Бавлинская усо утнгп
на технологической площадке № 2 – 6,48 ·10-5 1/год;
на площадке сепаратора – 7,2 ·10-6 1/год;
на технологической площадке № 1 – 2,16 ·10-5 1/год;
на технологической площадке № 3 – 7,2 ·10-6 1/год.
Сценарии группы № 8
Полная разгерметизация емкостного оборудования, в результате разрушения сварного шва, выделение содержимого в окружающее пространство, образование горящей гидродинамической волны прорыва, перелив через обвалование. Распространение пожара разлития на прилегающую территорию, возможно получение обслуживающим персоналом термического ожога.
Вероятность сценария определена на основе анализа «Дерева событий» (рисунок 3) с учетом статистических данных по полному разрушению технологических емкостей (полная разгерметизация резервуара – 1,8 ·10-5 1/год), при условии, что 0,5 % (таблица 10) всех случаев полной разгерметизации резервуаров (аппаратов) сопровождается перехлестыванием горящей жидкости под воздействием гидродинамического потока и составила: 5,4 ·10-8 1/год.
Сценарии группы № 9
Разгерметизация участка газопровода («гильотинный» разрыв). Выброс газа без возникновения поражающих факторов.
Вероятность сценария определялась для каждого конкретного рассматриваемого участка на основе дерева событий (рисунок 4), с учетом статистической вероятности разгерметизации трубопроводов (1,0 ·10-3 аварий /год ·км), коэффициента влияния, учитывающего условия эксплуатации, при условии, что 45 % (таблица 8) всех случаев разгерметизации не сопровождается воспламенением.
Сценарии группы № 10
Разгерметизация участка газопровода («гильотинный» разрыв). Выброс газа, возгорание от случайного источника воспламенения, горение факела.
Вероятность сценария определялась для каждого конкретного рассматриваемого участка на основе дерева событий (рисунок 4), с учетом статистической вероятности разгерметизации трубопроводов (1,0 ·10-3 аварий/год ·км), коэффициента влияния, учитывающего условия эксплуатации, при условии, что 10 % (таблица 8) всех случаев разгерметизации сопровождается горением факела.
Сценарии группы № 11
Разгерметизация любого из рассматриваемых участков газопровода («гильотинный» разрыв). Образование взрывоопасного паровоздушного облака, взрыв от случайного источника воспламенения, горение факела.
Вероятность сценария определялась для каждого конкретного рассматриваемого участка на основе дерева событий (рисунок 4), с учетом статистической вероятности разгерметизации трубопроводов (1,0 ·10-3 аварий/год ·км), коэффициента влияния, учитывающего условия эксплуатации при условии, что 40 % (таблица 8) всех случаев разгерметизации сопровождается взрывным превращением газа.
Сценарии группы № 12
Разгерметизация любого из рассматриваемых участков нефтепровода («гильотинный» разрыв). Растекание нефти по подстилающей поверхности без возгорания. Загрязнение окружающей среды.
Вероятность сценария определялась для каждого конкретного рассматриваемого участка на основе дерева событий (рисунок 3), с учетом статистической вероятности разгерметизации напорных нефтепроводов (1,5 ·10-4 аварий /год ·км), коэффициента влияния (Квл), учитывающего условия эксплуатации при условии, что 81 % (таблица 7) всех случаев разгерметизации не сопровождается воспламенением разлившейся нефти.
Сценарии группы № 13
Разгерметизация любого из рассматриваемых участков нефтепровода («гильотинный» разрыв). Растекание по поверхности, возгорание от случайного источника воспламенения, пожар разлития.
Вероятность сценария определялась для каждого конкретного рассматриваемого участка на основе дерева событий (рисунок 3), с учетом статистической вероятности разгерметизации напорных нефтепроводов (1,5 ·10-4 аварий /год ·км), коэффициента влияния (Квл), учитывающего условия эксплуатации при условии, что 17 % (таблица 7) всех случаев разгерметизации сопровождается воспламенением разлившейся нефти.
Сценарии группы № 14
Разгерметизация любого из рассматриваемых участков нефтепровода («гильотинный» разрыв). Растекание нефти по подстилающей поверхности, образование взрывоопасного паровоздушного облака, взрыв от случайного источника воспламенения, пожар разлития.
