Оценивание риска на объекте "Реконструкция системы ППД Северокамского месторождения"

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра интеллектуальных информационных систем

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ В ГАК

Заведующий кафедрой

канд. физ.-мат. наук, доц.

____________К.И. Костенко

17 июня 2013 г.

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ (ДИПЛОМНАЯ) РАБОТА

ОЦЕНИВАНИЕ РИСКА НА ОБЪЕКТЕ «РЕКОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМЫ ППД СЕВЕРОКАМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ»

Работу выполнил А.С.Сморкалов

Факультет компьютерных технологий и прикладной математики

Специальность 280101 «Безопасность жизнедеятельности в техносфере»

Научный руководитель,

канд. техн. наук, доц. Е.А.Степаненко

Нормоконтролер,

ст. лаборант А. П. Лебедева

Краснодар 2013

РЕФЕРАТ

Дипломная работа 98 с., 10 рис., 27 табл., 11 источников, 3 прил.

ОЦЕНКА РИСКА, СОЦИАЛЬНЫЙ РИСК, СИСТЕМА ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ.

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

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

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

СОДЕРЖАНИЕ

• Введение
• 1. Используемые термины, их определения, сокращения и условные обозначения
• 1.1 Термины и их определения
• 1.2 Используемые сокращения
• 1.3 Основные условные обозначения
• 2. Постановка задачи
• 3. Описание опасного производственного объекта
• 3.1 Топографические условия
• 3.2 Метеорологические и климатические условия
• 3.3 Сведения о линейном объекте
• 3.3.1 Технологические и конструктивные решения линейного трубопровода
• 3.4 Сведения о резервуарах с нефтью на УПН «Северокамск»
• 3.5 Описание площадки блока напорной гребенки
• 4. Методология оценки риска, исходные предположения и ограничения, определяющие пределы анализа риска
• 4.1 Основные этапы анализа риска
• 4.1.1 Идентификация опасностей
• 4.1.2 Оценка риска
• 4.1.3 Разработка рекомендаций по уменьшению риска
• 4.2 Показатели степени риска ЧС
• 4.2.1 Индивидуальный риск
• 4.2.2 Потенциальный (территориальный) риск
• 4.2.3 Коллективный риск
• 4.2.4 . Социальный риск
• 4.3 Построение всего множества сценариев возникновения и развития аварии
• 4.4 Оценка частот реализации каждого из сценариев возникновения и развития аварии
• 4.5 Построение полей поражающих факторов, возникающих при различных сценариях развития аварии
• 4.6 Методики расчета, используемые для построения полей поражающих факторов при возможных авариях на объекте
• 4.6.1 Построение полей поражающих факторов, возникающих при различных сценариях развития аварий на объектах, использующих в своей деятельности легковоспламеняющиеся и горючие жидкости и газы
• 4.7 Оценка степени риска аварий на магистральных нефтепроводах
• 5. Описание методов оценки риска
• 6. Результаты идентификации опасности
• 7. Результаты оценки риска
• 7.1 Построение полей опасных факторов аварии и оценка последствий их воздействия на людей окружающую среду для различных сценариев развития аварии на участке УПН «Северокамск»
• 7.2 Расчет объемов утечки подтоварной воды при авариях на водоводе и БГ
• 7.3 Результаты расчета показателей риска на объекте
• 7.3.1 Индивидуальный риск
• 7.3.2 Коллективный риск
• 7.3.3 Оценка показателей риска аварийных разливов на магистральных нефтепроводах
• 7.3.4 Оценка риска воздействия ЧС вызванных природными явлениями
• 7.3.5 Анализ результатов оценки
• Заключение
• Список использованных источников
• Приложение А Обзорная схема расположения объекта
• Приложение Б Схема эвакуации рабочего персонала и ввода сил и средств в случае ЧС
• Приложение В Зоны возможной опасности в случае ЧС

ВВЕДЕНИЕ

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

- доступностью и низкой стоимостью воды;

- относительной простотой нагнетания воды;

- относительно высокой эффективностью вытеснения нефти водой.

