Анализ управления безопасностью труда на предприятии

- созданы действующей системы экологического мониторинга и состояния природной среды;

- проводится регулярно производственно-экологической контроль производственных объектов.

Для предотвращения разлива нефти в случае порыва и уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду межпромысловый нефтепровод оборудован:

- системой обнаружения утечек;

- системой телемеханики;

- по трассе нефтепровода предусмотрена установка электроприводных задвижек.

Для контроля за процессом коррозии в процессе эксплуатации трубопровода по трассе нефтепровода на расстоянии 20 - 25 км друг от друга предусмотрены узлы контроля скорости коррозии.

Установленная система телемеханики на межпромысловом нефтепроводе многофункциональная. По надежности система телемеханики линейной части нефтепровода соответствует требованиям ГОСТ 26.205-88. По достоверности передаваемой информации система телемеханики соответствует 1 категории по ГОСТ 26.205-88. Система телемеханики в процессе эксплуатации не оказывает вредного влияния на окружающую среду. Внедрение системы телемеханики позволяет:

-повысить оперативность управления технологическим оборудованием и уменьшить вероятность возникновения неконтролируемых аварий (разливов нефти, возгораний, взрывов), которые могут нанести значительный ущерб окружающей среде и привести к гибели людей;

- увеличить количество контролируемых технологических параметров;

- повысить надежность функционирования технических средств.

Унифицированная система обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе предназначена:

- для непрерывного контроля герметичности (обнаружения утечек и несанкционированного доступа);

- определения точного места подключения с оценкой величины расхода нефти.

Система обнаружения утечек построена на регистрации импульса давления при возникновении утечки. При использовании данной системы обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе позволяет:

- сократить время от момента возникновения утечек до остановки перекачки;

- сократить время ликвидации утечки за счет точного указания места разрыва;

- снизить вероятность ошибок управления за счет автоматизации функций контроля и состояния нефтепровода.

Благородя внедрению на опасных производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» современных автоматизированными системами контроля безопасности производственной деятельности по добыче и транспортировке нефти по трубопроводным системам позволяет снизить объемы аварийных разливов нефти при чрезвычайной ситуации.

В Обществе, имеются резервы финансовых и материально-технических средств для ликвидации чрезвычайных ситуаций обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов в соответствии с требований действующего законодательства. Резервы финансовых средств находятся на текущем счете ООО «Нарьямарнефтегаз».

3.8 Обеспечение защищенности критически важных и потенциально опасных объектов от угроз природного и техногенного характера

В Государственном реестре опасных производственных объектов (ОПО) зарегистрировано 42 объекта из них взрывопожароопасных 37, эксплуатируемых ООО «Нарьянмарнефтегаз» (свидетельство о регистрации №А25-01000 от 11.04.2011г.

Заключены с ОАО «Капитал Страхование» договоры страхования гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты

Для уменьшения рисков, возникновения аварийных ситуаций обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов на производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз», предусмотрены конструктивные, объемно-планировочные, инженерно-технические решения, имеющие природоохранную направленность, способствующие максимальному сохранению всех компонентов природной среды в естественном состоянии, а именно:

- внедрено высокопроизводительное и экологическое оборудование;

- установлены обвалования кустов скважин с целью локализации возможных разливов нефти;

- применяются герметизированные системы сбора и транспорта нефти;

- используются автоматизированные систем контроля и управления за процессом добычи и транспорта нефти;

- применяются системы автоматической блокировки и предохранительных устройств на технологическом оборудовании, работающем под давлением;

- применяются технологическое оборудования в блочном исполнении, заводского изготовления;

- применяется оборудование и арматура, на давление, превышающее расчетное;

- управление технологическим процессом осуществляется с помощью средств автоматики;

- в трубопроводных системах транспорта нефти повышенная толщина стенки относительно расчетной;

- используются системы неразрушающего контроля сварных соединений трубопроводов и несущих конструкций нефтепромысловых объектов;

- применяются антикоррозионная защита трубопроводов и оборудования;

- оборудование резервуарного парка товарной нефти находится в бетонном каре, что позволит значительно уменьшить площадь разлива нефти при разгерметизации резервуара;

- созданы действующей системы экологического мониторинга и состояния природной среды;

- проводится регулярно производственно-экологической контроль производственных объектов.

Для предотвращения разлива нефти в случае порыва и уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду межпромысловый нефтепровод оборудован:

- системой обнаружения утечек;

- системой телемеханики;

- по трассе нефтепровода предусмотрена установка электроприводных задвижек.

Для контроля за процессом коррозии в процессе эксплуатации трубопровода по трассе нефтепровода на расстоянии 20 - 25 км друг от друга предусмотрены узлы контроля скорости коррозии.

Установленная система телемеханики на межпромысловом нефтепроводе многофункциональная. По надежности система телемеханики линейной части нефтепровода соответствует требованиям ГОСТ 26.205-88. По достоверности передаваемой информации система телемеханики соответствует 1 категории по ГОСТ 26.205-88. Система телемеханики в процессе эксплуатации не оказывает вредного влияния на окружающую среду. Внедрение системы телемеханики позволяет:

-повысить оперативность управления технологическим оборудованием и уменьшить вероятность возникновения неконтролируемых аварий (разливов нефти, возгораний, взрывов), которые могут нанести значительный ущерб окружающей среде и привести к гибели людей;

- увеличить количество контролируемых технологических параметров;

- повысить надежность функционирования технических средств.

Унифицированная система обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе предназначена:

- для непрерывного контроля герметичности (обнаружения утечек и несанкционированного доступа);

- определения точного места подключения с оценкой величины расхода нефти.

Система обнаружения утечек построена на регистрации импульса давления при возникновении утечки. При использовании данной системы обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе позволяет:

- сократить время от момента возникновения утечек до остановки перекачки;

- сократить время ликвидации утечки за счет точного указания места разрыва;

- снизить вероятность ошибок управления за счет автоматизации функций контроля и состояния нефтепровода.

Благородя внедрению на опасных производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» современных автоматизированными системами контроля безопасности производственной деятельности по добыче и транспортировке нефти по трубопроводным системам позволяет снизить объемы аварийных разливов нефти при чрезвычайной ситуации природного и техногенного характера.

