Сценарии аварий на опо нефтегазового комплекса

Характерной особенностью нефтехимических производств является наличие в технологических системах больших объемов взрывопожароопасных продуктов и сырья, ведение технологических процессов при высоких давлениях и температурах, в ряде случаев близких к критическим. Кроме этого, имеет место несовершенство технологических процессов, возможны неисправности применяемого оборудования, отказы систем автоматического управления и защиты, ошибки обслуживающего персонала и т.д. Все это создает опасность возникновения аварий, сопровождающихся пожарами и взрывами. За период 2005-2011 гг. на нефтеперерабатывающих производствах РФ произошло 45 аварий, 14 групповых несчастных случаев, погиб 21 человек. Характер аварий: 27 случаев (60 %) – взрывы и пожары, 14 (или 31 %) – возгорания углеводородов с последующими пожарами, 4 аварии (9 %) – разливы и выбросы опасных веществ (из доклада начальника Управления по надзору за объектами нефтегазового комплекса Ростехнадзора Жулиной С.А. на семинаре в г. Волгограде 21-23.09.2011 г.). В связи с этим одной из приоритетных проблем обеспечения промышленной безопасности становится задача прогнозирования возможных сценариев (последовательностей событий) развития аварий на нефтехимических производствах с целью заблаговременного принятия комплекса мероприятий по обеспечению готовности предприятия к локализации и ликвидации последствий возможных аварий. Причины аварий Инициирующим событием аварии, как правило, является полное или частичное разрушение/разгерметизация оборудования и трубопроводов и последующий выброс опасных веществ из технологической системы. При этом под «полным» разрушением понимается выброс всего содержимого аппарата, который возможен, например, при разрыве на полное сечение подводящих или отводящих трубопроводов. Под «частичным» разрушением подразумевается образование свищей, например, во фланцевых соединениях, сварных швах, уплотнительных элементах и других. Аварийный выброс (истечение) опасных веществ может привести к следующим последствиям: объемному взрыву парового облака в зоне наружной установки; пожару парового облака (вспышечный пожар) без образования волн избыточного давления; огневому шару; струйному факелу; пожару разлития горючих жидкостей; к взрыву или пожару в производственных помещениях; к взрыву паровоздушной смеси в объеме технологического оборудования. (В настоящей работе не рассматриваются вопросы, связанные с выбросом из оборудования токсически опасных химических веществ с последующей угрозой интоксикации персонала). Основными поражающими факторами аварий являются: а) воздушная ударная волна и ее вторичные проявления (разлетающиеся осколки оборудования, завалы при обрушении конструкции сооружений и зданий); б) удар пламенем; в) высокая/низкая температура и напор истекающих из оборудования струй жидкости или пара, г) тепловое излучение продуктов горения (термическое воздействие). Ниже приведены результаты анализа статистических литературных данных, которые позволили определить условия развития аварии по выделенным выше последствиям.

Характерной особенностью нефтехимических производств является наличие в технологических системах больших объемов взрывопожароопасных продуктов и сырья, ведение технологических процессов при высоких давлениях и температурах, в ряде случаев близких к критическим. Кроме этого, имеет место несовершенство технологических процессов, возможны неисправности применяемого оборудования, отказы систем автоматического управления и защиты, ошибки обслуживающего персонала и т.д. Все это создает опасность возникновения аварий, сопровождающихся пожарами и взрывами.
За период 2005-2011 гг. на нефтеперерабатывающих производствах РФ произошло 45 аварий, 14 групповых несчастных случаев, погиб 21 человек. Характер аварий: 27 случаев (60 %) – взрывы и пожары, 14 (или 31 %) – возгорания углеводородов с последующими пожарами, 4 аварии (9 %) – разливы и выбросы опасных веществ (из доклада начальника Управления по надзору за объектами нефтегазового комплекса Ростехнадзора Жулиной С.А. на семинаре в г. Волгограде 21-23.09.2011 г.). В связи с этим одной из приоритетных проблем обеспечения промышленной безопасности становится задача прогнозирования возможных сценариев (последовательностей событий) развития аварий на нефтехимических производствах с целью заблаговременного принятия комплекса мероприятий по обеспечению готовности предприятия к локализации и ликвидации последствий возможных аварий.
Причины аварий
Инициирующим событием аварии, как правило, является полное или частичное разрушение/разгерметизация оборудования и трубопроводов и последующий выброс опасных веществ из технологической системы. При этом под «полным» разрушением понимается выброс всего содержимого аппарата, который возможен, например, при разрыве на полное сечение подводящих или отводящих трубопроводов. Под «частичным» разрушением подразумевается образование свищей, например, во фланцевых соединениях, сварных швах, уплотнительных элементах и других.
Аварийный выброс (истечение) опасных веществ может привести к следующим последствиям: объемному взрыву парового облака в зоне наружной установки; пожару парового облака (вспышечный пожар) без образования волн избыточного давления; огневому шару; струйному факелу; пожару разлития горючих жидкостей; к взрыву или пожару в производственных помещениях; к взрыву паровоздушной смеси в объеме технологического оборудования. (В настоящей работе не рассматриваются вопросы, связанные с выбросом из оборудования токсически опасных химических веществ с последующей угрозой интоксикации персонала). Основными поражающими факторами аварий являются: а) воздушная ударная волна и ее вторичные проявления (разлетающиеся осколки оборудования, завалы при обрушении конструкции сооружений и зданий); б) удар пламенем; в) высокая/низкая температура и напор истекающих из оборудования струй жидкости или пара, г) тепловое излучение продуктов горения (термическое воздействие). Ниже приведены результаты анализа статистических литературных данных, которые позволили определить условия развития аварии по выделенным выше последствиям.

Взрыв парового (газового)
облака в открытом пространстве
Образование значительного парового облака возможно при наличии в оборудовании веществ, находящихся в перегретом состоянии, способных к «мгновенному испарению» при падении давления в систему в случае разгерметизации. Последующее воспламенение парового облака в открытом пространстве зависит от множества случайных факторов (например, задержка по времени воспламенения в известных авариях была более 5 минут [1]). Возникшее горение протекает в дефлаграционном режиме с широким диапазоном скоростей распространения пламени (с. р. п.). При с. р. п. от 30 м/с до 100 м/с горение носит характер вспышечного пожара практически без генерации волн избыточного давления. При с. р. п. 150 м/с и выше возникает объемный взрыв с образованием волн давления. В промежуточном диапазоне с. р. п. волна давления не превышает 10-20 кПа и значительного разрушающего воздействия на окружающие объекты (производственные здания и сооружения, технологическое оборудование и трубопроводы) не оказывает [1, 2]. Характеристики пламени вспышечного пожара близки к показателям диффузионного пламени пожара разлития [3].
Анализ показывает, что начавшийся вспышечный пожар на открытой площадке может перерасти в объемный взрыв при одновременном выполнении следующих условий:
— значительная масса горючего в паровом облаке (порог по массе энергоносителя, ниже которого взрыв («хлопок») не может вызвать существенных разрушений, определен как не менее 2-3 т для углеводородов);
— высокая реакционная способность горючего;
— наличие препятствий на пути распространения облака, способствующих турбулизации паровоздушных потоков и некоторые другие факторы.
Согласно известным данным [1, 4], взрывные превращения облаков, образованных парами углеводородов в открытом, даже сильно загроможденном пространстве технологических площадок нефтехимических производств, при наличии обычных источников зажигания (открытое пламя, электроискровой разряд и другие) могут происходить только в режиме дефлаграционного горения без перехода к режиму детонационного горения и, соответственно, без образования детонации – совокупности ударной волны и волны химической реакции горения в ней. Следовательно, для расчета последствий взрывных превращений паровых облаков не применимы математические модели, базирующиеся на детонационном горении.
Помимо выбросов перегретых сред с образованием паровых облаков может иметь место истечение неперегретых легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) с высоким значением давления насыщенных паров. Однако в [2] показано, что даже при длительном испарении ЛВЖ маловероятно образование большой массы паровых облаков, способных сгорать по механизму «взрыв парового облака».

Модель «огневого шара»
Аварийные разрушения сосудов (резервуаров, аппаратов) с перегретыми жидкостями, с сжиженными углеводородными газами (СУГ) могут развиваться по модели «огневого шара» – крупномасштабного горения переобогащенного топливом парового и аэрозольного облака, которое образуется в результате бурного вскипания по всему объему и интенсивного испарения перегретой жидкости или сжиженного газа. Огневой шар сгорает в диффузионной области с. р. п., но с огромной скоростью выгорания – порядка нескольких тонн топлива в секунду. Но возможность образования огневого шара весьма ограничена и определяется следующими условиями [1, 2, 5]:
— высокий уровень перегрева (доля мгновенно испарившейся жидкости должна составлять 0,35 и выше). Необходимый уровень перегрева может достигаться условиями ведения технологического процесса или внешним нагревом в условиях возникшего пожара на соседнем оборудовании или объекте (эффект BLEVE);
— большая масса мгновенно образующегося переобогащенного топливом паро-аэрозольного облака (не менее 2 т);
— резкое одномоментное падение давления над поверхностью раздела фаз в сосуде, которое, как правило, наблюдается при внезапном полном раскрытии или физическом взрыве сосуда, работающего под давлением.

Пожар разлития
При разлитии ЛВЖ и горючих жидкостей (ГЖ), содержащихся в оборудовании ниже температуры кипения, над поверхностью разлития в теплое время года может образоваться облако пара в концентрационных пределах распространения пламени (КПРП). Многие ЛВЖ и ГЖ имеют невысокие значения энергии зажигания и воспламеняются даже от маломощных тепловых импульсов. При достаточном количестве паров в паровоздушном облаке (например, из-за того, что воспламенение произошло с задержкой относительно момента начала разлития) и при скорости ветра, превышающей скорость распространения диффузионного пламени, пожар разлития может приобретать характер вспышечного пожара. Реальную опасность для людей и объектов в случае даже возникновения вспышечного пожара представляет только зона в пределах горящего облака. Трудно воспламеняющиеся жидкости с низким давлением насыщенного пара при разлитии практически не образуют шлейфа паров. Такие вещества при нормальной температуре способны воспламеняться только от мощных источников зажигания, находящихся в непосредственной близости (например, от удара пламени, то есть непосредственного воздействия пламени). Однако в случае истечения ГЖ, нагретых выше температуры воспламенения, может иметь место воспламенение от внешнего источника зажигания с возникновением пожара разлития.

Струйный факел
Истечение газов и паров из разгерметизированных аппаратов и трубопроводов в основном сопровождается образованием струйного факела. Газовые факелы могут обладать дальностью огневого воздействия до 10-15 м и продолжительностью существования до нескольких десятков минут (до полного опорожнения системы [4]). В случае диспергирования горючих жидкостей из дефектных отверстий трубопроводов, находящихся под давлением, могут образоваться мощные горящие струи. В любом случае при факельном горении газов, паров и струй жидкости не исключается переброс пламени на соседние аппараты.

Физические взрывы оборудования из-за увеличения давления внутри него выше нормы
Основными причинами увеличения давления являются: а) возникновение спонтанных химических реакций, например, в случае повышения по разным причинам температуры и, как следствие, скорости экзотермических химических реакций; б) внешний нагрев сосуда с СУГ или ЛВЖ в условиях возникшего пожара; в) образование и воспламенение горючей среды в аппарате, которое имеет место при потере герметичности оборудования, работающего под разряжением, приводящее к проникновению кислорода воздуха и возможности возникновения локальных взрывов с разрушением сосуда. За счет исходного эффекта расширения паров и газов при разрушении сосуда, а также за счет продуктов сгорания, если находящиеся в сосуде продукты были горючими, образуется ударная волна, способная вызвать разрушения в прилегающей к сосуду зоне. Производственные помещения, как правило, загромождены оборудованием, коммуникациями, перегородками, способствующими турбулизации газовых смесей и появлению мощных вихрей в местах контакта с препятствиями. При воспламенении горючей смеси возникает высокоскоростное дефлаграционное горение (с. р. п. в диапазоне 300-500 м/с), основным поражающим фактором которого является ударная волна. Скорости нарастания давления достигают значений, при которых сброс давления через специально предусмотренные ослабленные элементы, окна и двери, уже невозможено, что приводит к разрушению здания в целом.

Вывод
Прогнозирование условий возникновения различных режимов горения, исходя из взрывопожароопасных свойств горючих веществ, режимных параметров ведения технологических процессов, позволяет оценить последствия аварийных разгерметизаций оборудования. Это особенно важно при выборе методов и способов локализации и ликвидации аварийных ситуаций, при разработке деклараций промышленной безопасности, при разработке мероприятий по снижению техногенного риска эксплуатации опасных производственных объектов.

Литература:
1. Маршалл, В. Основные опасности химических производств / В. Маршалл. – М. : Мир, 1989. – 672 с.
2. Бесчастнов, М.В. Промышленные взрывы. Оценка и предупреждение / М.В. Бесчастнов. – М. : Химия, 1991. – 432 с.
3. Руководство по оценке пожарного риска для промышленных предприятий. – М. : ВНИИПО, 2006. – 93 с.
4. Сафонов, B.C. Теория и практика анализа риска в газовой промышленности / B.C. Сафонов, Г.Э. Одишария, А.А. Швыряев – М. : НУМЦ Минприроды России, 1996. – 207 с.
5. ГОСТ Р 12.3.047-98. Пожарная безопасность технологических процессов. – М. : Изд-во Стандартов, 1998. – 86 с.

Источник

Анализ сценариев аварийных ситуаций на объектах нефтепереработки (на примере ООО ‘Лукойл-Ухтанефтепереработка’)

ВВЕДЕНИЕ

Чрезвычайная ситуация — это обстановка на
определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного
явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь или
повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей
природной среде, значительные материальные потери и нарушение условий
жизнедеятельности людей (ФЗ РФ «О защите населения и территорий от ЧС
природного и техногенного характера » — 21.12.1994 года).

Под источником чрезвычайной ситуации понимают
опасное природное явление или опасное техногенное происшествие, в том числе
применение современных средств поражения, в результате чего сложилась или может
сложиться чрезвычайная ситуация.

К опасным техногенным происшествиям относятся
аварии на промышленных объектах или на транспорте, пожары, взрывы или
высвобождение различных видов энергии.

Авария: опасное техногенное происшествие,
создающее на объекте, определенной территории или акватории угрозу жизни и
здоровью людей и приводящее к разрушению зданий, сооружений, оборудования и
транспортных средств, нарушению производственного или транспортного процесса, а
также к нанесению ущерба окружающей природной среде.

Крупная авария, как правило, с человеческими
жертвами, является катастрофой.

Техногенная опасность: состояние, внутренне
присущее технической системе, промышленному или транспортному объекту,
реализуемое в виде поражающих воздействий источника техногенной чрезвычайной
ситуации на человека и окружающую среду при его возникновении, либо в виде
прямого или косвенного ущерба для человека и окружающей среды в процессе
нормальной эксплуатации этих объектов.

Россия, как и другие страны, постоянно
подвергается воздействию катастроф. Аварии, катастрофы, пожары, обрушения и
другие бедствия в России за последние годы оказывают негативное воздействие на
социально-экономическую обстановку. Рост числа техногенных чрезвычайных
ситуаций, усугубление последствий и масштабов воздействия, массовые случаи
инфекционных заболеваний, пищевых отравлений достигли такого уровня, что начали
заметно сказываться на безопасности государства и его населения.

Проведение государственной политики в области
обеспечения безопасности населения Российской Федерации и защищенности
критически важных и потенциально опасных объектов от угроз различного характера
является важной задачей по реализации целенаправленной деятельности органов
государственной власти Российской Федерации, органов местного самоуправления и
организаций в сфере безопасности населения от угроз различного характера.

Промышленная авария: авария на промышленном
объекте, в технической системе или на промышленной установке.

Цель курсовой работы: анализ и оценка возможных
чрезвычайных ситуаций техногенного характера на ООО
«ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка».

Задачи курсового проекта:

провести анализ чрезвычайных ситуаций
техногенного характера;

рассмотреть объект исследования;

разработать мероприятия
(инженерно-технические, технологические, организационные).

1. АНАЛИЗ СТАТИСТИЧЕСКИХ ДАННЫХ ПО ЧРЕЗВЫЧАЙНЫМ
СИТУАЦИЯМ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

Анализ характера и причин аварий в нефтегазовой
промышленности показывает, что в последнее десятилетие большинство из них
(около 95 %) связано со взрывами: 54 % в аппаратуре, 46 % в производственных
зданиях и на открытых технологических площадках. Статистика ЧС показывает, что
из общего количества взрывов в 42,5 % случаев происходят взрывы сжиженных
углеводородных газов. При залповых выбросах горючих 7 % не сопровождаются
воспламенением, 35 % завершаются взрывами, в 23 % случаев взрывы сочетаются с
пожарами, 34 % сопровождаются только пожарами (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 — Диаграмма последствий залповых
выбросов СУГ

Аварийность промышленных предприятий имеет
тенденцию к росту, о чем свидетельствует статистика аварий в Российской
Федерации и в мире.

2013 год 20 августа под Ангарском
произошел пожар <#»783156.files/image002.gif»>

Рисунок 1.2 — Причины возникновения
аварий на предприятиях нефтегазопереработки

где 1 — ошибки персонала (30 %);

— нарушение технологического процесса
(25 %);

— отказы средств регулирования и
защиты (20 %);

— пропуск через фланцевые соединения
(10 %);

— коррозия (5 %);

— механические повреждения (5 %);

— сбои в подаче электроэнергии (5
%).

.1 Анализ пожаровзрывоопасности
производства

Характерные аварии в
газоперерабатывающей промышленности подразделяются на взрывы на открытых
установках и в производственных помещениях, вызванные выбросами по каким-либо
причинам горючих и взрывоопасных веществ в атмосферу, и взрывы внутри
технологического оборудования, сопровождаемые его разрушением и выбросом
горючих продуктов, что влечет за собой вторичные взрывы или пожары в атмосфере.

Основное количество аварий связано с
ведением химико-технологических процессов (81 %) , с подготовкой оборудования к
ремонту, ремонтными работами или приемом оборудования из ремонта (13 %), по
другим причинам (6 %).

Аварии в газоперерабатывающей
промышленности являются следствием несовершенства отдельных технических
средств, недостатков проектов, а также ошибочных действий производственного
персонала. На основании обобщения и анализа результатов технического
расследования аварий на предприятиях отрасли выявлены следующие основные
причины и условия возникновения и развития аварий:

пожаровзрывоопасные свойства
применяемого сырья, конечных и побочных продуктов;

аппаратное оформление — наличие на
установке аппаратов, находящихся под давлением, высокая плотность расположения
оборудования (вероятность развития сценария с эффектом «домино»), значительные
объемы взрывоопасных материалов, находящихся в аппаратах;

ведение процесса при сравнительно
высоких давлениях (до 5,0 МПа) и высоких температурах (до 450 ºС);

выход параметров технологического
процесса за критические значения;

изменение давления, изменение
температуры, изменение уровня жидкости, изменение состава сырья, изменение дозы
и скорости подачи сырья;

нарушение герметичности
оборудования. Наибольшее число случаев разгерметизации технологических систем
связано с повышенной скоростью коррозии металла, сверхдопустимым износом
оборудования и трубопроводов, некачественным выполнением сварных швов,
пропуском через прокладки фланцевых соединений, недостаточным уплотнением
сальниковых набивок, конструктивными недостатками аппаратов, сброс продукта
через предохранительные клапана в атмосферу без сжигания;

неисправность средств регулирования
и противоаварийной защиты процессов. Пятая часть взрывов, пожаров и загораний
на предприятиях газоперерабатывающей промышленности обусловлена
несовершенством, неисправностью или необоснованным отключением
контрольно-измерительных приборов, блокировок и других средств автоматического
управления процессом. Наибольшую опасность представляют отказы в работе средств
регулирования заданных параметров: температуры, давления, уровней жидкости в
аппаратуре, скорости дозирования и состава материальных сред, которые, в
конечном итоге, приводят к разгерметизации технологического оборудования,
выбросам в атмосферу взрывоопасных продуктов и крупным авариям. Многие
отклонения режима, вызванные отказами и средств регулирования, являются также и
причиной возникновения источников воспламенения или импульсов взрыва [22];

непрофессиональные и ошибочные
действия обслуживающего персонала, в том числе, при проведении сварочных и
ремонтных работ, неудовлетворительная ревизия состояния оборудования и
трубопроводов; нарушение правил технической эксплуатации, а также
некомпетентность при принятии решений в экстремальных ситуациях; — невыполнение
на предприятиях графиков планово-предупредительного ремонта оборудования,
некачественный монтаж или ремонт оборудования;

возможность появления источника
воспламенения — образование зарядов статического электричества при движении
газов и жидкостей по аппаратам и трубопроводам, применение тока высокого
напряжения для электродвигателей, применение при производстве работ
инструментов, дающих при ударах искру, производство ремонтных работ с
применением открытого огня, неисправность или отсутствие средств молниезащиты и
защиты от статического электричества, нарушение правил противопожарной
дисциплины, неисправность заземления и изоляции электрооборудования,
неисправность средств пожаротушения, открытые форсунки печей [19].

Таким образом, выявленные основные
причины, условия возникновения и развития взрывов показывают, что низкий
уровень обеспечения взрывопожаробезопасности отдельных предприятий создает
повышенную вероятность возникновения на них взрыва.

2. ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

Современное предприятие нефтепереработки и
нефтехимии представляет собой сложный комплекс, состоящий из технологических
установок, предназначенных для выполнения конкретных технологических операций.
На них перерабатывается углеводородное сырье различных видов и производится
большое количество товарных нефтепродуктов. В качестве сырья, продуктов и
полуфабрикатов установок нефтепереработки выступают смеси углеводородов,
которые обладают взрывопожароопасными свойствами. Взрывоопасность установок
нефтепереработки определяется не только физико-химическими свойствами
углеводородов и их смесей, но также параметрами технологического процесса.

В последние годы отмечен рост аварийности в
нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Основной проблемой
обеспечения промышленной безопасности объектов газопереработки является
недостаточные темпы обновления оборудования с истекшим сроком эксплуатации и
морального старения.

Среди основных проблем обеспечения требуемого
уровня промышленной безопасности на опасных производственных объектах
нефтегазового комплекса можно выделить следующие: крайне низкий уровень
защищенности объектов нефтегазового комплекса от аварий с тяжелыми
последствиями. Недостаточное внимание первых руководителей к вопросам
интеграции управления промышленной безопасности в общую систему управления
компаний является основным препятствием, не позволяющим принять эффективные
меры по снижению аварийности и производственного травматизма; систематические
нарушения компаниями требований по безопасному недропользованию на нефтяных
месторождениях.

Деятельность этих объектов подлежит контролю со
стороны государственных надзорных органов. К таким объектам относятся:

— компрессорные и
насосные станции;

резервуарные парки для
хранения продуктов и нефти;

автомобильные
автоналивные станции;

технологические
установки и аппараты на объектах переработки нефти;

продуктопроводы;

— технологические трубопроводы.

ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» расположено на
территории Республики Коми на северо-востоке города Ухты (Левобережный
промышленный узел), вниз по течению реки Ухта, расстояние от границ объекта до
селитебной зоны г. Ухты около 1000 м.

Общая площадь
санитарно-защитной зоны — 4,75 км². Общая площадь зоны наблюдения —
6,71 км² с протяженностью по периметру 10,4 км, в том числе вдоль
русла реки Ухта — 5,2 км. Территория ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» граничит: с северной
стороны — участок отгрузки газа и конденсата 7 цеха Сосногорского ГПЗ ООО
«Газпромпереработка», в северо-восточной части ограничена железнодорожными
путями, жилой застройки за их пределами нет, в границах санитарно-защитной зоны
к югу ФБЛПУ «Больница № 18» УФСИН России по Республике Коми, к юго-востоку —
база оборудования МУП «Ухтаводоканал».

Район промышленной площадки
примыкает к северо-восточному склону Тиманского кряжа и представляет собой
подзону северной тайги с преобладанием темнохвойных (еловых и пихтовых) лесов.
Основным элементом рельефа является вторая надпойменная терраса левого берега
реки Ухты. Рельеф площадки равнинный с незначительными перепадами высот (с
незначительным понижением к юго-востоку в сторону реки Ветлосян-Ель, притока
реки Ухты). Абсолютные отметки поверхности площадки изменяются от 86,55 до
80,75 м. Территория относится к водозабору Печорского бассейна. Наиболее
крупная река, протекающая вблизи объекта — р. Ухта, имеющая левобережные
притоки — р. Ветлосян-Ель и Чибью.

Сейсмичность района
расположения 6 баллов. Климат умеренно-континентальный, формирующийся под
влиянием теплых и влажных воздушных масс Атлантики и холодных воздушных масс
Арктики. Лето короткое, умеренно-теплое, дождливое (от +12,1 до +15,7), зима
длинная и холодная с устойчивым снеговым покровом (от -13,6 до -17,3).
Особенностью климата является частая смена воздушных масс, связанная с
прохождением циклонов. Преимущественное направление ветра — юго-западное и
западное. Среднегодовая температура -1,1 °С.

Среднегодовая температура поверхности равна -1
°С, наименьшая температура приходится на январь, достигая -18 °С. Положительная
температура почвы устанавливается в мае и отмечается по сентябрь включительно.

По количеству выпадающих осадков характеризуемая
территория относится к зоне достаточного увлажнения. Среднегодовое количество
осадков составляет 540 мм, из них 30 % приходится на холодный период года, 70 %
— на теплый. Разность между количеством выпадающих осадков и испарением
положительная. Относительная влажность воздуха составляет 77 %.

ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» — правопреемник Ухтинского НПЗ,
образованного 20 августа 1934 года и входит в состав организаций Группы
«ЛУКОЙЛ», составляющих вертикально-интегрированную нефтяную компанию Открытое
акционерное общество «Нефтяная компания «ЛУКОЙЛ».

Промышленная площадка предприятия вытянута в
меридиональном направлении, протяженность территории предприятия с юга на север
составляет 1,7 км, с востока на запад 1,1 км, по периметру 6,1 км, общая
площадь — 200,4 га, в том числе под застройкой 92,4 га, коэффициент застройки
0,47 и расположена по адресу: г. Ухта, ул. Заводская, 11.

Производственная деятельность ориентирована
переработку сырой нефти и выпуск готовой продукции. В качестве сырья
нефтеперерабатывающий завод использует смесь легкой нефти северных и южных месторождений
Республики Коми, транспортируемую по магистральным трубопроводам, а также
тяжелую нефть Ярегского месторождения, которая доставляется в железнодорожных
цистернах. Предприятием перерабатывается до 4,2 млн. тонн нефти в год.

Заводом выпускается широкий ассортимент
продукции, который пользуется спросом, как в Республике Коми, так и за ее
пределами. Перечень производимой продукции включает: топливо для двигателей
внутреннего сгорания (марок Нормаль-80, Регуляр Евро-92, Премиум Евро-95),
топливо для реактивных двигателей марки ТС-1, дизельное топливо (марок
Л-0.2-62, З-0.2-35, А-0.2, Евро), судовое топливо ИФО-380, топочный мазут,
вакуумный газойль, нефтяные и дорожные битумы, сырье для производства этилена и
др.

Основное производство представлено тремя цехами:
цех № 1 — Первичная переработка нефти, цех № 2 — Газокаталитический и цех № 3 —
Товарно-сырьевой.

Вспомогательное производство
представлено тремя цехами: цех № 4 — Оперативное обслуживание производства, цех
№ 11 — Лабораторный, цех № 13 — Водоснабжение, канализация и очистные
сооружения. К вспомогательному производству относятся также газоспасательный
отряд и база оборудования (склад, обеспечивающий хранение материалов, запасных
частей и оборудования).

В качестве составляющих
выделены цеха, в состав которых входят опасные производственные объекты,
зарегистрированные в государственном реестре опасных производственных объектов
и объединяющие технические устройства по технологическому принципу:

цех №1 «Первичная
переработка нефти»;

цех №2 «Газокаталитический»;

цех №3
«Товарно-сырьевой».

Таблица 2.1 — Краткая
характеристика основных составляющих ООО «ЛУКОЙЛ-УНП»

Составл. объекта	Назначение	Состав	Метод производства	Проектная мощность, тыс. т/год
1	2	3	4	5
Цех №1 «Первичная переработка нефти»	Первичная перегонка нефти	Технологическая установка АТ-1	Электрообессоливание, атмосферная перегонка, адсорбция.	3213
	Первичная перегонка нефти	Технологическая установка АВТ	Электрообессоливание, атмосферная перегонка, вакуумная перегонка.	2000
	Переработка смеси гудрона и мазута	Технологическая установка висбрекинг	Термическое крекирование	800
	Получение битумов нефтяных дорожных, строительных, хрупких и т.д.	Установка по производству нефтебитумов	Полимеризация и сгущение сырья до заданной консистенции	253
Цех №2 «Газокаталитический»	Получение высокооктановых компонентов автомобильных бензинов марок Нормаль-80, Регуляр-92, Премиум-95	Технологическая установка ЛГ-35-11/300-95 с блоком изомеризации бензиновых фракций	Гидроочистка, отпарка гидрогенизата, риформинг, стабилизация	385
	Получение компонентов зимнего и арктического дизельного топлива	Технологическая установка ГДС-850	Гидродепарафинизация, гидроочистка	850
	Утилизация сбросов, прием, хранение и выдача ВСГ, обеспечение установок цехов №1,2 топливным газом и азотом	Система газопотребления завода	Сжигание сбросов, хранение ВСГ, транспортировка топливного газа, ВСГ и азота	—
Цех №3 «Товарно-сырьевой»	Прием, хранение, подачи сырья на установки, приготовление из компонентов товарных нефтепродуктов и отгрузку товарных нефтепродуктов в железнодорожный транспорт.	Участок ПХН и ПТП (резервуарные парки и железнодорожная эстакада светлых нефтепродуктов, резервуарные парки и железнодорожная эстакада по сливу наливу темных нефтепродуктов).	Прием, хранение нефти и приготовление товарной продукции, перекачка и отгрузка.	336,4 тыс. м³ (общий объем резерв. парков).
		Участок отгрузки нефтепродуктов

ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» относится к
категории пожаровзрывоопасных объектов (ПВОО). Данные о наличии опасных
веществ, участвующих в наихудшем сценарии развития аварии (цех № 1 колонна К-1
технологической установки АТ-1, цех № 2 колонна К-101 технологической установки
35-11/300-95, цех № 3 РВС Р-101,103) представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Данные о наличии
опасных веществ

Наименование опасного вещества

Количество опасного вещества, кг

Цех № 1

Цех № 2

Цех № 3

Нефть

190000

—

Бензин

57000

33060

3230657

Углеводородный газ

—

Сероводород

—

Таблица 2.3 — Краткая оценка
возможной обстановки при угрозе и возникновении чрезвычайной ситуации

Цех	Установка/ блок	Наименование используемых взрывопожароопас. веществ	Кол-во единовременно нахождения вещества	Характер аварии по масштабам возможных последствий
1	АТ1/ Колонна К-1	Нефть Бензин Углеводородный газ	190000 кг 57000 кг 70 кг	Возможен взрыв и пожар с разрушением колонны К-1 и соседних зданий и сооружений в радиусе 81 м. Возможно распространение пожара в радиусе 22 м.
2	К-101	Бензин Сероводород	33060 кг 60 кг	Возможен взрыв и пожар с разрушением колонны К-101 и соседних зданий и сооружений в радиусе 68 м. Возможно распространение пожара в радиусе 17 м.
3	Резервуар Р-101	Бензин	3230657 кг	Возможен взрыв и пожар с разрушением резервуара Р-101 и соседних зданий и сооружений в радиусе 192 м. Возможно распространение пожара в радиусе 39 м.

Таблица 2.4 — Опасные
производственные объекты и транспортные магистрали

Опасные производственные объекты	Транспортные магистрали, по которым транспортируются опасные грузы
Наименование объекта	Удаленность от границ	Источник чрезвыч. ситуации	Наим. объекта	Удаленность от границ	Источник чрезвыч. ситуации
ОАО «Северные магистральные нефтепроводы» НПС «Ухта-2»	0,1 км северо-западнее	Нефть 30000 тонн	Ж/д ветка	0,1 км восточнее	ЛВЖ, ГЖ, СУГ
Участок отгрузки газа и конденсата 7 цех Сосногорского ГПЗ ООО «Газпромпереработка	0,1 км севернее	СУГ	Ж/д станция Ухта	2,5 км южнее	АХОВ, ЛВЖ, ГЖ, СУГ

Электроснабжение ООО
«ЛУКОЙЛ-УНП» осуществляет производственное отделение «Центральные
электрические сети» филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго». База
обслуживания и центральный диспетчерский пункт управления расположен в г. Ухте
и осуществляется от следующих подстанций:

от ПС 110/6 кВ
«НПЗ» — технологические установки, резервуарные парки и объекты
жизнеобеспечения;

от ПС 35/6 кВ
«УТС» — автоналив светлых нефтепродуктов;

от ПС 110/35/6 кВ
«Ветласян» — биологические очистные сооружения.

Резервный источник
электропитания питания — дизель-генератор 30 кВт, расположен в защитном
сооружении гражданской обороны № 1.

Количество распределительных
пунктов (РП — 6 кВ) — 1 ед., распределительных трансформаторных подстанций — 29
ед.

Энергообеспечение в части
электроснабжения обеспечивается специализированной организацией ООО
«ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ».

Газоснабжение биологических
очистных сооружений (котельная) осуществляется трестом
«Ухтамежрайгаз» ОАО «Комигаз». Газовое хозяйство ООО
«ЛУКОЙЛ-УНП» обеспечивает собственным топливным газом технологические установки
и сжигание аварийных сбросов в котле-утилизаторе. Теплоснабжение ООО
«ЛУКОЙЛ-УНП» осуществляется от котла-утилизатора газового хозяйства цеха № 2 и
котельной филиала «Ухтинские тепловые сети» ОАО «ТГК -9» по
магистральным сетям.

Существующие системы
водоснабжения:

хозяйственно-питьевого;

производственного (речного);

противопожарного;

оборотного (I и II систем).

Хозяйственно-питьевые
потребности предприятия обеспечиваются от городского водопровода г. Ухта МУП
«Ухтаводоканал».

Источником производственного и
противопожарного водоснабжения является река Ухта. На площадке завода системы
производственного и противопожарного водоснабжения сблокированы. На перемычках
установлены обратные клапаны. Расчетный расход воды на противопожарные нужды
составляет — 543,57 л/с.

Для отведения сточных вод от
технологических установок и объектов ОЗХ на предприятии построены и
эксплуатируются следующие системы канализации: — бытовых сточных вод;

дренажных;

уловленных нефтепродуктов;

нефтешлама.

Бытовые сточные воды от
объектов канализирования самотеком поступают в насосную станцию и
перекачиваются на сооружения биологической очистки бытовых стоков. Очистка
сточных вод производится по существующей схеме. Производственно-ливневые стоки
и дренажные воды подвергаются очистке на существующих заводских очистных
сооружениях механической и физико-химической очистки сточных вод
производительностью 16000 м³/сут. Уловленные нефтепродукты от
заводских сооружений механической очистки подаются в разделочные резервуары и
далее используются в производстве.

Для приема и передачи сигналов
гражданской обороны (ГО) и ЧС, а также для оповещения персонала о мероприятиях
гражданской обороны используется оперативно-технологическая связь:

·диспетчерская
связь;

·автоматическая
телефонная связь (АТС) с выходом на сеть ОАО «Лукойл» и сеть
общегосударственной связи (во всех АТС программно предусмотрен выход на
спецслужбы ГАТС);

·автоматическая
радиотелефонная связь для аварийно-восстановительных бригад с подвижными и
стационарными объектами в районе трассы и объектов газопровода, включая носимые
и мобильные средства связи;

·внутри
объектовая связь по промышленным площадкам и технологическим установкам ООО
«Лукойл-УПН»;

·связь
специальных служб (пожарной, газоспасательной);

·звуковые
сирены.

При возникновении внештатной
ситуации предусмотренные виды связи позволят установить связь с центральной
диспетчерской, ближайшей пожарной частью, аварийными бригадами, вышестоящим
начальством.

.1 Определение зон действия
основных поражающих факторов и вероятности возникновения аварий

Сведения о максимальном количестве опасного
вещества, обращающегося на объектах строительства, приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Сведения о максимальном количестве
опасного вещества, обращающегося на объектах

Вещество	Признаки идентификации
Наименование	Количество, т	Индивидуальное опасное вещество, т	Воспламеняющиеся газы, т	Горючие жидкости	Токсичные вещества, т	Высокотоксичные вещества, т	Окисляющие вещества, т	Взрывчатые вещества, т	Вещества, опасные для окружающей среды, т
				На складах и базах, т	В технологическом процессе, т
Нефть Цех №1	190	—	—	—	190	—	—	—	—	—
Бензин Цех №1	57	—	—	—	57	—	—	—	—	—
Бензин Цех №2	33	—	—	—	33	—	—	—	—	—
Бензин Цех №3	3231	—	—	3231	—	—	—	—	—	—
Углеводородный газ	70	—	70	—	—	—	—	—	—
Сероводород	60	—	—	—	—	—	—	—	—	60
Итого:	3451	—	70	3231	280	—	—	—	—	—
Предельное количество	—	200	50 000	200	—	—	—	—	—

В соответствии с Приложением 1.2 к Федеральному
закону от 21 июля 1997 года N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных
производственных объектов»:

— 200 т — воспламеняющиеся газы и
горючие жидкости, используемые в технологическом процессе или транспортируемые
по магистральному трубопроводу. Суммарное количество опасного вещества на
технологических установках ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» составляет 90;

— 50000 т — горючие жидкости,
хранящиеся на товарно-сырьевых базах и складах. Суммарное количество опасного
вещества в резервуарных парках ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» составляет 3231 т;

— 200 т — воспламеняющиеся газы.
Суммарное количество опасного вещества на технологических установках ООО
«ЛУКОЙЛ-УНП» составляет 70;

— 50т — сероводород. Суммарное
количество опасного вещества на технологических установках ООО «ЛУКОЙЛ-УНП»
составляет 60.

Отношение количества опасного вещества к его
предельному количеству определяется по формуле (3.1):

(3.1)

чрезвычайный авария нефтегазовый техногенный

где m
(i) — количество
применяемого вещества;

M (i)
— пороговое (предельное) количество того же вещества.

Отношение количества опасного вещества к его
предельному количеству составит:

На основании Федерального
закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в ред.
Федерального закона от 04.03.2013 N 22-ФЗ) объекты ООО «ЛУКОЙЛ- УНП» подлежат
декларированию безопасности, так как суммарное количество опасных веществ
превышает величину предельного значения.

Определение зон действия основных поражающих
факторов и вероятности (частоты) возникновения аварий:

Источниками чрезвычайных ситуаций на
месторождении являются в соответствии с ГОСТ Р 22.0.07-95 опасные техногенные
происшествия — аварии и в соответствии с ГОСТ Р 22.0.06-95 — опасные природные
процессы.

К основным причинам и факторам, связанным с
отказом оборудования и трубопроводов, относятся:

— опасности, связанные с основными
процессами;

— физический износ, коррозия,
механические повреждения оборудования;

— прекращение подачи электроэнергии;

— высокая плотность монтажа технологического
оборудования;

— недостаточный уровень квалификации
обслуживающего персонала и возможные ошибки персонала при ведении
технологического процесса;

— внешние механические воздействия в
результате строительной деятельности;

— структурные отказы или механические
дефекты в результате развития исходных дефектов основного металла и мест
сварки;

— опасные природные явления: поражение
молнией, разряд атмосферного электричества, опасные геологические процессы и
др.

Основными поражающими факторами взрывов и пожаров
являются: воздушная волна давления, характеризующаяся избыточным давлением и
импульсом; обломки и осколки; нагрев среды и тепловое излучение,
характеризующееся интенсивностью.

Оценка последствий аварийных взрывов и пожаров
проводилась в соответствии с СП 12.13130.2009, СТО Газпром 2-2.3-400-2009.

Схемы развития типовых
сценариев аварий представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 — Схема развития типовых сценариев
аварий

Типовые сценарии развития аварии	Схема развития аварии
Пожар пролива легковоспламеняющейся (ЛВЖ) и горючей жидкостей (ГЖ)	Полная разгерметизация (катастрофическое разрушение) оборудования или трубопровода → выброс опасного вещества и его растекание в пределах каре → при наличии источника инициирования воспламенение опасного вещества → пожар пролива → термическое поражение оборудования и персонала → ущерб окружающей природной среде (ОПС), ущерб объекту, народному хозяйству → действия по локализации аварии
Разлитие легковоспламеняющейся и горючей жидкостей	Полная разгерметизация (катастрофическое разрушение) оборудования или трубопровода → выброс опасного вещества и его растекание в пределах каре → испарение горючей жидкости → образование газовоздушного облака (рассеяние без опасных последствий) → ущерб ОПС, объекту, народному хозяйству → действия по локализации аварии	Разгерметизация эксплуатационной колонны → образование волн сжатия за счет расширения в атмосфере природного газа → выброс природного газа под давлением → истечение струи газа → рассеяние газа без возгорания → при наличии источника воспламенения газа пожар в виде горизонтальной струи горящего газа → термическое воздействие на производственный персонал и/или оборудование → ущерб ОПС, ущерб объекту → действия по локализации аварии

Таблица 3.3 — Количество опасного вещества,
участвующего в авариях на площадках технологических установок

Номер сценария аварии	Описание	Последствия	Основной поражающий фактор	Количество опасного вещества, т
				Участвующ. в аварии	Участв. в создании поражающих факторов
Технологические установки
1	Разгермет. колонны К-1, Цех №1	Разлив бензина, Возможен взрыв и пожар с разрушением колонны К-1 и соседних зданий и сооружений в радиусе 81 м. Возможно распространение пожара в радиусе 22 м.	Тепловое излучение, токсические нагрузки	57000	57000
2	Разгермет. колонны К-101, Цех №1	Разлив нефти, Возможен взрыв и пожар с разрушением колонны К-101 и соседних зданий и сооружений в радиусе 68 м. Возможно распространение пожара в радиусе 17 м.	Тепловое излучение, токсические нагрузки	190000	190000
Резервуарный парк
3	Разгермет. резервуара	Разлив бензина, Возможен взрыв и пожар с разрушением резервуара Р-101 и соседних зданий и сооружений в радиусе 192 м. Возможно распространение пожара в радиусе 39 м.	Тепловое излучение, токсические нагрузки	3230657	3230657

При расчете интенсивности испарения горючей
жидкости, оценке последствий пожара пролива были сделаны следующие
предположения:

— эффективный диаметр пролива горючей
жидкости определялся, исходя из общей массы высвобождающейся жидкой фазы при
свободном растекании из площади, ограниченной каре;

— испарение происходит со всей площади
пролива;

— горение происходит на всей площади
пролива.

