Моделирование аварийных ситуаций на опасных производственных объектах

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Пояснительная записка содержит 112 листов, 18 рисунков, 17 таблиц, 12 источников, 1 приложение.

АВАРИЙНАЯ СИТУАЦИЯ, ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ, ОПАСНЫЙ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ОБЪЕКТ, ДЕРЕВО СОБЫТИЙ, ПРОЛИВ, ПОЖАР.

Объектом исследования является аварийная ситуация на опасном производственном объекте.

Цель работы - анализ и оценка опасностей возможных аварий в результате образования пожаро- и взрывоопасной смеси на потенциально опасных производственных объектах с помощью расчетов имитационной модели.

В процессе работы проводился анализ аварийных ситуаций на аналогичных производственных объектах. Было написано программное обеспечение для получения количественных значений воздействия аварийных ситуаций на окружающую среду. Были получены вероятности возникновения аварийных ситуаций на опасном производственном объекте.

В результате были разработаны меры по снижению возникновения аварийных ситуаций.

Содержание

Введение

1. Имитационное моделирование аварийных ситуаций на опасном производственном объекте

1.1 Технология и аппаратурное оформление нефтебазы. Описание технологической схемы нефтебазы

1.2 Анализ известных аварий на аналогичных производственных объектах

1.3 Возможные сценарии развития аварий с указанием основных причин их возникновения

1.4 Имитационное моделирование поражающих факторов при реализации различных сценариев развития аварийных ситуаций

2. Технология отладки программы

2.1 Причины возникновения ошибок

2.2 Анализ синтаксических ошибок

2.3 Семантические (логические) ошибки

2.4 Тестирование структуры программных модулей

2.4.1 Критерии выделения маршрутов

2.4.2 Стратегии упорядочения маршрутов

3. Технико-экономическое обоснование разработки программного обеспечения нефтебаза аварийный программный зрительный утомление

4. Разработка мероприятий по снижению зрительного утомления оператора персонального компьютера

4.1 Зрительный дискомфорт

4.2 Требования к устройствам отображения информации (мониторам)

4.3 Общие требования к организации рабочих мест пользователей персональной электронной вычислительной машины

4.4 Мероприятия по улучшению условий зрительной работы

4.5 Рекомендации для профилактики и снятия зрительного утомления

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Введение

Проблемы безопасности на объектах нефтегазового комплекса имеют особое значение. Они связаны с физико-химическими свойствами углеводородных веществ, приводящими к их возгоранию или взрыву в случае аварий. В этих условиях анализ и оценка опасностей возможных аварий в результате образования пожаро- и взрывоопасной смеси на потенциально опасных производственных объектах техносферы - является одной из ключевых проблем промышленной безопасности. Авариям на предприятиях нефтегазовой отрасли характерны большие объемы выброса взрывопожароопасных веществ, образующиеся облака топливно-воздушных смесей, разливы нефтепродуктов и, как следствие, крупномасштабные разрушения и повреждения инфраструктуры. Практика показывает, что полностью исключить аварии и уменьшить до нуля опасность, невозможно. Поэтому техногенные аварии необходимо предупреждать или ослаблять их вредное воздействие путем перехода на новую стратегию обеспечения безопасности, основанную на принципах их прогнозирования и предупреждения.

Негативное воздействие этих факторов становится все более масштабными и оказывает ощутимое влияние на социально-экономическое развитие и обеспечение национальной безопасности страны.

В связи с этим особую актуальность приобретает создание научно обоснованных методов мониторинга аварийных ситуаций, основанных на математическом моделировании аварийных ситуаций, для создания устройств, способных защитить объекты технологических установок от влияния поражающих факторов аварий.

1. Имитационное моделирование аварийных ситуаций на опасном производственном объекте

1.1 Технология и аппаратурное оформление нефтебазы. Описание технологической схемы нефтебазы

Нефтепродукты на нефтебазу поступают железнодорожным транспортом. Слив (налив) топлива из железнодорожных цистерн осуществляется на ж/д эстакаде оборудованной в соответствии с ПБ 09-560-03, п. 2.3.8.. Зона слива (налива) имеет твердое бетонное покрытие, оборудованное устройствами отвода в дренажную систему. Рельсы в этой зоне проложены на железобетонных шпалах. Твердое покрытие водонепроницаемое, по периметру имеет ограждение бортиком высотой 0,2 м и имеет уклоны для стока жидкости в ж/б лоток. Эстакада рассчитана на одновременный прием 3-х 8-и осных или 6-ти 4-х осных вагон цистерн.

Для приема хранения и учета нефтепродуктов на нефтебазе имеется резервуарный парк светлых нефтепродуктов. Парк хранения светлых нефтепродуктов состоит из 17 вертикальных стальных резервуаров по 3000 м³, 2000 м³, 1000 м³, 700 м³ и 200 м³, общий объем парка 24600 м³, в т. ч. 11 бензиновых резервуаров, общей емкостью 15900 м³, 6 резервуаров с дизельным топливом, общей емкостью 8000 м³.

Отпуск светлых нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо) потребителю в автоцистерны производится на площадке автоматической системы налива автоцистерн.

Технологическая блок-схема объекта разделена на четыре технологических блока (рисунок 1.1):

Блок №1 - Сливо-наливная железнодорожная эстакада светлых нефтепродуктов;

Блок №2 - Насосная для перекачки светлых нефтепродуктов;

Блок №3 - Резервуарный парк хранения светлых нефтепродуктов;

Блок №4 - Эстакада налива светлых нефтепродуктов.

Рисунок 1.1 - Блок - схема нефтебазы

Сливо-наливная железнодорожная эстакада светлых нефтепродуктов - Блок № 1

Сливо-наливная железнодорожная эстакада предназначена для приёма из железнодорожных цистерн бензинов и дизельного топлива для хранения, а также для отгрузки бензинов, дизельного топлива.

Железнодорожная эстакада расположена в северо-восточной части территории нефтебазы, имеет прямолинейную конструкцию, размещена с запада на восток. Эстакада открытая, односторонняя, сливо-наливная, для светлых нефтепродуктов. Длина подъездных путей - 288 метров. Имеет 1 тяговую вагонную лебедку.

На территории нефтебазы под налив светлых нефтепродуктов под эстакаду возможна установка шести 60-ти тонных ж/д цистерн общим количеством светлых нефтепродуктов 360 тонн.