вредный производственный профилактика чрезвычайный

3.9 Страхование и социальная поддержка работников

В ООО «Нарьянмарнефтегаз» ежегодно заключает договора с ОАО «Капитал Страхование» на выполнении мероприятий и реализации комплекса мер, направленных на социальную поддержку работников, пострадавших от ЧС и нуждающихся в реабилитации. Размеры единовременных и компенсационных выплат работникам за материальный ущерб или увечья (заболевания), полученные в связи с ЧС и выполнением работ по их ликвидации выплачиваются в соответствии требования законодательства РФ;

ООО «Нарьянмарнефтегаз» заключает с ОАО «Капитал Страхование» договоры страхования гражданской ответственности организаций от негативного воздействия ЧС, эксплуатирующей опасные производственные объекты.

3.10 Государственное регулирование деятельности РСЧС

Комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечение пожарной безопасности ООО "НАРЬЯНМАРНЕФТЕГАЗ" (далее КЧС Общества), предназначена для защиты жизни и здоровья сотрудников Общества и населения, оказавшегося в зоне чрезвычайной ситуации. Организации и выполнения работ по предупреждению и ликвидации ЧС природного и техногенного характера (далее ЧС) их последствий на территории производственной деятельности Общества, защиты окружающей среды и уменьшения внеплановых потерь от ЧС.

КЧС Общества является постоянно действующим руководящим и координирующим органом управления в области предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности.

КЧС Общества организует свою деятельность по административно-территориальному принципу построения и функционирования единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций России.

Задачи КЧС Общества определяются в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации, приказами и указаниями МЧС и Минэнерго России, с учетом специфики деятельности Общества, а также приказами и указаниями "ОАО ЛУКОЙЛ".

Состав КЧС Общества формируется из руководящего состава аппарата управления Общества, руководителей управлений, отделов и специалистов, к компетенции которых относятся вопросы по предупреждению и ликвидации ЧС и обеспечению пожарной безопасности

В зависимости от обстановки, масштаба прогнозируемой или возникшей ЧС или решения КЧС Общества устанавливается один из следующих режимов функционирования:

Режим повседневной деятельности - при нормальной производственной, радиационной, химической, биологической (бактериологической), сейсмической и гидрометеорологической обстановке, при отсутствии эпидемий на объектах Общества и близлежащих территорий.

Режим повышенной готовности - при ухудшении производственной, радиационной, химической, биологической (бактериологической), сейсмической и гидрометеорологической обстановки, при получении прогноза о возможности возникновения ЧС.

Режим чрезвычайной ситуации - при возникновении и во время ликвидации ЧС.

Основные функции:

- Сбор и обработка данных, получаемых от диспетчерских служб нефтепромыслов ООО «Нарьянмарнефтегаз» о чрезвычайных ситуациях природного и техногенного характера;

- Оповещение управления и членов КЧС Общества, руководителей структурных подразделений об угрозе или возникновении чрезвычайной ситуации природного и техногеного характера;

- Оповещение органов государственного реагирования при ЧС осуществляется в соответствии регламента передачи информации.

- Оповещение и предоставление информации о чрезвычайных ситуаций производится в соответствии регламента: «Предоставление информации о чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера (в том числе инциденте, аварии, ДТП, пожаре, несчастном случае) на объектах ООО Нарьянмарнефтегаз».

В целях заблаговременного проведения мероприятий по предупреждению ЧС природного и техногенного характера и максимально возможного снижения размеров внеплановых потерь в случае их возникновения, осуществляется планирование действий по вопросам предупреждения и ликвидации ЧС в Обществе. Объем и содержание планируемых мероприятий определяется, исходя из принципов необходимой достаточности и максимально возможного использования имеющихся сил и средств Общества, с учетом возможных ЧС.

Ликвидация ЧС осуществляется силами и средствами Общества под непосредственным руководством Генерального директора (или его заместителей) Общества. Ликвидация ЧС осуществляется в строгом соответствии требования системы управления по ликвидации ЧС.

3.11 Федеральные целевые программы

Состояние финансирования и основные результаты выполнения программы промышленной безопасности в области предупреждения и ликвидации ЧС, пожарной и радиационной безопасности в сравнении с аналогичным периодом прошлого года, в том числе по форме, приведенной в табл. 3.4

Проблемные вопросы реализации мероприятий, предусмотренных программами и возможные пути их решения.

3.12 Состояние финансирования программ промышленной безопасности в области предупреждения и ликвидации ЧС, пожарной и радиационной безопасности

Таблица 3.4 - Состояние финансирования программ промышленной безопасности

Наименование мероприятий программ	Планируемые результаты	Объем финансирования, млн. руб.
		плановый	фактический
Пожарная безопасность	2,83	2,83	2,83
Предупреждение ЧС	17	17	17
Ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов	10	10	10
Радиационная безопасность	0	0	0

Экономическое регулирование

Состояние финансирования мероприятий в области защиты населения и территорий от ЧС, в том числе данные по форме табл. 3.5;



Таблица 3.5 - Финансирование мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций, тыс. руб.

Направление деятельности	Средства организаций
	план	факт.
предупреждение ЧС	17000	17000
снижение ущерба от ЧС	10000	10000
ликвидация ЧС	0	0
ИТОГО	27000	27000

3.13 Предложения по совершенствованию защиты населения и территории от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, обеспечению пожарной безопасности и безопасности людей на водных объектах от чрезвычайных ситуаций

Совершенствовать приоритетные направления деятельности КЧС Общества в области предупреждения прогнозируемых чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, снижения внеплановых потерь и размеров материального ущерба, более расширенного обеспечения социальной поддержки персонала объектов участвующих в предупреждении и ликвидации ЧС.

Внедрение на опасных производственных объектов передовых технологий по обнаружению и тушению пожаров. Создание на договорной основе противопожарных формирований по организации мероприятий по предупреждению и тушению пожаров на производственных объектах организаций Группы «ЛУКОЙЛ». Актуализация программ по обеспечению пожарной безопасности на производственных объектах организации Группы «ЛУКОЙЛ».

