Оценка технологической безопасности обращения мазута на нефтебазе "Красный нефтяник"

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

Введение

1. Аналитический обзор

2. Цели и задачи работы

3. Технологическая часть

3.1 Исходные данные для оценки технологической безопасности исследуемого объекта

3.1.1 Данные о топографии района расположения объекта

3.1.2 Наличие и границы запретных, охранных и санитарно-защитных зон объекта

3.1.3. Данные о природно-климатических условиях в районе расположения объекта

3.1.4 Данные о размещении персонала объекта с указанием средней численности наибольшей рабочей смены

3.1.5 Характеристика опасного вещества

3.2 Данные о технологическом и аппаратурном оформлении

3.2.1 Краткое описание технологического процесса и принципиальная технологическая схема с обозначением основного технологического оборудования

3.2.2 План размещения основного технологического оборудования

3.2.3 Перечень основного технологического оборудования, в котором обращается опасное вещество

3.2.4 Разделение производства на блоки

3.2.4.1 Оценка уровня взрывобезопасности. Расчет энергетического потенциала

3.2.5 Данные о распределении опасных веществ по оборудованию и блокам

3.2.6 Описание технических решений по обеспечению безопасности

3.3 Анализ риска

3.3.1 Анализ известных аварий на рассматриваемом и аналогичных объектах

3.3.2 Анализ условий возникновения и развития аварий

3.3.2.1 Определение возможных причин и факторов, способствующих развитию аварии

3.3.2.2 Определение типовых сценариев возможных аварий и вероятность их возникновения

3.3.2.3 «Деревья отказов технологического оборудования»

3.3.2.4 Оценка «Дерева событий», краткое описание сценариев аварийных ситуаций

3.3.2.5 Оценка реализации аварийных ситуаций и сценариев их дальнейшего развития

3.3.2.6 Обоснование физико-математических моделей и методов расчета, применяемых при оценке риска

3.3.2.7 Оценка количества опасных веществ, участвующих в аварии

3.3.2.8 Расчет вероятных зон действия поражающих факторов и оценка возможного числа пострадавших

3.3.3 Оценка индивидуального, социального, коллективного риска гибели людей

4. Автоматизация

5. Производственная санитария и гигиена труда

6. Экономика

7. Патентный поиск

Заключение и выводы

Список использованной литературы

Приложение А. Технологическая схема

Приложение Б. Генплан

Приложение В. Стандартизация

Приложение Г. «Деревья событий»

Приложение Д. Радиусы летальных и безопасных зон для каждого блока

Введение

Система топливоснабжения, получения и хранения топлив является важными составляющими всех отраслей народного хозяйства. В настоящее время невозможно прогрессивное развитие почти ни одной отрасли промышленности, транспорта, сельского хозяйства без применения нефтепродуктов или продуктов нефтехимии, многие из которых используются также для бытовых нужд населения.

Технический прогресс во всех отраслях машиностроения, железнодорожного, водного транспорта, авиационной, автотракторной промышленности, коренное изменение технических параметров стационарных тепловозных и судовых двигателей, введение новейших приборов и систем резко повысили требования к качеству горючих, масел, смазки и других нефтепродуктов.

Предприятия нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности производят сотни различных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. За последнее время значительно улучшилось качество моторных топлив, масел и других нефтепродуктов. Вследствие усложнения и увеличения производства, происходящие аварии имеют все более тяжкие последствия.

Добыча, транспортировка и хранение легковоспламеняющихся и горючих жидкостей относится к ряду потенциально опасных производств, а соответствующие объекты являются объектами повышенного риска.

Резервуары и резервуарные парки, как основные сооружения складов нефти и нефтепродуктов, широко распространены в отраслях народного хозяйства. Они входят в технологические схемы сбора и подготовки нефти, магистральных трубопроводов, нефтеперерабатывающих заводов, перевалочных и распределительных нефтебаз, предприятий автомобильного, железнодорожного, водного и воздушного транспорта, теплоэлектроцентралей, теплоэлектростанцией, строительных организаций, промышленных предприятий, механизированных сельскохозяйственных предприятий. В связи с этим проблема обеспечения безопасности при транспортировке и хранении нефтепродуктов приобретает первостепенное значение.

Хранение на нефтебазах и химических предприятиях больших количеств ЛВЖ и ГЖ создают потенциальную опасность возникновения различных видов аварийных ситуаций при различных видах разгерметизации оборудования, его переполнении, нарушении правил эксплуатации, при проведении ремонтных работ.

Предотвращение аварий в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности является одной из важнейших проблем, поскольку перерабатываемое сырье и получаемые продукты имеют взрыво — и пожароопасные свойства, что усугубляется высокими температурами и давлениями процессов, в которых они участвуют. Актуальность проблемы возрастает в связи с интенсификацией технологических процессов и возрастанием единичных мощностей агрегатов.

В настоящее время в мире все больше внимания уделяется вопросам обеспечения на высоком уровне защиты окружающей среды, безопасности жизнедеятельности и охране труда. Одним из возможных путей снижения риска возникновения чрезвычайных ситуаций на промышленных объектах является анализ произошедших аварий. На их основе разрабатываются мероприятия по предупреждению возникновения аварий и предотвращению опасных последствий.

1. Аналитический обзор

Мазут — это топливо, получаемое из продуктов первичной и вторичной переработки нефти. Предназначено оно для транспортных и стационарных котельных и технологических установок. Мазут является пожароопасным веществом, в соответствии с [1], следовательно, и производственный объект, в котором он обращается, является пожароопасным.

Для наиболее крупных ОПО с целью повышения уровня их безопасности производят разделение таких производств на отдельные технологические блоки с оценкой уровня опасности таких блоков согласно ПБ 09−540−03 [2].

Технологический блок — аппарат или группа (с минимальным числом) аппаратов, которые в заданное время могут быть отключены (изолированы) от технологической системы (выведены из технологической схемы) без опасных изменений режима, приводящих к развитию аварии в смежной аппаратуре или системе [2].

В соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документацией оценка уровня взрывоопасности технологического блока осуществляется с помощью общего энергетического потенциала взрывоопасности (Е). Измеряется он в кДж и характеризует максимальное количество энергии, которое может выделиться в блоке при его аварийном разрушении и взаимодействии выбрасываемых при этом продуктов с кислородом воздуха. Таким образом, общий энергетический потенциал представляет собой энергию, которая способна привести к разрушению и повреждению оборудования, зданий, к гибели и травмированию людей. Определение значений энергетических показателей взрывоопасности технологических блоков (относительно энергетического потенциала Qв, приведенная масса парогазовой среды m, категории взрывоопасности блоков) осуществляется в соответствии с ПБ 09−540−03. [2]

Для анализа развития аварийной ситуации и определения вероятности сценариев разрабатываются «деревья событий». Под сценарием аварии в соответствии с РД 03−357−00 понимается последовательность отдельных логически связанных событий, обусловленных конкретным инициирующим событием, приводящих к аварии с конкретными опасными последствиями. [3]

Разгерметизация емкостей приводит к аварийному процессу, при котором опасные вещества, обращающиеся в технологических процессах, технологическое оборудование вовлекаются в не предусматриваемые технологическим регламентом процессы (прежде всего физико-химические) — взрывы и пожары, и создают поражающие факторы — ударные и тепловые нагрузки для персонала объекта, населения и окружающей среды, а также самого объекта. «Дерево отказов» — это модель надежности, которая отражает взаимосвязь между отдельными случайными событиями в виде отказов, совокупность которых приводит к отказу всей системы в целом.

Вероятность возникновения аварии рассчитывалась по ПБ 09−540−03. [2]

Количество опасного вещества, участвующего в аварии, определялось в соответствии также с ПБ-09−540−03. [2]

Индивидуальные, коллективные и социальные риски рассчитывались в соответствии с методическими указаниями «Методология оценки промышленной безопасности опасных производственных объектов» и РД 03 — 418−03. [4]

2. Цели и задачи

Основной целью проекта является оценка технологической безопасности обращения мазута на нефтебазе «Красный нефтяник», а также всесторонняя оценка риска аварий и анализ достаточности мер по предупреждению, локализации и ликвидации аварии.

Для достижения этой цели необходимо выполнить ряд задач:

— изучить физико-химические свойства мазута;

— разделить на технологические блоки производство;

— провести анализ развития аварийных ситуаций и определения вероятностей сценариев с помощью деревьев событий;

— определить возможные причины возникновения аварий с помощью деревьев отказов;

— выявить поражающие факторы возникающих аварий и изучить влияние негативных поражающих факторов на человека и оборудование;

— определить показатели степени риска чрезвычайной ситуации для персонала опасного объекта и проживающего вблизи населения;

— определить оценки возможного воздействия чрезвычайной ситуации, возникающих на соседних опасных объектах;

— оценить условия труда, степень воздействия негативных факторов на обслуживающий персонал;

— оценить экономические потери и экологический ущерб;

— разработать мероприятия по локализации аварийных ситуаций и ликвидации их последствий;

— разработать мероприятий по снижению риска.

3. Технологическая часть

3.1 Исходные данные для оценки технологической безопасности исследуемого объекта

3.1.1 Данные о топографии и месторасположении объекта

Нефтебаза «Красный нефтяник» представляет собой комплекс зданий, сооружений и коммуникаций, предназначенных для приема, хранения и отпуска темных и светлых нефтепродуктов.

В настоящее время нефтебаза включает в себя следующий комплекс производственных и вспомогательных технических систем и объектов:

? резервуарный парк;

? систему технологических трубопроводов;

? технологические насосные станции (2шт.);

? железнодорожные сливо-наливные эстакады (2шт.);

? площадка с автоматизированной системой налива нефтепродуктов в автоцистерны;

? разливочные для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, бочкотару и мелкую тару;

? систему технологических паропроводов;

? систему молниезащиты и защиту от статического электричества;

? систему электрохимзащиты трубопроводов, днищ резервуаров;

? систему канализации и очистных сооружений;

? систему электроснабжения и освещения территории;

? систему тепло- и водо- снабжения;

? испытательную лабораторию;

? комплекс противопожарных сооружений;

? комплекс охранных сооружений (в том числе систему видеонаблюдения и видеозаписи).

Нефтебаза занимает территорию площадью 23,07 га. Общая площадь застройки территории зданиями и сооружениями составляет около 15,0 тыс. м2. По периметру нефтебаза обнесена бетонным забором, высотой 2,5 м и протяженностью 3748,0 м. На территории нефтебазы имеются сквозные ж/д пути, а так же основной и аварийный (пожарный) выезд для автотранспорта. Общая протяженность ж/д путей в пределах территории нефтехранилища составляет 4395 м. Общая площадь внутренних дорог, площадей и проездов составляет 59 306,0 м², в том числе асфальтированных 59 306,0 м². Асфальтовое покрытие состоит из ряда площадей, соединенных между собой проездами разной ширины.

Дороги в ночное время освещаются наружным (уличным) освещением, а производственная территория и резервуарный парк — прожекторами.

В настоящее время резервуарный парк нефтебазы насчитывает 47 резервуаров. Общая вместимость резервуарного парка составляет 51 000 м3 (ориентировочно 47 000 тонн нефтепродуктов и специальных жидкостей): светлые нефтепродукты — 15 800 т; масла — 6300 т; мазут — 25 000 т; битум — 300 т; тосол- 500 т; отработанные нефтепродукты — 3100 т.

Операции слива-налива нефтепродуктов осуществляется через пять стационарных насосных станций — 34 насосных агрегатов производительностью от 30 до 375 м³ /ч и 8 отдельных технологических установок для выполнения самостоятельных операций производительностью от 10 до 60 м³ /ч.

Для слива-налива ж.д. цистерн на базе имеется 8 железнодорожных эстакад, которые позволяют производить погрузку (разгрузку) 4х-осных ж.д. цистерн.

Имеется возможность:

одновременного слива 4-х цистерн бензина с суточной производительностью с учетом маневровых операций до 2100 т, 2-х цистерн дизельного топлива — 1500 т в сутки, или налива одного из указанных товаров в одну цистерну — 700 т в сутки;

одновременного слива 15-и цистерн мазута с суточной производительностью с учетом маневровых операций до 2700 т. летом и 1800 т. зимой;

одновременного налива 11-и цистерн мазута — до 2640 т в сутки летом и до 1980 т зимой;

одновременного слива 3-х цистерн масла различных марок с суточной производительностью до 1080 т или налива масла в 1-у цистерну — 360 т в сутки;

слива битума из 1-й цистерны с электроразогревом месячной производительностью (с учетом одновременного электроразогрева битума в 4-х цистернах) 1800 т;

Налив светлых нефтепродуктов в автоцистерны осуществляется через автоматизированную станцию налива в состав которой входит система управления и коммерческого учёта на 12 наливных постов. Суточная производительность по наливу автоцистерн 2000 т.

Налив масел в автоцистерны и мелкую тару потребителя осуществляется через автоматизированную станцию налива масел АСН-М в состав которой входит система управления и коммерческого учёта. Суточная производительность системы налива масел 1500 т.

Налив мазута в автоцистерны осуществляется тремя наливными постами. Суточная производительность по наливу автоцистерн 2250 т.