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

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

Применение подтоварных вод в системе заводнения позволяет сократить расход дефицитной пресной воды для закачки в пласты и предотвратить загрязнение водоемов. Кроме того, сточные воды, как правило, содержащие ПАВы, вводимые на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти, обладают улучшенными отмывающими и нефтевытесняющими способностями, что приводит к увеличению нефтеотдачи пласта.

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

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

1. Используемые термины, их определения, сокращения и условные обозначения

1.1 Термины и их определения

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

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

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

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

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

а) для людей, флоры и фауны;

б) для почвы, воды, воздуха и ландшафта;

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

Вред окружающей природной среде - негативные изменения и последствия снижения качества природных ресурсов и среды обитания человека, биологического разнообразия и биопродуктивности природных компонентов, в конечном итоге - снижение эколого-ресурсного потенциала территорий. Понятие «вред» включает прямой и косвенный ущерб, а также убыток.[1]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- социальный риск, или F/N-кривая, - зависимость частоты возникновения событий F, в которых пострадало на определенном уровне не менее N человек, от этого числа N. Характеризует тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей;

- ожидаемый ущерб - математическое ожидание величины ущерба от возможной аварии за определенное время. [2]

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

1.2 Используемые сокращения

АВБ - аварийно-восстановительные бригады;

КИТ - контрольно-измерительные точки;

КР - климатический район (по ГОСТ 16350-80);

РНУ (РУМН) - районное нефтепроводное управление;

МН - магистральный нефтепровод;

НПС - нефтеперекачивающая станция;

ЭХЗ - электрохимическая защита трубопровода;

СанПиН - санитарные правила и нормы;

СМР - строительно-монтажные работы;

СНиП - строительные нормы и правила;

ПОС - проект организации строительных работ;

ППР - проект производства строительных работ;

ПТЭ - правила технической эксплуатации нефтепровода;

РД - рабочая документация на нефтепровод;

ТР - технический регламент нефтепровода;

ТхПс - технический паспорт участка нефтепровода;

ВРП - водо-распределительный пункт;

РВС - резервуар вертикальный стальной;

ППД - поддержание пластового давления;

БГ - блок-гребенка;

УПН - установка подготовки нефти.

1.3 Основные условные обозначения

Грi - группы факторов воздействия, определяющих вероятность возникновения аварии;

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

Fп - балльная оценка n-го участка;

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

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

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

сi - доля i-й группы факторов;

qij - доля j-го фактора в i-й группе;

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

Ji - количество факторов влияния в i-й группе;

I - количество групп;

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

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

Ксв - процент охвата сварных стыков контролем физическими методами;

Ксб - процент сбора вылившейся нефти службами эксплуатирующей организации;

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

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

Мз - средняя масса потерь нефти, т;

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

Мрз - масса нефти, загрязнившей водные объекты, т;

Рдоп - допустимое давление в трубопроводе, Па;

Рисп - испытательное давление в трубопроводе, Па;

Рраб - рабочее давление в трубопроводе, Па;

Рфакт - фактическое давление в трубопроводе, Па;

Р1 - давление на выходе головной НПС, Па;

Qmах - максимальная подача насосного агрегата, м3/с;

Q0 - подача насосного агрегата, м3/с;

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

R - один из показателей риска (степени риска);

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

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

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

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

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

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

Rе - число Рейнольдса;

Sз - площадь загрязнения поверхности земли, м2;

Sп - площадь загрязнения водной поверхности, м2;

Sдг - площадь деградированных земель, м2;

Sэфф - эффективная площадь дефектного отверстия в нефтепроводе, м2;

S0 = рD2 / 4 - площадь поперечного сечения трубопровода, м2;

D - условный диаметр нефтепровода, см;

tв - температура воздуха, °С;

фисп - количество лет, прошедших с момента последнего испытания повышенным давлением;

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

tн - температура нефти, °С;

