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 3

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЦЕССА ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАР 5

1.1 Характеристика ЛПДС «Cуджа» 5

1.2. Характеристика перекачиваемой нефти  8

1.3 Наиболее опасные объекты ЛПДС «Суджа» 9

1.3.1.Насосные по перекачке нефти 9

1.3.2.Склады нефти и нефтепродуктов, резервуарные парки 11

2. АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ОПАСНОСТИ 19

2.1. Построение «дерева происшествий» 19

2.2. Построение «дерева событий» 21

2.3. Анализ деревьев 28

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 31 
 
 
 

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                   
 

Таблица №2

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.