Имеется участок расфасовки масел (одновременно до 10-и марок) в мелкую тару.

Имеется участок производства и фасовки тосола в мелкую и среднюю тару или в автоцистерны.

Имеются складские помещения общей площадью 3000 м2 и площадки открытого хранения 2 500 м2.

Имеется мини-завод по производству тротуарной плитки и бордюрного камня.

Нефтебаза имеет хорошо развитую инфраструктуру, сеть подъездных асфальтированных дорог и комплекс очистных сооружений.

Контроль технического состояния основного технологического оборудования осуществляется Лабораторией неразрушающего контроля и диагностики, аттестованной в Системе неразрушающего контроля, имеющей право проведения технического диагностирования (дефектоскопии) резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, в том числе резервуаров АЗС.

3.1.2 Наличие и границы запретных и санитарно-защитных зон

Территория ограждена забором из железобетонных плит, высотой более 2-х метров. Санитарно-защитная зона составляет 500 м и проходит по соседним предприятиям.

3.1.3 Данные о природно-климатических условиях расположения промышленного объекта

Климат района переходный от морского к континентальному. Зима (середина ноября — середина марта) мягкая, теплая с преимущественно пасмурной, неустойчивой погодой. Преобладающая температура днем от -2є С до -8єС, ночью от -2єС до -15єС. Минимальная -42єС. Осадки 16−18 дней в месяц. Продолжительность темного времени в декабре 16 часов в сутки. За сезон наблюдается около 9 ясных дней, 31 день с туманом, 23 дня с метелью. Снежный покров устанавливается в начале декабря и достигает наибольшей толщины в марте — 40 см. Относительная влажность воздуха в течение всего сезона — 70 — 90%. Ветры преобладают зимой и осенью юго-западных и западных направлений со средней скоростью 3−6 м/с.

Весна (середина марта — май) прохладная, неустойчивая, с пасмурной погодой. Ясных дней за сезон наблюдается в среднем — семь. Днем тепло, ночи с заморозками. Дожди обложные моросящие, часто с мокрым снегом в среднем 13−15 дней в месяц.

Лето (июнь — август) умерено теплое, дождливое. Теплая и ясная погода часто сменяется пасмурной с холодными моросящими дождями. Температура днем от 17 до 20єС (максимальная 33єС), ночью от 8 до 13єС (минимальная -3єС). В сезон наблюдается 12 ясных дней, 10 дней с туманом, 45 дней с дождем. Светлые «белые ночи» продолжаются с начала июня до начала июля. Летом и весной преобладающая роза ветров — южных и юго-западных направлений со средней скоростью 2−4 м/с.

Осень (сентябрь — середина ноября) в начале сезона теплая, ясная с тихой солнечной погодой. В конце сезона — холодная пасмурная с затяжными моросящими дождями, нередко с мокрым снегом и сильными ветрами со скоростью до 15 м/с.

3.1.4 Данные о размещении персонала объекта с указанием средней численности наибольшей работающей смены, сведения об общей численности работников других объектов эксплуатирующей организации, других организаций и проживающем вблизи населением

Общее количество сотрудников ООО «ПТК-Терминал» составляет 186 человек. Численность максимальной рабочей смены — 105 человек. Размещение персонала по территории объекта приведено в таблице 1.

Таблица 1

Размещение персонала по территории объекта

Наименование

Площадь, м2

Кол-во человек

1

Инженерно-административный корпус АБК-1

411,6

20

2

Здание лаборатории

137,5

4

3

Здание маслоосветлительнго цеха

749,3

4

4

Столовая АБК-2

397,8

10

5

Здание ОС

167,0

2

6

Здание РМЦ

300,9

5

7

Здание гаража

439,0

3

9

Здание МТС склада

3540,4

1

10

Здание пожарной охраны

414,9

3

11

Здание АБК-3

231,0

4

12

Здание котельной

825,0

2

13

Здание операторной

71,5

2

14

Здание насосной № 1

310,8

2

15

Здание насосной № 2

288,0

1

16

Здание тарного склада

1352,0

5

На границе территории предприятия с северной стороны за полосой отвода железной дороги размещается завод турбинных лопаток с персоналом в 700 человек. С восточной стороны за забором нефтебазы находиться территория УНР — 310 с персоналом 60 человек. С южной стороны за забором нефтебазы находится территория завода «Салолин» и гараж комбината автотехобслуживания с общей численностью персонала примерно 500 человек. С западной стороны на расстоянии 100 м от территории нефтебазы находится Карбюраторный завод (Ленкарз) с общей численностью персонала около 1000 человек.

Жилой массив находится от предприятия на расстоянии 800 м с числом проживающих примерно 2000 человек.

3.1.5 Характеристики опасных веществ

Краткая характеристика опасного вещества, обращающегося на объекте, представлена в таблице 2.

Таблица 2

Краткая характеристика опасного вещества, обращающегося на объекте

№ п/п

Наименование параметра

Параметр

Источник информации

1

Наименование вещества

Мазут топочный марки 100

[1]

2

Эмпирическая формула

Сn — Сm

3

Состав:

3.1.

Основной продукт, % масс.

Мазут представляет собой смесь углеводородов — 83,5 — 88,9; водород — 10,5 — 12,5; сера — 0,5 — 3,5

[1]

4

Общие данные:

4.1.

Молекулярная масса, г/моль

290

[1]

4.2.

Температура кипения, 0С (при давлении 101 кПа)

Более 350

[1]

4.3.

Плотность при 20 С, кг/м3

не нормируется (около 890−900)

[1]

5

Данные о пожаровзрывоопасности:

Горючая жидкость

5.1.

Температура вспышки, 0С

110

[1]

5.2.

Температура самовоспламенения, 0С

350

[ 1]

5. 3

Концентрационные пределы распространения пламени, % (об):

— нижний

— верхний

1,4

8,0

[1]

6.

Данные о токсической опасности

Не токсичен

6.1.

ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3

300

[1]

6.2.

ПДК в атмосферном воздухе, мг/м3

-

6. 3

Летальная токсодоза, мг*мин/м3

-

6. 4

Пороговая токсодоза, мг*мин/м3

-

6. 5

Класс опасности

4

[1]

7.

Реакционная опасность

Отсутствует

[1]

8.

Запах

Резкий специфический

9.

Коррозионная активность

Определяется, в основном, содержанием меркаптанов — тиоспиртов (R-SH), сероводорода и элементарной серы. Меркаптаны вызывают коррозию кобальта, никеля, свинца, олова, меди, серебра,

[1]

кадмия с образованием меркаптанов металла типа Ме (SR)2. Сероводород вызывает коррозию железа, свинца, меди, серебра с образованием сульфидов. Элементарная сера вызывает коррозию меди и серебра с образованием сульфидов.