фсвз - количество лет, необходимых для самовосстановления загрязненных земель;

фсво - время самовосстановления водных объектов;

фсн - количество лет, прошедших с момента проведения последних исследований трубопровода с помощью снарядов-дефектоскопов;

фэксп - продолжительность эксплуатации участка трубопровода, лет;

V - общий объем вытекшей нефти, м3;

Vз - объем нефти, загрязнившей землю, м3;

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

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

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

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

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

Zм - геодезическая отметка точки аварии, м;

Z1 - геодезическая отметка начала участка нефтепровода, м;

Z2 - геодезическая отметка конца участка нефтепровода, м;

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

dt(i)nm - координата границы n-го участка магистрали при анализе фактора Fij, км;

dt(j)nm - координата границы n-го участка для m-го природно-антропогенного объекта, км;

N - количество участков на трассе МН;

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

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

hт - глубина заложения нефтепровода, м;

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

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

ф1 - интервал времени с момента возникновения аварии до остановки перекачки, мин.;

ф2 - интервал времени с момента остановки перекачки до закрытия задвижек, мин.;

g - ускорение силы тяжести, м/с2;

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

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

лп - удельная частота (вероятность) аварий на участке МН, аварий/км · год);

лср - среднестатистическая по отрасли интенсивность аварий за последние 5 лет, аварий/(1000 км · год);

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

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

сг - удельное электросопротивление грунта, Ом · м;

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

драсч - расчетное значение толщины стенки трубы, мм;

дфакт - наименьшее (в пределах данного участка) фактическое значение толщины стенки трубы, см;

с - плотность нефти, т/м3;

св - плотность воздуха, кг/м3.

2. Постановка задачи

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

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

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

- определить перечень нежелательных событий;

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

- определить частоты возникновения инициирующих и всех нежелательных событий;

- оценить последствия возникновения нежелательных событий;

- разработать рекомендации по уменьшению риска.[3]

3. Описание опасного производственного объекта

3.1 Топографические условия

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

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

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

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

Связь с краевым центром - г. Пермь осуществляется по асфальтированной дороге “Стряпунята - Краснокамск - Пермь”.

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

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

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

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

3.2 Метеорологические и климатические условия

Климат района изысканий дан по метеостанции г. Пермь.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Сведения об особых природно-климатических условиях земельного участка, на котором размещен линейный объект

Снежный покров. Высота снежного покрова зависит от интенсивности циклонической циркуляции, от количества выпавших осадков, температуры воздуха. Устойчивый снежный покров в среднем устанавливается 3 ноября. Разрушение снежного покрова в среднем наблюдается 18 апреля. Средняя продолжительность снежного покрова 174 дня.

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

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

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

Степень морозоопасности для пучинистых грунтов, указанная в таблице 1, рассчитана согласно п.2.136 СНиП 2.02.01-83*.

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

Таблица 1 - Степень морозоопасности для пучинистых грунтов

ИГЭ	Наименование грунта по ГОСТ 25100 - 95 Грунты. Классификация.	Rf х 100 (таблица 39 п. 2.137 СНиП 2.02.01-83*)	Степень пучинистости грунтов (таблица 39 п. 2.137 СНиП 2.02.01-83*)
73т-4	Суглинок мягкопластичный, легкий, песчанистый	0,85	сильнопучинистый
81т-4	Глина полутвердая, легкая, пылеватая	0,23	слабопучинистый
82т-4	Глина тугопластичная, легкая, пылеватая	0,48	среднепучинистый

3.3 Сведения о линейном объекте

3.3.1 Технологические и конструктивные решения линейного трубопровода

Общая часть

Режим работы объекта постоянный, круглосуточный.

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

Сведения о трубопроводах, категории и классе линейного объекта

Водовод предназначен для транспорта подтоварной воды.

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

С учетом физико-химических свойств транспортируемой жидкости и стойкости материала труб к ней, согласно СН 550-82 низконапорный водовод относится к категории V группы В.

