Обеспечение безопасности, прогнозирование и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации на компрессорной станции

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АВИАЦИОННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к выпускной квалификационной работе

Обеспечение безопасности, прогнозирование и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации на компрессорной станции

Уфа 2008

Реферат

ЧРЕЗВЫЧАЙНАЯ СИТУАЦИЯ, КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ, СЖИЖЕННЫЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ГАЗ, ВЗРЫВ, АВАРИЙНО - СПАСАТЕЛЬНЫЕ И ДРУГИЕ НЕОТЛОЖНЫЕ РАБОТЫ, ТЕХНОЛОГИЯ, УПРАВЛЕНИЕ, БЕЗОПАСНОСТЬ СПАСАТЕЛЬНЫХ РАБОТ, ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

Цель ВКР - прогнозирование, предупреждение и ликвидация ЧС на компрессорной станции «Сергиевского ЛПУМГ».

Проведена оценка вероятности возникновения ЧС и определены сценарии развития ЧС.

Осуществлено прогнозирование параметров основных поражающих факторов в соответствии с выбранными сценариями развития ЧС.

Спланированы и разработаны мероприятия по ликвидации ЧС.

Разработаны мероприятия по управлению силами и средствами, привлекаемыми для ликвидации ЧС.

Разработаны мероприятия по обеспечению безопасности проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ.

Разработаны технические решения, направленные на снижение вероятности возникновения ЧС и предотвращения их дальнейшего развития.

Произведена экономическая оценка последствий чрезвычайной ситуации и оценка эффективности внедрения технических решений.

Содержание

Реферат

1. Характеристика объекта исследования и оценка риска возможных чрезвычайных ситуаций

1.1 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов

1.2 Классификация газопроводов

1.3 Статистические данные по авариям в России на объектах газораспределения и потребления

1.4 Анализ известных аварий на линейной части газопроводов

1.5 Вероятность возникновения аварии

1.6 Источники воспламенения природного газа в технологическом процессе

1.7 Сведения о рассматриваемом объекте

1.8 Сведения о природно-климатических и других условиях района расположения объекта

1.9 Принципиальная технологическая схема КС-21 «Сергиевская»

1.10 Характеристика природного газа

1.11 Оценка количества опасных веществ, участвующих в авариях на газопроводах Сергиевского ЛПУМГ

1.12 Общая обстановка при производственных авариях с взрывом на предприятиях по транспортировке газа

1.12.1 Взрывы газовоздушных смесей в производственных помещениях

1.13 Оценка риска возникновения чрезвычайных ситуаций на

компрессорной станции «Сергиевского ЛПУМГ»

1.14 Разработка сценариев развития чрезвычайной ситуации

1.15 Расчет вероятности возникновения ЧС, вызванной разгерметизацией газопровода в здании компрессорной станции

1.16 Описание чрезвычайной ситуации

2. Прогнозирование параметров основных поражающих факторов и оценка устойчивости зданий, сооружений и технологического оборудования

2.1 Анализ производства по пожаровзрывоопасности

2.2 Описание расчетного сценария чрезвычайной ситуации

2.3 Расчет избыточного давления взрыва для горючих газов

2.4 Расчёт параметров волны давления при разрыве газопровода в открытом пространстве

2.5 Расчет размеров зон, ограниченных НКПР газов при поступлении ГГ в помещение

2.6 Расчет размеров зон, ограниченных НКПР газов при поступлении ГГ в открытое пространство

2.7 Расчетное определение значения коэффициента участия ГГ во взрыве

2.8 Расчет параметров взрыва газовоздушных смесей

2.9 Расчет уровней разрушений при взрыве

2.10 Расчет параметров завала, образовавшегося в результате взрыва

2.11 Расчет интенсивности теплового излучения и времени существования «огненного шара»

2.12 Метод оценки индивидуального риска для аварии в помещении

2.13 Метод оценки социального риска для аварии в помещении

2.14 Оценка индивидуального риска в открытом пространстве

2.15 Оценка социального риска в открытом пространстве

3. Планирование и организация работ по ликвидации ЧС, вызванной взрывом в здании компрессорной станции «Сергиевского ЛПУМГ»

3.1 Основные принципы и требования к планированию и организации аварийно-спасательных и других неотложных работ при ликвидации чрезвычайных ситуаций на объектах по транспортировке газа

3.2 Определение номенклатуры и последовательности проведения мероприятий аварийно - спасательных и других неотложных работ при ликвидации ЧС, в здании компрессорной станции

3.3 Расчет времени выдвижения формирований из мест дислокации в зону чрезвычайной ситуации

3.4 Организация разведки в зоне ЧС

3.5 Рекогносцировка для проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ при ликвидации ЧС на компрессорной станции «Сергиевского ЛПУМГ»

3.6 Поисково-спасательные работы в условиях завалов

3.7 Определение численности личного состава подразделений для расчистки подъездных путей к местам ведения спасательных работ

3.8 Способы деблокирования пострадавших из-под завалов

3.9 Определение количества сводных механизированных групп для деблокирования пострадавших и разборки элементов

разрушенного оборудования на КС «Сергиевского ЛПУМГ»

3.10 Определение количества и состава отделений для деблокирования пострадавших

3.11 Транспортировка пострадавших

3.12 Первая доврачебная и первая медицинская помощь в ходе работ по ликвидации чрезвычайной ситуации

3.13 Эвакуация пострадавших и персонала предприятия

3.14 Численность личного состава для проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ

3.15 Подразделения охраны общественного порядка

3.16 Выбор и расчет техники, необходимой для эвакуации пострадавших

3.17 Подбор комплектов спасательной техники, необходимой для механизации работ по разборке завала и вывозу обломков завала

3.17.1 Проведение работ по сбору обломков завалов

3.17.2 Производство погрузочных работ элементов завала для вывоза их из зоны ЧС

3.17.3 Производство транспортных работ по вывозу элементов завала на полигон для утилизации твердых бытовых отходов

3.18 Основы организации материально-технического обеспечения подразделений, привлекаемых для ликвидации чрезвычайных ситуаций на объектах газопереработки

3.19 Основные принципы организации первоочередного жизнеобеспечения населения

3.20 Обеспечения формирований, ликвидирующих ЧС, и персонала предприятия водой в зоне ЧС

3.21 Обеспечение формирований, ликвидирующих ЧС, продуктами питания

3.22 Обеспечение пострадавшего персонала и личного состава формирований, ликвидирующих ЧС, жильем и коммунально-бытовыми услугами и предметами первой необходимости

3.23 Обеспечение привлекаемой техники горюче-смазочными материалами.

