Чрезвычайные ситуации, связанные с разливом нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

• Введение
• Глава 1. Сведения об опасных веществах
• Глава 2. Основные результаты анализа риска аварий
• 2.1 Возможные причины возникновений аварийных ситуаций
• 2.2 Основное оборудование для регулирования давление в резервуарах. Мероприятие, направленные на снижение выбросов в атмосферу
• Глава 3. Оценка степени риска аварий. Мероприятия по ликвидации последствий и предупреждению пожаров и взрывов. Ущерб от аварии
• 3.1 Виды чрезвычайных ситуаций, вызванных авариями с разливом нефти
• 3.2 Обоснование применяемых физико-математических моделей и методов расчета с оценкой влияния исходных данных на результаты анализа риска аварий
• 3.3 Идентификация и оценка степени риска
• 3.4 Расчет ущерба от аварии
• 3.5 Сравнительный анализ рассчитанных показателей риска аварии на объекте со среднестатистическими показателями риска
• техногенных происшествий
• 3.6 Предложения по внедрению мер, направленных на уменьшение риска аварий
• Заключение
• Список литературы
• Приложение 1. Схема основного технологического потока нефти
• Приложение 2. Степень опасности и характер воздействия веществ на организм человека
• Приложение 3. Характеристика нефти
• Приложение 4. Попутный нефтяной газ
• Приложение 5. Краткое описание сценария аварии
• Приложение 6. «Дерево событий» при аварии на территории резервуарного парка
• Приложение 7. Исходные данные для расчета
• Приложение 8. Оценка энергетического уровня
• Приложение 9. Частота возникновения аварий с возникновением поражающих факторов (взрывов, пожаров, огненных шаров)
• Приложение 10. Оценка возможных взысканий за вред, причиненный загрязнением атмосферного воздуха при взрывах на резервуарах с нефтепродуктами
• Приложение 11. Оценка энергетического уровня
• Приложение 12. Оценка энергетического уровня


Введение

Снижение риска аварий и отказов технологических объектов - одна из приоритетных задач управления промышленной безопасностью.

Промышленная безопасность - состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасном производственном объекте и последствий указанных аварий;

Авария - разрушение сооружений или технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте (ОПО), неконтролируемый взрыв или выброс опасных веществ.

В процессе эксплуатации производственного объекта часто возникает необходимость принимать обоснованные технические решения о выводе в ремонт оборудования, его реконструкции или замены. В условиях острой ограниченности материальных ресурсов возникают ситуации, когда приходиться эксплуатировать оборудование со сроком службы большим, чем гарантированный, что приводит к увеличению риска возникновения отказов и аварийных ситуаций (АС). Определение риска АС позволяет специалисту оценить возможные последствия нарушения работоспособности с целью своевременного внесения соответствующих корректив, какого-либо из элементов сложной технической системы, будь то установка, агрегат, процесс или даже человек, под воздействием как внутренних (нарушение трудовой дисциплины, износ оборудования), так и внешних (природные явления, диверсии) факторов. Множество данных факторов невозможно не только измерить количественно, но и описать качественно. Такое обилие различных по природе факторов не может быть объединено в одну структуру и описано традиционными математическими методами - аналитическими, регрессионными или формальными моделями.

Особенность известных методов оценки риска - акцент на составляющую последствий возможных аварий и соответствующие меры по снижению возможной чрезвычайной ситуаций.

Чрезвычайная ситуация (ЧС)- это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.

В связи с этим возникает задача многофакторного анализа рисков возникновения АС на основе системного анализа и методологии построения систем поддержки принятия решений, позволяющая принимать решения по снижению рисков АС на основе данных о технологическом процессе в условиях недостаточного объема неопределенности исходной информации.

Принятие решения по снижению риска аварии осуществляется в три этапа:

- выявление факторов опасности;

- определение риска по сценарию развития аварии;

- определение мероприятий по снижению риска.

Выстраиванию причинной цепи предпосылок аварии способствуют факторы опасности, обусловленные ошибками персонала, отказами оборудования и нерасчетными внешними воздействиями со стороны рабочей и внешней среды. Введена следующая классификация факторов: параметрические, технологические, технические, аппаратурные, субъективные. По используемым данным факторы опасности разделены на два вида:

- непосредственно параметры состояния объекта, измеряемые традиционным способом в реальном времени;

- параметры которые не поддаются непосредственному измерению, представленные в виде текстового описания, таблиц, диаграмм и экспертных оценок.

Кроме того факторы разделены непосредственно на факторы технологического процесса (параметрические, технические, аппаратурные) и факторы влияния человека на технологический процесс (субъективные).

К параметрическим факторам отнесены параметры технологического процесса, измеряемые традиционным способом: концентрация, температура, давление, масса, расход. К технологическим факторам отнесены дефекты изготовления оборудования, качество материалов, коррозионная стойкость оборудования, износ оборудования. Технические факторы определяют тип оборудования, соответствие техническим условиям. Аппаратурные факторы определяют качество работы измерительных приборов, средств автоматики. К субъективным факторам отнесены ошибочные действия персонала, организация технического обслуживания и ремонта.

Актуальность дипломной работы заключается в том, что была произведена оценка риска, так как с каждым годом количество аварий на резервуарах возрастает из-за того, что большой процент резервуаров уже выработал свой проектный ресурс.

Целью дипломной работы является:

1. Выявление опасных производственных факторов способствующих возникновению аварий.

2. Оценка возможного ущерба и риска аварий (взрыв).

3. Обеспечение промышленной безопасности и достаточности мер по предупреждению взрывов на резервуарном парке.



Глава 1. Сведения об опасных веществах

Классы опасности опасных производственных объектов, устанавливаются исходя из количества опасного вещества, которые одновременно находятся на опасном производственном объекте.

Класс опасности присваивается в процессе его перерегистрации в государственном реестре опасных производственных объектов (ОПО).

Перечень опасных веществ, обращающихся в технологическом процессе объекта, степень опасности веществ и характер их воздействия на организм человека приведены в приложениях 2, 3 и 4.

