2.2.4.Системы обеспечения безопасности при реализации экономических и инфраструктурных проектов
Для уменьшения рисков, возникновения аварийных ситуаций обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов на производственном объекте ЦППН Тевлинско–Русскинского месторождения, предусмотрены конструктивные, объемно–планировочные, инженерно–технические решения, имеющие природоохранную направленность, способствующие максимальному сохранению всех компонентов природной среды в естественном состоянии, а именно:
- внедрено высокопроизводительное и экологическое оборудование;
- установлены обвалования кустов скважин с целью локализации возможных разливов нефти;
- применяются герметизированные системы сбора и транспорта нефти;
- используются автоматизированные систем контроля и управления за процессом добычи и транспорта нефти;
- применяются системы автоматической блокировки и предохранительных устройств на технологическом оборудовании, работающем под давлением;
- применяются технологическое оборудования в блочном исполнении, заводского изготовления;
- применяется оборудование и арматура, на давление, превышающее расчетное;
- управление технологическим процессом осуществляется с помощью средств автоматики;
- в трубопроводных системах транспорта нефти повышенная толщина стенки относительно расчетной;
- используются системы неразрушающего контроля сварных соединений трубопроводов и несущих конструкций нефтепромысловых объектов;
- применяются антикоррозионная защита трубопроводов и оборудования;
- оборудование резервуарного парка товарной нефти находится в бетонном каре, что позволит значительно уменьшить площадь разлива нефти при разгерметизации резервуара;
- созданы действующие системы экологического мониторинга и состояния природной среды;
- проводится регулярно производственно–экологической контроль производственных объектов.
Для предотвращения разлива нефти в случае порыва и уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду межпромысловый нефтепровод оборудован:
- системой обнаружения утечек;
- системой телемеханики;
- по трассе нефтепровода предусмотрена установка электроприводных задвижек.
Для контроля за процессом коррозии в процессе эксплуатации трубопровода по трассе нефтепровода на расстоянии от 20 до 25 км друг от друга предусмотрены узлы контроля скорости коррозии.
Установленная система телемеханики на межпромысловом нефтепроводе многофункциональная. По надежности система телемеханики линейной части нефтепровода соответствует требованиям ГОСТ 26.205–88 [4]. По достоверности передаваемой информации система телемеханики соответствует первой категории. Система телемеханики в процессе эксплуатации не оказывает вредного влияния на окружающую среду. Внедрение системы телемеханики позволяет:
- повысить оперативность управления технологическим оборудованием и уменьшить вероятность возникновения неконтролируемых аварий (разливов нефти, возгораний, взрывов), которые могут нанести значительный ущерб окружающей среде и привести к гибели людей;
- увеличить количество контролируемых технологических параметров;
- повысить надежность функционирования технических средств.
Унифицированная система обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе предназначена:
- для непрерывного контроля герметичности (обнаружения утечек и несанкционированного доступа);
- определения точного места подключения с оценкой величины расхода нефти.
Система обнаружения утечек построена на регистрации импульса давления при возникновении утечки. При использовании данной системы обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе позволяет:
- сократить время от момента возникновения утечек до остановки перекачки;
- сократить время ликвидации утечки за счет точного указания места разрыва;
- снизить вероятность ошибок управления за счет автоматизации функций контроля и состояния нефтепровода.
Благородя внедрению на опасном производственном объекте ЦППН Тевлинско–Русскинского месторождения современных автоматизированных системам контроля безопасности производственной деятельности по добыче и транспортировке нефти по трубопроводным системам позволяет снизить объемы аварийных разливов нефти при чрезвычайной ситуации. Также в ЦППН «Тевлинско–Русскинское месторождение» имеются резервы финансовых и материально–технических средств для ликвидации чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов в соответствии с требованиями действующего законодательства. Резервы финансовых средств находятся на текущем счете ЦППН Тевлинско–Русскинского месторождения.
2.3. Определение возможных сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций
2.3.1. Краткое описание технологического процесса
Технологический процесс подготовки товарной нефти на ЦПС Тевлинской группы месторождений включает в себя разгазирование и обезвоживание водонефтяной эмульсии.
Газированная жидкость с кустовых площадок ЦДНГ–4 и площадок сепарации нефти ДНС–1, 2 Тевлинской группы месторождений и ДНС–1, 2 Северо–Кочевского месторождения (в т.ч. нефть Северо–Конитлорского и Восточно–Перевального месторождений), а также с УПСВ ДНС–3, 5, 7 Тевлинской группы месторождений и УПСВ ДНС–1 Кочевского месторождения подаётся в печи ПТБ–10/1–6, где происходит подогрев сырья до температуры от 38 до 46 0C.
