и взрывом топливовоздушной смеси, представлены деревом событий на рисунке 1.

Рисунок 1 -Дерево событий для различных вариантов развития аварий на участке УПН «Северокамск»

Построим по имеющимся фрагментам деревьев событий сценарии развития возможных аварий на выделенных ранее технологических блоках.

Итоговая частота того или иного сценария реализации аварии на объекте определялась из соотношения:

А= Ao· B, (5)

гдеА — частота реализации данного сценария развития аварии, 1/год;

Ao — частота реализации инициирующего события;

В — вероятность данного пути реализации аварии;

Группа сценариев возможных аварий на участке резервуарного парка А1. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > полное разрушение резервуара (0,15) > утечка нефти (0,15) > мгновенное воспламенение (0,008) > образование «огненного шара» (0,008).

Частота инициирующего события — 5?10−61/год.

Частота подобного сценария — 4· 10−8 1/год.

А2. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > полное разрушение резервуара (0,15) > утечка нефти (0,15) > мгновенного воспламенения не произошло (0,142) > формирование облака ТВС (0,04) > рассеяние облака ТВС в атмосфере (0,016).

Частота инициирующего события — 5?10−61/год.

Частота подобного сценария -8· 10−8 1/год.

А3. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > полное разрушение резервуара (0,15) > утечка нефти (0,15) > мгновенного воспламенения не произошло (0,142) > образование облака ТВС (0,04) > взрыв облака ТВС (0,02).

Частота инициирующего события — 5?10−61/год.

Частота подобного сценария -10−7 1/год.

А4. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > полное разрушение резервуара (0,15) > утечка нефти (0,15) > мгновенного воспламенения не произошло (0,142) > образование облака ТВС (0,04) > образование «огненного шара» (0,004).

Частота инициирующего события — 5?10−61/год.

Частота подобного сценария — 2· 10−8 1/год.

А5. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > полное разрушение резервуара (0,15) > утечка нефти (0,15) > мгновенного воспламенения не произошло (0,142) > ликвидация аварии (0,1).

Частота инициирующего события — 5?10−61/год.

Частота подобного сценария — 5· 10−7 1/год.

А6. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > частичная разгерметизация ёмкости (0,85) > утечка нефти (0,85) > мгновенное воспламенение (0,03) >факельное горение струи истекающего продукта (0,03) > «образование огненного шара» (0,006).

Частота инициирующего события — 8,8?10−51/год.

Частота подобного сценария — 5,28· 10−7 1/год.

А7. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > частичная разгерметизация ёмкости (0,85) > утечка нефти (0,85) > мгновенное воспламенение (0,03) >факельное горение струи истекающего продукта (0,03) > ликвидация возгорания (0,024).

Частота инициирующего события — 8,8?10−51/год.

Частота подобного сценария — 2,112· 10−6 1/год.

А8. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > частичная разгерметизация ёмкости (0,85) > утечка нефти (0,85) > мгновенного воспламенения не произошло (0,82)> образование облака ТВС (0,03) > рассеяние облака ТВС в атмосфере (0,023).

Частота инициирующего события — 8,8?10−51/год.

Частота подобного сценария — 2,024· 10−6 1/год.

А9. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > частичная разгерметизация ёмкости (0,85) > утечка нефти (0,85) > мгновенного воспламенения не произошло (0,82)> образование облака ТВС (0,03)> взрыв облака ТВС (0,006).

Частота инициирующего события — 8,8?10−51/год.

Частота подобного сценария — 5,28· 10−7 1/год.

А10. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > частичная разгерметизация ёмкости (0,85) > утечка нефти (0,85) > мгновенного воспламенения не произошло (0,82)> образование облака ТВС (0,03)> образование «огненного шара» (0,001).

Частота инициирующего события — 8,8?10−51/год.

Частота подобного сценария — 8,8· 10−8 1/год.

А11. Авария на участке УПН «Северокамск» (1.0) > частичная разгерметизация ёмкости (0,85) > утечка нефти (0,85) > мгновенного воспламенения не произошло (0,82)> авария локализована (0,79).

Частота инициирующего события — 8,8?10−51/год.

Частота подобного сценария — 6,952· 10−5 1/год.