Вероятность сценария определялась для каждого конкретного рассматриваемого участка на основе дерева событий (рисунок 3), с учетом статистической вероятности разгерметизации напорных нефтепроводов (1,5 ·10-4 аварий /год ·км), коэффициента влияния (Квл), учитывающего условия эксплуатации при условии, что 2 % (таблица 7) всех случаев разгерметизации сопровождается взрывным превращением паров разлившейся нефти.
Таблица 12 – Количество опасных веществ, участвующих в аварии
Сценарии |
Частота реализации сценария аварии (1/год) |
Основной поражающий фактор |
Последствия |
Количество опасного вещества |
||
участвующего в аварии, т |
участвующего в создании поражающих факторов, т |
|||||
Существующие сооружения УПН |
||||||
Площадка II ступени сепарации (карбон) (рис. 2, поз. 8) |
||||||
№ 1 |
1,7 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
2,225 (из них нефть – 1,78) |
– |
|
№ 2 |
3,9 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
44,5 (из них нефть – 35,6) |
35,6 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
2,2 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
2,225 (из них нефть – 1,78) |
1,78 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
3,6 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
44,5 (из них нефть – 35,6) |
0,093 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
2,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
2,225 (из них нефть – 1,78) |
0,02 (паровая фаза) |
|
Площадка II ступени сепарации (девон) (рис. 2, поз. 14) |
||||||
№ 1 |
1,7 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
2,225 |
– |
|
№ 2 |
3,9 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
44,5 |
44,5 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
2,2 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
2,225 |
2,225 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
3,6 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
44,5 |
0,167 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
2,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
2,225 |
0,024 (паровая фаза) |
|
Площадка III ступени сепарации (девон) (рис. 2, поз. 15) |
||||||
№ 1 |
8,5 ·10-5 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
2,225 |
– |
|
№ 2 |
2,0 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
44,5 |
44,5 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
1,1 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
2,225 |
2,225 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
1,8 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
44,5 |
0,488 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
1,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
2,225 |
0,024 (паровая фаза) |
|
Площадка Блока № 1 (рис. 2, поз. 16) |
||||||
№ 1 |
5,1 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
12,46 |
– |
|
№ 2 |
1,19 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
178 |
178 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
6,6 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
12,46 |
12,46 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
1,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
178 |
1,130 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
6,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
12,46 |
0,137 (паровая фаза) |
|
Площадка Блока № 2 (рис. 2, поз. 17) |
||||||
№ 1 |
5,1 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
12,46 |
– |
|
№ 2 |
1,19 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
178 |
178 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
6,6 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
12,46 |