3.24 Техническое обеспечение спасательной техники, участвующей в работах в зоне ЧС, вызванной взрывом на компрессорной станции

4. Организация управления при ликвидации чрезвычайной ситуации, вызванной взрывом в здании компрессорной станции

4.1 Правовые основы организации управления ликвидацией

чрезвычайной ситуации на КС «Сергиевского ЛПУМГ»

4.2 Оповещение и сбор руководящего состава при возникновении чрезвычайной ситуации

4.3 Организация действий сил и средств, привлекаемых для ликвидации чрезвычайной ситуации

4.4 Структура управления ликвидацией чрезвычайной ситуации на компрессорной станции «Сергиевского ЛПУМГ»

4.5 Решение председателя комиссии по чрезвычайным ситуациям и обеспечению пожарной безопасности - главного инженера «Сергиевского ЛПУМГ» при ликвидации чрезвычайной ситуации

5. Обеспечение безопасности при ликвидации чрезвычайной ситуации, вызванной разгерметизацией газопровода на компрессорной станции «Сергиевского ЛПУМГ»

5.1 Роль обеспечения безопасности формирований РСЧС при ликвидации чрезвычайной ситуации

5.2 Идентификация и анализ негативных факторов в зоне ЧС

5.3 Применение организационных методов для снижения воздействий поражающих факторов в зоне ЧС

5.3.1 Расчет загазованности территории при разгерметизации газопровода в здании компрессорной станции

5.4 Рекомендации по обеспечению безопасности при ликвидации ЧС, вызванной разгерметизацией газопровода в здании

компрессорной станции

5.4.1 Оказание первой медицинской помощи пострадавшему

персоналу компрессорной станции

5.4.2 Разработка комплекса средств индивидуальной защиты для формирований РСЧС и персонала компрессорной станции

5.4.3 Повышение работоспособности спасателей

6. Мероприятия по повышению взрывобезопасности здания компрессорной станции на «Сергиевском ЛПУМГ»

6.1 Превентивные и оперативно - тактические мероприятия по ликвидации и уменьшения последствий чрезвычайной ситуации

6.2 Разработка мероприятий по предупреждению взрывов в здании компрессорной станции «Сергиевского ЛПУМГ»

6.2.1 Молниезащита здания компрессорной станции «Сергиевского ЛПУМГ»

6.2.2 Расчет флегматизирующих концентраций

6.2.3 Система внутритрубной диагностики трубопровода

6.2.4 Способ защиты зданий и сооружений от разрушения при взрыве ГПС и устройство для обеспечения безопасности помещений

6.2.5 Способ защиты здания от разрушений при взрыве

6.2.6 Предохранительно - запорное газовое устройство

Заключение

Список литературы

1. Характеристика объекта исследования и оценка риска возможных чрезвычайных ситуаций

В разделе проводится анализ причин чрезвычайной ситуации по данным научно-технической литературы, разрабатываются сценарии развития чрезвычайной ситуации: наиболее опасного, вероятного и с максимально негативным воздействием на окружающую природную среду, приводится краткая физико-химическая характеристика природного газа, проводится краткий анализ аварийности объектов нефтегазового комплекса в России и за рубежом. Выяснив особенности причины ЧС и условия их возникновения, можно спрогнозировать ЧС и определить последствия воздействия поражающих факторов.

1.1 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов

Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает в систему магистрального газопровода. Принципиальная схема магистрального газопровода представлена на рисунке 1.1 [3].



1 - газосборные сети; 2 - промысловый пункт сбора газа; 3 - головные сооружения; 4 - компрессорная станция; 5 - газораспределительная станция; 6 - подземные хранилища газа; 7 - магистральный трубопровод; 8 - ответвления от магистрального трубопровода; 9 - линейная арматура; 10 - двухниточный проход через водную преграду.

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема магистрального газопровода

В состав магистрального газопровода входят следующие основные объекты:

- головные сооружения;

- компрессорные станции;

- газораспределительные станции;

- станции подземного хранения газа;

- линейные сооружения.

На головных сооружениях производится подготовка газа, его учет и компримирование с целью дальнейшей транспортировки.

Компрессорные станции (КС) размещаются по трассе газопровода с интервалом 80...120 км и служат для восстановления давления перекачиваемого газа. В большинстве случаев КС оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 88 % всех КС, а электроприводом - около 12 % [3].

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей. ГРС также оборудуются узлами учета и установками очистки и одорирования газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей).

После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые подают его к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП).

Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ).

К линейным сооружениям относятся собственно магистральный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррозионной защиты, дренажные устройства. К линейным сооружениям также относятся линии технологической связи, отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС) [3].

Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусматривать дистанционным - из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным - по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.

При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессорных станций.

Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа обычно сооружаются только вблизи крупных городов или районов газопотребления.

Исходя из величины рабочего давления, магистральные газопроводы подразделяются на два класса:

1-й класс - при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа

включительно;

2-й класс - при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа

включительно.

Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, к магистральным газопроводам не относятся. Протяженность магистральных газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр -- от 150 до 1420 мм. включительно. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. включительно. Рассмотрим классификацию газопроводов.

1.2 Классификация газопроводов

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70...80% всех капитальных вложений. По назначению газопроводы подразделяют:

- магистральные, транспортирующие газ от мест добычи к городам и крупным промышленным потребителям;

- городские, обеспечивающие подачу и распределение газа внутри города; они могут быть высокого, среднего и низкого давления;

- промышленные.

В зависимости от числа ступеней давления газа в газопроводах системы газоснабжения городов и населенных пунктов делятся на одно-, двух-, трех- и многоступенчатые.

