Разработка рекомендаций по обеспечению пожарной безопасности на резервуарах хранения нефти и нефтепродуктов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего образования

«Сыктывкарский государственный университет имени Питирима Сорокина»

Институт точных наук и информационных технологий

Кафедра «Инженерной физики и техносферной безопасности»

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Разработка рекомендаций по обеспечению пожарной безопасности на резервуарах хранения нефти и нефтепродуктов.

специальность

280103.65 «Защита в чрезвычайных ситуациях»

Сыктывкар - 2015 г.



Содержание

Введение

Глава 1. Краткая характеристика производственно-хозяйственной деятельности предприятия, на примере предприятие «ЛУКОЙЛ- Ухтанефтегаз»

1.1 Характеристика производственной деятельности предприятия

1.2 Структура предприятия

1.3 Краткая характеристика резервуарного парка УПСВ «Пашня»

Глава 2. Состояние противопожарной защиты резервуарного парка УПСВ «Пашня»

2.1 Стационарные системы тушения и охлаждения

2.2 Характеристика наружного водоснабжения УПСВ «Пашня» и его резервуарного парка

2.3 Передвижные средства пожаротушения

2.4 Пожарная сигнализация и система оповещения людей о пожаре

Глава 3. Возможные причины развития пожара на производстве

3.1 Статистика пожаров

3.2. Пожаро- и взрывоопасные свойства веществ и материалов, обращающихся в производственном процессе

3.3 Образования взрывоопасных концентраций внутри технологического оборудования

3.4 Возможность образования горючих концентраций вне аппаратов и емкостях

3.5 Причины и различные варианты развития пожара. Источники зажигания.

3.6 Возможные пути распространения пожара

3.7 Сценарии аварий на рассматриваемом объекте

Глава 4. Разработка рекомендаций по минимизации ущерба на основе экономического расчета

4.1 Определение последствий аварии на пожаровзрывоопасных объектах

4.2 Оценка экологического ущерба при разрушении резервуара

4.3 Расчет экономического ущерба разрушения РВС 3000

4.4 Рекомендации по уменьшению экологического и экономического ущерба

4.5Сравнительный анализ возможного причиненного ущерба и затрат на дополнительные меры по снижению материальных потерь

Глава 5. Технические, технологические, организационные и санитарно-гигиенические мероприятия по обеспечению безопасности работ на УПСВ «Пашня»

5.1 Комплекс технических и технологических мероприятий, обеспечивающих снижение уровня опасности на основном технологическом оборудовании.

5.2 Организационные мероприятия, обеспечивающие снижение уровня опасности

5.3 Санитарно-гигиенические условия труда сотрудников

5.4 Пожарная безопасность УПСВ «Пашня»

5.5 Перечень мероприятий по обеспечению безопасности добровольной пожарной дружины при ликвидации пожара

Заключение

Список использованных источников

Приложение А Схема основных технологических процессов



Введение

Нефть является не только топливом для транспортных средств, но и основой чуть ли не для всех производимых товаров. Она используется практически во всех сферах производства, начиная с синтетических каучуков и ядохимикатов и заканчивая продуктами питания и лекарствами.

В настоящее время идет рост населения на нашей планете, а с ним идет и увеличение потребления нефтепродуктов, то есть увеличение количества добываемой нефти. Значит возрастает и потребность в нефтехранилищах. Основными сооружениями для хранения нефти и нефтепродуктов являются резервуарные парки.

Несмотря на обширность мероприятий по обеспечению пожарной безопасности резервуарных парков, пожары в них все же происходят как у нас в стране, так и за рубежом.

Актуальность работы заключается в том, что резервуарные парки представляют собой опасные объекты по пожарам и взрывам, которые нуждаются в постоянном переоборудовании с учетом новых современных средств пожарной защиты.

Объектом исследования был выбран резервуарный парк УПСВ «Пашня».

Целью данной работы является выявление возможных причин возникновения пожара на резервуарном парке, анализ сценариев развития пожаров и оценка экологического и экономического ущерба, нахождение наиболее прогрессивных методов и средств защиты от возникновения пожаров на резервуарных парках и разработка рекомендаций по их применению на примере резервуарного парка УПСВ «Пашня».

В соответствии с поставленной целью были поставлены следующие задачи:

- ознакомиться с нормативно-правовой базой, регламентирующей проектировку и строительство резервуаров и резервуарных парков;

- провести анализ аварийности на аналогичных производствах, выявить возможные причины и исследовать сценарии возникновения и развития аварийной ситуации на объекте;

- изучить резервуарный парк УПСВ «Пашня»: его месторасположение, технологический процесс, оснащенность противопожарными системами;

- разработать перечень мероприятий позволяющих снизить пожарную опасность объекта;

- рассмотреть основные правила безопасности и санитарно-гигиенические условия труда сотрудников УПСВ «Пашня».



Глава 1 Краткая характеристика производственно-хозяйственной деятельности предприятия, на примере предприятие «ЛУКОЙЛ- Ухтанефтегаз»

Территориальное производственное предприятие «ЛУКОЙЛ- Ухтанефтегаз» входит в состав ООО « ЛУКОЙЛ-Коми». «ЛУКОЙЛ- Ухтанефтегаз» работает на территории семи районов Республики Коми: Ухтинского, Сосногорского, Троицко-Печерского, Ижемского, Усть- Цилемского, Печерского и Вуктыльского. Занимается разработкой южной группы месторождений с 2001 года.[13]

Основные виды деятельности «ЛУКОЙЛ- Ухтанефтегаз» являются: добыча нефти и газа; транспортировка; хранение; подготовка и перекачка нефти; бурение скважин и освоение новых территорий для добычи; ремонт и обслуживание наземного нефтепромыслового оборудования; выполнение технологических процессов по повышению нефтеотдачи пластов.

1.1 Краткая характеристика производственной деятельности предприятия

ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ведет добычу нефти и газа на 35 месторождениях. Фонд нефтяных скважин: эксплуатационный - 760, действующий - 636. Годовой объем добычи нефти - 3 млн.тонн.

В состав предприятия входят следующие производственные подразделения:

- 6 комплексных цехов по добыче нефти и газа;

- 3 цеха по подготовке и перекачке нефти;

- цех капитального ремонта трубопроводов и сооружений (ЦКРТС);

- цех пароводоснабжения (ЦПВС);

- участок антикоррозионой защиты (УАЗ).