На площадках технологических
установок за эпицентр зон действия основных поражающих факторов принимается
место размещения оборудования.

Тепловой поток на поверхности факела от горящих
проливов ЛВЖ принят в соответствии с таблицей В.1 СП 12.13130.2009.

Размеры зон поражения тепловым излучением
(горение пролива) определялся по уровням излучения:

— 12,9 кВт/м² —
воспламенение деревянных конструкций, для человека зона санитарных потерь
(вероятность смертельного исхода 15 %, вероятность ожогов второй степени 50 %
при длительности экспозиции 30 сек.);

— 4,2 кВт/м² — безопасные
для объектов и для человека в брезентовой одежде расстояния (вероятность ожогов
первой степени 10 % для людей без спецодежды при длительности экспозиции 30
сек.);

— 1,4 кВт/м² — безопасные
для объектов и человека расстояния, которые характеризуются отсутствием
негативных последствий в течение длительного времени.

При расчете размеров зон возможной опасности при
взрывах газа (образование волн сжатия за счет расширения в атмосфере природного
газа) выделены пять зон, и соответствующие им уровни избыточного давления во
фронте воздушной ударной волны (УВ):

— зона полного разрушения — разрушение
и обрушение всех элементов зданий и сооружений (более 100 кПа);

— зона тяжелого разрушения — 50 %
разрушение зданий и сооружений (70 — 100) кПа;

— зона среднего повреждения —
обрушение отдельных элементов зданий и сооружений (28 — 70) кПа;

— зона умеренных повреждения зданий —
повреждение внутренних перегородок, рам, дверей, легкосбрасываемых конструкций
и т.п. (14 — 28) кПа;

— зона частичного разрушения
остекления — разбито 10 % стекол (менее или равно 2 кПа).

Воздействие воздушной ударной волны на
незащищенных людей характеризуется легкими, средними, тяжелыми и крайне
тяжелыми травмами.

3.2 Построение «Деревьев событий» возможных
аварий

«Дерево событий» аварий на установках первичной
и вторичной переработки нефти (цех № 1 и цех № 3) представлены ниже на рисунках
3.1 и 3.2.

Рисунок 3.1 — «Дерево
событий» аварий на установке первичной переработки нефти переработке нефти (цех
№1)

Рисунок 3.2 — «Дерево
событий» аварий на установке вторичной переработки нефти переработке нефти (цех
№2, бензин, диз. топливо)

.3 Расчёт индивидуального и
коллективного риска

Согласно ГОСТ Р 12.3.047-98 социальный риск не
рассматривался, т.к. количество пострадавших от аварий не превысит 10 человек.

Индивидуальный и коллективный риск рассчитывался
по формулам (3.2) и (3.3):

1) Индивидуальный риск:

(3.2)

где —
условная вероятность поражения человека, 1/год;

— вероятность
реализации аварии, 1/год;

— вероятность
присутствия человека, 1/год.

) Коллективный риск:

(3.3)

где N
— количество человек, обслуживающих производственные установки.

Результаты расчетов приведены в
таблице 3.4.

Время присутствия
производственного персонала на площадке технологических установок в течении
смены (12 часов в сутки) в количестве четырех человек, на площадке
резервуарного парка — в течении смены (12 часов в сутки) в количестве трех
человек.

Таблица 3.4 — Результаты
расчётов индивидуального и коллективного риска на площадке эксплуатационных
скважин

Номер сценария аварии	Q_П, 1/год	Qi, 1/год	Qnp, 1/год	Rинд., 1/год	Rкол., чел/год
1	0,0083	3,6·10^-7	0,369	4	1,1·10^-10	4,4·10^-1⁰
2	0,0074	5,7·10^-7	0,369	4	1,56·10^-10	6,22·10^-1⁰
3	0,0058	2,1·10^-8	0,273	3	3,32·10^-11	9,97·10^-11

Полученные уровни риска для объектов
эксплуатационных скважин являются приемлемыми согласно отечественным нормам
пожаровзрывобезопасности, величина индивидуального риска не превышает 10^-6
случаев/год, величина социального риска — 10^-5 случаев/год.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основной целью данного
курсового проекта было прогнозирование и оценка чрезвычайных ситуаций. За
основу было взято предприятие филиал нефтеперерабатывающий завод ООО
«ЛУКОЙЛ-УНП». В ходе написания курсового проекта были рассмотрены следующие
вопросы, согласно предложенного плана:

— проведён анализ статистических данных
по чрезвычайным ситуациям.

рассмотрен объект исследования —
нефтеперерабатывающий завод ООО «ЛУКОЙЛ-УНП»

разработаны мероприятия по
предупреждению чрезвычайных ситуаций на объекте исследования.

Анализ ЧС показывает, что негативные факторы антропогенного
и техногенного характера представляют одну из наиболее реальных угроз
обеспечению социально-экономического развития страны, укреплению национальной
безопасности. Для обеспечения безопасности, в частности на производстве,
разрабатываются специальные законодательные акты, директивы, стандарты,
регламентирующие правила и мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций.

Объект располагается в черте
городской зоны г. Ухта, вследствие чего представляет непосредственную угрозу.

В расчетной части проекта были
предложены и рассмотрены три предполагаемых сценария аварий. Проведен их
анализ, расчёт индивидуального и коллективного риска работников предприятия.
Дана оценка рисков.

В ходе написания курсового
проекта его основная цель была достигнута.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ
ИСТОЧНИКОВ

1. №
116-ФЗ от 21.07.97 Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных
производственных объектов» с изменениями от 27. 12. 2009 г. № 374-03.

. №
68-ФЗ от 21.12.94 Федеральный закон «О защите населения и территории от чрезвычайных
ситуаций природного и техногенного характера» с изменениями от 19. 05. 2010 г.
№ 91-ФЗ.

. №
28-ФЗ от 12.02.98 Федеральный Закон «О гражданской обороне». Приказ Минэнерго
России от 25.11.2009 № 267-ФЗ.

. №
69-ФЗ от 21.12.1994 Федеральный закон «О пожарной безопасности» с изменениями
от 23.07.2010 г. № 173-ФЭ.

. №
1340 от 10.11.1996 Постановление Правительства РФ «О порядке создания и
использования резервов материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных
ситуаций природного и техногенного характера».

. МДС
11-16.2002 Методические рекомендации по составлению раздела «Инженерно-
технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению
чрезвычайных ситуаций» проектов строительства предприятий, зданий и сооружений
(на примере строительства автозаправочных станций). Утверждены Первым
заместителем Министра МЧС России 12.09.2001г. Ю.Л. Воробьевым.

. Отраслевое
руководство по анализу и управлению риском, связанным с техногенным
воздействием на человека и окружающую среду при сооружении и эксплуатации
объектов добычи, транспорта, хранения и переработки углеводородного сырья с
целью повышения их надежности и безопасности (I редакция)”, РАО “Газпром”,
ВНИИГАЗ, В.С. Сафонов, Г.Э. Одишария, А.А. Швыряев, 1996 г.

. СТО
Газпром 2-2.3-400-2009 Методика анализа риска для опасных производственных
объектов газодобывающих предприятий ОАО «Газпром». Утвержден распоряжением ОАО
«Газпром» от 25.10.2009г. № 326.

. ГОСТ
Р 22.0.07-95 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Источники техногенных
чрезвычайных ситуаций.

. ГОСТ
Р 22.0.06-95 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Источники природных
чрезвычайных ситуаций. Поражающие факторы.

. СП
12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по
взрывопожарной и пожарной опасности. Министерство Российской Федерации по делам
гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных
бедствий, Москва, 2009 г.

. N
494 от 7 ноября 2011 г. Постановление Правительства Республики Коми «О резерве
материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций межмуниципального и
регионального характера на территории Республики Коми».

. Государственный
доклад «О состоянии защиты населения и территорий Российской Федерации от
чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в 2012 году». — М.:
МЧС России; ФГБУ ВНИИ ГОЧС (ФЦ), 2013. — 341 с.

. Охрана
окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Г.Е. Панов
М. «Недра» 1986 г.

. Шувалов
М. Г. Основы пожарного дела. — М.: Стройиздат, 1983. — 399 с.

. Муравьева
С. И., Буковский М. И., Прохорова Е. К. Руководство по контролю вредных веществ
в воздухе рабочей зоны: Справ. изд. — М.: Химия, 19991. — 368 с.

. Расход
топлива и ГСМ. — М.: «Приор-издат», 2003. — 80 с.

. Каммерер
Ю.Ю., Харкевич А.Е. Аварийные работы в очагах поражения: Учебное пособие/под
ред. Б.П. Иванова. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1990. —
288 с.

. Иванников
В.П., Клюс П.П. Справочник руководителя тушения пожара. — М.: Стройиздат, 1987.
— 288 с.

. Иванов
Е.Н. Основы пожарной защиты нефтеперерабатывающих заводов. — М.: Химия, 1977. —
145 с.

. Э.Д.
Хешти, X. Кумамото. Надежность техническихсистем и оценка риска. М.:
Машиностроение, 1984 г.

. В.Г.
Жиряков «Органическая химия», М.: Химия, 1974 г.

. М.Г.
Рудин, А.Е. Драбкин. Краткий справочник нефтепереработчика. Л.: Химия, 1980 г.

. Товарные
нефтепродукты. Свойства и применение. Справочник / под. ред. В.М. Школьникова.
— М.: Химия, 1978 г.

Библиографическое описание:

Полякова, С. А. Анализ аварийности на объектах нефтегазовой отрасли России / С. А. Полякова, С. С. Ильичёв. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2022. — № 16 (411). — С. 115-117. — URL: https://moluch.ru/archive/411/90471/ (дата обращения: 03.02.2023).

Нефтегазовая промышленность играет большую роль в развитии нашей страны. Это крупная отрасль тяжелой индустрии, которая включает в себя разведку нефтяных и газовых месторождений, бурение и освоение скважин, добычу и дальнейшую транспортировку нефти и газа. Однако отрасль является источником целого ряда рисков и опасностей, результатом которых могут быть аварии.

В данной статье будет проведен анализ аварийности на объектах нефтегазовой отрасли.

Ключевые слова:

нефтегазовая отрасль, авария.

Ключевой задачей любой организации, ведущей дела в данной отрасли, является предотвращение или минимизация вероятности возникновения аварии.

Авария — это разрушение сооружений или технических устройств, применяемых па опасном производственном объекте.

Производственная авария — это опасное событие техногенного характера, создающее на объекте или отдельной территории угрозу жизни и здоровью людей и приводящее к разрушению зданий, сооружений, оборудования и транспортных средств, нарушению производственного процесса, а также нанесению ущерба окружающей природной среде.

Основными причинами возникновения производственных аварий по подобных объектах являются:

– нарушение технологии производства;

– природные или стихийные бедствия;

– ошибки в организации производственного процесса;

– ошибки при проведении ремонтных мероприятий;

– нарушение правил безопасности, усыновлённых на предприятии;

– и т. д.

На официальном сайте Ростехнадзора [1] представлена информация об авариях на объектах нефтегазовой отрасли за последние 8 лет. В данной статье будет проведен анализ аварийности за период 2017–2021 год, а также рассмотрены основные технические и организационные причины таких аварий.

В ходе анализа было выявлено, за отведенный период произошло порядка 260-ти аварий, среди которых:

– 27 пожаров;

– 39 выбросов горючих веществ;

– 36 разрушений сооружений;

– 75 повреждений и (или) разрушений ТУ;

– около 35-ти неконтролируемых взрывов.

Общая статистика аварий на объектах нефтегазовой отрасли за 2017–2021 год представлена на рис. 1.

Рис. 1. Статистика аварий на объектах нефтегазовой отрасли за 2017–2021 год

В таблице 1 представлена белее детельная статистика, которая также включает в себя колличество пострадавших и общий экономический ущерб аварий.

Таблица 1

Аварии на объектах нефтегазового комплеска. Классификация по видам

Вид аварии	период
2017	2018	2019	2020	2021
Выброс горючих веществ, пожар.	24	–	18	13	11
Разрушение сооружений.	18	–	3	9	6
Повреждение, разрушение ТУ.	28	–	21	16	10
Неконтролируемый взрыв.	13	–	12	5	5
Итого:	83	48	54	43	32
Экономический ущерб, млн.руб	1076,3	–	2571,4	6849,7	2626,76
Пострадавшие:	17	–	33	30	49
Пострадавшие (смертельно):	12	–	16	6	8

Также в ходе анализа были выявлены основные причины возникновения данных аварий. Они делятся на две группы:

Технические аварии:

– разрушение или неисправность оборудования, вследствие коррозионного износа (12 случаев);

– разрушения в результате внешнего механического воздействия (35 случаев);

– аварии в результате нарушений при проведении ремонтных работ (4 случая);

– потеря герметичности оборудования (5 случаев);

– неисправности в оборудовании (7 случаев).

Организационные.

– отсутствие должного производственного контроля (33 случая);

– ведение работ без необходимых соглашений и уведомлений организации (21 случай);

– нарушения порядка проведения ремонтных работ (4 случая);

– нарушение порядка проведения огневых работ (4 случая);

– недостаточная квалификация персонала (5 случаев);

– несоблюдение правил промышленной безопасности (3 случая).

Проанализировав количество и характер аварий за данный период, можно отметить, что их число с каждым годом идет на спад, однако общий экономический ущерб возрастает. Данный факт, совместно с увеличением общего числа пострадавших, указывает на то, что некоторые аварии с каждым годом становятся более опасными и разрушительными.

Полученные результаты следует применять с определенными допущениями по причине недостаточного количества данных. Для более точного анализа требуется наличие в открытом доступе расширенной информации по аварийности, причинам и последствиям. Но несмотря на это, по имеющимся результатам видно, что для снижения аварийности необходимо в должной мере обеспечивать производственный контроль, обслуживание и ремонт оборудования, обучение персонала.

Литература:

Уроки, извлеченные из аварий. — Текст: электронный // Ростехнадзор: [сайт]. — URL: https://www.gosnadzor.ru/industrial/oil/lessons/ (дата обращения: 15.04.2022).

Основные термины (генерируются автоматически): нефтегазовая отрасль, авария, разрушение сооружений, анализ аварийности, выброс горючих веществ, общий экономический ущерб, производственный процесс.

Источник

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ

МЕТОДИКА АНАЛИЗА РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МОРСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 16.09.2015 г. N 364

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. В настоящем Руководстве используются сокращения, приведенные в приложении N 1, а также термины и определения, приведенные в приложении N 2 к настоящему Руководству.

3. Руководство распространяется на ОПО МНГК — фонд скважин, участки ведения буровых работ, площадочные объекты (стационарные платформы, МЭ, БС, ППБУ, СПБУ, ПТК, подводные добычные комплексы), стационарные нефтеналивные и перегрузочные комплексы и линейные объекты (технологические трубопроводы, трубопроводы внешнего транспорта нефти, газа или газового конденсата), расположенные во внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне, на континентальном шельфе и морях Российской Федерации.

4. Настоящее Руководство содержит рекомендации к количественной оценке риска аварий для обеспечения требований промышленной безопасности при проектировании, строительстве, эксплуатации, консервации и ликвидации ОПО МНГК.

II. ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОЦЕНКЕ РИСКА АВАРИЙ НА ОПО МНГК

6. Общая процедура анализа опасностей и оценки риска аварий на ОПО МНГК включает: планирование и организацию работ, идентификацию опасностей, оценку риска, определение степени опасности объектов и/или их участков, разработку рекомендаций по уменьшению риска.

8. Форма представления и содержание отчетов по оценке риска аварий определяются согласно действующим документам по оформлению в области, соответствующей области их применения. Общие требования к оформлению результатов оценки риска приведены в Методических основах по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на ОПО МНГК.

III. ПЛАНИРОВАНИЕ И ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ

9. На этапе «Планирование и организация работ» конкретизируются цели проведения оценки риска аварий на ОПО МНГК, определяются полнота, детальность и ограничения планируемой процедуры по оценке риска аварий, выбираются показатели риска и устанавливаются критерии допустимого/приемлемого риска.

10. Основными рекомендациями к выбору показателей и определению критериев допустимого и приемлемого риска аварий является их обоснованность и определенность. Показатели и критерии допустимого риска определяются исходя из совокупности условий, включающих требования промышленной безопасности и уровень имеющейся опасности аварий, характеризуемый фоновыми показателями риска аварий.

11. Для оценки риска используются показатели, характеризующие возможное число пострадавших и погибших при авариях, ущерб от возможных аварий, а также показатели риска гибели людей и риска причинения материального и экологического ущерба в интегральных и удельных (на единицу длины линейного протяженного объекта и др.) показателях. Полный перечень показателей опасности аварий приведен в Методических основах по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах. Перечень рассчитываемых показателей риска аварий определяется задачами оценки риска на ОПО МНГК.

IV. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОПАСНОСТЕЙ АВАРИЙ

12. Основная задача идентификации опасностей аварий — выявление и четкое описание всех источников опасностей аварий (для участков и составных частей анализируемого объекта, на которых обращаются опасные вещества) и сценариев их реализаций.

13. На этапе «Идентификация опасностей аварий» рекомендуется:

а) провести сбор и оценку достоверности исходной информации, необходимой для оценки риска на ОПО МНГК. Типовой перечень исходной информации, применяемой для оценки риска аварий, приведен в приложении N 3 к настоящему Руководству;
б) произвести деление анализируемого объекта, на котором обращаются опасные вещества, на участки и составные части;
в) провести анализ условий возникновения и развития аварий, определить группы характерных сценариев аварий.

14. На морских линейных объектах в качестве участков/составных частей рекомендуется рассматривать зоны трубопроводов, указанные в приложении N 4 к настоящему Руководству.

15. При анализе причин возникновения аварийных ситуаций на ОПО МНГК рекомендуется рассматривать следующие группы, связанные с:

а) отказами/неполадками оборудования, отказами технических устройств, связанными с типовыми процессами, физическим износом, коррозией, выходом технологических параметров на предельно допустимые значения, прекращением подачи энергоресурсов, нарушением работы систем и/или средств управления и контроля;
б) ошибочными действиями персонала, связанными с отступлением от установленных параметров технологического регламента ведения производственного процесса, нарушением режима эксплуатации производственных установок и оборудования, недостаточным контролем (или отсутствием контроля) за параметрами технологического процесса;
в) внешними воздействиями природного и техногенного характера, связанными с землетрясениями, паводками и разливами, несанкционированным вмешательством в технологический процесс, диверсиями или террористическими актами, авариями или другими техногенными происшествиями на соседних объектах.

15.1. К основным причинам, связанным с отказами/неполадками оборудования, можно отнести:

а) физический износ, коррозию, эрозию, температурную деформацию технологического оборудования и трубопроводов;
б) прекращение подачи энергоресурсов (например, электроэнергии, воды, воздуха).

15.1.1. Физический износ, коррозия, эрозия, температурная деформация технологического оборудования и трубопроводов могут стать причиной частичной или полной разгерметизации. Исходя из анализа аварийности можно сделать вывод, что при достаточной прочности конструкции оборудования или трубопроводов эти разрушения чаще всего имеют локальный характер и не приводят к серьезным последствиям. Однако при несвоевременной локализации и ликвидации последствий локального разрушения они могут привести к цепному развитию аварийной ситуации с выбросом большого количества опасного вещества.

15.1.2. Прекращение подачи энергоресурсов может привести к остановке насосного оборудования, отказу контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации, систем связи, нарушению технологических процессов, выходу параметров за критические значения и созданию аварийной ситуации.

Также учитывается наличие и время срабатывания резервного энергообеспечения (АДГ, ИБП), используемого в случае прекращения подачи энергоресурсов.

15.2. При отсутствии достаточного контроля со стороны обслуживающего персонала за регламентными значениями параметров процессов, неадекватном восприятии информации и несвоевременности принятия мер по локализации и ликвидации аварийных ситуаций возможен выход параметров за критические значения, разгерметизация оборудования (от частичной до полной) и выброс опасного вещества.

Особую опасность представляют ошибки при пуске и остановке оборудования (особенно при испытании скважин, трубопроводов), ведении ремонтных, профилактических и других работ, связанных с неустойчивыми технологическими режимами (возможные ГНВП, гидроудар), освобождением и заполнением оборудования опасным веществом (заполнение систем ДТ, УВОБР/БР, химическими реагентами).

Возможны ситуации с нарушением производственным персоналом правил техники безопасности.

15.3. Исходя из реальной обстановки или вследствие непреодолимых причин возможно возникновение аварийных ситуаций от следующих внешних воздействий:

а) грозовые разряды или разряды статического электричества — возможны отказ системы автоматического управления и разгерметизация оборудования (вплоть до полного разрушения), выброс опасного вещества и возникновение аварийной ситуации, сопровождаемой взрывами и/или пожарами; кроме этого, грозовые разряды и разряды статического электричества могут являться источниками воспламенения;
б) например, смерч, ураган, шторм, землетрясение, размыв или проседание грунта, срыв с якорей, в том числе запредельные волновые нагрузки, — в зависимости от силы проявления данных природных воздействий возможны разрушения различной степени, в том числе в результате столкновения с судами снабжения, технологическими судами, танкерами, что может привести к разрушению (нарушению устойчивости), разгерметизации оборудования или трубопроводов, в том числе скважины, и выбросу опасного вещества;
в) снежные заносы, выход значений температуры и ледовой нагрузки за принятые проектные значения — возможны нарушение режимов работы технологического оборудования, обледенение и последующее обрушение модулей, конструкций БВ и сооружений с последующей разгерметизацией оборудования и выбросом опасного вещества;
г) падение вертолетов — возможно повреждение вертолетной площадки и конструкций, в том числе ЖМ;
д) специально спланированная диверсия — возможно возникновение крупной аварии с разрушением всего имеющегося оборудования.