Далее подогретая водонефтяная эмульсия направляется в единые технологические блоки ЕТБ–1 и ЕТБ–2, где проходит предварительную подготовку в нефтегазосепараторах первой ступени С–1/1, Е–1/1 (ЕТБ–1) и С–1/2, Е–1/2 (ЕТБ–2), а также в отстойниках О–1/1, 2, 3 (ЕТБ–1), О–1/4, 5, 6 (ЕТБ–2) и электродегидраторах ЭГ–1/1, 2 (ЕТБ–1), ЭГ–1/3, 4 (ЕТБ–2).
С блоков ЕТБ–1, 2 разгазированная обезвоженная нефть направляется на концевую сепарационную установку (КСУ), состоящую из параллельно работающих нефтегазосепараторов С–2/1–5, где происходит окончательное разгазирование нефти.
Газ, выделившийся в аппаратах блока ЕТБ–1 и на КСУ, поступает на установку подготовки газа (УПГ), находящуюся на территории ЦСТГ, а нефть из С–2/1–5 направляется в резервуарный парк, где она с технологических резервуаров РВС–10000 и РВС–20000 по линиям перетока поступает в товарные резервуары РВС–10000. В аппараты ЕТБ–2 нефть поступает в разгазированном состоянии после предварительной подготовки на УПСВ ДНС–3, 5, 7 и ДНС–1 Тевлинской группы месторождений.
При необходимости на ЕТБ–2 по существующей технологической схеме отбор газа также может быть осуществлён.
Подготовленная до требуемых кондиций нефть из товарных резервуаров РВС–10000 поступает на приём насосов внешней откачки Н–2/3–10 (блок НВО), с выхода которых направляется в систему измерения количества и качества нефти № 552 (СИКН–552), откуда учтённая товарная нефть по напорному трубопроводу направляется в магистральный нефтепровод «Холмогоры – Западный Сургут» ОАО «Сибнефтепровод» АК «Транснефть».
Резервуары РВС–10000 № 2, 4, 13 и РВС–20000 № 17 эксплуатируются в технологическом режиме, резервуары РВС–10000 № 1, 3, 14 – в товарном режиме, резервуары РВС–10000 № 15, 16 – как в товарном, так и в технологическом режимах.
Подтоварная (пластовая) вода, отделившаяся в процессе подготовки на УПН и в резервуарном парке, а также промливниевые стоки с технологических площадок направляются на очистные сооружения – в резервуары РВС–5000 № 5, 6, 7. Кроме того, неочищенная подтоварная вода с насосов внутренней перекачки Н–9/1, 2, 3 может быть возвращена в «голову» технологического процесса – в поток водонефтяной эмульсии, поступающей с ДНС–1 и далее – на подогрев в печи ПТБ–10/1–6. Кроме того, промливниевые стоки с технологических площадок направляются в подземные ёмкости Е–12/1,2, Е–25, Е–27 и далее – на очистные сооружения РВС–5000. Очистные резервуары РВС–5000 предназначены для отделения плёнки нефти от подтоварной воды и очистки воды от мехпримесей. Уловленная нефть с РВС–5000 возвращается на подготовку в технологические РВС–10000 и РВС–20000. Очищенная вода с РВС–5000 подаётся на приём насосов Н–13/1, 2, 3 (блок НПВ–1) и Н–13/5, 6, 7, 8 (блок НПВ–2), откуда перекачивается в систему поддержания пластового давления (ППД) – на кустовые насосные станции № 2 (КНС–2).
Технологическая схема ЦПС Тевлинской группы месторождений представлена в Приложении В.
2.3.2. Перечень факторов и основных возможных причин, способствующих возникновению и развитию аварий
Возможными причинами, способствующих возникновению и развитию аварий являются:
- нарушение герметичности оборудования вследствие коррозии и эрозии, гидравлического удара, физического износа, температурной деформации, усталости металла;
- отказы, разрушение и поломки оборудования, прекращение подачи энергоресурсов;
- некачественная диагностика и выявление дефектов во время эксплуатации;
- дефекты не ликвидируются из–за отсутствия или неудовлетворительного качества ремонтных работ или недооценки опасности дефектов;
- ошибки персонала при проведении технологических операций;
- отказы систем противоаварийной защиты (ПАЗ), приборов контрольно измерительных и автоматики (КИП и А);
- аварии на соседних установках.