- центральная комплексная лаборатория физико-химических исследований (ЦКЛФХИ).

«ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ведет активную работу по охране окружающей среды.

Основное направление природоохранной деятельности - охрана атмосферного воздуха.

На всех объектах предприятия строго соблюдается технологический регламент производства, а также ведется контроль за герметичностью оборудования, запрещена продувка и очистка оборудования. Данные мероприятия помогают значительно уменьшить выбросы в атмосферу в промышленной зоне и на прилегающей территории.

Особое внимание уделяется охране и рациональному использованию водных и земельных ресурсов. Постоянно контролируется качество за ближайшими поверхностными и подземными водами, которые находятся в непосредственной близи от объектов «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз». Производятся мероприятия: по охране почвенно-растительного покрова; по предупреждению химического загрязнения почвы; по защите территории от пожаров.

1.2 Структура предприятия

Структура состоит из двух частей: управляющую и управляемую.

В управляющую систему входят: руководитель предприятия, его заместители, ведущие специалисты (главный инженер, заместитель по общим вопросам, заместитель по экономике, главный геолог, главный бухгалтер) и функциональные отделы (планово-экономический, геологический, отдел бухгалтерского учета, технологический, отдел труда, кадров, МТС, служба безопасности).

Их задача - управление производством, ведение бухгалтерского учета, соблюдение технологической и административной дисциплины на предприятии, решение социально-бытовых проблем .

Управляемая система состоит из основного и вспомогательного производства.

К основному относятся: КЦДНГ- 1; КЦДНГ- 2, КЦДНГ- 3, КЦДНГ- 4, КЦДНГ- 5, КЦДНГ- 6.(комплексный цех по добычи нефти и газа).

Главной задачей этих цехов является добыча нефти и газа. Также основными цехами считаются:

ЦППН-1,2,3 (цех комплексной подготовки и перекачки нефти): подготовка нефти по товарной кондиции, выработка широкой фракции, легких углеводородов - сырья для нефтехимии.

Вспомогательное производство состоит:

ЦКРТС (цех капитального ремонта трубопроводов и сооружений). Ввод из бурения и освоение скважин под закачку, улучшение режима эксплуатации скважин, замена неисправного глубинно-насосного оборудования.

ПРЦЭиЭ и ТЭЦ (прокатно-ремонтный цех эксплуатации и электроснабжения и тепло-энергетический цех): энерго и тепло обеспечение нефтепромысловых объектов.

УАЗ (участок антикоррозийной защиты): обеспечивает обследования коррозийного состояния и причин порывов нефтепромыслового оборудования, занимается установкой протекторной защиты, закачивает ингибиторы коррозии.

Рассматриваемый резервуарный парк входит в состав установки предварительного сброса воды (УПСВ «Пашня») Пашнинского месторождения, обслуживаемый цехом по добыче нефти и газа КЦДНГ-3, предназначенной для:

- сбора, сепарации, предварительного обезвоживания газоводонефтяной эмульсии поступающей с Пашнинского и Берегового нефтяного месторождения и дальнейшей транспортировки нефти с содержанием воды не более 5% по межпромысловому нефтепроводу «Пашня - Тэбук»;

- подготовки пластовой воды до показателей качества соответствующих требованиям ОСТ 39-225-88 и транспортировки ее на БНСК;

-транспортировка отсепарированного газа по газопроводу «Пашня- Тэбук».[7]

В административном отношении установка предварительного сброса воды расположена в Сосногорском районе Республики Коми на территории промышленной зоны Пашнинского нефтяного месторождения по правому берегу реки Печора.

Ближайшие населенные пункты - рабочий поселок Нефтепечорск, расположенный на правом берегу р. Печора в 7,5 км севернее УПСВ и поселок городского типа Нижний Одес, расположенный с левой стороны от р. Печора в 100 км северо-западнее от участка расположения установки.

Схема расположения рассматриваемого объекта представлена на рисунке 1.2.1.

Рисунок 1.2.1 Схема расположения УПСВ «Пашня»

Среднегодовая температура на территории УПСВ равна -1,05°С. Среднемесячная температура января минус 17,3°С, июля плюс 21,3°С. Абсолютный минимум температуры достиг минус 48,5°С в января, абсолютный максимум плюс 35 в июле.

Средняя годовая влажность воздуха за многолетнее наблюдение составляет 77% .

Среднее количество осадков за многолетний период составляет 540 мм. В теплый период года выпадает в среднем 379 мм осадков, в холодный 161 мм. Наибольшее количество осадков выпадает в августе-сентябре (64 мм), наименьшее (24мм) - в феврале.

В годовом распределении ветров по направлениям преобладает юго-западные. Среднемесячная скорость ветра изменяется в летний период от 3,1 до 3,6 м/с, в зимний период от 3,7 до 3,9 м/с.

УПСВ Пашня запроектирована на максимальную загрузку:

- по жидкости 3900 тыс.т/год

- по нефти 489,978 тыс.т/год

Режим работы УПСВ «Пашня»:

- количество рабочих дней в году -365;

- количество вахт -2;

- количество рабочих дней в вахту -14;

- количество смен в сутки- 2;

- продолжительность смены 12 часов.

1.3 Краткая характеристика резервуарного парка

Резервуарный парк - группа резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов и размещенных на участке территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами при подземных (заглубленных в грунт или обсыпанных грунтом) резервуарах, установленных в котлованах или выемках.

Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных и вместимости отдельных резервуаров делятся на следующие категории: [6]

Таблица 1.3.1 Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов

Категория склада	Максимальный объем одного резервуара,м3	Общая вместимость резервуарногопарка, м3
I	-	Св. 100000
II	-	Св. 20000 до 100000 вкл.
IIIа	До 5000	Св. 10000 до 20000 вкл.
IIIб	До 2000	Св. 2000 до 10000 вкл.
IIIв	До 700	До 2000 вкл.

Рассматриваемый парк относится к категории III а, состоит из резервуара технологического РВС-1,V= 3000м3; резервуара универсального РВС-2,V=3000м3; 2 резервуара - отстойника РВС-3,4, V= 3000м³. Рисунок 1.3.1

Рисунок 1.3.1 Резервуарный парк

Резервуары РВС-1,2 предназначены для аварийного приема потока нефти из отстойников нефти (О-1,2) в случае нарушения технологии УПСВ «Пашня» или остановки нефтепровода.

