Анализ риска возникновения аварийной ситуации на ОАО 'КраснодарЭконефть'
Содержание
Нормативные ссылки
Содержание
Введение
1. Описание ОПО
1.1 Краткая история предприятия
.2 Структура КНПЗ
2. Составление генерального плана
2.1 Географическое положение
.2 Перечень зданий и сооружений
. Описание технологической схемы
. Построение структурной схемы надежности
. Определение перечня возможных аварийных ситуаций
. Разработка сценариев развития аварий
. Определение полей поражающих факторов
. Оценка ущерба
. Разработка мероприятий по предотвращению аварийной ситуации и ликвидации
ее последствий
.1 Мероприятия по предотвращению
.2 Мероприятия по ликвидации
Заключение
Список использованных источников
Нормативные ссылки
В курсовой работе использованы ссылки на следующие нормативные документы:
ГОСТ 7.1 - 2003 СИБИД. Библиографическая запись. Библиографическое
описание. Общие требования и правила составления
ГОСТ Р 12.3.047 - 1998 ССБТ. Методика оценки последствий аварийных
взрывов топливно-воздушных смесей
СТП КубГТУ 1.9.2 - 2003 СМК. Документирование системы менеджмента
качества. Стандарт предприятия
СТП КубГТУ 4.2.6 - 2004 СМК. Учебно-организационная деятельность.
Курсовое проектирование
Введение
Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) - распространенные опасные
производственные объекты (ОПО), предназначенные для приема, хранения, переработки
нефтепродуктов. Получение таких конечных продуктов как бензин различного
качества, керосин, дизельное топливо, дорожные битумы и мазут. Основные
технологические операции, проводимые на НПЗ - сливно-наливные, связанные с
всесторонней очисткой и переработкой нефтепродуктов.
Наличие значительных (до нескольких сотен тонн) запасов нефтепродуктов на
НПЗ и высокая потенциальная опасность ЛВЖ позволяют отнести НПЗ к опасным
производственным объектам, которые могут представлять опасность не только для
персонала, но и для территории и населения.
1. Описание опасного производственного
объекта
.1 Краткая история предприятия
Краснодарский нефтеперерабатывающий завод ЗАО “Краснодарэконефть”, был
основан в 1911 году, после того, как на территории Кубани были открыты
богатейшие нефтеносные месторождения. В то время производительность завода
составляла 400 тонн в сутки. Первой продукцией нефтеперегонного завода были
бензиновый дистиллят и лигроин, которые вывозились едва ли не полностью за
границу. Тогда в коллективе было всего 45 человек. За свою историю завод
пережил трудности и испытания гражданской и Великой Отечественной войн,
эвакуацию, послевоенный период восстановления и реконструкцию. Увеличение
производственных мощностей завода привело к значительному повышению объемов
переработки нефти до 1,5 млн. тонн в год, а затем и до современных 3 млн. 100
тыс. тонн в год. Сегодня на предприятии работает более тысячи человек. С 2006
года контрольным пакетом акций предприятия владеет ОАО НК «РуссНефть».
Близость к морским терминалам Краснодарского края определяет коммерческую
привлекательность расположения завода и создает потенциальные возможности для
формирования гибких логистических схем трейдинга нефтепродуктов.
В 2008 г. на КНПЗ продолжалась, начатая в предыдущие годы, программа
масштабной реконструкции и модернизации оборудования: выполнен капитальный
ремонт установки АТ-2, введен в эксплуатацию узел подготовки нефти на установке
АТ-2, ведется поэтапная реконструкция железнодорожной эстакады.
ЗАО «Краснодарский нефтеперерабатывающий завод - Краснодарэконефть»
производит высококачественное сырье для нефтехимии, дизельное топливо,
удовлетворяющее требованиям российских и международных стандартов, битум для
нужд дорожной промышленности. НПЗ является единственным в стране производителем
топлива повышенной плотности для реактивных двигателей (Т-1 ПП).
Основные виды деятельности:
. Переработка сырой нефти с целью получения товарных нефтепродуктов и
полуфабрикатов для производства товарных нефтепродуктов (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, гудрона,
битума и прочих нефтепродуктов)
. Монтаж и эксплуатация оборудования переработки нефти, хранение,
транспортировка и реализация нефтепродуктов.