10.

Меры предосторожности

Хранить в герметичной таре, вдали от открытых источников огня. При работе применять средства защиты. Помещения оборудуются вытяжной вентиляцией.

[1]

11.

Информация о воздействии на людей и окружающую среду

Раздражает слизистую оболочку и кожу человека, вызывая ее поражение и возникновение кожных заболеваний. Длительный контакт увеличивает степень риска заболевания органов дыхания у человека.

[1]

12.

Средства защиты

Спецодежда из брезента, резиновые сапоги, фильтрующий противогаз марки А, изолирующие, защита кожи рук пастами типа «биологических перчаток», казеиновой эмульсией, пастой ПМ-1.

[1]

13.

Меры перевода вещества в безвредное состояние

Герметизация емкости, предотвращение перегрева и образования паров. При проливах — засыпать песком, собрать

[1]

14.

Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества

Образующуюся массу в герметически закрывающуюся тару и вывезти для уничтожения; место пролива пропарить водным паром или водой с мылом.

Средства пожаротушения:

1) при крупных проливах — пена, порошок ПСБ-3;

2) в помещении — системы объемного пожаротушения;

3) для небольших очагов возгораний — применение углекислотных огнетушителей, ПСБ

[1]

При попадании мазута на открытые участки тела необходимо его удалить и обильно промыть водой с мылом или моющим средством; при попадании на слизистую оболочку глаз — обильно промыть теплой водой.

3.2 Данные о технологическом и аппаратурном оформлении

3.2.1 Краткое описание технологического процесса и принципиальная технологическая схема с обозначением основного технологического оборудования

На нефтебазу мазут поступает в железнодорожных цистернах по железнодорожным эстакадам № 1и № 2 (блок 1 и блок 2), которые оснащены устройствами, обеспечивающими нижний слив из цистерн. Слив мазута производится из одной — семи цистерн в прирельсовый обогреваемый паром желоб, из которого мазут самотеком поступает в подземный железобетонный резервуар. В резервуаре продукт разогревается паром до 40−50С, а затем по обогреваемым паром технологическим трубопроводам идет в теплообменники 1 и 2. Оттуда в центральную насосную станцию, где тремя поршневыми насосами Н-1, Н-2, Н-3 (блок3) мазут перекачивается в резервуары хранения № 21, 27,28,29,31,34,30 и 125 (блок5). Мазут, приходящий на эстакаду № 2 блок2), также сливается в железобетонный резервуар, а затем по трубопроводам перекачивается 2-мя шестеренчатыми насосами в насосную станцию Мазут-2 (блок4), а также может идти на ЦНС. Далее по трубопроводам он поступает в резервуары хранения № 28,27,21 и 31 (блок 5). В резервуар № 35 осуществляется прием нефтеводы.

Хранение мазута производится в 4-ех теплоизолированных обогреваемых паром резервуарах № 21,27,28,31 вместимостью 5000 куб. м, 2 резервуара вместимостью 2000 куб. м — № 30 и № 125, а также в двух резервуарах вместимостью 400 и 20 000куб.м. № 34 и № 29. В резервуарах хранения производится дополнительный разогрев мазута до температуры 60−90С и отстой для отделения воды. На эти операции требуется 5−6 суток.

Часть мазута по трубопроводам через две РГС и насос Н-30 поступает в отдельные резервуары № 42,97,95,96, емкостью 200 куб. м., а оттуда уходит в котельную (блок 6), предназначенную для нужд предприятия.

Мазут отгружается из резервуаров хранения автомобильным транспортом (блок 7). Налив автоцистерн происходит с помощью двух стояков. Отпуск обеспечивается двумя винтовыми насосами центральной насосной станции. Технологическая схема производства представлена в приложении А.

3.2.2 План размещения оборудования

План размещения основного технологического оборудования, в котором обращаются опасные вещества, представлен в Приложении Б.

3.2.3 Перечень основного технологического оборудования, в котором обращаются опасные вещества

Перечень основного технологического оборудования, в котором обращаются опасные вещества представлен в таблице 3.

Таблица 3

Перечень основного технологического оборудования, в котором обращаются опасные вещества

№ п/п

Наименование технологического оборудования

К-во, штук

Расположение

Назначение

Техническая характеристика

1

Ж/д цистерна для перекачки мазута

7+8

Сливо-наливная ж/д эстакады № 1 и № 2

Блок 1

Блок 2

Транспортировка мазута

Модель 15−1002

Грузоподъемность -60т

Полезный объем цистерны — 71,7 м3

Диаметр котла — 3 м

Длина котла — 10,774 м

2

Установка для нижнего слива мазута

7+8

Сливо-наливная ж/д эстакады № 1 и № 2. Блок 1,

Блок 2

Слив из ж/д цистерн мазута

Модель УСН-175ГМ

Диаметр условного прохода -175 мм

Длина — 4,2 м

3

Резервуар надземный, металлический, вертикальный, РВС-5000

4

Блок 5

Хранение мазута

Объем — 5000 м3

Габаритные размеры корпуса — Диметр — 12.8 м высота — 12 м

4

Резервуар надземный, металлический, вертикальный РСВ-2000

3

Блок 5

Хранение мазута

Объем — 2000 м3

Габаритные размеры корпуса —

Диметр — 10.4 м высота -12 м

5

Резервуар надземный, металлический, вертикальный РСВ-400

2

Блок 5

Хранение мазута

Объем — 400 м³

Габаритные размеры корпуса —

Диметр -6 м высота — 9 м

6

Резервуар надземный, металлический, вертикальный РСВ-200

4

Блок 6

Хранение мазута

Объем — 200 м³

Габаритные размеры корпуса —

Диметр — 5 м высота — 9 м

7

ЭПН-85/8, поршневой

2

Блок 3

Перекачка мазута

Производительность Q=85 м3/ч

Давление Р=0,8 МПа

8

Поршневой «борец»

4

Блок 3

Перекачка мазута

Производительность Q=160 м3/ч

Давление Р=0,8 МПа

9

Винтовой

2

Блок 3

Перекачка мазута

Производительность Q=375 м3/ч

Давление Р=1,0 МПа

10

Поршневой ЭНП-125/10

2

Блок 3

Перекачка мазута

Производительность Q=125 м3/ч

Давление Р=1,0 МПа

11

Винтовой

2

Блок 3

Перекачка мазута

Производительность Q=60 м3/ч

Давление Р=2,5 МПа

12

Шестеренчатый

2

Блок 3

Перекачка мазута

Производительность Q=38 м3/ч

Давление Р=0,3 МПа

13

Шестеренчатые

2

Блок 4

Перекачка мазута

Производительность Q=38 м3/ч

Давление Р=0,3 МПа

14

Теплообменник пластинчатый одноходовой TL 650

4

Блок 1

Блок 4

Подогрев нефтепродуктов

Q=200м3/ч, Рмах=10 бар, число пластин 10 шт, F=59,4 м²

15

Стояки верхнего налива АСН-100

3

Блок 7

Налив мазута в а/ц

Длина 6 м, Q=150м3/ч, Ду=100мм, Рраб=1 МПа

16

Трубопровод (коллекторы)