Отгружаемые нефтепродукты подаются к стоякам по коллекторам, расположенным на строительных конструкциях эстакады. Подача бензинов и дизельного топлива из резервуарного парка производится центробежными и поршневыми насосами, установленными в закрытой насосной. На трубопроводах от коллекторов к наливным стоякам установлены ручные задвижки.

Сливо-наливная железнодорожная эстакада светлых нефтепродуктов включает в себя:

- железнодорожные пути;

- железнодорожные цистерны;

- сливо-наливные устройства;

- технологические трубопроводы;

- запорную арматуру.

УСН-150 предназначено для нижнего слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн и представляет собой шарнирный трубопровод с опорным патрубком и присоединительной головкой. Железнодорожная эстакада для отпуска светлых н/продуктов оборудована 6 стояками для отпуска светлых н/продуктов (бензин А-80 - 2 стояка, бензин А-92-95 - 1 стояк, дизельное топливо - 3 стояка). Одновременно отпускается один вид нефтепродукта.

Сливо-наливная железнодорожная эстакада оборудована средствами пожаротушения (пожарными щитами, переносными лафетными стволами).

Насосная для перекачки светлых нефтепродуктов - Блок № 2

Насосная служит для слива светлых н/п из вагон-цистерн в резервуарный парк. В состав насосной входят четыре центробежных насоса типа НДВ, один насос типа ЭНП и один насос типа П. Подача насосов - 80-360 м /час, напор 6-54 кгс/см. На входе в каждый насос установлены фильтры для очистки перекачиваемых нефтепродуктов от механических примесей. На всасывающих линиях насосов установлены задвижки с ручным управлением.

Насосная расположена в кирпичном, неотапливаемом помещении и включает в себя:

- насос типа Д320/50 (инв.№3, бензин А-80);

- насос типа 4НДВ (инв.№2, бензин А-92-95);

- насос типа 6НДВ(6) (инв.№5, дизельное топливо);

- насос типа 4НДВ (инв.№6, дизельное топливо);

- насос типа ЭНП100/63 (инв.№1, резервный);

- насос типа П85/8 (инв.№4, резервный);

- контрольно-измерительные приборы (КИП);

- технологические трубопроводы;

- запорную арматуру.

Насосная предназначена для приема и перекачки автобензина и дизельного топлива из вагон цистерн в резервуары хранения, а так же для отпуска светлых нефтепродуктов в вагон-цистерны.

Для внутреннего пожаротушения в насосной предусмотрены огнетушители, пеногенераторы ГПСС.

Резервуарный парк светлых нефтепродуктов - Блок № 3

Резервуарный парк светлых нефтепродуктов предназначен для приема, хранения, учета и выдачи светлых нефтепродуктов.

В состав сырьевого резервуарного парка входят сооружения:

- резервуар № 48 для бензина объёмом 3000 м³, предназначенный для приёма и хранения бензина, из ж/д вагон-цистерн;

- резервуары № 3, 4, 54 для бензина объёмом по 2000 м³ каждый, предназначенные для приёма и хранения бензина;

- резервуары № 1, 5, 35, 36, 40, 50 для бензина объёмом по 1000 м³ каждый, предназначенные для приёма и хранения бензина;

- резервуары № 6, 38 и 7 для бензина объёмом по 700 м³ и 200 м³, предназначенные для приёма и хранения бензина;

- резервуары № 2, 37, 39, 49 для дизельного топлива объёмом по 2000 м³ каждый, предназначенные для приёма и хранения дизельного топлива.

Склад обвалован земляным валом высотой 1,5 м согласно СНиП 2.11.03-93. Высота обвалования отдельно стоящего резервуара РВС-2000 для хранения дизельного топлива составляет 1,4 м. Резервуары оборудованы сливо-наливными технологическими трубопроводами, запорной арматурой, дыхательной арматурой, системами пожаротушения. Обвязка трубопровода позволяет производить внутрискладскую перекачку из резервуара в резервуар.

Эстакада налива светлых нефтепродуктов - Блок № 4

Автоматическая система налива предназначена для налива бензинов и дизельного топлива в автоцистерны (АСН-5 с дистанционным управлением наливом автоцистерн и учётом отпуска нефтепродуктов по заданной дозе, набранной на пульте дистанционного управления).

Эстакада оборудована 16 стояками (5 - А-80, 4 - А-92, 1 - А-95, 6 - дизельное топливо) Одновременно производится отпуск нефтепродуктов в 3 автоцистерны (2 бензины, 1 - дизельное топливо) Максимальный объем вытесняемой паровоздушной смеси в час Уч^mах = 30 м³ Высота - 3,5 м.

Подача нефтепродуктов на стояки налива (17 шт.) производится по трубопроводам из соответствующих резервуаров резервуарного парка хранения через узел переключения центробежными насосами.

Оборудование для налива нефтепродуктов в автоцистерны оснащено необходимой запорной и предохранительной арматурой, а также предусмотрено устройство заземления автоцистерн.

Для стоянки автоцистерн во время налива нефтепродуктов предусмотрены площадки, имеющие твёрдое покрытие. На площадках предусмотрены каналы для сбора и отвода утечек и промливневых стоков в дренажную ёмкость.

Эстакада налива светлых нефтепродуктов предназначена для налива бензинов и дизельного топлива в автоцистерны.

На рисунке 1.2, 1.3 изображены принципиальная технологическая схема нефтебазы, план расположения основного технологического оборудования.

В технологическом процессе объекта используются взрывопожароопасные вещества - бензин автомобильный и дизельное топливо. Характеристика бензина указана в таблице 1.1.