Практика показывает, что крупные аварии, как правило, характеризуются комбинацией случайных событий возникающих с различной частотой на разных стадиях возникновения и развития аварии (отказы оборудования, ошибки человека, нерасчетные внешние воздействия, разрушение, выброс, пролив вещества, рассеяние веществ, воспламенение, взрыв, интоксикация.



Глава 2. Основные результаты анализа риска аварий

2.1 Возможные причины возникновений аварийных ситуаций

С целью снижения опасного и вредного воздействия производства на организм человека на территории организован постоянный и периодический контроль наличия загазованности в воздухе рабочей зоны стационарными и переносными газоанализаторами. Замеры загазованности территории на содержание сероводорода производятся постоянно в автоматическом режиме стационарными газоанализаторами системы контроля загазованности «Гранат» и на содержание углеводорода на площадке Гурьевских печей стационарными газоанализаторами системы контроля загазованности СОУ-2, а также периодически переносными газоанализаторами на углеводороды СГГ-20 и на сероводород переносными газоанализаторами Газалерт. При достижении загазованности ПДК включается сигнализация.

Особую опасность вызывает способность сернистой нефти образовывать на воздухе самовоспламеняющиеся пирофорные соединения. Сульфиды железа, образующиеся при действии сероводорода на железо, представляют пожарную опасность. При соприкосновении с воздухом сульфиды, образовавшиеся на металлических стенках аппаратуры, сильно раскаляются и воспламеняют горючие вещества. Наибольшими пирофорными свойствами обладает соединение железа Fe 2S 3. Для обеспечения безопасности при работе с сернистыми нефтями предусматриваются следующие мероприятия:

1. внутренняя поверхность емкостей должна очищаться от продуктов коррозии, в которых содержатся пирофорные соединения;

2. для предотвращения загорания пирофорных отложений на стенках оборудования перед подготовкой к осмотру и ремонту последние должны заполняться паром по мере их освобождения;

3. подача пара должна производиться с такой интенсивностью, чтобы в них все время поддерживалось давление несколько выше атмосферного, это можно контролировать по выходу водяного пара сверху емкости;

4. продолжительность пропарки устанавливается соответствующими инструкциями для каждого типоразмера оборудования индивидуально, но должна быть не менее 24 ч.;

В конце периода пропарки необходимо осуществить дезактивацию пирофорных отложений (контролируемое окисление их кислородом воздуха) путем подачи в оборудование с помощью дозировочных устройств (контрольных расходомеров) дозированной паровоздушной смеси с содержанием кислорода 3-8 % объемных (15-40 % объемных воздуха) в течение 3-6 часов соответственно. По завершении пропарки оборудование должно быть заполнено водой до верхнего уровня. После заполнения для обеспечения медленного окисления пирофорных отложений уровень воды необходимо снижать со скоростью не более 0,5 м/ч., пирофорные соединения должны поддерживаться во влажном состоянии до удаления их с территории ЦПС.

При опорожнении н/продуктов неисправность дыхательной арматуры резервуаров или превышение допускаемой скорости слива приводят к образованию вакуума. В таких условиях в верхних поясах корпуса образуются значительные напряжения и появляются вмятины. Появление данных дефектов сопровождается изменением формы резервуаров. При многократной деформации в местах расположения вмятин ухудшаются прочностные свойства металла. При этом возможен разрыв корпуса резервуара с последующим истечением продукта, и как следствие увеличивается риск возникновения взрыва и пожара.

К аварийным ситуациям при хранении нефтепродукта нередко приводит осадка основания РВС. Осадка основания в основном происходит не равномерно, наибольшего значения она достигает около стенок и наименьшего в центре. В результате местного повреждения окраек основания в корпусе и днище резервуара развиваются значительные напряжения, которые могут привести к изменению формы цилиндрической оболочки с образованием выпучин и вмятин. Как показывает практика, разрушение резервуаров происходит чаще всего не при первом гидравлическом испытании, а после несколько лет эксплуатации. Характер разрушения зависит от многих факторов: качества монтажа, условий эксплуатации резервуаров.

Как показывает опыт эксплуатации стальных вертикальных резервуаров, особенно резервуаров большой вместимости, практически сразу после гидравлического испытания возникает неравномерная осадка между его центральной частью и стенкой из-за различного удельного давления на грунт от массы стенки и от гидростатической нагрузки. Давление под стенкой колеблется в пределах 0,9-1,5 МПа, а в средней части не более 0,1-0,2 МПа. Из практики эксплуатации резервуаров известны случаи, когда разница осадки между центральной и периферийной частью днища достигает 0,6-0,8м.

Осадка оснований резервуаров, вызываемая деформацией грунтов, является неизбежным явлением в практике эксплуатации резервуаров. Осадка основания возникает в результате сжатия грунта под нагрузкой, вызванной массой конструкции резервуара и хранимой в нем жидкости.

Неравномерная осадка и местные просадки по периметру днища резервуара также являются неизбежными вследствие невозможности достижения одинаковой степени уплотнения грунтов искусственного основания.

Большие неравномерные осадки по площади днища и по его периметру вызывают дополнительные деформации в конструктивных элементах резервуаров. Особенно в нижнем узле сопряжения стенки с окрайкой днища и связанные с ними дополнительные напряжения. Сочетание значительных эксплуатационных напряжений с дополнительными от неравномерной осадки может привести к разрушению узла сопряжения или к разрыву полотнища днища. В мировой практике эксплуатации стальных резервуаров известны случаи разрушения резервуаров, вызванные неравномерными осадками основания.

2.2 Основное оборудование для регулирования давление в резервуарах. Мероприятие, направленные на снижение выбросов в атмосферу

Дыхательные клапаны предназначены для поддержания в газовом пространстве резервуара расчетного давления и вакуума, для сокращения потери нефти и нефтепродуктов от испарения, что достигается за счет ограничения выхода газов и паров при наполнении или освобождении резервуара, изменении температуры окружающей среды, атмосферного давления и упругости паров в течение суток.