16. Все основные возможные факторы, способствующие возникновению аварий, можно условно разделить на следующие взаимосвязанные группы, характеризующиеся:

а) свойствами обращающихся веществ;
б) используемым оборудованием и протекающими в нем технологическими процессами;
в) внешними факторами.

16.1. Рассматриваются все легковоспламеняющиеся, горючие и токсичные вещества, обращающиеся на ОПО МНГК. Также учитывается, что при длительном хранении возможно образование пирофорных соединений, которые имеют склонность к самовозгоранию — это может привести к возникновению аварийных ситуаций при выполнении ремонтных и профилактических работ внутри емкостей. Кроме этого, при прохождении продуктивных пластов в процессе бурения возможны ГНВП, что может привести к выбросу в окружающую среду продукции скважин (опасных веществ).

В случае выброса опасного вещества из оборудования (при его разгерметизации) пары опасного вещества способны создавать облака ТВС. При наличии источника зажигания они могут воспламеняться с последующим пожаром (взрывом).

16.2. Рассмотрению подлежат все представляющие опасность технологические процессы, в том числе гидродинамические/газодинамические (процессы приема хранения и транспортирования опасных веществ по трубопроводам, разделение смесей), процессы тепло-массопередачи, экзотермические и эндотермические реакционные процессы (при их наличии).

Основными видами используемого оборудования являются:

а) емкостное оборудование (например, емкости различного назначения, сепараторы);
б) насосное оборудование (насосные агрегаты);
в) трубопроводы различного диаметра и протяженности.

Емкостное оборудование является источником повышенной опасности из-за значительных объемов опасных веществ, которые могут находиться в нем, в том числе и при повышенных давлениях и температурах. Причинами разгерметизации емкостного оборудования могут быть:

а) ошибки при проектировании и изготовлении;
б) ошибки при проведении монтажных, ремонтных и пусконаладочных работ;
в) коррозия;
г) взрыв внутри оборудования из-за образования ТВС;
д) нарушение режимов эксплуатации (отказ приборов контроля, переполнение).

Отдельные элементы конструкции насосов (например, торцевые уплотнения, подшипниковые узлы) обладают низким уровнем устойчивости и являются источником локальных утечек опасных веществ в помещения насосных. Разрушение торцевых уплотнений и подшипников сопровождается повышением температуры этих элементов и/или искрообразованием. Это может привести к воспламенению выбросов опасного вещества с последующим пожаром (взрывом) в помещениях насосных, что в свою очередь может являться источником цепного вовлечения в аварию оборудования с большими количествами опасного вещества.

Трубопроводные системы являются источником повышенной опасности из-за наличия сварных, фланцевых и иных соединений, запорной и регулирующей арматуры, жестких условий работы и значительных объемов опасных веществ, транспортируемых по ним. Причинами разгерметизации трубопроводов могут быть:

а) остаточные напряжения в материале трубопроводов в сочетании с напряжениями, возникающими при монтаже и ремонте, что может привести к разгерметизации отдельных элементов трубопроводной системы (образование трещин, разрывы трубопровода и его элементов, арматуры);
б) воздействие температурных деформаций;
в) гидравлические удары;
г) повышение давления выше критических параметров;
д) коррозия, эрозия.

16.3. Внешние факторы, способствующие возникновению аварий.

К основным внешним факторам, способствующим возникновению аварий, можно отнести интенсивное судоходство в море, возможность проявления условий тумана и штормовых волнений, что может привести к столкновению с судами или нарушению устойчивости ОПО МНГК.

17. К основным возможным факторам, способствующим развитию аварий, можно отнести:

а) время обнаружения аварийного выброса и локализация аварии (оперативность и подготовленность персонала к действиям в аварийной ситуации) определяют количество опасного вещества, участвующего в создании поражающих факторов, время и характер воздействия поражающих факторов на соседнее оборудование;
б) свойства обращаемых веществ определяют сценарий развития аварии (например, взрыв, пожар, рассеивание без воспламенения, токсическое поражение, загрязнение ОС);
в) количество обращаемого опасного вещества в единице оборудования и скорость его перемещения по трубопроводам определяют количество опасного вещества, участвующего в аварии и создании поражающих факторов;
г) место и характер разрушения оборудования определяют количество опасного вещества, участвующего в аварии и создании поражающих факторов;
д) метеоусловия определяют возможность рассеивания облаков опасных веществ, реализация определенных сценариев аварии (например, взрыв, пожар, рассеивание без воспламенения).

18. Рекомендации по выделению типовых сценариев аварий (на примере морских платформ и ПБУ) представлены в приложении N 5 к настоящему Руководству.

V. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА РИСКА АВАРИЙ

19. Количественная оценка риска аварий включает оценку частоты возможных сценариев аварий, оценку возможных последствий по рассматриваемым сценариям аварий, расчет показателей риска аварий.

20. Рекомендуемые частоты аварийной разгерметизации типового оборудования на ОПО МНГК приведены в приложении N 6 к настоящему Руководству.

23. При определении сценариев на последних этапах развития аварий рекомендуется учитывать сочетание последовательных сценариев (последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества) или «эффект домино».

При учете «эффекта домино» оценивается поражающее действие осколков, которые могут образоваться при разрыве оборудования, содержащего газ.

24. Оценивать возможные последствия аварий рекомендуется по результатам определения вероятных зон действия поражающих факторов и причиненного ущерба от аварии (в первую очередь — количества погибших).

25. Зоны действия поражающих факторов определяются на основе:

а) оценки количества опасного вещества, участвующего в создании поражающих факторов аварий;
б) расчета количественных параметров, характеризующих действие поражающих факторов (давление и импульс для ударных волн, интенсивность теплового излучения для пламени, размеры пламени и зоны распространения высокотемпературной среды при термическом воздействии, дальность дрейфа облака ТВС до источника зажигания, токсическое воздействие, поражающее действие осколков, загрязнение морской среды нефтью и нефтепродуктами);
в) сравнения рассчитанных количественных параметров с критериями поражения (разрушения).

26. Для определения количества опасного вещества, участвующего в аварии, учитывается деление технологического оборудования и трубопроводов на изолируемые запорной арматурой секции (участки); интервал срабатывания отсекающих устройств; влияние волновых гидродинамических процессов на режим истечения опасного вещества для протяженных трубопроводных систем (длиной более 500 м).

30. При отсутствии сведений о распределении источников воспламенения и о вероятности зажигания облака расчет зон поражения при взрыве облаков ТВС рекомендуется выполнять из условия воспламенения облака в момент времени, когда облако ТВС достигает наибольшей массы, способной к воспламенению.

31. Оценку возможных последствий аварий рекомендуется проводить на основе нормативных правовых и правовых актов, указанных в приложении N 12 к настоящему Руководству.

34. При расчете интенсивности фонтанирования скважин рекомендуется использовать приложение N 11 к настоящему Руководству.

37. Опасность аварийного загрязнения окружающей среды, в том числе распространение загрязняющих веществ в водном пространстве, учитывается согласно приложению N 9 к настоящему Руководству.

VI. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ ОПО МНГК И ИХ УЧАСТКОВ/СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

40. При необходимости установления степени опасности аварий на ОПО МНГК, определения их наиболее опасных участков/составных частей проводятся сопоставительные сравнения рассчитанных значений показателей риска аварий с:

а) значениями риска аварий на других участках/составных частях ОПО МНГК;
б) фоновым риском аварий (среднеотраслевым риском аварий для аналогичных объектов или с фоновым риском гибели людей в техногенных происшествиях);
в) допустимым уровнем риска аварий, установленным в нормативных актах или с требующимся уровнем риска аварий, обоснованным на этапе планирования и организации работ;
г) значениями риска аварий до и после возможных и фактических отступлений от требований промышленной безопасности, а также до и после возможного и фактического внедрения компенсирующих мероприятий.

Необходимость и полнота сравнительных оценок определяются задачами анализа риска.

41. Рекомендации по установлению степени опасности аварий на ОПО МНГК, ранжированию составных элементов ОПО МНГК по степени опасности и определению наиболее опасных составных элементов ОПО МНГК, сравнению рассчитанных значений риска аварий с соответствующим допустимым или фоновым уровнем, а также использованию результатов анализа риска для обоснования безопасности ОПО МНГК представлены в Методических основах по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах.

42. При определении степени опасности ОПО МНГК приоритетными являются относительные сопоставления характерных опасностей по показателям риска аварий, а не оценка соответствия рассчитанных значений риска аварий требуемым абсолютным уровням риска аварий.

43. Определение степени опасности ОПО МНГК, их наиболее опасных участков/составных частей необходимы для разработки обоснованных адресных рекомендаций по снижению риска аварий на ОПО МНГК.

VII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СНИЖЕНИЮ РИСКА АВАРИЙ НА ОПО МНГК

44. Разработка рекомендаций по снижению риска аварий является заключительным этапом процедуры анализа риска аварий. Рекомендации основываются на результатах идентификации опасностей аварий, количественной и качественной оценках риска и определении степени опасности ОПО МНГК.

45. Рассчитанные показатели риска аварий на участках ОПО МНГК используются для обоснования приоритетов в мероприятиях по оптимальному обеспечению безопасного функционирования ОПО МНГК в условиях опасности возможного возникновения промышленных аварий (риск-ориентированный подход).

46. Необходимость разработки рекомендаций по снижению риска аварий определяется ранжированием участков/составных частей ОПО МНГК по степени опасности и обусловлена имеющимися ресурсами на внедрение дополнительных мероприятий (мер, групп мер) обеспечения безопасности технического и (или) организационного характера.

47. Рекомендации по снижению риска аварий разрабатываются в форме проектных решений или планируемых мероприятий (мер, групп мер) обеспечения безопасности технического и (или) организационного характера.

48. Для оценки эффективности возможных мероприятий (мер, групп мер) обеспечения безопасности решают следующие альтернативные оптимизационные задачи:

а) при заданных ресурсах выбирают оптимальные мероприятия (меры, группы мер) безопасности, обеспечивающих максимальное снижение риска аварий на ОПО МНГК;
б) минимизируя затраты, выбирают оптимальные мероприятия (меры, группы мер) безопасности, обеспечивающие снижение риска аварий до значений, исключающих долгосрочную эксплуатацию чрезвычайно опасных участков ОПО МНГК.

49. В рамках риск-ориентированного подхода можно выделить две группы мер обеспечения безопасности: организационно-технические мероприятия, направленные на уменьшение вероятности аварий, и меры, направленные на смягчение тяжести последствий аварий.

49.1. Меры по уменьшению вероятности возникновения аварий включают:

а) меры по уменьшению вероятности возникновения инцидентов (разгерметизации оборудования);
б) меры по уменьшению вероятности перерастания инцидента в аварийную ситуацию (появление поражающих факторов).

49.2. Меры по уменьшению тяжести последствий аварий имеют следующие приоритеты:

а) меры, предусматриваемые при проектировании опасного объекта (например, выбор несущих конструкций, запорной арматуры);
б) меры, относящиеся к системам противоаварийной защиты и контроля (например, применение газоанализаторов);
в) меры, касающиеся готовности эксплуатирующей организации к локализации и ликвидации последствий аварий.

50. Среди решений, направленных на предупреждение аварийных выбросов опасных веществ (уменьшение вероятности аварий) на ОПО МНГК, выделяют:

а) применение материалов повышенной прочности, повышение толщин стенок сосудов и трубопроводов;
б) использование защитных кожухов для трубопроводов, обетонированных труб;
в) повышенная частота диагностики, испытаний на прочность и герметичность;
г) повышение чувствительности и надежности систем контроля технологических процессов и блокировок.

51. Среди решений, направленных на уменьшение тяжести последствий аварий, выделяют:

а) установление безопасных расстояний до мест скопления персонала/сокращение времени пребывания персонала в опасной зоне;
б) ограничение площадей возможных аварийных разливов;
в) планировочные решения, исключающие эскалацию аварий;
г) повышение взрывозащищенности сооружений на ОПО МНГК;
д) установка датчиков загазованности;
е) информирование персонала об опасностях аварий.

Приложение N 1
к Руководству по безопасности
«Методика анализа риска аварий на опасных
производственных объектах морского нефтегазового
комплекса», утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от «__»_____ 2015 г. N _____

Список сокращений

В настоящем Руководстве применены следующие обозначения и сокращения:


АДГ	— аварийный дизель-генератор
АСУТП	— автоматизированная система управления технологическими процессами
БВ	— буровая вышка
БР	— буровой раствор
БУ	— буровая установка
БС	— буровое судно
ГНВП	— газонефтеводопроявления
ДТ	— дизельное топливо
ЖМ	— жилой модуль
ИБП	— источник бесперебойного питания
КИПиА	— контрольно-измерительные приборы и аппаратура
МВКП	— максимально возможное количество потерпевших
МЭ	— морская эстакада с приэстакадными нефтегазодобывающей и буровой площадками, искусственный остров
НП	— неразделенная продукция скважин
ОПО	— опасный производственный объект
ОПО МНГК	— опасные производственные объекты морского нефтегазового комплекса
ОС	— окружающая среда
ПАЗ	— противоаварийная автоматическая защита
ПДК	— предельно допустимая концентрация
ПБУ	— плавучая буровая установка
ППБУ	— полупогружная плавучая буровая установка
ПТК	— плавучий технологический комплекс
СПБУ	— самоподъемная плавучая буровая установка
ТВС	— топливно-воздушная смесь
УВОБР	— углеводородная основа бурового раствора

Приложение N 2
к Руководству по безопасности
«Методика анализа риска аварий на опасных
производственных объектах морского нефтегазового
комплекса», утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от «__»_____ 2015 г. N _____

Термины и определения

Основные термины и определения анализа риска установлены в Методических основах по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах.

В настоящем Руководстве применены следующие термины с соответствующими определениями:


Авария	— разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на ОПО, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ (статья 1 Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»)
Анализ риска	— процесс идентификации опасностей и оценки риска аварий на ОПО для отдельных физических лиц, групп людей, имущества, окружающей среды
Анализ опасностей технологических процессов	— метод идентификации опасностей, направленный на исследование проектных, технических мер по предупреждению аварий на основе проектной/эксплуатационной документации. Основными методами анализа являются: предварительный анализ опасностей (идентификация опасностей), анализ видов и последствий отказов, анализ опасностей и работоспособности
Взрыв	— неконтролируемый быстропротекающий процесс выделения энергии, связанный с физическим, химическим или физико-химическим изменением состояния вещества, приводящий к резкому динамическому повышению давления или возникновению ударной волны, сопровождающийся образованием сжатых газов, способных привести к разрушительным последствиям
Взрывопожароопасные жидкости	— легковоспламеняющиеся и горючие жидкости
Идентификация опасностей аварий	— выявление источников возникновения аварий, определение их характеристик
Опасность аварий	— возможность причинения ущерба человеку, имуществу и (или) окружающей среде вследствие разрушения сооружений и (или) технических устройств, взрыва и (или) выброса опасных веществ на опасном производственном объекте. Опасность аварии обусловлена как энерго-массообменными свойствами технологических процессов, так и ошибками проектирования и эксплуатации, отказами технических устройств и их систем, а также нерасчетными (запроектными) внешними природными, техногенными и антропогенными воздействиями на опасный производственный объект
Обоснование безопасности	— документ, содержащий сведения о результатах оценки риска аварий на ОПО и связанной с ней угрозы, условия безопасной эксплуатации ОПО, требования к эксплуатации, капитальному ремонту, консервации и ликвидации ОПО
Опасный производственный объект	— предприятия или их цеха, участки, площадки, а также иные производственные объекты, указанные в приложении 1 к Федеральному закону от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»
Промышленная безопасность (промышленная безопасность, безопасность опасных производственных объектов)	— состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на ОПО и последствий указанных аварий (в редакции Федерального закона от 4 марта 2013 N 22-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», отдельные законодательные акты Российской Федерации и о признании утратившим силу подпункта 114 пункта 1 статьи 333.33 части второй Налогового кодекса Российской Федерации»)
Риск аварии	— мера опасности, характеризующая возможность возникновения аварии на ОПО и соответствующую ей тяжесть последствий
Оценка риска	— описание и определение качественных или количественных показателей риска аварии
Количественная оценка риска аварии	— определение значений показателей риска — количественных показателей случайной величины ущерба (человеку, имуществу и окружающей среде) от аварий на ОПО. В процессе количественной оценки риска аварий оцениваются значения вероятности (частоты) и соответствующей степени тяжести последствий реализации различных сценариев аварий для жизни и здоровья человека, имущества и окружающей среды
Типовой сценарий аварии	— сценарий аварии, связанный с выбросом опасных веществ из единичного технологического оборудования с учетом регламентного срабатывания имеющихся систем противоаварийной защиты, локализации аварии и противоаварийных действий персонала
Сценарий аварии (сценарий развития аварии)	— модель аварии, включающая последовательность отдельных, логически связанных событий, обусловленных первоначальным разрушением сооружений и (или) технических устройств, применяемых на ОПО, неконтролируемым взрывом и (или) выбросом опасных веществ и приводящим к характерным негативным последствиям аварии различной тяжести
Сценарий аварии с выбросом опасных веществ	— последовательность отдельных, логически связанных событий, обусловленных конкретным инициирующим (исходным) событием (выбросом опасного вещества), приводящим к определенным последствиям аварии
Сценарий наиболее вероятной аварии (наиболее вероятный сценарий аварии)	— сценарий аварии, вероятность реализации которого максимальна за определенный период времени
Составные (составляющие) опасного производственного объекта	— участки, установки, цеха, хранилища или другие составные части, объединяющие технические устройства или их совокупность по технологическому или территориально-административному принципу и входящие в состав ОПО
Сценарий наиболее опасной по последствиям аварии (наиболее опасный по последствиям сценарий аварии)	— сценарий аварии с наибольшим ущербом людским и/или материальным ресурсам или компонентам природной среды
Ущерб от аварии	— потери (убытки) в производственной и непроизводственной сферах жизнедеятельности человека, а также в негативном изменении окружающей среды, причиненные в результате аварии на ОПО и исчисляемые в натуральной (денежной) форме
Эскалация аварии («эффект домино»)	— каскадное развитие аварийного процесса, приводящее к возникновению аварии на сооружении (технологической установке) вследствие аварии на ином (соседнем) сооружении (технологической установке)

Приложение N 3
к Руководству по безопасности
«Методика анализа риска аварий на опасных
производственных объектах морского нефтегазового
комплекса», утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от «__»_____ 2015 г. N _____

Типовой перечень исходной информации, применяемой для оценки риска аварий

Сбор исходной информации, необходимой для анализа риска, осуществляется с использованием имеющихся документов, в том числе предпроектных, проектных, эксплуатационных документов, материалов инженерных изысканий и других документов.

При выполнении оценки риска ОПО МНГК первоочередными источниками исходных данных являются результаты проведения оценки технического состояния ОПО на соответствие требованиям нормативно-технических документов.

Ниже представлен типовой перечень основной исходной информации, необходимой для проведения работ по оценке риска аварий на ОПО МНГК, который может быть уточнен, расширен в соответствии с действующей проектной и эксплуатационной документацией:

а) генеральный план, схемы размещения, профиль трассы (для морского трубопровода) ОПО МНГК (пример профиля морского трубопровода приведен на рис.3-1);
б) краткое описание технологического процесса;
в) технологические схемы с указанием потоков, запорной арматуры и средств КИПиА;
г) перечень технологического оборудования с указанием массы, физических свойств содержания опасных веществ (пример перечня технологического оборудования для морского трубопровода представлен в таблице N 3-1);
д) основные характеристики опасных веществ:
- компонентный состав (при условиях хранении/транспортировки);
- физические свойства (молекулярный вес, плотность, температура кипения, вязкость, давление насыщенных паров);
- данные о взрывопожароопасности (пределы взрываемости, температура вспышки и самовоспламенения);
- данные о токсичности (ПДК в воздухе рабочей зоны и в атмосферном воздухе; летальная и пороговая токсодозы);

е) сведения об общем количестве опасных веществ, находящихся в технических устройствах — аппаратах (емкостях), трубопроводах, с указанием максимального количества в единичной емкости или участке трубопровода наибольшей вместимости, общий грузооборот взрывопожароопасных веществ представляется в виде таблицы, аналогичной таблице N 3-2. Рекомендуется рассматривать смежное оборудование (резервуары, емкости) для учета возможности поступления взрывопожароопасных веществ из сопряженных блоков.

Рис.3-1. Пример профиля морского трубопровода

Таблица N 3-1

Перечень основного технологического оборудования, в котором обращаются опасные вещества


N п/п	Наименование оборудования, материал	Кол-во, шт.	Расположение	Назначение	Технические характеристики
1.	Трубопровод неразделенной продукции, сталь	1	Платформа «XX» — место врезки в промысловый трубопровод, морская и береговая часть	Транспортировка неразделенной продукции скважин	Труба диаметром 508 мм (20″), толщина стенок 25 мм, протяженность 25 км. Предельно допустимое рабочее давление 15 МПа.