Резервуары РВС-3,4 предназначены для отстаивания сточной и подтоварной воды попадающей в них из отстойников нефти (О-1,2) и нефтегазовых сепараторов (НГСВ-1,2), а также для отделения нефтепродуктов и взвешенных частиц.

Резервуары состоят из цилиндрического корпуса, плоского днища и стационарной крыши, имеют антикоррозионное покрытие .[14]

Техническая характеристика РВС- 3000

Наименование параметра	Величина параметра
Номинальный объем, м3	3000
Внутренний диаметр стенки, мм	18980
Высота стенки, мм	12000
Площадь зеркала резервуара, м2	283
Стенка РВС- 3000:
Количество поясов, шт	8
Толщина верхнего пояса, мм	6
Толщина нижнего пояса, мм	9
Материал	сталь

РВС-3000 оборудованы стальной стационарной лестницей, по которой можно выйти на рабочую площадку, а также на крышу для осмотра оборудования. Имеется система охлаждения. Конструктивные элементы резервуаров показаны на рисунке 1.3.2



Рисунок 1.3.2 Резервуар стальной вертикальный

Площадки для резервуаров РВС-1, РВС-2 и резервуаров - отстойников (РВС-3, РВС-4), с целью ограничения и растекания жидкости при аварии обвалованы. [1]

Замкнутое земляное обвалование выполнено шириной по верху 0,5 м и высотой 2,0 м, что на 0,2 метра выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости наибольшего по объему резервуара [4].

Резервуарный парк принадлежит к зоне основных технологических установок системы сбора, подготовки и транспортировки нефти (площадка входных фильтров, площадка нагревателей нефти, площадка предварительного сброса воды, резервуарный парк) с учетом пожарной, взрывной и взрывопожарной опасности основанной нормативными значениями, указанными в ФЗ № 123 от 22.07.2008, СП 4.13130.2009, СП 18.13130.2011, ПБ 08-624-03.

Минимальным расстоянием между зонами и между сооружениями внутри зон приняты в соответствии с ВНТП 3-85, ПУЭ, ПБ 08-624-03,СНиП 2.11.03-93, СП 4.13130.2009, СНиП 2.07.01-89.

Минимальное расстояние от факельной установки до резервуаров с нефтью и нефтепродуктами РВС-3000 не менее 100 м. Минимальное расстояние от резервуаров РВС-3000 до сооружений пожаротушения равно 40 м. [3]

Расстояние между резервуарами отстойниками (РВС-3,4) и технологическими резервуарами (РВС-1,2) равно 30 метров. Расстояние от стенок технологических резервуаров до границ площадок слива, налива - не менее 20 метров, до площадки узла переключения - не менее 15 метров, до противопожарных резервуаров, противопожарной насосной станции, склада пенообразователя и пожинвентаря, здания операторной - не менее 30 метров, до прочих зданий и сооружений - не менее 20 метров. [3]

Таким образом, размещенные сооружения на территории обеспечивают пожарную безопасность при их эксплуатации.

На резервуарном парке преобладают пары нефти и попутного газа, которые могут образовывать с воздухом взрывоопасные смеси, поэтому исследуемый объект УПСВ является пожаровзрывоопасным.

1.3 Краткое описание технологического процесса УПСВ « Пашня»

Поступающая с месторождений на УПСВ «Пашня» газоводонефтяная эмульсия проходит через блок входных фильтров-грязеуловителей и поступает в сепараторы нефтегазовые со сбросом пластовой воды НГСВ-1,2 (Приложение 1).

Для интенсификации процесса разрушения нефтяной эмульсии перед НГСВ-1,2 в трубопровод блоком дозирования БДР-1 подается реагент-деэмульгатор.

В сепараторах НГСВ-1,2 происходит отделение газа от нефти и предварительный сброс пластовой воды при давлении 0,37- 0,60 МПа и температуре плюс 17-30°С. Уровни нефти и раздела фаз в сепараторах НГСВ-1,2 автоматически поддерживаются регуляторами уровня, установленными на трубопроводах выхода нефти, и пластовой воды. Давление в сепараторах НГСВ-1,2 автоматически поддерживается регуляторами давления, установленными на трубопроводах выхода отсепарированного газа.

После отделения газа и частичного сброса пластовой воды нефтесодержащая жидкость обводненностью не более 30 % из НГСВ-1,2 направляется в подогреватели нефти ПП-1,2,3 где происходит нагрев водонефтяной эмульсии от промежуточного теплоносителя до плюс 50 °С.

После ПП-1,2,3 нагретая до плюс 50 °С водонефтяная эмульсия поступает в отстойники нефти О-1,2. В отстойниках происходит сепарация газа от нефти и процесс расслоения нефтяной эмульсии на нефть и воду путем термохимического отстоя при давлении 0,16-0,25МПа. Уровни нефти и пластовой воды в О-1,2 автоматически поддерживаются регуляторами уровня, установленными на трубопроводах выхода нефти и пластовой воды. Давление в отстойниках О-1,2 автоматически поддерживается регуляторами давления, установленными на трубопроводах выхода отсепарированного газа.

После О-1,2 нефть с обводненностью не более 5 % направляется в концевые сепарационные установки КСУ-1,2, где происходит отделение газа от нефти при давлении 0,005-0,1 МПа. Уровень нефти в КСУ-1,2 автоматически поддерживается регуляторами уровня, установленными на трубопроводах выхода нефти.

Из КСУ-1,2 нефть поступает на насосы внешнего транспорта Н-1,2,3 и далее через оперативный узел учета нефти ОУУН перекачивается по нефтепроводу на УПН «Западный Тэбук».

В случае нарушения технологического процесса по предварительному сбросу пластовой воды (обводненность на выходе с О-1,2 более 5 %) или в случае остановки нефтепровода «УПСВ Пашня - УПН Западный Тэбук» поток нефти из КСУ-1,2 поступает в технологический резервуар РВС-1 или в универсальный резервуар РВС-2, работающий в режиме технологического.

В случае отстоя нефти отстоявшаяся в резервуарах РВС-1,2 нефть откачивается насосами внутренней перекачки и подается на вход в ПП-1,2,3, а выделившаяся пластовая вода сливается в подземную емкость ЕП-5 и затем полупогружным насосом, установленным на емкости, откачивается в резервуары водоподготовки РВС-3,4.

Для отпуска на собственные нужды КЦДНГ-3 нефть из КСУ-1,2 поступает на АСН.