Рисунок 1.2 - Принципиальная технологическая схема нефтебазы



Рисунок 1.3 - План расположения основного технологического оборудования

Таблица 1.1 - Характеристика бензина

Наименование параметра	Параметр	Источник информации
1	2	3
Название вещества Химическое торговое	Нефтепродукт Бензин	Химическая энциклопедия: В 5 т.: Т. 2: Даффа?Меди /Редкол.: Кнунянц И.Л. (гл. ред.) и др. ? М.: Сов. энцикл., 1990. ? 671 с, ил.
Формула Эмпирическая структурная	Смесь углеводородов С5 - С12 с неопределенной химической формулой	1. Химическая энциклопедия: В 5 т. Т. 1: А ? Дарзана /Редкол.: Кнунянц И.Л. (гл. ред.) и др. ? М.: Сов. энцикл., 1988. ? 623 с.: ил. 2. Глинка Н.Л. Общая химия. ? 24-е изд., испр. Л.: Химия, 1985. ? 704 с.: ил.
Состав, % Основной продукт Примеси	99,6-99,5 Сера - не более 0,1 Кислород -0,2-0,7 Азот-0,07	ГОСТ 2084-77
Общие данные Молекулярный вес, кг/моль Плотность, кг/м3 Температура кипения,оС	95,3 720-760 Не ниже 35	Химическая энциклопедия: В 5 т. Т. 1: А ? Дарзана /Редкол.: Кнунянц И.Л. (гл. ред.) и др. ? М.: Сов. энцикл., 1988. ? 623 с.: ил.
Данные о взрывопожароопасности Пределы взрываемости , % об. Температура вспышки, оС Температура	1,2-7 Минус 27	1. Химическая энциклопедия: В 5 т. Т. 1: А ? Дарзана /Редкол.: Кнунянц И.Л. (гл. ред.) и др. ? М.: Сов. энцикл.,
самовоспламенения, оС Концентрационные пределы воспламенения, об % Температурные пределы воспламенения, оС. Пределы взрываемости Категория взрывоопасной смеси с воздухом Группа взрывоопасной смеси с воздухом	370 0,79 - нижний 5,16 - верхний Минус 36 -нижний Минус 7 - верхний 0,76?5,16% IIА Т3	1988. ? 623 с.: ил. 2. Справочник азотчика. Кн. 2. ? 2-е изд. перераб.? М.: Химия, 1987. ? 464 с. 3. Пожарная опасность веществ и материалов: Справочник. /Под ред. И.В. Рябова. ? М.: Стройиздат, 1966. ? 243 с. 4. Пожарная безопасность. Взрывобезопасность. Справ. изд. /А.Н. Баратов, Е.Н. Иванов, А.Я. Корольченко и др. ? М.: Химия, 1987. ? 272 с.
Данные о токсической опасности: ПДК в воздухе рабочей зоны ПДК в атмосферном воздухе: - с добавкой тетраэтилсвинца летальная токсодоза LCt50 пороговая токсодоза РСt50 средняя смертельная доза LD50 класс опасности этилированного бензина направленность воздействия	100 мг/м3 1,5 мг/м3 0,005 мг/м3 70?112 мг/л 0,5?2,0 мг/л 12,7 мг/кг 4 Нейротропное (наркотическое), гепатропное, раздражающее,	1. Химическая энциклопедия: В 5 т. Т. 1: А ? Дарзана /Редкол.: Кнунянц И.Л. (гл. ред.) и др. ? М.: Сов. энцикл., 1988. ? 623 с.: ил. 2. Вредные вещества в промышленности: Справочник: В трёх т.: Т. I: Органические соединения. Под ред. Н.В. Лазарева и Э.Н. Левиной. ? 7-е изд., перераб. и доп. ? Л.: Химия, 1976. ? 592 с.
	нефро-токсическое, пневмо-токсическое	3. Малая медицинская энциклопедия: в 6-ти т. РАМН. Гл. ред. В.И. Покровский. Т. 4. Нефротомия ? Почечная недостаточность. ? М.: Медицина, 1996 ? 576 с.: ил. 4. Химическая энциклопедия: В 5 т.: т. 4: Полимерные ? Трипсин.М.:Большая Российская энцикл., 1995. ? 639 с.: ил.
Реакционная способность	Плохо растворимы в воде, являются хорошим растворителем для многих органических соединений. При нормальных условиях стабилен, не подвергается гидролизу и полимеризации.	ГОСТ 2084-77
Коррозионное воздействие	Коррозионной активностью не обладает. Коррозионное воздействие могут оказывать примеси сернистых соединений.	ГОСТ 2084-77
Меры предосторожности	Герметичное оборудование. Электрооборудование во взрывозащищенном исполнении. Искробезопасный инструмент. Защита от статического электричества.	ГОСТ 2084-77
Информация о воздействии на людей	Пары бензина оказывают на организм человека наркотическое действие, аналогично метановым углеводородам и циклопарафинам, составляющим его основную массу. Характерно развитие судорог, замедляется пульс, понижается кровяное давление, нарушается ритм дыхания. Высокая температура воздуха обычно усиливает наркотический эффект паров бензина, однако низкие температуры усиливают токсический эффект (для особо чистых бензинов). При очень высоких концентрациях бензина возможны молниеносные отравления с потерей сознания и в случае неоказания квалифицированной медицинской помощи возможна быстрая смерть. При воздействии на кожу жидкие бензины вызывают дерматиты.	ГОСТ 2084-77 Справочник "Вредные вещества в промышленности", т.1., М., Химия, 1976
Средства защиты	Изолирующий противогаз. Респиратор РПГ-67А. Костюм типа ТоНл. Фильтрующий противогаз марки БКФ, А, М.	Справочник "Вредные вещества в промышленности", т.1., М., Химия, 1976
Методы перевода вещества в безвредное состояние.	Создание вододисперсионных завес, вентиляция помещений, При	Справочник "Вредные вещества в промышленности", т.1., М., Химия, 1976
	разлитии засыпать разлитый бензин опилками или песком и сжечь в специально отведенном месте. Для обезвреживания площадок, полов, загрязненных бензином, должны применяться хлорамин (3% водный раствор) или хлорная известь (1 часть сухой хлорной извести на 2-5 частей воды) из расчета 2 литра смеси на 1 м3 дегазируемой площади. Недопустимо обезвреживание сухой хлорной известью, т.к. при этом может произойти загорание из-за сильного тепловыделения.
Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества.	Свежий воздух. Покой, тепло. Успокаивающие средства. Смыть вещество с кожи водой с мылом. При поражении верхних дыхательных путей - ввести 55% раствор эфедрина 2 мл с 2,4% раствором зуфиллина 10 мл. При падении артериального давления - кордиамин, кофеин. При проглатывании - промыть желудок водой.	Правила безопасности 1984 г.

1.2 Анализ известных аварий на аналогичных производственных объектах

25 января 2002 года на ОАО "Орскнефтеоргсинтез" произошла авария на товарно-сырьевой базе - хлопок внутри резервуара объёмом 5000 м³. Повреждены стенка и крыша резервуара (разрывы по сварному шву).