К факторам, способствующим возникновению и развитию аварийных ситуаций относятся:
- наличие на установке большого количества пожароопасного вещества (нефти с высоким газовым фактором) создает опасность их воспламенения при аварийной разгерметизации системы;
- нахождение оборудования под избыточным давлением создает дополнительную опасность разгерметизации от повышения давления;
- наличие на установке легковоспламеняющегося попутного нефтяного газа создает опасность загазованности территории с последующим и загоранием или взрывом;
- обращение в технологическом процессе наркотических (метан, этан, пропан), удушающих (азот, диоксид углерода), отравляющих компонентов (сероводород) создает опасность поражения персонала;
- возможность возникновения химических ожогов в случае попадания химических реагентов на незащищенные кожные покровы человека;
- коррозионная активность сернистых соединений в составе нефти и газа создает дополнительную опасность разгерметизации оборудования;
- наличие в нефти агрессивных примесей, абразивных частиц, воды создает дополнительную опасность разгерметизации из–за внутренней коррозии и абразивного износа;
- накопление в аппаратах пирофорных соединений создает опасность их воспламенения в случае нарушения правил ведения газоопасных работ при ремонте и очистке оборудования;
- способность нефтепродуктов накапливать заряды статического электричества при перекачке, сливе, наливе и энергичном перемешивании может стать причиной их воспламенения;
- возможность взаимодействия нефти с открытым огнем форсунок и нагретыми конструкциями технологической печи в случае прогара ее труб;
- возможность накапливания топливного газа в топочном пространстве печи в случае погасания пламени в горелках, нарушения режима подачи топлива и несвоевременном срабатывании средств ПАЗ создает опасность воспламенения газа.
2.3.3. Определение возможных сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций
Анализ возможных причин возникновения аварий на аналогичных опасных объектах и свойств опасных веществ позволил выявить следующие возможные сценарии развития аварийных ситуаций на установке подготовки нефти и пластовой воды.
Сценарии аварий, приводящие к взрыву облака ТВС: полное (частичное) разрушение оборудования ® истечение опасного вещества (нефти, нефтепродукта, воспламеняющегося газа) ® (испарение горючей жидкости) ® образование облака ТВС ® распространение облака ТВС + источник зажигания ® взрыв облака ТВС, (для горючих жидкостей возможно образование пожара разлития) ® барическое и термическое поражение людей, сооружений и оборудования, загрязнение окружающей среды.
Сценарии аварий, приводящие к образованию пожара разлития: полное (частичное) разрушение оборудования ® истечение опасного вещества (нефти, нефтепродукта, реагента) + источник зажигания ® образование пожара разлития ® термическое поражение людей, сооружений и оборудования, загрязнение окружающей среды.
Сценарии аварий, приводящие к возгоранию внутри оборудования: источник зажигания ® внутреннее возгорание попутного нефтяного газа, паров нефтепродукта ® образование пожара по площади зеркала нефтепродукта с частичным или полным (эскалация) выгоранием ® термическое поражение людей, оборудования ® образование и распространение облака продуктов сгорания, загрязнение окружающей среды.
Сценарии аварий, приводящие к образованию факельного горения: частичное разрушение соединительного трубопровода компрессора → истечение опасного вещества (попутного нефтяного газа) + источник зажигания → образование факельного горения → термическое поражение людей, сооружений и оборудования, загрязнение окружающей среды.
Сценарии аварий, приводящие к экологическому загрязнению: полное (частичное) разрушение оборудования ® истечение опасного вещества ® загрязнение окружающей среды.
2.3.4. Определение вероятности реализации аварийных ситуаций
Любой сценарий начинается с инициирующего события (утечки различной интенсивности), которое может возникнуть с некоторой частотой. При оценке частот инициирующих событий:
- проводилась статистическая оценка неполадок и аварийных случаев по видам оборудования (краткая выборка приведена в таблице ниже);
- учитывалась возможность инициирования аварии от внешних причин (удары молний, аварии на соседних объектах и др.).
Выбросы из оборудования могут произойти по следующим причинам: разрывы или нарушения герметичности, выбросы, вызванные пожарами, поломками оборудования, предумышленными или преднамеренными действиями, выбросы, происходящие в результате переполнения оборудования, включая неадекватные действия операторов, выбросы из–за отказа загрузочных устройств или неисправностей в соединительных устройствах и т.п.
В 2015 г. добычу нефти и газа в Российской Федерации осуществляли 10 крупных холдингов и 165 нефтегазодобывающих компаний, которые представлены организациями с российским, иностранным и смешанным капиталами. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет около 160 тыс. ед. В рейтинге самых крупных российских нефтедобывающих компаний «Лукойл» занимает второе место. Добыча нефти в России за 2015 год составила 635,71 млн. тонн. Это чуть больше (на 0,6 %) показателей 2014 года. Более того прошлогодние достижения рекордные в новейшей российской истории. Больше всех углеводородов добыла компания «Роснефть» – почти 215 млн. тонн. На второй позиции «ЛУКОЙЛ» (95,6 млн. тонн). «Сургутнефтегаз» обеспечил добычу в 61,4 млн. тонн.
