МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«КУРСКИЙ ИНСТИТУТ СОЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ (ФИЛИАЛ)

РОССИЙСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО СОЦИАЛЬНОГО УНИВЕРСИТЕТА»

Кафедра безопасности жизнедеятельности в техносфере

АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛЬНОНОЙ ОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ УЛАВЛИВАНИЯ ПАРОВ НЕФТИ ПРИ СЛИВЕ ИЗ ЦИСТЕРН В РЕЗЕРВУАР

Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине

«Потенциально опасные промышленные объекты и технологии»

специальность «Безопасность жизнедеятельности в техносфере»

КП.з.280101.65.55.11 ПЗ

Выполнил: ст.гр. БЖТ 6 курса очной формы обучения Пиманова В.С.

Руководитель: к.т.н., доцент Гранкин А.Н.

Приняли члены комиссии:

председатель:

декан ИТФ, к.т.н., доцент Горбатенко С.А.

члены комиссии:

к.т.н., доцент Зайцев С.А.

к.с.-х.н., доцент Глаголев Р.В.

Проект защищен

с оценкой

________________

«___»___________2011 г.

Курск2011



Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время постановка многих проблем, связанных с риском и безопасностью, принципиально меняется: наметился переход от анализа опасностей к анализу рисков, от изучения явлений, не зависящих от человека (природных катастроф) к анализу техногенных, экологических и социальных катастроф, непосредственно связанных с деятельностью человека и являющихся следствием принимаемых решений. В условиях, когда масштаб воздействия человека на окружающую среду многократно возрастает, принципиально изменяется и содержание понятий риска и безопасности [1]. Научные исследования и организационно-правовые решения последнего времени подготовили условия для создания системы управления риском возникновения чрезвычайных ситуаций, перехода к нормированию допустимых рисков и снижению на этой основе индивидуальных рисков.

Особенностью развития техногенной среды за последнее время является принципиальное изменение ее системных свойств: возникновение рисков, обусловленных длинными причинно-следственными связями, междисциплинарный характер рисков, глобальные изменения техногенного характера, высокая чувствительность к «слабым воздействиям», сокращение возможностей прогнозирования развития аварий и катастроф традиционными методами и др. Это с неизбежностью приводит к необходимости использования системного подхода к проектированию и эксплуатации потенциально опасных технических объектов, анализу техногенных рисков и промышленной безопасности с использованием методов системного анализа, теории надежности, исследования операций, теории принятия решений, многокритериальной оптимизации[2,3,4,5,6,7].

В общем случае под безопасностью понимается свойство систем сохранять при функционировании такое состояние, при котором ожидаемый ущерб не превышает приемлемого по социально-экономическим 

соображениям [8]. Под опасностью же подразумевается возможность причинения ущерба (вреда) потенциальным жертвам [9,10]. В условиях значительного снижения запаса стоимости и остаточного ресурса технологического оборудования, в период обновления технологий и конструкционных материалов, смены поколений специалистов с потерей уровня профессиональности одновременно увеличиваются как вероятность чрезвычайных ситуаций, так и вероятный ущерб. В связи с этим существующие и новые федеральные и отраслевые руководящие документы в области анализа риска повышают требования к оценке степени риска как комплексного критерия оценки качества управления рисками [11-16 и др.]. Эти документы, а также результаты многих исследований в области оценки риска в различных отраслях, показывают необходимость унификации понятий, показателей и методов анализа риска для обеспечения сходимости и воспроизводимости результатов при оценке показателей риска аналогичных объектов различными аудиторами в приемлемых доверительных пределах и с заданной доверительной вероятностью.

Оптимизация техногенного риска и определение оптимальных параметров системы технического обслуживания потенциально опасных технических объектов определяется видом и сложностью самого объекта, характером и важностью выполняемых функций, числом и видом его возможных состояний, тяжестью последствий отказов, а также стратегией эксплуатации и технического обслуживания. Решение задач оптимизации включает, как правило, построение графа состояний, составление модели функционирования и определение параметров системы, которое обычно заключается в выборе из параметров, удовлетворяющих предъявляемым требованиям, таких, при которых затраты на техническое обслуживание минимальны [7]. При этом только в наиболее простых случаях задача допускает аналитическое решение, чаще всего приходится использовать численные методы.



1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЦЕССА ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАР

1.1 Характеристика ЛПДС «Cуджа»

Линейно-производственная-диспетчерская станция (ЛПДС) «Суджа» входит в состав Центрального нефтепроводного управления ОАО Российские трубопроводы нефтепроводов АК «Транснефть» имени Д.А. Черняева.

Суджанское нефтепроводное управление выполняет работы по приему, перекачки и сдаче нефти смежникам и на нефтеперерабатывающие предприятия. Выполняет техническое обслуживание ремонт оборудования, устранение дефектов и ликвидацию аварий на магистральных нефтепроводах, капитальный ремонт и капитальное строительство на объектах Управления.

Суджанское НУ включает в себя: аппарат управления и 5 структурных подразделений, в том числе:

Линейная производственно-диспетчерская станция (ЛПДС) Суджа;

Нефтеперекачивающая станция (НПС) Гуево;

Нефтеперекачивающая станция (НПС) Суджа

Цех технологического транспорта и спецтехники (ЦТТ и СТ);

Централизованная ремонтная служба (ЦРС);

ЛПДС «Суджа» введена в эксплуатацию в 1971 году и осуществляет свою деятельность в соответствии с положением о нефтеперекачивающей станции и имеет насосные станции по нефтепроводам “Суджа-Енакиевка” , “Суджа-Бровар-Кучурган” и осуществляет перекачку башкирских и пермских нефтей. Насосные цеха оснащены насосными агрегатами: нефтепровод С-Е - НМ1250-260 - 3шт., электродвигатели 4АЗМВ1-1250/6000- 3шт. Нефтепровод С-Б-К - НМ1250-260 - 1шт, НМ2500-230 – 2шт и 2АЗМВ1-2000/6000- 3шт.