При подготовке резервуара к ремонту после его освобождения от продукта была включена система пропарки. Пар с давлением 7 кг/см² и температурой 170 -180⁰ С подавали в резервуар по паропроводу диаметром 50 мм. В это время на крыше резервуара был открыт замерный люк, откинуты крышки у предохранительного и дыхательного клапанов для выхода пара. При пропарке стенки резервуара были прогреты до температуры 60 - 65^о С. Для поднятия углеводородного остатка со дна резервуара и слива его в промышленную канализацию начали подавать воду из пожарного гидранта по пожарному рукаву через нижний люк резервуара. Спустя некоторое время в резервуаре произошёл хлопок. В результате резервуар деформировался.

Причины аварии - нарушение порядка подготовки резервуара к ремонту, а именно, отсутствие распоряжений, определяющих:

- вывод резервуара из эксплуатации и подготовку к ремонту;

- ответственных лиц и исполнителей работ;

-разработку мероприятий по безопасной подготовке к ремонту и последовательности их выполнения.

Комиссия, расследовавшая аварию, установила, что при подаче воды в резервуар была прекращена подача пара. Это привело к образованию взрывоопасной паро-газовоздушной среды и её последующему взрыву внутри резервуара. Воспламенение произошло от искры, возникшей в результате нарушения порядка вскрытия люков на разогретом резервуаре.

25 ноября 2002 года на ООО "Строительная компания "МОСТ" (частное предприятие), Амурская область, город Белогорск на нефтебазе произошла авария.

В связи с постройкой здания насосной станции для темных нефтепродуктов возникла необходимость укоротить трубопроводы слива светлых нефтепродуктов от сливной воронки до приёмных ёмкостей резервуарного парка. За два дня до аварии резервуары были отсоединены от технологических трубопроводов и поставлены под пропаривание. В это время велись сварочные работы по соединению технологического трубопровода с резервуаром дизельного топлива.

Через два дня сварщик самостоятельно приступил к замене технологического трубопровода от сливной воронки до резервуара с бензином без оформления наряда допуска и в отсутствие лица, ответственного за производство огневых работ. На резервуаре после пропарки смотровой люк был закрыт и перед началом работ не был сделан анализ контроля воздушной среды.

Сварщик состыковал трубопровод с указанным резервуаром и около насосной стал разжигать резак, чтобы сделать отверстие в гребёнке под фланец с патрубком для монтажа запорной арматуры. При розжиге и разогреве резака пламя по технологическому трубопроводу попало в резервуар, и в результате взрывоопасная смесь в нём взорвалась. При этом резервуар подбросило выше обвалования и развернуло на 45^о. Одной консолью он упал на соседний резервуар с дизельным топливом, другой - на пожарный въезд в основной резервуарный парк. Взрывом разорвало днище, оборвало приёмные трубопроводы. Резервуар с дизельным топливом, находившийся рядом, упал на бок, а на него упал взорвавшийся резервуар с бензином. В момент взрыва сварщик находился в 15 м от эпицентра и не пострадал.

Причины аварии:

- незнание персоналом свойств используемых веществ;

- неудовлетворительная подготовка к проведению работ повышенной опасности (не был оформлен наряд-допуск на проведение огневых работ, не проводился анализ воздушной среды, сварщик не имел допуска на проведение огневых работ.

29 ноября 2002 года на ОАО "НК Роснефть-Кубань нефтепродукт" Краснодарский край, г. Курганинск. Произошёл пожар в резервуарном парке нефтебазы в резервуаре объёмом 700 м³, в котором находился 1 м³ дизельного топлива.

Уровень нефтепродукта в резервуаре составлял 228 см.

С 8-00 до 12-00 из резервуара было откачано 36 348 кг нефтепродукта на эстакаду налива автоцистерн. Одновременно с отпуском дизельного топлива из резервуаров отпускали бензин АИ-92 и А76. Слив из железнодорожных цистерн не производился. Нарушений технологического процесса не было. Ремонтные и огневые работы на территории парка не проводились. Старший оператор, находившийся на эстакаде налива автоцистерн (на расстоянии 10 м от обвалования резервуарного парка) услышал хлопок, увидел дым и огонь в районе резервуаров. Высота пламени достигла 8-10 м. Один из резервуаров находился в огне. Через некоторое время он лопнул и начал деформироваться. Прибывшие пожарные приступили к его тушению. В результате действия огня разрушена крыша резервуара, его стенки по сварным швам оторваны от днища. Частично разрушились и деформировались конструкции и ограждения соседнего резервуара. В радиусе 25 м от горения разлившегося продукта выгорела трава.

При детальном осмотре резервуара было установлено, что фланцевое соединение сифонного крана разгерметизировано (отсутствуют три болта из четырёх). Рядом с сифонным краном обнаружены два рожковых ключа, а также снятые болты с гайками и шайбами. Задвижка отпускного трубопровода резервуара открыта.

По мнению комиссии, расследовавшей аварию, причинами пожара явились преднамеренная разгерметизация фланцевого соединения сифонного крана и последующий поджог разлитого дизельного топлива.

Причины аварии:

-отсутствие специального ограждения по периметру нефтебазы;

-плохая оснащённость современными средствами контроля несанкционированного проникновения на территорию;

-низкий уровень подготовки персонала.

В 1976 году произошел взрыв (хлопок) на мазутном резервуаре временной городской котельной Тобольского нефтехимического комбината в Тюменской области. Причиной взрыва было грубое нарушение правил техники безопасности сварщиком, проводившим огневые работы непосредственно на верхней крышке резервуара. Сварщик не пострадал.

18 апреля 1994 г на перевалочной базе нефтепродуктов в п. Змиевка Свердловского района Орловской обл. из-за подожжённой сухой травы возник пожар, в результате которого сгорели насосная станция и две промежуточные ёмкости с 60 т мазута каждая.

В средствах массовой информации подробно освещалась авария, которая произошла 8 января 1999 г. на мазутохранилище Грозненского НПЗ. В результате пожара потеряно около 1000 т. мазута, причём 500 т. стекло в реку Сунжа. Причиной аварии явилось несоблюдение правил техники безопасности при эксплуатации, в т.ч. наличие мелких частных нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих установок. Конкретной причиной было повреждение электропроводки.

Из "Отчета о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2008 году" отмечено уменьшение (в 1,5 раза) количества аварий на нефтеперерабатывающих предприятиях и объектах нефтепродуктообеспечения, доля которых составила, как и за предыдущий период, 46 % общего количества происшествий. На объектах нефтехимической промышленности произошла 1 авария, доля которой от общего количества аварий за 2008 год составила 8 % против 18 % в 2007 году.