По назначению, диаметру, рабочему давлению и наличию газового фактора водовод согласно РД 39-132-94 относится к IV категории.

Протяжённость низконапорного водовода от УПН «Северокамск» до напорного колодца «Запад» составляет 2,6 км.

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

Температура транспортируемого продукта составляет от плюс5?С до плюс 25?С;

На основании гидравлического расчета на максимальную производительность по жидкости 120 мі/сут. (138мі/сут. с учетом 15% запаса) внутренний диаметр напорного нефтепровода принят 70мм. Минимальный расход жидкости в водоводе - 20 мі/сут.

Водовод представляет собой комплекс производственных объектов:

- линейная часть;

- узел учета;

- блок гребенки.

Перепад высот площадок существующей насосной и напорного колодца «Запад» составляет 82,5 м в направлении площадки напорного колодца «Запад», что учтено в гидравлическом расчете.

Прокладка водовода принята подземной ниже уровня промерзания грунта, температура грунта в расчете принята равной плюс 1?С.

Физико-химическая характеристика перекачиваемого продукта приведена в таблице 2 по данным результатов анализа аккредитованной химико-аналитической лаборатории ООО «Универсал-Сервис», г. Полазна.

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

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

Таблица 2 - Физико-химическая характеристика перекачиваемого продукта

Наименование показателя	Значение
Место отбора	УКПН «Северокамск»
Плотность кг/мі	1073
pH, ед. pH	7,49
Содержание компонентов: мг/дмі:
СО3 (ГОСТ Р 52963-2008) НСО3 (ПНД Ф 14.2.99-97) CI (ПНДФ 14.1:2:4.111-97) SO4 (РД 52.24.483-2005) Ca (ПНДФ 14.1:2.95-97) Mg (ПНДФ 14.1:2.95-97 Na+K* (рассчетный)	0,00 220,99 62374,28 1551,03 6132,24 2231,84 32645,87
Общая минерализация, мг/дмі	105156,25
Жесткость, °Ж	489,60
Нефтепродукты, мг/дмі	19,95
Взвешенные вещества, мг/дмі	9,0

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

Трасса водовода пересекает существующие коммуникации и воздушные сети.

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

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

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

В районе расположения объекта имеется пожарный водоём объёмом 50 м3.

Эксплуатационные характеристики

Срок эксплуатации водовода - 50 лет (по данным завода изготовителя).

Рабочее давление - 3,0 МПа.

Производительность трубопровода - 120 м3.

Продукт - подтоварная вода.

Наружный диаметр и толщина стенки труб - 95х12.5.

Материал труб - полимерно-армированные трубы ПАТ

Расстояние от оси проектируемого водовода от существующих и параллельно проходящих коммуникаций приняты в соответствии с требованиями РД 39-132-94 и приняты из условий безопасности строительства и эксплуатации объекта.

В таблицах 3 и 4 указаны основные характеристики будущего трубопровода.

Таблица 3 - Характеристики водовода

Диаметр и толщина стенки трубопро-вода, мм	Рабочее давление P, МПа	Марка полиэти-лена	Коэффициент B	Величина допускаемого эквивалентного напряжения, МПа	Расчетная толщина стенки, мм
					расчетный случай 1	расчет-ный случай 2
95х12,5	3,0	ПЭ-80	0,098	85,8	1,46	1,63

Таблица 4 - Конструктивные решения

Наименование трубы ПАТ, наружный диаметр D, мм	Внутрен-ний диаметр Dу, мм	Толщина стенки, мм	Диаметр проволоки, мм	Число продольных проволок, шт.	Шаг навивки спиральной проволоки, не более, мм	Вес 1 пог. м, кг
			продол	спирал
ПАТ-95	70,0	12,5	2,5	2,5	30	5,3	8,0

Перечень пересекаемых искусственных преград приведен в таблице 5.