Охлаждение двигателей в насосных цехах воздушное. Смазка подшипников основных агрегатов централизованная принудительная.

Резервуарный парк состоит из 8-ми резервуаров типа ЖБР-10000 и 2-х РВСП-20000.

Для выполнения операций по перекачке нефти ЛПДС «Суджа» оснащена необходимыми техническими средствами перекачки нефти и 

обслуживания магистральных нефтепроводов и необходимой численностью обслуживающего персонала.

На территории ЛПДС «Суджа» площадью в 36 га расположен:

1. резервуарный парк;

2. нефтенасосные станции №1 и №2;

3.одноэтажное административное здание ЛПДС «Суджа»;

4.котельная;

5.пожарная часть;

6.ремонтно-механическая мастерская;

7.лаборатория нефти;

8. материальные склады №№1, 2, 3;

9.пожарная водонасосная;

10.гаражи №№1, 2, 3;

11. ЦТТ и СТ и аварийной техники ЦРС;

12.склад пенообразователя;

13.подстанция 110/6 кВ;

14.камеры переключений №№2, 3;

15.камеры пуска СОД;

16.контейнерная АЗС;

17.склады хранения пропановых и кислородных баллонов;

18.лаборатория метрологии;

19. столовая;

20. блок качества нефти;

21. сварочные посты ЦРС и ЦТТ и СТ;

22. очистные сооружения промышленных и ливневых стоков.

ЛПДС «Суджа» предназначена для приема нефти с ПСП, закачки её в нефтепровод или приёма в резервуары. В состав технологических сооружений входят: две нефтенасосные магистральных нефтепроводов, резервуарный парк с резервуарами ЖБР-10000 в количестве 8 шт. и четыре резервуара РВСП-20000, камеры переключений №2 и №3 , узлы фильтров грязеуловителей перед каждой насосной станцией, а также технологические трубопроводы. Нефть принимается поочередно в один из резервуаров 

станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки используется по резервуарный учет количества нефти.

Откачка может производиться как из резервуаров, так и транзитом с ПСП в МНП при подключенном резервуаре. Откачку из резервуарного парка можно производить как из каре (4 резервуара, два резервуара), так и из отдельно взятого резервуара.

Станция имеет периметральное ограждение высотой 2 м., выполненное железобетонными плитами. На территорию станции имеется три въезда. Количество обслуживающего персонала составляет 80 чел., в том числе в ночное время 8 чел. Станция охраняется командой службы пожарной охраны штатной численностью 15 чел. В боевом расчете находится автомобиль АЦ-6/6-60(55571), в резерве – АЦ-100(4320), АЦ 40-(130)63Б. Количество личного состава пожарной команды ЛПДС «Суджа» в расчете составляет 3 чел. (начальник караула, пожарный, водитель пожарного автомобиля ).



1.2. Характеристика перекачиваемой нефти

Нефть – легковоспламеняющаяся жидкость, представляющая собой смесь углеводородов с различными соединениями (сернистыми, азотистыми, кислородными). Плотность 730-1040 кг/м3, начало кипения обычно около 20^оС; теплота сгорания 43514-46024 кДж/кг. В воде практически не растворяется. Сырые нефти способны при горении прогреваться в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Скорость выгорания 18,7-25,2 см/час; скорость нарастания прогретого слоя 25-36 см/час; температура прогретого слоя 130-160^оС; температура пламени 1100^оС.

Основные химические элементы, входящие в состав нефти – углерод (82-87%), водород (11-14%), сера (0,1-7%), азот (0,001-1,8%), кислород (0,05-1,0%). В незначительных количествах нефти содержат галогены, металлы. Основным компонентом нефти являются углеводороды – алканы, циклопарафины, ароматические углеводороды. Соотношение между группами углеводородов придает нефти различные свойства и оказывает большое влияние на выбор метода переработки и получаемых продуктов.

Таблица 1

Плот-ность	t вспыш	t самов	t застыв	t плам	t прогр. слоя.	Концентрацион-ные пределы воспламенения (по объему).	Давление насыщенных паров при Т = -38 оС
870 кг/м3	35 оС	230 оС	-20 оС	1200 оС	110-150 оС	Нижний-2 Верхний-3	314 мм.рт.ст.

Таблица №2

Наименование показателей	Значение
Температура нефти при перекачке	+40 С - +300 С
Температура вспышки нефти	+210 С
Температура самовоспламенения нефти	от +3200 С
Температура кипения нефти	от +400 С
Температура застывания нефти	–380 С
Температура прогретого слоя нефти	+1300 - +1600 С
Температура пламени	+11000 С
Скорость выгорания	12 – 15 см/час
Скорость нарастания прогретого слоя	25 – 40 см/час
Шкала взрывоопасности нефти:
Безопасная концентрация. Разрешены все виды работ.	0-300 мг/м3 (ПДК)
Концентрация опасная для здоровья человека, разрешены только газоопасные работы в СИЗОД изолирующего типа.	300-2100 мг/м3 (ПДВК)
Концентрация взрывоопасная. Выше ПДВК все работы запрещены	2100-42000мг/м3 (НКПР)
Диапазон взрываемости	42000-195000 мг/м3 (ВКПР)

1.3 Наиболее опасные объекты ЛПДС «Суджа»

1.3.1.Насосные по перекачке нефти

Насосные №1 и №2 для перекачки нефти имеют повышенную пожарную опасность, так как из работающих насосов возможны утечки при нарушении герметичности уплотнений, при повреждении выкидной линии насоса или разрушении его деталей; при этом большое количество горючих веществ выходит наружу и образует газоопасную концентрацию. Имеются также условия для появления источников зажигания и для быстрого распространения пожара. Значительная пожарная опасность возникает в 

периоды остановки на ремонт. Причинами повреждений насосов и их обвязки являются гидравлические удары и вибрация.