.2 Структура КНПЗ
В состав предприятия входят следующие производственные подразделения:
. Атмосферно-трубчатая установка АТ-2.
. Атмосферно-вакуумная трубчатая установка АВТ. Была введена в действие в
1950 году. Сжиженный газ, бензиновую фракцию, керосин прямой гонки, компоненты
дизельного и моторного топлива, соляр, мазут прямой гонки, гудрон производят на
этой установке.
. Установка по производству экстракционного бензина. Была построена в
1956 году. В последние годы на экстракционную установку были установлены новые
современные насосы, заменяются приборы КИПиА, позволяющие вести технологический
режим более четко.
. Цех резервуарного парка и коммуникаций для нефтепродуктов, эстакад по
сливу и наливу нефтепродуктов. В последние годы проведена реконструкция
эстакады налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны. В ближайшее время
будет построен новый сырьевой парк на 40000 тонн, 4 керосиновых сборника.
. Битумная установка АБУ-3. В 1951 была пущена в эксплуатацию битумная
установка БУ-1, в 1961 году, когда спрос на битум вырос, была построена и
пущена в эксплуатацию первая в Советском союзе реакторная установка БУ-2 из
двух блоков. В 1976 году впервые в России был выпущен битум улучшенного
качества.
. Установка по производству мылонафта.
. Ремонтно-механический цех. Текущий и капитальный ремонт оборудования,
строительство трубопровода, пожарного водоснабжения, строительство установки
биологической очистки сточных вод, строительство материального склада - все это
выполняет ремонтно-механический цех.
. Цех автоматики и КИП. Был организован как самостоятельное структурное
подразделение в 1950 году. В настоящее время работниками цеха осваиваются и
внедряются в производство новые разработки современной электронной и
микропроцессорной техники. В настоящее время нет ни одного объекта на заводе,
на котором не были бы установлены средства автоматики и контроля.
. Электроцех. Для более широкого контроля состоянием схемы
электроснабжения завода создается сеть телемеханики и телеуправления.
. Отдел главного механика. Обеспечивает организацию современной
технологической политики в вопросах эксплуатации и ремонтного обслуживания
основных производственных фондов предприятия, а так же техническое руководство
установок завода.
. Цех ВиК. Существует с момента основания завода. Обеспечивает все
технологические подразделения технической водой, воздухом и сухим воздухом для
приборов КИП. В состав цеха входит участок очистных сооружений, где
производится очистка сточных вод от примесей нефтепродукта. Улучшенные
технологии и внедрение более современных методов очистки, в частности,
оснащение нефтеловушки пневматическим сдувом, внедрение микрофлотационной
очистки позволили исключить из схемы пруды дополнительного отстоя, что
существенно улучшило экологическую обстановку.
. Отдел технического надзора. Был создан в 1994 году. Осуществляет
контроль за техническим состоянием оборудования предприятия.
. Электротехническая лаборатория. С 1999 года ЭТЛ преобразована в
качественно новое подразделение отдела главного энергетика. Занимается
наладкой, испытанием электротехнического оборудования технологических установок,
поддерживая его работоспособность на должном уровне, внедрение новой техники,
модернизация устаревшей.
. Технический отдел. Осуществляет единую политику предприятия в области
технологии производства, проводит технологическую подготовку предприятия к производству
новой продукции, внедряет конкурентоспособные технологии в производство.
. Отдел организации труда, заработной платы и кадров. В настоящее время
сформирован и ведется банк данных о количественном и качественном составе
кадров предприятия.
. Отдел компьютерного обеспечения. Создан в 1997 году. Сейчас планируется
сдача в эксплуатацию автоматизированной системы управления технологическим
процессом в парокотельном цехе и подключение ее к единому информационному
пространству завода. Ведется работа над созданием единого центра данных и
внедрением единой интегрированной системы представления информации.
. Проектно-конструкторский отдел. Обеспечивает проектно-сметную
документацию объектов завода в соответствии с планами текущих, капитальных
ремонтов, планами развития завода и его технического перевооружения.