Дыхательные клапана настраивают на превышение давления на 100 мм водного столба, на вакуум на 10-15 мм. вод. ст.

КДС -- клапан дыхательный сбросовый

Устройство: тарелка давления, седло давления, седло вакуума, крышка, корпус.

Контактирующие поверхности тарелок и седел всех затворов покрыты фторопластовой пленкой, препятствующей примерзанию. Имеет одну тарелку давления и четыре тарелки вакуума

При «выдохе» резервуара (при давлении) пары действуют на тарелку и она приподнимается, выпуская пары в атмосферу.

При «вдохе» резервуара (вакууме) открываются 4 вакуумных тарелки, которые запускают воздух в резервуар, 4 кожуха и крышка служат для защиты тарелок от атмосферных осадков. Пропускная способность от типа размеров бывает :1000 куб/час ,1500 куб/час и 3000куб/час.

Клапаны КДС могут работать в режиме дыхательного и предохранительного клапанов, они должны быть одинаковых типов, размеров и настроены на те же рабочие параметры. Пропускная способность клапанов КДС: в зависимости от типа, размеров 1000 м3/час, 1500 м3/час, 3000 м3/час.

НДКМ - не примерзающий дыхательный клапан мембранный.

Предназначен для круглогодичной эксплуатации. Устройство: находится в цилиндрическом корпусе одна тарелка подвешена на цепочке к диску, две мембраны. При наполнении и опорожнении перераспределение давления и вакуума в корпусе клапана приводят к подъему тарелки. Большая высота подъема тарелки обеспечивает большую пропускную способность. Недостатки: импульсная трубка.

ДК - дыхательный клапан

Устройство: клапаны типа ДК состоят: из двух тарелок: тарелка давления и тарелка вакуума. Тарелки садятся в седла, прижимаются к ним пружинами, затяжка которых рассчитана на давление срабатывания. Давление до 2 КПа, вакуум 0,25 КПа.

Над клапанами имеются съемные крышки для осмотра и ремонта.

Дыхательные клапана проверяют и осматривают в соответствие с инструкцией завода - изготовителя, но не реже 2 раз в месяц в теплое время года и не реже 1 раза в 10 дней в холодное время. При температуре воздуха ниже - 30 С⁰ через 3-4 дня.

Предназначены для регулирования давления в резервуаре при неисправности дыхательного клапана, а также если проходное сечение дыхательного недостаточно для быстрого пропуска газа или воздуха. Предохранительный клапан настраивают на давление 150-160 мм вод. ст. на вакуум 10-15 мм вод. ст.

В качестве предохранительных клапанов применяются гидравлические клапана ГК. Устройство: Гидравлический клапан состоит из корпуса, крышки, центрального патрубка. Корпус снабжён так называемым карманом, который располагается по кольцу, куда заливается масло. В крышке имеется отверстие для щупа.

При повышении давления в резервуаре, газ вытесняет масло во внешнее кольцевое пространство и барбатирует в атмосферу, когда уровень дойдёт до нижнего обреза колпака. Проверяют качество и уровень масла щупом, поддерживают горизонтальность колпака, чистоту сетки, очищают от инея и льда.

Гидравлические клапаны должны быть заполнены трудно испаряющейся, некристаллизующейся, и незамерзающей жидкостью. Осмотр производится в сроки в соответствии с инструкцией изготовителя, но не реже 1 раз 10 дней. Также в качестве предохранительных клапанов применяют и КДС - клапан дыхательный сбросовый.

Устройство: тарелка давления центральная, 4 тарелки вакуума боковые, седла тарелок, крышки над тарелками, корпус.

Контактирующие поверхности тарелок и сёдел всех затворов покрыты фторопластовой плёнкой, препятствующей примерзанию.

При «выдохе» резервуара (при давлении) пары действуют на центральную тарелку, и она приподнимается, выпуская пары в атмосферу.

При «вдохе» резервуара (вакууме) открываются 4 вакуумных тарелки, которые запускают воздух в резервуар, 4 кожуха и крышка служат для защиты тарелок от атмосферных осадков.

Пропускная способность клапанов КДС: в зависимости от типа, размеров 1000 м3/час, 1500 м3/час, 3000 м3/час.

КДС: проверяют и осматривают в соответствие с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 2 раза в месяц в тёплое время года и не реже 1 раза в 10 дней в холодное время года. При температуре воздуха -30С через 3-4 дня.

Все клапана устанавливают на крыше резервуара (строго вертикально) над огнепреградителем.

Основное направление природоохранной деятельности - охрана атмосферного воздуха. Использование УЛФ (установок улавливания легких фракций) помогает значительно уменьшить выбросы в атмосферу в промышленной зоне и на прилегающей территории.

Для защиты окружающей среды и устранения потерь легких фракций углеводородов из нефти при «дыхании» резервуаров на объекте имеются две установки улавливания легких фракций (УЛФ) типа «Vapor King». УЛФ №1 с газоуравнительными трубопроводами для резервуаров предварительного сброса, очистных сооружений РВС-1-3, соединенными через подземную емкость для сбора газа ПЕ-3 и УЛФ №2 с газоуравнительными трубопроводами для резервуаров хранения некондиционной нефти РВС-1-4, соединенными через подземную емкость для сбора конденсата Е-2. Для подпитки УЛФ №1 используется газ после конденсатосборника КС-1 или газовой линии с МУСО УТНГП, для УЛФ №2 - газ с МУСО.

В систему УЛФ входят:

- блочно-комплектная автоматизированная установка улавливания легких фракций;

- газоуравнительная линия резервуаров;

- газопровод от установки УЛФ до МУСО;

- трубопровод для транспорта конденсата от ПЕ-3 для УЛФ №1 на вход РВС №1;

- подземная емкость для сбора конденсата Е-2 для УЛФ №2.

Система УЛФ предусматривает:

- отбор, компримирование и отделение от конденсата легких фракций углеводородов, выделяющихся из резервуаров при их наполнении;

- подачу скомпримированного газа в газопровод на компрессорную станцию МУСО;

- подпитку газового пространства резервуаров при их опорожнении газоми с МУСО.