12,46 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
1,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
178 |
1,130 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
6,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
12,46 |
0,137 (паровая фаза) |
|
Площадка Блока № 3 (рис. 2, поз. 18) |
||||||
№ 1 |
5,1 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
12,46 |
– |
|
№ 2 |
1,19 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
178 |
178 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
6,6 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
12,46 |
12,46 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
1,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
178 |
0,523 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
6,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
12,46 |
0,137 (паровая фаза) |
|
Площадка электродегидраторов (девон) (рис. 2, поз. 19) |
||||||
№ 1 |
1,7 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
14,24 |
– |
|
№ 2 |
3,9 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
178 |
178 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
2,2 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
14,24 |
14,24 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
3,6 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
178 |
1,347 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
2,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
14,24 |
0,156 (паровая фаза) |
|
Площадка электродегидраторов (карбон) (рис. 2, поз. 20) |
||||||
№ 1 |
3,4 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
14,24 |
– |
|
№ 2 |
7,9 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
178 |
178 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
4,4 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
14,24 |
14,24 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
7,2 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
178 |
0,506 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
4,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
14,24 |
0,156 (паровая фаза) |
|
Площадка резервуаров нефти РВС № 1 (рис. 2, поз. 21) |
||||||
№ 1 |
5,1 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
356,0 |
– |
|
№ 2 |
1,19 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
4005 |
3560 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
6,6 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
356,0 |
356,0 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 (наиболее опасный) |
1,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
4005 |
1,520 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
6,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
356,0 |
1,520 (паровая фаза) |
|
Площадка резервуаров нефти РВС № 2 (рис. 2, поз. 22) |
||||||
№ 1 |
1,7 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
142,4 |
– |
|
№ 2 |
3,9 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
1602 |
1602 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
2,2 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
142,4 |
142,4 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
3,6 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
1602 |
1,013 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
2,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
142,4 |
1,013 (паровая фаза) |
|
Площадка резервуаров нефти РВС № 3 (рис. 2, поз. 23) |
||||||
№ 1 |
8,5 ·10-5 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
142,4 |
– |
|
№ 2 |
2,0 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
1602 |
3560 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