2

Блок 1 и 2

Подача мазута из ж/д цистерны до задвижек на выходе ж/д эстакады 1и 2

Длина 120 м

Диаметр сливной Ду=150 мм

17

Трубопровод (ж/д эстакада 1 — ЦНС)

4

Блок 1

Подача мазута от задвижек на выходе ж/д

эстакады до задвижек на входе в ЦНС

Длина 40 м

Диаметр сливной 150 мм

18

Трубопровод (ЦНС — резервуарный парк)

6

Блок 5

Подача мазута от задвижек на выходе из ЦНС до задвижек на входе в резервуарный парк

Длина 40 м

Диаметр напорный 150 мм

Диаметр расходный 150 мм

19

Трубопровод (резервуарный парк — котельная)

3

Блок 6

Подача мазута от задвижек на выходе из резервуарного парка до задвижек в котельную

Длина 40 м

Диаметр расходный 150 мм

20

Трубопровод (резервуарный парк — стояки налива мазута)

3

Блок 7

Подача мазута от задвижек на выходе из резервуарного парка до задвижек на стояках налива

Длина 60 м Диаметр расходный 150 мм

21

Трубопровод (ж/д эстакада № 2 — ЦНС)

1

Блок 2

Подача мазута от задвижек на выходе ж/д эстакады до ЦНС

Длина 35 м

Диаметр сливной 150 мм

22

Трубопровод (ж/д эстакада № 2 — насосная Мазут-2)

2

Блок 2

Подача мазута от задвижек на выходе ж/д эстакады до насосной Мазут-2

Длина 20 м

Диаметр сливной 150 мм

23

Трубопровод (насосная Мазут-2 — резервуарный парк)

1

Блок 4

Подача мазута от задвижек на выходе из насосной мазут-2 до задвижек на входе в резервуарный парк

Длина 90 м

Диаметр напорный 150 мм

Диаметр расходный 150 мм

3.2.4 Разделение производства на блоки

Технологическими блоками являются условно выделенные части технологических объектов, в которых обращаются опасные вещества с размещенным на них оборудованием, материалами, запорной и отсекающей арматурой с учетом выполняемых технологических операций. Критерием выбора является наличие обращающихся опасных веществ и опасность выполняемых технологических операций. Границами блоков при условном секционировании технологических схем нефтебазы «Красный нефтяник» принята ручная запорная арматура, установленная на трубопроводах, как по прямому, так и по обратному потоку рабочих сред.

При выделении отдельных блоков учитывались также:

— вместимость блоков по опасным веществам;

— массовые потоки опасных веществ, влияющие на энергетические показатели взрывопожароопасности блоков, значения радиусов зон разрушения при воздействии ударной волны и зон поражения при выбросах опасных веществ;

— характерные особенности, связанные с гидродинамическими и тепломассообменными процессами, параметрами технологического процесса и свойствами обращающихся веществ;

— взаимное положение блоков с точки зрения влияния друг на друга в аварийной ситуации.

В результате разделения технологической схемы нефтебазы «Красный нефтяник» на блоки выделены следующие:

Блок 1 — сливо-наливная эстакада № 1

Блок 2 — сливо-наливная эстакада № 2

Блок 3 — центральная насосная станция

Блок 4 — насосная станция Мазут-2

Блок 5 — резервуарный парк

Блок 6 — котельная

Блок 7 — автомобильная станция налива

Блок 1 (рисунок 1)

Блок № 1 — железнодорожная эстакада № 1, здесь осуществляется прием мазута из железнодорожных цистерн. Количество одновременно сливаемых 50−60 тонных цистерн составляет 5 единиц. Максимальная производительность слива в сутки составляет 900 тонн.

Эстакады оснащены установками нижнего слива: УСН-175. Слив мазута производится в прирельсовый обогреваемый паром желоб, из которого мазут самотеком поступает в подземный железобетонный резервуар. В резервуаре продукт разогревается паром до 40−50°С, а затем по обогреваемым паром технологическим трубопроводам (Ду 150) идет в теплообменники № 1 и № 2. Оттуда по технологическим трубопроводам (Ду150) мазут поступает в центральную насосную станцию (блок 3).

Рисунок 1 — Технологическая схема блока № 1

Рисунок 2 — Технологическая схема блока № 2

Блок 2 (рисунок 2).

Блок 2 — железнодорожная эстакада № 2 здесь также как и в блоке 1, осуществляется прием мазута из железнодорожных цистерн. Количество одновременно сливаемых 50−60 тонных цистерн составляет 5 единиц. Максимальная производительность слива в сутки составляет 900 тонн.

Эстакады оснащены установками нижнего слива: УСН-175. Слив мазута производится в прирельсовый обогреваемый паром желоб, из которого мазут самотеком поступает в подземный железобетонный резервуар. В резервуаре продукт разогревается паром до 40−50°С, а затем по обогреваемым паром технологическим трубопроводам (Ду 150) мазут поступает в насосную станцию мазут-2 (блок 4), либо по технологическим трубопроводам (Ду150) в центральную насосную станцию (блок3).

Рисунок 3 — Технологическая схема блока № 3

Блок 3 (рисунок 3)

Блок 3 — центральная насосная станция, здесь осуществляется перекачка мазута, поступающего из железнодорожных цистерн ж/д эстакады № 1 блока 1, в резервуарный парк (блок 5) для дальнейшего хранения.

Из блока 1 мазут перекачивается двумя поршневыми насосами Н-1 и Н-2, производительностью Q=85м3/ч, и одним — Q=160 м3/ч — Н-3.

Из блока 2 также поршневыми насосами Н-4 и Н-5 с производительностью Q=160 м3/ч.

Чтобы попасть в резервуары для хранения мазут проходит через винтовые насосы Н-7 и Н-8, производительностью Q=375 м3/ч и Н-24 производительностью Q=60 м3/ч, также поршневые Н-4 и Н-5 с производительностью Q=160 м3/ч.

Для подачи на стояки № 1 и № 2 налива в автоцистерны (блок 7) используются винтовые насосы Н-25 и Н-24, с производительностью Q=60 м3/ч. А для подачи на стояк № 3 налива в автоцистерны используется шестеренчатые насосы Н-41 и Н-42, с производительностью Q=38 м3/ч.

