автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.02, диссертация на тему:Анализ рисков эксплуатации объектов добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера

На правах рукописи

Мельников Андрей Владимирович

АНАЛИЗ РИСКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА (НА ПРИМЕРЕ БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ)

Специальность 05.26.02 -Безопасность в чрезвычайных ситуациях в нефтяной и газовой промышленности

ии^47ЭбЭВ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2009

003479696

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научн исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпр ВНИИГАЗ»

Научный руководитель

доктор технических наук Сафонов Владимир Сергеевич

Официальные оппоненты

доктор технических наук Едигаров Андрей Суренович кандидат физико-математических наук Мартынюк Василий Филиппович

Ведущая организация

Открытое акционерное общест

"ВНИПИгаздобыча" (ОАО "ВНИПИгаздобыча")

Защита состоится 18 НОЯБРЯ 2009 года в 13 часов 30 минут на заседай диссертационного совета Д 511.001.02 при Обществе с ограниченно ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ» по адресу 142717, Московская облает п. Развилка (www.vniigaz.ru)

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Общества с ограниченно ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»

Автореферат разослан 08 ОКТЯБРЯ 2009 г.

Ученый секретарь

И.Н. Курганов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Используемые сокращения.

ММП - многолетнемерзлые породы;

БНГКМ - Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

ГП - газовый промысел.

Актуальность темы. Практика эксплуатации уникальных газодобывающих систем Крайнего Севера выявила целый ряд проблем, связанных с устойчивостью и безопасностью работы отдельных элементов этих систем и всей системы в целом. Причины данных проблем кроются в технических решениях, применяемых при добыче газа на месторождениях Крайнего Севера (расположение скважин группами на насыпных площадках из минерального грунта, сборных газопроводов - на сваях, площадочных сооружений - на сваях или на насыпных площадках), и очень сложных условиях эксплуатации объектов газодобычи (ММП, низкие температуры, интенсивные и протяженные во времени паводковые явления). Указанные факторы вызывают ряд специфических осложнений, приводящих к существенным отклонениям условий эксплуатации этих систем от предусмотренных проектом.

Задача эффективного использования ограниченных финансовых ресурсов в условиях постоянного удорожания строительных работ на объектах газодобычи реализуется в новейших проектных решениях (п-ов Ямал, БНГКМ) в виде все более плотной компоновки оборудования и увеличения его единиц на кустах скважин и промплощадках, совмещения процессов первичной сепарации пластового сырья, его дожима до давления, необходимого для глубокой очистки газа перед магистральным транспортом, стабилизации конденсата на единой площадке УКПГ, повышения рабочего давления с 7,5 до 12,0 МПа.

Современные подходы к обеспечению промышленной безопасности исходят из принципа направления средств и усилий прежде всего на те участки, где больше потенциал опасности, при этом объем затрат должен быть адекватен этому потенциалу. Реализация таких подходов, особенно для сложных технических объектов, требует всестороннего анализа показателей безопасности промышленных объектов, определения внутренних механизмов аварийности и возникновения ущерба. Наиболее четкие алгоритмы для решения этой задачи дает методология количественной оценки промышленного риска, получившая широкое распространение за рубежом и предлагающая для оценки безопасности универсальный критерий - риск, объединяющий вероятность и последствия (ущерб) потенциальных аварий. Особенно важно применение методов анализа риска на этапе проектирования, что позволяет оптимизировать проектные решения с точки зрения уменьшения частот возникновения аварийных процессов и ущерба в результате их реализации. Переход на данную систему управления проектами рассматривается

3

V

ОАО «Газпром» как важнейшая задача, требующая оптимизации средств расчета риска и анализа его структуры.

В связи с этим, возникает необходимость рассмотрения проектов новых объектов газодобычи и подготовки газа к транспорту с точки зрения промышленной безопасности: определение потенциальных опасностей, характерных для Крайнего Севера, их анализ и разработка предложений по их уменьшению.

Цель работы.

Цель данной работы заключается в проведении всестороннего анализа техногенного риска эксплуатации вновь проектируемых объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера. Для достижения цели работы были поставлены следующие задачи:

• исследование логики развития аварий на объектах газодобычи;

• обоснование масштабов распространения поражающих факторов аварий на объектах газодобычи;

• исследование возможности возникновения каскадных аварий на объектах добычи и подготовки газа к транспорту;

• расчет и анализ структуры техногенного риска, связанного с эксплуатацией УКПГ;

• обоснования ряда мер, направленных на уменьшение ущерба от аварий на промплощадке УКПГ.

Научная новизна работы.

Разработан алгоритм анализа техногенного риска эксплуатации объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера в виде адаптированных этапов анализа риска, в полной мере отражающих специфику объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера, потребовавший рассмотрения возможности возникновения каскадных аварий и оценки вероятности возникновения таких аварий в условиях плотной компоновки оборудования на кусте скважин и промплощадке УКПГ. В рамках алгоритма предложен способ оценки степени поражения оборудования, зданий и сооружений при авариях с пожарами на объектах газовой промышленности.

Определены основные закономерности распределения риска для оборудования на территории промплощадки УКПГ, показавшие необходимость проведения анализа расположения технологических блоков УКПГ на промплощадке и обоснования ряд мер, направленных на уменьшение ущерба от аварий на объектах подготовки газа. Защищаемые положения:

• способ оценки вероятности возникновения каскадных аварий на технологических объектах месторождений Крайнего Севера в условиях плотной компоновки оборудования на кустах скважин и промплощадке УКПГ;

• методика, позволяющая выполнять оценку значения массового расхода газа при авариях на сборных газопроводах промысловой сети;

• способ оценки степени поражения оборудования, зданий и сооружений при авариях с пожарами на объектах добычи и подготовки газа к транспорту;

• обобщенный алгоритм анализа техногенного риска эксплуатации рассматриваемых объектов в виде совокупности адаптированных этапов, отражающих специфику объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера.

Практическая значимость работы заключается в разработке адаптированного к специфическим условиям Крайнего Севера алгоритма анализа техногенного риска эксплуатации объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера, элементы которого использованы в стандартах организации ОАО «Газпром» (получено 3 акта использования). Результаты работы применимы ко всем проектируемым объектам газодобычи и подготовки газа к транспорту, расположенным на Крайнем Севере и использующим набор технологий модельного объекта. В качестве модельных объектов в работе использованы проектируемые объекты газодобычи и подготовки газа к транспорту БНГКМ (кусты скважин, промысловые трубопроводы, УКПГ), по которым даны конкретные рекомендации по уменьшению ожидаемого ущерба от аварий.

Апробация работы. Результаты работы были представлены на 8-ми научных и научно-практических конференциях:

1 международной конференции «Новые технологии для очистки нефтезагрязненных вод, почв, переработки и утилизации нефтешламов», г. Москва, 10-11 декабря 2001 г.;

2 5-ой научно-технической конференции и выставке «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса», г. Москва, 23 - 24 января 2003 г.;

3 международной конференции «Управление рисками и устойчивое развитие Единой системы газоснабжения России», RIMS-2006, г. Москва, 1 - 2 февраля 2006 г.;

4 международной конференции ESREL-2006 (Safety and Reliability in Managing Risk), Португалия, Лиссабон, 18 - 22 сентября 2006 г;

5 международной конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Республика Беларусь, Новополоцк, 7-9 июня 2006 г.;

6 3-ей научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Томсктрансгаз», г. Томск, 15-19 октября 2007 г.;

7 научно-практической конференции «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», г. Москва, 30 сентября - 01 октября 2008 г.;

8 3-ей международной научно-практической конференции «Промышленная безопасность взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов», Уфа, 17-20 февраля 2009 г.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 9 печатных работ, (из них 2 - в журналах, входящих в «Перечень...» ВАК Минобрнауки РФ), список ксггорых приведен в автореферате.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованной литературы из 132 наименований. Работа содержит 166 страниц, 50 таблиц, 65 рисунков.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи диссертационной работы, определены объект и предмет исследования.

В первой главе приведен обзор работ, посвященных различным аспектам промышленной безопасности объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера. Отмечен значительный вклад в решение проблем промышленной безопасности рассматриваемых объектов отечественных ученых, в числе которых: Г.Э. Одишария, B.C. Сафонов, C.B. Овчаров, В.А. Сорокованов, А.А. Швыряев, С.А. Ковалев и другие ученые и специалисты.

Рассмотрены основные этапы количественного анализа риска применительно к модельным объектам, выстроенные в общий алгоритм анализа рисков проектируемых объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера. Показано, что при анализе риска рассматриваемых объектов значительное внимание необходимо уделять:

- вопросам возникновения каскадных аварий;

- оценке риска оборудованию и анализу его структуры;

- определению технических решений, направленных на уменьшение ущерба от аварий.

Во второй главе проведена оценка показателей промышленной безопасности насыпных кустовых площадок скважин - первого технологического звена в цепочке добыча - сбор - подготовка газа, характерного для месторождений Крайнего Севера с обширным распространением многолетнемерзлых пород. Учитывая технологическую специфику кустов скважин БНГКМ, характеризующихся высокой плотностью размещения скважин, проанализирована возможность каскадного развития аварий с фонтанированием в пределах одной батареи скважин.

Указано, что каскадное развитие аварии может происходить по следующим причинам:

• прогрев оборудования излучением от пожара на фонтанирующей скважине, снижение прочностных характеристик металла и его разрушение под действием внутреннего давления;

• прогрев и протаивание ММП у устьев соседних скважин под действием теплового излучения от пожара на фонтанирующей скважине, вследствие

чего возможна потеря несущей способности грунта, возникновение просадок и обрушение грунта с разрушением скважин.