Аварийность и травматизм.

В 2011 году в ООО «Нарьянмарнефтегаз» травм работников с временной потерей трудоспособности, аварий, пожаров, других ЧС зафиксировано не было.

Показатель производственного травматизма является одним из критериев, по которому характеризуется деятельность предприятия в целом. К показателям производственного травматизма относятся два коэффициента:

* коэффициент частоты (количество несчастных случаев на 1000 работающих за отчетный период)

Коэффициент частоты по Обществу:

Кч=1000 * количество н/с

ср.списочное число работающих

Таблица 3.6 - Коэффициент частоты по Обществу

	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011
Кч	0,96	1,47	1,75	0,73	2,35	2,54	0,97	0
Кол-во н/с	2	1	2	1	3	3	1	0
ср.списочное число работающих	1041	682	1141	1370	1277	1181	1030	724

коэффициент тяжести травматизма (средняя длительность временной нетрудоспособности, приходящая на один несчастный случай

Кт= суммарное кол-во дней временной нетрудоспособности

число учитываемых несчастных случаев за отчетный период

Коэффициент тяжести травматизма по Обществу приведено в таблице 3.7.

Таблица 3.7 - Коэффициент тяжести травматизма

	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011
Кт	1,50	50	43	43	78	123	146	0
суммарное кол-во дней временной нетрудоспособности	3	50	86	43	235	370	146	0
Кол-во н/с	2	1	2	1	3	3	1	0

Анализ учетных травм (без потери трудоспособности), полученных работниками Общества и работниками подрядных организаций.

Учетных травм у работников ООО «Нарьянмарнефтегаз» в 2011 не было.

Количество и распределение учетных травм по подрядным организациям по видам приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 - Количество и распределение учетных травм

Характер учётных травм	2009	2010	2011
Ранения кистей рук	8	7	6
Ранения нижних конечностей	2	3	1
Инородное тело глаз	24	18	9
Раны головы	3	1	1
Другие	0	0	0
ИТОГО:	37	29	17

3.14 Сведения об аттестации рабочих мест в 2011 году

Таблица 3.9 - Сведения об аттестации рабочих мест

Показатель	За год, предшествующий отчетному	За отчетный год
Работники, занятые в условиях труда не отвечающих санитарно-гигиеническим нормам, всего (чел)	-	-
Из них работают под воздействием:
Повышенного уровня шума, ультразвука, инфразвука	91	-
Повышенного уровня вибрации	4	-
Повышенной запыленности воздуха рабочей зоны	-	-
Повышенной загазованности воздуха рабочей зоны	12	-
Повышенного уровня неионизирующего излучения	41	-
Повышенного уровня ионизирующего излучения	-	-
Занятые тяжелым физическим трудом	151	-
Работающие на оборудовании, не отвечающем требований безопасности	-	-
Аттестовано рабочих мест по условиям труда	165	-
Разработано деклараций промышленной безопасности	-	1

Общее количество рабочих мест	476
Общее количество аттестованных рабочих мест	188
Общее количество условно аттестованных рабочих мест	-
Количество рабочих мест, приведенных в отчетном году к требованиям норм по условиям труда	-

Примечание: В 2011 году заключен договор на аттестацию 274 рабочих мест по условиям труда (АУП, БПО (ОВУ), УПТОиК (г.Нарьян-Мар), ЦСиПТ (г.Нарьян-Мар), УАБО).

Общее количество рабочих мест - 476, из них АУП - 203.

В 2010/2011 году проведена аттестация рабочих мест на нефтепромысле №1, а также на установке демеркаптанизации нефти и на установке по очистке газа и получения серы, всего 165 р.м.

Аттестация рабочих мест в офисе ООО «НМНГ» проводилась в октябре-ноябре 2006г. (240 р.м.), разработан и выполнен план мероприятий по устранению замечаний условно аттестованных рабочих мест.

Аттестация рабочих мест на Южно-Хыльчуюсском м/р проведена в 2009 году (216 р.м.).



4. РАСЧЕТНО - КОНСТРУКТИВНОЕ РЕШЕНИЕ ПО ОСНОВНЫМ СРЕДСТВАМ КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТЫ ПЕРСОНАЛА ПРИ НОРМАЛЬНОМ И АВАРИЙНОМ РЕЖИМАХ РАБОТЫ

4.1 Проектирование установки искусственного (рабочего и аварийного) освещения для участка «Ремонтно-эксплуатационная база»

Расчет потребного количества светильников, для чего применяется метод удельной мощности и светового потока, когда применяют только один тип лампы и светильника.

1. Высота , м, подвеса светильника над рабочей поверхностью:

h = H-hp-hc = 5-0,8-0,7 = 3,5 (м),

h = H-hp-hc = 5-0,8-0,7 = 3,5

где Н - высота помещения, м;

hp - высота рабочей поверхности от пола, м;

hc - высота свеса светильника от основного потолка, м.

2. Освещаемая площадь помещения, м2:

S = А*B = 30*12,5 = 375(м2),

где А и В - длина и ширина помещения, м.

3. Для расчета освещения методом удельной мощности находят удельную мощность Pm и значения величин Кт и Zт.

Для светильников с ЛЛ вначале определяют условный номер группы выбранного светильника по табл. 3-2книга 1 Справочная книга для проектирования электрического освещения / Под ред. Г.М. Кнорринга. -Л.: Энергия, 1976.(для светильника ЛСОО2-2*65 - группа 7),

Затем в табл. 5-41. 5-49 книги [1] находим ( с учетом h=4,5, S=1500(м2):

Pm = 10 Вт/м2; Кт = 1,5; Zт = 1,1.

При этом для светильников с ЛЛ Рm дана для Еmin = 100 лк, поэтому следует произвести пересчет для Emin = 500 лк:

Ру = Рm*Еmin/Е100 = 15*500/100 = 50 (Вт/м2).