Анализ известных аварий, произошедших на аналогичных объектах, использующих нефть и нефтепродукты, приведен ниже.
21 октября 2015 г. на ООО «Нефтебаза Копейская» по адресу: Челябинская область г. Копейск, ул. Линейная, д. 16. Во время налива газового конденсата в автоцистерну произошел взрыв паров нефтепродукта с выбросом горящих нефтепродуктов из отсека автоцистерны.
Технические причины аварии:
- образование электростатических зарядов при наливе нефтепродуктов в автоцистерну;
- отсутствие средств защиты, срабатывающей в случае разрыва цепи заземления на останов насосов подачи нефтепродуктов.
Организационные причины аварии
- эксплуатации опасного производственного объекта без наличия лицензии;
- отсутствие информационных знаков на автоцистерне, указывающих места заземления.
06 марта 2014 г. ОАО «Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод», г. Самара. В 02:16 в цехе № 3 на комбинированной установке ЭЛОУ–АВТ 3, 5 произошла разгерметизация линии гудрона на входе в теплообменник Т–213 с последующим возгоранием. В результате повреждены сети освещения постамента, трассы КИП и силовые электрокабели.
«Гудрон, рециркулят гудрона от насоса в теплообменник» вследствие коррозионно–эррозионного износа трубопровода из–за наличия в транспортируемом продукте нафтеновых кислот.
Технические причины аварии:
- разгерметизация оборудования или трубопровода;
- коррозионно–эрозионный износ труборовода.
Организационной причиной является отсутствие своевременного выполнения технического диагностирования в объеме экспертизы промышленной безопасности трубопровода
29 марта 2014 г. при сливе светлых нефтепродуктов (нефрас) из железнодорожной цистерны в автоцистерну по временной схеме произошло воспламенение. Автомобиль выгорел, оператор получил термические ожоги нижних конечностей.
Причины: слив из цистерны и налив в автоцистерну осуществлялся вне специально устроенных сливо–наливных пунктов; технологическая схема слива–налива нефраса не обеспечивала безопасного проведения газоопасной работы из–за отсутствия системы заземления (резинотканевые рукава не были обвиты медной проволокой; не предотвращено образование опасных разрядов с нефтепродукта путем ограничения скорости ее движения), устройство для подключения насоса было установлено во взрывоопасной зоне склада, резинотканевые рукава не имели паспортов и разрешительных документов, оператор не был обеспечен антистатической одеждой.
10 апреля 2014 г. ОГУП «Чукотснаб», Чукотский АО, Иультинский район.
На складе ГСМ участка «Эгвекинот» во время расчистки снега бульдозером произошёл порыв технологического трубопровода с выбросом около 10 кубометров нефтепродуктов в окружающую среду.
Технические причины аварии: порыв участка трубопровода в поперечном направлении, непосредственно по шву, в месте стыковки труб; воздействие дополнительной нагрузки, возникшей в результате наезда на технологический трубопровод бульдозера массой 18,8 тонн, в результате чего произошел порыв сварного шва
12 февраля 2014 г. ОАО «НК Роснефть», ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания», Рязанская область. В 1750 со стороны станции Стенькино–2 на территорию ЗАО «РНПК» самопроизвольно с разрушением въездных ворот и столкновением с заводской эстакадой въехал состав. При этом были повреждены вагоны–цистерны, технологические трубопроводы, произошло истечение горючих веществ, с последующим пожаром. Площадь возгорания составила 4000 м2.
Технические причины аварии: самопроизвольный въезд состава стал возможным из–за того, что сформированный состав из 14 вагонов–цистерн на железнодорожном пути станции Стенькино–2 был закреплен только одним тормозным башмаком, который выскочил из–под колесной пары.
09 марта 2014 г. ООО «Сибирский барель», Алтайский край, с. Зональное. На площадке производства по переработке углеводородного сырья вследствие разгерметизации фланцевого соединения произошла утечка мазута и возгорание пролитого мазута. Огнём разрушены технические устройства технологического оборудования. Задержка по вине предприятия. Пострадавших нет.
Причины: разгерметизация технологического оборудования, входящего в состав теплообменного блока установки переработки углеводородного сырья «ФУС–30», произошла из–за нарушения технологического режима ведения технологического процесса переработки сырья.
21 января 2014 г. ООО «Первый Мурманский терминал», Мурманская область. На площадке нефтебазы, резервуарный парк, резервуар № 12 (2 тыс. м3) в результате возгорания газового конденсата смертельно травмирована пробоотборщик.