Таблица 5 - Искусственные преграды

№ Пересечения	Существующие коммуникации
1	Дорога полевая
2	Дорога полевая
3	10 кВ 3 пр
4	Дорога полевая
5	10 кВ 3 пр
6	Нефтепровод
7	10 кВ 3 пр
8	10 кВ 3 пр
9	10 кВ 3 пр
10	10 кВ 3 пр
11	Дорога полевая
12	Нефтепровод ст.114
13	10 кВ 3 пр
14	10 кВ 3 пр
15	10 кВ 3 пр
16	10 кВ 3 пр
17	каб 0,4 кВ
18	10 кВ 3 пр
19	10 кВ 3 пр
20	Водовод ст.73
21	Водовод стб.112 гл.0,9

Переходы через водные преграды отсутствуют.

3.4 Сведения о резервуарах с нефтью на УПН «Северокамск»

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

Таблица 6 - Характеристики резервуара вертикального стального объемом 400 м3

Объем резервуара, м3.	Диаметр мм	Высота обечайки, мм	Количество поясов	Толщина пояса нижн./верхн.	Количество рулонов	Ориентировочная масса, т (масса зависит от типа и исполнения резервуара)
400	8530	7450	5	4	1	от 11 до 23

3.5 Описание площадки блока напорной гребенки

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

В состав площадки блока напорной гребенки входят:

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

- блок аппаратурный;

- подземная дренажная емкость V=3м3.

Блок напорной гребенки предусмотрен открытого исполнения У1 по ГОСТ 15150-69 на раме с ограждением высотой 1250мм.

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

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

Трубопроводы блока напорной гребенки выполнены с теплоизоляцией из вспененного каучука «K-Flex» с покрытием AL CLAD и электрообогревом с применением саморегулирующих электрических нагревательных лент 25ФСР2-СТ. Блок аппаратурный представляет собой помещение с габаритными размерами 2130х1030х2500 мм и размещается на площадке отдельно от блока напорной гребенки открытого исполнения.

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

4. Методология оценки риска, исходные предположения и ограничения, определяющие пределы анализа риска

4.1 Основные этапы анализа риска

Процесс проведения анализа риска включает следующие основные этапы:

- идентификацию опасностей;

- оценку риска;

- разработку рекомендаций по уменьшению риска.

4.1.1 Идентификация опасностей

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

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

Результатом идентификации опасностей являются:

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

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

- предварительные оценки опасности и риска.

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

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

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

- выработка предварительных рекомендаций по уменьшению опасностей.

4.1.2 Оценка риска

Основные задачи этапа оценки риска связаны с:

- определением частот возникновения «инициирующих событий»;

- оценкой последствий возникновения «инициирующих событий»;

- обобщением оценок риска.

Для определения частоты нежелательных событий используются:

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

- логические методы анализа “деревьев событий”, “деревьев отказов”, имитационные модели возникновения аварий в человеко-машинной системе;

- экспертные оценки путем учета мнения специалистов в данной области.

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

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

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

- анализа неопределенности и точности полученных результатов;

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

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

- построение всего множества сценариев возникновения и развития аварии;

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

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

- оценку последствий воздействия поражающих факторов аварии на человека или материальные объекты.[3]

4.1.3 Разработка рекомендаций по уменьшению риска

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

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

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

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

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

- меры по уменьшению вероятности возникновения аварийной ситуации, включающие:

- меры по уменьшению вероятности возникновения инцидента,

- меры по уменьшению вероятности перерастания инцидента в аварийную ситуацию;

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

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

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

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

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

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

- при минимальных затратах обеспечить снижение риска до приемлемого уровня.[3]

4.2 Показатели степени риска ЧС

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

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

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

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

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

- социальный риск, или F/N кривая - зависимость частоты возникновения событий F, в которых пострадало на определенном уровне не менее N человек, от этого числа N. Характеризует тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей;

- ожидаемый ущерб - математическое ожидание величины ущерба от возможной аварии, за определенный период времени.[3]

4.2.1 Индивидуальный риск

Индивидуальный риск R, год-1, определяют по формуле

 (1)

где Qn1 - условная вероятность поражения человека при реализации i-й ветви логической схемы;

Q(Ai)- вероятность реализации в течение года i-й ветви логической схемы, год-1;

n - число ветвей логической схемы.