Рисунок 4 — Технологическая схема блока № 4

Блок 4 (рисунок 4).

Блок 4 — насосная станция Мазут-2, здесь осуществляется перекачка мазута, поступающего с железнодорожной эстакады № 2 (блок 2) в парк резервуаров для хранения.

Из блока 2 мазут сначала поступает в теплообменные аппараты № 3 и № 4, а затем перекачивается двумя шестеренчатыми насосами Н-8 и Н-9, с производительностью Q=38 м3/ч в парк резервуаров (блок5).

Блок 5 (рисунок 5).

Блок 5 — резервуарный парк, здесь осуществляется хранение мазута. Этот процесс производится в четырех теплоизолированных обогреваемых паром резервуарах № 21, № 27, № 28 и № 31, вместимостью 5000 куб. м., в двух резервуарах вместимостью 2000 куб.м. — № 30 и № 125, а также в двух резервуарах вместимостью 400 и 2000 куб.м. — № 34 и № 29.

Рисунок 5 — Технологическая схема блока № 5

В резервуарах хранения производится дополнительный разогрев мазута до Т=60−90єС и отстой для отделения воды. На эти операции требуется 5−6 суток.

Поступает в резервуар парк мазут из центральной насосной станции (блок 3), а также из насосной станции мазут-2 (блок 4).

Рисунок 6 — Технологическая схема блока № 6

Блок 6 (рисунок 6).

Блок 6 — котельная — здесь происходит сжигание мазута.

Из резервуарного парка (блок 5) продукт перекачивается 4-мя насосами Н-31, Н-28, Н-29, Н-30 в отдельные резервуары, вместимостью 200 куб. м., затем поступает в РГС-75 № 114 и № 115 и оттуда в котельную.

Котельная используется для нужд предприятия — отопления и обогрева технологического оборудования.

Рисунок 7 — Технологическая схема блока № 7

Блок 7 (рисунок 7).

Блок 7 — автомобильная станция налива, здесь происходит налив мазута в автоцистерны. Станция оснащена устройствами верхнего слива. Имеется 2 стояка — № 1 и № 2. Сюда поступает мазут из центральной мазутной станции.

3.2.4.1 Оценка уровня взрывоопасности. Расчет энергетического потенциала

Определение категорий взрывоопасности технологических блоков осуществляется в соответствии с ПБ 09−540−03 и Методическим пособием «Методика количественной оценки уровня взрывоопасности технологических блоков по величине общего энергетического потенциала взрывоопасности».

В соответствии с ПБ 09−540−03 энергетический потенциал определяется как сумма следующий величин:

1. Энергетический потенциал взрывоопасности (кДж) блока определяется полной энергией сгорания парогазовой фазы, находящейся в блоке, с учетом величины работы ее адиабатического расширения, а также величины энергии полного сгорания испарившейся жидкости с максимально возможной площади ее пролива.

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

Но учитывая то, что температура вспышки мазута равна 110 оС, а в данном

технологическом процессе максимальная температура составляет 90оС, пары, с такой температурой, которая может привести к взрыву паровоздушной смеси, не образуются, а следовательно энергетический потенциал в данной работе не рассчитывается.

3.2.5 Данные о распределении опасных веществ по блокам

Распределение опасных веществ в оборудовании приведено в таблице 4.

Таблица 4

Данные о распределении опасных веществ по оборудованиям и блокам

Технологический блок, Оборудование

Количество опасного вещества (тонн)

Физические условия содержания опасного вещества

Наименование блока

Наименование оборудования, № на схеме, опасное вещество

Кол-во единиц оборудов.

В единице оборудов.

В блоке

Агрегатное состояние

Давление, МПа

Темпера-тура, °С

Блок 1

Ж/д цистерна

7

60

420

Жидкость

Атм.

+20

Блок 2

Ж/д цистерна

8

60

480

Жидкость

Атм.

+20

Блок 3

Насос

14

0. 267

3. 738

Жидкость

Атм.

+20

Блок 4

Насос

2

0. 267

0. 534

Жидкость

Атм.

+20

Блок 5

Резервуар РВС 5000, емк. № 21,27,28,31

4

4080

16 320

Жидкость

Атм.

+20

Резервуар РВС 2000, емк. № 29,30,125

3

1632

4896

Жидкость

Атм.

+20

Резервуар РВС 400, емк. № 34,35

2

326

652

Жидкость

Атм.

+20

Всего: 21 868

Блок 6

Резервуар РГС-75, емк. № 114,115

2

68. 5

137

Жидкость

Атм.

+20

Блок 7

Трубопровод

3

0. 943

2. 829

Жидкость

Атм.

+20

3.2.6 Описание технических решений по обеспечению безопасности

Решения по исключению разгерметизации оборудования и предупреждению аварийных разливов нефтепродуктов

Решения по исключению разгерметизации оборудования и предупреждению аварийных разливов нефтепродуктов включают:

? обвалование резервуаров;

? применение системы автоматического контроля за уровнем топлива в автоцистерне;

? применение задвижек между всеми основными компонентами технологического блока;

? постоянный контроль за уровнем нефтепродуктов в резервуарах. При самопроизвольном падении уровня в резервуаре со скоростью, превышающей скорость естественного испарения, производится слив нефтепродуктов в резервный резервуар, выяснение причин падения уровня и ремонт резервуара в соответствии с действующими нормами и правилами;

? Осуществлять постоянный контроль за выполнением рабочих инструкций;

? Своевременно производить техническое освидетельствование оборудования и КИП.

Решения, направленные на предупреждение развития промышленных аварий и локализацию выбросов опасных веществ.

Основными источниками выбросов углеводородов являются резервуары с нефтепродуктами, железнодорожные эстакады для слива-налива нефтепродуктов и автоматизированная система налива нефтепродуктов в автоцистерны.

Для предупреждения развития промышленных аварий и локализации выбросов опасных веществ на нефтебазе используется:

? В целях исключения растекания нефтепродукта при авариях, каждая группа резервуаров имеет обвалование, соединенное с промышленно-ливневой канализацией, что исключает возможность выхода пролитого продукта за пределы территории предприятия.

? Промышленно-канализационной сетью на нефтебазе оборудованы насосные станции нефтепродуктов, железнодорожные сливо-наливные эстакады, наливные эстакады нефтепродуктов, резервуарный парк, лаборатория, котельная.

? Резервуары и основания под резервуары выполнены в соответствии с типовыми проектами, исключающими возможность попадания нефтепродуктов в грунтовые воды.

? Технологический персонал ежемесячно проводит осмотр технологического оборудования и резервуаров. На предприятии имеются приборы для определения загазованности рабочих мест. Определение загазованности рабочих мест осуществляется по графику, утвержденному главным инженером, и по мере необходимости.