Причины: возгорание паровоздушной смеси и взрыв паров дистиллята газового конденсата внутри резервуара № 12 в результате искрового разряда статического электричества, образовавшегося в результате отсутствия заземления токопроводящего медного тросика пробоотборника к клеммному зажиму на корпусе резервуара.
18 февраля 2013 г. филиал «Завод по экстракции растительных масел» ООО «МЭЗ Юг Руси», г. Кропоткин, Краснодарский край. В производственном помещении экстракционного цеха произошли взрыв паров бензина с воздухом и пожар. В результате 5 работников цеха получили термические ожоги, от которых два работника скончались. В результате взрыва разрушены строительные конструкции экстракционного отделения цеха, повреждены находящиеся в производственном помещении оборудование, технологические трубопроводы, воздуховоды систем вентиляции.
Основные причины:
- нарушение технологического процесса;
- отсутствие надлежащего постоянного контроля за качеством подготовки экстрагируемого материала, повлекшие за собой нарушение технологического процесса подготовки экстрагируемого материала перед подачей к экстракции растительного масла;
- неприменение работниками средств индивидуальной защиты (фильтрующих противогазов марки);
- в ПЛАСе, разработанном филиалом «Завод по экстракции растительных масел» ООО «МЭЗ Юг Руси» не предусмотрены действия персонала в смежных цехах при возникновении аварийных ситуаций.
26 февраля 2013 г. ООО «РН–Комсомольский НПЗ», Хабаровский край, г. Комсомольск–на–Амуре, цех № 2 Комсомольского НПЗ. В топочном пространстве нагревательной печи произошло возгорание нефтепродукта.
Причина: нарушение теплового режима трубчатой печи, приведшее к перегреву змеевика печи на участке перехода из радиантной камеры в конвекционную до температуры, превышающей допустимую для стали, и разгерметизации нагревательного элемента (змеевика) печи.
Распределение по видам аварий на опасных производственных объектах нефтегазовой промышленности в 2014 – 2015 гг. представлено в таблице 2.2.
Сведения о распределении несчастных случаев со смертельным исходом, произошедших в 2014 – 2015 гг. представлены в таблице 2.3.
Таблица 2.2. Распределение по видам аварий на опасных производственных объектах нефтегазовой промышленности в 2014 – 2015 гг.
| Виды аварий | Число аварий, кол-во | |
| 2014 г. | 2015 г. | |
| Механические повреждения подземных газопроводов | 20 | 9 |
| Механические повреждения газопроводов автотранспортом | 6 | 0 |
| Повреждения в результате природных явлений | 1 | 0 |
| Коррозионные повреждения наружных газопроводов | 0 | 2 |
| Разрывы сварных стыков | 3 | 0 |
| Утечка газа, выход из строя оборудования в ГРП (ШРП), газопотребляющего оборудования | 4 | 2 |
| Взрывы при розжиге газоиспользующих установок и неисправность оборудования котла | 3 | 3 |
| Неисправность оборудования СУГ | 1 | 3 |
| Иные | 2 | 2 |
| Всего: | 40 | 21 |
Таблица 2.3. Сведения о распределении несчастных случаев со смертельным исходом, произошедших в 2014 – 2015 гг.
| Травмирующие факторы | Число несчастных случаев со смертельным исходом, кол-во | |
| 2014 г. | 2015 г. | |
| Отравления продуктами неполного сгорания газа | 2 | 3 |
| Взрыв газовоздушной смеси | 0 | 2 |
| Термическое воздействие | 0 | 1 |
| Прочие | 0 | 0 |
| Всего: | 2 | 6 |
На основании вышеизложенных данных можно сделать вывод, что к наиболее тяжелым последствиям приводят аварии, связанные с разрушением емкостей и трубопроводов, и возгоранием нефтепродуктов. Основными причинами аварий являются ошибки при ведении технологического процесса и нарушение правил техники безопасности персоналом, неисправность и изношенность оборудования.
Наиболее вероятным сценарием развития аварии может быть утечка нефтепродуктов из технологической системы, образование разлитий и взрывоопасных концентраций топливно-воздушной смеси (ТВС) с последующим взрывом и воспламенением. Основным поражающим фактором в случае аварии с нефтепродуктами являются: термическое поражение персонала и оборудования, воздушная ударная волна.
В большинстве случаев аварии вызваны нарушением технологии производства, правил эксплуатации оборудования, машин и механизмов, низкой трудовой и технологической дисциплиной, несоблюдением мер безопасности, отсутствием должного надзора за состоянием оборудования. Высокую вероятность возникновение аварии также следует ожидать на оборудовании и агрегатах, выработавших свой ресурсный срок.