Попутный нефтяной газ, выделившийся в НГСВ-1,2, направляется в газосепараторы ГС-1,2, где происходит очистка газа от жидкости.

Отделившийся от газа конденсат из ГС-1,2 сбрасывается в конденсатосборник ЕП-1. Сброс конденсата осуществляется автоматически путем открытия электрозадвижки при достижении допустимого верхнего уровня жидкости в ГС-1,2 и закрытия ее при достижении минимального уровня жидкости в ГС-1,2.

Отсепарированный нефтяной газ из ГС-1,2 направляется в газопровод «УПСВ Пашня - КС Западный Тэбук». В случае остановки газопровода газ направляется на совмещенную факельную установку высокого и низкого давления СФУ для аварийного сжигания газа в стволе высокого давления.

Попутный нефтяной газ, выделившийся в О-1,2, направляется в газосепаратор ГС-3, где происходит очистка газа от жидкости и далее в блок подготовки топлива подогревателей нефти ПП-1,2,3 после очистки и редуцирования сжигается на газовых горелках, отдавая тепло промежуточному теплоносителю (пресная вода).

Отделившийся от газа конденсат из ГС-3 сбрасывается в конденсатосборник ЕП-2. Сброс конденсата осуществляется автоматически путем открытия электрозадвижки при достижении допустимого верхнего уровня жидкости в ГС-3 и закрытия ее при достижении минимального уровня жидкости в ГС-3.

Попутный нефтяной газ, выделившийся в КСУ-1,2, направляется на совмещенную факельную установку СФУ для сжигания газа в стволе низкого давления.

Пластовая вода, отделившаяся в НГСВ-1,2 и О-1,2 поступает в резервуары-отстойники РВС-3,4, где осуществляется отделение нефтепродуктов и твердых взвешенных частиц. В РВС-3,4 также подаются производственно-дождевые стоки от площадок УПСВ, дождевые стоки с обвалованной территории УПСВ «Пашня» и подтоварная вода с технологических резервуаров РВС-1,2.

Выделившаяся в РВС-3,4 из воды нефть собирается трубопроводом уловленной нефти из верхней части резервуаров-отстойников и направляется на вход нефтяных резервуаров.

Из резервуаров-отстойников РВС-3,4 очищенная пластовая вода направляется на прием насосов пластовой воды (Н-6,7,8), откуда транспортируется на БКНС для дальнейшей закачки в систему ППД.

Сбор дренажа с аппаратов, резервуаров и технологических трубопроводов осуществляется в дренажную емкость ЕП-3.

Нефтесодержащая жидкость из подземных емкостей ЕП-1,2,3, откачивается на прием в сепараторы НГСВ-1,2. [7]



Глава 2. Состояние противопожарной защиты резервуарного парка УПСВ «Пашня».

2.1 Стационарные системы тушения и охлаждения

В резервуарном парке УПСВ «Пашня» для наземных резервуаров оборудована автоматическая системой тушения и стационарная система охлаждения. резервуар пожаротушение охлаждение нефтепродукт

Система автоматического пенного пожаротушения пеной средней кратности с получением пенообразователя «на потоке» предусмотрена для автоматического пенного пожаротушения четырех резервуаров РВС-3000.

В систему автоматического пенного пожаротушения входят:

- резервуары противопожарного запаса воды ПР-1, ПР-2 емкостью 400 м ³;

- насосная станция пожаротушения;

- кольцевые сети противопожарного водопровода;

- узлы охлаждения, установленные в камере задвижек;

- трубопроводы-сухотрубы охлаждения РВС.

Автоматическая система пожаротушения резервуаров РВС-3000 оборудована генераторами пены средней кратности ГПСС-2000 в количестве двух штук. Для тушения пожара используется пена средней кратности, которую подают пеногенераторами на всю площадь зеркала жидкости в резервуаре.

Стационарной системой охлаждения резервуара, состоит из двух перфорированных полуколец диаметром 89 мм, сухотрубом подачи раствора пенообразователя к ГПСС-2000, двумя сухотрубами подачи воды на охлаждение.

Подача воды на охлаждение защищаемых резервуаров типа РВС при пожаре осуществляется по сухотрубам. Схема расположения полуколец орошения на резервуарах дана на рисунке 2.1.1.

Рисунок 2.1.1 Конструктивные элементы установки охлаждения резервуара:

1.Противопожарный водопровод; 2.Сухотруб; 3.Кольца орошения (с орошающими отверстиями); 4.Резервуар;

Система автоматической пожарной защиты резервуарного парка должна обнаруживать пожар в резервуаре и обеспечивать запуск автоматических установок охлаждения горящего и соседнего резервуаров и автоматической установки тушения пожара нефтепродукта в резервуаре.

Работа системы пожаротушения и стационарной системы охлаждения осуществляется по следующей схеме:

Вода из двух противопожарных резервуаров объемом 400 м³ каждый, по двум всасывающим трубопроводам диаметром 250 мм под гидростатическим давлением воды в резервуарах ПР-1, ПР-2 поступает на прием противопожарных насосов и далее насосами подается в кольцевую сеть противопожарного водопровода УПСВ.

В насосной станции пожаротушения установлены насосы марки Wilo MVI 9504 PN 16 3~ (2 рабочих, 1 резервный). При возникновении пожара и падении давления в сети противопожарного водопровода автоматически срабатывают пожарные насосы в насосной станции пожаротушения, установленные под заливом.

На территории резервуарного парка установлены две камеры с запорно-пусковой арматурой (камеры задвижек), подключенные к пожарному кольцу двумя вводами диаметром 150 мм. Подача воды на охлаждение защищаемых резервуаров осуществляется по сухотрубам, от камер задвижек до защищаемых резервуаров. Обтекание и охлаждение водой происходит через перфорированные трубопроводы орошения (диаметр отверстий 5 мм, шаг 200 мм, угол наклона по горизонтали 30^o вниз в сторону резервуара), расположенные в верхнем ярусе РВС. Предусмотрена возможность охлаждения каждой половины резервуара.

На УПСВ «Пашня» расчетное количество одновременных пожаров принято один [7].

Расходы воды на нужды пожаротушения приняты в соответствии со, для резервуаров РВС-3000 вода потребуется на:

- охлаждение горящего резервуара;

- охлаждение соседнего резервуара;

- приготовления раствора пенообразователя;

- дополнительного расхода воды в размере 25 % из пожарных гидрантов. [3]

.