При расчетах по указанным выше методикам использовались следующие предположения и допущения:

— в случае аварии происходит мгновенное (полное или частичное) разрушение оборудования;

— при расчете поражения человека предполагалось, что человек выходит из зоны поражения со скоростью 5 м/с;

— время аварийного перекрытия запорной арматуры принималось равным 60−120 секунд;

— время обнаружения утечек (время от начала выброса до конца перекрытия задвижек) было принято — 2−5 мин;

— при наличии ограждения максимальный размер пролива принимался равным размерам этого ограждения;

— при определении условий рассеяния для данного времени года/суток/скорости ветра использовалось предположение о том, что для данных условий имеет место наихудшее рассеяние.

— при определении расстояний, на которых происходит рассеивание до безопасных концентраций, предполагались наихудшие условия рассеивание — скорость ветра до 1 м/с и устойчивая стратификация атмосферы (инверсия);

— при расчете поражения при взрыве / образовании огненного шара предполагался пролив максимального объема жидкой фазы;

— при оценке вероятности воспламенения паровоздушного облака и проливов учитывалось присутствие возможных источников воспламенения (искры от механических ударов и трения, открытый огонь, разряды статического электричества, электрооборудование, нагретые поверхности и т. п.).

Наибольшее влияние на результаты расчета зон поражения оказывают значения количеств опасных веществ, вовлекаемых в аварийную ситуацию.

При оценке этих количеств, практически во всех сценариях, приняты значения, близкие или равные максимально возможным количествам опасных веществ, которые могут быть вовлечены в аварию.

Такие допущения могут приводить к некоторому завышению площади пролива, поскольку наличие даже незначительных уклонов или неровностей будет приводить к стоку жидкой фазы в направлении уклона, скоплению жидкой фазы в определенных местах и уменьшению площади пролива. В проведенных расчетах предполагалось, что на месте аварии при испарении с пролива газ смешивается с воздухом в соотношении давления насыщенного пара.

Таким образом, с точки зрения наихудших условий развития аварии и принятых допущений и предположений получены максимальные размеры зон поражения. Поэтому использование любых других вариантов исходных данных не приведет к увеличению размеров зон поражения и вероятностей возникновения аварий.

В рассматриваемой системе поддержания пластового давления на Северокамском месторождении в качестве рабочего агента используются пластовые (подтоварные) воды. В связи с их опасностью для окружающей природной среды в данной работе проводится оценка риска аварий на линейной части водовода с подтоварной водой (второй из выделенных ранее опасных участков), влекущих за собой попадание пластовых (подтоварных) вод в окружающую среду. Последствия аварийных разливов подтоварных вод рассчитываются, с учетом состава и свойств, по тем же методикам, что и разливы нефтепродуктов.

На этапе «Идентификация опасностей» при оценке риска аварий на водоводе было произведено:

1) сбор и анализ информации об объекте;

2) произведено деление линейной части водовода на участки (1 участок);

Оценка частоты утечек подтоварной воды на участке линейной части водовода Ввиду отсутствия достоверных статистических данных по аварийности на рассматриваемом водоводе, среднестатистическую интенсивность аварий примем равной среднестатистической по отрасли. Согласно Методике определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах (приложение к приказу от 10 июля 2009 г. N 404 «Об утверждении методики определения расчетных величин пожарного риска на производственных объекта»):

?ср=1,2•10−6м-1•год-1, (6)

где ?ср — среднестатистическая по отрасли интенсивность аварий.

Удельная частота аварий на водоводе с D = 70 мм составила? n = 0,0012 аварий/(км · год). Тогда удельная частота возникновения коррозионного свища (или трещин малых размеров) составит 0,66 аварий/(км · год). Продольный (характерный) размер такого дефектного отверстия Lp = 21 мм и эффективная площадь разрыва Sэфф = 27,69 мм². Соответственно для трещин средних размеров = 0,42 аварий/(км · год), Lp= 52,5 мм, Sэфф = 172,32 мм²; для «гильотинного» разрыва (разрыва на полное сечение) = 0,12 аварий/(км · год), Lp= 105 мм, Sэфф= 688,52 мм².

При моделировании 12 сценариев аварийной утечки подтоварной воды получены 12 значений объемов аварийного разлива, реализуемых с вероятностью, значения для которой приведены в таблице 12.