Схема развития аварии на скважине приведена на рисунке 1.

авария на скважине

Рисунок 1. Схема развития аварии на кусте скважин.

Приведенная схема развития аварии позволила выделить основные факторы, определяющие характер протекания аварии (в т.ч. возможность реализации каскадной аварии). Этими факторами являются:

• интенсивность истечения газа (дебит аварийных фонтанов);

• срабатывание/отказ устьевых клапанов-отсекателей в скважинах;

• конфигурация и ориентация факела;

• устойчивость оборудования к нагреву;

• эффективность штатных систем защиты, а также мероприятий по глушению фонтана/ликвидации утечки.

Рассмотрена специфика и масштабы проявления физических эффектов аварий на скважине и распространения поражающих факторов.

Показано, что продолжительность начального этапа фонтанирования, характеризуемого резким падением расхода газа, не превышает 10 + 20 сек. Учитывая непродолжительность начального этапа фонтанирования скважины и

возможность «отложенного» возгорания газа, начальный этап фонтанирования скважины в дальнейшем анализе не рассматривался.

Расчет аварийных дебитов скважин различных конструкций проводился Е.В. Шеберстовым (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») по модели, включающей квазистационарное уравнение фильтрации флюида в пласте, систему уравнений состояния, сохранения массы, импульса и энергии флюида в скважине.

Анализ результатов расчетов показал, что наиболее вероятные аварийные дебиты скважин БНГКМ в основном лежат в интервале от 20 до 40 кг/с, в принципе достигая значений 110 кг/с. Вследствие этого, дальнейший анализ проводился для «характерных» аварийных дебитов скважин 20, 30, 40, 70 и 110 кг/с.

Оценки термического воздействия пожара на фонтанирующей скважине проводились для:

• компактного вертикального факела ("струевого" пламени);

• "рассеянного" факела, истекающего вверх с относительно низкой скоростью из области, загроможденной обломками оборудования (пожар «колонного типа»);

• компактного факела с ориентацией, близкой к горизонтальной, при разрушении элементов трубной обвязки устья скважины ("настильный" факел).

При анализе устойчивости трубных элементов оборудования в условиях внешнего нагрева использовались следующие приближения:

• отказ (разрушение) трубного элемента происходит из-за температурного снижения временного сопротивления ствр трубной стали до величины расчетного напряжения в трубном элементе;

• равновесные значения температуры оборудования рассчитываются на основе баланса падающего излучения, переизлучения по закону Стефана-Больцмана и внутреннего конвективного теплосъема.

С учетом этого получены значения критических тепловых потоков (яКрИт, кВт/м2), превышение которых может привести к разрыву трубного элемента (табл. 1).

Таблица 1. Значения критических тепловых потоков (дКСТ1Т, кВт/м2)

Условный диаметр трубы Ду, мм, толщина стенки трубы, мм. Давление газа, МПа

6.9 14.5

100x7(113x7) Чквит=45 кВт/м^ Якпит=35 кВт/м'

Анализ полученных данных показал, что при реализации аварии по сценарию «компактный вертикальный факел» (наиболее вероятный сценарий) разрушение фонтанной арматуры соседней с аварийной скважины происходить не будет. При горении «заторможенного» потока газа («рассеянный» факел) разрушение соседней скважины будет возникать при фонтанировании аварийной скважины с расходом 70 - 110 кг/с (наиболее вероятно для фонтанов, которые могут возникать на этапе бурения и ремонта скважины). При

фонтанировании скважины с компактным настильным факелом, направленным в сторону соседней скважины, ее разрушение имеет высокую вероятность вследствие большой тепловой нагрузки на фонтанную арматуру (свыше 200 кВт/м2).

Показано, что каскадное развитие аварии на кусте скважин БНГКМ по второй причине - прогрев и протаивание ММП у устьев соседних скважин -практически исключено ввиду применения специального теплоизоляционного покрытия кустовой площадки, позволяющего заметно снизить динамику протаивания грунта под площадкой.

Оценена устойчивость куста скважин при каскадной аварии. Отмечено, что при вероятности ориентации компактного настильного факела в сторону соседней с аварийной скважины равной 0,1 (консервативное предположение), число аварийных скважин на кустовой площадке при каскадном развитии аварии не превысит 2-х с вероятностью 0,995.

В третьей главе проведена оценка показателей промышленной безопасности надземных сборных газопроводов с кустовых площадок - второго звена в вышеупомянутой технологической цепочке. Проанализирована возможность каскадного развития аварий на сборных газопроводах (с разрушением соседних с аварийной ниток) с учетом технологической специфики газосборных сетей БНГКМ, характеризующихся протяженными коридорами сборных газопроводов.

Показано, что разрушение соседнего с аварийным газопровода в пределах одного коридора может происходить по следующим причинам:

1 поражение фрагментами (осколками) разрушившегося газопровода;

2 воздействие избыточного давления волны сжатия при разрыве газопровода;

3 прогрев стенок газопровода при горении газа на аварийном газопроводе, снижение прочностных характеристик металла и разрушение газопровода под действием внутреннего давления.

Показано, что поражение соседних конструкций фрагментами аварийного газопровода вероятно лишь в случае хрупкого разрушения газопровода под действием реактивной силы истекающего газа с образованием большого числа осколков трубы. Проектом предусмотрено применение высоковязких сталей и специальных креплений труб на опорах, препятствующих горизонтальным и вертикальным перемещениям труб под действием реактивной силы истекающего газа, что практически исключает возможность сильной фрагментации трубы и разлета осколков.

Оценка воздействия избыточного давления волны сжатия проводилась путем моделирования аварийной ситуации в программном комплексе АИЗУБ. Показано, что разрушение газопровода, расположенного с аварийным на одной эстакаде, практически невозможно.

Их вышесказанного следует, что при анализе возможности разрушения соседних с аварийным сборных газопроводов достаточно учитывать только

прогрев стенок газопровода при горении газа на аварийном газопроводе. Для этого выполнен расчет:

- динамики аварийного истечения газа;

-значений тепловых потоков от пожара на аварийном газопроводе-шлейфе.

Расчет аварийных расходов газа

Расход газа при разрыве газопровода рассчитывался для двух случаев:

- разрыв газопровода посередине между кустовой площадкой и УКПГ;

- разрыв газопровода в непосредственной близости от УКПГ.

Принималось, что кран на УКПГ закрывается автоматически с пульта

оператора сразу же по приходе волны разрежения, в то время как кран на кусте скважин, ввиду несрабатывания систем телемеханики, закрывается вручную через 0,5 часа после возникновения разрыва. В качестве длин и диаметров сборных газопроводов использовались проектные характеристики.

Определение аварийного расхода газа из сборного газопровода требует модификации известной двухэкспоненциальной модели истечения Альберта для учета притока газа в аварийный газопровод со стороны куста скважин, описания квазистационарного режима истечения газа из сборного газопровода и истечения газа после закрытия запорной арматуры на кусте скважин. Моделирование истечения поделено на три этапа: моделирование переходного процесса формирования квазистатического распределения скорости на участке сборного газопровода от куста скважин до места разрыва, моделирование квазистатического истечения газа и моделирование истечения газа после закрытия запорной арматуры на кусте скважин.

Сравнение результатов моделирования с использованием модифицированной модели Альберта и модели, основанной на конечно-разностной схеме решения известной системы дифференциальных уравнений, описывающих истечение газа из аварийного газопровода, показало высокую степень совпадения полученных зависимостей расхода газа от времени (рис. 2).

Расчет значений тепловых потоков от пожара

При расчетах геометрических характеристик настильных струевых факелов использовалась модель факела API с учетом рекомендации по увеличению длины настильного факела в 1,25 раза по сравнению с длиной факела, истекающего в свободное пространство. Доля тепловыделения факелом в виде теплового излучения с его поверхности принималась зависящей только от гидродинамики смешения газа с воздухом.

Показано, что при истечении газа из сборных газопроводов и его горении, пламя, направленное вдоль оси газопровода, может в течение длительного времени (до перекрытия запорной арматуры на кусте скважин) иметь прямой огневой контакт с газопроводом, расположенным на одной опоре с аварийным. Интенсивность теплового потока, достигающего соседний с аварийным газопровод, будет составлять 200 250 кВт/м2.

Время от момента аварии, с Рисунок 2. Сравнение конечно-разностной и аналитической моделей для случая аварийного разрыва промыслового газопровода Ду 500 мм с закрытием запорной арматуры на кусте скважин на 30 секунду от момента истечения.

Оценка возможности каскадного развития аварий

Проведен анализ возможности разрушения соседних с аварийным сборных газопроводов под воздействием теплового воздействия пожара. Показано, что воздействие открытого пламени на тепловую защиту газопровода (пенополиуретан в тонколистовом металлическом кожухе) в течение 0,5 часа и более приведет к ее термическому разложению, прогреву стенок газопровода с дальнейшей потерей прочностных характеристик металла и последующему разрыву газопровода под действием внутреннего давления. Столь продолжительное истечение газа из сборного газопровода БНГКМ возможно только при несрабатывании всей телемеханизированной запорной арматуры на кусте скважин, вероятность чего составляет не более 10" (консервативная оценка). На основании этого сделан вывод о практической невозможности реализации каскадной аварии на промысловых газопроводах БНГКМ под воздействием тепловой радиации.

В четвертой главе проведена оценка показателей промышленной безопасности установки комплексной подготовки газа - третьего технологического звена в цепочке добыча - сбор - подготовка газа, на примере УКПГГП-1 БНГКМ.

Проведена идентификация опасностей показавшая, что наибольшую опасность на УКПГ ГП-1 БНГКМ представляют аварийные процессы с участием природного газа. Это связано с большими, по сравнению с другими опасными веществами, количествами природного газа, вовлеченного в аварийный процесс и значительно более высокой интегральной вероятностью возникновения аварий на основном технологическом оборудовании.