4. Определяют суммарную мощность, Вт, для освещения заданного помещения по формуле:

PS=Pу*S*Кз*Z/(Кт*Zт),

где Кз - коэффициент запаса, устанавливаемый табл. 3 СНиП II-4-79 Z=1,3 - коэффициент неравномерности освещения (по СНиП II-4-79 для зрительных работ I-III разрядов при ЛЛ); Кт и Zт - принятые выше коэффициенты запаса и неравномерности.

PS = 50*375*1,5*1,3/(1,5*1,1) = 44318,15 (Вт),

5. Находят потребное количество светильников, шт., по формуле:

Nу=PS/(ni*Рл),

где Рл - мощность лампы в светильнике, Вт; ni - число ЛЛ в светильнике, шт. (находят по таблицам 3-9, 3-11 и 3-12 книги [1] или табл. 12.4 и 13.1 книги [2] Справочная книга по светотехнике / Под ред. Ю.Б.Айзенберга. -М.: Энергоатомиздат., 1983).

Дробное значение Nу округляют до целого большего числа:

Nу = 44318,15 /(4*300) = 36,9 (шт.).

Округлив, принимаем для дальнейших расчетов Nу= 37 шт.

6. Для расчета освещения методом светового потока вычисляют индекс помещения по формуле:

i = S/(h*(A+B)) = 750/(3,5*(12,5+30)) = 1,96,

7. С учетом i, коэффициентов отражения потолка (rп), стен (rс) и рабочей поверхности (rр) , типа выбранного светильника с ЛЛ и найденной группы светильника по табл. 3-2 определяют коэффициент светового потока h, % по табл. 5-11...5-18:

h = 50%.

8. По табл. 4.15 и 4.17 находят световой поток заданной (принятой) лампы Фл, лм:

Фл=2500 лм.

9. Определяют потребное количество светильников, шт., по формуле:

Nc=(100*Emin*S*Kз*Z/(ni*Фл*h*Кg))/2,

где Кg - коэффициент затенения равный 1,2, остальные обозначения расшифрованы выше:

Nc = (100*500*750*1,5*1,3/(4*5000*50*1,2))/2 = 30,6 (шт.)

Округлив, принимаем для дальнейших расчетов Nс = 31 шт.

Сравнивая Nc с Nу, полученным при расчете методом удельной мощности получаем, получаем N = Nс = 31 шт. Метод светового потока является более точным, поэтому значение Nc принимают к размещению как величину N.

На третьем этапе разрабатывается рациональная схема равномерного размещения светильников N в помещении.

Производится расчет расстояния, м, между рядами по формуле:

L = l*h,

где l - коэффициент, зависящий от типа кривой силы света (КСС), который определяется по табл. 9.5. Для данного случая тип КСС - Г, следовательно l=0,8.

L = 0,8*3,5 =2,8 (м).

Определяется максимальное расстояние lK, м, от крайних рядов светильников до стен по формуле:

lK ? (0,4..0,5)L = 0,5*2,8 = 1,4 (м).

Для определения числа рядов используют суммарную длину светильников:

l?=N*lC,

где lC - длина светильника, м, принимаемая по табл. 3-9 и 3-11 книги [1] (в нашем случае lC = 1565 мм).

l? = 31*1,565 = 48,4 (м).

Так как l? > А (181>25), то количество рядов:

nР = l?/А = 48/25 =1,92;

округляя до большего целого числа получаем nР=2

Находим число светильников в ряду по формуле:

nл = N/nР = 31/4 = 7,75;

округляя до целого большего целого числа получаем nл =8.

Определяем общее количество светильников, шт.:

Nл= nл * nР =8*4=32 (шт.),

где nл - количество светильников с ЛЛ в ряду, шт.; nР - число рядов светильников по ширине помещения, шт.

Определяем фактическую освещенность Еф (Nл>N, значит размещение светильников выполнено правильно), лк:

Еф = (N*ni*Фл*h*Кg)/100*S*Kз*Z,

Еф = (32*4*2500*50*1,2)/100*750*1,5*1,3= 132,5 лк;

Проектирование аварийного освещения.

Потребное количество светильников для аварийного освещения рассчитывается методом светового потока по формуле

Nав=100*Emin*S*Kз*Z/(ni*Фл*h*Кg);

при этом принимается Eпmin=20 лк для продолжения работы на ЭВМ и Eэmin=0,5 лк для эвакуации людей из помещения.

В первом случае:

NПав = 100*20*750*1,5*1,3/(4*2500*50*1,2)=2,8?3;

во втором:

NЭав = 100*0,5*750*1,5*1,3/(4*2500*50*1,2)=0,12?1.

Итак, для продолжения работы в случае аварии останется включенным три светильника, для эвакуации будет достаточно одного светильника.

4.2 Проектирование местной вентиляции (кондиционирование) для участка

1.Характеристика местной вытяжной вентиляции

В качестве местной вытяжной вентиляции цехе предусмотрена система аспирации, удаляющая отходы в виде пыли, опилок, стружки и направляющая их к пылеулавливающему оборудованию.

Современные аспирационные системы представлены компоновкой следующих элементов: аспирационного укрытия, транспортной воздуходувной магистрали, вентилятора и пылеулавливающих устройств.

Аспирационное укрытие - это средство локализации отходов резания и создания условий для направленного движения их в транспортную магистраль.

Отходы резания из аспирационных укрытий удаляют во взвешенном состоянии по воздуховодам, что обеспечивается за счет высоких значений скорости воздуха, который препятствует оседанию частиц.

Пылеулавливающая установка обеспечивает удаление частиц стружки и пыли из аспирируемого воздуха перед дальнейшим его движением в атмосферу.

Вентиляторы аспирационных систем создают необходимое разряжение в аспирационных укрытиях, обеспечивая требуемые скорости воздуха на всем пути движения отходов резания к пылеулавливающей установке.

В цехе запроектирована централизованная напорно-всасывающая система аспирации с разветвленной сетью воздуховодов.

Разветвленная сеть более проста в изготовлении, так как собирается только из прямых и фасонных частей воздуховодов.

Воздуховоды для системы аспирации изготавливаются сварными из черной листовой стали, круглого сечения.

Для прочистки и ревизии воздуховодов в случае их закупорки на них через каждые 15 м, а также следом за отводами устраивают лючки, конструкция которых должна быть герметичной .