Система автоматики установки УЛФ настроена таким образом, что в резервуарах поддерживается избыточное давление от 0,1 до 1 кПА (от 10 до 100мм вод.ст.) При этом исключается выброс в атмосферу сероводородсодержащего углеводородного газа через дыхательные клапаны, а также приток в резервуары атмосферного воздуха.

Газ после установок УЛФ поступает на компрессорную станцию УТНГП, где компримируется и далее транспортируется на установку сероочистки (МУСО). В случае неисправности УСО МГПЗ или ее остановки на профилактический ремонт, аварийное сжигание газа предусмотрено на факельном хозяйстве.

Нормальная работа системы УЛФ заключается в поддержании всех параметров процесса в пределах норм технологического режима при исправном состоянии резервуаров, емкостей, запорной и регулирующей арматуры, компрессорной установки, приборов КИП и А.

Обслуживающему персоналу резервуарного парка необходимо контролировать:

- герметичность кровли и поясов стенки резервуаров, исправность дыхательных и предохранительных клапанов;

- герметичность фланцевых соединений дыхательных и предохранительных клапанов;

При проведении замеров уровня и отборе проб нефти из резервуара последний отключается от системы УЛФ закрытием соответствующей задвижки.

При работе компрессора загорается лампа зеленого цвета Работа компрессора. При отклонениях от нормального режима работы и неисправностях УЛФ останавливается и загорается лампа красного цвета «Отключение оборудования».

Дальнейшая нормальная работа невозможна без устранения причин остановки УЛФ. Причина неисправности высвечивается на передней панели блока управления: потеря фазы, неисправность привода, высокое давление на выходе, недостающая смазка, высокая температура на выкиде УУЛФ, высокая температура в помещении, сероводород, взрывоопасный газ.

Нормальная работа компрессора (пуск, изменение числа оборотов, остановка) осуществляется автоматически по заданной программе в зависимости от величины давления на входе в блок УЛФ и от положения клапанов.

Работа системы обогрева осуществляется в автоматическом режиме, включаясь при температуре +2єС и отключаясь при температуре +15єС.

Остановка системы УЛФ производится по письменному распоряжению начальника УКПН обслуживающим ее техническим персоналом.

Аварийная остановка системы УЛФ производится в случае возникновения отклонений от нормальной работы, которые могут привести к загораниям, взрывам, несчастным случаям и выходу из строя оборудования. К ним относятся: нарушение герметичности (резервуаров, газоуравнительной системы, газопроводов, конденсатосборников, буферной емкости, емкости дренажной, запорно-регулирующей арматуры).

При нарушении герметичности отдельных резервуаров они отключаются от системы УЛФ путем закрытия соответствующей задвижки и установки заглушки на ответвлении разгерметизированного резервуара. В таком состоянии резервуар остается до выявления и устранения причин разгерметизации. В случае вывода резервуара из технологии на длительный срок должен быть обеспечен видимый разрыв между ним и отключающей задвижкой на ответвлении газоуравнительной системы.

Аварийную ситуацию создают также такие факторы, как:

- уменьшение живого сечения газопроводов за счет выпадения углеводородного и водного конденсата, образования ледяной корки и гидратообразования;

- неисправность оборудования;

- загазованность или отклонение от нормальной температуры в блоке УУЛФ из-за неисправности отопительной системы.

В указанных случаях УУЛФ отключается автоматически. При неисправности системы автоматики отключается вручную, руководствуясь показаниями контрольно-измерительных приборов. В случаях отключения УУЛФ резервуары будут работать в обычном технологическом режиме и давление в газовом пространстве будет поддерживаться через установленную дыхательную арматуру.

Перед ремонтом системы УЛФ или составляющих ее частей необходимо произвести подготовительные работы.

Вскрытие и замена установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования (запорно-регулирующей арматуры, счетчиков, фильтров и т.д.) должны производиться обязательно на отключенном участке с установкой заглушек.

Заглушки, установленные на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в трубопроводе. Они должны иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев. На хвостовиках заглушек должно быть выбито клеймо с указаниями давления газа и диаметра газопровода.

Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры внутри блока УЛФ должна производиться на отключенном и заглушенном участке.

Сварку и резку на трубопроводах следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом.

Вскрытие и замена установленного в технологическом блоке оборудования должны производится на отключенном участке после продувки от газа. На отключающих устройствах должны устанавливаться заглушки.

К газоопасным работам на системах УЛФ относятся:

- присоединение вновь построенных ответвлений от резервуаров к магистралям системы УЛФ;

- пуск газа в газоуравнительные системы, сооружения и оборудование, входящих в их состав;

- техническое обслуживание и ремонт газоуравнительных систем, установок УЛФ, емкостей, оборудования, средств КИПиА, а также техническое обслуживание и ремонт взрывозащищенного электрооборудования, приборов и аппаратов.

При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего искрообразования.

Основным методом контроля за надежной и безопасной работой системы УЛФ является периодическая ревизия, при которой проверяется состояние трубопроводов, их элементов и деталей.

Как правило, ревизия должна быть приурочена к планово-предупредительному ремонту отдельных элементов системы УЛФ.

При этом следует намечать участки минимальной протяженности, работающие в наиболее тяжелых условиях, а также тупиковые и временно не работающие участки. Выбор участков для ревизии осуществляет служба технического надзора.

При ревизии необходимо провести тщательный наружный осмотр намеченного участка трубопровода, провести по возможности внутренний осмотр трубопровода. Демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых или других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при цельносварном трубопроводе производят вырезку участка длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом, работающим в особо тяжелых условиях. Механические свойства металла труб проверяются, если есть подозрения в том, что коррозионное воздействие может вызвать их изменение.

Результаты ревизии заносятся в паспорт трубопровода и сопоставляются с первоначальными данными приемки и результатами предыдущей ревизии, после чего составляют акт ревизии. Работы, указанные в акте, подлежат обязательному выполнению в указанные сроки.