2.2 Характеристика наружного водоснабжения УПСВ «Пашня» и его резервуарного парка

На территории УПСВ расположены:

- кольцевой противопожарный водопровод с размещенными на нем пожарными гидрантами;

- два надземных вертикальных резервуара с объемом 400 м³ и две надземные горизонтальные емкости объемом 200 м³ с возможностью подключения пожарных автонасосов;

- насосная станция пожаротушения;

- камеры задвижек, размещенные на кольцевом противопожарном водопроводе, для стационарного водяного охлаждения резервуаров РВС- 3000 и для подачи воды в систему автоматического пенного пожаротушения.

Кольцевой противопожарный водопровод предназначен для наружного пожаротушения резервуаров РВС-3000, технологических сооружений и установок.

На УПСВ «Пашня» Кольцевой противопожарный водопровод с установленными пожарными гидрантами относится к I категории водоснабжения по степени обеспеченности подачи воды, к 1 классу по степени ответственности, по транспортируемому продукту к группе В.

Водопровод сети противопожарного водопровода установлены колодцы с пожарными гидрантами для подключения передвижной пожарной техники. Расстановка пожарных гидрантов принята исходя из радиуса действия не более 100 м и защиты каждого сооружения, здания от двух пожарных гидрантов.

У места расположения пожарного гидранта на высоте не менее 2 м устанавливаются флюоресцентные указатели «Пожарный гидрант».

Для хранения неприкосновенного противопожарного запаса воды в объеме 685, 65 м³ построено 2 надземных противопожарных резервуара ПР-1, ПР-2 объемом 400 м³ (вертикальные стальные РВС- 400 со станционной крышей). Для забора воды из пожарных резервуаров насосами предусматривается гребенка из стальной трубы диаметром 325х 8,0 с установленными на ней соединительными головками ГМ- 80 в количестве 4 шт.

Кроме того, на территории резервуарного паркарасположен блок пожарных резервуаров ПР-3, ПР-4 - емкостью по 200 м³ каждый, расположенных на расстоянии не более 500 м от резервуаров ПР-1, ПР-2 [5]

В качестве противопожарных резервуаров объемом 200 м³ приняты емкости цилиндрические горизонтальные подземной установки.

Для забора воды из пожарных резервуаров 200 м³ насосами пожарных автомобилей предусматривается устройство люков - лазов в каждом резервуаре для отпуска шлангов пожарных машин.

Насосная станция автоматического пожаротушения предназначена для подачи воды в систему пожаротушения высокого давления:

- в систему охлаждения горящего РВС-3000 - 107,39 м³ /час;

- в систему охлаждения половины соседнего РВС-3000 - 21,48 м³ /час;

- в систему пожаротушения пеной средней кратности горящего резервуара РВС-3000 - 40,61 м³ /час;

- в кольцевую сеть (25 % из пожарных гидрантов) - 32,22 м 3 /час. Расчетная производительность насосной станции 201,69 м 3 /час.

2.3 Передвижные средства пожаротушения

Для тушения пожаров, проведения связанных с ними первоочередных аварийно-спасательных работ, а также пожарно-профилактического обслуживания объекта привлекается на договорной основе пожарная часть № 96 Государственного учреждения «9 отряд федеральной противопожарной службы по Республике Коми».

Место дислокации ПЧ-96- пгт. Нижний Одес, расположенного в 90 км от Пашнинского месторождения. Личный состав формирования составляет 32 человека, на балансе имеется пожарная техника: Урал 375 НЕ АЦ-40- 1шт., ЗИЛ-431412 АЦ-40-2шт., Урал- 5557 АЦ-40-002ПС-1шт., УВЗ-39062- 1шт.

Также в качестве передвижных средств приняты дополнительные две мотопомпы ММ27/100, которые хранятся на складе пожинвентаря.

Подъезд на территорию УПСВ «Пашня» осуществляется по асфальтированной автодороге «Нижний Одес - Нефтепечорск» на пароме через переправу, зимой по ледовой переправе, далее по существующей промысловой автодороге с песчаным покрытием.

Ширина автомобильных въездов на производственные площадки обеспечивает беспрепятственный проезд основных и специальных пожарных автомобилей;

Внутриплощадочные проезды относятся к служебным, обеспечивают проезд технологического, аварийного и пожарного транспорта.[ СНиП 2.05.07-91]

Внутриплощадочные проезды построены по кольцевой и тупиковой схемам, с устройством разворотных площадок размером не менее 12,0х12,0 м. [ст. 98 № 123-ФЗ] Проезды в районе технологических сооружений выполнены приподнятыми над планировочной поверхностью прилегающей территории не менее чем на 0,30 м. Конструкция дорожного покрытия проездов из ж.б. плит.

При необходимости тушения горящих резервуаров передвижными средствами пенотушения, предусматривается возможность забора пены из камер задвижек. В дополнении к автоматическому пожаротушению резервуаров РВС предусмотрено дополнительное подключение к сухотрубам передвижной пожарной техники (с соединительными головками и заглушками, выведенными за обвалование).

При необходимости охлаждения горящих резервуаров передвижной техникой, предусматривается возможность использовать воду из резервуаров противопожарного запаса воды.



2.4 Пожарная сигнализация и система оповещения людей о пожаре

На рассматриваемом объекте используют интегрированную систему охраны Орион в состав, которой входят:

- пульт контроля и управления С2000М;

- приборы приемно-контрольные охранно-пожарные Сигнал-20М (ППК);

- блоки контрольно-пусковые С2000-КПБ;

- блоки сигнально-пусковые С2000-СП1.

Для обнаружения возникновения пожара на защищаемых объектах использованы следующие типы извещателей:

- дымовые пожарные извещатели ИП 212-3СМ;

- ручные пожарные извещатели ИПР-3СУМ;

- извещатели пожарные тепловые взрывозащищенные ИП-101-07е;

- извещатели пожарные пламени взрывозащищенные ИП 330-5;

- извещатели пожарные ручные взрывозащищенные ИП 535-07е.

Для оповещения людей о пожаре на защищаемых объектах применяются оповещатели типа:

- звуковые оповещатели EMA1224;

- звуковые оповещатели взрывозащищенные ЕхОППЗ-2В;

- световые табло ЛЮКС-24;

- оповещатели светозвуковые взрывозащищённые ВС-07е-И.

Для электропитания оборудования применяются источники бесперебойного питания SKAT-V.24DC-18 исп. 5000, APC SUA1500I.