Расчет воздухообмена в помещениях

Определение количества воздуха, удаляемого местными отсосами

Минимальное количество воздуха удаляемого местными отсосами от станков и напольными отсосами указано в таблице 1, тогда общее количество воздуха удаляемого местными отсосами:

Lмо = 850+840+1320+1764+1320+2*3648+1100*2=15590м3/ч.

Определение производительности приточной системы

Количество приточного воздуха в рабочую зону принимается равным количеству воздуха, удаляемого местными отсосами Lвыт. Воздухообмен по избыткам явного тепла:

Lприт = Lвыт = 15590 м3/ч ,

Расход воздуха при данном воздухообмене составит:

где с - плотность воздуха, принятая равной 1,2кг/м3.

кг/ч

tпр = tнт +1,0=23,7+1,0=24,70С

температура приточного воздуха в теплый период года; с - теплоемкость воздуха; Gр - расчетное значение воздухообмена; Qя - явные теплопоступления в летний период.

Рассчитаем температуру удаляемого воздуха:

tв-принимается равной 27оС.

Так как температура удаляемого воздуха для теплого периода года превышает допустимую температуру (27?С), следовательно, требуется пересчитать расход приточного воздуха.

Gпр< Gр>дополнительного воздухообмена не требуется.

Определение температуры воздуха в рабочей зоне в летний период при рассчитанном воздухообмене

Сначала определяется температура удаляемого воздуха tу , а далее температура в рабочей зоне и сравнивается с допустимым пределом для теплого периода года, данным в пункте 3.2 :

tу = tв + grad t*(Нпом - 2)

tрз =27- 0,4*(6-2) = 25,4 оС

Полученная температура в рабочей зоне tрз =25,4оС находится в допустимом интервале температур 18-27 оС

Т.к температура удаляемого воздуха превышает допустимую, то требуется дополнительный воздухообмен.

Производительность систем вентиляции:

Приток воздуха также осуществляется в приточную камеру.

В венткамере делаем по кратности.

Кратность в венткамере равна 2.

Температура не ниже 15°С.

Lприт.кам.=180м3.

Таким образом, общий расход приточного воздуха составляет

24404+180=24584 м3/ч.

Определение температуры приточного воздуха в зимний период при рассчитанном воздухообмене

Так как в зимний период в цехе наблюдается дефицит тепла, то целесообразно выполнить воздушное отопление, совмещенное с системой общеобменной приточной вентиляции. Требуется определить температуру приточного воздуха в зимний период.

Рециркуляция воздуха не допускается, поэтому выполняется прямоточная система воздушного отопления. Для воздушного отопления необходимо подавать приточный воздух с температурой большей температуры рабочей зоны. Определим численное значение этой температуры по формуле

Определим значение температуры воздуха, который требуется подавать в помещение цеха для устранения дефицита тепла в зимний период и осуществления вентиляции.

= 24,67С температура воздуха с необходимо подавать в помещение механического цеха, для того чтобы температура воздуха в рабочей зоне была не ниже 17 С.



5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ СЦЕНАРИЕВ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ

5.1 Краткое описание технологического процесса

Сырьем установки подготовки нефти и пластовой воды центра подготовки и сбора Южно - Хыльчуюского нефтегазового месторождения является продукция скважин Южно - Хыльчуюского нефтегазового месторождения, представляющая собой газожидкостную смесь нефти, пластовой воды, механических примесей и солей, а также попутного нефтяного газа.

Процесс подготовки нефти заключается в последовательном ступенчатом отделении её от сопутствующего газа и свободной воды в сепараторах гравитационного типа, глубоком обезвоживании и обессоливании под действием электрического поля в электродегидраторах и очистке от сероводорода в десорбционной колонне. Товарная нефть поступает на хранение в резервуарный парк, откуда через узел учета качества подается в трубопровод внешнего транспорта.

Сопутствующей продукцией установки являются:

- пластовая вода, которая после очистки подается на закачку в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления;

- попутный углеводородный газ после компримирования и очистки используется в качестве топлива для выработки электроэнергии, в качестве продувочного газа при очистке нефти от сероводорода.

Установка подготовки нефти и пластовой воды состоит из следующих технологических блоков:

блок № 1 - узел предварительного отбора газа;

блок № 2 - блок сепарации;

блок № 3 - блок предварительного сброса воды;

блок № 4 - блок нагрева нефти;

блок № 5 - блок глубокого обессоливания и обезвоживания нефти;

блок № 6 - установка очистки нефти от сероводорода;

блок № 7 - узел учёта нефти с блоком качества;

блок № 8 - установка подготовки пластовой воды;

блок № 9 - резервуарный парк;

блок № 10 - установка улавливания лёгких фракций;

блок № 11 - насосная внешнего транспорта;

блок № 12 - компрессорная станция низкого давления.

Для обеспечения функционирования основных технологических сооружений в ЦПС предусмотрены следующие вспомогательные объекты:

блок № 13 - факельные системы (высокого и низкого давления);

блок № 14 - дренажная система;

блок № 15 - реагентное хозяйство;

блок № 16 - система снабжения сжатым воздухом и азотом.

5.2 Перечень факторов и основных возможных причин, способствующих возникновению и развитию аварий

Перечень основных факторов и возможных причин, способствующих возникновению и развитию аварийных ситуаций, приведен в таблице ниже.