При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок. При наличии неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия этого трубопровода с охватом ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода.

Все обнаруженные дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали заменены новыми. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопроводы выбраковываются полностью.

Все участки трубопроводов, подвергшиеся разборке, резке, сварке, после сборке подвергаются испытаниям на прочность и плотность.

Объекты ремонтных работ и сроки их выполнения определяются НГДУ по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, по прогнозируемым предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности в соответствии с условиями эксплуатации системы УЛФ и требованиями безопасности.



Глава 3. Оценка степени риска аварий. Мероприятия по ликвидации последствий и предупреждению пожаров и взрывов. Ущерб от аварии

3.1 Виды чрезвычайных ситуаций, вызванных авариями с разливом нефти

С целью анализа развития чрезвычайных ситуаций, возможные аварии, вызывающие ЧС, связанные с разливом нефти, необходимо разделить на два класса:

Проектные аварии - аварии, для которых проектом определены исходные и конечные состояния и предусмотрены системы безопасности (активные и пассивные), обеспечивающие ограничения масштабов воздействия утечек нефти на население прилегающих территорий в установленных пределах;

Запроектные аварии - аварии, вызванные неучтёнными в проекте исходными состояниями и сопровождающиеся дополнительными, по сравнению с проектными авариями, отказами систем безопасности и ошибочными действиями персонала, приведшими к катастрофическим последствиям.

Запроектные аварии, с точки зрения показателей уровня безопасности населения и окружающей среды, представляют наибольший интерес, хотя вероятность их возникновения сравнительно мала по сравнению с проектными.

Проектные аварии, как правило, являются локальными и представляют индивидуальный риск для обслуживающего персонала. Поэтому они в наиболее полном объёме представлены в "Оперативном плане ликвидации возможных аварий промышленного объекта". Согласно "Оперативному плану ликвидации возможных аварий" по утверждённому графику с обслуживающим персоналом проводятся учебно-тренировочные занятия, где отрабатываются все варианты действий обслуживающего персонала при возникновении аварий.

Дерево событий развития вероятных сценариев аварий, приводящих к ЧС можно рассмотреть в Приложение 6.

3.2 Обоснование применяемых физико-математических моделей и методов расчета с оценкой влияния исходных данных на результаты анализа риска аварий

При оценке факторов риска за основу приняты требования ГОСТ 12.3.047-98* ССБТ «Пожарная безопасность технологических процессов».

В основе расчета взрывоопасности лежат «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств».

- Оценка параметров воздушной ударной волны при взрыве топливно-воздушной смеси определяется в соответствии с методикой оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей.

- В основе расчета пожароопасности на открытых площадках лежат нормы пожарной безопасности СП 12.13130-2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности».

Поскольку многие площадки имеют бордюрное ограждение, ограничивающее площадь разлива, поэтому независимо от сценария аварий (разрыва участка трубопровода, арматуры, резервуара) пожар разлива нефти рассчитывается на всю площадь каждой технологической площадки.

Расчет количества опасного вещества, способного участвовать в аварии, проведен по каждому аппарату, в соответствии с «Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств».

- при аварийной разгерметизации аппарата происходит его полное разрушение;

- площадь пролива жидкости определена по площади площадки наружных установок или из условий растекания 1 л жидкости на площади 0,1 м²;

- время испарения жидкости - один час (при максимальной температуре наиболее жаркого месяца).

Основу расчетов составляет логический анализ компонентов основной формулы по определению общего энергетического потенциала зрывоопасности

(1)

где - сумма энергий адиабатического расширения и сгорания ПГФ, находящейся непосредственно в аварийном блоке, кДж;

- энергия сгорания ПГФ, поступившая к разгерметизированному участку от смежных объектов (блоков), кДж;

- энергия сгорания ПГФ, образующаяся за счет перегрева ЖФ блока и поступившая от смежных объектов за время _i, кДж;

- энергия сгорания ПГФ, образующаяся из ЖФ за счет экзотермических реакций, не прекращающихся при аварийной разгерметизации, кДж;

- энергия сгорания ПГФ, образующаяся из ЖФ за счет теплопритока от внешних теплоносителей, кДж;

- энергия сгорания ПГФ из пролитой ЖФ за счет теплопередачи от окружающей среды (от воздуха к зеркалу пролива и твердой поверхности к жидкости), кДж.

определена для всех аппаратов, где имеется парогазовая фаза по следующим формулам:

; (2)

(3)

где - масса ПГФ, имеющаяся в блоке, кг;

₁ - показатель адиабаты для нефти и нефтепродуктов К = 1,1;

Р - абсолютное давление в блоке, МПа;

V^/ - геометрические объемы ПГФ в блоке, м³;

q^/ -удельная теплота сгорания ПГФ, кДж/кг (данные из справочника [58]). P_о - атмосферное давление (0,1 МПа);

V - геометрические объемы ПГС выделившейся в результате разрыва трубопровода или оборудования, м³;

к - показатель адиабата (к=1,1).

, (4)

гдеG_i^/ -масса ПГФ, кг, поступившая в блок при аварийной разгерметизации блока.

Парогазовая фаза, поступившая к разгерметизированному участку за время до отключения смежных блоков, определена по материальным потокам технологической схемы.

Количество растворенного газа в системе подготовки нефти определено по материальному балансу.

Парогазовая фаза, поступившая к разгерметизированному участку за время до отключения смежных блоков, определена по материальным потокам технологической схемы.

Время отключения смежных блоков взято по рекомендации главы 2 [21]:

- при автоматическом отключении - 120 с;

- при ручном отключении - 300 с.

Кроме поступления газа в чистом виде (в блок газосепараторов), учтен газ, растворенный в технологической жидкости при повышенном давлении.

При разгерметизации блока происходит разгазирование поступившей к аварийному блоку жидкости.

рассчитывается для всех аппаратов, полностью заполненных жидкой фазой, содержащих растворенный газ.