. Военизированная пожарная часть. Пожарная охрана на заводе была
образована в декабре 1929 года и подчинялась военизированной охране
предприятия. 5 декабря 1939 года она была передана из ВОХР в органы МВД с
численностью личного состава 80 человек. ПЧ-15 в настоящее время несет службу
по охране и обслуживанию завода.
. ПКЦ. В 1955 году завершилась газификация завода. Это позволило излишний
крекинговый и скрубберный газы полностью использовать на печах завода и в
топках котлов.
. Цех связи. Для обеспечения производственной связи, эксплуатации средств
пожарной и охранной сигнализации на предприятии, в качестве самостоятельного
структурного подразделения имеется цех связи, который состоит из станционного и
линейного участков связи и сигнализации.
. Автотранспортный цех. Сегодня завод
имеет 80 современных автомобилей, 18 тракторов. Зона технического обслуживания
и ремонта автомобилей оснащена необходимым оборудованием, инструментом и
диагностическими приборами для качественной и безопасной подготовки автомобилей
при выходе на линию.
. Газоспасательный отряд. Эта служба была создана в 1994 году. основными
ее задачами является спасение людей и оказание первой доврачебной помощи
пострадавшим при авариях, отравлениях и несчастных случаях, ликвидация аварий и
их последствий, профилактические работы, проведение плановых и внеплановых
осмотров и обследований состояния газоопасных мест, установок, объектов и
коммуникаций газо-, взрыво- и пожароопасных цехов.
. Производственно-финансовая бухгалтерия.
. Отдел сбыта.
. Производственный отдел.
. Отдел материально-технического снабжения.
2. Составление генерального плана
.1 Географическое положение
Промышленная площадка завода расположена на южной окраине г. Краснодара, в
излучине реки Кубань. С севера предприятие граничит с ОАО «Станкостроительный
завод имени Седина», с юго-запада, юга, юго-востока поймой реки Кубань. С
северо-запада параллельно железнодорожным путям, за которыми находится улица
Захарова. По правой (нечетной) стороне улицы Захарова находится промзона, по
левой (четной) - жилая зона. Ближайшая жилая постройка находится на расстоянии
200 метров от промышленной площадки. Площадь жилого массива, прилегающего к
КНПЗ, 0,7 км^2, численность населения 6500 человек. Общая площадь промышленной
площадки 0,82 км^2, периметр 3700 метров.
Рельеф ровный, с небольшим уклоном на юго-запад. Грунтовые воды залегает
на глубине от 5,1 до 5,6 метров. Режим грунтовых вод зависит от режима Кубани,
который определяется величиной сброса воды из водохранилища. Сейсмическая
интенсивность 8 баллов шкалы MSK-64.
На чертеже 1 изображен генеральный план ЗАО «Краснодарэконефть».
Генеральный план предприятия представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Генеральный план предприятия.
2.2 Перечень зданий и сооружений изображенных на генеральном плане
На генеральном плене предприятия изображены:
Здание заводоуправления;
Проходная;
Электроцех;
Хозяйственный цех;
Узел связи;
Резервуарный парк №4;
МНУ;
Резервуарный парк №3;
Битумная установка;
ЦПУ;
Резервуарный парк №2;
КМУС;
ПКЦ;
КИП;
Установка термокрекинга;
РСУ;
АВТ;
Здание технологического производства;
АТ-2;
ВПЧ-15;
Хозяйственный участок;
Реагентное хозяйство;
МСЧ;
Узел учета нефти;
Резервуарный парк №8;
РМЦ;
ВГСО;
Резервуарный парк №9;
Нефтехимический склад;
Резервуарный парк №1;
Резервуарный парк №7;
Нефтеловушка;
Цех ВиК;
Цех;
Пруд №5;
Пруд №4;
Экстаркционная установка;
Пруды №1, №2, №3.
3. Описание технологической схемы
работы установки АВТ
Атмосферно-вакуумная трубчатая установка предназначена для первичной
переработки нефти.