Общий смертельный травматизм за 2008 год составил 14 случаев против 10 за тот же период 2007 года, то есть количество смертельно травмированных увеличилось на 28,5 %.

Анализ результатов расследования аварий и несчастных случаев, произошедших в 2008 году, показал, что среди технических причин аварийности и травматизма преобладают причины, связанные с несовершенством технологии, конструктивными недостатками технических устройств и отсутствием средств противоаварийной защиты, сигнализации и связи (66% - аварии и 100% - несчастные случаи).

Среди организационных причин аварий и несчастных случаев со смертельным исходом в 2008 году преобладают причины, связанные с нарушением технологии производства работ, неправильной организацией производства работ и неэффективностью производственного контроля.

За последние два десятилетия зарегистрировано более 238 пожаров на резервуарах с нефтью и нефтепродуктами на территории СССР и России. Из них на наземных резервуарах произошло 93,3% пожаров и аварий, в том числе 32,4% пожаров на резервуарах для сырой нефти, 53,5% на резервуарах с бензином и 13,8% на резервуарах с другими видами нефтепродуктов (мазут, керосин и др.).

Основными причинами аварий на топливонасыщенных объектах являются факторы (источники), приведенные в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Распределение пожаров на резервуарах по источникам зажигания

Источник зажигания	Доля, %
Огневые работы	25,0
Механические искры	17,8
Электрические искры	14,3
Удар молнии	10,7
Огневые технологические работы	10,7
Внешний источник	7,1
Разряд статического электричества	3,6
Автомобиль	3,6
Неосторожное обращение с огнем	3,6
Не установлено	3,6
Итого:	100,0

Так при анализе данных таблицы 1.2 необходимо отметить, что наиболее часто такими причинами являются огневые (25%) и ремонтные (17,8%) работы, искры электроустановок (14,3%), проявления атмосферного электричества (10,7%), воздействие внешнего источника зажигания (7,1%) и разряды статического электричества (3,61%). Неосторожное обращение с огнем, допущенное при ремонте резервуаров и их отчистке, является одной из распространенных причин загорания на резервуарах.

Другой большой группой причин многих пожаров является разгерметизация технологического оборудования в парках с возникновением локальной утечки нефтепродуктов. Их обнаружение происходит после инициирования случайными или технологическими источниками воспламенения.

Возможными причинами, способствующими возникновению и развитию аварий, являются следующие инициирующие события, приведенные в таблице 1.3, 1.4 (Приказ МЧС России №404 Приложение 1).

Таблица 1.3 - Частоты реализации инициирующих пожароопасные ситуации событий

Наименование оборудования	Инициирующее аварию событие	Диаметр отверстия истечения, мм	Частота разгерметизации, год-1
1	2	3	4
Резервуары, емкости, сосуды и аппараты под давлением	Разгерметизация с последующим истечением жидкости, газа или двухфазной среды	5	4,010-5
		12,5	1,010-5
		25	6,210-6
		50	3,810-6
		100	1,710-6
		Полное разрушение	3,010-7
Насосы (центробежные)	Разгерметизация с последующим истечением жидкости или двухфазной среды	5	4,310-3
		12,5	6,110-4
		25	5,110-4
		50	2,010-4
		Диаметр подводящего / отводящего трубопровода	1,010-4
Компрессоры (центробежные)	Разгерметизация с последующим истечением газа	5	1,110-2
		12,5	1,310-3
		25	3,910-4
		50	1,310-4
		Полное разрушение	1,010-4
Резервуары для хранения ЛВЖ и горючих жидкостей (далее - ГЖ) при давлении, близком к атмосферному	Разгерметизация с последующим истечением жидкости в обвалование	25	8,810-5
		100	1,210-5
		Полное разрушение	5,010-6
Резервуары с плавающей крышей	Пожар в кольцевом зазоре по периметру резервуара	-	4,610-3
	Пожар по всей поверхности резервуара	-	9,310-4
Резервуары со стационарной крышей	Пожар на дыхательной арматуре	-	9,010-5
	Пожар по всей поверхности резервуара	-	9,010-5

Примечание: частота отказов оборудования с неполной его разгерметизацией принимается в 10 раз выше частоты отказа с полной разгерметизацией.

Таблица 1.4 - Частоты утечек из технологических трубопроводов

Диаметр трубопровода, мм	Частота утечек, (м-1 год-1)
	Малая (диаметр отверстия 12,5 мм)	Средняя (диаметр отверстия 25 мм)	Значительная (диаметр отверстия 50 мм)	Большая (диаметр отверстия 100 мм)	Разрыв
50	5,7 10-6	2,4 10-6	-	-	1,4 10-6
100	2,8 10-6	1,2 10-6	4,7 10-7	-	2,4 10-7
150	1,9 10-6	7,9 10-7	3,1 10-7	1,3 10-7	2,5 10-8
250	1,1 10-6	4,7 10-7	1,9 10-7	7,8 10-8	1,5 10-8
600	4,7 10-7	2,0 10-7	7,9 10-8	3,4 10-8	6,4 10-9
900	3,1 10-7	1,3 10-7	5,2 10-8	2,2 10-8	4,2 10-9
1200	2,4 10-7	9,8 10-8	3,9 10-8	1,7 10-8	3,2 10-9

Применительно к условиям эксплуатации объектов нефтепереработки и нефтепотребления специфическими эксплуатационными причинами разрушения оборудования, приводящими к возникновению и развитию аварий с опасными последствиями, являются:

а) для оборудования и трубопроводов:

- дефект конструкции и дефект материала;

- образование усталостных трещин в сварных швах и основном металле в процессе старения;

- разрушение сварных и фланцевых соединений;

- несанкционированное повышение давления;

- коррозия;

- перелив аппаратов;

- отказ предохранительных клапанов;

- нарушение требований регламента (рабочих инструкции) по поддержанию норм технологического режима;

б) для компрессорного и насосного оборудования:

- дефект конструкции и дефект материала;

- повышение давления и температуры нагнетания;

- прекращение поступления масла;

- повышение температуры масла;

- разрушение подшипников;

- образование усталостных трещин в сварных швах и основном металле в процессе старения;

- коррозия;

- нарушение требований регламента (рабочих инструкций) по поддержанию норм технологического режима.