При разгерметизации блока происходит разгазирование жидкости.

= V·e·p_r·q, (5)

гдеV - объем вытекшей нефти, м³;

e - газосодержание, м³/м³;

p_r - плотность газа, кг/м³.

, не рассчитываются.

Время до полного прекращения подачи теплоносителя в теплообменниках определено ручным отключением насосов - 300 сек. В печах при отклонении режима происходит ручное отключение подачи топливного газа. Время отключения - 300 с. В течение этого времени нефть, количество которой определено по материальным потокам технологической схемы, продолжает нагреваться до регламентированной температуры, выделяя пары углеводородов.

- при разливе жидкости теплоотдачи от окружающей среды (твердой поверхности и воздуха) к жидкости не происходит, поскольку жидкость находится при температуре окружающей среды или намного превышающей ее. Образование ПГФ происходит в результате испарения жидкости с зеркала разлива в течение 3600 с.



, (6)

Где = 1;

Р_н - давление насыщенного пара, кПа;

М - молекулярная масса паров;

F_ж - площадь разлива, м²;

_i =3600 сек.

Определена площадь возможного разлива и площадь технологических площадок. В расчет испарения взята меньшая величина.

Исходные данные для расчета представлены в Приложение 7.

Результаты расчетов приведены в Приложение 8.

По значениям общих энергетических потенциалов взрывоопасности Е определяются величины приведенной массы и относительного энергетического потенциала, характеризующих взрывоопасность технологических блоков.

Общая масса горючих паров (газов) взрывоопасного парогазового облака m, приведенная к единой удельной энергии сгорания, равной 46000 кДж/кг, определяется по формуле:

m = (7)

Относительный энергетический потенциал взрывоопасности Q_В технологического блока находится расчетным методом по формуле:

Q_В = (8)

По приведенной массе m определена масса парогазовых веществ m^/, участвующих во взрыве:

m^/ = m·Z,(9)

где Z - доля приведенной массы парогазовых веществ, участвующих во взрыве, Z = 0,3 (из источника 16 таблица 1).

Количество опасного вещества, участвующего в создании поражающего фактора - теплового излучения при пожаре разлива определяется площадью разлива, удельной массовой скоростью выгорания топлива и временем горения (необходимое время для обнаружения возгорания, вызова пожарных частей, тушения пожара).

m^/=F?m?t, (10)

где m^/ - количество вещества, участвующего в пожаре, кг;

m - удельная массовая скорость выгорания топлива, кг/м²?с ;

F - площадь пролива, м²;

t - время горения, с.

При разгерметизации оборудования количество опасного вещества, участвующего в авариях определяется из выражения:

m^/ = µ?f?v?t?с, где (11)

µ - коэффициент расхода;

f - площадь дефектного отверстия, м²

v - скорость истечения из отверстия, м/с;

t - время истечения, с;

с - плотность жидкости, кг/м³

Основными поражающими факторами, воздействующими на людей в результате вероятных аварийных ситуаций на декларируемом объекте, являются:

- воздушная ударная волна, возникающая при взрывах облаков ТВС;

- тепловое воздействие высокотемпературных продуктов сгорания паровоздушной смеси при взрывном превращении облаков ТВС;

- тепловое излучение пламени при пожаре (при сгорании ТВС, ЛВЖ, ГЖ и открытого пожара на оборудовании);

- токсичные продукты горения, образовавшиеся при взрыве и пожаре и (или) выделившиеся из поврежденного оборудования вредные вещества, содержание которых в воздухе рабочей зоны превышает предельно-допустимые концентрации;

- гидродинамическая волна прорыва при квазимгновенном раскрытии резервуара.

Расчеты по РВС-1, РВС-2, резервуар для некондиционной нефти.

Рассчитаем основную формулу по определению общего энергетического потенциала взрывоопасности:

РВС-1: 1,484+0,628+162,44=164,55 кДж

РВС-2: 1,484+0,628+162,44=164,55 кДж

РВС-1-4: 1,484+0,628+260,63=262,75 кДж

Далее рассчитаем энергию сгорания при АРБ ПГФ:

РВС-1:

РВС-2:

РВС-1-4:

РВС-1:

РВС-2:

РВС-1-4:

,

РВС-1:,

РВС-2

РВС-1-4

,

РВС-1: ,

РВС-2: ,

РВС -1-4:

Определим общую массу горючих паров (газов) взрывоопасного парогазового облака m, приведенная к единой удельной энергии сгорания, равной 46000 кДж/кг,

m =

Найдем относительный энергетический потенциал взрывоопасности Q_В технологического блока по формуле:

Q_В =

По приведенной массе m определим массу парогазовых веществ m^/, участвующих во взрыве:

m^/ = m·Z,

РВС-1 m^/ = 3577,2·0,3 = 10731,16 кг

РВС-2 m^/ = 3577,2·0,3 = 10731,16 кг

РВС-1-4 m^/ = 5711,7·0,3 = 1713,51 кг

3.3 Идентификация и оценка степени риска

В соответствии с РД 03-418-01 "Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов", под "идентификацией опасности" промышленного объекта понимается процесс выявления и признания того, что для рассматриваемого объекта опасность существует, а также определение ее характеристик.

Данный процесс является одним из этапов анализа риска (оценки степени риска) ЧС на объектах и включает в себя сбор и анализ информации о причинах возникновения и развития чрезвычайных ситуаций, а также получение предварительных оценок опасности. На основе предварительных оценок опасности, исходя из принятых критериев, принимается решение о продолжении или прекращении процедуры анализа риска.

Наибольшую опасность для населения и окружающей природной среды, представляют чрезвычайные ситуации, связанные с неконтролируемым выходом (разливом) наружу нефти.

ЧС на резервуарном парке считается внезапный вылив в результате полного разрушения или повреждения резервуаров, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:

- смертельным травматизмом людей;

- травмированием людей с потерей трудоспособности;

- воспламенением нефти или взрывом её паров;

- утечками нефти объемом 10 м3 и более.