Теплота трения подшипников и сальников насосов и двигателей, высокая температура перекачиваемой жидкости (выше Тсв), искры при разрядах статического электричества, неисправности вентиляторов или электрооборудования могут служить источниками зажигания в насосной.

Распространение пожара обычно происходит по поверхности разлившихся горючих жидкостей, по образовавшемуся паро-, газовоздушному облаку через дверные, оконные и технологические проемы, по воздуховодам вентиляции, продуктопроводам, освобожденным от продукта (до их продувки), трубопроводам промышленной канализации и т.д.

Меры профилактики.

Подготовку насоса к ремонту с использованием огневых работ производят в следующей последовательности:

• 
  останавливают насос;
  
• 
  закрывают задвижки на приемной и напорной линиях;
  
• 
  избыточное давление в полости насоса снижают до атмосферного;
  
• 
  освобождают насос от горючей жидкости;
  
• 
  отключают насос от действующих линий заглушками;
  
• 
  промывают и пропаривают насос;
  
• 
  вскрывают насос.
  

Эффективен централизованный ремонт насосного оборудования, при котором неисправные насосы заменяют новыми, заранее отремонтированными в специальных цехах. Во время работы насоса не допускается утечка жидкости через сальник. Набивка и подтягивание сальников, их крепление, а также другие виды ремонта у работающих насосов не выполняются. При использовании сальниковых насосов применяют насосы с торцевыми уплотнителями.

Резко не увеличивают и не уменьшают число оборотов центробежных насосов во избежание гидравлических ударов в линиях. Нагнетательные трубопроводы центробежных насосов защищают пружинными 

предохранительными клапанами, предусматривают блокировку, предотвращающую запуск насосов при закрытых задвижках. Возникновение вибрации насосов предотвращают их правильным выбором, тщательной регулировкой и устройством надежного фундамента.

В помещениях насосных осуществляют постоянный контроль за состоянием воздушной среды с помощью стационарных газоанализаторов, сблокированных с аварийной системой вентиляции и включенных в автоматические системы управления. Все приемные и напорные трубопроводы насосов имеют дополнительные запорные устройства, размещаемые снаружи насосной на расстоянии не более 50 м и не менее 3 м (от стены с проемами) или непосредственно у глухой стены здания.

Подшипники насосов своевременно смазывают; систематически контролируют температуру подшипников и сальников, не допуская их перегрева. Насосы и их обвязку заземляют. Вентиляторы подбирают искробезопасного исполнения.

От помещений другого назначения (операторная, венткамера, электропомещение) насосную отделяют глухими, несгораемыми, газонепроницаемыми стенами. Насосные станции обеспечивают средствами ликвидации аварийных утечек жидкости (песок, ведра, совки) и первичными средствами пожаротушения (огнетушители, песок, кошма) в соответствии с требованиями РД-13.220.00-КТН-575-06. «Стандарт Правила пожарной безопасности на объектах ОАО «АК«Транснефть» и дочерних акционерных обществ». Помещения насосных оборудуют стационарными установками пенного тушения с ручным или автоматическим пуском в действие.

1.3.2.Склады нефти и нефтепродуктов, резервуарные парки

Пожарная опасность хранения нефти и нефтепродуктов определяется возможностью образования горючей концентрации внутри и снаружи емкостной аппаратуры. Опасность образования горючей среды внутри аппаратов, в том числе и мелкой тары при неподвижном уровне жидкости, 

можно характеризовать температурными условиями хранения. Для аппаратов наземного хранения, которые летом могут подвергаться длительному тепловому воздействию солнечной радиации, концентрация насыщения будет определяться ни температурой хранимой жидкости, а температурой поверхностного слоя (она может отличаться от Траб. жидкости на 10-15 градусов по Цельсию). Так, если жидкость хранят в аппарате с неподвижным уровнем при температуре, близкой к температуре окружающего воздуха, то:

• 
  емкости с бензином опасны зимой;
  
• 
  емкости с керосином опасны летом в солнечную погоду;
  
• 
  емкости с дизельным топливом безопасны в любое время года.
  

Опасность образования горючей среды вне резервуаров появляется главным образом в периоды «больших дыханий», когда проводятся операции наполнения. Периоды «малых дыханий» кратковременны. Они сведены до минимума применением на резервуарах со стационарной крышей дыхательных клапанов различной конструкции. Поэтому при малых «дыханиях» мощность выброса паров для образования горючей среды в окружающей атмосфере, как правило, недостаточна.

Опасность образования горючей паровоздушной среды у дыхательной арматуры при «выдохе» определяется состоянием среды в газовом пространстве. Так, если концентрация паров в газовом пространстве резервуара менее нижнего предела взрываемости (НПВ), то образования горючей среды у дыхательной арматуры не возникает даже в безветренную погоду.

Предупреждение образования горючей концентрации внутри резервуаров на практике обеспечивается ликвидацией паровоздушного пространства и использованием газоуравнительной обвязки.

Применение резервуаров с плавающей крышей и понтоном, а также с газоуравнительной обвязкой, кроме снижения опасности образования горючей концентрации внутри аппаратов, обеспечивает уменьшение выхода паров хранимых жидкостей наружу. Это предупреждает опасность загазования территории резервуарных парков даже в безветренную погоду.