Все эксплуатируемые резервуары оснащены необходимым оборудованием в соответствии с проектами и правилами эксплуатации.

Для защиты от прямых ударов молнии резервуарный парк оснащен молниеприемниками, размещенными на крышах резервуаров.

Для защиты от статического электричества резервуары оборудованы заземляющими устройствами.

Для защиты днищ резервуаров от коррозии использована электрохимическая (катодная) защита.

Резервуары расположены группами. Каждая группа обнесена земляным валом (обвалованием) высотой не менее 1,5 м, ширина которого у вершины составляет не менее 0,5 м, а у основания — не менее 3,5 м.

Свободный от застройки объем обвалований определен расчетом, и соответствует объему разлившегося нефтепродукта из одного наибольшего в группе резервуара.

Каждая группа обвалований соединена с промышленно-ливневой канализацией. На выпусках из обвалованных территорий дождеприемные колодцы оборудованы запорными устройствами (хлопушками). нормальное ее положение — закрытое.

В случае попадания в колодец нефтепродуктов (в результате аварии) их откачивают в отдельную емкость для исключения попадания нефтепродуктов в канализационную сеть.

Все резервуары оборудованы дыхательной аппаратурой.

Металлические и железобетонные резервуары для хранения нефтепродуктов, в частности мазута, следует зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования [6].

Отстой воды и загрязнений из резервуаров следует удалять не реже одного раза в год [6].

Для экологического и производственного контроля на нефтебазе имеется химическая лаборатория, аттестованная на проведение анализов сточных вод. Их анализ производится в соответствии с утвержденной схемой. Кроме того 1 раз в квартал отбор проб сточных вод производит ГУП «Водоканал».

Отходы от очистных сооружений, зачистки резервуаров вывозятся на полигон «Красный бор», строительный и бытовой мусор вывозится на городскую свалку. Площадки под отходы оборудованы в соответствии с требованиями действующей документации.

Решения по обеспечению взрывопожаробезопасности.

Для организации мер по противопожарной защите нефтехранилища, ликвидации загораний имеется пожарная команда со штатной численностью 24 человека. Работа пожарной команды организована круглосуточно в 4 смены.

На вооружении пожарного расчета имеется:

— система противопожарного водоснабжения;

— пожарные водоемы;

— стационарные системы пенного пожаротушения резервуаров;

— для охлаждения железнодорожных цистерн на железнодорожном фронте слива-налива установлены лафетные стволы;

— первичные средства пожаротушения;

— большая часть объектов нефтехранилища оборудованы автоматической пожарной сигнализацией;

— в насосных станциях, на ж/д эстакадах, на автоматизированной станции налива нефтепродуктов в автоцистерны применяется оборудование, электроустановки, средства связи и сигнализации, освещение, рубильники и выключатели во взрывобезопасном исполнении, аппаратура и оборудование, предназначенные для питания электродвигателей, установлены вне взрывоопасных зон, для аварийного отключения электродвигателей по месту установлены кнопки во взрывобезопасном исполнении, освещение выполнено светильниками во взрывобезопасном исполнении, зануление электрооборудования выполнено отдельной жилой кабеля, в осветительных цепях отдельным проводником;

— при выполнении работ на территории резервуарного парка, железнодорожной эстакады, автоматизированной станции налива, в насосных станциях применяется инструмент только из материалов, исключающих искрообразование;

— применяется система заземления транспортных средств и молниеотводов;

— осуществляется постоянный контроль состояния противопожарного оборудования автоцистерн; предусмотрено дежурство пожарного расчета при проведении всех сварочных работ на территории предприятия;

— резервуары с нефтепродуктами снабжены такими устройствами, обеспечивающими пожаровзрывобезопасность, как предохранительные и дыхательные клапаны;

— производственные и вспомогательные здания оснащены автоматической пожарной и охранной сигнализацией;

— нефтебаза располагает запасом пенообразователя 1,5 тонны.

3.3 Анализ риска

3.3.1 Анализ известных аварий

Перечень аварий и неполадок, имевших место на декларируемом объекте.

Анализ опасности технологических блоков объекта проводился в соответствии с требованиями Методических указаний «О порядке разработки плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) на химико-технологических объектах» [7].

За время существования и функционирования ООО ПТК «Терминал» на нефтебазе «Красный нефтяник» аварий не зарегистрировано.

Перечень аварий, имевших место на других аналогичных объектах, и аварий, связанных с обращающимися опасными веществами

Данные об известных авариях, связанных с обращающимися опасными веществами, представлены в таблице 5

Таблица 5

Дата и место

Вид аварии (неполадки)

Описание и основные причины

Масштабы развития аварии, максимальные зоны действия поражающих факторов

Число пострадавших, ущерб

24. 11. 2000

Г. Санкт-Петербург, эстакады слива-налива темных нефтепродуктов ООО «КИНЕФ»

Сход с рельс ж/д цистерны

Сход с рельс одной колесной пары порожней ж/д цистерны на стрелке перед эстакадой вследствие неисправностей ж/д пути

Нет данных

Погибших и пострадавших нет

06. 04. 2001

Г. Санкт-Петербург, резервуарные парки темных нефтепродуктов и нефти ООО «КИНЕФ»

«Хлопок» в резервуаре с последующим загоранием

Разогрев нефтепродукта в коробе. Конструктивные недостатки коробов не позволяют качественно подготовить их к ремонту

Нет данных

Погибших и пострадавших нет

04. 01. 2002

Московский нефтеперерабатывающий завод

на одной из установок вспыхнул пожар. Ему был присвоен самый высокий пятый номер сложности.

Данных нет

Данных нет

4 человека

27. 10. 2003

ОАО"Ангарская нефтехимическая компания"

Пожар в резервуаре

В резервуарном парке товарно-сырьевого производства на резервуаре РВС-2000 произошло возгорание. Причина — нарушение технологического регламента

Информация о масштабах развития аварии и о зонах действия поражающих факторов отсутствует

Информация о погибших и ущербе отсутствует

Дата и место

Вид аварии (неполадки)

Описание и основные причины

Масштабы развития аварии, максимальные зоны действия поражающих факторов

Число пострадавших, ущерб

15. 06. 2005, Тверская область

Железнодорожная катастрофа в Тверской области, 500 т мазута из 10 цистерн вылились в грунт

15 июня 2005 г в результате железнодорожной катастрофы в Тверской области 500 т мазута из 10 цистерн вылились в грунт. В акваторию рек Гостюшка, Вазуза и волга попало около 2 т мазута. Авиация МЧС использовала 89 т

В акваторию рек Гостюшка, Вазуза и Волга попало около 2 т мазута

Ущерб, нанесенный Тверской области, составил более 100 миллионов рублей

01. 10. 2008

Г. Ростов-на-Дону

В Ростовской области разлилось 30 т нефтепродуктов

1 октября 2008 г з0 т нефтепродуктов разлились в Ростовской области в результате опрокидывания автоцистерны. Возгорания не произошло.