Основные факторы и причины возникновения аварийных ситуаций приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Перечень основных факторов и возможных причин, способствующих возникновению и развитию аварийных ситуаций

Наименование технологического блока	Факторы, способствующие возникновению и развитию аварийных ситуаций	Возможные причины аварийных ситуаций
Блок №1 Сливо-наливная железнодорожная эстакада светлых нефтепродуктов.	1. Наличие в блоке до 240 т нефтепродукта создает опасность выброса большого количества опасного вещества. 2. Наличием подвижного железнодорожного состава. Наличием периодического процесса (постановка и уборка вагон - цистерн, слив-налив нефтепродуктов) создает дополнительную возможность возникновения аварийной ситуации. 3. Внешнее воздействие природного или техногенного характера. 4. Наличие большого количества единиц оборудования, фланцевых и сварных соединений, разветвленной сети трубопроводов с запорной арматурой повышает вероятность аварийной разгерметизации оборудования; 5. Наличие ручных операций отбора проб и замера уровня продукта в цистернах создает опасность травмирования производственного персонала.	1. Отказ оборудования (разгерметизация) в результате образования коррозионных, механических сквозных дефектов. 2. Нарушение герметичности арматуры, фланцевых соединений трубопроводов из-за дефектов изготовления, механических повреждений, нарушения правил эксплуатации. 3. Ошибки персонала (нарушение обслуживающим персоналом технологического процесса слива нефтепродукта и требований правил техники безопасности).
Блок №2 Насосная для перекачки светлых нефтепродуктов.	1. Наличие легковоспламеняющейся жидкости в технологическом оборудовании и трубопроводах. 2. Периодичность технологического процесса перекачки нефтепродукта в резервуарный парк. 3. Наличие сложного технологического процесса слива горючей жидкости повышает вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала. 4.Наличие большого количества единиц оборудования, фланцевых и сварных соединений, разветвленной сети трубопроводов с запорной арматурой повышает вероятность аварийной разгерметизации оборудования. 5. Наличие электроприемников, механических приводов оборудования.	1. Отказ оборудования (разгерметизация) в результате образования коррозионных, механических сквозных дефектов. 2.Нарушение герметичности арматуры, фланцевых соединений трубопроводов из-за дефектов изготовления, механических повреждений, нарушения правил эксплуатации. 3. Ошибки персонала (нарушение обслуживающим персоналом технологического процесса слива - налива нефтепродукта и требований правил техники безопасности).
Блок №3 Резервуарный парк хранения светлых нефтепродуктов.	1. Наличие в блоке до 24600 м3 нефтепродукта создает опасность выброса большого количества опасного вещества. 2. Наличие периодического процесса (слив-налив) создает дополнительную возможность разгерметизации резервуара и разлива опасных веществ. 3. Внешнее воздействие природного или техногенного характера. 4. Наличие большого количества единиц оборудования, фланцевых и сварных соединений, разветвленной сети трубопроводов с запорной арматурой повышает вероятность аварийной разгерметизации оборудования резервуарных парков; 5. Наличие ручных операций отбора проб и замера уровня продукта в резервуарах создает опасность травмирования производственного персонала.	1. Отказ оборудования (разгерметизация) в результате образования коррозионных, механических сквозных дефектов. 2.Нарушение герметичности арматуры, фланцевых соединений трубопроводов из-за дефектов изготовления, механических повреждений, нарушения правил эксплуатации. 3. Ошибки персонала (нарушение обслуживающим персоналом технологического процесса слива - налива нефтепродуктов и требований правил техники безопасности).
Блок №4 Эстакада налива светлых нефтепродуктов.	1. Наличие легковоспламеняющейся жидкости в технологическом оборудовании и АЦ. 2. Периодичность технологического процесса отпуска нефтепродукта в специализированный автотранспорт. 3. Наличие достаточно сложного технологического процесса слива и перекачки горючей жидкости повышает вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала. 4. Наличие большого количества единиц оборудования, фланцевых и сварных соединений, разветвленной сети трубопроводов с запорной арматурой повышает вероятность аварийной разгерметизации оборудования.	1. Отказ оборудования (разгерметизация) в результате образования коррозионных, механических сквозных дефектов. 2.Нарушение герметичности арматуры, фланцевых соединений трубопроводов из-за дефектов изготовления, механических повреждений, нарушения правил эксплуатации. 3. Ошибки персонала (нарушение обслуживающим персоналом технологического процесса слива - налива нефтепродукта и требований правил техники безопасности).

1.3 Возможные сценарии развития аварий с указанием основных причин их возникновения

Схемы построения сценариев развития аварийных ситуаций для каждого блока приведены на рисунках 1.4, 1.5, 1.6, 1.7.

А 1.0.0. - сход цистерны с железнодорожной колеи

А 2.0.0. - механический износ или усталость материала

А 3.0.0. - выход параметров за критические значения

А 4.0.0. - ошибки обслуживающего персонала

А 5.0.0. - внешнее воздействие природного или техногенного характера

А 1.1.0. - опрокидывание железнодорожной цистерны

А 1.1.1. - разгерметизация или разрушение технологического оборудования

А 1.1.2. - вытекание или залповый выброс нефтепродукта

А 1.1.3. - образование пролива нефтепродукта

А 1.1.4. - образование ТВС нефтепродукта

Б 1.0.0. - взрыв ТВС

Б 2.0.0. - пожар пролива

Рисунок 1.4 - Схема построения сценариев развития аварийных ситуаций. Блок №1



А 6.0.0. - механический износ или усталость материала

А 7.0.0. - выход параметров за критические значения

А 8.0.0. - ошибки обслуживающего персонала

А 9.0.0. - внешнее воздействие природного или техногенного характера

А 6.1.0. - разгерметизация или разрушение технологического оборудования

А 6.1.1. - вытекание или залповый выброс нефтепродукта

А 6.1.2. - образование пролива нефтепродукта

А 6.1.3. - образование ТВС нефтепродукта

Б 3.0.0. - взрыв ТВС

Б 4.0.0. - пожар пролива

Рисунок 1.5 - Схема построения сценариев развития аварийных ситуаций. Блок №2

А 10.0.0. - образование взрывоопасной концентрации снаружи резервуара

А 11.0.0. - появление источника зажигания внутри резервуара

А 12.0.0. - выход параметров за критические значения

А 13.0.0. - механический износ или усталость материала

А 14.0.0. - ошибки ремонтного или обслуживающего персонала

А 10.1.0. - пожар на дыхательных клапанах

А 10.1.1. - взрыв в резервуаре

А 10.1.2. - разгерметизация или разрушение резервуара

А 10.1.3. - образование пролива нефтепродукта

А 10.1.4. - образование ТВС нефтепродукта

Б 5.0.0. - взрыв ТВС.