Таблица N 3-2

Данные о распределении опасных веществ по оборудованию и трубопроводам ОПО МНГК


Технологический блок, оборудование	Количество опасного вещества, т	Физические условия содержания опасного вещества
номер/наименование блока	наименование оборудования, номер по схеме, опасное вещество	коли- чество единиц обору- дования, шт.	в еди- нице обору- дования	в блоке	агре- гатное состоя- ние	дав- ление, МПа	темпе- ратура,°С
Морская часть трубопровода	Трубопровод неразделенной продукции, N 1, опасное вещество, в том числе: нефть; газ; вода
Береговая часть трубопровода	Трубопровод неразделенной продукции, N 1, опасное вещество, в том числе: нефть; газ; вода

ж) средства автоматизации и контроля технологических процессов на трубопроводах. Описание систем автоматического регулирования, блокировок, сигнализации и других средств противоаварийной защиты, а также систем обнаружения утечек содержащих:
- чувствительность и время срабатывания системы обнаружения аварийных утечек в зависимости от объема (или расхода) аварийной утечки;
- тип и время перекрытия потока запорной арматурой;
- возможность поступления пожаровзрывоопасных газов из смежного оборудования (резервуары, емкости);
з) описание решений, направленных на обеспечение взрывопожаробезопасности, содержащее:
- размеры и вместимость поддонов и отбортовок технологических площадок;
- состав и расположение средств первичного пожаротушения, системы пожаротушения, системы обнаружения загазованности;

и) климатическая характеристика района расположения ОПО.

Для районов расположения линейных объектов представляются среднемесячные температуры воздуха, скорости ветра, уровни приливов/отливов, годовые повторяемости направлений ветра и повторяемости состояний устойчивости атмосферы (в классификации по Паскуиллу — таблица N 3-3). Данные рекомендуется представлять в виде таблиц со ссылкой на источник информации (метеостанция) и период наблюдения.

Рекомендуется указать возможность проявления опасных природных явлений (землетрясения, тайфуны, цунами, штормы, обледенение, морские течения, наличие айсбергов и дрейфующих льдин).

Таблица N 3-3

Пример представления относительной частоты реализации классов устойчивости атмосферы для различных скоростей ветра в разрезе года


U, м/с	Класс A	Класс B	Класс C	Класс D	Класс E	Класс F
0,5-1,5	0,21017	0,063842	0,05254	0,157625	0,159889	0,355934
1,5-3,0	0,08752	0,065225	0,087188	0,382363	0,260232	0,117471
3,0-4,5	0,020022	0,070084	0,209068	0,540639	0,080093	0,080093
4,5-6	0,004478	0,014562	0,234042	0,702134	0,022392	0,022392
6-7,5	0	0	0	1	0	0
7,5-9	0	0	0	1	0	0
9-10,5	0	0	0	1	0	0
>10,5	0	0	0	1	0	0

к) данные о списочной численности, сменности персонала (численность в максимальную/дневную и минимальную/ночную смены) и его размещении по сооружениям ОПО МНГК (в соответствии с экспликацией).
л) перечень иных объектов эксплуатирующей организации, объектов сторонних предприятий/организаций, населенных пунктов, мест отдыха, транспортных (морских) путей, расположенных на расстоянии до 1000 м от объектов ОПО МНГК, с указанием их расположения и численности работающих/проживающих.
м) стоимость производственных фондов ОПО МНГК, стоимость прокладки 1 км трубопровода, себестоимость транспортируемого продукта.
н) перечень аварий и инцидентов, имевших место на данном ОПО МНГК.

Приложение N 4
к Руководству по безопасности
«Методика анализа риска аварий на опасных
производственных объектах морского нефтегазового
комплекса», утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от «__»_____ 2015 г. N _____

Рекомендуемые зоны/составные части в зависимости от размещения участков морских трубопроводов

При анализе аварийности рекомендуется выделять следующие зоны риска в зависимости от размещения участков морских трубопроводов (рисунок 4-1):

а) зона размещения райзеров (вертикальных трубопроводов от платформы до дна моря);
б) «зона безопасности» (принимаемая равной 500 м);
в) средняя часть трубопроводов, прокладываемых, как правило, по дну моря;
г) прибрежная зона;
д) береговая зона (сухопутный участок выхода морского трубопровода на берег).

Рис.4-1. Зоны риска в зависимости от размещения участков морских трубопроводов

Приложение N 5
к Руководству по безопасности
«Методика анализа риска аварий на опасных
производственных объектах морского нефтегазового
комплекса», утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от «__»_____ 2015 г. N _____

Частоты аварийной разгерметизации и утечек из типового оборудования на ОПО МНГК

Частоты аварийной разгерметизации и утечек из типового оборудования на ОПО МНГК рекомендуется принимать согласно таблицам N 6-1 — 6-4.

________________

Данные приняты согласно OGP Risk Assessment Data Directory. Report No 434-1, Report No 434-2, March 2010.

Таблица N 6-1

Частоты утечек и выбросов для морских объектов


Разведочное бурение, глубинное (обычные скважины)	Выброс	3,1·10	3,6·10	2,5·10	на пробуренную скважину	0,39
	Выброс из скважины	2,5·10	2,9·10	2,0·10	на пробуренную скважину	0,39
Разведочное бурение, глубинное (высоконапорные высокотемпературные скважины)	Выброс	1,9·10	2,2·10	1,5·10	на пробуренную скважину	0,39
	Выброс из скважины	1,6·10	1,8·10	1,2·10	на пробуренную скважину	0,39
Эксплуатационное бурение, глубинное (обычные скважины)	Выброс	6,0·10	7,0·10	4,8·10	на пробуренную скважину	0,33
	Выброс из скважины	4,9·10	5,7·10	3,9·10	на пробуренную скважину	0,33
Эксплуатационное бурение, глубинное (высоконапорные высокотемпературные скважины)	Выброс	3,7·10	4,3·10	3,0·10	на пробуренную скважину	0,33
	Выброс из скважины	3,0·10	3,5·10	2,4·10	на пробуренную скважину	0,33
Заканчивание скважины	Выброс	9,7·10	1,4·10	5,4·10	на операцию	0
	Выброс из скважины	3,9·10	5,8·10	2,2·10	на операцию	0
Кабель или проволока для работы с внутрискважинным инструментом	Выброс	6,5·10	9,4·10	3,6·10	на операцию	0
	Выброс из скважины	1,1·10	1,6·10	6,1·10	на операцию	0
Гибкие насосно-компрессорные трубы	Выброс	1,4·10	2,0·10	7,8·10	на операцию	0
	Выброс из скважины	2,3·10	3,4·10	1,3·10	на операцию	0
Спуск инструмента в скважину под давлением	Выброс	3,4·10	4,9·10	1,9·10	на операцию	0
	Выброс из скважины	1,8·10	2,6·10	1,0·10	на операцию	0
Капитальный ремонт, операции по увеличению дебита скважины	Выброс	1,8·10	2,6·10	1,0·10	на операцию	0
	Выброс из скважины	5,8·10	8,3·10	3,2·10	на операцию	0
Добывающие скважины (исключая внешние причины)	Выброс	9,7·10	1,8·10	2,6·10	на скважину в год	0,125
	Выброс из скважины	1,1·10	2,0·10	2,9·10	на скважину в год	0,125
Добывающие скважины (внешние причины)	Выброс	3,9·10	3,9·10	3,9·10	на скважину в год	0,125
	Выброс из скважины	—	—	—	на скважину в год	—
Скважины закачки газа	Выброс	—	1,8·10	—	на скважину в год	0,125
	Выброс из скважины	—	2,0·10	—	на скважину в год	0,125
Скважины закачки воды	Выброс	2,4·10	—	—	на скважину в год	0,125
	Выброс из скважины	—	—	—	на скважину в год	—

Таблица N 6-2

Частоты отказов трубопроводов и райзеров


Трубопроводы	Параметры	Частота отказа	Ед. изм.
Морские трубопроводы в открытом море	Трубопровод скважинной продукции и другие небольшие трубопроводы, содержащие необработанные флюиды	5,0·10	на км/год
	Промышленные нефтяные или газовые трубопроводы, диаметр 24 дюймов	5,1·10	на км/год
	Промышленные нефтяные или газовые трубопроводы, диаметр >24 дюймов	1,4·10	на км/год
Морские трубопроводы, повреждения в зоне безопасности, причины: внешние нагрузки	Диаметр 16 дюймов	7,9·10	в год
	Диаметр > 16 дюймов	1,9·10	в год
Гибкие морские трубопроводы	Все	2,3·10	на км/год
Райзеры	Сталь — диаметр 16 дюймов	9,1·10	в год
	Сталь — диаметр >16 дюймов	1,2·10	в год
	Гибкие	6,0·10	в год
Береговые нефтепроводы	Диаметр <8 дюймов	1,0·10	на км/год
	8 дюймов диаметр 14 дюймов	8,0·10	на км/год
	16 дюймов диаметр 22 дюймов	1,2·10	на км/год
	24 дюймов диаметр 28 дюймов	2,5·10	на км/год
	Диаметр >28 дюймов	2,5·10	на км/год
Береговые газопроводы	Толщина стенки 5 мм	4,0·10	на км/год
	5 мм < толщина стенки 10 мм	1,7·10	на км/год
	10 мм < толщина стенки 15 мм	8,1·10	на км/год
	Толщина стенки >15 мм	4,1·10	на км/год

Таблица N 6-3

Распределение размеров отверстий для райзеров и трубопроводов


Размер отверстия	Подводный трубопровод	Береговой трубопровод	Райзер
		газ	нефть
Маленькое (<20 мм)	74%	50%	23%	60%
Среднее (от 20 до 80 мм)	16%	18%	33%	15%
Большое (>80 мм)	2%	18%	15%	25%
Полное разрушение	8%	14%	29%

Таблица N 6-4

Распределение мест выбросов для райзеров


Место выброса	Распределение
Над водой	20%
Зона периодического смачивания	50%
Под водой	30%

Частоты утечек для различных типов оборудования в зависимости от степени загрузки оборудования приведены в таблицах N 6-5 — 6-43.

Таблица N 6-5

Зависимость частоты утечек (на м/год) от диаметра трубопровода
для всех трубопроводов

________________

Морские: включают трубопроводы, расположенные в надводной (между скважиной и райзером) и подводной частях (между скважиной и трубопроводом).

Береговые: включают трубопроводы в технологических установках, но не межблочные трубопроводы или магистральные трубопроводы.

Учтены сварные соединения, но не учтены все задвижки, фланцы и измерительные приборы.


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	9,0·10	4,1·10	3,7·10	3,6·10	3,6·10	3,6·10
от 3 до 10	3,8·10	1,7·10	1,6·10	1,5·10	1,5·10	1,5·10
от 10 до 50	2,7·10	7,4·10	6,7·10	6,5·10	6,5·10	6,5·10
от 50 до 150	0,00	7,6·10	1,4·10	1,4·10	1,4·10	1,4·10
>150	0,00	0,00	5,9·10	5,9·10	5,9·10	5,9·10
Всего	1,5·10	7,4·10	6,7·10	6,5·10	6,5·10	6,5·10

Таблица N 6-6

Зависимость частоты утечек из полностью загруженного трубопровода (на м/год) от диаметра трубопровода

________________

Учтены сварные соединения, но не учтены все задвижки, фланцы и измерительные приборы.


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	5,5·10	2,6·10	2,3·10	2,3·10	2,3·10	2,3·10
от 3 до 10	1,8·10	8,5·10	7,6·10	7,5·10	7,4·10	7,4·10
от 10 до 50	7,0·10	2,7·10	2,4·10	2,4·10	2,4·10	2,3·10
от 50 до 150	0,00	6,0·10	3,7·10	3,6·10	3,6·10	3,6·10
>150	0,00	0,00	1,7·10	1,7·10	1,6·10	1,6·10
Всего	8,0·10	3,8·10	3,4·10	3,3·10	3,3·10	3,3·10

Таблица N 6-7

Зависимость частоты утечек из частично загруженного трубопровода (на м/год) от диаметра трубопровода

________________

Учтены сварные соединения, но не учтены все задвижки, фланцы и измерительные приборы.


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	3,1·10	9,9·10	8,1·10	7,8·10	7,7·10	7,6·10
от 3 до 10	1,5·10	4,9·10	4,0·10	3,8·10	3,8·10	3,7·10
от 10 до 50	1,3·10	2,5·10	2,0·10	1,9·10	1,9·10	1,9·10
от 50 до 150	0,00	3,2E-0S*	5,2·10	5,0·10	4,9·10	4,9·10
>150	0,00	0,00	2,4·10	2,4·10	2,4·10	2,4·10
Всего	5,9·10	2,0 Е -05*	1,7·10	1,6·10	1,6·10	1,6·10

_________________

* Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

Таблица N 6-8

Зависимость частоты утечек из незагруженного трубопровода (на м/год) от диаметра трубопровода

________________

Учтены сварные соединения, но не учтены все задвижки, фланцы и измерительные приборы.


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	3,7·10	3,2·10	3,1·10	3,1·10	3,1·10	3,1·10
от 3 до 10	2,7·10	2,3·10	2,3·10	2,3·10	2,3·10	2,3·10
от 10 до 50	6,0·10	1,9·10	1,ЭЕ-06*	1,8·10	1,8·10	1,8·10
от 50 до 150	0,00	3,4·10	7,7·10	7,6·10	7,6·10	7,8·10
>150	0,00	0,00	2,6·10	2,6·10	2,6·10	2,6·10
Всего	1,24·10	1,07·10	1,06·10	1,05·10	1,05·10	1,05·10

_________________

* Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

Таблица N 6-9

Зависимость частоты утечек (на фланцевое соединение/год) от диаметра фланца
для всех фланцев

________________

Применимы к фланцевым соединениям, состоящим из двух поверхностей фланцев, уплотнительной прокладки (если установлена) и двух сварных соединений труб, включая следующие типы: с кольцевой, со спиральной навивкой, стыковой хомут и быстроразъёмное соединение с накидной крыльчатой гайкой.


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	4,4·10	6,5·10	9,6·10	1,2·10	1,5·10	2,1·10
от 3 до 10	1,8·10	2,6·10	3,9·10	5,1·10	6,2·10	8,5·10
от 10 до 50	1,5·10	1,1·10	1,6·10	2,1·10	2,5·10	3,4·10
от 50 до 150	0,00	8,5·10	3,2·10	4,1·10	5,1·10	6,9·10
>150	0,00	0,00	7,0·10	7,6·10	8,2·10	9,3·10
Всего	7,6·10	1,1·10	1,6·10	2,1·10	2,5·10	3,4·10

Таблица N 6-10

Зависимость частоты утечек из полностью загруженного фланца (на фланцевое
соединение/год) от диаметра фланца

________________


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	2,6·10	3,7·10	5,9·10	8,3·10	1,1·10	1,7·10
от 3 до 10	7,6·10	1,1·10	1,7·10	2,4·10	3,2·10	4,9·10
от 10 до 50	4,0·10	3,0·10	4,7·10	6,6·10	8,8·10	1,4·10
от 50 до 150	0,00	2,0·10	6,1·10	8,7·10	1,1·10	1,8·10
>150	0,00	0,00	1,7·10	1,8·10	1,9·10	2,2·10
Всего	3,8·10	5,3·10	8,3·10	1,2·10	1,5·10	2,4·10

Таблица N 6-11

Зависимость частоты утечек из частично загруженного фланца (на фланцевое соединение/год) от диаметра фланца

________________


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	1,5·10	2,3·10	3,1·10	3,8·10	4,4·10	5,4·10
от 3 до 10	7,9·10	1,2·10	1,6·10	2,0·10	2,3·10	2,8·10
от 10 до 50	8,6·10	6,4·10	8,7·10	1,1·10	1,2·10	1,5·10
от 50 до 150	0,00	5,4·10	2,4·10	2,9·10	3,4·10	4,1·10
>150	0,00	0,00	4,3·10	4,8·10	5,2·10	5,9·10
Всего	3,2·10	4,7·10	6,2·10	7,5·10	8,7·10	1,1·10

Таблица N 6-12

Зависимость частоты утечек из незагруженного фланца (на фланцевое соединение/год) от диаметра фланца

________________


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	1,5·10	1,7·10	2,6·10	4,2·10	6,7·10	1,4·10
от 3 до 10	1,1·10	1,2·10	1,9·10	3,1·10	4,9·10	1,1·10
от 10 до 50	2,0·10	1,0·10	1,5·10	2,5·10	4,0·10	8,6·10
от 50 до 150	0,00	1,3·10	6,4·10	1,1·10	1,7·10	3,6·10
>150	0,00	0,00	1,4·10	2,2·10	3,5·10	7,6·10
Всего	4,6·10	5,2·10	7,9·10	1,3·10	2,1·10	4,5·10

Таблица N 6-13

Зависимость частоты утечек (на задвижку/год) от диаметра задвижки для всех задвижек с ручным приводом

________________

Включая все типы задвижек с ручным приводом (блокирующие, сливные, дроссельные), задвижки типа вентиль, шаровая, заглушка, «шар», «игла» и «бабочка». Учтены тело задвижки, штанга и пакер, но не учтены фланцы, контрольные и измерительные приборы.


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	4,4·10	6,6·10	8,4·10	9,8·10	1,1·10	1,3·10
от 3 до 10	2,3·10	3,4·10	4,3·10	5,0·10	5,6·10	6,4·10
от 10 до 50	2,1·10	1,8·10	2,3·10	2,7·10	3,0·10	3,4·10
от 50 до 150	0,00	1,1·10	6,3·10	7,3·10	8,0·10	9,3·10
>150	0,00	0,00	7,8·10	8,7·10	9,5·10	1,1·10
Всего	8,8·10	1,3·10	1,7·10	1,9·10	2,1·10	2,4·10

Таблица N 6-14

Зависимость частоты утечек из полностью загруженной задвижки (на задвижку/год) от диаметра задвижки с ручным приводом

________________


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	2,0·10	3,1·10	4,3·10	5,3·10	6,2·10	7,8·10
от 3 до 10	7,7·10	1,2·10	1,7·10	2,1·10	2,4·10	3,0·10
от 10 до 50	4,9·10	4,7·10	6,5·10	8,0·10	9,4·10	1,2·10
от 50 до 150	0,00	2,4·10	1,2·10	1,5·10	1,8·10	2,2·10
>150	0,00	0,00	1,7·10	1,9·10	2,1·10	2,3·10
Всего	3,2·10	5,0·10	6,9·10	8,5·10	1,0·10	1,2·10

Таблица N 6-15

Зависимость частоты утечек из частично загруженной задвижки (на задвижку/год) от диаметра задвижки с ручным приводом

________________


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	2,4·10	2,7·10	3,2·10	3,7·10	4,3·10	5,4·10
от 3 до 10	1,4·10	1,5·10	1,8·10	2,1·10	2,5·10	3,1·10
от 10 до 50	1,4·10	9,5·10	1,1·10	1,3·10	1,5·10	1,9·10
от 50 до 150	0,00	6,4·10	3,5·10	4,1·10	4,7·10	6,0·10
>150	0,00	0,00	4,1·10	4,8·10	5,5·10	7,0·10
Всего	5,1·10	5,8·10	6,9·10	8,1·10	9,3·10	1,2·10

Таблица N 6-16

Зависимость частоты утечек из незагруженной задвижки (на задвижку/год) от диаметра задвижки с ручным приводом

________________


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	3,6·10	7,1·10	1,1·10	1,4·10	1,7·10	2,2·10
от 3 до 10	3,5·10	6,9·10	1,1·10	1,4·10	1,7·10	2,1·10
от 10 до 50	2,4·10	7,8·10	1,2·10	1,6·10	1,9·10	2,4·10
от 50 до 150	0,00	4,0·10	7,1·10	9,2·10	1,1·10	1,4·10
>150	0,00	0,00	5,4·10	7,0·10	8,5·10	1,1·10
Всего	3,1·10	6,2·10	9,5·10	1,2·10	1,5·10	1,9·10

Таблица N 6-17

Зависимость частоты утечек (на задвижку/год) от диаметра задвижки для всех задвижек с приводом

________________

Включая все типы задвижек с приводом (блокирующие, противовыбросные, дроссельные, предохранительно-запорные клапаны, сбросные), но не задвижки с приводом на трубопроводах (предохранительно-запорные клапаны на трубопроводах), включая задвижки типа вентиль, шаровая, заглушка.

Учтены тело задвижки, штанга и пакер, но не учтены фланцы, контрольные и измерительные приборы.


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	4,2·10	3,6·10	3,3·10	3,1·10	3,0·10	2,8·10
от 3 до 10	1,8·10	1,5·10	1,4·10	1,3·10	1,3·10	1,2·10
от 10 до 50	1,1·10	6,6·10	6,0·10	5,6·10	5,4·10	5,0·10
от 50 до 150	0,00	3,3·10	1,3·10	1,2·10	1,1·10	1,1·10
>150	0,00	0,00	1,8·10	1,8·10	1,8·10	1,7·10
Всего	7,1·10	6,2·10	5,6·10	5,3·10	5,0·10	4,7·10

Таблица N 6-18

Зависимость частоты утечек из полностью загруженной задвижки (на задвижку/год) от диаметра задвижки с приводом

________________

Учтены тело задвижки, штанга и пакер, но не учтены фланцы, контрольные и измерительные приборы.