(7)

где m = 1, 2, 3; j = 1, 2; k = 1, 2; i = 4(m — 1) + 2(j — 1) + k.

Средняя (с учетом сценариев аварий) масса подтоварной воды Mз и ожидаемые потери (с учетом вероятности аварийных утечек из водовода) Rv определялись по следующим формулам:

(8)

Rv = ?nМз, (9)

где Ксб =0.

Расчеты аварийной утечки подтоварной воды проводились для трех характерных размеров большой диагонали Lp дефектных отверстий, равных 0,3D, 0,75Dи 1,5D, которые могут образоваться с относительной вероятностью 0,55, 0,35 и 0,10 соответственно (таблица 13).

Таблица 13

Расчет объемов и площадей разлива для разных сценариев развития аварии выполнены в соответствии с Методическим руководством по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах (Согласовано письмом Госгортехнадзора России от 07.07.99 № 10−03/418) и приведен в пункте 7.2 данной работы.

Оценка частоты утечек подтоварной воды на участке БГ Описание блока напорной гребенки (БГ) приведено в пункте 3.5 данной работы.

Удельная частота аварий на БГ с диаметром трубопроводов D = 65 мм? n = 0,0012 аварий/(км · год). Тогда удельная частота возникновения коррозионного свища (или трещин малых размеров) составит 0,66 аварий/(км · год). Продольный (характерный) размер такого дефектного отверстия Lp = 19,5 мм и эффективная площадь разрыва Sэфф = 23,9 мм². Соответственно для трещин средних размеров = 0,42 аварий/(км · год), Lp= 48,75 мм, Sэфф = 148,58 мм²; для «гильотинного» разрыва (разрыва на полное сечение) = 0,12 аварий/(км · год), Lp= 97,5 мм, Sэфф= 593,68 мм².

При моделировании 12 сценариев аварийной утечки подтоварной воды получены 12 значений объемов аварийного разлива, реализуемых с вероятностью, значения для которой приведены в табл. 13.

Средняя (с учетом сценариев аварий) масса подтоварной воды Mз и ожидаемые потери (с учетом вероятности аварийных утечек на БГ) Rv определялись по формулам (8)-(9).

Расчеты аварийной утечки подтоварной воды проводились для трех характерных размеров большой диагонали Lp дефектных отверстий, равных 0,3D, 0,75Dи 1,5D, которые могут образоваться с относительной вероятностью 0,55, 0,35 и 0,10 соответственно (таблица 13).

7. РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦЕНКИ РИСКА

7.1 Построение полей опасных факторов аварии и оценка последствий их воздействия на людей окружающую среду для различных сценариев развития аварии на участке УПН «Северокамск»

При построении полей опасных факторов аварии на первом участке (УПН «Северокамск») для различных сценариев развития учитываются:

— тепловое излучение при факельном горении, пожарах проливов горючих веществ на поверхность и огненных шарах;

— избыточное давление и импульс волны давления при сгорании газопаровоздушной смеси в открытом пространстве;

— избыточное давление и импульс волны давления при разрыве сосуда (резервуара) в результате воздействия на него очага пожара;

— избыточное давление при сгорании газопаровоздушной смеси в помещении;

— концентрация токсичных компонентов продуктов горения в помещении;

— снижение концентрации кислорода в воздухе помещения;

— задымление атмосферы помещения;

— среднеобъемная температура в помещении;

— осколки, образующиеся при взрывном разрушении элементов технологического оборудования;

— расширяющиеся продукты сгорания при реализации пожара-вспышки.

Оценка величин указанных факторов проводится на основе анализа физических явлений, протекающих при пожароопасных ситуациях, пожарах, взрывах.

Оценка последствий воздействия опасных факторов пожара, взрыва на людей для различных сценариев их развития осуществлялась на основе сопоставления информации о моделировании динамики опасных факторов пожара на территории Объекта и прилегающей к нему территории и информации о критических для жизни и здоровья людей значениях опасных факторов пожара, взрыва. Для этого использовались критерии поражения людей опасными факторами пожара.

Для оценки риска использовались вероятностные и детерминированные критерии поражения людей опасными факторами пожара.