Возможными источниками (местами) возникновения аварий на нефтебазе являются:
- резервуары для хранения нефтепродуктов;
- насосные установки;
- устройства слива налива нефтепродуктов;
- железнодорожные и автомобильные цистерны для перевозки нефтепродуктов;
- запорная арматура и фланцевые соединения;
- трубопроводы.
Основными возможными причинами возникновения и развития аварии на нефтебазы могут являться:
- нарушение герметичности оборудования, трубопроводов, пропуск сальников арматуры;
- низкая квалификация обслуживающего персонала;
- низкая производственно–технологическая дисциплина;
- несоблюдение графика ремонтов оборудования;
- несоблюдение основных мер безопасности согласно требованиям инструкции при проведении огневых, газоопасных работ;
- ошибки персонала при ведении технологического процесса.
Исходя из особенностей технологических процессов возможными причинами, способствующими возникновению и развитию аварий, могут быть отказы оборудования по причинам:
- коррозия и эрозия оборудования, коррозия и эрозия оборудования может стать причиной частичной разгерметизации оборудования, исходя из анализа аварий на аналогичных объектах, можно сделать вывод, что коррозийное разрушение при достаточной прочности конструкции оборудования, чаще всего имеет локальный характер и не приводит к серьезным последствиям, однако, при несвоевременной локализации, оно может привести к цепному развитию аварии;
- физический износ, механическое повреждение или температурная деформация оборудования (физический износ, механические повреждения или температурная деформация может привести как к частному, так и к полному разрушению оборудования и возникновению аварии);
- дефекты изготовления оборудования;
- отсутствие приборов контроля.
Ошибки производственного персонала:
- ошибки при пуске и остановке оборудования, во время операций слива налива;
- ошибки при ведении ремонтных, профилактических и других работ;
- несоблюдение правил технической безопасности.
Внешние воздействия природного и техногенного характера:
- опасности, связанные с опасными промышленными объектами, расположенными в районе объекта;
- опасности, связанные с перевозкой опасных грузов в районе расположения объекта;
- грозовые разряды и разряды от статического электричества;
- снежные заносы и понижение температуры воздуха.
Несоблюдение правил пожарной безопасности и дорожного движения на территории опасного производственного объекта.
Основные структурные элементы нефтебазы, где происходит обращение опасных веществ, относятся к категории взрывопожароопасных. Опасность возникает в основном в ситуациях, когда нефтепродукты в большом количестве выходят из герметичной системы, т.е. технологического оборудования и трубопроводов.
Возможные аварийные ситуации и аварии связанные с использованием нефтепродуктов: разгерметизация и разрушение оборудования с последующим розливом нефтепродуктов и образования облака ТВС; возгорание розлива (облака ТВС) от внешнего источника; взрыв ТВС; горение; взрыв ТВС при наличии открытого пламени с образованием воздушной ударной волны; разрушение окружающих блоков, несущих конструкций, трубопроводов и технологического оборудования; пожар.
Вероятные причины возникновения аварий: разгерметизация оборудования; образования взрывоопасной среды; взрыв в блоке; коррозионный и механический износ оборудования; механическое повреждение оборудования; стихийные бедствия.
Наиболее опасные пути развития аварий: разрушение технологических блоков; взрыв ТВС с образование воздушной ударной волны; разрушение окружающих блоков, несущих конструкций, трубопроводов; пожар с вовлечением окружающих блоков, трубопроводов, сооружений.
Возможная тяжесть последствий аварий: наличие пострадавших, нанесение материального ущерба.
Каждая аварийная ситуация может иметь несколько стадий развития, при сочетании определенных условий может быть приостановлена или перейти в следующую стадию развития.
Далее, на рисунке 2.1 представлена логическая схема развития аварийных ситуаций («дерево событий»).
Определение сценариев возникновения и динамики развития аварийных ситуаций проводилось с учетом возможного постадийного развития аварий в зависимости от масштабов и тяжести последствий, а также особенностей технологического оборудования.
Аварии с наиболее тяжелыми последствиями воздействия, с наиболее неблагоприятным вариантом развития аварии (менее вероятным), характеризуются, как правило, полным разрушением резервуаров или трубопровода с максимальным выбросом опасного вещества, несвоевременными действиями персонала по локализации аварии.
Наиболее вероятные (типичные) аварии, с менее тяжелыми последствиями, но более вероятными условиями развития аварии, могут быть связаны с разгерметизацией резервуаров, трубопроводов, оборудования или арматуры с утечкой нефтепродуктов из отверстий площадью от 0,1 до 0,3 м2 (свищ).