Таблица 5.1. - Причины и факторы, способствующие возникновению и развитию аварийных ситуаций на установке подготовки нефти и пластовой воды

Факторы, способствующие возникновению и развитию аварийных ситуаций	Возможные причины аварийных ситуаций
1. Наличие на установке большого количества пожароопасного вещества (нефти с высоким газовым фактором) создает опасность их воспламенения при аварийной разгерметизации системы. 2. Нахождение оборудования под избыточным давлением создает дополнительную опасность разгерметизации от повышения давления. 3. Наличие на установке легковоспламеняющегося попутного нефтяного газа создает опасность загазованности территории с последующим и загоранием или взрывом. 4. Обращение в технологическом процессе наркотических (метан, этан, пропан), удушающих (азот, диоксид углерода), отравляющих компонентов (сероводород) создает опасность поражения персонала. 5. Возможность возникновения химических ожогов в случае попадания химических реагентов на незащищенные кожные покровы человека. 6. Коррозионная активность сернистых соединений в составе нефти и газа создает дополнительную опасность разгерметизации оборудования. 7. Наличие в нефти агрессивных примесей, абразивных частиц, воды создает дополнительную опасность разгерметизации из-за внутренней коррозии и абразивного износа; 8. Накопление в аппаратах пирофорных соединений создает опасность их воспламенения в случае нарушения правил ведения газоопасных работ при ремонте и очистке оборудования. 9. Способность нефтепродуктов накапливать заряды статического электричества при перекачке, сливе, наливе и энергичном перемешивании может стать причиной их воспламенения. 10. Возможность взаимодействия нефти с открытым огнем форсунок и нагретыми конструкциями технологической печи в случае прогара ее труб. 11. Возможность накапливания топливного газа в топочном пространстве печи в случае погасания пламени в горелках, нарушения режима подачи топлива и несвоевременном срабатывании средств ПАЗ создает опасность воспламенения газа.	1. Нарушение герметичности оборудования вследствие коррозии и эрозии, гидравлического удара, физического износа, температурной деформации, усталости металла. 2. Отказы, разрушение и поломки оборудования, прекращение подачи энергоресурсов. 3. Некачественная диагностика и выявление дефектов во время эксплуатации. 4. Дефекты не ликвидируются из-за отсутствия или неудовлетворительного качества ремонтных работ или недооценки опасности дефектов. 5. Ошибки персонала при проведении технологических операций. 6. Отказы систем ПАЗ, приборов КИПиА. 7. Аварии на соседних установках.



5.3 Определение возможных сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций

Анализ возможных причин возникновения аварий на аналогичных опасных объектах и свойств опасных веществ позволил выявить следующие возможные сценарии развития аварийных ситуаций на установке подготовки нефти и пластовой воды.

Сценарии аварий, приводящие к взрыву облака ТВС:

Полное (частичное) разрушение оборудования истечение опасного вещества (нефти, нефтепродукта, воспламеняющегося газа) (испарение горючей жидкости) образование облака ТВС распространение облака ТВС + источник зажигания взрыв облака ТВС, (для горючих жидкостей возможно образование пожара разлития) барическое и термическое поражение людей, сооружений и оборудования, загрязнение окружающей среды.

Сценарии аварий, приводящие к образованию пожара разлития:

Полное (частичное) разрушение оборудования истечение опасного вещества (нефти, нефтепродукта, реагента) + источник зажигания образование пожара разлития термическое поражение людей, сооружений и оборудования, загрязнение окружающей среды.

Сценарии аварий, приводящие к возгоранию внутри оборудования:

Источник зажигания внутреннее возгорание попутного нефтяного газа, паров нефтепродукта образование пожара по площади зеркала нефтепродукта с частичным или полным (эскалация) выгоранием термическое поражение людей, оборудования образование и распространение облака продуктов сгорания, загрязнение окружающей среды.

Сценарии аварий, приводящие к образованию факельного горения:

Частичное разрушение соединительного трубопровода компрессора > истечение опасного вещества (попутного нефтяного газа) + источник зажигания > образование факельного горения > термическое поражение людей, сооружений и оборудования, загрязнение окружающей среды.

Сценарии аварий, приводящие к экологическому загрязнению:

Полное (частичное) разрушение оборудования истечение опасного вещества загрязнение окружающей среды.

Название сценария формируется следующим образом:

- название сценария состоит из шести позиций - А-Б-В-Г-Д-Е;

- позиции отделяются друг от друга дефисами («-»);

- первая позиция - «сценарий» (всегда стоит «С»);

- вторая позиция - вид оборудования («ЕВ» - емкостное оборудование с избыточным давлением, «ЕА» - емкостное оборудование без избыточного давления, «РВС» - резервуары вертикальные стальные, «ТО» - теплообменные аппараты, «П» - печи, «Н» - насосы, «К» - компрессоры);

- третья позиция - вид вещества, обращающегося в оборудовании («Н» - нефть и нефтепродукт, «Р» - реагент, «Г» - попутный нефтяной газ);

- четвёртая позиция - вид разгерметизации оборудования («П» - полная, «Ч» - частичная, «Х» - без разгерметизации);

- пятая позиция - характер воспламенения («М» - мгновенное, «О» - отложенное, «В» - внутреннее, «Х» - без воспламенения);

- шестая позиция - виды аварии («В» - взрыв, «П» - пожар, «Ф» - факельное горение струи, «Э» - экологическое загрязнение);

- седьмая позиция - развитие эскалации аварии («0» - не происходит, «1» - происходит).

5.4 Определение вероятности реализации аварийных ситуаций

Любой сценарий начинается с инициирующего события (утечки различной интенсивности), которое может возникнуть с некоторой частотой. При оценке частот инициирующих событий

- проводилась статистическая оценка неполадок и аварийных случаев по видам оборудования (краткая выборка приведена в таблице ниже);

- учитывалась возможность инициирования аварии от внешних причин (удары молний, аварии на соседних объектах и др.).

Выбросы из оборудования могут произойти по следующим причинам: разрывы или нарушения герметичности, выбросы, вызванные пожарами, поломками оборудования, предумышленными или преднамеренными действиями, выбросы, происходящие в результате переполнения оборудования, включая неадекватные действия операторов, выбросы из-за отказа загрузочных устройств или неисправностей в соединительных устройствах и т.п.

Основываясь на анализе имеющейся статистической информации, а также использовании логических схем возникновения аварий (построение «деревьев отказов» и «деревьев событий») ниже представлены характерные вероятности возможных событий таблица 5.2.