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	2,4·10	2,2·10	2,1·10	2,0·10	2,0·10	1,9·10
от 3 до 10	7,3·10	6,6·10	6,3·10	6,0·10	5,9·10	5,6·10
от 10 до 50	3,0·10	1,9·10	1,8·10	1,7·10	1,7·10	1,6·10
от 50 до 150	0,00	8,6·10	2,4·10	2,3·10	2,2·10	2,2·10
>150	0,00	0,00	6,0·10	5,9·10	5,9·10	5,9·10
Всего	3,5·10	3,2·10	3,0·10	2,9·10	2,8·10	2,7·10

Таблица N 6-19

Зависимость частоты утечек из частично загруженной задвижки (на задвижку/год) от диаметра задвижки с приводом

________________

Учтены тело задвижки, штанга и пакер, но не учтены фланцы, контрольные и измерительные приборы.


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	1,7·10	1,3·10	1,1·10	9,7·10	8,9·10	7,7·10
от 3 до 10	8,8·10	6,9·10	5,7·10	5,1·10	4,7·10	4,1·10
от 10 до 50	7,8·10	3,8·10	3,2·10	2,8·10	2,6·10	2,3·10
от 50 до 150	0,00	2,3·10	9,0·10	8,0·10	7,3·10	6,4·10
>150	0,00	0,00	1,1·10	9,8·10	9,2·10	8,3·10
Всего	3,3·10	2,6·10	2,2·10	1,9·10	1,8·10	1,6·10

Таблица N 6-20

Зависимость частоты утечек из незагруженной задвижки (на задвижку/год) от диаметра задвижки с приводом

________________

Учтены тело задвижки, штанга и пакер, но не учтены фланцы, контрольные и измерительные приборы.


Диапазон размера отверстия, мм	2″ (~50 мм)	6″ (~150 мм)	12″ (~300 мм)	18″ (~450 мм)	24″ (~600 мм)	36″ (~900 мм)
от 1 до 3	1,1·10	1,8·10	2,5·10	3,0·10	3,4·10	4,1·10
от 3 до 10	7,8·10	1,3·10	1,7·10	2,1·10	2,3·10	2,8·10
от 10 до 50	1,3·10	9,6·10	1,3·10	1,6·10	1,8·10	2,2·10
от 50 до 150	0,00	1,1·10	5,2·10	6,2·10	7,1·10	8,5·10
>150	0,00	0,00	9,3·10	1,1·10	1,3·10	1,5·10
Всего	3,2·10	5,1·10	6,9·10	8,3·10	9,5·10	1,1·10

Таблица N 6-21

Частоты утечек из соединительных устройств измерительных приборов
(на устройство/год); диаметр от 10 до 50 мм

________________

Включая соединительные муфты трубопроводов малого диаметра, датчики температуры и давления. Учтены сами измерительные приборы и их 2 клапана, 4 фланца, 1 штуцер и соединительные трубы малого диаметра (обычно 25 мм и менее).


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	3,5·10	1,8·10	1,6·10	8,8·10
от 3 до 10	1,5·10	6,8·10	7,4·10	5,5·10
от 10 до 50	6,5·10	2,5·10	3,6·10	3,8·10
Всего	5,7·10	2,8·10	2,7·10	1,8·10

Таблица N 6-22

Частоты утечек из сосудов, работающих под давлением
(на сосуд /год); диаметр от 50 до 150 мм

________________

Морские: включая все типы сосудов, работающих под давлением (горизонтальные/вертикальные абсорберы, ребойлер, скруббер, сепаратор, стабилизатор), но не гидроциклоны.

Береговые: резервуары основных технологических процессов и ректификационные колонны, но не емкости хранения. Учтены сами резервуары и их трубопроводная обвязка, фланцы, измерительные приборы и штуцеры за первым фланцем, за исключением первого фланца.


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	9,6·10	3,9·10	3,5·10	1,8·10
от 3 до 10	5,6·10	2,0·10	2,0·10	1,4·10
от 10 до 50	3,5·10	1,0·10	1,2·10	1,2·10
>50	2,8·10	5,1·10	7,9·10	1,8·10
Всего	2,2·10	7,4·10	7,4·10	6,3·10

Таблица N 6-23

Частоты утечек из сосудов, работающих под давлением
(на сосуд/год); диаметр >150 мм

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	9,6·10	3,9·10	3,5·10	1,8·10
от 3 до 10	5,6·10	2,0·10	2,0·10	1,4·10
от 10 до 50	3,5·10	1,0·10	1,2·10	1,2·10
от 50 до 150	1,1·10	2,7·10	3,7·10	5,5·10
>150	1,7·10	2,4·10	4,2·10	1,4·10
Всего	2,2·10	7,4·10	7,4·10	6,3·10

Таблица N 6-24

Частоты утечек из центробежных насосов
(на насос/год); диаметр входного отверстия от 50 до 150 мм

________________

Центробежные насосы разных типов. Учтены сами насосы, за исключением всех присоединенных клапанов, трубопроводной обвязки, фланцев, измерительных инструментов и штуцеров после первого фланца; первый фланец также не учтен.


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	5,1·10	3,4·10	1,3·10	2,4·10
от 3 до 10	1,8·10	1,0·10	5,6·10	1,4·10
от 10 до 50	5,9·10	2,9·10	2,4·10	9,4·10
>50	1,4·10	5,4·10	8,3·10	7,2·10
Всего	7,6·10	4,8·10	2,2·10	5,5·10

Таблица N 6-25

Частоты утечек из центробежных насосов (на насос/год); диаметр входного отверстия >150 мм
________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	5,1·10	3,4·10	1,3·10	2,4·10
от 3 до 10	1,8·10	1,0·10	5,6·10	1,4·10
от 10 до 50	5,9·10	2,9·10	2,4·10	9,4·10
от 50 до 150	9,7·10	3,9·10	5,0·10	3,1·10
>150	4,8·10	1,5·10	3,3·10	4,1·10
Всего	7,6·10	4,8·10	2,2·10	5,5·10

Таблица N 6-26

Частоты утечек из плунжерных насосов
(на насос/год); диаметр входного отверстия от 50 до 150 мм

________________

Плунжерные насосы разных типов. Учтены сами насосы, за исключением всех присоединенных клапанов, трубопроводной обвязки, фланцев, измерительных инструментов и штуцеров после первого фланца; первый фланец также не учтен.


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	3,3·10	2,1·10	8,9·10	0,00
от 3 до 10	1,9·10	1,2·10	6,2·10	0,00
от 10 до 50	1,2·10	7,4·10	4,7·10	0,00
>50	8,0·10	5,0·10	5,3·10	0,00
Всего	7,2·10	4,5·10	2,5·10	0,00

Таблица N 6-27

Частоты утечек из плунжерных насосов
(на насос/год); диаметр входного отверстия >150 мм

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	3,3·10	2,1·10	8,9·10	0,00
от 3 до 10	1,9·10	1,2·10	6,2·10	0,00
от 10 до 50	1,2·10	7,4·10	4,7·10	0,00
от 50 до 150	3,7·10	2,3·10	1,9·10	0,00
>150	4,3·10	2,7·10	3,4·10	0,00
Всего	7,2·10	4,5·10	2,5·10	0,00

Таблица N 6-28

Частоты утечек из центробежных компрессоров
(на компрессор/год); диаметр входного отверстия от 50 до 150 мм

________________

Включая сами компрессоры, за исключением всех присоединенных клапанов, трубопроводной обвязки, фланцев, измерительных инструментов и штуцеров после первого фланца; первый фланец также не учтен.


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	6,7·10	3,4·10	2,9·10	3,7·10
от 3 до 10	2,6·10	6,8·10	1,4·10	2,4·10
от 10 до 50	1,0·10	1,3·10	7,4·10	1,8·10
>50	3,0·10	1,3·10	3,5·10	1,8·10
Всего	1,1·10	4,2·10	5,5·10	9,6·10

Таблица N 6-29

Частоты утечек из центробежных компрессоров
(на компрессор/год); диаметр входного отверстия >150 мм

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	6,7·10	3,4·10	2,9·10	3,7·10
от 3 до 10	2,6·10	6,8·10	1,4·10	2,4·10
от 10 до 50	1,0·10	1,3·10	7,4·10	1,8·10
от 50 до 150	1,9·10	1,0·10	1,9·10	6,7·10
>150	1,1·10	2,5·10	1,6·10	1,1·10
Всего	1,1·10	4,2·10	5,5·10	9,6·10

Таблица N 6-30

Частоты утечек из поршневых компрессоров
(на компрессор/год); диаметр входного отверстия от 50 до 150 мм

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	4,5·10	2,4·10	1,9·10	0,00
от 3 до 10	1,7·10	8,0·10	9,4·10	0,00
от 10 до 50	6,7·10	2,6·10	4,7·10	0,00
>50	2,0·10	8,8·10	2,2·10	0,00
Всего	7,1·10	3,6·10	3,6·10	0,00

Таблица N 6-31

Частоты утечек из поршневых компрессоров
(на компрессор/год); диаметр входного отверстия >150 мм

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	4,5·10	2,4·10	1,9·10	0,00
от 3 до 10	1,7·10	8,0·10	9,4·10	0,00
от 10 до 50	6,7·10	2,6·10	4,7·10	0,00
от 50 до 150	1,3·10	4,0·10	1,2·10	0,00
>150	7,3·10	4,8·10	1,0·10	0,00
Всего	7,1·10	3,6·10	3,6·10	0,00

Таблица N 6-32

Частоты утечек из кожухотрубчатых теплообменников
(на теплообменник/год); диаметр входного отверстия от 50 до 150 мм

________________

Включая сами кожухотрубчатые теплообменники для углеводородов, за исключением всех присоединенных клапанов, трубопроводной обвязки, фланцев, измерительных инструментов и штуцеров после первого фланца; первый фланец также не учтен.


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	2,2·10	1,2·10	1,2·10	0,00
от 3 до 10	1,1·10	4,1·10	7,3·10	0,00
от 10 до 50	5,6·10	1,4·10	4,9·10	0,00
>50	2,6·10	3,6·10	4,0·10	0,00
Всего	4,1·10	1,8·10	2,8·10	0,00

Таблица N 6-33

Частоты утечек из кожухотрубчатых теплообменников
(на теплообменник/год); диаметр входного отверстия >150 мм

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	2,2·10	1,2·10	1,2·10	0,00
от 3 до 10	1,1·10	4,1·10	7,3·10	0,00
от 10 до 50	5,6·10	1,4·10	4,9·10	0,00
от 50 до 150	1,4·10	2,4·10	1,7·10	0,00
>150	1,2·10	1,2·10	2,3·10	0,00
Всего	4,1·10	1,8·10	2,8·10	0,00

Таблица N 6-34

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	2,0·10	8,2·10	7,9·10	1,8·10
от 3 до 10	8,8·10	3,8·10	4,3·10	7,7·10
от 10 до 50	4,0·10	1,8·10	2,5·10	3,4·10
>50	2,0·10	7,6·10	1,9·10	1,3·10
Всего	3,4·10	1,5·10	1,7·10	3,0·10

Таблица N 6-35

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	2,0·10	8,2·10	7,9·10	1,8·10
от 3 до 10	8,8·10	3,8·10	4,3·10	7,7·10
от 10 до 50	4,0·10	1,8·10	2,5·10	3,4·10
от 50 до 150	9,1·10	4,3·10	7,4·10	7,7·10
>150	1,1·10	3,3·10	1,2·10	5,4·10
Всего	3,4·10	1,5·10	1,7·10	3,0·10

Таблица N 6-36

Частоты утечек из пластинчатых теплообменников
(на теплообменник/год); диаметр входного отверстия от 50 до 150 мм

________________

Включая сами теплообменники, за исключением всех присоединенных клапанов, трубопроводной обвязки, фланцев, измерительных инструментов и штуцеров после первого фланца; первый фланец также не учтен.


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	5,1·10	3,9·10	2,7·10	0,00
от 3 до 10	2,8·10	2,0·10	1,3·10	0,00
от 10 до 50	1,6·10	1,1·10	6,7·10	0,00
>50	9,9·10	6,3·10	3,2·10	0,00
Всего	1,0·10	7,3·10	5,0·10	0,00

Таблица N 6-37

Частоты утечек из пластинчатых теплообменников
(на теплообменник/год); диаметр входного отверстия >150 мм

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	5,1·10	3,9·10	2,7·10	0,00
от 3 до 10	2,8·10	2,0·10	1,3·10	0,00
от 10 до 50	1,6·10	1,1·10	6,7·10	0,00
от 50 до 150	4,8·10	3,2·10	1,7·10	0,00
>150	5,1·10	3,1·10	1,5·10	0,00
Всего	1,0·10	7,3·10	5,0·10	0,00

Таблица N 6-38

Частоты утечек из теплообменников с воздушным охлаждением
(на теплообменник/год); диаметр входного отверстия от 50 до 150 мм

________________

Часто относят вентиляторы, но в принципе включают все типы теплообменников с воздушным охлаждением, включая сами теплообменники, за исключением всех присоединенных клапанов, трубопроводной обвязки, фланцев, измерительных инструментов и штуцеров после первого фланца; первый фланец также не учтен.


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	1,0·10	1,0·10	0,00	0,00
от 3 до 10	4,9·10	4,9·10	0,00	0,00
от 10 до 50	2,4·10	2,4·10	0,00	0,00
>50	1,1·10	1,1·10	0,00	0,00
Всего	1,0·10	1,0·10	0,00	0,00

Таблица N 6-39

Частоты утечек из теплообменников с воздушным охлаждением
(на теплообменник/год); диаметр входного отверстия >150 мм

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	1,0·10	1,0·10	0,00	0,00
от 3 до 10	4,9·10	4,9·10	0,00	0,00
от 10 до 50	2,4·10	2,4·10	0,00	0,00
от 50 до 150	6,0·10	6,0·10	0,00	0,00
>150	4,9·10	4,9·10	0,00	0,00
Всего	1,0·10	1,0·10	0,00	0,00

Таблица N 6-40

Частоты утечек из фильтров
(на фильтр/год); диаметр входного отверстия от 50 до 150 мм

________________

Включая само тело фильтра и выпускное отверстие или отверстие для осмотра, за исключением всех присоединенных клапанов, трубопроводной обвязки, фланцев, измерительных инструментов и штуцеров после первого фланца; первый фланец также не учтен.


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	2,0·10	1,3·10	5,1·10	1,3·10
от 3 до 10	1,0·10	5,1·10	3,3·10	9,3·10
от 10 до 50	5,2·10	1,9·10	2,3·10	7,7·10
>50	2,6·10	5,5·10	2,1·10	1,0·10
Всего	3,8·10	2,1·10	1,3·10	4,0·10

Таблица N 6-41

Частоты утечек из фильтров
(на фильтр/год); диаметр входного отверстия >150 мм

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	2,0·10	1,3·10	5,1·10	1,3·10
от 3 до 10	1,0·10	5,1·10	3,3·10	9,3·10
от 10 до 50	5,2·10	1,9·10	2,3·10	7,7·10
от 50 до 150	1,4·10	3,5·10	8,4·10	3,3·10
>150	1,2·10	2,0·10	1,3·10	7,2·10
Всего	3,8·10	2,1·10	1,3·10	4,0·10

Таблица N 6-42

Частоты утечек из ловушек для скребков
(на ловушку/год); диаметр входного отверстия от 50 до 150 мм

________________

Для запуска и приема скребка, включая саму ловушку, за исключением всех присоединенных клапанов, трубопроводной обвязки, фланцев, измерительных инструментов и штуцеров после первого фланца; первый фланец также не учтен.


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	3,2·10	2,3·10	7,4·10	2,7·10
от 3 до 10	1,9·10	7,2·10	5,6·10	2,3·10
от 10 до 50	1,2·10	2,2·10	4,8·10	2,3·10
>50	8,3·10	4,7·10	7,1·10	5,2·10
Всего	7,0·10	3,3·10	2,5·10	1,3·10

Таблица N 6-43

Частоты утечек из ловушек для скребков
(на ловушку/год); диаметр входного отверстия >150 мм

________________


Диапазон размера отверстия, мм	Все утечки	Утечки из полностью загруженного оборудования	Утечки из частично загруженного оборудования	Утечки из незагруженного оборудования
от 1 до 3	3,2·10	2,3·10	7,4·10	2,7·10
от 3 до 10	1,9·10	7,2·10	5,6·10	2,3·10
от 10 до 50	1,2·10	2,2·10	4,8·10	2,3·10
от 50 до 150	3,7·10	3,3·10	2,1·10	1,1·10
>150	4,6·10	1,4·10	5,0·10	4,1·10
Всего	7,0·10	3,3·10	2,5·10	1,3·10

Приложение N 7
к Руководству по безопасности
«Методика анализа риска аварий на опасных
производственных объектах морского нефтегазового
комплекса», утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от «__»_____ 2015 г. N _____

Величина ожидаемого ущерба при аварии на ОПО МНГК

При реализации принятых сценариев аварий на ОПО МНГК величина ущерба будет зависеть от степени разрушения (повреждения) конструкций, сооружений и оборудования, от числа пострадавших людей и степени их поражения, от уровня вреда, нанесенного окружающей среде.

Для определения возможного полного ущерба от аварии используется соотношение, рекомендованное в Методических рекомендациях по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах:

П
=П
+П
+П
+П
+П
+П
, (8-1)

где: П
— полный ущерб от аварии, руб.;

П
— прямые потери организации, эксплуатирующей ОПО МНГК, руб.;

П
— затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии, руб.;

П
— социально-экономические потери (затраты, понесенные вследствие гибели и травматизма людей), руб.;

П
— косвенный ущерб, руб.;

П
— экологический ущерб (урон, нанесенный объектам окружающей природной среды), руб.;

П
— потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели людей или потери ими трудоспособности, руб.

Прямые потери включают в себя:

потери в результате повреждения или уничтожения основных производственных и непроизводственных фондов (сооружений, оборудования и т.д.);
потери товарно-материальных ценностей (продукция, топливо, материалы);
потери в результате уничтожения (повреждения) имущества третьих лиц.

Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии включают в себя:

расходы, связанные с локализацией и ликвидацией последствий аварий;
расходы на расследование аварий.

Социально-экономические потери определяются количеством пострадавших и степенью их поражения и складываются из затрат на компенсации и мероприятия вследствие гибели персонала и третьих лиц и (или) травмирования персонала и третьих лиц (в том числе расходы по выплате пособий на погребение погибших, расходы по выплате пенсий в случае потери кормильца, расходы на медицинскую, социальную и профессиональную реабилитацию пострадавших от аварии, расходы по выплате пособий по временной нетрудоспособности).

Потери от выбытия трудовых ресурсов связаны с тем, что погибшие не будут больше принимать участие в трудовой деятельности. Этот ущерб также определяется количеством пострадавших при возникновении аварий на ОПО МНГК.

Косвенный ущерб включает в себя:

часть доходов, недополученных предприятием в результате простоя;
зарплата и условно-постоянные расходы предприятия за время простоя;
убытки, вызванные уплатой различных неустоек, штрафов, пени и др.;
убытки третьих лиц из-за недополученной ими прибыли.

Экологический ущерб включает в себя:

ущерб от загрязнения атмосферы;
ущерб от загрязнения водных ресурсов;
ущерб от загрязнения почвы;
ущерб, связанный с уничтожением биологических ресурсов;
ущерб от засорения (повреждения) территории обломками (осколками) сооружений, оборудования и т.д.

Расчет платы за загрязнение окружающей среды должен производиться в соответствии с действующими нормативными документами.

Пример результатов расчета величины ожидаемого ущерба при аварии на морском трубопроводе приведен на рисунке 8-1.

Рис.8-1. Пример распределения среднего ущерба от аварий по трассе морского трубопровода

Приложение N 9
к Руководству по безопасности
«Методика анализа риска аварий на опасных
производственных объектах морского нефтегазового
комплекса», утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от «__»_____ 2015 г. N _____

Распространение загрязняющих веществ

Прогнозирование возможного распространения загрязняющих или опасных веществ в водном пространстве должно выполняться с учетом региональных особенностей (например, географических, гидрометеорологических, экологических) и дислокации источников загрязнения.

Целью прогнозирования является определение возможных масштабов распространения загрязняющих или опасных веществ, степени их негативного влияния на население и объекты его жизнеобеспечения, на объекты производственной и социальной сферы, а также на объекты окружающей природной среды границ районов повышенной опасности.

Прогнозирование последствий аварий и обусловленных ими вторичных чрезвычайных ситуаций осуществляется относительно последствий максимально возможных аварий на основании оценки риска с учетом неблагоприятных гидрометеорологических условий, времени года, суток, экологических особенностей и характера использования акваторий.

При поступлении загрязняющих и/или опасных веществ в морскую среду применяются различные методы прогноза возможного их распространения. Рекомендуется различать вещества, образующие пленочные (поверхностные) загрязнения и в основном перемещающиеся по водной поверхности благодаря ветру, волнам и течениям, и вещества, которые хорошо растворяются в воде, имеют нейтральную или отрицательную плавучесть.

Приближенную оценку площади загрязненной водной поверхности (в условиях штиля) для разливов нефти и нефтепродуктов рекомендуется производить по формуле (9-1):

, (9-1)

где: V
— объем разлившейся нефти, попавшей в водные объекты, м;

S
— площадь загрязненной водной поверхности, м (если площадь зеркала водоема S
< S
, то S
= S
).