1,1 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
142,4 |
356,0 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
1,8 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
1602 |
1,215 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
1,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
142,4 |
1,215 (паровая фаза) |
|
Площадка резервуаров нефти РВС № 4 (рис. 2, поз. 24) |
||||||
№ 1 |
3,4 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
356,0 |
– |
|
№ 2 |
7,9 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
4005 |
4005 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
4,4 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
356,0 |
356,0 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
7,2 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
4005 |
1,516 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
4,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
356,0 |
1,516 (паровая фаза) |
|
Площадка резервуаров нефти РВС № 5 (рис. 2, поз. 25) |
||||||
№ 1 |
1,7 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
356,0 |
– |
|
№ 2 |
3,9 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
4005 |
4005 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
2,2 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
356,0 |
356,0 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
3,6 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
4005 |
1,364 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
2,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
356,0 |
1,364 (паровая фаза) |
|
Площадка блока сбора дренажа (рис. 2, поз. 26) |
||||||
№ 1 |
4,25 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
1,424 |
– |
|
№ 2 |
9,9 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
178 (из них нефть – 17,8) |
17,8 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
5,5 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
1,424 |
1,424 (количество выгоревшей нефти) |
|
Площадка УПРП (рис. 2, поз. 37) |
||||||
№ 1 |
5,95 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
0,712 |
– |
|
№ 2 |
1,38 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
14,24 |
14,24 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
7,7 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
0,712 |
0,712 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
1,26 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
14,24 |
0,156 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
7,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
0,712 |
0,008 (паровая фаза) |
|
Площадка хранения растворителя парафина (рис. 2, поз. 38) |
||||||
№ 1 (наиболее вероятный) |
8,5 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
11,2 |
– |
|
№ 2 |
2,0 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
140 |
140 (количество выгоревшего растворителя) |
|
№ 3 |
1,1 ·10-4 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
11,2 |
11,2 (количество выгоревшего растворителя) |
|
Проектируемое оборудование УПН |
||||||
Площадка под печи ПТБ-5-40Э (рис. 2, поз. 1) |
||||||
№ 1 |
2,55 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
0,5 |
– |
|
№ 2 |
5,9 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
5 |
7,33 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
3,3 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
0,5 |
0,733 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
3,6 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
5 |
0,055 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
2,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
0,5 |
0,005 (паровая фаза) |
|