Наиболее характерной причиной повреждения резервуаров со стационарной крышей может быть образование повышенного давления или вакуума при нарушении режима работы дыхательных устройств главным образом зимой вследствие примерзания тарелок дыхательных клапанов или оледенения кассет огнепреградителя. Снижение пропускной способности дыхательных клапанов при интенсивном наполнении может вызвать резкое увеличение давления и, как следствие, - полное разрушение резервуара. Чаще все же происходят локальные повреждения резервуаров, например, подрыв крыши в стыке ее со стенками (при росте давления) или смятие верхних поясов резервуара выше уровня жидкости (при вакууме).

Для предотвращения этой опасности используют не примерзающие дыхательные клапаны, которые обеспечивают не примерзаемость тарелок. Однако опасность оледенения огнепреградителя остается. Она вызывается конденсацией паров воды, содержащихся в вытесняемой при «выдохе» из резервуара паровоздушной смеси. Конденсат интенсивнее всего образуется при контакте с наиболее охлажденными металлическими элементами поверхности дыхательной арматуры и, в частности, с кассетой огнепреградителя, которая оказывается вытесненной с помощью дыхательных патрубков сравнительно далеко от объема резервуара.

Образующийся при отрицательных температурах наружного воздуха водяной конденсат постепенно намерзает, вызывая уменьшение проходного сечения огнепреградителя. Поэтому в этих условиях нужна такая дыхательная арматура резервуаров, в которой предупреждалась бы возможность охлаждения огнепреградителей до отрицательных температур. Это может быть достигнуто их утеплением, специальным обогревом, размещением в объеме резервуара с положительной температурой хранимого продукта и т.п.

Основными источниками зажигания при хранении нефти и нефтепродуктов является теплота:

• 
  прямых ударов молнии;
  
• 
  
  
• 
  разрядов статического электричества;
  
• 
  искр механического происхождения;
  
• 
  самовозгорания пирофорных отложений;
  
• 
  искр пусковой, регулирующей аппаратуры, электроприводов задвижек и другого электрооборудования.
  

Более 80% пожаров от молний со взрывом в газовом пространстве резервуаров с нефтью происходит в июне-июле на нефтебазах нефтеперерабатывающих заводов и резервуарных парках нефтепроводных управлений.

Подземные резервуары типа ЖБР (класс зоны по ПУЭ В-1г) от прямых ударов молнии защищены отдельно стоящими молниеотводами. В зону их защиты включают пространство, ограниченное параллелепипедом высотой 5м над дыхательными клапанами с основанием, отстоящим от стенок крайнего резервуара на 40 м. Профилактику разрядов статического электричества обеспечивают главным образом надежным заземлением резервуаров, других емкостей и соединенных с ними трубопроводов.

Поплавки дистанционных измерителей уровня фиксируют с помощью вертикально натянутых металлических струн так, чтобы исключить их горизонтальное перемещение. Выполняя роль направляющих, струны исключают сближение поплавка со стенкой резервуара и тем самым предупреждают опасность искрового разряда. Для исключения концентрации зарядов статического электричества поплавки выполняют округлой формы без углов и заостренных кромок.

Наполнение резервуаров является наиболее опасной операцией, при которой в результате интенсивного перемешивания поступающего в резервуар нефтепродукта потенциал образующихся зарядов статического электричества может достигать максимального значения. Поэтому наполняют резервуары под слой жидкости с применением устройств, обеспечивающих односторонне-направленное горизонтальное вращение нефтепродукта (для снижения турбулентности), ограничивают скорость закачки, для смешивания нефтепродуктов используют резервуары с 

плавающей крышей или понтоном. Если применяют устройства для ручного замера уровня и отбора проб жидкости, то их изготавливают из токопроводящих материалов и заземляют.

Чтобы исключить опасность разряда между зеркалом жидкости и опускающимся заземленным измерителем уровня или пробоотборником, измерение уровня и отбор проб осуществляют через определенное время после закачки, когда произойдет естественное рассеивание (релаксация) накопившихся в жидкости зарядов. Например, если удельное электрическое сопротивление поступающей в резервуар жидкости более 10 Омхм, то названные выше ручные операции проводят не менее, чем через 20 минут после закачки при неподвижном уровне жидкости в резервуаре.

Для уменьшения электризации жидкости при ее движении по наполнительному трубопроводу используют релаксационные емкости, представляющие собой расширенные участки трубопроводов, внутри которых для увеличения электропроводимости движущейся массы жидкости в продольном направлении установлены заземленные металлические пластины и натянутые струны.

Для предупреждения механических искр, образующихся при выполнении ручных операций, например, при погрузке и разгрузке жидкостей в таре, ремонте оборудования, замере уровня и отборе проб нефтепродукта из резервуара и т.п., используется искробезопасный инструмент и приспособления.

Однако более эффективным средством борьбы с механическими искрами является исключение самих ручных операций, в том числе при замере уровня и отборе проб, путем использования дистанционных устройств для замера уровня и полуавтоматических сниженных пробоотборников. Самовозгорание сернистых соединений железа чаще всего происходит в резервуарах и других емкостных аппаратах, где обращаются высокосернистые нефти. Температура при самонагревании в окисляющемся слое отложений может подняться до 600-700 градусов Цельсия, что 

достаточно не только для воспламенения горючей концентрации паров нефтепродукта в смеси с воздухом, но и для ее образования при бедной концентрации, например, в опорожненном резервуаре.