Для получения комплексных результатов прогноза возможных последствий аварийных разливов рекомендуется применять моделирование с использованием сертифицированных компьютерных программ, разработанных на основе действующих нормативных правовых актов. При этом для моделирования распространения загрязнения в морской среде рекомендуется использовать качественные верифицированные гидрометеорологические данные, включая:

скорость и направление приводного ветра для учета ветрового дрейфа поверхностного загрязнения;
скорость и направление поверхностных течений для учета переноса поверхностного загрязнения течениями и учета влияния на процессы растекания и турбулентную деформацию;
скорость и направление течений водной толщи для учета переноса и размешивания растворенных веществ (или веществ с нейтральной или отрицательной плавучестью);
температура и плотность воды для определения физико-химических характеристик вещества в морской среде;
параметры волнения для расчета характеристик естественного диспергирования и эмульгирования;
сплоченность льда и характерная толщина льдин (в случае аварий в ледовых условиях).

Приложение N 10
к Руководству по безопасности
«Методика анализа риска аварий на опасных
производственных объектах морского нефтегазового
комплекса», утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от «__»_____ 2015 г. N _____

Показатели риска аварий

Оценка риска аварий для людей, обслуживающих ОПО МНГК, предполагает использование следующих показателей:

потенциальный территориальный риск — частота реализации поражающих факторов в рассматриваемой точке территории; является комплексным показателем риска, характеризующим пространственное распределение опасности по объекту и близлежащей территории;
коллективный риск — определяет ожидаемое количество пострадавших в результате аварий на объекте за определенный период времени; является количественной интегральной мерой опасности объекта;
индивидуальный риск — частота поражения отдельного индивидуума (рискующего человека) в результате воздействия исследуемых факторов опасности;
социальный риск, или F/N кривая — характеризует масштаб и вероятность (частоту) аварий; определяется функцией распределения потерь (ущерба), которые графически отображаются F/N-кривой;
ожидаемый ущерб — зависимость частоты возникновения сценариев аварий F, в которых причинен ущерб на определенном уровне потерь не менее G от количества этих потерь G; характеризует материальную тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей аварий и представляется в виде соответствующей F/G-кривой;
технический риск — применяется при анализе опасностей, связанных с отказами технических устройств, систем обнаружения утечек, автоматизированных систем управления технологическим процессом, систем противоаварийной защиты; рекомендуется анализировать технический риск, показатели которого определяются соответствующими методами теории надежности технологических систем и функциональной безопасности систем ПАЗ, АСУТП.

Также рекомендуется проводить расчет максимально возможного числа потерпевших, которое определяется числом людей, оказавшихся в превалирующей зоне действия поражающих факторов (исходя из принципа «поглощения большей опасностью всех меньших опасностей»).

Результаты расчетов показателей риска могут быть представлены в виде таблицы N 10-1, приведенной ниже, и на рисунках 10-1 — 10-4.

Таблица N 10-1

Пример результатов оценки риска аварий на СПБУ


Показатель	Значение
Средний уровень коллективного риска на площадке СПБУ для обслуживающего персонала, чел./год:
на стадии бурения	3,6·10
на стадии эксплуатации	2,0·10
Коллективный риск при бурении, чел./год:
в зоне бурения	3,2·10
в зоне хранилищ	2,6·10
в ЖМ	1,3·10
Коллективный риск при эксплуатации, чел./год:
в зоне бурения	1,9·10
в зоне хранилищ	1,3·10
в ЖМ	7,5·10
Средний уровень индивидуального риска на площадке СПБУ для обслуживающего персонала, 1/год:
на стадии бурения	3,6·10
на стадии эксплуатации	3,7·10
Индивидуальный риск при бурении, 1/год:
в зоне бурения	3,0·10
в зоне хранилищ	9,0·10
в ЖМ	1,5·10
Индивидуальный риск при эксплуатации, 1/год:
в зоне бурения	1,5·10
в зоне хранилищ	4,8·10
в ЖМ	8,9·10
Частота возникновения ситуаций с гибелью людей на СПБУ, 1/год:
на стадии бурения	2,0·10
на стадии эксплуатации	1,8·10
Частота возникновения аварийных ситуаций, связанных с гибелью не менее 10 человек персонала, 1/год	1,8·10
МВКП, чел.	12

Рис.10-1. Пример зависимости социального риска

Рис.10-2. Пример зависимости потенциального риска гибели людей при авариях от расстояния относительно оси трубопровода

Рис.10-3. Пример F/G
-кривой для аварий на морском трубопроводе

Рис.10-4. Пример интегрального поля потенциального риска для человека на открытой площадке от возможных аварий на технологических элементах СПБУ

Приложение N 11
к Руководству по безопасности
«Методика анализа риска аварий на опасных
производственных объектах морского нефтегазового
комплекса», утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от «__»_____ 2015 г. N _____

Методика расчета интенсивности истечения фонтанировании скважин

Методика расчета интенсивности истечения газа при фонтанировании скважин

Исходные данные:

— коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;

g
— ускорение свободного падения, м/с;

, T
, P
— плотность, температура, давление газа при нормальных условиях;

T
— средняя температура в скважине, К;

Z
— среднее значение коэффициента сжимаемости;

P
— давление в скважине напротив работающего интервала;

a
, b
— коэффициенты фильтрационного сопротивления;

P
— пластовое давление;

Ра — атмосферное давление (рассматривается открытый фонтан);

a
— коэффициент линейного фильтрационного сопротивления скважины, кг·см;

b
— коэффициент квадратичного фильтрационного сопротивления скважины, кг·см.

Геометрия секции скважины:

— длина секции, м;

d
— наружный диаметр кольцевого пространства, м;

d
— внутренний диаметр кольцевого пространства, м;

— зенитный угол, град.;

— вязкость газа в пластовых условиях, сп.;

c
— скорость звука, м/с;

к
— проницаемость пласта в окрестности скважины, дарси;

m
— пористость пласта в окрестности скважины, б/р;

h
— эффективная толщина пласта, м;

c
— среднее значение коэффициента сжимаемости.

Искомые параметры:

G
(
t
) — массовый расход из скважины, кг/с.

Модель установившегося истечения из скважины. Предполагается, что по скважине и пласту движется установившийся поток газа. Массовый расход через любое поперечное сечение скважины одинаков:

·
Q=
const, (11-1)

где: Q
— объемный расход через сечение;

— средняя плотность газа в сечении.

Предполагается, что в пределах скважины канал, по которому движется газ, составлен из N-прямолинейных равнопроходных секций, каждая из которых имеет поперечное сечение кольцевой формы. Таким образом, геометрия канала определяется набором следующих параметров:

, d
, d
, , i=1, 2, 3…N
, (11-2)

где: —
длина секции;

d
— наружный диаметр кольцевого сечения;

d
— внутренний диаметр;

— зенитный угол (угол между направлением оси секции и вертикалью).

В пределах секции справедливо уравнение количества движения:

, (11-3)

где: d
— гидравлический диаметр, вычисляемый по формуле (11-4):

d
=
d
— d
, (11-4)

l
— расстояние от устья (при фонтанировании скорость в выражении (11-3) отрицательна);

W
— скорость газа, м/с;

P
— давление газа, Па.

Предполагается, что в местах соединения секций давление изменяется непрерывным образом (потери, вызванные изменением поперечного сечения и направления потока, не учитываются).

Уравнение состояния газа записывается в обычном виде:

, (11-5)

где , T
, P
— плотность, температура, давление газа при нормальных условиях.

Потери давления в пласте при стационарной фильтрации описываются следующим уравнением:

, (11-6)

где: P
— давление в скважине напротив работающего интервала;

a
, b
— коэффициенты фильтрационного сопротивления;

P
— пластовое давление.

Уравнение (11-6) можно рассматривать как граничное условие для системы (формулы (11-1)-(11-3)). Условие на устье имеет вид:

W
=C
при P
>P

(11-7)

P
= P
при W
<C
,

где: P
, W
, C
— давление, скорость газа и скорость звука на устье;

P
— атмосферное давление (рассматривается открытый фонтан).

Задача решается в предположении постоянства температуры и коэффициента сжимаемости:

Z
=const,

(11-8)

T
=const

Задача состоит в определении дебита фонтана при заданных параметрах пласта (пластовое давление, коэффициенты фильтрационного сопротивления), геометрии ствола и параметров уравнений состояния (11-1), (11-8). Рекомендуется использовать в качестве средних значений в формуле (11-8) среднеарифметические значения температуры и коэффициента сжимаемости для пластовых и устьевых условий. Решение проводится методом деления отрезка пополам. В качестве нижней границы корня принимается нулевое значение дебита. Верхняя граница определяется путем расчета забойного давления для нескольких последовательно возрастающих значений Q.

Настоящая модель залпового выброса из скважины предназначена для расчета залпового выброса, который возникнет при мгновенной разгерметизации устья закрытой скважины. Максимальный объем поступивших в атмосферу продуктов достигается в ситуации, при которой авария происходит на скважине, заполненной неподвижным газом (например, в процессе исследований скважины).

Предполагается, что скважина вертикальна и канал, по которому происходит выброс, имеет постоянное поперечное сечение. Нестационарное течение газа описывается системой уравнений, выражающих законы сохранения массы и количества движения:

, (11-9)

, (11-10)

, (11-11)

Уравнение состояния принимается в виде:

, (11-12)

где: t
— время;

l
— длина вдоль оси ствола;

g
— ускорение свободного падения;

P
, W
, — давление, скорость и плотность газа;

— коэффициент гидравлического сопротивления (принимается постоянным).

В случае газоконденсатных смесей при получении уравнения состояния принимается модель гомогенного потока. Предположение о равенстве скоростей фаз позволяет определить зависимость плотности от давления и температуры по данным о контактной конденсации, которое можно аппроксимировать выражением, совпадающим по форме с уравнением состояния (11-12).

В начальный момент устье скважины закрыто, и распределение давления P
в неподвижном столбе газа описывается следующим уравнением:

, (11-13)

На забое давление в скважине совпадает с пластовым давлением:

P
(l
)=P
, (11-14)

где: l
— координата кровли проявляющего интервала;

P
— пластовое давление в местах расположения скважин.

Пусть в момент t
=0 происходит мгновенная разгерметизация устья. Скорость в выходном сечении будет равна местной скорости звука, а текущий дебит вычисляется по следующей формуле:

, (11-15)

где: Q — дебит фонтана;

W
— местная скорость звука;

F
— площадь выходного сечения;

— плотность флюида в выходном сечении;

C
— коэффициент расхода, зависящий от формы выходного сечения.

Начиная с этого момента вниз по столбу газа будет передвигаться волна разрежения. Дойдя до забоя, волна, частично отразившись, перейдет в пласт, где сформируется возрастающая во времени депрессионная воронка. Для расчета выброса применяется метод смены стационарных состояний, в соответствии с которым область течения разделяется на два участка. На нижнем участке находится покоящийся столб газа, а на верхнем движется стационарный поток.

Таким образом, в приустьевой части ствола выполняются уравнения:

, (11-16)

, (11-17)

На подвижной границе выполняется условие:

, (11-18)

где
— текущее положение фронта.

Зная распределение давления по стволу, можно определить массу газа, находящегося в момент t
в скважине. Из сказанного следует, что масса полностью определяется положением фронта: M
(t
)=M
(l
).
Из условия материального баланса, примененного ко всему стволу, следует уравнение перемещения фронта:

. (11-19)

После того как волна достигла забоя, приходит в движение флюид в пласте. Предполагая течение симметричным относительно оси скважины, обозначим через R
радиус границы (радиус депрессионной воронки), отделяющей область неподвижного флюида от прискважинной области, в которой поток стационарен и его дебит равен мгновенному дебиту фонтана. Для вычисления R
используется уравнение, аналогичное (11-19), в котором под M
понимается масса газа в стволе и круговой области пласта, радиус которой R
выбран так, что на рассматриваемом интервале времени R
< R
. Чтобы определить M
(R
), рассматривается задача о стационарном течении в системе «скважина — пласт», удовлетворяющем условию на устье (11-15) и условию на подвижном контуре:

P
(R
, t
) = P
. (11-20)

Кроме того, выполняются условие сопряжения (непрерывное изменение давления) и условие массового расхода при переходе от пласта к скважине.

Методика расчета интенсивности истечения жидкости при фонтанировании скважин

Скважина представляется как совокупность цилиндрических каналов переменного диаметра, состыкованных последовательно торец к торцу. Скважина может иметь произвольный угол наклона к вертикали на различных своих участках.

Рассматривается случай стационарного истечения. Движение флюида в такой скважине описывается уравнением сохранения импульса в предположении изотермичности потока:

, (11-21)

где: — плотность флюида;

U
— скорость флюида;

x
— расстояние от конечной точки скважины;

P
— давление по длине скважины;

— угол отклонения скважины от горизонтали;

— коэффициент трения;

d
(x
) — внутренний диаметр канала.

Граничными условиями для данного уравнения служат давления в пласте и в ОС (1 атм.).

Уравнение движения флюида замыкается двумя соотношениями:

уравнением состояния;
соотношением для определения трения.

Приложение N 12
к Руководству по безопасности
«Методика анализа риска аварий на опасных
производственных объектах морского нефтегазового
комплекса», утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от «__»_____ 2015 г. N _____

Таблица N 12-1

Нормативные правовые и правовые акты для оценки возможных последствий аварий


Назначение	Документ
1. Расчет концентрационных полей при рассеивании и дрейфе облаков ТВС в поле ветра, расчет размеров зон поражения при пожаре-вспышке (сгорании) дрейфующего облака ТВС, определение массы опасного вещества во взрывоопасных пределах	Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденные приказом Ростехнадзора от 11 марта 2013 г. N 96 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 16 апреля 2013 г., регистрационный N 28138). Руководство по безопасности «Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности», утверждено приказом Ростехнадзора от 27 декабря 2013 г. N 646. Руководство по безопасности «Методика моделирования распространения аварийных выбросов опасных веществ», утверждено приказом Ростехнадзора от 20 апреля 2015 г. N 158.
2. Расчет параметров ударной волны, зон поражения и разрушения при воспламенении и взрыве облаков ТВС	Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденные приказом Ростехнадзора от 11 марта 2013 г. N 96 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 16 апреля 2013 г., регистрационный N 28138). Руководство по безопасности «Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей», утверждено приказом Ростехнадзора от 20 апреля 2015 г. N 159.
3. Определение параметров воздействия и зон поражения при пожаре пролива, огненном шаре, факельном горении	Руководство по безопасности «Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах», утверждено приказом МЧС от 10 июля 2009 г. N 404.
4. Расчет параметров воздействия и зон поражения при пожаре в помещениях и сооружениях
5. Расчет параметров воздействия и зон поражения продуктами горения

Источник

УДК 622.32::004.413.4

Методическое обеспечение и проблемы анализа риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазового комплекса

М.В. Лисанов1, А.С. Печеркин1*, С.И. Сумской2, А.А. Швыряев3

1 ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», Российская Федерация, 105082, Москва, Переведеновский пер., д. 13, стр. 14

2 НИЯУ МИФИ, Российская Федерация, 115409, Москва, Каширское ш., д. 31

3 МГУ им. М.В. Ломоносова, Российская Федерация, Москва, 119991, Ленинские горы, д. 1 * E-mail: pecherkin@safety.ru

Тезисы. Статья посвящена риск-ориентированному подходу к обеспечению промышленной безопас- Ключевые слова:

ности опасных производственных объектов (ОПО), внедряемому Ростехнадзором. Рассматриваются анализ риска,

новые требования промышленной безопасности и методические документы по анализу риска ава- авария,

рий на ОПО. Представлены примеры анализа риска аварий применительно к нефтегазовым объ- безопасность,

ектам. Сравниваются методики анализа риска (руководства по безопасности), утвержденные взрыв,

Ростехнадзором, и методика определения расчетных величин пожарного риска на производствен- методика,

ных объектах (утверждена приказом МЧС России от 10.07.2009 № 404). требования

Предложены средства повышения эффективности риск-ориентированного обеспечения про- промышленной

мышленной безопасности: 1) системы дистанционного сбора и анализа данных об инцидентах и ава- безопасности. рийности; 2) отечественные компьютерные программы (базы расчетных данных о последствиях аварий и показателях риска), разработанные с учетом требований импортозамещения, в том числе с применением методов вычислительной гидродинамики; 3) методология оценки эффективности барьеров безопасности (организационных и технических мер безопасности).

В 2013-2016 гг. произошли знаковые изменения законодательства в области промышленной безопасности. Основная цель — устранение избыточных административных барьеров бизнесу путем внедрения в контрольно-надзорную деятельность Ростехнадзора риск-ориентированного подхода, основанного на методологии анализа риска и позволяющего оптимизировать методы и частоту проверок (контрольно-надзорных мероприятий) с учетом степени риска опасных производственных объектов (ОПО). В основе таких изменений — выполнение распоряжений, связанных с совершенствованием контрольно-надзорной деятельности, в том числе поручения Президента РФ от 29.03.2010 № Пр-839 (см. п. 2в).

Наиболее важные изменения касаются:

• регистрации ОПО по четырем классам опасности, увязывающим жесткость контроля со степенью опасности;

• экспертизы промышленной безопасности и аттестации экспертов с учетом класса опасности ОПО;

• уточнения условий переработки деклараций промышленной безопасности;

• введения новой процедуры — разработки обоснования безопасности ОПО (аналога «специальных технических условий (СТУ)» применительно к отступлениям от требований промышленной безопасности при эксплуатации ОПО).

К настоящему моменту актуализирован ряд нормативных правовых актов, в том числе Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», разработаны новые федеральные нормы и правила (ФНП) в области промышленной безопасности, содержащие положения о методологии анализа опасностей и оценки риска аварий [1]. Например, в п. 2.1 Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических

и нефтеперерабатывающих производств1 (далее — ФНП ОПВБ) указано: «Разработка технологического процесса, разделение технологической схемы производства на отдельные технологические блоки, применение технологического оборудования, выбор типа отключающих устройств и мест их установки, средств контроля, управления и … ПАЗ2 должны быть обоснованы в проектной документации результатами анализа опасностей технологических процессов, проведенного в соответствии с приложением № 1 к … Правилам, с использованием методов анализа риска аварий». Аналогичные требования содержатся также в Правилах безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов3.

Одновременно в целях содействия соблюдению требований ФНП по инициативе Ростехнадзора и при поддержке нефтегазовых компаний АК «Транснефти», «Газпром нефти», «Лукойла» за этот период разработан и актуализирован комплекс руководств по безопасности (РБ) Ростехнадзора, рекомендуемых для анализа риска аварий на ОПО (таблица). Комплекс разработан на основе зарубежной практики оценки риска, а также отечественного опыта декларирования промышленной и пожарной безопасности, разработки СТУ, обоснования безопасности ОПО и расчета пожарного риска [2-4]. В РБ также нашли отражение положения ряда стандартов нефтегазовых компаний, в том числе ПАО «Газпром» (СТО Газпром 2-2.3351-2009, СТО Газпром 2-2.3-400-2009, СТО Газпром 2-2.3-569-2011 и др.).

Следует отметить, что все перечисленные методики, кроме указанной в п. 8 таблицы, реализованы в отечественном программном комплексе ТОХЛ+ЮБК4 [6], включенном в Единый реестр российских программ для электронных вычислительных машин и баз данных Минкомсвязи России. Что касается применения методов вычислительной гидродинамики, или СРБ-моделирования, к аварийным процессам, то в настоящее время в ЗАО НТЦ ПБ ведется работа над созданием программного комплекса ТОХТ+СББ для расчета параметров

1 Утверждены приказом Ростехнадзора от 26.11.2015 № 480.

2 ПАЗ — противоаварийная автоматическая защита.

3 Утверждены приказом Ростехнадзора от 06.07.2013 № 520.

4 см. Программные средства по промышленной безопасности. — https://www.safety.ru/software.

рассеяния аварийных выбросов и волн давления при горении и взрыве газообразных топливно-воздушных смесей (ТВС), не уступающего по функциональным возможностям и эффективности программе БЬЛС8.

На рис. 1 и 2 представлены некоторые примеры расчета показателей риска взрыва при обосновании взрывоустойчивости зданий на территории газоперерабатывающего завода с помощью ТОХ1+Ы8К в соответствии с ФНП ОПВБ (см. п. 10.4, Приложение 3) и методами обоснования взрывоустойчивости зданий и сооружений (см. п. 9 таблицы) [7, 8].

Экспертиза деклараций промышленной безопасности, СТУ и обоснований безопасности ОПО нередко выявляет случаи применения Методики определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах [9] (далее — методика МЧС) для анализа риска аварий, что представляется неприемлемым для адекватной оценки риска большинства ОПО.

Методики Ростехнадзора (см. таблицу), применяемые при количественной оценке риска (КОР), принципиально отличаются от методики МЧС, прежде всего с юридической точки зрения: они предназначены для оценки риска различных событий — риска аварии и пожарного риска, соответственно. Но основное отличие документов Ростехнадзора заключается в возможности использования при принятии решений по безопасности более полного набора методов (включая качественную / полуколичественную оценку риска) и наличии алгоритмов расчета:

1) дрейфа облака ТВС, являющегося для выброса сжиженного углеводородного газа (СУГ) наиболее опасным сценарием, с учетом метеоусловий, существенно влияющих на рассеяние газовых облаков;

2) истечения и рассеяния аварийного выброса ОВ из протяженных трубопроводных систем, в том числе магистральных, промысловых и технологических трубопроводов (эстакад), и при фонтанировании многофазных сред из нефтегазовых скважин;

3) термодинамических параметров облаков ОВ при аварийном выбросе СУГ и нестабильных жидкостей (актуально для моделирования аварий на магистральных трубопроводах, химических реакторах/аппаратах);

4) риска взрыва для замкнутых, полузамкнутых зданий, помещений и условий сложного рельефа местности с использованием методов вычислительной гидродинамики.