Проанализированы статистические данные по возникновению отказов на применяемом на УКПГ оборудовании, оценены интегральные показатели аварийности УКПГ и частоты аварий на элементах типового оборудования.

Определены типовые расчетные сценарии аварий на технологических элементах УКПГ. Рассмотрены возможные поражающие факторы аварий на системах сжатого газа, оценены масштаб и характеристики негативного воздействия каждого из них.

Предложен дозовый подход к оценке степени повреждения оборудования и наружных установок. Критерием термического поражающего воздействия является значение поглощенной дозы тепловой радиации, вычисляемой по формуле:

Ообор=Чоб% (1)

где я„5 - величина теплового потока на единицу площади, кВт/м2, х -длительность теплового воздействия, с. Зависимость степени повреждения оборудования кП0Вр от дозы поглощенной тепловой радиации Оо6ор имеет вид:

г0 при я0б< 12 кВт/м2 0,1 при О0б0р<ОП0р,

кповр Л 0,1 + 0,9 ■ д"6°Р_ при 0|юр <0обор <Оп(6, (2)

гиб лор

^1при О0б0р>Оги6,

где: Бпор - пороговое значение дозы поглощенной тепловой радиации (кВт-с/м2), ниже которого оборудование получает только слабые повреждения

Очювр ~1)|

0П1б - значение дозы поглощенной тепловой радиации (кВт-с/м2), выше которого оборудование считается полностью разрушенным.

Для применимости указанного подхода к оборудованию различной устойчивости к воздействию тепловой радиации проведено деление типового оборудования УКПГ на классы устойчивости. Значения Опор и Оп|б для оборудования приведены в таблице 2.

Таблица 2. Значения 0,,0р и Вгиб для оборудования разных классов чувствительности к воздействию тепловой радиации___

Класс чувствительности оборудования Тип оборудования D„„p, кВт-с/м2 кВт-с/м2

I (высокочувствительное) Газоперекачивающий агрегат в исполнении без блок-контейнера и индивидуального укрытия, турбодетандерный агрегат, открытые блоки подготовки топливного, пускового и импульсного газов, открытые электростанции на собственные нужды, оборудование производственно-энергетического блоков, главный щит управления и другое расположенное вне укрытия сложное вспомогательное оборудование. 3300 10000

II (средней чувствительности) Газоперекачивающий агрегат в блок-контейнерах и индивидуальных укрытиях, аппарат воздушного охлаждения, сепараторы, пылеуловители, установки низкотемпературной сепарации, адсорберы, колонны стабилизации конденсата, блоки подготовки топливного, пускового и импульсного газов и электростанции на собственные нужды в укрытиях, незащищенные крановые узлы, шкафы электрохимической защиты, контрольные пункты телемеханики, опоры линий электропередачи и другое незащищенное технологическое оборудование с фланцевыми соединениями с чувствительными к нагреву материалами-уплотнителями. 8300 25000

III (слабочувствительное) Надземные трубопроводы, крановые узлы в защитном укрытии. 35000 45000

Подземное технологическое оборудование принято нечувствительным к термическому воздействию и при любой аварии считается неповрежденным

(кповр—0).

Предложен способ оценки степени повреждения зданий и сооружений при воздействии тепловой радиации. При этом степень повреждения зданий и сооружений определяется по формуле: ...

к =к Р ' '

Лповр-зд "мюр-чд 1 возг?

где: кПОр_3д - степень поражения здания, сооружения, транспортного средства при условии его возгорания; Рвозг - вероятность возгорания материалов (по группам воспламеняемости, согласно ГОСТ 30402-96) зданий и сооружений, подвергаемых тепловому воздействию.

Степень поражения кпор.,д зданий и сооружений определяется типом (по уровню пожарной нагрузки) объекта, и значением воздействующего на объект теплового потока (табл. 3).

Таблица 3. Зависимость степени поражения здания сооружения, транспортного средства (при условии их возгорания) от воздействующего на них удельного теплового потока и типа по пожарной нагрузке_

Значение воздействующего удельного теплового потока, кВт/м2 Степени поражения кИОр_3д зданий и сооружений при условии их возгорания

Тип объекта по уровню пожарной нагрузки

Офисные и жилые здания (высокая пожарная нагрузка) Вспомогательные производственные здания, (средняя пожарная нагрузка) Основные производственные здания и цеха с минимумом горючих материалов, автодороги, железные дороги, металлические наружные конструкции (низкая пожарная нагрузка)

Менее 20 1,0 0,1 0

от 20 до 25 включительно 1,0 0,4 0,1

от 25 до 30 включительно 0,7

от 30 до 35 включительно 1,0

свыше 35 1,0 1,0 1,0

Вероятность Рвозг возгорания материалов, из которых построено (изготовлено) здание или сооружение, определяется группой воспламеняемости материала (по ГОСТ 30402-96) и значением воздействующего на объект теплового потока, как показано в таблице 4.

Таблица 4. Зависимость вероятности возгорания материалов от группы воспламеняемости (согласно ГОСТ 30402-96) и воздействующего теплового потока

Значение теплового потока, кВт/м2 Вероятность РВОз, возгорания материалов зданий и сооружений

Группа ВЗ Группа В2 Группа В1

Менее 20 1 0 0

от 20 до 25 включительно 1

от 25 до 30 включительно 1 1 0

от 30 до 35 включительно 1

свыше 35 включительно 1 1 1

Учитывая технологическую специфику УКПГ, характеризующегося высоким рабочим давлением, не применявшимся ранее на подобных объектах (11,8 МПа) и уплотненным размещением технологического оборудования (ввиду его расположения на дорогостоящей насыпной площадке), проанализирована возможность каскадного развития аварий на площадке УКПГ. Установлено, что вероятность разрушения технологического оборудования фрагментами аварийного оборудования составляет значимую величину на расстояниях не более 20 м от места вылета фрагментов. Это

обуславливает возможность развития каскадной аварии под воздействием этого поражающего фактора только внутри технологических блоков с плотной компоновкой оборудования (блок низкотемпературной сепарации, блок первичной очистки газа).

Показано, что развитие каскадной аварии под воздействием воздушной волны сжатия также может иметь место только внутри технологических блоков с плотной компоновкой оборудования, что обусловлено быстрым падением при увеличении расстояния ударных нагрузок, возникающих при расширении сжатого газа, до значений ниже необходимых для развития каскадной аварии.

Проведена оценка возможности каскадного развития аварии под воздействием тепловой радиации. Показано, что ввиду значительной протяженности зон теплового воздействия высокой интенсивности (до 300-400 метров) каскадное развитие аварии при возникновении неконтролируемых пожаров на технологических элементах УКПГ весьма вероятно. Основным фактором, влияющим на вероятность реализации этого события, является время автоматического срабатывания запорной арматуры, ограничивающей приток газа в аварийный элемент и продолжительность теплового воздействия на основное технологическое оборудование. С использованием изложенного выше подхода к оценке степени повреждения оборудования оценено время возникновения каскадной аварии при реализации расчетных сценариев аварий на основных технологических элементах УКПГ.

В пятой главе проведен расчет и анализ структуры риска эксплуатации установки комплексной подготовки газа ГП-1 БНГКМ.

Показано, что несмотря на переход технологии подготовки газа на более высокие давления (11,8 МПа), коллективный риск от возможных аварий на УКПГ составляет среднестатистическую для такого рода объектов величину 1,53-10~2 чел/год, что связано с соизмеримым, по сравнению с эксплуатируемыми УКПГ, числом персонала и применением современных высокоэффективных систем аварийного реагирования. При этом наибольшие уровни потенциального территориального риска для людей наблюдаются в районе расположения блока низкотемпературной сепарации (связано с высокой концентрацией оборудования) и блока входных ниток (связано с высокой частотой аварий на газопроводах, транспортирующих «сырой газ»).

С целью уменьшения расчетных показателей риска для персонала УКПГ проведено вынесение блока входных ниток (как зоны с максимальными значениями потенциального территориального риска) из состава единой насыпной площадки на собственное основание, расположенное в 300 м от прежнего местоположения. Сравнение показателей риска для персонала обоих вариантов размещения блока входных ниток не показало существенной разницы между ними.

Определена структура ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ, показавшая, что вклад социального ущерба (ущерба персоналу) в ожидаемый ежегодный ущерб составляет не более 1 %. В связи с этим поставлена задача определения оптимального размещения технологического

оборудования с целью уменьшения значения ущерба в результате аварий на УКПГ.

Для ее решения с использованием дозового подхода к оценке степени повреждения оборудования и наружных установок, предполагающего деление оборудования УКПГ на три класса чувствительности, построены поля риска разрушения оборудования каждого класса чувствительности, отражающие распределение частоты реализации поражающих факторов аварий на всех рассматриваемых технологических элементах УКПГ, приводящих к необратимым разрушениям оборудования (рис. 3).

Рисунок 3. Поля риска оборудованию первого (а) и второго (б) классов

чувствительности.

Предложены методы определения оптимального размещения технологического оборудования на промплощадке УКПГ, основывающиеся на:

- анализе различных вариантов размещения оборудования УКПГ на промплощадке в целях минимизации величины ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ;

- расчете минимальной суммы ожидаемого ущерба от аварий на УКПГ и стоимости строительства промплощадки УКПГ с целью определения оптимальных расстояний между технологическим оборудованием.