Для снижения опасности образования пирофорных отложений осуществляется:

• 
  предварительная очистка нефти от серы и сернистых соединений перед подачей ее на склад или перед ее переработкой на пунктах подготовки нефти;
  
• 
  снижение температуры хранимого нефтепродукта или предупреждение его нагрева от теплоты солнечной радиации (окраска резервуаров в светлые тона, использование подземного метода хранения нефти и нефтепродуктов и т.п.);
  
• 
  антикоррозионное покрытие внутренней поверхности емкостных аппаратов;
  
• 
  использование неметаллических емкостей, например, железобетонных резервуаров.
  

Для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений необходимо:

• 
  уменьшение или полное исключение поступления в газовое пространство резервуара воздуха;
  
• 
  соблюдение сроков вывода емкостных аппаратов на простой и уменьшение длительности их простоя;
  
• 
  систематическая очистка резервуаров от отложений;
  
• 
  дезактивация отложений путем медленного их окисления.
  

Искры электрооборудования также нередко могут стать источником зажигания, так как технологические процессы насыщены электроустановками различного назначения: задвижками с электроприводом, уровнемерами и другими устройствами с дистанционным управлением. Электрооборудование располагают в помещении операторной, в блок-боксах, камерах переключения, в приямках, куда могут поступать и накапливаться горючие пары жидкостей в количестве, достаточном для образования горючих концентраций. Для предотвращения этой опасности применяют взрывозащищенное электрооборудование, блок-боксы, камеры переключения, операторные с электрооборудованием нормального 

исполнения обеспечивают гарантированным подпором чистого воздуха или выносят за пределы взрывоопасной зоны.

Характерными путями распространения пожара могут быть:

• 
  дыхательная арматура (патрубки);
  
• 
  трубопроводы газоуравнительной обвязки резервуаров;
  
• 
  разлившиеся нефтепродукты;
  
• 
  горючие паровоздушные смеси, образующиеся при загазованности территории.
  

Опасность распространения пожара через дыхательные патрубки внутрь резервуара и по трубопроводам газоуравнительной обвязки существует только для емкостей с ЛВЖ, а при пожаре опасность может появиться и в резервуарах с ГЖ. Поэтому дыхательные патрубки резервуаров защищаются от распространения пламени огнепреградителями с насадком, выполненным в виде кассеты со спирально свернутыми совместно гофрированной и плоской лентами. Такие огнепреградители могут быть совмещены с дыхательными клапанами. Для надежной защиты трубопроводов ГУС от избыточного давления в узле огнепреградителя устанавливают разрывные мембраны.

Растекание нефти и нефтепродуктов может происходить по разным причинам. Даже небольшие утечки через не плотности во фланцевых соединениях, через сальники задвижек и т.п., если они систематические, могут привести к постепенному пропитыванию поверхности грунта или твердого покрытия в помещениях или на территории парка. Эта опасность исключается:

• 
  своевременным устранением мест утечек;
  
• 
  оборудованием приемо-раздаточных патрубков хлопушками, препятствующими самопроизвольному истечению нефтепродуктов из резервуаров.
  

Переливы в результате переполнения резервуаров предупреждают контролем за уровнем жидкости в период их наполнения. Для этой цели резервуары с избыточным давлением в газовом пространстве выше 200 мм вод. ст. оборудуют стационарными устройствами для дистанционного измерения уровня, которые дополняются блокировкой, обеспечивающей 

автоматическое отключение наполнительных насосов при достижении в резервуаре предельного уровня жидкости.

Предупреждение аварийного растекания уровня жидкости обеспечивается выбором площадки для резервуарного парка с учетом рельефа местности (их размещают на более низких отметках земли), а также устройством вокруг отдельно стоящих резервуаров или группы резервуаров обвалования с отводом разлившейся жидкости в систему канализации. Обвалование может быть выполнено в виде сплошного земляного вала или стены, рассчитанными на гидростатическое давление вылившейся жидкости. Оно должно вмещать объем наибольшего резервуара, находящегося в данном обваловании. Однако такое обвалование на рассчитано на удержание нефтепродукта при динамическом воздействии волны, образующейся в результате полного повреждения резервуара. Поэтому при большом объеме резервуаров за первым обвалованием на некотором расстоянии устанавливают второе обвалование или предусматривают сбор разлитого нефтепродукта с помощью отводных канав в земляные амбары. Роль второго обвалования могут выполнять дороги с повышенным профилем проезжей части.



2. АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ОПАСНОСТИ

2.1. Построение «дерева происшествий»

Во всех методиках применения технологий автоматизированного моделирования центральное место занимают средства и методические приемы формализованной постановки задач, и, главное, построения структурных моделей (формализованных схем) надежности и безопасности исследуемых системных объектов и процессов.

Тщательному анализу причин отказов и выработке мероприятий, наиболее эффективных для их устранения, способствует построение дерева отказов и неработоспособных состояний.

Дерево происшествий лежит в основе логико-вероятностной модели причинно-следственных связей отказов системы с отказами ее элементов и другими событиями. При анализе возникновения отказа состоит из последовательностей и комбинаций нарушений и неисправностей, и таким образом оно представляет собой многоуровневую графологическую структуру причинных взаимосвязей, полученных в результате прослеживания опасных ситуаций в обратном порядке, для того чтобы отыскать возможные причины их возникновения.

Вершины на этом графе представляют исходные события сценария возможных вариантов возникновения аварийной ситуации. Вероятности свершения указанных событий приведены в таблице 1. Комбинации событий 1-3 определяют условия отказа электрической части, событий 5-7 – отказ оборудования.





Рисунок. 2.1. «Дерево происшествий»

Таблица 2.1.