ЧС на резервуарном парке может проходить по одному из сценариев описанных в таблице 4.

В соответствии с действующими нормативными документами, под "Оценкой риска" или "Оценкой степени риска" понимается процесс, используемый для определения степени риска анализируемой опасности для здоровья человека, имущества или окружающей среды.

При этом, "Риск" или "Степень риска" определяется как сочетание частоты (или вероятности) и последствий конкретного опасного события. Таким образом, понятие риска всегда включает два элемента: частоту, с которой осуществляется опасное событие, и последствия этого события.

В процедуру оценки риска чрезвычайных ситуаций входит:

- прогноз частоты (вероятности) возникновения ЧС;

- оценка количества опасных веществ, способных участвовать в ЧС;

- определение площади разлива нефти, зоны взрывоопасных концентраций при испарении нефти с поверхности разлива;

- оценка последствий чрезвычайных ситуаций для человека, окружающей природной среды и самого объекта.

Существует два вида сценариев развития возможной ЧС: наиболее вероятный и с наибольшими последствиями. Для ЧС с разливом нефти наиболее вероятно протекание ЧС без воспламенения, в этом случае образуется облако опасных для человека концентраций паров нефти. Сценарий с наибольшими последствиями менее вероятен, но влечет за собой большие потери - это взрыв пролива нефти.

Практика показывает, что ЧС, как правило, характеризуются комбинацией случайных событий, возникающих с различной частотой на разных стадиях возникновения и развития ЧС. Так, например, для образования облака опасных концентраций паров нефти необходимо наличие разлива, определенных метеоусловий. При движении образовавшегося облака в сторону населенного пункта происходит отравление людей, проживающих в нем.

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

Значение частоты P₁ возникновения первого сценария (образование облака опасных для человека концентраций паров нефти):

P₁ = P₂ Р₃,

где P₂, P₃ - вероятности возникновения событий 2, 3 соответственно.

P₁ = 3,61•10^-4•0,125 = 45•10^-6

Для второго сценария (пожара пролива нефти):

P⁴ = P⁵•Р⁶ = 3,61•10-4•0,042 = 15•10-6

Для третьего сценария (взрыв паров нефти):

P⁷ = P⁸•Р⁹•Р¹⁰ = 3,61•10-4•0,042•0,054 = 8,1•10-7

Можно сделать вывод, что вероятность возникновения первого и второго сценария превышает допустимую, и поэтому требуется разработка и принятие мер по повышению надежности, а для этого необходимо прогнозирование последствий ЧС, т.е. определение ее параметров. Частота возникновения аварий с возникновением поражающих факторов (взрывов, пожаров, огненных шаров) отражена в приложении 9.

Так как из двух сценариев ЧС, вероятности возникновения которых превышают допустимое значение, далее будем рассматривать второй, т.е. пролив нефти.

3.4 Расчет ущерба от аварии

В результате аварии (разрушение заполненного на 80% РВС - 5000 с нефтью с последующим разливом нефти и возгоранием), происшедшей на опасном производственном объекте, уничтожен полностью резервуар, незначительные повреждения получили несколько зданий предприятия, погиб один человек и два человека травмированы (в том числе один - из числа персонала).

Остаточная стоимость разрушенного резервуара (по бухгалтерским документам предприятия) составляет 6,08 млн. руб. Утилизационная стоимость материальных ценностей составила 0,08 млн. руб.

В результате аварии продолжительность простоя составила 10 дней; средняя дневная прибыль - по объекту 50 тыс. руб.; часть условно-постоянных расходов - 2 тыс. руб./день.

Для данного предприятия простой других производств, технологически связанных с данным аварийным объектом, отсутствует.

1. Прямые потери

Прямые потери, П_пр, в результате уничтожения, при аварии основных производственных фондов (здание, оборудование) составят:

Потери предприятия в результате уничтожения при аварии основных производственных фондов (резервуар):

П_о.ф.у = 6 080 000 - 80 000 = 6 000 000 руб. =6 000 тыс. руб.

Потери предприятия в результате повреждения при аварии основных производственных фондов, П_о.ф.п:

- стоимость ремонта и восстановления оборудования - 200 тыс. руб.;

- стоимость ремонта незначительно пострадавших соседних зданий (замена остекления, штукатурка) - 20 тыс. руб.;

- стоимость услуг посторонних организаций, привлеченных к ремонту -15 тыс. руб.;

- транспортные расходы, надбавки к заработной плате и затраты на дополнительную электроэнергию составили 10 тыс. руб.

Таким образом:

П_о.ф.п = 200 000 + 20 000 + 15 000 + 10 000 = 245 000 руб. = 245 тыс. руб.

Потери продукции (РВС - 5000, заполненный на 80 %, нефть пролилась на сушу - коэффициента сбор - 60%, средняя оптовая отпускная цена нефти на момент аварии равна 10041 руб./т) составили 26,798 млн. руб. Повреждения материальных ценностей незначительны, ущерб имуществу третьих лиц не нанесен - остальные составляющие прямого ущерба не учитываются.

Таким образом, потери продукции составила:

П_п.п = 6 000 000 + 245 000 + 26 798 000 = 33 043 000 руб. = 33 043 тыс.

руб.

2. Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии

Расходы, связанные с ликвидацией и локализацией аварии, П_л, составят:

- непредусмотренные выплаты заработной платы (премии) персоналу при ликвидации и локализации аварии -120 тыс. руб.;

- специализированные организации к ликвидации аварии не привлекались;

- стоимость материалов, израсходованных при локализации (ликвидации) аварии - 300 тыс. руб.

Таким образом, потери при локализации и ликвидации аварии:

П_л = 120 000 + 300 000 = 420 000 руб. = 420 тыс. руб.

Расходы на мероприятия, связанные с расследованием аварии, - 100 тыс. руб.

Таким образом, расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование причин аварии составят:

П_л.а= 120 000 + 100 000 = 220 000 руб. = 220 тыс. руб.