Поиск оптимальных вариантов размещения оборудования УКПГ на промплощадке проводился следующим образом:

- оценивалась величина ожидаемого ежегодного ущерба оборудованию в результате аварий на УКПГ;

- определялись технологические блоки, оказывающие наибольшее влияние на распределение риска оборудованию по территории УКПГ;

- оптимизировалось расположение этих блоков с целью уменьшения их влияния на территорию промплощадки;

- для полученной конфигурации рассчитывалась величина ожидаемого ежегодного ущерба оборудованию в результате аварий на УКПГ;

- в случае значительного снижения величины ожидаемого ежегодного ущерба процедура повторялась, в противном случае полученная конфигурация признавалась оптимальной.

Для УКПГ ГП-1 БНГКМ оптимальным было признано вынесение блока входных ниток (как оказывающего наибольшее влияние на распределение риска по территории) из состава единой насыпной площадки на собственное основание, расположенное в 300 м от прежнего местоположения.

Поля распределения риска оборудованию первого и второго классов чувствительности по территории УКПГ с вынесенным на собственное основание блоком входных ниток представлены на рис. 4

Задача определения оптимальных расстояний между технологическим оборудованием на УКПГ БНГКМ вытекает из необходимости создания дорогостоящей насыпи из минерального грунта, являющейся основой для размещения оборудования на промплощадке УКПГ. Более плотная компоновка оборудования приводит к уменьшению стоимости подготовки промплощадки и увеличению ожидаемого ежегодного ущерба от аварий ввиду вовлечения в аварию большего объема оборудования.

Для ее решения рассматривалось 5 плотностей компоновки оборудования: от «тесной» (расстояния между «центральными точками» оборудования сокращены в два раза, масштаб 0,5) до «свободной» (расстояния между «центральными точками» оборудования увеличены в два раза, масштаб 2,0), для каждого случая определялся ожидаемый ежегодный ущерб от аварий и «ежегодные затраты» на подготовку промплощадки УКПГ (стоимость подготовки /30 лет эксплуатации УКПГ).

Сподг. = (а + а,-Ь + а2-Ь2)-(1+с1), (4)

Рисунок 4. Поля риска оборудованию первого (а) и второго (б) классов чувствительности для оптимизированной конфигурации оборудования.

где Сполг. - стоимость подготовки промплощадки; а, а|, а2 - стоимости работ независящих, зависящих линейно и зависящих квадратично от линейного размера промплощадки; Ь - коэффициент масштабирования промплощадки (изменения линейного размера); с! - доля от стоимости работ (а + а|-Ь + а2-Ь2), составляющая расходы, зависящие от общего объема произведенных работ (начисления).

Виды затрат на подрядные работы, их доля от общего объема и зависимость увеличения стоимости работ при увеличении линейного размера промплощадки приведены в таблице 5. При этом принималось, что стоимость работ по подготовке промплощадки УКПГ для проектной плотности компоновки оборудования (Ь=1) составляет 4937 млн. руб.

Таблица 5. Виды затрат на подрядные работы, их доля от общего объема и зависимость увеличения стоимости работ при увеличении линейного размера промплощадки___

№ Вид затрат на подрядные работы Доля от общего объема, % Коэффициент зависимости от масштаба

1 Заработная плата (ФОТ), накладные расходы, сметная прибыль 35,76 ~Ь2

2 Стоимость эксплуатации строительных машин и механизмов 6,58 ~0,5-(Ъ +Ь2)

3 Материалы поставки заказчика 11,35 ~ь

4 Материалы поставки подрядчика 22,34 ~0,5(Ь +кГ)

5 Начисления (ВЗиС, управление строительством и прочее) 23,97 -

С учетом данных таблицы 5 выражение для стоимости работ по подготовке промплощадки УКПГ запишется как:

Сподг. = (1351,9-Ь + 2630,5-Ь2)-1,24, (5)

Значения стоимостей подготовки промплощадки УКПГ и ожидаемых ежегодных ущербов для различных плотностей компоновки оборудования приведены в таблице 6, рис. 5.

Таблица 6 - Значения стоимостей подготовки промплощадки УКПГ и ожидаемых ежегодных ущербов для различных плотностей компоновки оборудования___

№ Коэффициент масштабирования промплощадки Ь Площадь УКПГ, м2 Стоимость подготовки площадки УКПГ, млн. руб. «Ежегодные затраты» на подготовку площадки УКПГ, млн. руб. Ожидаемый ежегодный ущерб от аварий на УКПГ, млн. руб.

1 0,5 45571,5 1653,2 55,1 147,6

2 0,75 102536 3091,1 103,0 99,1

3 1,0 182286 4936,7 164,6 48,8

4 1,5 410143,5 9850,8 328,4 33,7

5 2,0 729144 16395,2 546,5 22,8

Линейный масштаб промплощадки Ь

Рисунок 5. Графическое представление зависимостей «ежегодных затрат» на подготовку площадки УКПГ, ожидаемого ежегодного у щерба от аварий на УКПГ и их суммы от коэффициента масштабирования промплощадки Ь.

Из рисунка 5 видно, что минимум суммы «ежегодных затрат» на подготовку площадки и ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ наблюдается при линейном масштабе около 0,75, следовательно, компоновка проектируемой УКПГ является излишне свободной.

Предложен подход к нахождению оптимальных затрат на поддержание технического состояния оборудования выделенных технологических блоков УКПГ (и, следовательно, оптимального значения суммарной частоты возникновения аварий на оборудовании блока Х{), основывающейся на определении минимального значения суммы ежегодных затрат на поддержание технического состояния оборудования технологического блока С; и ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на оборудовании технологического блока У^ где 1 - номер рассматриваемого технологического блока. При этом предполагалось, что произведение X¡ и С; величина постоянная, т.е. увеличение финансирования работ по поддержанию технического состояния оборудования в п раз вызывает снижение аварийности на оборудовании рассматриваемого технологического блока в п раз. Таким образом,

V"' = я1лейст'-с!дсЯст'/с°пт', (6)

где индексыдсист' иопт' соответствуют имеющимся и оптимальным показателям.

Иллюстрация подхода продемонстрирована для блока входных ниток УКПГ. Отмечено, что наблюдается существенная разница в суммарных частотах возникновения аварий на оборудовании блока входных ниток до и после оптимизации затрат на поддержание технического состояния оборудования рассматриваемого блока.

В заключении показаны основные выводы и результаты исследований, сведенные к следующему:

1) создан обобщенный алгоритм анализа техногенных рисков эксплуатации рассматриваемых объектов в виде совокупности адаптированных этапов, отражающих специфику объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера;

2) разработана методика, позволяющая с удовлетворительной точностью выполнять оценку значения аварийного массового расхода газа при авариях на сборных газопроводах промысловой сети;

3) разработан способ оценки степени поражения оборудования, зданий и сооружений при авариях с пожарами на объектах добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера, апробированный на модельном объекте;

4) выявлены основные закономерности распределения риска персоналу и оборудованию на территории промплощадки УКПГ, обнаружившие значительное влияние местоположения блока входных ниток УКПГ на распределение риска по территории;

5) разработан способ оценки рационального расстояния между технологическим оборудованием УКПГ, основанный на определении минимума суммы «ежегодных затрат» на подготовку площадки и ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ;

6) предложен способ оценки вероятности возникновения каскадных аварий на объектах добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера.

Публикации

Статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК Минобрнауки РФ:

1. Сафонов B.C., Ковалев С.А., Петрулевич A.A., Овчаров C.B., Мельников A.B. Оценка возможности возникновения каскадных аварий на промысловых газопроводах-шлейфах // Безопасность труда в промышленности. - 2006. - № 9. - С. 21-23.

2. Сафонов B.C., Ковалев С.А., Петрулевич A.A., Овчаров C.B., Мельников A.B. Оценка возможности возникновения каскадных аварий на кустах скважин // Безопасность труда в промышленности. - 2006. - № 10. - С. 2023.

Публикации в периодических изданиях не входящих в «Перечень...» ВАК Минобрнауки РФ и материалах конференций:

3. Мельников A.B., Сафонов B.C., Швыряев А.А Разработка алгоритма расчета вероятности поражения людей при авариях на магистральных газопроводах // Материалы международной конференции «Новые технологии для очистки нефтезагрязненных вод, почв, переработки и утилизации нефтешламов», г. Москва, 10-11 декабря 2001 г. - С. 137.

4. Мельников A.B. Алгоритм расчета вероятности поражения людей и зданий при авариях на магистральных газопроводах // Материалы 5-ой научно-технической конференции и выставке «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса», 23 - 24 января 2003 г. - С. 58.

5. Сафонов B.C., Ковалев С.А., Петрулевич A.A., Овчаров C.B., Мельников A.B. Анализ рисков при эксплуатации газопромысловых объектов в условиях Крайнего Севера (на примере Бованенковского ГКМ) // Труды конференции "Управление рисками и устойчивое развитие ЕСГ России", mMS-2006, М.:ВНИИГАЗ, 1-2 февраля 2006. - С. 156-159.

6. Сафонов B.C., Ковалев С.А., Овчаров C.B., Мельников A.B., Желтиков E.H. Оценка показателей безопасности газопроводов высокого давления // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта: Материалы научно-технической конференции г. Новополоцк 07 июня 2006. - Новополоцк, УО «ПГУ», 2006. - С. 15-16.

7. V. Safonov, S. Kovalev, S. Ovcharov, A. Melnikov Assessment of safety indices of perspective high-pressure gas pipelines // ESREL-2006, Estoril, 18-22 September 2006 - vol.3, p. 2519-2524.

8. Сафонов B.C., Ковалев C.A., Овчаров C.B., Мельников A.B. Оценка показателей безопасности и риска перспективных газопроводов высокого давления // Вестник РУДН, Экология и безопасность жизнедеятельности. -2007.-№1 - С. 54-63.