Одноступенчатые системы газоснабжения обеспечивают подачу газа потребителям по газопроводам только одного давления, как правило, низкого.

Двухступенчатые системы газоснабжения обеспечивают распределение и подачу газа потребителям по газопроводам среднего и низкого или высокого и низкого давлений.

Трехступенчатая система газоснабжения позволяет осуществлять распределение и подачу газа потребителям по газопроводам низкого, среднего и высокого давлений.

Многоступенчатая система газоснабжения предусматривает распределение газа по газопроводам высокого I категории (до 1,2 МПа), высокого II категории (до 0,6 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и низкого (до 0,005 МПа) давлений.

В систему газоснабжения входят распределительные газопроводы всех давлений, газораспределительные станции (ГРС) и газорегуляторные пункты. Все элементы систем газоснабжения должны обеспечивать надежность и безопасность подачи газа потребителям.

Газопроводы высокого давления подают газ через газорегуляторные пункты (ГРП) в газопроводы высокого и среднего давления, газгольдерным станциям и крупным промышленным предприятиям.

Газопроводы среднего давления питают через регуляторные пункты и установки распределительную сеть низкого давления, а также промышленные и крупные коммунально-бытовые предприятия.

Газопроводы низкого давления обслуживают мелких потребителей -- жилые дома, небольшие коммунально-бытовые предприятия. К бытовым потребителям газ поступает под низким давлением, к промышленным -- под средним или высоким.

Связь между газопроводами различных давлений осуществляется через газорегуляторные пункты (ГРП) и газорегуляторную установку (ГРУ).

В зависимости от расположения газопроводы делятся на наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений), а также на подземные (подводные) и надземные (надводные).

В зависимости от назначения в системе газоснабжения газопроводы подразделяются на распределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные и межпоселковые [3].

В зависимости от материала труб газопроводы подразделяют на металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые). При строительстве газопроводов применяют, как правило, стальные трубы.

1.3 Статистические данные по авариям в России на объектах газораспределения и потребления

В 2008 году на объектах газораспределения и газопотребления произошло 51 аварий и 4 несчастных случая со смертельным исходом. По сравнению с 2007 годом количество аварий уменьшилось на 9 %, количество несчастных случаев со смертельным исходом уменьшилось на 25 %. Суммарный материальный ущерб от аварий в 2007 году составил примерно 12 млн. рублей, включая 2,5 млн. рублей ущерб причиненный третьим лицам.

В таблице 1.1 приведена динамика протяженности газопроводов, производственного травматизма со смертельным исходом и аварийности за 1998-2008 гг. [11].

К основным проблемам, связанным с обеспечением безопасности и противоаварийной устойчивости, относится износ оборудования, отработавшего нормативный срок, газорегуляторных пунктов, подземных газопроводов, устаревшее оборудование котельных, работающих без автоматики. Недостаточны темпы диагностики малонадежных газопроводов и их перекладки.

Таблица 1.1 - Динамика протяженности газопроводов, производственного травматизма со смертельным исходом и аварийности

Год	Протяжённость подземных газопроводов, тыс. км.	Число аварий	Тыс. км. газопроводов на одну аварию	Число травмированных смертельно, чел	Тыс. км газопроводов на одну травму со смертельным исходом
1998	261,6	32	8,18	10	26,16
1999	269,5	38	7,09	13	20,75
2000	300,0	31	9,68	12	25,00
2001	320,0	37	8,65	12	26,67
2002	327,0	47	6,96	4	81,75
2003	330,0	39	8,46	15	22,00
2004	357,0	22	16,23	5	71,40
2005	368,0	52	7,08	3	122,67
2006	375,5	49	7,66	4	93,88
2007	380,6	47	7,75	5	90,66
2008	384,7	51	8,51	4	91,8
Сумма	3673,9	445		87
Сред ний уровень			10,38		43,29

Указанные проблемы дают основание к прогнозированию увеличения числа аварий в связи с работой устаревшего оборудования и старением газопроводов.

1.4 Анализ известных аварий на линейной части газопроводов

Перечень аварий, имевших место на объектах с обращающимся природным газом [12]:

20.01.06 г. На 267-м км. магистрального газопровода «Челябинск-Петровск» ООО «Баштрансгаз» ОАО «Газпром» разрушился газопровод с последующим возгоранием газа.

22.01.06 г. На 122,5-м км. магистрального газопровода «Моздок-Тбилиси» ООО «Кавказтрансгаз» ОАО «Газпром» произошёл взрыв, в результате которого была прекращена подача газа в Грузию.

26.01.06 г. На 39-м км. магистрального газопровода «Аксакай-Гудермес-Грозный» ФГУП «Чеченгазпром» разрушился газопровод с выбросом газа без возгорания.

26.02.06 г. На 1172,5-м км. магистрального газопровода «Ямбур-Западная граница СССР» ООО «Тюменьтрансгаз» ОФО «Газпром» разрушился газопровод с возгоранием.

22.04.06 г. На 50,5-м км. магистрального газопровода «Минибаево-Казань» ООО «Таттрансгаз» ОАО «Газпром» произошло возгорание этановой фракции в результате разрушения трубопровода.

17.04.06 г. На 888-м км. магистрального газопровода «Уренгой-Петровск» ООО «Тюменьтрансгаз» ОАО «Газпром» в процессе эксплуатации разрушился трубопровод с возгоранием газа.

29.05.06 г. На 206-м км. магистрального газопровода «Нижняя Тура-Пермь 3» ООО «Пермтрансгаз» ОАО «Газпром» при транспортировке газа разрушился газопровод с возгоранием.

11.07.06 г. На 1473,8-м км. магистрального газопровода «Уренгой-Петровск» ООО «Пермтрансгаз» ОАО «Газпром» в процессе подготовки к проведению работ по внутритрубной диагностике при подаче давления произошло разрушение камеры запуска поршня. Смертельно травмированы два человека.

09.09.06 г. На 68-м км. магистрального газопровода «Сердобск-Ртищево» ООО «Югтрансгаз» ОАО «Газпром» при прокладке линии связи в результате внешнего воздействия произошёл разрыв трубы без возгорания газа. Пострадали три человека, один из них погиб, два других травмированы и госпитализированы. Участок отсечён задвижками.