Предпосылки возгорания смеси

Таблица происшествий
№	Происшествие	Р
1	Короткое замыкание	0.0002
2	Возгорание проводки	0.0002
3	Отказ вентиляционной системы	0.0001
4	Отказ датчиков	0.00005
5	Отказ системы автоматизации	0.001
6	Несоблюдение ТБ	0.0002

Обычно при расчете вероятности головного события используют значения вероятностей базовых событий. В реальности же элементы, отвечающие за реализацию базовых событий, находятся либо в исправном состоянии, и тогда расчет проводится по данным надежности, либо в 

состоянии отказа, и тогда вероятность базового события принимается равной единице и вероятность головного события увеличивается. 

Расчет вероятности происшествия приводящий к возгоранию паров нефти:


Q=;

Q=.

Qx=Qa\/Qb\/Qc

Qa=(Qd\/Qe)/\Qk

Qc=(Qg\/Qh)/\Qk

Qp=Qd×Qe

Qa=1–(1–Qp)(1–Qf)

Qa=1–(1–0/00001×0/0005)×(1–0.00002)=0.00032

Qt=Qg×Qh

Qc=1–(1–Qt)(1–Qk)

Qc=1–(1–0.0005×0.000003)×(1–0.001)=0.00002

Qx=Qa×Qb×Qc

Qx=0.003×0.00002×0.00032=0,8∙10^-15


Таким образом, вероятность наступления головного события и промежуточных событий относительно невелико.

2.2. Построение «дерева событий»

Пожарная опасность хранения нефти и нефтепродуктов определяется возможностью образования горючей концентрации внутри и снаружи емкостной аппаратуры. Опасность образования горючей среды внутри аппаратов, в том числе и мелкой тары при неподвижном уровне жидкости, можно характеризовать температурными условиями хранения. Для аппаратов наземного хранения, которые летом могут подвергаться длительному тепловому воздействию солнечной радиации, концентрация насыщения будет определяться ни температурой хранимой жидкости, а температурой поверхностного слоя (она может отличаться от Траб. жидкости на 10-15 

градусов по Цельсию). Так, если жидкость хранят в аппарате с неподвижным уровнем при температуре, близкой к температуре окружающего воздуха, то:

• 
  емкости с бензином опасны зимой;
  
• 
  емкости с керосином опасны летом в солнечную погоду;
  
• 
  емкости с дизельным топливом безопасны в любое время года.
  

Опасность образования горючей среды вне резервуаров появляется главным образом в периоды «больших дыханий», когда проводятся операции наполнения. Периоды «малых дыханий» кратковременны. Они сведены до минимума применением на резервуарах со стационарной крышей дыхательных клапанов различной конструкции. Поэтому при малых «дыханиях» мощность выброса паров для образования горючей среды в окружающей атмосфере, как правило, недостаточна.

Опасность образования горючей паровоздушной среды у дыхательной арматуры при «выдохе» определяется состоянием среды в газовом пространстве. Так, если концентрация паров в газовом пространстве резервуара менее нижнего предела взрываемости (НПВ), то образования горючей среды у дыхательной арматуры не возникает даже в безветренную погоду.

Предупреждение образования горючей концентрации внутри резервуаров на практике обеспечивается ликвидацией паровоздушного пространства и использованием газоуравнительной обвязки.

Применение резервуаров с плавающей крышей и понтоном, а также с газоуравнительной обвязкой, кроме снижения опасности образования горючей концентрации внутри аппаратов, обеспечивает уменьшение выхода паров хранимых жидкостей наружу. Это предупреждает опасность загазования территории резервуарных парков даже в безветренную погоду.

Наиболее характерной причиной повреждения резервуаров со стационарной крышей может быть образование повышенного давления или вакуума при нарушении режима работы дыхательных устройств главным образом зимой вследствие примерзания тарелок дыхательных клапанов или оледенения кассет огнепреградителя. Снижение пропускной способности 

дыхательных клапанов при интенсивном наполнении может вызвать резкое увеличение давления и, как следствие, - полное разрушение резервуара. Чаще все же происходят локальные повреждения резервуаров, например, подрыв крыши в стыке ее со стенками (при росте давления) или смятие верхних поясов резервуара выше уровня жидкости (при вакууме).

Для предотвращения этой опасности используют не примерзающие дыхательные клапаны, которые обеспечивают не примерзаемость тарелок. Однако опасность оледенения огнепреградителя остается. Она вызывается конденсацией паров воды, содержащихся в вытесняемой при «выдохе» из резервуара паровоздушной смеси. Конденсат интенсивнее всего образуется при контакте с наиболее охлажденными металлическими элементами поверхности дыхательной арматуры и, в частности, с кассетой огнепреградителя, которая оказывается вытесненной с помощью дыхательных патрубков сравнительно далеко от объема резервуара.

Образующийся при отрицательных температурах наружного воздуха водяной конденсат постепенно намерзает, вызывая уменьшение проходного сечения огнепреградителя. Поэтому в этих условиях нужна такая дыхательная арматура резервуаров, в которой предупреждалась бы возможность охлаждения огнепреградителей до отрицательных температур. Это может быть достигнуто их утеплением, специальным обогревом, размещением в объеме резервуара с положительной температурой хранимого продукта и т.п.

Основными источниками зажигания при хранении нефти и нефтепродуктов является теплота:

• 
  прямых ударов молнии;
  
• 
  разрядов статического электричества;
  
• 
  искр механического происхождения;
  
• 
  самовозгорания пирофорных отложений;
  
• 
  искр пусковой, регулирующей аппаратуры, электроприводов задвижек и другого электрооборудования.
  

Более 80% пожаров от молний со взрывом в газовом пространстве резервуаров с нефтью происходит в июне-июле на нефтебазах 

нефтеперерабатывающих заводов и резервуарных парках нефтепроводных управлений.