Исходное сырье нефть из резервуарного парка сырьевыми насосами Н-1,2,3
подается в систему теплообменников - 1 блок подогрева сырья, где подогревается
до температуры 120-140 С. Для обессоливания нефти предусмотрена подача
промывной воды на прием сырьевых насосов через клапан регулятора расхода FIRC-430.
После нагрева в первом блоке теплообменников нефть поступает далее в
параллельно/последовательно работающие электродегидраторы 1 и 2 ступени Э-301 и
Э-302 ,где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Перед второй
ступенью нефть смешивается со свежей водой, подаваемой через клапан регулятора
расхода FIRC-431 насосами Н-304/1,2 в статическом
смесителе СМ-2. Отстоявшаяся в электродегидраторе первой ступени вода после
охлаждения дренируется по уровню раздела фаз в канализацию. Отстоявшаяся в
электродегидраторе второй ступени вода подается на прием сырьевых насосов, либо
дренируется в канализацию.
Сброс отстоявшейся воды из электродегидраторов предусмотрен в закрытую
систему утилизации через емкость Е-11. Освобождение электродегидраторов от
продукта в аварийных ситуациях так же осуществляется через емкость Е-11 при
помощи насоса Н-8.
Из электродегидраторов нефть поступает на второй блок теплообменников,
где подогревается до 260 С и подается на колонну К-1.
В колонне К-1 при давлении верха не более 0,3 МПА и температуре 90(160)
-245 С происходит отгонка из нефти растворенных газов и легких фракций бензина.
Температурный режим в колонне поддерживается нагревом кубового продукта колонны
в печи П-1 и подачей его в виде «горячей струи». Для улучшения отгонки
бензиновых фракций в куб колонны подается перегретый острый пар. Пары бензина и
воды конденсируются в холодильнике КХ-1 и аппарате воздушного охлаждения ВКХ-1.
Конденсат разделяется в скруббере-водоотделителе Е-2, орошаемым водой, при этом
происходит отмывка из бензина сернистых соединений. Легкий бензин, отделенный
от воды в емкости Е-2, поступает по перетоку в рефлюксную емкость Е-3, откуда
подается в виде флегмы в колонну К-1, а балансовый избыток отправляется на
очистку от примесей в колонну защелачивания Е-6. Очищенный бензин направляется
в резервуарный парк.
Несконденсированные углеводороды из скруббера Е-2 сбрасываются в
газопровод промыслового газа, и поступает на сжигание в атмосферную печь П-1.
Кубовый продукт колонны К-1 (полумазут), нагретый в печи П-1 до
температуры не более 385 С, подается в колонну К-2, где производится разгонка
полумазута на тяжелый бензин, керосин, компонент дизельного топлива и мазут.
Процесс протекает при подаче острого пара в куб колонны и температуре не более
375 С. Давление верха колонны не более 0,15 МПа, температура 90-150 С.
Температурный режим в колонне поддерживается температурой куба и тремя циркуляционными
орошениями. Пары тяжелого бензина и воды с верха колонны К-2 конденсируются в
воздушном конденсаторе ВКХ-2 и /или погружном КХ-2, разделяются и отмываются в
скруббере-водоотделителе Е-4. Тяжелый бензин, отделенный от воды, по перетоку
сливается в рефлюксную емкость Е-5, откуда подается в виде флегмы на колонну
К-2, остальной поток отводится на очистку-стадию защелачивания в колонну Е-6а.
После очистки тяжелый бензин направляется в резервуарный парк.
Несконденсированные углеводороды из скруббера Е-4 и рефлюксной емкости
Е-5 сбрасываются в трубопровод промыслового газа на сжигание в вакуумную печь
П-2.
Керосин прямой перегонки отбирается из колонны К-2 в виде бокового отбора
с 23 и 25 тарелок через отпарную колонну Е-7, где производится отгонка острым
паром хвостовых бензиновых фракций, охлаждается в теплообменниках и подается на
стадию защелачивания в отстойники Е-9/1,2. Отпаренные бензиновые фракции из
колонны Е-8 возвращаются в колонну К-2. После щелочной очистки керосин через
отстойник Е-11 поступает на предфильтры Ф1-4 и фильтр-коалиссер Ф-7 на
вакуумную осушку в колонну Е-14 и далее, пройдя через систему фильтров,
направляется в резервуарный парк.