3. Косвенный ущерб

Известно, что на предприятии средняя заработная плата производственных рабочих V_з.п1, составляет 37 тыс. руб./мес. (1681 руб./день);

число сотрудников, не использованных на работе в результате простоя, составило 100 чел.; часть условно-постоянных расходов, V_з.п1, составляет 1681 тыс. руб./день.

Величина П_з.п, обозначающая сумму израсходованной зарплаты и части условно-постоянных расходов, рассчитываемая при Т_пр = 10 дней, составит:

П_з.п = (100Ч1681)Ч10 = 1681 000 руб. = 1681 тыс. руб.

На предприятии средней себестоимостью единицы недопроизведенного продукта на дату аварии составила 3000 р. Время, необходимое для ликвидации повреждений и разрушений, восстановления объемов выпуска продукции на доаварийном уровне составит 10 дней. Дебит нефти 5,1 т/сут. (3 скважины).

Таким образом, недополученная в результате аварии прибыль составит:

10 Ч5,1Ч3Ч3000 = 459 тыс. руб.

Убытки, вызванные уплатой различных штрафов, пени и пр., П_ш, не учитываются, так как никаких штрафов, пени и пр. на предприятие не накладывалось.

Так как соседние организации не пострадали от аварии, недополученная прибыль третьих лиц не рассчитывается.

Таким образом, косвенный ущерб будет равен:

П_н.в = 1681+459=2140 000= 2140 тыс. руб.

4. Экологический ущерб

В силу того, что разлитие нефтепродуктов при аварии было ограничено размерами производственной площадки, то экологический ущерб, П_экол, будет определяться главным образом размером взысканий за вред, причиненный продуктами горения нефти и нефтепродуктов.

Э_а = 5У (Н_баiМ_иi) К_и К_эа

где Н_баi - базовый норматив платы за выброс в атмосферу продуктов горения нефти и нефтепродуктов: СО, NO_x, SO_x, H₂S, сажи (С), HCN, дыма (ультрадисперсные частицы SiO₂), формальдегида и органических кислот в пределах установленных лимитов.

Н_баi принимался равным 25, 2075, 1650, 10 325, 1650, 8250, 1650, 27 500 и 1375 руб./т;

М_иi - масса i -го загрязняющего вещества, выброшенного в атмосферу при аварии (пожаре), т.;

К_и - коэффициент индексации платы за загрязнение окружающей природной среды. К_и принимался равным 94;

К_эа - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха экономических районов Российской Федерации.

К_эа =1,1Ч1,2=1,32.

Пример оценки возможных взысканий за вред, причиненный загрязнением атмосферного воздуха при взрывах на резервуарах с нефтепродуктами, приведен в Приложении 10.

Таким образом, П_экол = 677,3 тыс. руб.

5. Потери при выбытии трудовых ресурсов

Потери при выбытии трудовых ресурсов, П_в.т.р.г, в результате гибели одного работающего составят:

Из расчета регионального дохода (в среднем по промышленности) для данной области 9,50-10¹⁰ руб. и числа населения, занятого в промышленности, 2 057,5 тыс. человек.

П_в.т.р = 6000 Ч (9,50-10¹⁰/2 057,5 - 10³)/(52Ч5) = 1 065 500руб. = 1 065,5

тыс. руб.

В результате проведенного расчета суммарный ущерб от аварии по формуле составляет:

П_а = П_п.п + П_л.а + П_с.э + П_н.в + П_экол + П_в.т.р =

= 33 043 000 + 420 000 + 2 140 000 + 677 300 + 1 065 500 =

= 373 458 000 руб. = 37 345,8 тыс. руб.

Результаты расчетов сведены в Приложении 12.

6. Годовой ущерб

Стоимость одного клапана (КДС) составляет 41 тыс. руб. Для установки на четыре РВС-5000 необходимо 8 клапанов (КДС), исходя из этого, общая сумма затрат на приобретение КДС составит:

= 41 000 Ч 8 = 328 тыс. руб.

Установленный срок службы клапана дыхательного КДС - 15 лет. По его истечении клапан КДС должен быть заменен на новый или проведены его испытания в объеме периодических по методике предприятия-изготовителя. Затраты на обслуживание одного КДС в год составляет:

4 (час) Ч 1,5 тыс. руб. Ч 4 = 24 тыс. руб.

Норма амортизации - 7%. Амортизация будет определена

328 Ч 0,07 = 22,96 тыс. руб. 23 тыс. руб.

Итого, годовой ущерб, нанесенный РВС-1-4 составит:

37 345,8 Ч 4 Ч 0,005 =746 916 тыс. руб.

Расчет показателей эффективности проекта приведен в Приложении 11.

производственный чрезвычайный резервуарный безопасность



3.5 Сравнительный анализ рассчитанных показателей риска аварии на объекте со среднестатистическими показателями риска техногенных происшествий

Пожароопасные ситуации на площадках резервуаров характеризуется большой опасностью для персонала. Наиболее опасным фактором, возникающим при взрывоопасных ситуациях - гидродинамический характер истечения взрывоопасной жидкости, хранимой в резервуаре. Чрезвычайно опасная особенность гидродинамического растекания - перенос на соседние объекты вместе с горящей жидкостью открытого огня, теплового излучения пламени и других опасных факторов пожара.

Ограничение площади аварийных разливов обвалованием позволяет уменьшить потенциальную опасность возможных взрывов. В целях предупреждения разгерметизации оборудования (трубопроводов) и аварийного истечения опасных продуктов реализован комплекс технических решений, направленный на обеспечение безопасности эксплуатации объектов. На предприятии налажена система контроля, за техническим состоянием оборудования и трубопроводов.

Анализ аварийных ситуаций показал, что большая доля аварийных выбросов опасных веществ, происходит в результате коррозионного разрушения конструкционных материалов. Насыщенность большим количеством оборудования, арматуры и приборов на объектах не исключает высокую вероятность отказов электрооборудования, сосудов, работающих под давлением, технологических трубопроводов, арматуры, систем контроля и автоматики, составляющих комплекс противоаварийной защиты.

...