Детерминированные и вероятностные критерии оценки поражающего действия волны давления и теплового излучения на людей На Объекте наиболее опасными поражающими факторами пожара являются волна давления и расширяющиеся продукты сгорания при различных режимах сгорания газо-паровоздушного облака, а также тепловое излучение пожаров.

Детерминированные критерии показывают значения параметров опасного фактора пожара, при которых наблюдается тот или иной уровень поражения людей.

Вероятностные критерии показывают, какова условная вероятность поражения людей при заданном значении опасного фактора пожара.

Ниже приведены некоторые критерии поражения людей перечисленными выше опасными факторами пожара.

Критерии поражения волной давления Детерминированные критерии поражения людей, в том числе находящихся в здании, избыточным давлением при сгорании газо-паровоздушных смесей в помещениях или на открытом пространстве приведены в таблице 14.

Таблица 14- Критерии поражения зданий и людей от избыточного давления

В качестве вероятностного критерия поражения используется понятие пробит-функции. В общем случае пробит-функция Рr описывается формулой:

(10)

где a, b — константы, зависящие от степени поражения и вида Объекта;

S — интенсивность воздействующего фактора.

Соотношения между величиной Рr и условной вероятностью поражения человека приведены в таблице 7.

Для воздействия волны давления на человека, находящегося вне здания/помещения, формулы для пробит-функции имеют вид:

(11)

(12)

(13)

(14)

где m — масса тела человека (допускается принимать равной 70 кг), кг;

?P — избыточное давление волны давления, Па;

I+ - импульс волны давления, Па· с;

P0 — атмосферное давление, Па.

Пробит-функции для разрушения зданий имеют вид:

для тяжелых разрушений:

; (15)

(16)

для полного разрушения:

; (17)

(18)

При оценке условной вероятности поражения человека, находящегося в здании использовались пробит-функции, определяемые по формулам (15) — (16).

Критерии поражения тепловым излучением При анализе воздействия теплового излучения рассматривались случаи импульсного и длительного воздействия. В первом случае критерием поражения является доза излучения D, во втором — критическая интенсивность теплового излучения qCR.

Величина qCR для различных степеней поражения человека приведена в таблице 15.

Таблица 15 — Величина критической интенсивности теплового излучения для различных степеней поражения человека

Для поражения человека тепловым излучением величина пробитфункции описывается формулой:

(19)

где t — эффективное время экспозиции, с;

q — интенсивность теплового излучения, кВт/м2.

Величина эффективного времени экспозиции t определяется по формулам:

для огненного шара:

; (20)

для пожара пролива:

(21)

где m — масса горючего вещества, участвующего в образовании огненного шара, кг;

t0 — характерное время, за которое человек обнаруживает пожар и принимает решение о своих дальнейших действиях, с (может быть принято равным 5);

х — расстояние от места расположения человека до безопасной зоны (зона, где интенсивность теплового излучения меньше 4 кВт/м2);

u — средняя скорость движения человека к безопасной зоне, м/с (принимается равной 5 м/с).

Условная вероятность поражения человека, попавшего в зону непосредственного воздействия пламени пожара пролива или факела, принята равной 1.

Определение числа людей, попавших в зону поражения опасными факторами пожара, взрыва определялось путем сопоставления полей опасных факторов пожара изображенных на схемах в Приложении Б с местами возможного нахождения работников на территории Объекта.

Оценка опасных факторов пожара проводилась с помощью методов, приведенных вприказе МЧС России от 10 июля 2009 г. № 404 «Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах» (Зарегистрировано в Минюсте РФ 17 августа 2009 г. Регистрационный N 14 541), ГОСТ 12.1.004−91*. ССБТ «Пожарная безопасность. Общие требования», ГОСТ Р 12.3.047−98. ССБТ «Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля».

Результаты расчета полей опасных факторов пожара приведены в таблицах16−21 и на рисунках в приложении Б.