Компонент дизельного топлива отбирается из колонны К-2 с 13(15) тарелки
через отпарную колонну Е-8, где производится отгонка острым паром хвостовых
керосиновых фракций, охлаждается в теплообменниках нагрева нефти и подается на
защелачивание в емкости Е-10/4-6. Хвостовые керосиновые фракции , отогнанные из
дизельного топлива, возвращаются на тарелку 15 колонны К-2.
Очищенный от нафтеновых кислот компонент дизельного топлива, через
отстойник Е-10/7 поступает в сушилку Е-13, где осушка производится воздухом при
температуре 80 С.. Осушенный продукт откачивается в резервуарный парк.
Кубовый продукт колонны К-2 (мазут) нагретый в вакуумной печи П-2 до
температуры 400 С, подается в вакуумную колонну К-3, где при давлении верха
540-700 мм рт ст и температуре 200-375 С производится разгонка мазута на соляр,
компонент моторного топлива и гудрон. Для лучшей разгонки в куб колонны
подается острый пар.
Температурный режим в колонне поддерживается нагревом куба и двумя
циркуляционными орошениями.
Пары верха колонны К-3 конденсируются в барометрическом конденсаторе
Е-21. Сконденсированные продукты через эжекторные устройства поступают в
сборник нефтепродуктов, откуда откачиваются в резервуарный парк. Вакуумный
соляр с 19 и 20 тарелок колонны через вакуумный приемник Е-18, после охлаждения
в теплообменнике подается в виде флегмы на 24 и и циркуляционного орошения на
19 тарелки колонны, балансовый избыток соляра отводится в резервуарный парк.
С 6,8,12 тарелок колонны К-3 через вакуумный приемник Е-20 отбирается
компонент моторного топлива. Часть потока после охлаждения в теплообменнике в
виде циркуляционного орошения возвращаются на тарелки 10 и 15 колонны, а
избыточная часть продукта поступает в резервуарный парк. Кубовый продукт
колонны К-3- гудрон, после охлаждения в теплообменнике до 150-200 С подается на
битумную установку.
Технологическая блок-схема установки АВТ представлена на рис. 2.
Рисунок 2 - технологическая блок-схема установки АВТ.
4. Построение структурной схемы
надежности
В соответствии с технологической схемой производственного процесса,
приведенной выше, составим структурную схему надежности установки АВТ (рисунок
3).
Рисунок 3 - Структурная схема надежности.
Вероятность безотказной работы всей системы будет равна:
;
Из
расчета видно, что самым ненадежным элементом является элемент 3А, вероятность
безотказной работы которого равна: 
,
следовательно с большей вероятностью можно утверждать, что при развитии
аварийной ситуации ее головным событием будет отказ элемента 3а, то есть
разгерметизация ректификационной колонны.
Поэтому
дальнейшее развитие аварийной ситуации будем рассматривать относительно отказа
элемента 3а.
Рассмотрим
возможные причины и факторы, способствующие возникновению аварийной ситуации, и
то к чему они могут привести.
В
электродегидраторах при повышении давления произойдет отказ регулятора расхода
нефти FIRC-12,и в совокупности с отказом КИПиА, управляющих
процессами, а так же ошибок персонала произойдет выброс нагретой сырой нефти в
обвалование на открытую площадку установки.
В
коллекторе нагретой сырой нефти в следствии коррозии материала трубопровода,
или разрушения арматуры, произойдет разрушение трубопровода, что приведет к
выбросу нагретой нефти на открытую площадку установки.
При
превышении давления в колонне К-1 выше расчетного, или при прекращении
газоотвода из колонны произойдет разрушение (разгерметизация) колонны К-1, что
в свою очередь приведет к выбросу нефти и паров бензина на открытую площадку
установки.
В
топке печи из-за прогара змеевиков может образоваться взрывоопасная смесь, что
может привести к взрыву внутри печи и соответственно к ее разрушению.
Из-за
повышения давления в колонне К-2 выше расчетного, причиной чего будет являться
нарушение температурного режима, произойдет выброс мазута и паров
нефтепродуктов на открытую площадку установки.