Б 6.0.0. - пожар пролива

Рисунок 1.6 - Схема построения сценариев развития аварийных ситуаций. Блок№3

А 15.0.0. - механический износ или усталость материала

А 16.0.0 - выход параметров за критические значения

А 17.0.0. - ошибки обслуживающего персонала

А 18.0.0. - внешнее воздействие природного или техногенного характера

А 15.1.0. - разгерметизация или разрушение технологического оборудования

А 15.1.1. - вытекание или залповый выброс нефтепродукта

А 15.1.2. - образование пролива нефтепродукта

А 15.1.3. - образование ТВС нефтепродукта

Б 7.0.0. - взрыв ТВС

Б 8.0.0. - пожар пролива

Рисунок 1.7 - Схема построения сценариев развития аварийных ситуаций. Блок№4

Анализ аварийных ситуаций, условий их возникновения и развития

Для каждой возможной стадии развития аварийных ситуаций уровня "А" каждого блока нефтебазы, выполнен анализ условий возникновения и динамики их развития, проведена оценка возможных последствий. Определены оптимальные средства предупреждения, локализации и ликвидации аварийных ситуаций. Результаты анализа условий возникновения и динамики развития аварийных ситуаций представлены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Анализ аварийных ситуаций, условий их возникновения и развития

Наименование аварийной ситуации	При каких условиях возможна аварийная ситуация	Возможное развитие аварийной ситуации	Основные принципы анализа условий возникновения аварийной ситуации	Способы и средства предупреждения, локализации и ликвидации аварийной ситуации
Разлив нефтепродукта			Определение площади пролива. Проверка характера разрушений при внешнем осмотре цистерны, сливных устройств, трубопроводов. В зависимости от масштаба аварии принимается решение о частичной или полной остановке процесса слива-налива нефтепродукта. Оценка достаточности и подготовленности персонала и технических средств для локализации аварии. Оценка вероятности дальнейшего развития аварии и необходимости привлечения	1. Вывод персонала из опасной зоны. 2. Осмотр ж/д пути; 3. Соблюдение правил маневровых работ; 4. Слив поврежденной вагон - цистерны; 5. Сбор пролитого нефтепродукта с площадки; 6. При необходимости привлечение пожарных расчетов. 7. Наличие аварийного резервуара для сбора аварийных проливов. 8. Наличие твердого бетонного покрытия, оборудованного устройствами отвода в дренажную систему.
			дополнительных сил и средств.
	Разгерметизация сливного устройства.		Оценка технического состояния сливного (наливного) устройства, трубопроводов, разъемных соединений и надежность их креплений. Коррозии деталей, наличие условий для механического повреждения от внешних и внутренних источников; оценка эффективности и качества ППР.	1. Совершенствование системы ППР, развитие базы дефектоскопии и диагностирования трубопроводов и оборудования.
	Разгерметизация частичная (полная) железнодорожной цистерны в результате схода.		Оценка состояния железнодорожных путей, скорости и интенсивности движения. Наличие возможности отбуксировки неисправной цистерны за территорию узла слива.	1. Контроль состояния железнодорожных путей предприятия. 2. Усиление контроля за состоянием цистерн, подаваемых под слив.
		Образование ТВС с площади пролива, взрыв ТВС	Оценка возможного масштаба пожара. Оценка умения персонала действовать по ликвидации очага загорания. Оценка достаточности средств пожаротушения,	1. Организация дополнительных пожарных постов. 2. Снижение численности людей в опасной зоне, обучение персонала способам спасения людей, оснащение эффективными системами
			оперативности и оснащенности ПЧ.	оповещения и эвакуации персонала. 3. Наличие средств пожаротушения на объекте: первичные средства пожаротушения, огнетушители на территории. 4. Наличие и исправное состояние молниезащиты, средств защиты от статического электричества. 5. Наличие сигнализаторов довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных документов.
		Возникновение пожара пролива	Оценка возможного масштаба пожара. Оценка умения персонала действовать по ликвидации очага загорания. Оценка достаточности средств пожаротушения, оперативности и оснащенности ПЧ.	1. Заземление оборудования слива, наличие и исправное состояние молниезащиты, средств защиты от статического электричества. 2. Наличие средств пожаротушения на объекте: первичные средства пожаротушения, огнетушители. 3. Размещение вне зоны действия возможного воздействия пожара здания административного, бытового и вспомогательного назначения. 3. Пожарная техника ПЧ. 4. Организация оповещения об опасности и вывода персонала из опасной зоны. 5. Действия персонала по спасению людей.
Выброс нефтепродукта из насоса, трубопровода			Выяснение места и характера утечки. Проверка возможности перекрытия задвижек для исключения поступления к месту пролива прямых и обратных потоков продукта. Оценка надежности схемы дистанционного отключения насосов со щита. Оценка оснащенности персонала средствами первой готовности для локализации аварийной ситуации. Оценка возможного развития аварии и привлечения дополнительных сил и средств.	1. Управление электродвигателями насосов дистанционно со щита или по месту. 2. Минимизация площади пролива отсечением задвижками аварийного участка.
	Утечка из фланцевого соединения		Оценка технического состояния оборудования: качество сварных швов,	1. Дефектоскопия и паспортизация трубопроводов, совершенствование системы
	или по сварочному шву, коррозия металла.		степень износа, качество сборки разъемных соединений, соответствие материала прокладок среде, качество ППР и сроки его проведения.	ППР, своевременная замена устаревших деталей.
	Механический износ деталей и узлов насосов, повышение давления выше критически допустимого.		Наличие и исправность системы противоаварийной защиты для исключения повышения давления выше критических значений. Проверка наличия условий для механического повреждения, гидравлического удара.	1. Проведение диагностирования трубопроводов по истечении нормативного срока эксплуатации. 2. Исключение условий перегрева нефтепродуктов. 3. Применение устройств и оборудования повышенной надежности, эффективных средств контроля, управления и противоаварийной защиты.
		Пожар пролива в помещении насосной.	Оценка и анализ: возможных масштабов пожара, наличия и эффективности средств пожаротушения, оперативности прибытия пожарных частей, наличия источников зажигания и численности людей в зоне возможного поражения.	1. Применение стационарных и переносных средств пожаротушения. 2. Вывод персонала из насосной.