24.10.06 г. На 2978,65-м км. магистрального газопровода «Уренгой-Центр-1» филиала ООО «Мострансгаз» Донского УМГ ОАО «Газпром» разрушился газопровод с возгоранием.

24.11.06 г. На 10-м км. магистрального газопровода «Моздок-Тбилиси» ООО «Кавказтрансгаз» ОАО «Газпром» разрушился трубопровод с возгоранием газа.

8.12.06 г. На 652,5-м км. магистрального газопровода «Ямбург Западная граница СССР» ООО «Тюменгазтранс» ОАО «Газпром» произошёл разрыв трубы газопровода с возгоранием газа. Пострадавших нет.

13.12.06 г. На 245 км. магистрального газопровода «Некрасовская-Березанская» ООО «Кубаньгазпром» ОАО «Газпром» разрушился подземный газопровод на участке 11 м. из-за коррозии трубы. Выход природного газа составил 634 м³. Прекращено газоснабжение станицы Некрасовской.

24.02.07 г. На 179-м км. магистрального газопровода «Майкоп-Самурская-Сочи» ООО «Кубаньгазпром» ОАО «Газпром» произошёл выход газа из трубопровода на переходе через автодорогу 4-й категории вследствии разгерметизации газопровода. Выход газа составил 980 тыс. м³.

25.03.07 На 1324-м км. магистрального газопровода «Средняя Азия - Центр-2-2» филиала ООО «Югтрансгаз» ОАО «Газпром» при работе в нормальном режиме Р=4 МПа произошёл разрыв газопровода D_y=1020 мм с возгоранием и разрушением трубы.

03.04.07 На 749-754-м км. магистрального газопровода «Уренгой-Центр-2» ООО «Тюменьтрансгаз ОАО «Газпром» в процессе эксплуатации разрушился газопровод D_y=1420 мм. С возгоранием газа. Длина разрушенного участка составила около 25м, давление на момент аварии - 7,31 МПа.

03.06.07 г. На 1030,6-м км. магистрального газопровода «Ухта - Торожок-2» ООО «Севергазпром» ОАО «Газпром» разрушился газопровод D_y=1220 мм. с возгоранием газа.

26.07.07 г. На 799-м км. магистрального газопровода «Белоусово-Ленинград» Северного ЛПУ МГ ООО «Ленинтрасгаз» ОАО «Газпром» произошёл разрыв магистрального газопровода D_y=1020 мм. в рабочем состоянии с выбросом 50 метровой трубы и возгоранием газа.

15.08.07 г. На 21-м км. магистрального газопровода ООО «Баштрансгаз» ОАО «Газпром» разрушился магистральный газопровод D_y=720 мм. с последующим выходом газа и его возгоранием.

27.09.07 г. На 562-м км. магистрального газопровода «Саратов-Горький» Филиал ООО «Волготрансгаз» произошло разрушение участка (2-4м) газопровода D_y=820 мм. без возгорания.

27.09.07 г. На 1303-м км. магистрального газопровода «Уренгой - Центр 1» ООО «Тюменьтрансгаз» ОАО «Газпром» разрушился трубопровод D_y=1420 мм. с выбросом и возгоранием газа.

Из анализа статистических данных по отказам и авариям на рисунке 1.3 представлены основные причины и факторы, способствующие их возникновению[6].

На рисунке 1.2 представлено изменение числа аварий на магистральных газопроводах по годам.



Рисунок 1.2 - Изменение числа аварий на магистральных газопроводах по годам

Из рисунка 1.2. видно, что к настоящему времени видно, что число аварий на магистральных газопроводах остается величиной постоянной.

Рисунок 1.3 - Диаграмма основных причин возникновения аварий на магистральных газопроводах

Источниками воспламенения газовоздушных смесей в закрытом пространстве являются - смотри рисунок 1.4.

Рисунок 1.4 - Диаграмма основных источников воспламенения газовоздушных смесей в закрытом пространстве

На основе основных причин аварий необходимо произвести определение возможных сценариев ЧС на магистральных газопроводах.

1.5 Вероятность возникновения аварии

Вероятность рассмотренных вариантов аварий невысокая.

Частота возникновения аварий на линейной части МГ России по статистике «Газпрома» в период с 1998 по 2008 гг. приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Частота реализации опасности, качественное и количественное описание

Количественная мера	Качественная мера
Случаи реализации опасности	Диапазон частоты реализации опасности, случаев/год
Определение	Диапазон	Толкование
1	2	3
Многочисленные	Более 1	100	Более одного раза в год на объекте
Отдельные	1…0,1	10-1	Несколько случаев за десятилетие эксплуатации
Единичные	01…0,01	10-2	Один раз за время существования объекта
Маловероятные	0,001…0,0001	10-4	Отдельные случаи в практике
Редкие	0,0001…0,00001	10-5	Отдельные случаи в мировой практике
Уникальные	менее 0,000001	10-6	Возможны по законам природы

В соответствии с таблицей по частоте реализации опасности аварии на линейной части МГ для жизненного цикла объекта относятся к маловероятным и редким

1.6 Источники воспламенения природного газа в технологическом процессе

Газ является хорошим диэлектриком, поэтому при движении по трубопроводу образуется статическое электричество. В процессе электризации разность потенциалов достигает весьма больших значений (80 кВ), из-за чего между изолированным незаземленным газопроводом и расположенными рядом предметами возможны разряды [12].

Разряды происходят тогда, когда напряжённость электрического поля над поверхностью диэлектрика или проводника достигает критической величины, которая будет обуславливаться накоплением на них разрядов. Чем сильнее разряд, тем больше вероятность возникновения пожара или взрыва.

Атмосферное электричество может вызвать следующие опасности:

­ прямое нападение молнии, приводящее к пожарам и поражению обслуживающего персонала электрическим током. Напряжение молнии достигает 220 МВ, сила тока составляет 300…1200 кА, температура 10000 ^оС;

­ ударная волна, приводящая к механическим повреждениям;

­ вторичное проявление, то есть электростатическая индукция, вызывающие искрение в местах плохого контакта, может привести, при наличии взрывоопасной смеси, к взрывам.