На резервуарах установлены извещатели пожарных тепловых ИП-101- 07е. Извещатели устанавливаются в закладные конструкции крыши по три извещателя на шлейф. Для обнаружения возгорания резервуаров применяются ручные взрывозащищенные пожарные извещатели, устанавленые вблизи емкостей на высоте 1,5 м от уровня земли.

Так как от системы пожарной сигнализации происходит управление системой оповещения первого типа, формирование сигнала «Пожар» в автоматическом режиме предусматривается при срабатывании одного дымового пожарного извещателя.

Размещение точечных дымовых пожарных извещателей произведено под перекрытием с учетом воздушных потоков в защищаемом помещении, вызываемых приточной или вытяжной вентиляцией, при этом расстояние от извещателя до вентиляционного отверстия составляет не менее 1 м.

Перед входами в помещения блок-боксов, а так же на пути эвакуации, на высоте 1,5 м от уровня пола или земли установлены извещатели пожарных ручных ИП- 535-07е.

Количество и места расположения оповещателей выбрано таким образом, чтобы обеспечить уровень звука в защищаемом помещении не меньше, чем на 15 дБА выше допустимого уровня шума. Выбор конкретной марки оповещателя, устанавленого внутри защищаемого помещения, осуществлен в зависимости от класса зоны по взрыво-, пожароопасности.

Электропитание пожарной сигнализации и средств оповещения выполняется от щитов распределительных в зданиях операторной и склада пенообразователя. Электроснабжение данных зданий выполнено по первой категории согласно ПУЭ. Для питания оборудования сигнализации и средств оповещения применяются источники бесперебойного питания СКАТ-2400 с номинальным выходным током 3 А, SKATV.24DC-18 с номинальным выходным током 18 А. Для питания оборудования АРМ Орион ПРО применяется источник бесперебойного питания ~220 В APC SUA750I.



Глава 3. Возможные причины развития пожара на производстве.

3.1 Статистика пожаров

Согласно статистике за период 1970-1994 зарегистрировано 243 пожара, происшедших на резервуарах, из них 78 - на резервуарах с сырой нефтью.

Статистика свидетельствует, что произошло пожаров, на нефтепромыслах- 14,2 %, на нефтеперерабатывающих заводах- 28,4%, а на распределительных нефтебазах - 47,7 %.

На наземных резервуарах произошло 93,4 % пожаров и аварий. Они распределяются следующим образом: 32,1 % - на резервуарах с сырой нефтью; 53,9 % - на резервуарах с бензином и 14,0 % - резервуары с другими видами нефтепродуктов.

Установлено, что основными причинами пожаров являются: огневые и ремонтные работы - 23,8 %, искры электроустановок- 14,4 %, проявление атмосферного электричества- 9%, разряды статического -9,5 %. Треть всех пожаров произошла от самовозгорания пирофорных отложений, неосторожного обращения с огнем, поджогов. [11]

Согласно статистике с 1999 по 2009 года наиболее опасные по последствия аварии, имевшие место на аналогичных объектах с пожаром и взрывом, приведены ниже в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1 - Перечень аварий, имевших место на других аналогичных объектах

Дата	Описание аварии
04.03.1999	На компрессорной станции «Казымская» предприятия «Тюментрансгаз» во время промышленной эксплуатации произошло разрушение обратного клапана с возгоранием газа
20.09 2001	В ОАО «Транссибнефть» произошел взрыв и возгорание нефти в резервуаре из-за нарушения Правил производства огневых работ полрядной организацией
25. 01.2002	На товарно- сырьевой базе ОАО « Орскнефтеоргсинтез» при подготовкик ремонту резервуара внутри него произошел хлопок. Были повреждены стенки и крыша резервуара.
03.11.2002	В ОАО «Транссибнефть» при зачистке резервуара от донных отложений, произошло воспламенения парафиннистых отложений.
09.01.2003	ЦДНГ 3 Пермская обл. ОАО «Лукойл-Пермь» Взрыв газовоздушной смеси при ведении сварочных работ на резервуаре.Нарушение требований охраны труда.
03.06.2003	Нефтебаза ОАО «НК Роснефть- Туапсенефтепродукт» при проведении плановой зачистки резервуара произошло возгорание.
05.07.2003	В ОАО « МН Дружба» во время сильной грозы произошло возгорание паров нефти внутри резервуара с последующим взрывом
10.08.2003	В ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» в резервуарном парке от грозового разряда молнии произошел хлопок внутри резервуара с отрывом крыши и последующим пожаром
19.02.2004	В ООО «СпецКриТ» Возгорание углеводородного газа при проведении сварочных работ на крыше резервуара.
27.02.2004	В ОАО «Уфанефтехим» в период подготовки к ремонту произошел взрыв внутри резервуара с вскрытием крыши и последующим возгорание
25.03.2005	В ЗАО «Кранодарский НПЗ- Краснодарэконефть» в резервуарном парке в обваловании резервуаров была обнаружена бьющая из-род земли нефть. Через некоторое время произошло ее возгорание
13.10.2005	В ОАО «НК Роснефть-Архангельскнетепродукт» при выполнении работ по изоляции крыши резервуара, в котором находились промстоки с содержанием нефтепродуктов, произошел взрыв с последующим пожаром
02.05.2006	НГДУ «Нурлатнефть»ОАО «Татнефть» произошел взрыв внутри резервуара, с последующим разрушением верхней части и возгоранием углеводородов. Причина- самовозгорание пирофорных отложений.
26.12.2007	В резервуарном парке ОАО «Саханефтегазсбыт» вследствии низких температур атмосферного воздуха образовалась трещина на резервуаре для хранения нефти и произошел ее разлив
22.08.2009	«Конда» в результате попадания молнии в резервуар произошли взрывы и возгорание нефти.

Анализ данных, приведенных в таблице, показал, что основной причиной аварии является человеческий фактор- 68 %, природный фактор и пирофорные отложения по 16 %. Под человеческим фактором подразумевают: нарушение пожарный правил при ремонте резервуаров - 50 % аварий, нарушение правил эксплуатации - 43,75 %, , вандализм - 6,25 %.

3.2 Пожаро- и взрывоопасные свойства веществ и материалов, обращающихся в производственном процессе

На объекте УПСВ « Пашня» взрывопожароопасным веществом является нефтяная эмульсия, которая представляет собой горючую вязкую жидкость, содержащую в различных пропорциях нефть, воду, попутный газ и сероводород. Нефть и попутный нефтяной газ являются основными пожароопасными веществами в эмульсии. Перечень их основных показателей пожарной опасности приведены в таблице 3.2.1.