		Образование ТВС с площади пролива, взрыв ТВС	Оценка возможного масштаба пожара. Оценка умения персонала действовать по ликвидации очага загорания. Оценка достаточности средств пожаротушения, оперативности и оснащенности ПЧ.	1. Организация дополнительных пожарных постов. 2. Снижение численности людей в опасной зоне, обучение персонала способам спасения людей, оснащение эффективными системами оповещения и эвакуации персонала. 3. Наличие средств пожаротушения на объекте: первичные средства пожаротушения, огнетушители на территории. 4. Заземление цистерн и оборудования, наличие и исправное состояние молниезащиты, средств защиты от статического электричества. 5. Наличие сигнализаторов довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных документов.
Возникновение утечки нефтепродуктов.			Выяснение характера и места возникновения утечки нефтепродукта, состояние запорной арматуры. Прогнозирование образования ТВС с дальнейшим взрывом и пожаром. Проверка навыков и подготовленности персонала к локализации аварии.	1. Перекачка нефтепродукта из разгерметизированного резервуара в свободный соседний резервуар или в резервуар, специально выделенный для приема аварийных проливов.
	Взрыв внутри резервуара		Оценка возможностей и условий образования взрывоопасной среды и источника зажигания внутри резервуара.	1. Усиление контроля за состоянием дыхательных клапанов и люка на резервуарах. 2. Наличие исправной молниезащиты, заземления резервуаров, средств отвода и нейтрализации зарядов статического электричества. 3. Усиление контроля за проведением зачистки и ремонтных работ на резервуарах.
	Разрушение резервуара в результате повышения давления, коррозии, усталостных явлений, потери упругих свойств		Проверка пропускной способности и состояния дыхательных клапанов на резервуарах, изученность состояния сварных швов, уплотнений в разъемных соединениях люков и задвижек.	1. Развитие базы диагностирования и дефектоскопии резервуаров, совершенствование системы ППР и профилактической работы, контроль за состоянием дыхательных клапанов, исключение их примерзания в зимнее время.
	металла при низких температурах.
		Образование ТВС на площади пролива, взрыв ТВС	Оценка рациональности планировки территории, наличие застойных зон. Оценка возможных размеров и направления дрейфа ТВС, наличия источника зажигания.	1. Обеспечение оперативной информацией о метеоусловиях, загазованности. 2. Исключение источников зажигания: эффективные системы молниезащиты, заземления, отвода и нейтрализации зарядов статического электричества. 3. Надежная система пожаротушения. 4. Действия персонала по спасению людей. 5. Наличие сигнализаторов довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных документов.
		Пожар пролива	Оценка и анализ: возможных масштабов пожара, наличия и эффективности средств пожаротушения, оперативности прибытия пожарных частей, наличия источников зажигания и численности людей в зоне возможного поражения.	Исключение источников зажигания, оснащение эффективными средствами пожаротушения, связи и оповещения; действия персонала и пожарной части по спасению людей и тушению пожара.
Разлив нефтепродукта			Определение площади пролива. Проверка характера разрушений при внешнем осмотре автоцистерны, сливных устройств, трубопроводов. В зависимости от масштаба аварии принимается решение о частичной или полной остановке процесса слива нефтепродукта в резервуары. Оценка достаточности и подготовленности персонала и технических средств для локализации аварии. Оценка вероятности дальнейшего развития аварии и необходимости привлечения дополнительных сил и средств.	1. Сбор пролитого нефтепродукта с площадки с последующей его утилизацией на полигон ТБО. 2. Вывод персонала из опасной зоны. 3. При необходимости привлечение пожарных расчетов. 4. Наличие аварийного резервуара для сбора аварийных проливов.
	Разгерметизация наливного устройства.		Оценка технического состояния наливного устройства, трубопроводов, рукавов, разъемных соединений и надежность их креплений. Коррозии деталей, наличие условий для механического повреждения от внешних и внутренних источников; оценка эффективности и качества ППР.	1. Совершенствование системы ППР, развитие базы дефектоскопии и диагностирования трубопроводов и оборудования.
	Разгерметизация частичная (полная) автомобильной цистерны в результате аварии.		Оценка состояния автомобильного полотна, скорости и интенсивности движения по территории резервуарного парка, квалификации водительского состава. Наличие возможности отбуксировки неисправной цистерны за территорию резервуарного парка.	1. Контроль состояния автодорожного покрытия на территории предприятия. 2. Усиление контроля за состоянием цистерн, подаваемых под слив.
		Образование ТВС с площади пролива, взрыв ТВС	Оценка возможного масштаба пожара. Оценка умения персонала действовать по ликвидации очага загорания. Оценка достаточности средств пожаротушения, оперативности и оснащенности ПЧ.	1. Организация дополнительных пожарных постов. 2. Снижение численности людей в опасной зоне, обучение персонала способам спасения людей, оснащение эффективными системами оповещения и эвакуации персонала. 3. Наличие средств пожаротушения на объекте: первичные средства пожаротушения, огнетушители на территории. 4. Заземление цистерн и оборудования, наличие и исправное состояние молниезащиты, средств защиты от статического электричества. 5. Наличие сигнализаторов довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных документов.
		Возникновение пожара пролива	Оценка возможного масштаба пожара. Оценка умения персонала действовать по ликвидации очага загорания. Оценка достаточности средств пожаротушения, оперативности и оснащенности ПЧ.	1. Заземление цистерн и оборудования, наличие и исправное состояние молниезащиты, средств защиты от статического электричества. 2. Наличие средств пожаротушения на объекте: первичные средства пожаротушения, огнетушители. 3. Размещение вне зоны действия возможного воздействия пожара здания административного, бытового и вспомогательного назначения. 3. Пожарная техника ПЧ. 4. Организация оповещения об опасности и вывода персонала из опасной зоны. 5. Действия персонала по спасению людей.

Оценка вероятности реализации аварийных ситуаций

Для определения частоты реализации инициирующих пожароопасные ситуации событий использовалась информация, приведенная в таблице 1.3.

Частоту реализации пожароопасных ситуаций с учетом наличия однотипного оборудования находили из выражения:

(1.1)

где n - количество однотипного оборудования;

Q_i - частота реализации i-той аварийной ситуации;