Статическое электричество в большинстве случаев образуется при движении газа по технологическим трубопроводам. Величина заряда статического напряжения зависит от удельного объема транспортируемого газа. Степень электролизации газа определяется измерительными приборами во взрывозащищенном исполнении, для соответствующей категории и группы взрывоопасной смеси с обеспечением мер предупреждения взрывов и пожаров. Разность потенциалов, которая может возникнуть, составляет 80 кВ, а разность потенциалов, при которой может произойти пожар (взрыв), составляет 4...8 кВ.

Искрообразование также возможно и при разрушении самого трубопровода (при взаимодействии металлических частиц при движении).

Проведение огневых газоопасных работ с нарушением правил техники безопасности может привести к аварийной ситуации, т.к. есть источники открытого огня.

1.7 Сведения о рассматриваемом объекте

Сергиевское линейное производственное управление магистральных газопроводов (ЛПУМГ) - один из 7-ти газотранспортных филиалов ООО «Самаратрансгаз».

Основная задача ЛПУМГ - транспортирование газа с заданными параметрами по магистральным газопроводам (МГ) «Челябинск - Петровск», «Уренгой - Петровск», «Уренгой - Новопсков» и газопроводам-отводам в целях бесперебойной поставки газа потребителям в соответствии с утвержденным планом.

Общая протяженность газопроводов в однониточном исчислении в зоне ответственности Сергиевского ЛПУМГ- 512,64 км. Прокладка газопроводов - подземная, глубина заложения газопроводов с условным диаметром до 800 мм (газопроводы-отводы) - 0,8 м, с условным диаметром 1400 мм (МГ Северной системы) - 0,8 м до верха трубы.

Для анализа возможных ситуаций необходимо рассмотреть сведения о природно-климатических и других условиях района расположения исследуемого объекта.

1.8 Сведения о природно-климатических и других условиях района расположения объекта

Объекты «Сергиевского ЛПУМГ» располагаются на территории Самарской области, относящейся к умеренному климатическому району Характеристика климатических условий в области приведена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика климатических условий в районе расположения объектов Сергиевского ЛПУМГ

№ п/п	Наименование характеристики	Единица измерения	Значение
1	2	3	4
1.	Абсолютный максимум температуры наружного воздуха	0С	38
2.	Абсолютный минимум температуры наружного воздуха	0С	минус 41
3.	Продолжительность времени года с положительными суточными температурами	сутки	133
4.	Продолжительность времени года с отрицательными суточными температурами	сутки	124
5.	Повторяемость направлений ветра / Средняя скорость ветра по направлениям север северо-восток восток юго-восток юг юго-запад запад северо-запад штиль	% / м/c	Январь 8 9 4 37 24 6 6 6 20	Июль 20 18 7 11 7 8 11 18 20
6.	Преобладающие ветры в теплое время года		Северные
7.	Средняя скорость ветра в теплое время года	м/с	3,5
8.	Преобладающие ветры в холодное время года		Юго-восточные
9.	Среднегодовое количество осадков	мм	461

Объекты Сергиевского ЛПУ МГ располагаются в центральной части Самарской области, относящейся к умеренному климатическому району. План расположения газопроводов представлен в приложении А рисунок А1. Характер местности представляет собой возвышенную волнистую равнину, пересеченную глубокими речными долинами. Большую часть территории занимают пашни, естественные кормовые угодья, леса (смешанные, пойменные), болота. Территория сложена пермскими отложениями (известняками и доломитами), что обусловило широкое распространение здесь остаточно-карбонатных щебневатых и каменисто-щебневатых черноземов, составляющих около 40 % почвенного покрова района. В целом почвы представлены выщелоченными и типичными черноземами (64%), главным образом тяжелого механического состава. Район имеет сложный рельеф и сильно подвержен водной эрозии.

Регион характеризуется сравнительно слабым развитием речной сети и относительной бедности водными ресурсами. Магистральные газопроводы и газопроводы-отводы пересекают в основном небольшие реки, такие как Сургут, Шунгут, Орлянка, Суруш ширина русла которых в межень в местах подводных переходов не превышает 30 м; имеется несколько пересечений реки Сок ширина русла в межень в створе перехода до 100 м (всего 5 рек, не считая более мелких водных преград). В местах переходов нередко наблюдается уменьшение глубины заложения, размывы, а иногда и подмывы трубопроводов. На трассах имеются овраги, через которые оборудованы воздушные переходы (5 переходов).

Из ЧС природного характера в регионе возможны ураганы, лесные пожары. В случае аварий на гидротехнических сооружениях (ГЭС им.Ленина) региона возможно только подтопление местности площадью более 5 га.

Сейсмоактивность в районе промплощадки КС «Сергиевская» не наблюдается.

1.9 Принципиальная технологическая схема КС-21 «Сергиевская»

Технологическая схема компрессорной станции (представлена в приложении А рисунок А3) представляет собой трубопроводную систему высокого давления различного диаметра, связывающую между собой технологические аппараты и оборудование, и образующую тем самым замкнутую цепь, обеспечивающую проведение технологического процесса компремирования природного газа.

Технологической схемой предусматриваются следующие основные процессы:

- очистка газа перед компримированием;

- компримирование газа;

- охлаждение газа после компримирования.

Кроме указанных процессов, технологической схемой компрессорной станции предусмотрен ряд вспомогательных систем и установок, обеспечивающих нормальную работу основного оборудования:

- система смазки, хранения и регенерации масел;

- система циклового воздуха, сбора и утилизации тепла дымовых газов;

- система сжатого воздуха.