Таблица 16 — Объемы вещества (нефть), вышедшего в результате различных сценариев аварии на участке УПН «Северокамск» и площади разлива

Таблица 17 — Зоны поражения тепловым излучением при реализации сценария А1

Таблица 18 — Зоны поражения избыточным давлением при реализации сценария А1

Таблица 19 — Зоны поражения тепловым излучением при реализации сценария А6

Таблица 20 — Зоны поражения избыточным давлением при реализации сценария А3

Таблица 21 — Зоны поражения избыточным давлением при реализации сценария А9

7.2 Расчет объемов утечки подтоварной воды при авариях на водоводе и БГ

Объём подтоварной воды, вытекшей из водовода с момента возникновения аварии до момента остановки перекачки

V1=Q1•?1=1,49 999 м³, (22)

где ?1 — интервал времени между возникновением аварии и остановкой перекачки;

Q1 — расход подтоварной воды через место повреждения;

Q1=Q'-Qo•[1/(l-x)•[Z1-Z2+(P'-P")/(p•9,8)-io•x•(Q'/Qo)^(2-mo)]/io]^(½-mo)=5,999 м3/ч, (23)

где расход подтоварной воды в повреждённом нефтепроводе Q'=6 м3/ч;

расход подтоварной воды в исправном водоводе при работающих насосных станциях Qo=5,75 м3/ч;

протяжённость участка водовода, заключённого между двумя насосными станциями l=2600 м;

протяжённость участка водовода от насосной станции до места повреждения x=1830 м;

геодезическая отметка начала участка водовода Z1=118,6 м;

геодезическая отметка конца участка водовода Z2=199,53 м;

давление в начале участка водовода в повреждённом состоянии P'=3 000 000 Па;

давление в конце участка водовода в повреждённом состоянии P" =2 040 000 Па;

плотность подтоварной воды p=1,073 т/м3.

гидравлический уклон при перекачке подтоварной воды по исправному нефтепроводу io=0,006;

показатель режима давления нефти по нефтепроводу в исправном состоянии mo=1,75

Объём подтоварной воды, вытекшей из водовода с момента остановки перекачки до момента закрытия задвижек V2=?Vi=?Qi•ti=1,21 287 м³.

Для каждого i-ого интервала времени определяется соответствующий расход Qi подтоварной воды через дефектное отверстие.

Qi=3600•µi•w•(2•g•hi)^0,5. (24)

Время от остановки перекачки до закрытия задвижек t=10мин.

Интервал времени ti=0,083 ч.

Через 0 ч 0 мин 0 сек после отключения напорных станций Расход подтоварной воды

Q1=3600•µ1•?•(2•g•h1)^0,5=5,502 м3/ч. (25)

Коэффициент расхода подтоварной воды через место повреждения

µ1=0,592+5,5/(Re)^0,5=0.6043, (26)

где число Рейнольдса

Re=(dотв•(2•g•h1)^0,5)/v=196 771,62 (27)

диаметр отверстия

dотв=(4•?/?)^0,5=0,011 м; (28)

коэффициент кинематической вязкости подтоварной воды

v=1,4157•10−6 м2/c. (29)

Напор в отверстии, соответствующий 1 элементарному интервалу времени:

h1=Z1-Zм-ht-hv=29,6. (30)

Через 5 минут после отключения напорных станций Расход подтоварной воды

Q2=3600•µ2•?•(2•g•h2)^0,5=4,873 м3/ч (31)

где коэффициент расхода подтоварной воды через место повреждения:

µ2=0,592+5,5/(Re)^0,5=0,6051, (32)

где число Рейнольдса

Re=(dотв•(2•g•h2)^0,5)/v=174 032,38 (33)

диаметр отверстия

dотв=(4•?/?)^0,5=0,011 м; (34)

коэффициент кинематической вязкости подтоварной воды

v=1,4157•10−6 м2/c; (35)

Напор в отверстии, соответствующий 2 элементарному интервалу времени:

h2=Z1-Zм-ht-hv=23,154. (36)

Через 10 минут после отключения напорных станций Расход подтоварной воды

Q3=3600•µ3•?•(2•g•h3)^0,5=4,236 м3/ч (37)

где коэффициент расхода подтоварной воды через место повреждения

µ3=0,592+5,5/(Re)^0,5=0,6061; (38)

число Рейнольдса

Re=(dотв•(2•g•h3)^0,5)/v=151 063,46 (39)

диаметр отверстия

dотв=(4•?/?)^0,5=0,011 м; (40)

коэффициент кинематической вязкости подтоварной воды

v=1,4157•10−6 м2/c. (41)

Напор в отверстии, соответствующий 3 элементарному интервалу времени

h3=Z1-Zм-ht-hv=17,445. (42)

Площадь отверстия ?=0,5•c•d=0,105 м².