Нефть - сложная смесь органических соединений (в основном углеродов). Имеет вид маслянистой жидкости бурого цвета с характерным запахом. Плотность при 20°С, кг/м3 равна 848,7, температура кипения при давлении 101кПа равна 61,9 °С, теплота сгорания 43514-46024 кДж/кг. В воде практически не растворяется.

Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород, содержание углерода в нефти колеблется в пределах 82-87%, водорода 11-14%, серы до 0,03%, азот (0,001-1,8%), кислород (0,05-1,0%). [12]

Попутный нефтяной газ - простейший углерод, бесцветный газ ( в нормальных условиях) без запаха. Малорастворим в воде, легче воздуха. Плотность при 200°С равна1,352кг/м3.Температура кипения (при давлении 101кПа) равна -161,58 °С.

Основными элементами являются СО2 0,25%, сероводород 0,3%,метан 48,84%, этан 12,62%, пропан 13,39%.). [12]



Таблица 3.2.1. Перечень основных показателей пожарной опасности.

Показатель пожарной опасности	Значение
	нефть	Попутный газ
Группа горючести	ЛВЖ	ГЖ
Концентрационные пределы распространения пламени в газах и парах,%	1,2- 8,0	4,3- 12,2
Температура вспышки,°С	? 20	- 187,9
Температура самовоспламенения, °С	223-375	470
Температура воспламенения, °С	<21	-
Удельная массовая скорость выгорания, кг/м2*с	0,03	-
Удельная теплота сгорания, МДж/кг	43,05	36,63

3.3 Возможность образования взрывоопасных концентраций внутри технологического оборудования

Взрыв - быстрое химическое превращение среды, сопровождающееся выделением энергии и образованием сжатых газов. [1]

Взрывоопасная смесь- смесь воздуха или окислителя с горючими газами, парами легковоспламеняющихся жидкостей, горючими пылями или волокнами, которая при определенной концентрации и возникновении источника инициирования взрыва способна взорваться. [1]

Взрыв на объектах топливо - энергетического комплекса происходят в аппаратах, емкостях, помещениях или на наружных технологических установках. При этом, как правило, наблюдаются взрывы газо-, паро-, и пылевоздушных смесей. Реже происходят механические взрывы, сопровождающиеся разрушением аппаратов, трубопроводов резервуаров, баллонов, работающих при высоких давлениях.

Все технологическое оборудование на предприятиях может быть отнесено к следующим трем основным типам:

- открытые аппараты. Примерами открытых аппаратов служат различные ванны (промывочные, окрасочные, закалочные и др.) с горючими жидкостями, смесители, а также аппараты периодического действия, открываемые для загрузки и выгрузки продукции;

- « Дышащие» аппараты. Примеры таких аппаратов служат резервуары со стационарной крышей для хранения нефти и нефтепродуктов, мерники, напорные баки, бункеры для хранения зернистых и пылевых материалов, аппараты с переменным уровнем находящихся в них продуктов.

- герметичные аппараты (реакторы непрерывного действия, ректификационные колоны, абсорбенты, насосы, компрессоры, напорные трубопроводы и другое технологическое оборудование).

Резервуары на УПСВ «Пашня» относятся к оборудованию «дышащие аппараты». Основное пространство образования взрывоопасных концентраций находится снаружи, но так как заполнение резервуаров идет не полностью, то при несрабатывании дышащих клапанов взрывоопасные концентрации могут скопиться внутри.

Опасность образования ВОК внутри аппаратов с ЛВЖ и ГЖ, находящихся на отстое, может иметь место в случае наличия в них паровоздушного пространства и если температура жидкостей или концентрация паров в них находится между нижним и верхним температурным или концентрационным пределами распространения пламени. [9]

Так как на УПСВ «Пашня» резервуары заполняют максимум на 80%, это способствует образованию паровоздушного пространства.

Условие образования взрывоопасной концентрации легковоспламеняющейся жидкости и горючей жидкости приведено в формула 3.3.1:

t_нпрп t_ж t_впрп, (3.3.1)

где t_нпрп, t_впрп - соответственно нижний и верхний температурные пределы распространения пламени; t_ж - рабочая температура.

Для нефти верхний и нижний температурные пределы распространения пламени:

- t_нпрп = 12 ^o C.

- t_нпрп = 39 ^o C.

Рабочая температура жидкости на РВС-1,2 = 17 ^o C, что соответствует условию для образования ВОК в резервуарах.

Из рассмотренных условий, можно сделать вывод, что резервуарный парк является пожаровзрывоопасным.

3.4 Возможность образования горючих концентраций вне аппаратов и емкостях

Взрывоопасные вещества после высвобождения из закрытых (герметичных) систем в зависимости от их природы и физических параметров состояния в оборудовании или транспортной системы могут образовывать:

- облако топливно-воздушной смеси (ТВС), из дыхательных клапанов и дыхательных линий резервуаров (большое или малое дыхание) или испаряющейся с поверхности разлитой жидкости;

- разлитие опасных продуктов по свободной площади или в пределах ограждений (обвалований);

- струйное истечение опасных веществ из технологического блока при частичной разгерметизации, как жидкой, так и паровой фаз.

Высвобожденные взрывоопасные вещества при контакте и смешении с кислородом воздуха, при появлении источника зажигания достаточной мощности склонны к дальнейшим физико-химическим превращениям в форме взрывов и горения.

Чаще всего образование горючих паровоздушных концентраций около резервуаров происходит при их заполнении нефтью (большое дыхание), при повышении температуры окружающей среды(малое дыхание).

Большим дыхание - называют вытеснение паров наружу (или подсос воздуха внутрь) при изменении уровня жидкости в аппаратах. Малым дыханием называют вытеснение паров наружу (или подсос воздуха внутрь аппаратов), вызываемое изменением температуры газового пространства под влиянием изменения температуры среды.

Взрывоопасные концентрации паров нефти с воздухом при больших дыханиях могут образовываться сравнительно быстро при повышенных температурах наружного воздуха весной и летом, в результате чего резко возрастает их выброс через дыхательные клапаны резервуаров и емкостей.