Площадка III ступени сепарации (рис. 2, поз. 6) |
||||||
№ 1 |
1,7 ·10-4 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
2,225 |
– |
|
№ 2 |
3,9 ·10-6 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
44,5 |
44,5 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 3 |
2,2 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
2,225 |
2,225 (количество выгоревшей нефти) |
|
№ 4 |
3,6 ·10-7 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
44,5 |
0,240 (паровая фаза) |
|
№ 5 |
2,0 ·10-6 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
2,225 |
0,025 (паровая фаза) |
|
Газопровод |
||||||
№ 10 |
2,0 ·10-5 |
Тепловое излучение |
Термический ожог |
0,013 |
0,013 (газ) |
|
№ 11 |
1,1 ·10-4 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением |
0,013 |
0,013 (газ) |
|
Нефтепровод |
||||||
№ 12 |
1,39x0,81 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
22,046 |
0,152 |
|
№ 14 |
1,39x0,02 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением взрыва |
22,046 |
0,152 (паровая фаза) |
|
Таблица 15 – Результаты расчетов для наиболее опасных (масштабных) сценариев аварий на территории УПН ЦППН «Бавлынефть»
№ сценария |
Состав |
Частота реализации сценария аварии (1/год) |
Количество опасного вещества, участвующего в создании поражающих факторов М(mг) (т) |
Радиус зоны поражения Р= 18 кПа (м) |
Радиус зоны поражения Р= 12 кПа (м) |
Радиус зоны поражения Р= 5 кПа (м) |
Площадь разлива (м2) |
Безопасное расстояние достижения величины теплового излучения 1,4 кВт/м2 (м) |
Прогнозируемое кол-во пострадавших людей (число смертельно пострадавших / общее число людей попадающих в зону поражения) |
|
Существующие сооружения УПН |
||||||||||
Площадка II ступени сепарации (карбон) (рис. 2, поз. 8) |
||||||||||
2 |
С1-1, С1-2 |
3,9 ·10-6 |
35,6 |
– |
– |
– |
170 |
21,25 |
1/2 |
|
3 |
2,2 ·10-5 |
1,78 |
– |
– |
– |
35,6 |
11,34 |
1/2 |
||
4 |
3,6 ·10-7 |
0,093 |
22,5 |
41,2 |
112,4 |
170 |
– |
2/2 |
||
5 |
2,0 ·10-6 |
0,02 |
13,5 |
24,7 |
67,4 |
35,6 |
– |
1/2 |
||
6 |
2,0 ·10-7 |
0,005 |
1,11 |
3,25 |
6,5 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка II ступени сепарации (девон) (рис. 2, поз. 14) |
||||||||||
2 |
С1-1/1, С1-1/2 |
3,9 ·10-6 |
44,5 |
– |
– |
– |
305 |
25,83 |
1/2 |
|
3 |
2,2 ·10-5 |
2,225 |
– |
– |
– |
44,5 |
12,49 |
1/2 |
||
4 |
3,6 ·10-7 |
0,167 |
27,4 |
50,1 |
136,6 |
305 |
– |
2/2 |
||
5 |
2,0 ·10-6 |
0,024 |
14,4 |
26,2 |
71,6 |
44,5 |
– |
1/2 |
||
6 |
2,0 ·10-7 |
0,005 |
1,11 |
3,25 |
6,5 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка III ступени сепарации (девон) (рис. 2, поз. 15) |
||||||||||
2 |
С2-1 |
2,0 ·10-6 |
44,5 |
– |
– |
– |
890 |
36,29 |
1/2 |
|
3 |
1,1 ·10-5 |
2,225 |
– |
– |
– |
44,5 |
12,49 |
1/2 |
||
4 |
1,8 ·10-7 |
0,488 |
39,2 |
71,6 |
195,3 |
890 |
– |
2/2 |
||
5 |
1,0 ·10-6 |
0,024 |
14,4 |
26,6 |
71,6 |
44,5 |
– |
1/2 |
||
6 |
1,0 ·10-7 |
0,005 |
1,11 |
3,25 |
6,5 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка Блока № 1 (рис. 2, поз. 16) |
||||||||||
2 |
О3-1/3, Т3-1/3 |
1,19 ·10-5 |
178 |
– |
– |
– |
2060 |
46,13 |
1/2 |
|
3 |
6,6 ·10-5 |
12,46 |
– |
– |
– |
249 |
24,21 |
1/2 |
||
4 |
1,0 ·10-6 |
1,130 |
51,8 |
94,7 |
258,4 |
2060 |
– |
2/2 7/18* |
||
5 |
6,0 ·10-6 |
0,137 |
25,7 |
46,9 |
127,9 |
249 |
– |
1/2 |
||
6 |
3,0 ·10-7 |
0,0218 |
2,81 |
8,19 |
16,4 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка Блока № 2 (рис. 2, поз. 17) |
||||||||||
2 |
О2-1/3, Т2-1/3 |
1,19 ·10-5 |
178 |
– |
– |
– |
2060 |
46,13 |
1/2 |
|
3 |
6,6 ·10-5 |
12,46 |
– |
– |
– |
249 |
24,21 |
1/2 |
||
4 |
1,0 ·10-6 |
1,130 |
51,8 |
94,7 |
258,4 |
2060 |
– |
2/2 |
||
5 |