Длина разрыва c=0,021 м.

Объём подтоварной воды, вытекшей из водовода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки

V3=3.14•Dвн²•nLv/4=0 м3, (43)

где внутренний диаметр водовода Dвн=0,07 м².

Общая масса вылившейся при аварии в случае реализации сценария Б1 подтоварной воды

M=(V1+V2+V3)•p=2,910 т, (44)

где плотность подтоварной воды p=1,073 т/м3.

Таким же образом были рассчитаны объемы аварийной утечки подтоварной воды для всех двенадцати сценариев развития аварии на водоводе и БГ. Результаты расчетов приведены в таблицах 22 и 23.

Таблица 22 — Объемы возможных утечек подтоварной воды на водоводе

Средняя (с учетом сценариев аварий) масса потерь подтоварной воды Mз и ожидаемые потери (с учетом вероятности аварийных утечек подтоварной воды из водовода) Rv составили соответственно:

Mз=3,7 т, (45)

Rv = ?n•Мз=0,0012•3,7=0,445 м3/год. (46)

Площадь загрязнения поверхности земли:

=53,3•(3,7/1,073)^0,89=160,4 м². (47)

Таблица 23 — Объемы возможных утечек подтоварной воды на БГ

Средняя (с учетом сценариев аварий) масса потерь подтоварной воды Mз и ожидаемые потери (с учетом вероятности аварийных утечек подтоварной воды на БГ) Rv составили соответственно:

Mз=2 т, (48)

Rv = ?n•Мз=0,0012•3,7=0,0024 м3/год. (49)

7.3 Результаты расчета показателей риска на объекте

7.3.1 Индивидуальный риск

Согласно расчетам, проведенным в пункте 7.2, условные вероятности поражения человека избыточным давлением и тепловым излучением, представлены в таблицах 24 и 25

Таблица 24 — Значения условных вероятностей поражения человека избыточным давлением

Таблица 25 — Значения условных вероятностей поражения человека тепловым излучением

Учитывая рассчитанные в пункте 7.1 вероятности реализаций в течение года i-х ветвей деревьев событий, получим следующее значение индивидуального риска: R = 7,176 10−7 год -1.

7.3.2 Коллективный риск

Определение числа людей, попавших в зону поражения опасными факторами пожара, взрыва определялось путем сопоставления полей опасных факторов пожара изображенных на схемах в Приложении Б с местами возможного нахождения работников на территории объекта. Частоты реализаций сценариев указаны в таблице 26.

Таблица 26

Rкол=1,028•10−6.

7.3.3 Оценка показателей риска аварийных разливов на магистральных нефтепроводах

Оценка риска разлива подтоварной воды является этапом сочетания (объединения) значений частот и последствий аварий, определенных в пунктах 6 и 7.2 данной работы. Результаты приведены в пункте 7.3.5.

7.3.4 Оценка риска воздействия ЧС вызванных природными явлениями

Описание топографических, метеорологических и климатических условий района, на участке которого размещен объект (Краснокамский район Пермского края), дано в пункте 3 данной работы. Из него следует, что на рассматриваемой территории природных процессов, имеющих категорию «опасная» нет, а неблагоприятные явления погоды, имеющие место, не представляют опасности для жизни людей. Исходя из этого риск получения смертельных поражений от ЧС, вызванных природными явлениями, величина близкая к нулю и в данной работе не рассматривается.

7.3.5 Анализ результатов оценки

Согласно проведенным исследованиям результирующие показатели риска для всех возможных аварийных ситуаций, возможных на территории объекта:

Индивидуальный риск:

Rинд. = 7,176• 10−7 год-1,

коллективный риск:

Rкол = 1,028• 10−6 чел/год.

По результатам анализа риска можно построить F/N и F/G диаграммы — рисунки 2, 3.