Исследованиями установлено, что взрывоопасные зоны максимальных размеров образуются при инверсии атмосферы, которое чаще всего создается в период с 7 часов вечера до 7 часов утра. В ночное время и рано утром часто наблюдается почти полное безветрие и даже нисходящие потоки воздуха. Штилевая погода и потоки воздуха, прижимающиеся к поверхности земли, создают благоприятные условия для образования взрывоопасных концентраций, так как пары нефти тяжелее воздуха и над поверхностью земли образуется газовое облако, которое может распространяться на значительные расстояния от места выхода паров.

Взрывоопасная загазованность прилегающей территории может возникнуть преимущественно при больших дыханиях, когда происходит мощный выброс паровоздушной смеси в атмосферу при значительной концентрации в ней горючих паров. [10]

Определим расчетом количество горючих паров, выходящих в атмосферу при большом дыхании резервуара РВС-3000 по формуле 3.4.1:

(3.4.1)

где V₁-V₂ - обьем подаваемой в резервуар жидкости, при степени его заполнения е = 0,8

V₁-V₂ = е ·V_р-ра = 0.8·3000 = 2400 м³

где V_р-_ра - геометрический объем резервуара РВС - 3000;

Р_р - рабочее давление в РВС, Р_р = Р_па = 2 · 10⁵ Па;

Т_р - температура среды в резервуаре, принимаем ее Т_р = 273+17 = 290К;

ц_s - объемная доля насыщенных паров при t_р, определяем по формуле:

ц_s = P_s/P_раб (3.4.2)

где P_s - давление насыщенного пара нефти при t_р = 290К;

Р_раб - рабочее давление системы, у нас Р_раб = Р_па = 2 · 10⁵ Па

Р_s определяем по уравнению Антуана:

(3.4.3)

где - коэффициенты (константы) Антуана, принимаем их равными:

А = 5,07020, В = 682,876, С_а = 222,066

Тогда: ц_s = 15561 / 200000 = 0.077 объем. доли

М = 90 кг/кмоль - молекулярная масса нефти, принимаем по наиболее летучим фракциям

Подставляя полученные значения в исходную формулу (3.4.1) находим количество выделившихся в атмосферу горючих паров нефти при заполнении РВС- 3000:

Полученное количество горючих паров нефти может образовать газовое облако взрывоопасной концентрации вблизи PBC-3000, объем которого можно определить по формуле (3.4.3):

V_взр.=G_б/ц_нппр , (3.4.4)

где G_б = 689 кг/ цикл - количество горючих паров выходящих из РВС-3000 за один цикл;

ц_нппр - нижний концентрационный предел распространения пламени в кг/м³, определяем по формуле:

ц_нппр = (М · ц_нппр) / V_t , кг/м³ (3.4.5)

где М = 90 кг/кмоль - молекулярная масса;

V_t, м³/кмоль - молярный объем паров нефти при рабочих условиях определяем по формуле:

кг/м³ (3.4.6)

V₀ = 22,41 м³/кмоль - молярный объем паров нефти;

Т_р = 290 К - рабочая температура нефти в резервуаре;

Т₀ = 273 К - температура при нормальных физических условиях;

Р₀ = Р_раб. = 1 · 10⁵ Па, поэтому Р₀/Р_раб. = 1

Отсюда:

V_t = 22.41·290 / 273 = 23 м³/кмоль;

Тогда:

ц_нппр = 90·0.08 / 23 = 0,31 кг/м³

В итоге объем взрывоопасной зоны около РВС-3000 будет равен:

V_в = 689/0,31 = 2223 м³

Таким образом, при безветренной погоде или небольших скоростях ветра на территории резервуарного парка около РВС-3000 в период закачки его нефтью может образоваться газовое облако большого объема - 2223 м³, а при наличии источника возгорания может возникнуть быстро развивающийся пожар.

3.5 Возможные причины развития пожара на производстве. Источники зажигания

Анализ статических данных и отчетов комиссий по расследованию причин возникновения аварийных ситуаций на объектах нефтяной и газовой отрасли могут быть объединены в следующие группы:

- отказы и неполадки технологического оборудования;

- ошибки, запаздывания, бездействие персонала в штатных и нештатных ситуациях, несанкционированные действия персонала;

- «внешние» воздействия природного или техногенного характера.

Причины аварии, связанные с отказами и неполадками технологического оборудования:

- прекращение подачи энергоресурсов;

- коррозия и эрозия оборудования;

- физический износ, механическое повреждение или температурная деформация оборудования;

- причины, связанные с типовыми процессами.

Прекращение подачи энергоресурсов может привести к нарушению нормального режима работы оборудования, выходу технических параметров за критические значения и созданию аварийной ситуации.

Опасности, связанные с физическим износом и коррозией могут привести к аварийной разгерметизацией и выбросу опасных веществ в окружающую среду. Физический износ, механические повреждения или температура деформации оборудования может привести как к частичному, так и к полному разрушению технологического оборудования.

Типовыми процессами являются подогрев нефти и воды, перекачка газонефтяной эмульсии ее отстой. Данные процессы происходят в спокойном гидродинамическом режиме под избыточным давлением 0,005- 0,4 МПа, при высоких температурах.

При повышении давления в аппаратах выше разрешенного может произойти разгерметизация.

Емкостное оборудование является источником повышенной опасности из-за значительных объемов потенциально опасных веществ, находящихся в них.

Причины, связанные с ошибками, запаздыванием, бездействием персонала в штатных и нештатных ситуациях, несанкционированные действия персонала:

- ошибочные действия водителей транспортных средств;

- отсутствие или неисправность искрогасителей на двигателях внутреннего сгорания;

- нарушение должностных инструкций и инструкций по выполнению технологических операций;

- бездействие или ошибка в действиях в нештатной ситуации;

- выдача должностных указаний или распоряжений, принуждающих подчиненных нарушать правила безопасности и охраны труда;

- нарушение (повреждение), отключение системы взрывозащищенности оборудования, систем автоматики и безопасности электрооборудования;

- несоблюдение правил пожарной безопасности.

Особую опасность представляют ошибки при пуске и остановке оборудования, ведения ремонтных, профилактических и других работ, связанных с неустойчивыми переходными режимами.

.Причины, связанные с внешним воздействием природного и техногенного характера:

- Разряд атмосферного электричества.

Разряд атмосферного электричества возможен при поражении объекта молнией, при вторичном ее воздействии или при заносе в него высокого потенциала.

Поражение объекта молнией возможно при совместной реализации двух событий - прямого удара молнии и отказа молниеотвода (из-за его отсутствия, неправильного конструктивного исполнения, неисправности).

...