Таблица 5.2 - Оценка частот выбросов для различного оборудования

Оборудование	Степень аварийности (частота)	Размер утечки
Емкостное оборудование с избыточным давлением	1х10-6 год-1	Мгновенный выброс всего содержимого
	1х10-5 год-1	Выброс через отверстие в 25 мм за время перекрытия потока
Емкостное оборудование без избыточного давления, РВС	1х10-5 год-1	Мгновенный выброс всего содержимого
	1х10-4 год-1	Выброс через отверстие в 25 мм за время перекрытия потока
РВС	1х10-5 год-1	Полное разрушение резервуара
	1х10-4 год-1	Выброс через отверстие в 25 мм за время перекрытия потока
	1х10-4 год-1	Возникновение вспышки внутри РВС
Теплообменные аппараты	5х10-5 год-1	Полный разрыв одной и более трубок
	1х10-4 год-1	Утечка через отверстие размером 10% от номинального диаметра, но не более 50 мм
Печи	1х10-4 год-1	Полный разрыв змеевика печи
	1х10-3 год-1	Утечка через отверстие размером 10% от номинального диаметра змеевика печи, но не более 50 мм
Насосы, компрессоры	1х10-4 год-1	Разрыв на полное сечение соединительного трубопровода максимального диаметра
	5х10-4 год-1	Утечка через торцевое уплотнение или отверстие размером 10% от номинального диаметра соединительного трубопровода максимального диаметра, но не более 50 мм

Вероятность отказа систем автоматики - 1х10-6 в год. При выбросе опасного вещества в результате разгерметизации оборудования полагалось, что:

1. Вероятность возникновения источника воспламенения - 0,9.

2. Вероятность горения пролива - 0,05.

3. Вероятность образования облака ТВС на открытом пространстве будет составлять в среднем за год - 0,065 (величина зависит от температуры воздуха и скорости ветра).

4. Вероятность взрывного превращения облака (после его образования) при мгновенном воспламенении - 0,5, при отложенном - 0,1.

5. Вероятность образования факельного горения - 0,05.

С учетом вышеизложенного определены вероятности возникновения наиболее опасных и вероятных сценариев аварий в каждом технологическом блоке.

Блок № 1 «Узел предварительного отбора газа»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация устройства предварительного отбора газа УПОГ-20-1 без возгорания - составляет 9,55х10-6 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-П-О-ВПЭ-0 - взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации устройства предварительного отбора газа УПОГ-20-1 и отложенном воспламенении - составляет 5,85х10-9 1/год.

Блок № 2 «Блок сепарации»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация одного из сепараторов С-20-1-1,2 без возгорания - составляет 9,55х10-6 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-П-О-ВПЭ-0 - взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из сепараторов С-20-1-1,2 и отложенном воспламенении - составляет 5,85х10-9 1/год.

Блок № 3 «Блок предварительного сброса воды»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация одного из сепараторов-водоотделителей НГСВ-20-1-1-4 без возгорания - составляет 9,55х10-6 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-П-О-ВПЭ-0 - взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из сепараторов-водоотделителей НГСВ-20-1-1-4 и отложенном воспламенении - составляет 5,85х10-9 1/год.

Блок № 4 «Блок нагрева нефти»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-П-Н-Ч-М-ПЭ-0 - пожар разлития при прогаре змеевика печи П-20-1-1,2 и мгновенном воспламенении - составляет 7,00х10-4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ТО-Н-П-О-ВПЭ-0 - взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из теплообменников ТО-20-1-1-3 и отложенном воспламенении - составляет 2,93х10-7 1/год.

Блок № 5 «Блок глубокого обессоливания и обезвоживания нефти»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Н-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н-20-1-1,2,3 без возгорания - составляет 4,75х10-4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-П-О-ВПЭ-0 - взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из сепараторов-водоотделителей НГСВ-20-2-1,2 и отложенном воспламенении - составляет 5,85х10-9 1/год.

Блок № 6 «Установка очистки нефти от сероводорода»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Н-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н-31-5-1-4 без возгорания - составляет 4,75х10-4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-Н-Н-П-О-ВПЭ-0 - взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из насосов Н-31-5-1-4 и отложенном воспламенении - составляет 5,85х10-7 1/год.

Блок № 7 «Узел учета нефти с блоком качества»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Х-В-ПЭ-0 - внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е-32-10, Е-32-13 с частичным выгоранием нефти - составляет 8,00х10-5 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-Х-В-ПЭ-1 - внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е-32-10, Е-32-13 с полным выгоранием нефти - составляет 2,00х10-5 1/год.

Блок № 8 «Установка подготовки пластовой воды»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Н-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н-46-1-1,2,3 без возгорания - составляет 5,00х10-4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-РВС-НГ-П-М-ВПЭ-0 - взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из резервуаров Р-46-1-1,2 и мгновенном воспламенении - составляет 2,93х10-6 1/год.

Блок № 9 «Резервуарный парк»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-РВС-НГ-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация одного из резервуаров Р-27-1,2 без возгорания - составляет 9,49х10-5 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-РВС-НГ-П-О-ВПЭ-0 - взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из резервуаров Р-27-1,2 и отложенном воспламенении - составляет 5,85х10-8 1/год.

Блок № 10 «Установка улавливания легких фракций»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Н-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация торцевого уплотнения насоса Н-44-1 без возгорания - составляет 4,75х10-4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-К-Г-П-М-ВЭ-0 - взрыв ТВС при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из компрессоров КМ-44-1,2 и мгновенном воспламенении - составляет 2,93х10-6 1/год.

Блок № 11 «Насосная внешнего транспорта»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Н-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н-30-4-1,2,3 без возгорания - составляет 4,75х10-4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-Н-Н-П-О-ВПЭ-0 - взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из насосов Н-30-4-1,2,3 и отложенном воспламенении - составляет 5,85х10-7 1/год.

Блок № 12 «Компрессорная станция низкого давления»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-К-Г-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из компрессоров КУ-33-1-4 без возгорания - составляет 4,63х10-4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-К-Г-П-М-ВЭ-0 - взрыв ТВС при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из компрессоров КУ-33-1-4 и мгновенном воспламенении - составляет 2,93х10-6 1/год.

Блок № 13 «Факельные системы»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация одного из сепараторов Сф-38-1, Сф-40-2 без возгорания - составляет 9,55х10-6 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-П-О-ВПЭ-0 - взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации сепаратора Сф-40-2 и отложенном воспламенении - составляет 5,85х10-9 1/год.