Рисунок 2 — Кривая F/Nзависимость частоты возникновения событий F, в которых пострадало на определенном уровне не менее N человек, от этого числа N

Рисунок 3 — Кривая F/Gзависимость частоты возникновения событий F от величины материального ущерба G

Ожидаемые среднегодовые утечки подтоварной воды за счет аварийных разливов:

Rv= 0,685 м3/год, ожидаемая среднегодовая площадь загрязнения сухопутных ландшафтов:

Rst=0,304 м2/год, показатель риска загрязнения водных объектов:

Rsr=0 м2/год, показатель риска, характеризующий эффективную площадь сухопутных ландшафтов, выведенную из естественного состояния вследствие возможной аварии:

Ret=11,8 м2/год, показатель риска, характеризующий эффективную площадь загрязнения водных объектов:

Rеr=0 м2/год, показатель риска финансовых убытков при компенсации вреда, причиненного аварией окружающей природной среде:

Rd=8 208 000 руб/год.

Заключение

В данной работе были произведены расчеты по оценке риска ЧС на опасном производственном объекте «Реконструкция системы ППД Северокамского месторождения» в соответствии с методическими указаниями по проведению анализа риска опасных производственных объектов РД 03−418−01 (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 10 июля 2001 г. N 30) и Методическим руководством по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах, (согласовано письмом Госгортехнадзора России от 07.07.99 № 10−03/418).

Анализ полученных результатов оценки риска показывает, что для рассматриваемого объекта уровень риска соответствует принятым мировым нормам (1· 10−6 год-1).

Наиболее опасным является сценарий А1, его вероятность составляет 4•10−8 1/год, наиболее вероятным А11 — 6,952· 10−5 1/год.

В соответствии с таблицей 27 для объекта не требуется разработка специальных мероприятий по уменьшению риска.

Таблица 27 — Матрица для определения опасности территорий (зон) по критерию «частота реализации — социальный риск»

Оценки показывают, что основной вклад в экологический риск дает загрязнение водных объектов и земель.

Для поддержания существующего уровня риска на объекте необходимо выполнение ряда организационных мероприятий.

Рекомендации для разработки мероприятий по снижению риска Решения по исключению разгерметизации оборудования на объекте, в процессе эксплуатации достигаются:

— своевременным выполнением технического обслуживания и ремонта (ТОР);

— комплексной диагностикой площадочных сооружений и оборудования;

— выполнением капитального и текущего ремонта оборудования и резервуаров;

— мероприятиями по поддержанию коррозионной устойчивости резервуаров и трубопроводов;

— соблюдением правил техники безопасности;

— оснащением средствами первичного пожаротушения (порошковые и углекислотные огнетушители).

Организационно-технические мероприятия по предупреждению развития аварий и локализации аварийных разливов нефти так же включают в себя:

— соблюдение технологического регламента;

— регулярное проведение технического освидетельствования и профилактического осмотра технологического оборудования АЗС;

— наличие договора с аварийно-восстановительной службой;

— проведение учебно-тренировочных занятий по действиям персонала в условиях ЧС различного характера;

— обучение и регулярная аттестация персонала по безопасным приемам работы и действиям в чрезвычайных ситуациях.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Временное методическое руководство по оценке экологического риска деятельности нефтебаз и автозаправочных станций (утв. Госкомэкологии РФ 21 декабря 1999 года).

2. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах (утв. Минтопэнерго РФ 1 ноября 1995 г.).

3. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов РД 03−418−01 (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 10 июля 2001 г. N 30)

4. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах, Москва, Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002 (согласовано письмом Госгортехнадзора России от 07.07.99 № 10−03/418).

5. Приказ МЧС России от 10 июля 2009 г. № 404 «Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах» (Зарегистрировано в Минюсте РФ 17 августа 2009 г. Регистрационный N 14 541).

6. ГОСТ 12.1.004−91* «Пожарная безопасность. Общие требования».

7. ПБ 09−540−03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Утверждены Госгортехнадзором России 05.05.2003.

8. РД 03−496−02. Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах.

9. РД 03−418−01. Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов.

10. РД 03−357−00. Обобщенные статистические данные по оценке частоты отказов

11. Моделирование опасных процессов в техносфере. Белов П. Г. издательство Академии Гражданской защиты 1999 г.

12. ГОСТ Р 12.3.047−98. ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.

.ur