9. Сафонов B.C., Мельников A.B., Чупин А.И., Желтиков E.H., Митрофанова Т.В. Экспресс-методика оценки размеров зон потенциального поражения людей при авариях на газопроводах // Безопасность труда в промышленности. - 2009. - № 5. - С. 66-69.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Подписано к печати 01.10.2009. Формат 60 х 841/16 Печать офсетная. Объем 1,0 усл. печ. л. Тираж 100 экз. Заказ № 5402 Отпечатано с готового оригинал-макета на полиграфической базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 142717, Московская область, п. Развилка, ВНИИГАЗ.

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

Управление промышленной безопасностью опасных производственных объектов на основе анализа риска.

Управление промышленной безопасностью опасных производственных объектов на основе анализа риска Управление промышленной безопасностью является составной частью общей системы менеджмента современного промышленного предприятия. Сегодня нельзя создать современную систему менеджмента успешно функционирующего предприятия без учета вопросов промышленной безопасности. Риск-менеджмент представляет собой многогранный итеративный процесс, базирующийся на анализе и оценке рисков и состоящий из четких упорядоченных шагов, которые улучшают процесс принятия решений, предоставляя обширную информацию по рискам и их последствиям. При наличии техногенных рисков инвестиционный проект выходит за рамки обычной финансовой деятельности. В этом случае стандартные методики оценки рисков должны корректироваться в соответствии со спецификой отрасли.Современная теория управления рисками охватывает практически все основные виды рисков: промышленные, экологические, финансовые, инвестиционные и др.Соответственно видам риска существуют и механизмы управления ими: предупредительные (в т. ч. технические и организационные мероприятия), финансовые, экономические, юридические, правовые. Менеджмент риска техногенных систем в общей системе менеджмента предприятия не только дополняет общую систему менеджмента промышленного предприятия, особенно в случае опасных промышленных объектов, но и обеспечивает аргументированную базу для выбора наиболее эффективных экономических механизмов управления рисками. Последовательное и систематическое определение условий, идентификация, анализ, контроль, мониторинг рисков и обмен информацией о них в рамках любого вида деятельности, в ходе любого рабочего процесса позволяет компаниям минимизировать убытки и увеличить свою прибыль.Для анализа техногенных опасностей и определения показателей риска эксплуатации опасных производственных объектов нефтегазовой отрасли промышленности, как за рубежом, так и в России используют достаточно широкий набор методических подходов и аналитических инструментов, которые на верхнем уровне классификации можно разделить на две следующие большие категории: методы качественной и количественной оценки риска.Качественные методы анализа опасностей, в принципе, могут использоваться в той или иной мере как самостоятельные методы на различных этапах жизненного цикла опасного производственного объекта, но поскольку они не дают числовых оценок, то практикуются в основном для выявления источников опасности, потенциально опасных событий и анализа причинно-следственных механизмов возникновения и развития аварийных ситуаций. Как показывает зарубежная практика [1,2] качественные методы в роли самостоятельных автономных инструментов чаще применяются к относительно простым объектам, где ожидаемые негативные воздействия на персонал, население, окружающую среду и имущественный комплекс незначительны. Но, как правило, еще чаще эти методы используются в составе полномасштабных алгоритмов количественного анализа риска для «отработки» стандартного этапа «Идентификация опасностей» - одного из важнейших начальных звеньев алгоритмической цепочки количественной оценки риска.Методы количественной оценки риска, в отличие от качественных, более строги и структурированы в логическом и математическом аспектах, и позволяют кроме выявления опасностей получить и проанализировать числовые показатели основных характеристик промышленной безопасности и риска опасных производственных объектов со сложной технологией.По мнению зарубежных экспертов [3], применение количественной оценки риска обеспечивает не только получение наиболее достоверных оценок техногенного риска анализируемого объекта и повышение уровня его безопасности, но и существенно улучшает экономические показатели производства. В настоящее время ни один крупный зарубежный проект нефтегазовой отрасли не рассматривается без проведения количественной оценки риска на каждой стадии жизненного цикла объекта - от обоснования инвестиций до реконструкции или закрытия. При этом особое значение придается проведению количественной оценки риска именно на этапе проектирования, исходя из понимания, что истоки аварийности скрыты в неадекватных проектных решениях. В связи с этим в подавляющем большинстве известных зарубежных нефтегазовых корпораций процедура анализа риска является важнейшим встроенным " блоком общего алгоритма проектирования.Актуальность, цели и задачи диссертационной работы Практика эксплуатации уникальных газодобывающих систем Крайнего Севера выявила целый ряд проблем, связанных с устойчивостью и безопасностью работы отдельных элементов этих систем и всей системы в целом. Как отмечено выше, причины данных проблем кроются в технических решениях, применяемых при добыче газа на месторождениях Крайнего Севера (расположение скважин группами на насыпных площадках из минерального грунта, сборных газопроводов - на сваях, площадочных сооружений — на сваях или на насыпных площадках), и очень сложных условиях эксплуатации объектов газодобычи (ММП, низкие температуры, интенсивные и протяженные во времени паводковые явления). Указанные факторы вызывают ряд специфических осложнений, приводящих к существенным отклонениям условий эксплуатации этих систем от предусмотренных проектом.Задача эффективного использования ограниченных финансовых ресурсов в условиях постоянного удорожания строительных работ на объектах газодобычи реализуется в новейших проектных решениях в виде все более плотной компоновки оборудования и увеличения его единиц на кустах скважин и промплощадках, совмещения процессов первичной сепарации пластового сырья, его дожима до давления, необходимого для глубокой очистки газа перед магистральным транспортом, стабилизации конденсата на единой площадке УКПГ, повышения рабочего давления с 7,5 до 12,0 МПа.Современные подходы к обеспечению промышленной безопасности исходят из принципа направления средств и усилий прежде всего на те участки, где больше потенциал опасности, при этом объем затрат должен быть адекватен этому потенциалу.Реализация таких подходов, особенно для сложных технических объектов, требует всестороннего анализа показателей безопасности промышленных объектов, определения внутренних механизмов аварийности и возникновения ущерба. Из приведенного в предыдущем подразделе следует, что наиболее четкие алгоритмы для решения этой задачи дает методология количественной оценки промышленного риска, применение методов которой особенно важно на этапе проектирования, что позволяет оптимизировать проектные решения с точки зрения уменьшения частот возникновения аварийных процессов и ущерба в результате их реализации. Переход на данную систему управления проектами рассматривается ОАО «Газпром» как важнейшая задача, требующая оптимизации средств расчета риска и анализа его структуры.В связи с этим, возникает необходимость рассмотрения проектов новых объектов газодобычи и подготовки газа к транспорту с точки зрения промышленной безопасности: определение потенциальных опасностей, характерных для Крайнего Севера, их анализ и разработка предложений ' по их уменьшению. Эта необходимость определяет цели настоящей работы, заключающиеся в проведении всестороннего анализа техногенного риска эксплуатации вновь проектируемых объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера. Для достижения цели работы были поставлены следующие конкретные задачи: - исследование логики развития аварий на объектах газодобычи; - обоснование масштабов распространения поражающих факторов аварий на объектах добычи и подготовки газа к транспорту; - исследование возможности возникновения каскадных аварий на объектах добычи и подготовки газа к транспорту; - расчет и анализ структуры техногенного риска, связанного с эксплуатацией установки подготовки газа к транспорту; - обоснования ряда мер, направленных на уменьшение ущерба от аварий на проектируемых УКПГ. Выбор модельного объекта Полуостров Ямал является одним* из важнейших стратегических нефтегазоносных регионов России. Промышленное освоение месторождений Ямала и прилегающих акваторий имеет принципиальное значение для обеспечения роста российской добычи газа после 2010 года.Первоочередным объектом освоения на Ямале являются сеноман-аптские залежи Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (БНГКМ). Проектный объем добычи газа на БНГКМ определен в 115 млрд. куб. м в год. В долгосрочной перспективе проектный объем добычи газа должен увеличиться до 140 млрд. куб. м в год. Ввод БНГКМ в эксплуатацию позволит компенсировать падение добычи газа на северных месторождениях в период после 2010 года. Освоение месторождения запланировано на период 2010-2017 гг. БНГКМ характеризуется тяжелыми природными условиями, удаленностью от населенных пунктов, магистралей и основных потребителей, высокой стоимостью обустройства, эксплуатации и транспорта газа.При освоении месторождения и подготовке газа к транспорту предполагается использование новых, нестандартных технических решений, таких как более плотная компоновка, оборудования и повышение рабочего давления, обещающих повышение экономической эффективности работы системы в целом.В связи с этим, в настоящей работе в качестве модельных объектов использованы проектируемые объекты газодобычи и подготовки газа к транспорту Бованенковского НГКМ, поделенные на три последовательных технологических звена: - кусты скважин, расположенные на насыпном основании» высотой 2,5 м и расстоянием между скважинами 15 м; - промысловые трубопроводы, расположенные на эстакадах с размещением на них до двух трубопроводов, объединяющиеся в единые технологические коридоры по мере приближения к УКПГ. - установка комплексной установки газа, расположенная на единой насыпной площадке, включающей в себя блоки входных ниток, первичной сепарации, низкотемпературной сепарации, ДКС 1-ой и 2-ой очередей и ГКС.

5.5 Выводы по главе

В пятой главе проведен расчет и анализ структуры риска эксплуатации УКПГ-1 Бованенковского НГКМ для двух типов реципиентов — людей и оборудования.