Большое количество аварий и связанных с ними случаев травматизма со смертельным исходом можно предотвратить, если своевременно проводить мониторинг реального состояния опасного производственного объекта (ОПО), так же проведение мероприятий по их техническому обслуживанию, ремонту и реконструкции, и соблюдение безопасных режимом работы.
Анализ контрольной и надзорной деятельности показывает, что в последние годы с учётом реформирования территориальных органов и передачи функций по охране недр значительно снизилась активность этой деятельности, что во многом повлияло на аварийность и травматизм со смертельным исходом на ОПО нефтегазодобывающего комплекса.
Основываясь на анализе имеющейся статистической информации, а также использовании логических схем возникновения аварий (построение «дерева событий») ниже представлены характерные вероятности возможных событий таблица 2.4.
Таблица 2.4. Оценка частот выбросов для различного оборудования
| Оборудование | Степень аварийности (частота), год–1 | Показатели утечки |
| 1 | 2 | 3 |
| Емкостное оборудование с избыточным давлением | 1 ∙ 10–6 | Мгновенный выброс всего содержимого |
| Емкостное оборудование без избыточного давления, РВС
| 1 ∙ 10–5 | Выброс через отверстие в 25 мм за время перекрытия потока |
| 1 ∙ 10–5 | Мгновенный выброс всего содержимого | |
| 1 ∙ 10–4 | Выброс через отверстие в 25 мм за время перекрытия потока | |
| РВС | 1 ∙ 10–5 | Полное разрушение резервуара |
| 1 ∙ 10–4 | Выброс через отверстие в 25 мм за время перекрытия потока | |
| 1 ∙ 10–4 | Возникновение вспышки внутри РВС | |
| Теплообменные аппараты | 5 ∙ 10–5 | Полный разрыв одной и более трубок |
| 1 ∙ 10–4 | Утечка через отверстие размером 10 % от номинального диаметра, но не более 50 мм | |
| Печи | 1 ∙ 10–4 | Полный разрыв змеевика печи |
| 1 ∙ 10–3 | Утечка через отверстие размером 10 % от номинального диаметра змеевика печи, но не более 50 мм | |
| Насосы, компрессоры | 1 ∙ 10–4 | Разрыв на полное сечение соединительного трубопровода максимального диаметра |
| 5 ∙ 10–4 | Утечка через торцевое уплотнение или отверстие размером 10 % от номинального диаметра соединительного трубопровода максимального диаметра, но не более 50 мм |
Вероятность отказа систем автоматики – 1∙10–6 в год. При выбросе опасного вещества в результате разгерметизации оборудования полагалось, что:
- вероятность возникновения источника воспламенения – 0,9;
- вероятность горения пролива – 0,05;
- вероятность образования облака ТВС на открытом пространстве будет составлять в среднем за год – 0,065 (величина зависит от температуры воздуха и скорости ветра);
- вероятность взрывного превращения облака (после его образования) при мгновенном воспламенении – 0,5, при отложенном – 0,1;
- вероятность образования факельного горения – 0,05.
С учетом вышеизложенного определены вероятности возникновения наиболее опасных и вероятных сценариев аварий в каждом технологическом блоке.
Блок № 1 «Узел предварительного отбора газа». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–ЕВ–НГ–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация устройства предварительного отбора газа УПОГ–20–1 без возгорания – составляет 9,55 ∙ 10–6 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–ЕВ–НГ–П–О–ВПЭ–0 – взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации устройства предварительного отбора газа УПОГ–20–1 и отложенном воспламенении – составляет 5,85 ∙ 10–9 1/год.
Блок № 2 «Блок сепарации». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–ЕВ–НГ–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация одного из сепараторов С–20–1–1, 2 без возгорания – составляет 9,55 ∙ 10–6 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–ЕВ–НГ–П–О–ВПЭ–0 – взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из сепараторов С–20–1–1, 2 и отложенном воспламенении – составляет 5,85 ∙ 10–9 1/год.
Блок № 3 «Блок предварительного сброса воды». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–ЕВ–НГ–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация одного из сепараторов–водоотделителей НГСВ–20–1–1–4 без возгорания – составляет 9,55 ∙ 10–6 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–ЕВ–НГ–П–О–ВПЭ–0 – взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из сепараторов–водоотделителей НГСВ–20–1–1–4 и отложенном воспламенении – составляет 5,85 ∙ 10–9 1/год.
Блок № 4 «Блок нагрева нефти». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–П–Н–Ч–М–ПЭ–0 – пожар разлития при прогаре змеевика печи П–20–1–1, 2 и мгновенном воспламенении – составляет 7,00 ∙ 10–4 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–ТО–Н–П–О–ВПЭ–0 – взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одног из теплообменников ТО–20–1–1–3 и отложенном воспламенении – составляет 2,93 ∙ 10–7 1/год.