Блок № 14 «Дренажная система»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Х-В-ПЭ-0 - внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е-20-2, Е-20-3, Е-20-4, Еф-20-4, Е-20-5, Е-23-1, Е-27-6, Е-27-11, Е-30-8 с частичным выгоранием нефти - составляет 8,00х10-5 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-Х-В-ПЭ-1 - внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е-20-3, Е-20-4, Е-30-8 с полным выгоранием нефти - составляет 2,00х10-5 1/год.

Блок № 15 «Реагентное хозяйство»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Р-Ч-Х-Э-0 - частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из шестеренных насосов без возгорания - составляет 1,43х10-4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕА-Р-П-М-ПЭ-0 - пожар разлития при полной разгерметизации емкости с нейтрализатором сероводорода НSW82677 и мгновенном воспламенении - составляет 4,50х10-7 1/год.

Блок № 16 «Система снабжения сжатым воздухом и азотом» в расчетах не рассматривается, поскольку не является взрывопожароопасным.

5.5 Количество опасных веществ, участвующих в создании поражающих факторов для наиболее опасных и вероятных сценариев аварийных ситуаций

Определение количества опасных веществ, участвующих в аварии, проводилось при расчете последствий для каждого сценария в соответствии с рекомендациями используемых методик.

Используемые предположения и допущения:

1. Площадь разлившейся по подстилающей поверхности горючей жидкости, в случае отсутствия обвалования, принимается в соответствии с требованиями НПБ 105-03.

2. В пожаре разлития участвует вся масса разлившегося опасного вещества.

3. При расчете массы вещества в облаке ТВС полагалось, что интенсивность испарения зависит от параметров вещества и окружающей среды следующим образом (ГОСТ Р 12.3.047-98):

,

где S - площадь разлития, М - молярная масса, рн - давление насыщенных паров, Т - продолжительность поступления паров легковоспламеняющихся и горючих жидкостей в окружающее пространство. При расчете время испарения полагалось не более 3600 с (НПБ 105-03).

4. Во взрыве принимает участие 10 % от массы сформировавшегося облака ТВС в случае взрыва на открытом пространстве, и 30-50 % в случае взрыва в замкнутых объемах (в соответствии с требованиями ПБ 09-540 - 03).

5. При разгерметизации емкостного и теплообменного оборудования полагалось, что количество вышедшего опасного вещества складывается из количества в аварийном аппарате и количества, которое выйдет до полной остановки насосов и перекрытия задвижек;

6. Количество вещества, вышедшего из соединительного трубопровода насоса (компрессора) рассчитывалось исходя из следующего:

- при полной разгерметизации принималось количество, которое выйдет до полной остановки насосов (компрессоров) и перекрытия задвижек;

- при частичной разгерметизации количество вышедшего опасного вещества равно 2 % от объема перекачки за одни сутки.

Перечень наиболее опасных аварий и количества опасного вещества, участвующего в аварии и в создании поражающих факторов, приведены в приложении А.

5.6 Размеры зон действия поражающих факторов

В качестве поражающих факторов рассматривались:

- воздушная ударная волна;

- тепловое излучение.

В качестве зон поражающих факторов принимались:

- для воздушной ударной волны - круг с центром в месте воспламенения облака ТВС, утечки, радиус которого (круга) определяется типом и массой вещества, типом взрывного превращения;

- для теплового излучения горящих разлитий - зона определяется возможностью растекания жидкости, обычно зоной является либо прямоугольник, либо круг, размеры которых определяются массой вещества, площадью разлития (в случае разлития в помещении - свободной площадью помещения, в обваловании - площадью обвалования, внутреннего возгорания - площадью зеркала нефтепродукта), характеристиками несущей конструкции.

При определении гуманитарных (людских) потерь в результате воздействия на людей избыточного давления взрыва принимаются за основу:

- критерии опасного воздействия избыточного давления взрыва на людей, находящихся на открытой местности;

- критерии опасного воздействия избыточного давления взрыва на здания и сооружения.

Для оценки числа пострадавших на открытой местности от ВУВ принимаются значения, приведенные в таблице 5.3.

Таблица 5.3. - Характеристики поражения людей от воздушной ударной волны

Избыточное давление, кПа	Степень поражения
20	Разрывы барабанных перепонок. Небольшие кровоизлияния в легкие (условно - поражение 1 степени).
50	Общие сотрясение организма. Кровоизлияния в легкие, межмышечное кровоизлияние, (условно - поражение 2 степени)
70	Состояние контузии (условно - поражение 3 степени).
100 - 150	Переломы ребер, гиперемия сосудов мягкой мозговой оболочки
300	Летальный исход

Структура человеческих потерь на открытой местности (в %) приведена в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Структура человеческих потерь на открытой местности

Структура потерь	Избыточное давление (Рф), кПа
	14	28	70	100
Общие	0	1	30	91
Безвозвратные	0	0	0	1
Санитарные	0	1	30	90

Для оценки количества разрушений зданий от воздушной ударной волны принимаются значения, приведенные в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Оценка воздействия ударной волны на элементы зданий и человека

Характер повреждения элементов зданий	DР, кПа
Разрушение остекления Разрушение перегородок и кровли - деревянных каркасных зданий - кирпичных зданий - железобетонных каркасных зданий	5 12 15 17
Разрушение перекрытий - деревянных каркасных зданий - промышленных кирпичных зданий - промышленных зданий со стальным и железобетонным каркасом Разрушение стен - шлакоблочных зданий - деревянных каркасных зданий - кирпичных зданий Полное разрушение зданий Разрушение фундаментов	17 28 30 22 28 40 100 215-400
Воздействие на человека	DР, кПа
Возможны травмы, связанные с разрушением стекол и повреждением стен зданий Травмы - временная потеря слуха или травмы в результате вторичных эффектов УВ Летальный исход 50 %, 50 % серьезные повреждения барабанных перепонок, тяжелая степень поражения легких Летальный исход - все люди в неукрепленных зданиях	5,9 - 8,3 16 55 70

Структура людских потерь в разрушенных зданиях (в %) приведена в таблице5.6.