Данные отсутствуют

Погибших и пострадавших нет

16. 04. 2009

Г. Пермь

Разрыв на магистральном нефтепроводе

16 апреля 2009 г в Чусовском районе Пермского края произошел разрыв магистрального нефтепровода.

Площадь пролива составляет 1,2 м2, объем — 63 м3

Погибших и пострадавших нет

03. 06. 2010

Г. Санкт-Пертербург, Гатчинский район

Пожар

03 июня 2010 г. В Гатчинском районе на нефтебазе ЛВЖ-701 загорелась ректификационная колонна по переработке газового конденсата. Затем разорвался отводящий трубопровод с мазутом, в последствии разлившийся на площади 60 м2 мазут загорелся.

Данных нет

Погибших и пострадавших нет

22. 01. 2011

Г. Санкт-Петербург

Пожар в резервуаре

22 января 2011 г. На территории нефтебазы «Лен Нефтепродукт» загорелась стена резервуара объемом 700 м3.

Пожару был присвоен 2-ой номер сложности по 5-ти бальной шкале.

Пострадал один сотрудник нефтебазы

Анализ аварийных ситуаций, связанных с нефтепродуктами, показывает, что на каждую тысячу резервуаров с нефтепродуктами в России в год приходится один пожар.

Как свидетельствует статистика, около 50% пожаров происходит по причине перелива наполняемого резервуара. Как правило, сценарий развития пожара примерно одинаков для всех происшедших пожаров. Продукт разливается в пределах обвалования. Ночная безветренная погода способствует загазованности территории. Около 25% приходится на аварии на железнодорожных эстакадах и 25% - на аварии связанные с автоцистернами.

3.3.2 Анализ условий возникновения и развития аварий

3.3.2.1 Определение возможных причин и факторов, способствующих развитию аварий

Применительно к условиям нефтебазы «Красный нефтяник» возможными причинами разрушения технологического оборудования, приводящими к возникновению и развитию аварийных ситуаций, являются:

1. Железнодорожные эстакады.

Нарушение герметичности котла цистерны:

— при механическом нарушении целостности котла цистерны;

— при коррозии корпуса котла цистерны;

— при нарушении прочностных характеристик материала корпуса котла цистерны (перенапряжение металла);

— при реализации внешних опасностей (разлет осколков взорвавшегося вблизи объекта, удар по котлу тяжелым предметом, аварийная ситуация на железнодорожных путях, диверсия и т. д.);

— при недостаточной герметизации шарнирных колен во время нижнего слива топлива;

— при верхнем сливе железнодорожной цистерны.

2. Насосные

Нарушение герметичности оборудования, подводящего жидкое топливо к насосам (коллектор, трубопроводы):

— при разгерметизации трубопроводов;

— при внезапной остановке насоса;

— повышение/понижение давления в трубопроводах;

— при коррозии трубопроводов коллектора;

— при недостаточности уплотнений;

— в результате внешних воздействий;

— при быстром закрытии или открытии запорных и регулирующих устройств (гидравлический удар);

— при попадании воздуха вследствие потери герметичности трубопроводов, коллектора;

Разгерметизация насосов:

— при коррозии;

— при недостаточной степени герметичности уплотнений;

— при повышении давления жидкости;

— в результате внешних воздействий.

Механические неисправности отдельных деталей и узлов насосов:

— заводской брак;

— старение;

— коррозия;

— разрушение при повышенной вибрации.

3. Резервуарный парк.

Разгерметизация резервуара:

— в результате искажения формы оболочки из-за низкого качества ее монтажа или некачественного исполнения фундамента;

— в результате коррозии корпуса;

— при дефектах сварных соединений;

— в результате деформации корпуса при большой разнице температур внутри и снаружи резервуара;

— при неравномерном оседании основания, вызванного, например, эрозией или промерзанием грунта;

— при разрыве несущего слоя основания и повреждения днища коррозией или примесями с абразивными свойствами;

— в результате воздействия внешних причин (авария на соседнем блоке, диверсия и т. д.)

Образование и накопление зарядов статического электричества:

— при наличии в нефтепродуктах примесей с диэлектрическими свойствами;

— при повышении скорости перекачки допустимого уровня;

— при воздействии атмосферного электричества.

4. Посты налива.

Разгерметизация автоцистерны:

— в результате коррозии корпуса;

— в результате транспортной аварии;

— в результате разрушения запорной арматуры на автоцистерне;

— в результате воздействия внешних причин (авария на соседнем блоке, диверсия и т. д.);

— в результате ошибки оператора и переливе.

5. Технологические трубопроводы.

— при коррозии трубопроводов;

— при недостаточности уплотнений;

— в результате внешних воздействий;

— при нарушении прокладок фланцевых соединений;

— при разрушении сварных швов или основного металла;

— при разрушении несущих опор.

3.3.2.2 Определение типовых сценариев

Под сценарием аварии в соответствии с РД 03−357−00 понимается последовательность отдельных логически связанных событий, обусловленных конкретным инициирующим событием, приводящих к аварии с конкретными опасными последствиями. [3]

Возможные аварийные ситуации на нефтебазе «Красный нефтяник» могут возникнуть в результате разгерметизации оборудования по причинам, которые можно условно объединить в следующие группы.

1. Отказы (неполадки) оборудования:

? коррозия оборудования и трубопроводов;

? физический износ, механические повреждения, температурная деформация оборудования и трубопроводов;

? отказы приборов контроля и автоматики.

2. Ошибочные действия персонала:

? ошибки при пуске и остановке оборудования;

? ошибки при проведении ремонтных, профилактических и других работ.

3. Внешние воздействия техногенного или природного характера:

? грозовые разряды и разряды от статического электричества;

? попадание оборудования в зону действия поражающих факторов аварий, происшедших на соседнем оборудовании и объектах;

? смерчи и ураганы.

Из перечисленных выше причин возникновения аварийных ситуаций инициирующим событием может быть любая причина.

Разгерметизация оборудования приводит к аварийному процессу, при котором опасные вещества, обращающиеся в технологических процессах, технологическое оборудование вовлекаются в не предусматриваемые технологическим регламентом процессы (прежде всего физико-химические) — взрывы и пожары, и создают поражающие факторы — ударные и тепловые нагрузки для персонала объекта, населения и окружающей среды, а также самого объекта. [2]

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой