Риски при эксплуатации газоконденсатного месторождения (стр. 5 )

Коэффициенты эмиссии и значения масс выбросов ЗВ при сгорании дизельного топлива приведены в табл. 8.9.

Таблица 8.9

Коэффициенты эмиссии и масса загрязняющих веществ, выделяющихся при сгорании дизельного топлива

Поллютант	Кa	М, кг
Оксид углерода	7,06 · 10-3	7907
Сероводород	1,00 · 10-3	1120
Оксиды азота	2,61 · 10-2	29232
Оксиды серы	1,00 · 10-3	1120
Сажа	1,29 · 10-2	14448
Синильная кислота	1,00 · 10-3	1120
Пятиокись ванадия	2,30 · 10-5	25,76
Бенз(а)пирен	6,90 · 10-8	0,077

С учетом коэффициента индексации Ки, равного 0,08 (для 2000 г. по сравнению с 1996 г., для уровня цен которого была адаптирована методика) суммарный ущерб природной среде от загрязнения атмосферного воздуха равен 0,053 млн руб.

При расчете НМВУ при страховании имущества суммируются восстановительная стоимость двух резервуаров – 756 тыс. руб. (2 · 378 тыс. руб.) и стоимость сгоревшего дизельного топли-
ва – 9,6 млн руб. при цене дизельного топлива (с учетом его доставки в регион добычи нефти), равной 8600 руб./т (табл. 8.10).

Таблица 8.10

Структура внеплановых финансовых потерь при авариях

на резервуаре с дизельным топливом

(нормальный максимально возможный ущерб

при страховании имущества и страховании ответственности)

Виды страхования	Статьи максимальных потерь	Суммы потерь, млн руб	Всего, млн руб.
Имущественное	Стоимость резервуаров	0,756	10,3
	Стоимость дизельного топлива	9,6
Страхование ответственности	Потенциальные риски за ущерб ОПС	0,053	0,053
ИТОГО	10,4

Таким образом, величина суммарного НМВУ может со-ставить около 10,4 млн руб. Частота инициирующего события (разрушение резервуара) по статистическим данным принята
10-2–10-4 шт./год.

При развитии аварии на резервуарах, приводящем к разрушению ДНС, суммарные внеплановые потери, определенные с учетом катастрофических МВУ, складываются из всех составляющих НМВУ и, кроме того, восстановительной стоимости ДНС (около 9 млн руб.), упущенной выгоды, связанной с недопоставкой товарной нефти, а также ущерба, нанесенного лесу. Потеря до-бываемой нефти, связанная с перерывом в производстве в тече-
ние месяца, составляет 6912 т, что при рыночной цене на нефть 5500 руб. за 1 т, приводит к упущенной выгоде около 38 млн руб. (табл. 8.11).

Ущерб лесу приближенно оценивается как произведение 30-кратной ставки лесных податей за древесину повреж-денных деревьев и величины площади, пострадавшей от пожара (385 га).

Таблица 8.11

Структура внеплановых финансовых потерь при авариях

на резервуаре с дизельным топливом (с учетом катастрофических максимально возможных ущербов при страховании имущества

и страховании ответственности)

Виды страхования	Статьи максимальных потерь	Суммы потерь, млн руб.	Всего, млн руб.
Имущественное	Стоимость резервуаров	0,756	19,356
	Стоимость дизтоплива	9,6
	Стоимость ДНС	9,0
Страхование ответственности	Потенциальные иски за ущерб ОПС	0,053+ущерб лесу	0,053+ущерб лесу
Упущенная выгода	Перерыв в производстве	38,0	38,0
ИТОГО:	>57,4

Наличие надежного обвалования резервуара позволяет заведомо избежать при пожаре разлития поражения остальных объектов ДНС, т. е. потерь, связанных с восстановлением ДНС и упущенной выгоды. Например, для ДНС одного из месторождений были рассчитаны возможные финансовые потери при наличии и при отсутствии обвалования. Возведение обвалований позволяет снизить размеры суммарного ущерба с 158 до 22,5 млн руб. При этом иски за загрязнение водно-болотных комплексов и водотоков минимизируются, сокращая размер потенциальных внеплановых потерь с 277 до 22 млн руб. (стоимость резервуара и дизтоплива в нем). В результате фактические затраты на обвалование (несколько тысяч рублей) позволяют снизить лимиты ответственности на миллионы рублей.

8.6. Риски при эксплуатации объектов переработки УВ

Главная особенность предприятий по переработке УВ – наличие больших по объему пожаровзрывоопасных продуктов и сырья. Несмотря на совершенствование систем ПВБ, количество аварий постоянно возрастает. Крупные аварии и сопровождающие их пожары и взрывы на производствах, связанных с переработкой УВ, в большинстве случаев происходят из-за утечек горючей жидкости или газа, возникающих по следующим причинам [1]:

·  нарушение правил техники безопасности и пожарной безопасности (33%);

·  некачественный монтаж и ремонт оборудования (22%);

·  некачественная защита от молний (3%);

·  нарушение правил технологического регламента (1%);

·  износ оборудования (8%);

·  недостаточно качественные сальниковые уплотнения и фланцевые соединения (1%);

·  прочие причины (2%).

Источниками воспламенения газовоздушных смесей на открытых технологических установках являются:

·  нагретая до высокой температуры поверхность технологического оборудования (36,8%);

·  открытый огонь печей (22,8%);

·  электрические искры неисправного оборудования (8,9%);

·  открытый огонь при газоэлектросварочных работах (8,8%);

·  повышение температуры при трении (7,6%);

·  самовоспламенение продуктов (7,5%);

·  прочие источники (7,6%).

Причины возникновения аварий, связанные с технологическим оборудованием, расположенным на открытых производственных площадках, представлены в табл. 8.12.

Таблица 8.12

Причины аварий на открытых технологических установках

Причина аварии	Количество аварий, %
Выход продукта через сальники, прокладки и т. д.	30,2
Нарушение режима эксплуатации технологической линии	16,9
Некачественный монтаж оборудования	14,1
Коррозия оборудования	12,1
Прогар труб	8,5
Переполнение промканализации	10,6
Прочие причины	10,6

Таблица 8.13

Распределение количества аварий

по видам технологического оборудования

Оборудование	Количество аварий, %
Технологические трубопроводы	31,2
Насосные станции	18,9
Емкостные аппараты (теплообменники, дегидраторы)	15,0
Печи	11,4
Ректификационные, вакуумные и прочие колонны	11,2
Промканализация	8,5
Резервуарные парки	3,8

Пожаровзрывоопасность отдельных блоков наружных технологических установок определяется характером сырья и готовой продукции, параметрами технологического процесса и особен-ностями оборудования. Распределение количества аварий по не-которым видам технологического оборудования представлено
в табл. 8.13.

Стадийность аварий

Аварийное истечение горючих газов (в том числе сжиженных), легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ), залповый выброс горючих газов из поврежденной части технологического оборудования являются прямыми источниками загазованности территории соответствующих производств. В общем случае ход подобных аварий можно разделить на несколько последовательных стадий (см. рис.).

Прямые экономические потери от крупных аварий на НПЗ США за 25 лет составили около 1,66 млрд долл. (при средних потерях от одной крупной аварии 58 млн долл.). При общих прямых потерях в указанных 10 авариях в размере 553,1 млн долл. дополнительные потери от остановки производства составляют 742 млн долл. Доля потерь из-за ошибок операторов в общих прямых потерях от крупных аварий составила в среднем 22% (это вторая причина после механических повреждений).

Стадии и характеристики развития аварии с выбросом горючих газов

Риск и вероятности аварийных ситуаций

Количественная оценка риска требует данных о надежности функционирования различных узлов, арматурных и регулирующих устройств, контрольно-измерительной аппаратуры и других элементов оборудования. Также необходим сбор и анализ информации о последствиях аварий, в частности, образование парогазовоздушных облаков, передвигающихся за пределы территории предприятия, что может привести к огромному ущербу. Для количественной оценки необходимы исследования характеристик этих облаков и зон их возможного распространения.