Нормативные методики анализа риска аварий на ОПО, утвержденные Ростехнадзором

РБ (приказ Ростехнадзора) Характеристика

1. Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах (от 11.04.2016 № 144) Основной документ в рассматриваемом комплексе методик. Содержит: изложение методологии анализа риска; перечень этапов анализа риска; формулы расчета показателей риска; описания различных методов анализа риска (в том числе качественных — идентификации опасностей технологического объекта , анализа опасности и работоспособности , деревьев отказов*** и событий**** и др.); частоты разгерметизации типового оборудования; критерии поражения/разрушения. РБ фактически заменило предшествующий ему основной документ Ростехнадзора в области анализа риска — РД 03-418-01

2. Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазоперераба-тывающей, нефте- и газохимической промышленности (от 29.06.2016 № 272) Количественная оценка риска аварии на ОПО нефтегазоперерабатываю-щей, нефте- и газохимической промышленности, примеры построения деревьев событий, расчет истечения и массы выброса опасных веществ (ОВ), показателей риска

3. Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (от 17.06.2016 № 228) Расчет показателей риска линейной части и площадочных сооружений, ранжирование опасности магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов

4. Методика моделирования распространения аварийных выбросов опасных веществ (от 20.04.2015 № 158) Алгоритм расчета распространения ОВ в атмосфере при аварийном выбросе, основанный на модели рассеяния «тяжелого» газа. РБ фактически заменило РД-03-26-2007

5. Методика оценки риска аварий на технологических трубопроводах, связанных с перемещением взрывопожароопасных газов (от 17.09.2015 № 365) Область распространения: технологические трубопроводы и эстакады, транспортные пути перевозки газообразных ОВ

6. Методика оценки риска аварий на технологических трубопроводах, связанных с перемещением взрывопожароопасных жидкостей (от 17.09.2015 № 366) Область распространения: технологические трубопроводы и эстакады, транспортные пути перевозки опасных жидкостей

7. Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей (от 31.03.2016 № 137) Расчет параметров ударных волн при взрывах (дефлаграции/детонации) ТВС, оценка зон разрушения. РБ фактически заменило РД-03-409-01

8. Методика оценки последствий аварий на взрывопожароопасных химических производствах (от 20.04.2015 № 160) Соотношения вычислительной гидродинамики (англ. сomputational fluid dynamics, CFD) для расчета рассеяния и взрыва в 3-мерном пространстве. Реализована математическая модель вычислительной гидродинамики программного продукта FLACS норвежской фирмы GEXCON [4-6]

9. Методы обоснования взрывоустойчиво-сти зданий и сооружений при взрывах ТВС на опасных производственных объектах (от 13.05.2015 № 189) Разъяснения требований промышленной безопасности и рекомендации по применению ФНП ОПВБ (в части Приложения 3) для обоснования взрывоустойчивости зданий (операторных) на ОПО на основе количественного анализа риска взрыва. Включает критерии допустимого риска разрушений зданий (допускается частота воздействия взрыва на здание не выше 10-4 год-1)

10. Методика анализа риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазодобычи (от 17.08.2015 № 317) Расчет последствий и показателей риска аварий на сухопутных объектах нефтегазодобычи, в том числе для промысловых трубопроводов

11. Методика анализа риска аварий на опасных производственных объектах морского нефтегазового комплекса (от 17.08.2015 № 364) Расчет последствий и показателей риска аварий на объектах нефтегазодобычи на шельфе. Содержит статистику выбросов опасных веществ

12. Методические рекомендации по разработке обоснования безопасности опасных производственных объектов нефтегазового комплекса (от 30.09.2015 № 387) Рекомендации по разработке обоснования безопасности ОПО с примерами оформления основных разделов обоснования безопасности нефтегазовых ОПО

13. Методика установления допустимого риска аварии при обосновании опасных производственных объектов нефтегазового комплекса (23.08.2016 № 349) Устанавливает критерии допустимого риска аварий при разработке обоснования безопасности ОПО

* англ. HAZard IDentification, HAZID. ** англ. HAZard and OPerability study, HAZOP. *** англ. Fault Tree Analysis, FTA. **** англ. Event Tree Analysis, ETA.

(3-1)-10-4

(10-3)10-5

(3-1)10-5

(10-3)10-6

(3-1)10-6

(10-3)-10-7

(3-1)-10-7

(10-3)10-8

(3-1)10-8

(10-3)10-9

(3-1)10-9

Рис. 1. Схема территориального распределения потенциального риска разрушения зданий при избыточном давлении во фронте падающей ударной волны АРф = 28 кПа при авариях на ОПО

— 7305

— 7420

— 7435

— 7450

— 7480

— 7710

— 7730

— 7750

— 7411

— 7423

— 7310

— 7430

— 7440

— 7470

— 7550

— 7720

— 7740

— 7410

— 7422

— 7424

70 80

ДР, кПа

Рис. 2. Зависимости накопленной частоты превышения давления АРф от величины АРф для различных зданий: цифры в экспликации — номера зданий и сооружений объекта,

для которых строились кривые

Практика показывает в некоторых случаях существенное расхождение результатов расчетов по методикам Ростехнадзора и методике МЧС, особенно для сложных производств и объектов с обращением СУГ, причем как в сторону переоценки, так и в сторону недооценки опасностей. Например, очевидно, что неучет методикой МЧС сценариев на технологических трубопроводах может существенно снизить риск аварии, так как, по статистике, именно разгерметизация трубопроводов является одной из наиболее вероятных причин аварий на ОПО. Завышение риска может наблюдаться в случае, например, необоснованного рассмотрения сценариев с «огненным шаром» для одиночных резервуаров с нефтепродуктами, для которых такие сценарии фактически исключены (невозможность длительного пожара вблизи резервуара). Вместе с тем РБ Ростехнадзора напрямую рекомендуют использовать фрагменты методики МЧС для анализа последствий ряда «пожарных» сценариев — пожара пролива, «огненного шара», стру-евого горения, а также для расчета индивидуального риска при возникновении пожара при авариях в помещениях, на морских платформах.

Следует указать на ограниченность КОР применительно к принятию решений по обеспечению безопасности. Несмотря на очевидные достоинства (выявление наиболее «опасных мест» в технологической системе, сравнение различных опасностей по единым показателям, наглядность), имеются существенные недостатки [10]:

1) ограниченность статистических данных, особенно для вероятности событий, предшествующих выбросу ОВ, и событий, связанных с проявлением «человеческого фактора» (на практике КОР — это «вероятностный анализ последствий», при котором в расчетах не учитываются меры предупреждения аварий/пожаров);

2) повышенные требования к квалификации исполнителей-расчетчиков и необходимость реализации методик с помощью электронных вычислительных машин;

3) вариативность при выборе допущений, возможность применения упрощенных моделей аварийных процессов и «подгонки» расчетов» при сравнении с критериями допустимого (приемлемого) риска.

При адекватном риск-менеджменте указанные недостатки КОР частично нивелируются применением методов качественного анализа

опасностей технологических процессов, включая HAZID, HAZOP [10, 11], экспертной оценкой и контролем выполнения требований безопасности. Выбор методов и показателей риска определяется задачами анализа риска, причем результаты оценки риска для ОПО могут зависеть от условий и стадий жизненного цикла объекта.

КОР наиболее эффективна на стадии проектирования для обоснования размещения объекта, зданий и сооружений, определения безопасных расстояний от ОПО до населенных пунктов или иных объектов с присутствием людей, а также при сравнении и обосновании технических и технологических решений, мер защиты. При этом уменьшается роль человеческого фактора. Например, применение КОР при обосновании отступлений от требований к размещению запорной арматуры на магистральном кон-денсатопроводе длиной около 150 км позволяет снизить расходы на строительство (без фактического снижения безопасности людей) на несколько миллиардов рублей [12].

На стадии эксплуатации методологию КОР с учетом ее корректировки (например, в виде методологии инспекции оборудования с учетом факторов риска — RBI (англ. risk based inspection)) целесообразно применять для оценки периодичности обследования технических устройств и сооружений на ОПО [13, 14].

Повысить эффективность применения риск-ориентированного подхода к обеспечению промышленной безопасности можно путем решения ряда проблем, в том числе:

• создания систем сбора и анализа данных об инцидентах и аварийности, в том числе на основе системы дистанционного контроля Ростехнадзора и Системы мониторинга и управления инженерными системами МЧС России;

• совершенствования отечественных компьютерных программ (баз результатов расчетов последствий аварий и показателей риска) с учетом требований импортозамещения, в том числе в части применения методов вычислительной гидродинамики;

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

• разработки методологий:

— определения параметров (и критериев установки) запорной арматуры для химико-технологических объектов (в том числе с учетом риска гидроудара);

— оценки риска эскалации аварии (эффекта «домино»);

— оценки эффективности барьеров безопасности (мер защиты); • внедрения методологии оценки срока эксплуатации технических устройств, оборудования под давлением для планирования межремонтных пробегов и инспекций с учетом факторов риска.

Список литературы

1. Жулина С.А. Изменения в Общих правилах взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических

и нефтеперерабатывающих производств / С.А. Жулина, М.В. Лисанов, В.В. Козельский // Безопасность труда в промышленности. -2016. — № 10. — С. 48-53.

2. Самсонов Р.О. Роль и место декларации промышленной безопасности в решении проблемы технического регулирования / Р.О. Самсонов, А.Б. Скрепнюк,

С.В. Овчаров и др. // Безопасность труда в промышленности. — 2007. — № 9. — С. 34-40.

3. Пааске Б. Российско-норвежский проект «Баренц-2020»: гармонизация стандартов в области анализа риска / Б. Пааске, М.В. Лисанов, В. С. Сафонов и др. // Безопасность труда в промышленности. -2011. — № 4. — С. 10-14.

4. Агапова Е.А. Сравнительный анализ российских и зарубежных методик

и компьютерных программ по моделированию аварийных выбросов и оценке риска / Е.А. Агапова, Д.В. Дегтярев, М.В. Лисанов и др. // Безопасность труда в промышленности. — 2015. — № 9. — C. 71-78.

5. Hansen O.R. Validation of FLACS for vapor dispersion from LNG spills: model evaluation protocol / O.R. Hansen, M. Ichard, S.G. Davis // Proc. of 12th Annual International Symposium

of the Mary Kay O’Connor Process Safety Center, 27-28 October 2009. — College Station: Texas A&M University, 2009.

6. Агапов А.А. Сертификация и верификация программных средств / А.А. Агапов,

Е.А. Агапова // Безопасность труда в промышленности. — 2015. — № 4. — С. 58-60.

7. Дегтярев Д.В. Количественный анализ риска при обосновании взрывоустойчивости зданий и сооружений / Д.В. Дегтярев, М.В. Лисанов, С.И. Сумской и др. // Безопасность труда

в промышленности. — 2013. — № 6. — C. 82-89.

8. Ефремов К.В. Расчет зон разрушения зданий и сооружений при взрывах топливно-воздушных смесей на опасных производственных объектах / К.В. Ефремов, М.В. Лисанов, А.С. Софьин и др. // Безопасность труда в промышленности. -2011. — № 9.- C. 70-77.

9. Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах / утв. приказом МЧС России

от 10.07.2009 № 404, изменения утв. приказом МЧС России от 14.12.2010 № 649.

10. Лисанов М.В. О регулировании промышленной безопасности по количественным критериям допустимого риска / М.В. Лисанов,

С.И. Сумской, Е.В. Ханин // Безопасность труда в промышленности. — 2012. — № 12. — С. 53-61.

11. Лисанов М.В. Внедрение методологии анализа опасностей HAZOP при проектировании нефтегазовых объектов компании

ТНК-ВР / М.В. Лисанов, В.В. Симакин, Е.В. Ханин и др. // Безопасность труда в промышленности. — 2010. — № 12. — С. 23-27.

12. Савина А.В. Анализ риска аварий на магистральных трубопроводах

при обосновании минимальных безопасных расстояний / А. В. Савина, С. И. Сумской, М.В. Лисанов // Безопасность труда в промышленности. — 2012. — № 3. — С. 58-63.

13. Wintle J.B. Best practice for risk based inspection as a part of plant integrity management: contract research report of TWI and Royal & Sun Alliance Engineering / J.B. Wintle, B.W Kenzie, G.J. Amphlett et al; prepared for the Health and Safety Executive. — 2001. — № 363. — URL: http://www.hse.gov.uk/researcH/crr_pdf/2001/ crr01363.pdf (дата обращения: 17.08.2015).

14. Суарез Х. Зарубежный опыт использования риск-ориентированного подхода

при эксплуатации технических устройств на нефтегазовых объектах / Х. Суарез, М. Финкельштейн, М.В. Лисанов и др. // Безопасность труда в промышленности. -2015. — № 8 — С. 24-30.

Methodical ware and issues of emergency risk analysis at dangerous industrial facilities of the oil-and-gas complex

M.V. Lisanov1, A.S. Pecherkin1*, S.I Sumskoy2, A.A. Shvyryayev3

1 NTTs PB CJSC, Bld. 13, Est. 14, Perevedenovskiy pereulok, Moscow, 105082, Russian Federation

2 MEPhI National Research University, Bld. 31, Kashirskoe shosse, Moscow, 115409, Russian Federation

3 Lomonosov Moscow State University, Bld. 1, Leninskiye gory, Moscow, 119991, Russian Federation * E-mail: pecherkin@safety.ru

Abstract. The article is dedicated to the issues of risk-informed approach being implemented by Rostekhnadzor for industrial safety provision of hazardous production facilities (HPF). The new requirements for industrial safety and guidance documents on emergency risk analysis are examined. Risk analysis procedures suggested by Rostekhnadzor (Safety Regulations) are compared with the EMERCOM of Russia procedure for calculating design values of fire risk at production facilities adopted on 10th of July, 2009.

It is mentioned, that some prospecting means are able to improve risk-informed provision of industrial safety, namely: 1) systems for remote gathering and analysis of data on incidents and accidental rates; 2) domestic software (bases of calculated data on after-effects of emergencies and risk indicators) developed with account of requirements for import substitution, including those that use CFD methods; 3) strategy for efficacy assessment of crash barriers (arrangements and engineering measures aimed at safety provision).

Keywords: risk analysis, emergency, safety, explosion, procedure, requirements of industrial safety. References

1. ZHULINA, S.A., M.V. LISANOV, V.V. KOZELSKIY. Changes in General rules of explosion safety for explosion-fire-dangerous chemical, petrochemical and petroleum-refining industries [Izmeneniya v Obshchikh pravilakh vzryvobezopasnosti dlya vzryvopozharoopasnykh khimicheskikh, neftekhimicheskikh i neftepererabatyvayushchikh proizvodstv]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2016, no. 10, pp. 48-53. ISSN 0409-2961. (Russ.).

2. SAMSONOV, R.O., A.B. SKREPNYUK, S.V. OVCHAROV et al. Role and place of an industrial safety declaration in solving problems of technical state control [Rol i mesto promyshlennoy bezopasnosti v reshenii problem tekhnicheskogo regulirovaniya]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2007, no. 9, pp. 34-40. ISSN 0409-2961. (Russ.).

3. PAASKE, B., M.V. LISANOV, V.S. SAFONOV et al. «Barents-2020» Russian-Norwegian project: harmonization of standards in risk analysis sphere [Rossiysko-norvezhskiy proyekt «Barents-2020»: garmonizatsiya standartov v oblasti analiza riska]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2011, no. 4, pp. 10-14. ISSN 0409-2961. (Russ.).

4. AGAPOVA, Ye.A., D.V. Degtyarev, M.V. Lisanov et al. Comparative analysis of Russian and foreign procedures and software on simulation of emergency emissions and risk assessment [Sravnitelnyy analiz rossiyskikh i zarubezhnykh metodik i kompyutornykh program po modelirovaniyu avariynykh vybrosov i otsenke riska]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2015, no. 9, pp. 71-78. ISSN 0409-2961. (Russ.).

5. HANSEN, O.R., M. ICHARD, S.G. DAVIS. Validation of FLACS for vapor dispersion from LNG spills: model evaluation protocol. Proc. of Annual International Symposium of the Mary Kay O ‘Connor Process Safety Center. College Station: Texas A&M University, 2009, no. 12.

6. AGAPOV, A.A., Ye.A. AGAPOVA. Certification and verification of software [Sertifikatsiya i verifikatsiya programmnykh sredstv]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2015, no. 4, pp. 58-60. ISSN 0409-2961. (Russ.).

7. DEGTYAREV, D.V., M.V. LISANOV, S.I. SUMSKOY et al. Quantitative risk analysis at substantiation of explosion resistivity of buildings and constructions [Kolichestvennyy analiz riska pri obosnovanii vzryvoustoychivosti zdaniy i sooruzheniy]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2013, no. 6, pp. 82-89. ISSN 0409-2961. (Russ.).

8. YEFREMOV, K.V., M.V. LISANOV, A.S. SOFIN et al. Calculating areas of demolished buildings and constructions after explosions of air-fuel mixtures at hazardous industrial facilities [Raschet zon razrusheniy zdaniy i sooruzheniy pri vzryvakh toplivno-vozdushnykh smesey na opasnykh proizvodstvennykh obyektakh]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2011, no. 9, pp. 70-77. ISSN 0409-2961. (Russ.).

9. EMERCOM OF RUSSIA. Procedure for calculating design values of fire risk at production facilities [Metodika opredeleniya raschetnykh velichin pozharnogo riska na proizvodstvennykh obyektakh]. Adopted on 10.07.09, revised on 14.12.10.

10. LISANOV, M.V., S.I. SUMSKOY, Ye.V. KHANIN. On adjustment of industrial safety by quantitative criteria of tolerated risk [O regulirovanii promyshlennoy bezopasnosti po kolichestvennym kriteriyam dopustimogo riska]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2012, no. 12, pp. 53-61. ISSN 0409-2961. (Russ.).

11. LISANOV, M.V., V.V. SIMAKIN, Ye.V. KHANIN et al. Implementation of HAZOP methodology of hazard analysis at designing oil-and-gas facilities of TNK-BP Company [Vnedreniye metodologii analiza opasnostey HAZOP pri proyektirovanii neftegazovykh obyektov kompanii TNK-BP]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2010, no. 12, pp. 23-27. ISSN 0409-2961. (Russ.).

12. SAVINA, A.V., S.I. SUMSKOY, M.V. LISANOV. Analysis of emergency risk at trunk pipelines when substantiating minimal safe distances [Analiz riska avariy na magistralnykh truboprovodakh pri obosnovanii minimalnykh bezopasnykh rasstoyaniy]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2012, no. 3, pp. 58-63. ISSN 0409-2961. (Russ.).

13. WINTLE, J.B., B.W KENZIE, G.J. AMPHLETT et al. Best practice for risk based inspection as a part of plant integrity management [online]. Prepared for the Health and Safety Executive. Contract research report of TWI and Royal & Sun Alliance Engineering. 2001, no. 363 [viewed on 21 January 2017]. Available from: http://www.hse.gov. uk/researcH/crr_pdf/2001/crr01363.pdf (viewed 17 August 2015).

14. SUAREZ, H., M. FINKELSHTEIN, M.V. LISANOV et al. Foreign experience in risk-informed approach to operation of technical equipment at oil-and-gas facilities [Zarubezhnyy opyt ispolzovaniya risk-orientirivannogo podkhoda pri ekspluatatsii tekhnicheskikh ustroystv na neftegazovykh obyektakh]. Bezopasnost truda v promyshlennosti. 2015, no. 8, pp. 24-30. ISSN 0409-2961. (Russ.).

Источник

Сценарии аварий на опо нефтегазового комплекса

Анализ сценариев аварийных ситуаций на объектах нефтепереработки (на примере ООО ‘Лукойл-Ухтанефтепереработка’)

Похожие работы на — Анализ сценариев аварийных ситуаций на объектах нефтепереработки (на примере ООО ‘Лукойл-Ухтанефтепереработка’)

Библиографическое описание:

МЕТОДИКА АНАЛИЗА РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МОРСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

II. ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОЦЕНКЕ РИСКА АВАРИЙ НА ОПО МНГК

III. ПЛАНИРОВАНИЕ И ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ

IV. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОПАСНОСТЕЙ АВАРИЙ

V. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА РИСКА АВАРИЙ

VI. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ ОПО МНГК И ИХ УЧАСТКОВ/СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

VII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СНИЖЕНИЮ РИСКА АВАРИЙ НА ОПО МНГК

Список сокращений

Термины и определения

Типовой перечень исходной информации, применяемой для оценки риска аварий

Рекомендации по выделению типовых сценариев аварий (на примере морских платформ и ПБУ)

Частоты аварийной разгерметизации и утечек из типового оборудования на ОПО МНГК

Рекомендуемый порядок расчета истечения взрывопожароопасных жидкостей из морских трубопроводов

Величина ожидаемого ущерба при аварии на ОПО МНГК

Распространение загрязняющих веществ

Показатели риска аварий

Методика расчета интенсивности истечения фонтанировании скважин

Нормативные правовые и правовые акты для оценки возможных последствий аварий