6,0 ·10-6 |
0,137 |
25,7 |
46,9 |
127,9 |
249 |
– |
1/2 |
||
6 |
3,0 ·10-7 |
0,0218 |
2,81 |
8,19 |
16,4 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка Блока № 3 (рис. 2, поз. 18) |
||||||||||
2 |
О1-1/3, Т1-1/3 |
1,19 ·10-5 |
178 |
– |
– |
– |
1382 |
41 |
1/2 |
|
3 |
6,6 ·10-5 |
12,46 |
– |
– |
– |
249 |
24,21 |
1/2 |
||
4 |
1,0 ·10-6 |
0,523 |
40,1 |
73,3 |
199,9 |
1382 |
– |
2/2 7/18* |
||
5 |
6,0 ·10-6 |
0,137 |
25,7 |
46,9 |
127,9 |
249 |
– |
1/2 |
||
6 |
3,0 ·10-7 |
0,0218 |
2,81 |
8,19 |
16,4 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка электродегидраторов (девон) (рис. 2, поз. 19) |
||||||||||
2 |
ЭД3-1/2 |
3,9 ·10-6 |
178 |
– |
– |
– |
2456 |
49,97 |
1/2 |
|
3 |
2,2 ·10-5 |
14,24 |
– |
– |
– |
284,8 |
25,28 |
1/2 |
||
4 |
3,6 ·10-7 |
1,347 |
55 |
100,4 |
274 |
2456 |
– |
2/2 |
||
5 |
2,0 ·10-6 |
0,156 |
26,8 |
49 |
133,6 |
284,8 |
– |
1/2 |
||
6 |
2,0 ·10-7 |
0,0218 |
2,81 |
8,19 |
16,4 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка электродегидраторов (карбон) (рис. 2, поз. 20) |
||||||||||
2 |
ЭД1-1/2, ЭД2-1/2 |
7,9 ·10-6 |
178 |
– |
– |
– |
922 |
36,67 |
1/2 |
|
3 |
4,4 ·10-5 |
14,24 |
– |
– |
– |
284,8 |
25,28 |
1/2 |
||
4 |
7,2 ·10-7 |
0,506 |
39,7 |
72,5 |
137,3 |
922 |
– |
2/2 |
||
5 |
4,0 ·10-6 |
0,156 |
26,8 |
49 |
133,6 |
284,8 |
– |
1/2 |
||
6 |
4,0 ·10-7 |
0,0218 |
2,81 |
8,19 |
16,4 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка резервуаров нефти РВС № 1 (рис. 2, поз. 21) |
||||||||||
2 |
Р1/1-3, Р2-1/1 |
1,19 ·10-5 |
4005 |
– |
– |
– |
2772 |
52,81 |
1/2 |
|
3 |
6,6 ·10-5 |
356,0 |
– |
– |
– |
2772 |
52,81 |
1/2 |
||
4 |
1,0 ·10-6 |
1,520 |
57,3 |
104,6 |
285,3 |
2772 |
– |
2/3 7/18* |
||
5 |
6,0 ·10-6 |
1,520 |
57,3 |
104,6 |
285,3 |
2772 |
– |
1/2 |
||
6 |
6,0 ·10-7 |
0,545 |
24 |
69,9 |
140 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка резервуаров нефти РВС № 2 (рис. 2, поз. 22) |
||||||||||
2 |
Р1-1/1-2 |
3,9 ·10-6 |
1602 |
– |
– |
– |
1848 |
44,46 |
1/2 |
|
3 |
2,2 ·10-5 |
142,4 |
– |
– |
– |
1848 |
44,46 |
1/2 |
||
4 |
3,6 ·10-7 |
1,013 |
50 |
91,3 |
249,2 |
1848 |
– |
2/3 |
||
5 |
2,0 ·10-6 |
1,013 |
50 |
91,3 |
249,2 |
1848 |
– |
1/2 |
||
6 |
2,0 ·10-7 |
0,218 |
13 |
38 |
76 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка резервуаров нефти РВС № 3 (рис. 2, поз. 23) |
||||||||||
2 |
Р2-2/1 |
2,0 ·10-6 |
1602 |
– |
– |
– |
2215 |
47,68 |
1/2 |
|
3 |
1,1 ·10-5 |
142,4 |
– |
– |
– |
2215 |
47,68 |
1/2 |
||
4 |
1,8 ·10-7 |
1,215 |
53,1 |
97 |
264,7 |
2215 |
– |
2/3 |
||
5 |
1,0 ·10-6 |
1,215 |
53,1 |
97 |
264,7 |
2215 |
– |
1/2 |
||
6 |
1,0 ·10-7 |
0,218 |
13 |
38 |
76 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка резервуаров нефти РВС № 4 (рис. 2, поз. 24) |
||||||||||
2 |
Р2-1/2, Р2-1/3 |
7,9 ·10-6 |
4005 |
– |
– |
– |
2764 |
52,74 |
1/2 |
|
3 |
4,4 ·10-5 |
356,0 |
– |
– |
– |
2764 |
52,74 |
1/2 |
||
4 |
7,2 ·10-7 |
1,516 |
57,2 |
104,4 |
285 |
2764 |
– |
2/3 7/18* |
||
5 |
4,0 ·10-6 |
1,516 |
57,2 |
104,4 |
285 |
2764 |
– |
1/2 |
||
6 |
4,0 ·10-7 |
0,545 |
24 |
69,9 |
140 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка резервуаров нефти РВС № 5 (рис. 2, поз. 25) |
||||||||||
2 |
Р2-1/2 |
3,9 ·10-6 |
4005 |
– |
– |
– |
2487 |
50,26 |
1/2 |
|
3 |
2,2 ·10-5 |
356,0 |
– |
– |
– |
2487 |
50,26 |
1/2 |
||
4 |
3,6 ·10-7 |
1,364 |
55,2 |
100,8 |
275,1 |
2487 |
– |
2/3 7/18* |
||
5 |
2,0 ·10-6 |
1,364 |
55,2 |
100,8 |
275,1 |
2487 |
– |
1/2 |
||
6 |
2,0 ·10-7 |
0,545 |
24 |
69,9 |
140 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка блока сбора дренажа (рис. 2, поз. 26) |
||||||||||
2 |
Емкость № 1 5 |
9,9 ·10-6 |
17,8 |
– |
– |
– |