Блок № 5 «Блок глубокого обессоливания и обезвоживания нефти». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–Н–Н–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н–20–1–1, 2, 3 без возгорания – составляет 4,75 ∙ 10–4 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–ЕВ–НГ–П–О–ВПЭ–0 – взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из сепараторов–водоотделителей НГСВ–20–2–1,2 и отложенном воспламенении – составляет 5,85 ∙ 10–91/год.
Блок № 6 «Установка очистки нефти от сероводорода». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–Н–Н–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н–31–5–1–4 без возгорания – составляет 4,75 ∙ 10–4 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–Н–Н–П–О–ВПЭ–0 – взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из насосов Н–31–5–1–4 и отложенном воспламенении – составляет 5,85 ∙ 10–7 1/год.
Блок № 7 «Узел учета нефти с блоком качества». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–ЕВ–НГ–Х–В–ПЭ–0 – внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е–32–10, Е–32–13 с частичным выгоранием нефти – составляет 8,00 ∙ 10–5 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–ЕВ–НГ–Х–В–ПЭ–1 – внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е–32–10, Е–32–13 с полным выгоранием нефти – составляет 2,00 ∙ 10–5 1/год.
Блок № 8 «Установка подготовки пластовой воды». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–Н–Н–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н–46–1–1, 2, 3 без возгорания – составляет 5,00 ∙ 10–4 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–РВС–НГ–П–М–ВПЭ–0 – взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из резервуаров Р–46–1–1, 2 и мгновенном воспламенении – составляет 2,93 ∙ 10–61/год.
Блок № 9 «Резервуарный парк».
Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–РВС–НГ–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация одного из резервуаров Р–27–1,2 без возгорания – составляет 9,49 ∙ 10–5 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–РВС–НГ–П–О–ВПЭ–0 – взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из резервуаров Р–27–1,2 и отложенном воспламенении – составляет 5,85 ∙ 10–8 1/год.
Блок № 10 «Установка улавливания легких фракций».
Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–Н–Н–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация торцевого уплотнения насоса Н–44–1 без возгорания – составляет 4,75 ∙ 10–4 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–К–Г–П–М–ВЭ–0 – взрыв ТВС при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из компрессоров КМ–44–1, 2 и мгновенном воспламенении – составляет 2,93 ∙ 10–6 1/год.
Блок № 11 «Насосная внешнего транспорта». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–Н–Н–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н–30–4–1, 2, 3 без возгорания – составляет 4,75 ∙ 10–4 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–Н–Н–П–О–ВПЭ–0 – взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из насосов Н–30–4–1, 2, 3 и отложенном воспламенении – составляет 5,85 ∙ 10–71/год.
Блок № 12 «Компрессорная станция низкого давления».
Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–К–Г–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из компрессоров КУ–33–1–4 без возгорания – составляет 4,63 ∙ 10–4 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–К–Г–П–М–ВЭ–0 – взрыв ТВС при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из компрессоров КУ–33–1–4 и мгновенном воспламенении – составляет 2,93 ∙ 10–6 1/год.
Блок № 13 «Факельные системы». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–ЕВ–НГ–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация одного из сепараторов Сф–38–1, Сф–40–2 без возгорания – составляет 9,55 ∙ 10–6 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–ЕВ–НГ–П–О–ВПЭ–0 – взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации сепаратора Сф–40–2 и отложенном воспламенении – составляет 5,85 ∙ 10–91/год.
Блок № 14 «Дренажная система». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–ЕВ–НГ–Х–В–ПЭ–0 – внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е–20–2, Е–20–3, Е–20–4, Еф–20–4, Е–20–5, Е–23–1, Е–27–6, Е–27–11, Е–30–8 с частичным выгоранием нефти – составляет 8,00 ∙ 10–5 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–ЕВ–НГ–Х–В–ПЭ–1 – внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е–20–3, Е–20–4, Е–30–8 с полным выгоранием нефти – составляет 2,00 ∙ 10–5 1/год.
Блок № 15 «Реагентное хозяйство». Частота возникновения наиболее вероятного сценария С–Н–Р–Ч–Х–Э–0 – частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из шестеренных насосов без возгорания – составляет 1,43 ∙ 10–4 1/год.
Частота возникновения наиболее опасного сценария С–ЕА–Р–П–М–ПЭ–0 – пожар разлития при полной разгерметизации емкости с нейтрализатором сероводорода НSW82677 и мгновенном воспламенении – составляет 4,50 ∙ 10–7 1/год.
Блок № 16 «Система снабжения сжатым воздухом и азотом» в расчетах не рассматривается, поскольку не является взрывопожароопасным.