Показано, что несмотря на переход технологии подготовки газа на более высокие давления (11,8 МПа), коллективный риск от возможных аварий на УКПГ составляет среднестатистическую для такого рода объектов величину, что связано с соизмеримым, по сравнению с эксплуатируемыми УКПГ, числом персонала и применением современных высокоэффективных систем аварийного реагирования. При этом наибольшие уровни потенциального территориального риска для людей наблюдаются в районе расположения блока низкотемпературной сепарации (связано с высокой концентрацией оборудования) и блока, входных ниток (связано с высокой частотой аварий на газопроводах, транспортирующих «сырой газ»).

С целью уменьшения расчетных показателей риска для персонала УКПГ проведено вынесение блока входных ниток (как зоны с максимальными значениями потенциального территориального риска) из состава единой насыпной площадки на собственное основание, расположенное в 300 м от прежнего местоположения. Сравнение показателей риска для персонала обоих вариантов размещения, блока. входных ниток не показало существенной разницы между ними.

Определена структура ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ, показавшая, что вклад социального ущерба (ущерба персоналу) в ожидаемый ежегодный ущерб составляет менее 0,03 %. В связи с этим поставлена задача определения оптимального размещения технологического оборудования с целью уменьшения значения ущерба в результате аварий на УКПГ.

Для ее решения с использованием дозового подхода к оценке степени повреждения оборудования и наружных установок, предполагающего деление оборудования УКПГ на три класса чувствительности, построены поля риска разрушения оборудования каждого класса чувствительности, отражающие распределение частоты реализации поражающих факторов аварий на всех рассматриваемых технологических элементах УКПГ, приводящих к необратимым разрушениям оборудования.

Предложены методы определения оптимального размещения технологического оборудования на промплощадке УКПГ, основывающиеся на: анализе различных вариантов размещения оборудования УКПГ на промплощадке в целях минимизации величины ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ; расчете минимальной суммы ожидаемого ущерба от аварий на УКПГ и стоимости строительства промплощадки УКПГ с целью определения оптимальных расстояний между технологическим оборудованием.

При реализации первого метода определения рационального размещения для модельного объекта оптимальным было признано вынесение блока входных ниток (как оказывающего наибольшее влияние на распределение риска по территории) из состава единой насыпной площадки на собственное основание, расположенное в 300 м от прежнего местоположения.

Применение второго из приведенных методов показало, что минимум суммы «ежегодных затрат» на подготовку площадки и ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ-1 наблюдается при линейном масштабе около 0,75, следовательно, компоновка проектируемой УКПГ является излишне свободной.

Предложен подход к нахождению оптимальных затрат на поддержание технического состояния оборудования выделенных технологических блоков УКПГ (и, следовательно, оптимального значения суммарной частоты возникновения аварий на оборудовании блока Л^), основывающийся на определении минимального значения суммы ежегодных затрат на поддержание технического состояния оборудования технологического блока С; и ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на оборудовании технологического блока У;, где i - номер рассматриваемого технологического блока.

Иллюстрация подхода продемонстрирована для блока входных ниток УКПГ. Отмечено, что наблюдается существенная разница в суммарных частотах возникновения аварий на оборудовании блока входных ниток до и после оптимизации затрат на поддержание технического состояния оборудования рассматриваемого блока.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В решении проблемы обеспечения промышленной безопасности объектов газовой промышленности важная роль принадлежит методологии количественной оценки промышленного риска, получившей широкое распространение за рубежом и предлагающей для оценки безопасности универсальный критерий - риск, объединяющий вероятность и последствия (ущерб) потенциальных аварий.

Диссертация посвящена вопросам разработки алгоритма анализа риска вновь проектируемых объектов добычи и подготовки к транспорту газа месторождений Крайнего Севера, одним из наиболее технологически совершенных и энерговооруженных площадных объектов ОАО «Газпром». Эти объекты характеризуются такими проектными решениями как более плотная компоновка оборудования и увеличения его единиц на промплощадках, совмещение процессов первичной сепарации пластового сырья, его дожима до давления, необходимого для глубокой очистки газа перед магистральным транспортом, стабилизации конденсата на единой площадке УКПГ, повышение рабочего давления с 7,5 до 12,0 МПа.

Указанные особенности определяют такое специфическое осложнение при развитии аварии как каскадный эффект, возможность возникновения которого необходимо учитывать при анализе рисков такого рода объектов. В связи с этим, в настоящей работе предложен общий алгоритм анализа риска объектов добычи и подготовки к транспорту газа месторождений Крайнего Севера, учитывающий наравне с поражением персонала объекта (основной реципиент существующих алгоритмов) поражение оборудования, в том числе в результате развития каскадной аварии;

Наполнение предложенного алгоритма пригодным к практическому использованию содержимым потребовало рассмотрения конкретных задач, в результате решения которых получены следующие научные результаты:

1. разработана методика, позволяющая с удовлетворительной точностью выполнять оценку значения аварийного массового расхода газа при авариях на сборных газопроводах промысловой сети, основанная на двухэкспоненциальной модели Альберта, модернизированной для учета технологической специфики рассматриваемых объектов газодобычи;

2. разработан способ оценки степени повреждения оборудования при авариях с пожарами на объектах подготовки газа месторождений Крайнего Севера, основанный на делении типового оборудования этих объектов на классы чувствительности к тепловому воздействию и определении для каждого класса значений пороговой и гибельной доз тепловых нагрузок, соответствующих начальной и полной степени поражения оборудования;

3. предложен способ оценки степени повреждения зданий и сооружений при авариях с пожарами, основанный определении вероятности возгорания материалов (по группам воспламеняемости, согласно ГОСТ 30402-96) зданий и сооружений, подвергаемых тепловому воздействию и степени поражения зданий и сооружений (при условии их возгорания) от воздействующего на них удельного теплового потока и типа по пожарной нагрузке;

4. предложен способ оценки вероятности возникновения каскадных аварий на объектах добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера;

5. на основе методологии построения полей потенциального риска персоналу объекта, с использованием критериев поражения оборудования ВВС, осколками и дозового подхода к оценке степени повреждения оборудования и наружных установок, предполагающего деление оборудования рассматриваемых в настоящей работе объектов на три класса чувствительности, построены поля риска разрушения оборудования каждого класса чувствительности, наглядно отражающие распределение частоты реализации поражающих факторов аварий на всех рассматриваемых технологических элементах объекта, приводящих к необратимым разрушениям оборудования;

6. с использованием построенных полей риска оборудованию трех классов чувствительности предложены алгоритмы выработки мероприятий, направленных на снижение ущерба от аварий на объектах подготовки газа месторождений Крайнего Севера и частоты возникновения таких аварий;

7. разработан способ оценки рационального расстояния между технологическим оборудованием объектов подготовки газа месторождений Крайнего Севера, основанный на определении минимума суммы «ежегодных затрат» на подготовку площадки и ожидаемого ежегодного ущерба от аварий.

Дальнейшие исследования в области анализа риска для оборудования должны быть посвящены уточнению критериев поражения оборудования поражающими факторами аварий, разработке экспресс-методик оценки аварийных массовых расходов при авариях на элементах УКПГ, определению функциональных зависимостей между стоимостью мероприятия, направленного на уменьшения частоты возникновения аварий С; и частотой аварийной разгерметизации X;, совершенствованию способа оценки степени повреждения зданий и сооружений при воздействии на них тепловой радиации и алгоритмов разработки проектных мероприятий, направленных на уменьшение ожидаемого ущерба при возникновении аварий на проектируемых объектах.

По итогам работы получено 3 Акта использования от следующих организаций:

- Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»);

- Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" (ОАО "ВНИПИгаздобыча");

- Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт' проблем пожарной безопасности» (ООО «НИИППБ»).

БЛАГОДАРНОСТИ

В заключении автор желает выразить благодарность научному руководителю работы д.т.н. B.C. Сафонову, к.х.н. Е.В. Агиной, к.т.н. А.А. Петрулевичу, к.т.н. С.В. Овчарову, к.т.н. С.А. Ковалеву, к.т.н. Д.М. Захаренко и к.т.н. С.В. Ганаге за помощь в ходе научной работы, в ходе оформления диссертации, при решении организационных вопросов, возникавших во время работы. Без их поддержки работа не могла бы быть выполнена и не приобрела бы законченных форм диссертации. Также, автор желает поблагодарить коллег по работе за поддержку и благожелательное отношение.

Автор крайне признателен руководителю отдела научно-технической информации ООО «Газпром ВНИИГАЗ» С.В. Заславской за высокоэффективную организацию доступа к монографиям и периодическим изданиям отечественных и зарубежных авторов, позволившую осуществить обработку свыше 500 работ по тематике диссертации.

1. AIChE/CCPS (1992). Guidelines for hazard evaluation procedures (2-nd ed.). Center for

2. Chemical Process Safety. American institute of chemical engineers. New York.

3. ГОСТ P 51901.11-2005. Менеджмент риска, исследование опасности и работоспособности. Прикладное руководство.

4. Petronas Technical Standart Health,Safety & Management. Manual on Quantitative Risk

5. Analysis. PTS 60.166. October 1995.

6. Ковалёв С.А., Захаренко Д.М., Киркин М.А. Вопросы оптимизации компоновкиоборудования на кустовых площадках газовых скважин- // Промышленная и экологическая безопасность объектов газовой промышленности: Сб. науч. тр. — М.: ООО «ВНИИГАЗ» 2008. 482 с.

7. Сорокованов- В.А., Тарасов А.В. Результаты анализа пожаро-взрывобезопасности объектов подготовки газа к транспорту // НТС. Сер. Проблемы экологии газовой промышленности. / ИРЦ Газпром.-1999. -№3. -С. 18.

8. Сорокованов В.А., Тарасов А.В. Анализ безопасности и риска технических решений проекта перевооружения ДКС 2-ой очереди Касимовского ПХГ. НТС "Транспорт и подземное хранение газа".- М.: ИРЦ Газпром.-1999. -№ 4. -С. 13

9. Сорокованов В:А., Тарасов А.В. Анализ надежности и безопасности компоновочных решений УКПГ-1С месторождения Заполярное // Потенциал, 2001, N 1, с. 54-56.

10. Плюхина Е.Е., Аверьянов В.Е., Скобелев А.И. Анализ безопасности и оценка риска аварий при проектировании УПНГ // Нефтепромысловое дело, 2007, №12. с. 68-70.

11. Сафонов B.C., Одишария Г.Э:, Швыряев А.А. Теория и практика анализа риска в^ газовой промышленности. М.: АОЗТ «Олита», 1996г.- 190 с.

12. Инженерно-методическое пособие по обоснованию и расчету основных показателей риска при декларировании промышленной безопасности производственных объектов ОАО «Газпром» М.: ООО «Газтехнориск», 1999 г.

13. СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 «Методические указания по проведению' анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003.

14. СТО Газпром 2-2.3-351-2009 «Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных организаций ОАО "Газпром"».- М.: ООО «Газпром Экспо», 2009.

15. Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г.А., Нанивский Е.М., Ремизов В.В. Технология, разработки крупных газовых месторождений. М.: Недра, 1990 г.

16. Chamberlain G. Developments in design methods for predicting thermal radiation from flames. Chem. Eng. Des., 1987, v. 52, p.91-106.

17. Сафонов B.C. Разработка научно-методических основ и практический анализ риска эксплуатации объектов газовой промышленности. Дисс. на соискание ученой степени доктора технических наук. М.: 1997.

18. Сафонов B.C., Одишария Г.Э., Швыряев А.А., Овчаров С.В., Дворников О.С. Комплексная оценка риска эксплуатации технологических объектов крупного газоконденсатного месторождения в условиях Крайнего Севера. М.: ВНИИГАЗ 1994, стр. 184-206.

19. Васильев О.Ф., Бондарев Э.А., Воеводин А.Ф., Каниболотский М.А. Неизотермическое течение газа в трубах. Новосибирск: Наука, 1978.

20. Сулейманов В.А. Расчет нестационарных режимов эксплуатации газопроводов. — Изв. АН СССР. Сер.: «Энергетика и транспорт», 1987. -т.24. -№ 1. С. 134-142.

21. Forster М. Transient flow analysis of gas pipeline systems Pipeline Industry, 1981. — December. - p.25-28.

22. Методические рекомендации по определению потерь газа при разрыве газопроводов. — М.: ВНИИГАЗ, 1976.

23. Едигаров А.С., Сулейманов В.А. Математическое моделирование аварийного истечения и рассеивания природного газа при разрыве газопровода. — Математическое моделирование, 1994. т.7. - № 3. - С. 37-52.

24. Fanelop, Т.К., Ryhming, I.L. "Massive release of gas from long pipeline", AIAA Journal of Energy, 6, pp. 132-140(1982).

25. CRP 14E. Methods for the calqulation of physical effects. Part 1,2, Committee for the prevention of disasters. The Hague 1997.

26. Bell, R.P. Isopleth calculations for ruptures in sour gas pipeline // Energy Processing, Canada, 1978, July-August, p.36-39.

27. Botros K.K., Jungowski W.M. & Weiss M.H. Models and methods of simulating gas pipeline blowdown // Canadian Journal of Chemical Engineering, 1989, v.67, p. 529-539

28. Методические рекомендации по расчету параметров выброса газовой смеси и ее рассеивания в атмосфере при аварийных разрывах газопроводов // ГАНГ им. И.М. Губкина, ВНИИГАЗ. М.: 1992 г. - 64 с.

29. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. Серия: Классики отечественной науки, М.: Дрофа, 2003 г.

30. Аварии и катастрофы. Предупреждение и ликвидация последствий. Под ред. Кочеткова К.Е., Котляревского В.А., Забегаева А.В., М., АСВ, 1995. Кн.1. - 320 е.; 1996. - Кн. 2. - 384 е.; 1998. - Кн. 3. - 416 е.; 1998. - Кн. 4. - 208 с.

31. Покровский Г.И. Взрыв., М.: Недра, 1973. 183 с.

32. Селезнев В.Е., Алешин В.В., Прялов С.Н. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов / Под ред. В.Е. Селезнева. М.: КомКнига, 2005. 496 с.

33. Алешин В.В. Практическая технология численного прочностного анализа промышленных трубопроводов // Безопасность труда в промышленности. 2004. №7. С.29-33.

34. Алешин В.В. Повышение пожарной и промышленной>. безопасности трубопроводов энергетических систем с использованием прочностного анализа: Дисс. на соискание ученой степени, доктора технических наук. Саров: ООО «НПО ВНИИЭФ-ВОЛГОГАЗ», 2005. 303 с.

35. Алешин В.В. Повышение безопасности промышленных трубопроводных систем с использованием методов численного прочностного анализа: Дисс. на соискание ученой степени канд. техн. наук. Саров: ООО «НПО ВНИИЭФ-ВОЛГОГАЗ», 2003. 204 с.

36. Алешин В.В., Кобяков В.В. Анализ прочности трубопроводов при тепловом воздействии пожара // Безопасность труда в промышленности. 2006. №2. С.29-33.

37. Мольков А.А. Трудногорючий наполненный пенополиуретан // Строительные материалы, оборудование, технологии XXI века 2008 - №1 - с. 12.

38. McMillan W.J. Testing Pipe Insulation. "Chemical Engineering Progress". - 1974, v.70, n.4, p. 76 - 79.

39. Сорокованов B.A., Тарасов A.B. Ретроспективный анализ аварий на Уренгойском газоконденсатном месторождении г. Саратов, ОАО «ВНИПИГаздобыча», 2000 г.

40. AIChE/CGPS (2000). Guidelines for Chemical Process Quantitative Risk Analysis (Second Edition). Center for Chemical Process Safety. American institute of chemical engineers. New York.

41. Максименко А.Ф., Клименко E.T., Стативко B.JI., Халлыев Н.Х. Определение зоны безопасности при разрыве газопровода. Газовая промышленность. 2001 г., №2, с.38-39.

42. Нагорный В.П., Поляковский В.А., Белинский И.В. Влияние взрыва подземного трубопровода на окружающую среду. — Газовая промышленность. 2001< г., №4, с.67-68.

43. Hoff A. An Experimental Study of the Ignition of Natural Gas in a Simulate Pipeline Rupture. Combustion and Flame, 1983. - 49, 51-55.

44. Пономарев A.A., Карпов B.JI., Строганов B.B., Макеев В.И., Некрасов В.П. Пожароопасность рассеянных! факелов. — в кн. «Морские и арктические нефтегазовые месторождения и экология». М.: ВНИИГАЗ, 1996. - с. 131-137.

45. Cleaver R.P., Humphreys С.Е., Morgan J.D: & Robinson C.G. Development of a model to predict1 the effects of' explosions in compact congested regions. Journal of Hazardous Materials, 1997, v. 53, p. 35-55.

46. Tang M. J., Baker Q. A. A new set of blast curves from vapor cloud explosion. Process Safety Progress, 1999, v. 18, issue 4, p. 235-240.

47. Harper, M. DISC Theory Document, DNV, Oct 2005.

48. Pietersen C.M. Consequence of accidental releases of hazardous material. — J. Loss Prev.Proc. Ind; 1990, v.3, p. 136-155.

49. Bilo M., Kinsman Peter R. Thermal radiation criteria used in pipeline risk assessment. -Pipes & Pipelines, 1997, November-December, p. 17-25.

50. Lees, F.P. Loss prevention in the process industries. Second ed.1996. vol.1.

51. Бейкер У., Кокс П., Уэстайн П. и др. Взрывные явления оценка и последствия, т. 1,2 — М. Мир, 1986.

52. Морозов В.Н., Шахраманьян М.А. Прогнозирование последствий аварийных взрывов и землетрясений (теория и практика). М., УРСС, 1998, 272 с.

53. Котляревский В.А. Метание воздушной ударной волной незакрепленного твердого тела вблизи плоской преграды. Журнал ПМТФ, 1984, № 2. С. 119-128.

54. Андросов А.С., Бартак М.К. Экспериментальное исследование воспламенения древесины под влиянием тепловых потоков. В сб. "Пожароопасность веществ и материалов", М., 1982. С. 174-177.

55. Куликов B.C. и др: Исследование воспламеняемости древесины под влиянием внешнего потока излучения. — Вестник АН БССР, сер. физ-энерг. наук, 1983, № 1. С. 90-94.

56. Самотаев А.В. Исследование времени воспламенения веществ и материалов при пожаре. Пожар, техн. тактика и автомат, установки пожаротушения. М. 1989. С. 137147.

57. ГОСТ 30402-96 «Материалы строительные. Метод испытания на воспламеняемость».

58. Aydemir N. U., Magapu V. К., Sousa А. С. М. and Venart J. Е. S. Thermal response analysis of LPG tanks exposed to fire. Journal of Hazardous Materials Volume 20, December 1988, Pages 239-262.

59. Beynon, G.V., Cowley, L.T., Small, L.M., Williams, I. Fire engulement of LPG tanks: heatup, a predictive model, Journal of Hazardous Materials, Volume 20, December 1988, Pages 227-238.

60. Birk, A.M. Scale effects with, fire exposure of pressure-liquefied gas tanks Journal of Loss Prevention in the Process Industries Volume 8, Issue 5, 1995, Pages 275-290.

61. David Dancer, Dirse W. Sallet, Pressure and temperature response of liquefied gases in containers and pressure vessels which are subjected to accidental heat input, Journal of Hazardous Materials, Volume 25, Issues 1-2, 1990, Pages 3-18.