356 |
27,23 |
1/2 |
|
3 |
5,5 ·10-5 |
1,424 |
– |
– |
– |
30 |
10,53 |
1/2 |
||
Площадка УПРП (рис. 2, поз. 37) |
||||||||||
2 |
С-1, К-12, Т-12, П-12 |
1,38 ·10-5 |
14,24 |
– |
– |
– |
284,8 |
25,28 |
1/2 |
|
3 |
7,7 ·10-5 |
0,712 |
– |
– |
– |
15 |
7,81 |
1/2 |
||
4 |
1,26 ·10-6 |
0,156 |
26,8 |
49 |
133,6 |
284,8 |
– |
2/3 |
||
5 |
7,0 ·10-6 |
0,008 |
9,9 |
18,2 |
49,6 |
15 |
– |
1/2 |
||
6 |
3,0 ·10-7 |
0,0017 |
0,52 |
1,52 |
3,04 |
– |
– |
3/3 |
||
Площадка хранения растворителя парафина (рис. 2, поз. 38) |
||||||||||
2 |
Е-1 10 |
2,0 ·10-5 |
140 |
– |
– |
– |
1895 |
44,74 |
1/2 |
|
3 |
1,1 ·10-4 |
11,2 |
– |
– |
– |
693 |
33,62 |
1/2 |
||
Проектируемое оборудование УПН |
||||||||||
Площадка под печи ПТБ-5-40Э (рис. 2, поз. 1) |
||||||||||
2 |
ПТБ-13 |
5,9 ·10-6 |
5 |
– |
– |
– |
100 |
17,5 |
1/2 |
|
3 |
3,3 ·10-5 |
0,5 |
– |
– |
– |
10 |
6,55 |
1/2 |
||
4 |
5,4 ·10-7 |
0,055 |
18,9 |
34,6 |
94,4 |
100 |
– |
1/2 |
||
5 |
3,0 ·10-6 |
0,005 |
8,5 |
15,6 |
42,4 |
10 |
– |
3/3 |
||
Площадка III ступени сепарации (рис. 2, поз. 6) |
||||||||||
2 |
С3-12 |
3,9 ·10-6 |
44,5 |
– |
– |
– |
438 |
29,2 |
1/2 |
|
3 |
2,2 ·10-5 |
2,225 |
– |
– |
– |
44,5 |
12,55 |
1/2 |
||
4 |
3,6 ·10-7 |
0,240 |
30,9 |
56,5 |
154,2 |
438 |
– |
2/3 |
||
5 |
2,0 ·10-6 |
0,025 |
14,8 |
27,1 |
73,8 |
44,5 |
– |
1/2 |
||
6 |
2,0 ·10-7 |
0,005 |
1,11 |
3,25 |
6,5 |
– |
– |
3/3 |
||
Газопровод |
||||||||||
10 |
Трубопровод 89, 159, 219 мм – 4, 6, 7 мм |
2,1 ·10-5 |
0,013 |
– |
– |
– |
– |
12,46 |
1/2 |
|
11 |
2,1 ·10-5 |
0,013 |
11,7 |
21,4 |
58,3 |
– |
– |
2/3 |
||
Нефтепровод |
||||||||||
13 |
Трубопровод 219, 325, 426 мм – 7, 8 мм |
2,1 ·10-5 |
0,152 |
– |
– |
– |
110 |
18,4 |
1/2 |
|
14 |
2,1 ·10-5 |
0,152 |
26,6 |
48,5 |
132,4 |
110 |
– |
2/3 |
||
Таблица 13 – Разбивка нефтегазосборных трубопроводов
№ участка |
Километровые отметки |
Длина участка (км) |
Вероятность разгерметизации нефтепровода (аварии/год на 1 км трассы) ×104 |
|
Начало |
Конец |
|||
Трубопровод (0 км ÷ 1,148 км) |
||||
|
|
0 |
1,148 |
1,148 |
1,39 |
Количество опасных веществ, участвующих в аварии на нефтепроводах, приведено в таблице 21.
Таблица 21
№№ участков |
Сценарии |
Вероятность сценария аварии (x103) |
Основной поражающий фактор |
Последствия |
Количество опасного вещества, т |
|
Участвующего в аварии |
Участвующего в создании поражающих факторов |
|||||
Трубопровод (0 км ÷1,148 км) |
||||||
|
|
№ 2 |
0,139x0,81 |
Воздействие поллютанта |
Загрязнение окружающей среды |
22,04 |
22,04 |
№ 3 |
0,139x0,02 |
Ударная волна |
Поражение избыточным давлением взрыва |
22,04 |
0,152 (паровая фаза) |
|
Номер участка |
Вероятность аварии на участке (число аварий на 1 км трассы в год) |
Ожидаемые среднегодовые потери нефти (с учетом сценариев аварий и сбора нефти) по участкам (кг/год на 1 км трассы) |
Риск загрязнения сухопутных ландшафтов, (м2 на 1 км трассы в год) |
Риск загрязнения водных акваторий, (м2 на 1 км трассы в год) |
Ожидаемый ущерб (риск), возникающий из за прямых потерь нефти (руб./год на 1 км трас-сы) |
Ожидаемый ущерб (риск) ОПС, возникающий от загрязнения земель (руб./год на 1 км трас-сы) |
Ожидаемый ущерб (риск) ОПС, возникающий от загрязнения водных акваторий (руб./год на 1 км трас-сы) |
Ожидаемый ущерб (риск) ОПС, возникающий из за загрязнения атмосферы (руб./год на 1 км трассы ) |
Ожидаемый ущерб (риск) от загрязнения атмосферы продуктами горения нефти (руб./год на 1 км трассы) |
Ожидаемый экологический ущерб на участке (расчет на 1 км), руб./год |
Трубопровод (0 км ÷1,148 км) |
||||||||||
|
|
1,39E-04 |
0,64 |
0,55 |
0,00 |
4,22 |
6,79 |
0,00 |
0,02 |
29,79 |
36,61 |