КС-21 состоит из одного цеха, подключенного к магистральному газопроводу «Уренгой - Петровск», Д_у=1400 мм, Р_пр=76 кгс/см². Газ высокого давления из магистральных газопроводов через входные шаровые краны № 7, 7а, 7р, 7ар (Ду 1000) узла подключения по всасывающим газопроводам-шлейфам поступает через входные коллекторы на батареи циклонных пылеуловителей (6 пылеуловителей производительностью 20 млн. нм³/сутки), где очищается от механических и жидких примесей. После очистки газ попадает во всасывающий коллектор (Д_у 1000) газоперекачивающих агрегатов, из которого направляется в параллельно работающие нагнетатели 6-и агрегатов СТД - 12500, где сжимается до проектного давления (75 кгс/см²). Компримированный газ под давлением 75 кгс/см² поступает в нагнетательный коллектор (Д_у 1000) и далее по трубопроводам (Д_у 1000) направляется к батарее из 9 аппаратов воздушного охлаждения газа. Охлажденный газ по выходным шлейфам (Д_у 1000) направляется к узлу подключения, попадая через кран № 8, 8а в магистральный газопровод.

Перемычка между всасывающим и нагнетательным шлейфами с кранами № 36, 36р, 6, 6а, 6б, 6в, 6г образует пусковой контур цеха, который предназначен для работы агрегатов на кольцо перед нагрузкой и разгрузкой, а также для регулирования производительности перепуском газа со стороны нагнетания на прием цеха.

Сжатие газа осуществляется с помощью электроприводных газоперекачивающих агрегатов СТД - 12500, каждый из которых представляет собой единую установку электроприводного привода СТД - 12500 и одноступенчатого нагнетателя 370-18-2 в одном цеху.

Импульсный газ отбирается от входного и выходного шлейфа через краны 32,32',33,33', а также с выхода пылеуловителей через краны 34'

После очистки импульсного газа в газосепараторах и осушки в адсорберах он подводится к крановым узлам.

Для обеспечения нормальной работы систем смазки, регулирования и уплотнения ГПА в состав цеха входит система маслоснабжения, которая обеспечивает прием, хранение, учет расхода масла, подачу чистого масла в маслобаки ГПА, слив отработанного масла на склад, аварийный слив и перелив из маслобаков, очистку масла в регенераторной.

1.10 Характеристика природного газа

Природный газ - смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном расположении органических веществ.

Природный газ - основное вещество, которое участвует в технологическом процессе КС, является взрывопожароопасным.

Характеристики природного газа приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Характеристика вещества

№	Наименование параметра	Параметр
1	2	3
1. 1.1 1.2	Название вещества (смеси): - химическое - торговое	Газ природный (метан - свыше 90% об.) Газ природный
2. 2.1 2.2	Формула: - эмпирическая - структурная	CH4 и следы C2H6, C3H8, CO2, N2 (процентный состав) H H-С-H (свыше 90%) H
3. 3.1 3.2	Состав, % - основной продукт -примеси (с идентификацией)	Метан 98,012... 98,283 Этан 0,608... 0,805 Пропан 0,173... 0,250 Изобутан 0,030... 0,047 Н. бутан 0,020... 0,030 Изопентан 0... 0,005 Н. пентан 0... 0,001 CO2 0,011... 0,055 Азот 0,717... 0,906
4. 4.1 4.2 4.3	Общие данные: - молекулярный вес -температура кипения, оС (при давлении 101 кПа) - плотность при 20оС, кг/м3	16,1 -160 0,6778... 0,6803
5 5.1 5.2 5.3 5.4	Данные о пожароопасности: - температура вспышки -температура самовоспламенения - температура воспламенения - пределы взрываемости	- 540 оС... 650 оС (метан) 640...800 оС (метан) 5...15 % (в смеси с воздухом)
6	Реакционная способность	В химические реакции в рабочих условиях не вступает
7	Запах	Не имеет запаха
8	Коррозионное воздействие	Коррозионная активность низкая
9	Меры предосторожности	На территории КС и на трассе надо исключать присутствие источников открытого огня (если только их наличие не связано с проведением разрешенных огневых работ). В помещениях надо следить за исправностью систем вентиляции и газоанализаторов.
10	Информация о воздействии на людей	Главные опасности связаны: 1) с возможной утечкой и воспламенением газа с последующим воздействием тепловой радиации на людей; 2) с удушьем при 15-16%-м снижении содержания кислорода в воздухе, вытесненного газом.
11	Средства защиты	Специальных индивидуальных средств защиты в компрессорных цехах и на трассе газопровода не требуется
12	Методы перевода вещества в безвредное состояние	В силу малотоксичности природного газа химические методы не предусмотрены. При утечке газа в помещении цехов включается аварийная вентиляция
13	Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества	В случае удушья вынести пострадавшего на открытый воздух, вызвать медицинского работника. Давать с перерывами (3-4 подушки в час) кислород. При остановке дыхания немедленно применить искусственное дыхание до восстановления естественного.

На компрессорной станции могут возникнуть следующие виды аварий:

- разрыв газопровода с возгоранием газа;

- пожар на газоперекачивающем агрегате (ГПА);

- утечка газа на технологическом оборудовании;

- разрушение трубопровода подогревателя газа с возгоранием;

- возгорание газа на свече от удара молнии;

- пожар в кабельном канале на одном из ГПА;

- другие аварийные ситуации.[13]

В ЛПУ должны быть разработаны и утверждены графики проведения противоаварийных тренировок персонала в соответствии с разработанными планами ликвидации возможных аварий.

Для обеспечения безаварийной работы технологических установок КС предусматривается:

- оборудование всеми необходимыми средствами контроля автоматики, предохранительной арматурой (сбросные, обратные клапаны и др.), обеспечивающих надежность и безаварийность их работы;

- - аварийное освещение в помещениях газоперекачивающих агрегатов с питанием от аккумуляторных батарей;

- аварийный останов КС диспетчером от одной кнопки;

- применение взрывобезопасного оборудования для взрывоопасных зон;

- во взрывоопасных помещениях предусматриваются кабели с медными жилами;

- все объекты II и III категории, подлежащие защите от прямых ударов молнии, защищаются стержневыми молниеотводами, остальные - заземляются для защиты от вторичных влияний молнии и статического электричества;

- опознавательная окраска газопроводов и др. технологических трубопроводов [4].