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

- вычисляются избыточное давление dp и импульс i

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

, (2)

где

, (3)

где Дp- избыточное давление, Па;

i- импульс волны давления, Па*с;

С помощью таблицы 7 определяют условную вероятность поражения человека.

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

Условная вероятность поражения (Qni)	Рr
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
0	-	2,67	2,95	3,12	3,25	3,36	3,45	3,52	3,59	3,66
10	3,72	3,77	3,82	3,90	3,92	3,96	4,01	4,05	4,08	4,12
20	4,16	4,19	4,23	4,26	4,29	4,33	4,36	4,39	4,42	4,45
30	4,48	4,50	4,53	4,56	4,59	4,61	4,64	4,67	4,69	4,72
40	4,75	4,77	4,80	4,82	4,85	4,87	4,90	4,92	4,95	4,97
50	5,00	5,03	5,05	5,08	5,10	5,13	5,15	5,18	5,20	5,23
60	5,25	5,28	5,31	5,33	5,36	5,39	5,41	5,44	5,47	5,50
70	5,52	5,55	5,58	5,61	5,64	5,67	5,71	5,74	5,77	5,81
80	5,84	5,88	5,92	5,95	5,99	6,04	6,08	6,13	6,18	6,23
90	6,28	6,34	6,41	6,48	6,55	6,64	6,75	6,88	7,05	7,33
-	0,00	0,10	0,20	0,30	0,40	0,50	0,60	0,70	0,80	0,90
99	7,33	7,37	7,41.	7,46	7,51	7,58	7,65	7,75	7,88	8,09

4.2.2 Потенциальный (территориальный) риск

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

4.2.3 Коллективный риск

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

, (4)

где Rкол - коллективный риск;

P(Ai) - вероятность происхождения i- той аварии, это ничто иное как ожидаемое количество аварий i- того типа за определенный промежуток времени (год);

Niпораж - количество пораженных при i- той аварии;

n - количество всех аварий.

4.2.4 Социальный риск

Социальный риск, или F/N кривая - зависимость частоты возникновения событий F, в которых пострадало на определенном уровне не менее N человек, от этого числа N. Характеризует тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей.

4.3 Построение всего множества сценариев возникновения и развития аварии

Множество причин возникновения аварийной ситуации можно поделить на четыре класса:

- отказы оборудования;

- отклонение от технологического регламента;

- ошибки производственного персонала;

- внешние причины (стихийные бедствия, катастрофы, диверсии и т.д.);

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

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

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

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

- Первичные отказы.

- Вторичные отказы.

- Отказы управления.

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

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

Анализ дерева неполадок выполняется в четыре стадии:

- постановка задачи;

- разработка дерева неполадок;

- определение минимальных прерывающих совокупностей;

- ранжирование этих совокупностей.

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

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

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

Для анализа ошибок персонала используются различные методики, содержащие:

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

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

- использование данных, получаемых из записей о предшествующих событиях;

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

Внешние события могут инициировать аварии на различных объектах. Хотя частота наступления таких событий достаточно мала, они могут приводить к крупномасштабным последствиям.

Внешние события могут быть поделены на две категории:

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

- явления, возникающие в результате деятельности людей: авиакатастрофы, падение ракет, деятельность соседних промышленных объектов, диверсии и т.д.[3]

4.4 Оценка частот реализации каждого из сценариев возникновения и развития аварии

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

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

Основная процедура анализа дерева событий включает четыре стадии:

- определение перечня исходных событий;

- определение «безопасных действий» для каждого исходного события;

- построение дерева событий;

- описание общей последовательности событий;

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

- работу системы зашиты, включая системы автоматического отключения;

- работу сигнализации, предупреждающую персонал о происшедших событиях;

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

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

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

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