Подземные резервуары типа ЖБР (класс зоны по ПУЭ В-1г) от прямых ударов молнии защищены отдельно стоящими молниеотводами. В зону их защиты включают пространство, ограниченное параллелепипедом высотой 5м над дыхательными клапанами с основанием, отстоящим от стенок крайнего резервуара на 40 м. Профилактику разрядов статического электричества обеспечивают главным образом надежным заземлением резервуаров, других емкостей и соединенных с ними трубопроводов.

Поплавки дистанционных измерителей уровня фиксируют с помощью вертикально натянутых металлических струн так, чтобы исключить их горизонтальное перемещение. Выполняя роль направляющих, струны исключают сближение поплавка со стенкой резервуара и тем самым предупреждают опасность искрового разряда. Для исключения концентрации зарядов статического электричества поплавки выполняют округлой формы без углов и заостренных кромок.

Наполнение резервуаров является наиболее опасной операцией, при которой в результате интенсивного перемешивания поступающего в резервуар нефтепродукта потенциал образующихся зарядов статического электричества может достигать максимального значения. Поэтому наполняют резервуары под слой жидкости с применением устройств, обеспечивающих односторонне-направленное горизонтальное вращение нефтепродукта (для снижения турбулентности), ограничивают скорость закачки, для смешивания нефтепродуктов используют резервуары с плавающей крышей или понтоном. Если применяют устройства для ручного замера уровня и отбора проб жидкости, то их изготавливают из токопроводящих материалов и заземляют.

Чтобы исключить опасность разряда между зеркалом жидкости и опускающимся заземленным измерителем уровня или пробоотборником, измерение уровня и отбор проб осуществляют через определенное время 

после закачки, когда произойдет естественное рассеивание (релаксация) накопившихся в жидкости зарядов. Например, если удельное электрическое сопротивление поступающей в резервуар жидкости более 10 Омхм, то названные выше ручные операции проводят не менее, чем через 20 минут после закачки при неподвижном уровне жидкости в резервуаре.

Для уменьшения электризации жидкости при ее движении по наполнительному трубопроводу используют релаксационные емкости, представляющие собой расширенные участки трубопроводов, внутри которых для увеличения электропроводимости движущейся массы жидкости в продольном направлении установлены заземленные металлические пластины и натянутые струны.

Для предупреждения механических искр, образующихся при выполнении ручных операций, например, при погрузке и разгрузке жидкостей в таре, ремонте оборудования, замере уровня и отборе проб нефтепродукта из резервуара и т.п., используется искробезопасный инструмент и приспособления.

Однако более эффективным средством борьбы с механическими искрами является исключение самих ручных операций, в том числе при замере уровня и отборе проб, путем использования дистанционных устройств для замера уровня и полуавтоматических сниженных пробоотборников. Самовозгорание сернистых соединений железа чаще всего происходит в резервуарах и других емкостных аппаратах, где обращаются высокосернистые нефти. Температура при самонагревании в окисляющемся слое отложений может подняться до 600-700 градусов Цельсия, что достаточно не только для воспламенения горючей концентрации паров нефтепродукта в смеси с воздухом, но и для ее образования при бедной концентрации, например, в опорожненном резервуаре.

Для снижения опасности образования пирофорных отложений осуществляется:

• 
  
  
• 
  предварительная очистка нефти от серы и сернистых соединений перед подачей ее на склад или перед ее переработкой на пунктах подготовки нефти;
  
• 
  снижение температуры хранимого нефтепродукта или предупреждение его нагрева от теплоты солнечной радиации (окраска резервуаров в светлые тона, использование подземного метода хранения нефти и нефтепродуктов и т.п.);
  
• 
  антикоррозионное покрытие внутренней поверхности емкостных аппаратов;
  
• 
  использование неметаллических емкостей, например, железобетонных резервуаров.
  

Для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений необходимо:

• 
  уменьшение или полное исключение поступления в газовое пространство резервуара воздуха;
  
• 
  соблюдение сроков вывода емкостных аппаратов на простой и уменьшение длительности их простоя;
  
• 
  систематическая очистка резервуаров от отложений;
  
• 
  дезактивация отложений путем медленного их окисления.
  

Искры электрооборудования также нередко могут стать источником зажигания, так как технологические процессы насыщены электроустановками различного назначения: задвижками с электроприводом, уровнемерами и другими устройствами с дистанционным управлением. Электрооборудование располагают в помещении операторной, в блок-боксах, камерах переключения, в приямках, куда могут поступать и накапливаться горючие пары жидкостей в количестве, достаточном для образования горючих концентраций. Для предотвращения этой опасности применяют взрывозащищенное электрооборудование, блок-боксы, камеры переключения, операторные с электрооборудованием нормального исполнения обеспечивают гарантированным подпором чистого воздуха или выносят за пределы взрывоопасной зоны.

Характерными путями распространения пожара могут быть:

• 
  дыхательная арматура (патрубки);
  
• 
  трубопроводы газоуравнительной обвязки резервуаров;
  
• 
  разлившиеся нефтепродукты;
  
• 
  горючие паровоздушные смеси, образующиеся при загазованности территории.
  



Опасность распространения пожара через дыхательные патрубки внутрь резервуара и по трубопроводам газоуравнительной обвязки существует только для емкостей с ЛВЖ, а при пожаре опасность может появиться и в резервуарах с ГЖ. Поэтому дыхательные патрубки резервуаров защищаются от распространения пламени огнепреградителями с насадком, выполненным в виде кассеты со спирально свернутыми совместно гофрированной и плоской лентами. Такие огнепреградители могут быть совмещены с дыхательными клапанами. Для надежной защиты трубопроводов ГУС от избыточного давления в узле огнепреградителя устанавливают разрывные мембраны.