1.11 Оценка количества опасных веществ, участвующих в авариях на газопроводах Сергиевского ЛПУМГ

Объемы природного газа, которые могут быть выброшены в атмосферу в результате аварийного разрыва магистрального газопровода, зависят от времени идентификации аварии на диспетчерских пунктах компрессорных станций вверх и вниз по потоку, а также от технологической схемы обвязки параллельных ниток и от показателей надежности (факта срабатывания) линейных кранов. Если управление кранами не телемеханизировано, то определяющим фактором является время, затрачиваемое работниками линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС) на дорогу до крановых узлов и перекрытие кранов. При этом массу выброшенного газа можно спрогнозировать при условии задания времени от момента разгерметизации до момента перекрытия кранов. Количество выброшенного газа в атмосферу может достигать десятков млн. куб. м.

В формировании зон действия ударной волны и осколочных поражающих факторов аварии на магистральном газопроводе участвует, в основном, масса сжатого газа, заключенная в пределах длины разрушенного участка. На размеры зоны термического воздействия на людей влияет интенсивность (массовый расход) истекающего газа, в основном, в течение первой минуты после разрыва.

Ниже в таблице приводятся результаты расчета интенсивности аварийных выбросов газа и газопроводов, эксплуатирующихся в «Сергиевском ЛПУМГ» с различными диаметрами и рабочими давлениями на конец первой минуты после разрыва.

Таблица 1.5 - Перечень составляющих Сергиевского ЛПУМГ и количества обращающихся на них опасных веществ

Составляю-щая декларируе-мого бъекта	Краткая характеристика составляющей	Опасное вещество (с признаками идентификации)	Количество опасного вещества,т	Предельное количество оп. вещ-ва,т
1	2	3	4	5
Компрессорная станция	КС-21 с шестью газоперекачивающими агрегатами	1. Природный газ (воспламеняющийся газ)	154,5	200
		2. Турбинное масло (горючая жидкость) - на складах - в тех. процессе	- 30	50000 200
		3. Диз. топливо (горючая жидкость) - на складах - в тех. процессе	- -	50000 200
		4. Метанол	отсут.	79

Как видно из табл. 1.5, превышение предельных значений количеств опасных веществ в целом по ЛПУМГ имеет место только по природному газу в магистральных газопроводах. Количества турбинного масла и метанола не превышают предельных значений.

1.12 Общая обстановка при производственных авариях с взрывом на предприятиях по транспортировке газа

В результате разрушения газопроводов возможен выброс хранящегося продукта внутрь промышленного здания или на открытую площадку с образованием газовоздушной смеси (ГВС). Серьезную опасность для персонала, зданий, сооружений и технологического оборудования представляет взрыв образовавшейся ГВС. Источником зажигания при взрыве может являться искры от неисправной проводки, искры от сварочных работ и т.д.

Для определения негативного воздействия поражающих факторов ЧС на человека, его имущество и окружающую природную среду необходимо знать пространственно-временное распределение тех или иных физико-химических, биологических, теплофизических и других параметров:

- при барическом воздействии - избыточное давление на фронте ударной волны и импульс фазы сжатия;

- при термическом воздействии - поле плотностей тепловых потоков излучения;

- при токсическом воздействии - поле концентраций (токсодоз) токсиканта и т.д..

Под сценарием развития техногенной аварии понимается последовательность логически связанных между собой отдельных событий (истечение, выброс, испарение, рассеяние, воспламенение, взрыв, воздействие на людей и соседнее оборудование и т.п.), в соответствии с которыми определяются поля физических параметров, вид и величина поражающих факторов, степень поражения людей, их имущества и окружающей природной среды.

Согласно ГОСТ Р 22.0.07 - 95 параметрами поражающих факторов при взрыве технологического оборудования (таблица 1.6) являются:

Таблица 1.6 - Параметры поражающих факторов при взрыве технологического оборудования.

Наименование поражающего фактора источника техногенной ЧС	Наименование параметра поражающего фактора источника техногенной ЧС
1	2
Воздушная ударная волна	Избыточное давление во фронте ударной волны. Длительность фазы сжатия. Импульс фазы сжатия.
Обломки, осколки	Масса обломка, осколка. Скорость разлета обломка, осколка
Тепловое излучение	Энергия теплового излучения. Мощность теплового излучения. Время действия источника теплового излучения

К вторичным поражающим факторам относятся:

1. Обломки зданий и сооружений, разрушающихся во время взрыва. Нахождение людей во время завала, придавливание конструкциями разрушенных зданий и сооружений при обвалах.

2. Взрывы при разрушении емкостей, коммуникаций и агрегатов с газом.

Наиболее опасным следствием аварии разгерметизации газопровода с природным газом являются пожары и взрывы, в результате которых разрушаются и повреждаются производственные здания, техника и оборудование. В свою очередь, пожары и взрывы, могут стать вторичной причиной аналогичных явлений вследствие повреждений электропроводки, разрушения газопроводов, опрокидывания действующих огневых установок и приборов. Характерны обрушения перекрытий цехов во время пожаров при сильном перегреве металлических конструкций [10].

Для локализации зоны аварии и недопущения увеличения масштаба ЧС необходимо быстрое и эффективное выполнение АСДНР, их правильная организация

В режиме детонационного горения нагрузки значительно возрастают. Поэтому режим детонационного горения принят за расчетный случай для прогнозирования инженерной обстановки при авариях с взрывом.

К основным условиям, влияющим на параметры взрыва, относят: массу и тип взрывоопасного вещества, его параметры и условия хранения или использования в технологическом процессе, место возникновения взрыва, объемно-планировочные решения сооружений в месте взрыва.

Взрывы на промышленных предприятиях и базах хранения можно разделить на две группы - в открытом пространстве и производственных помещениях.

В производственных помещениях на промышленных предприятиях и базах хранения возможны взрывы газовоздушных смесей (ГВС), образующихся при разрушении газопроводов, резервуаров со сжатыми и сжиженными под давлением или охлаждением (в изотермических резервуарах) газами, а также при аварийном разливе легковоспламеняющихся жидкостей [9,11].

1.12.1 Взрывы газовоздушных смесей в производственных помещениях

Аварии со взрывом могут произойти на пожаровзрывоопасных объектах. К пожаровзрывоопасным объектам относятся объекты, на территории или в помещениях которых находятся (обращаются) горючие газы, легковоспламеняющиеся жидкости и горючие пыли в таком количестве, что могут образовывать взрывоопасные горючие смеси, при горении которых избыточное давление в помещении может превысить 5 кПа.

Последствия взрыва на пожаровзрывоопасных предприятиях определяются в зависимости от условия размещения взрывоопасных продуктов.

Если технологический аппарат со взрывоопасными продуктами размещен в зданиях, то авария развивается по сценарию взрыва в замкнутом объеме.

Кратко рассмотрим модели воздействия, позволяющие определить поля давлений при прогнозировании последствий взрывов в производственных помещениях.

Наиболее типичными аварийными ситуациями в этом случае считаются:

- разрушение аппарата или трубопровода со смешанными газами или жидкостями;

- потеря герметичности трубопроводов (разрыв сварного шва, прокладки, отрыв штуцера);

- образование или выброс горючей пыли.

В этом случае газо-, паро-, пылевоздушная смесь займет частично или полностью весь объем помещения. Затем этот объем заменяется расчетной сферой (в отличии от полусферы в открытом пространстве), радиус которой определяется с учетом объема помещения, типа и массы опасной смеси. При прогнозировании последствий считают, что процесс в помещении развивается в режиме детонации.

1.13 Оценка риска возникновения чрезвычайных ситуаций на компрессорной станции «Сергиевского ЛПУМГ»

Практика эксплуатации газовых сетей и сооружений показывает, что при повреждении отдельных элементов системы вытекающий газ может легко воспламениться, после чего начинается его интенсивное горение. Газ загорается, но взрывов при этом не бывает. Объясняется это тем, что взрывоопасен не сам газ, а его смесь с воздухом, так называемая газовоздушная смесь, и притом в строго определенной пропорции. Если в воздухе содержится газа меньше нижнего предела, то смесь не способна ни взрываться, ни гореть [4].

Учитывая причины аварии рассмотренные в пункте 1.9 данного раздела работы построена блок-схема развития различных аварийных ситуаций на магистральном газопроводе «Сергиевского ЛПУМГ» (рисунок 1.5), на основании блок-схемы, построено дерево событий (рисунок 1.6).



Рисунок 1.5 - Схема развития аварии на магистральном газопроводе

Рисунок 1.6 - Дерево событий разрыва магистрального газопровода

Вероятность возникновения инициирующего события - разрушение газопровода, принята равной 1.

Значение частоты возникновения отдельного события или сценария пересчитывается путем умножения частоты возникновения инициирующего события на условную вероятность развития аварии по конкретному сценарию.

1 - разрыв газопровода;

2 - «вырывание» концов разрушенного газопровода из грунта на поверхность («в слабонесущих» грунтах) с разлетом осколков трубы;

3 - образование котлована в грунте (в «твердых» грунтах) с разлетом осколков трубы;

4 - истечение газа из газопровода в виде двух независимых высокоскоростных струй с одновременным образованием ударной воздушной волны;

5 - образование газовоздушного облака;

6 - истечение газа из котлована в виде «колонного» шлейфа с одновременным образованием ударной воздушной волны;

7 - воспламенение истекающего газа с образованием двух настильных струй пламени;

8 - рассеивание истекающего газа без воспламенения;

9 - рассеивание облака;

10 - взрыв газовоздушной смеси;

11 - рассеивание истекающего газа;

12 - воспламенение истекающего газа с образованием «столба» пламени.

Значение частоты возникновения сценария аварийной ситуации при разрыве газопровода, с воспламенением истекающего газа и образованием двух настильных струй пламени равно:

Р_{н.стр.пл} = Р1· Р12 · Р24 · Р47 = 1·0,7·0,7·0,2= 9,8·10^-2. (1.1)

Вероятность возникновения взрыва газовоздушной смеси:

Р_взр = Р1·Р13·Р35·Р510 = 1·0,3·0,05·0,01= 1,5·10^-4. (1.2)

Вероятность возникновения «столба» пламени:

Р_ст.п. = Р1·Р13·Р36·Р612 =1·0,3·0,25·0,1= 7,5·10^-3. (1.3)

Вероятность возникновения взрыва и пожара:

Р_{взр пож}= Р₇+Р₁₀+Р₁₂= Р₁· Р₁₂ · Р₂₄ · Р₄₇ + Р₁·Р₁₃·Р₃₅·Р₅₁₀ + Р₁·Р₁₃·Р₃₆·Р₆₁₂= =1·0,7·0,7·0,2+1·0,3·0,05·0,01+1·0,3·0,25·0,1= 9,8·10^-2+1,5·10^-4 +7,5·10^-3 =0,105(1.4)

Таким образом, наиболее вероятным сценарием развития аварии является разрушение газопровода без воспламенения, но, учитывая статистику ЧС, связанных с разрушением газопровода, наибольшие разрушающие последствия имеют разрывы с образованием опасной газовоздушной смеси c последующим разрушением зданий, поэтому будет рассматриваться именно этот сценарий ЧС.

1.14 Разработка сценариев развития чрезвычайной ситуации

Результаты расследования ранее произошедших аварий позволяют предположить возможность трех типов техногенных аварий, которые могут произойти на компрессорной станции.

Группа сценариев С1 (наиболее опасное): Разгерметизация соединительного газопровода, от блока пылеуловителей до электроприводного газоперекачивающего агрегата в блоке компримирования газа в замкнутом пространстве (помещении), вследствие резкого увеличения давления выброс газа образование взрывоопасной ГВС в замкнутом пространстве взрыв ГВС от источника инициирования (источником инициирования взрыва явилось соударение металлических предметов при выбросе из трубопровода газа, либо, стало результатом взаимодействия (трения) частиц вещества и металлических конструкций трубопровода) поражение оборудования и персонала ударной волной, осколками оборудования.

Группа сценариев С2 (наиболее вероятное): Разгерметизация нагнетательного газопровода с природным газом в блоке компримирования газа в здании компрессорной станции, в результате нарушения целостности сварного шва выброс газа в пределах помещения воспламенение от источника зажигания (источником воспламенения послужила электрическая искра от неисправного оборудования) термическое поражение оборудования и персонала.