62. Nijs J. Duijm. Jet flame attack on vessels, Journal of Loss Prevention in the Process Industries, Volume 7, Issue 2, 1994, Pages 161-166.

63. Hadjisophocleous, G. V., Sousa, А. С. M., Venart, J. E. S. A study of the effect of the tank diameter on the thermal stratification in LPG tanks subjected to fire engulfment, Journal of Hazardous Materials, Volume 25, Issues 1-2, 1990, Pages 19-31.

64. Cowley, L.T., Johnson, A.D. Oil and Gas Fires — Characteristics and Impact. OTI 92 596, ^ Health and Safety Executive, London.

65. Engineering Failure Analysis (Sitges, Spain, 13-16 July 2008), June 2009, Pages 1141-1152.161

66. Raj, Phani K. Exposure of a liquefied gas container to an external fire, Journal of Hazardous Materials, Volume 122, Issues 1-2, 30 June 2005, Pages 37-49.

67. Lev, Y. Water protection of surfaces exposed to impinging LPG jet fires, Journab of Loss Prevention in the Process Industries, Volume 4, Issue 4, July 1991, Pages 252-259.

68. Landucci, G., Gubinelli, G., Antonioni, G., Cozzani, V. The assessment of the damage probability of storage tanks in domino events triggered by fire, Accident Analysis & Prevention, Volume 41, Issue 6, November 2009, Pages 1206-1215.

69. Cozzani, V., Gozzi, F., Mazzoni, A., Zanelli, S. Proceedings of the European Conference on Safety and Reliability, ESREL, Torino, 2001, p. 807.

70. Cozzani, V., Gubinelli, G., Salzano E. Escalation thresholds in the assessment of domino accidental events, Journal of Hazardous Materials, Volume 129, Issues 1-3, 28 February 2006, Pages 1-21.

71. Details of Financial Impact Calculations. Техническая документация программного комплекса Safeti Financial v.6.52$.

72. Котляревский В.А., Райнин И.М. Расчет стальных каркасов зданий и сооружений на действие взрывных, ударных и сейсмических нагрузок — Строительная механика и расчет сооружений. 1990. № 5. С. 52-56.

73. Попов Н.Н., Расторгуев Б.С., Забегалов А.В. Расчет конструкций на динамические специальные нагрузки. М., Высшая школа. 1992 г.

74. Cozzani, V., Salzano, Е. The quantitative assessment of domino effects caused by overpressure: Part I. Probit models, Journal of Hazardous Materials, Volume 107, Issue 3, 19 March 2004, Pages 67-80.

75. Zhang Mingguang, Jiang Juncheng. An improved probit method for assessment of domino effect to chemical process equipment caused by overpressure, Journal of Hazardous Materials, Volume 158, Issues 2-3, 30 October 2008, Pages 280-286.

76. Brasie, W.C., Simpson, D.W. Guidelines for estimating damage from chemical explosions loss prevention in the process industries, in: Proceedings of 2nd Loss Prevention Symposium, 1968, p. 91.

77. Clancey, V.J. Diagnostic features of explosion damage, in: Proceedings of 6th International Meeting of Forensic Sciences, Edinburgh, 1972.

78. Giesbrecht, H. Evaluation of vapour cloud explosions by damage analysis, Journal of Hazardous Materials, Volume 17, Issue 3, 1988, Pages 247-257.

79. Gugan, K. Unconfined Vapour Cloud Explosions, I.Chem. E., Rugby, 1979.

80. Maremonti, M., Russo, G., Salzano, E., Tufano, V. Post-Accident Analysis of Vapour Cloud Explosions in Fuel Storage Areas, Process Safety and Environmental Protection, Volume 77, Issue 6, November 1999, Pages 360-365.

81. Baum, M. R. Disruptive failure of pressure vessels: Preliminary design guidelines for fragment velocity and the extent of the hazard zone. Journal of Pressure Vessel Technology, 110(2), 168-176.

82. Baum, M. R. Rupture of a gas-pressurized cylindrical vessel: the velocity of a detached end-cap. Journal of Loss Prevention in the Process Industries, 8(3), 149-161.

83. Baum, M. R. The velocity of end-cap and rocket missiles generated by failure of a gas pressurised vessel containing particulate material. Journal of Loss Prevention in the Process Industries, 12(4), 259-268.

84. Baum, M. R. The velocity of large missiles resulting from axial rupture of gas pressurised cylindrical vessels. Journal of Loss Prevention in the Process Industries, 14(3), 199-203.

85. Mebarki, A., Nguyen, Q. В., Mercier, F. Structural fragments and explosions in industrial facilities. Part I: Probabilistic description of the source terms. Journal of Loss Prevention in the Process Industries, 22(4), 408^416.

86. Mebarki, A., Nguyen, Q. В., Mercier, F. Structural fragments and explosions in industrial facilities: Part II Projectile trajectory and probability of impact. Journal of Loss Prevention in the Process Industries, 22(4), 418-425.

87. Pula, R., Khan, F.I., Veitch, В., & Amyotte, P.R. A model for estimating the probability of missile impact: Missiles originating from bursting horizontal cylindrical vessels, Process Safety Progress, 26(1), 129-139.

88. Xin-mei Zhang, Guo-hua Chen. The analysis of domino effect impact probability triggered by fragments, Safety Science, Volume 47, Issue 7, August 2009, Pages 1026-1032.

89. Hauptmanns, U. A procedure for analyzing the flight of missiles from explosions of cylindrical vessels. Journal of Loss Prevention in the Process Industries, 14(5), 395—402.

90. Gubinelli, G., Zanelli, S., Cozzani, V. A simplified model for the assessment of the impact probability of fragments. Journal of Hazardous Materials, 116(3), 175—187.

91. Gubinelli, G., Cozzani, V. Assessment of missile hazards: Evaluation of the fragment number and drag factors. Journal of Hazardous Materials, 161(1), 439-449.

92. Gubinelli, G., Cozzani, V. Assessment of missile hazards: Identification of reference fragmentation patterns. Journal of Hazardous Materials, 163(2-30), 1001-1018.

93. Bagster, D.F., Pitblado, R.M. The estimation of domino incident frequencies: an approach, Proc. Safety Environ. 69 (1991) 196.

94. Gledhill, J., Lines, I. Development of methods to assess the significance of domino effects from major hazard sites, CR Report 183, Health and Safety Executive, 1998.

95. Pettitt, G.N., Schumacher, R.R., Seeley, L.A. Evaluating the probability of major hazardous incidents as a result of escalation events, J. Loss Prev. Process Ind. 6 (1993) 37.

96. Khan, F.I., Abbasi, S.A. Models for domino effect analysis in chemical process industries, Proc. Safety Prog. 17 (1998) 107.

97. Азаров Н.И., Давидюк О.В., Кошовец Н.В., Лисанов М.В. Анализ возможности каскадного развития аварий на взрывопожароопасных объектах — Безопасность труда в промышленности, 2007 г., №5, стр. 42 — 47.

98. Cozzani V., Gubinelli G., Antonioni G., Spadoni G., Zanelli S. The assessment of risk caused by domino effect in quantitative area risk analysis, Journal of Hazardous Materials, Volume 127, Issues 1-3, 9 December 2005.

99. Харисов Г.Х. Экономический эквивалент человеческой жизни: Монография. М.: Академия ГПС МЧС России, 2006. - 57 с.

100. Трунов И.Л., Трунова Л.К., Востросаблин А.А. Экономический эквивалент человеческой жизни Вестник РАЕН. -№4.-2004.

101. Проект «Обустройство сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ», том 24, раздел 3 изм. 1, книга 3 изм.1 (нов) «Данные ООО «Газкомплектимпэкс» предприятий-изготовителей в стоимости МТР», ОАО «ВНИПИГаздобыча», 2008 г.

102. Лобуз В.В., Мельников Г.Н. Оптимизация размещения оборудования в цехах серийного производства // Справочник. Инженерный журнал. 2006. - №12. - С. 35 -39.

103. Идриеов В.Р., Тляшева P.P. Вейвлет-анализ зон опасностей опасных производственных объектов Остаточный ресурс нефтегазового оборудования: сб.науч.тр. Вып. 1. - Уфа: УГНТУ, 2006. - С.78-80.

104. Идриеов В.Р., Тляшева P.P., Кузеев И.Р. Оценка зон потенциальной опасности опасных производственных объектов с использованием ГИС-технологий и вейвлет-анализа http://www.ogbus.ru/authors/Idrisov/Idrisovl.pdf, 16.10.2006.

105. Cozzani, V., Tugnoli, A., Salzano, E. Prevention of domino effect: From active and passive strategies to inherently safer design, Journal of Hazardous Materials, Volume 139, Issue 2, 10 January 2007, Pages 209-219.

106. Hendershot D.C. Inherently safer chemical process design, Journal of Loss Prevention in the Process Industries, Volume 10, Issue 3, May 1997, Pages 151-157.

107. Chan T. Leong, Azmi Mohd Shariff. Inherent safety index module (ISIM) to assess inherent safety level during preliminary design stage, Process Safety and Environmental Protection, Volume 86, Issue 2, March 2008, Pages 113-119.

108. Khan, F.I., Amyotte, P.R. Inherent safety in offshore oil and gas activities: a review of the present status and future directions, Journal of Loss Prevention in the Process Industries, Volume 15, Issue 4, July 2002, Pages 279-289.

109. Овчаров C.B. Разработка методов анализа риска эксплуатации магистральных трубопроводов: Дис. канд. техн. наук., М., 1997. — 344 с.

110. Mulbauer, W.K. Pipeline Risk Management Manual: A Systematic Approach to Loss Prevention and Risk Assessment. — Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 1992.