Растекание нефти и нефтепродуктов может происходить по разным причинам. Даже небольшие утечки через не плотности во фланцевых соединениях, через сальники задвижек и т.п., если они систематические, могут привести к постепенному пропитыванию поверхности грунта или твердого покрытия в помещениях или на территории парка. Эта опасность исключается:

• 
  своевременным устранением мест утечек;
  
• 
  оборудованием приемо-раздаточных патрубков хлопушками, препятствующими самопроизвольному истечению нефтепродуктов из резервуаров.
  

Переливы в результате переполнения резервуаров предупреждают контролем за уровнем жидкости в период их наполнения. Для этой цели резервуары с избыточным давлением в газовом пространстве выше 200 мм вод. ст. оборудуют стационарными устройствами для дистанционного измерения уровня, которые дополняются блокировкой, обеспечивающей автоматическое отключение наполнительных насосов при достижении в резервуаре предельного уровня жидкости.

Предупреждение аварийного растекания уровня жидкости обеспечивается выбором площадки для резервуарного парка с учетом рельефа местности (их размещают на более низких отметках земли), а также устройством вокруг отдельно стоящих резервуаров или группы резервуаров 

обвалования с отводом разлившейся жидкости в систему канализации. Обвалование может быть выполнено в виде сплошного земляного вала или стены, рассчитанными на гидростатическое давление вылившейся жидкости. Оно должно вмещать объем наибольшего резервуара, находящегося в данном обваловании. Однако такое обвалование на рассчитано на удержание нефтепродукта при динамическом воздействии волны, образующейся в результате полного повреждения резервуара. Поэтому при большом объеме резервуаров за первым обвалованием на некотором расстоянии устанавливают второе обвалование или предусматривают сбор разлитого нефтепродукта с помощью отводных канав в земляные амбары. Роль второго обвалования могут выполнять дороги с повышенным профилем проезжей части.


Рисунок. 2.2. «Дерево событий»

2.3. Анализ деревьев

Проверка правильности и полноты определения событий, учитываемых в диаграммах типа "дерево", позволяет приступить к их качественному анализу. Его основные задачи состоят в выявлении закономерностей возникновения и снижения ущерба от происшествий, т.е. в установлении, например, тех цепочек событий соответствующего дерева, реализация которых приводит к появлению либо к не появлению его головного события, а 

также в количественной оценке вклада интересующих нас событий-предпосылок.

Анализ дерева происшествия с помощью минимальных сочетаний. Наиболее удобны для качественного анализа дерева происшествия так называемые "минимальные сочетания предпосылок", под которыми подразумевается минимально необходимое и достаточное для достижения конкретного результата их множество. Естественно, что нас интересуют два результата: возникновение и предупреждение происшествий. Поэтому ниже будем иметь дело с двумя типами минимальных сочетаний - пропускным (аварийным) и отсечным (секущим).

Первое из них - минимальное пропускное сочетание (МПС) включает в себя наименьшее число тех исходных предпосылок дерева происшествия, одновременное появление которых достаточно для возникновения головного события (прохождения сигнала до него). Напротив, минимальное отсечное сочетание (МОС) формирует условия не появления головного события. Это сочетание состоит из исходных событий рассматриваемого дерева, гарантирующих отсутствие происшествия, при условии не возникновения одновременно всех входящих в него событий-предпосылок. Особенностью обоих типов минимальных сочетаний служит то, что они теряют присущие им свойства при удалении из каждого такого сочетания хотя бы одного события.

Заметим, что данная модель может имитировать условия появления и другого происшествия, в частности - воспламенения паров водорода.

Анализ значимости и критичности событий. Для отражения вклада конкретных предпосылок и их сочетаний в появление и предупреждение головного события дерева происшествия, вводятся показатели их значимости или критичности. Эти категории могут использоваться для определения приоритетности осмотра, технического обслуживания и профилактики неисправностей того технологического оборудования, которое является причиной появления более значимых отказов, а также указывать на 

необходимость тщательного контроля соответствующих алгоритмов деятельности персонала или параметров рабочей среды. Не менее важны результаты оценки значимости и критичности всех предпосылок при коррекции и оптимизации проектируемых изделий и технологий.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. РД 39-30-499-80. Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов. - У–а: ВНИИСПТнефть, 1980.

2. РД 39-11091. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. - Уфа: ИПТЭР, 1992.

3. Временные указания по технологии и организации ре-монтно-восстановительных работ на нефтепроводах, пролегающих в условиях болот и переувлажненных грунтов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1973.

4. РД 39-00147105-006-97. Инструкция по рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварийном и капитальном ремонтах магистральных нефтепроводов. — Уфа: ИПТЭР, 1997.

5. РД-39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

6. Инструкция по созданию герметизирующих тампонов из карбамидной композиции для перекрытия нефтепровода при выполнении ремонтно-восстановительных работ. — Уфа: ИПТЭР, 1990.

7. РД 39-016-90. Положение о воздушном патрулировании магистральных нефтепрвоодов. - Уфа ВНИИСПТнефть, 1990.

8. РД 39-025-90. Норматив-табель технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефте- и продуктопроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990.

9 РД 39-00147105-011–97. Табель технического оснащения служб капитального ремонта магистральных нефтепроводов. - Уфа: ИПТЭР, 1998.

10. Каталог технических средств для аварийно-восстановительных работ на магистральных нефтепроводах. - Уфа: ВНИИСПТне–ть, 1983.

11. СНиП 2.05.0685*. Магистральные трубопроводы. - М.: Минстрой России, 1997.