При
повышении давления в отстойнике выше расчетного из-за отказа регулятора
давления или ошибок персонала, может произойти разрушение отстойника Е-6, что
приведет к выбросу бензина на открытую площадку установки.
Все
нефтепродукты, попавшие на открытую площадку установки, при наличии источника
зажигания могут воспламениться, что приведет к усугублению аварийной ситуации.
6.
Разработка сценариев развития аварийных ситуаций
Развитие
наиболее вероятных и масштабных аварийных ситуаций связанно с разгерметизацией
оборудования, выходом из строя приборов контроля, и т. д. Поэтому эти варианты
развития аварий выбираются в качестве типовых сценариев.
Сценарий
1:
Превышение
давления в колонне К-1 выше допустимого; Разгерметизация емкости; Пролив легких
фракций бензина, образование облака ГВС; При наличии источника зажигания
образование огненного шара или взрыв на территории НПЗ.
Сценарий
2:
Нарушение
технологического процесса; Образование пробки в трубопроводе; отсутствие
нефтепродукта в печи; Прогар трубопровода; Взрыв внутри печи.
Сценарий
3:
Нарушение
технологического процесса; Превышение давления в колонне К-2; Разгерметизация
оборудования; Выброс паров нефтепродуктов в атмосферу; Образование облака ГПВС
над территорией НПЗ; При наличии источника зажигания возгорание ГПВС;
образование огненного шара; Воздействие теплового импульса на оборудование и
людей.
Наиболее
негативный сценарий развития аварийной ситуации будет наблюдаться при развитии
аварии по первому сценарию, так как именно при этом варианте развития
количество людских жертв будет максимально.
Дерево
событий для развития аварийной ситуации по первому сценарию приведено на
рисунке 4.
Рисунок
4 - Дерево событий.
7.
Определение полей поражающих факторов
Рассчитаем
размеры зон возможного поражения:
где:
mт - масса вещества в тротиловом эквиваленте;
K - коэффициент
разрушения (K=3,8 -для полного разрушения зданий; К= 5,6 - для
50%-го разрушения;
К=9,6
- для незначительных повреждений зданий).
Рассчитаем
массу заряда в тротиловом эквиваленте:
;
.
где:
m - масса горючего облака;
Qт - теплота
взрыва тротила (4,184*10^6 Дж/кг);
Qмстх - теплота
взрыва единицы массы смеси (для пентана Qмстх=2,797*10^6
Дж/кг).
Масса
горючего облака:
;
.
где:
mв - масса вещества
Рассчитаем
объем ГВС:
;
где:
Va - число Авогадро (const=22,4);
V - объем облака
ГВС смеси (м^3);
-
молярное число пентана (72 г/моль);
Сстх
- концентрация (2,56 %).
Тогда:
(м);
(м);
. (м).
Изобразим
поля поражающих факторов на рисунке 5.
Рисунок
4 - Поля поражающих факторов. А - зона полного разрушения; Б - зона 50 %
разрушения; В - зона незначительных повреждений.
8. Оценка
ущерба
Последствия
аварии будут зависеть от избыточного давления, возникшего в разных зонах. Для
полученных радиусов поражения находим соответствующие избыточные давления и
определяем степень разрушения различных сооружений, установок оборудования,
зданий. Для Rсмерт=77м
давление будет соответствовать 70 кПа; для R50%=114 м - 35 кПа; для Rн. п.=195 м - 14 кПа; для Rmin=568
м - 1 кПа.
Следовательно,
на территории нефтебазы «Краснодарэконефть» после аварийной ситуации будет
наблюдаться следующая картина разрушений:
зона
полного разрушения. В нее попадает вся установка АВТ, на которой произошло
разрушение ректификационной колонны К-1. Полное разрушение установки АВТ
приведет к разлитию нефтепродукта не промышленную площадку, возникновение
пожара с большой площадью, возможен взрыв воздушно-газовой смеси. При
нахождении персонала в этой зоне - гибель предотвратить невозможно.
зона
50% разрушения. АТ-2 и здание реагентного хозяйства, которые разрушаются
частично, с пролитием на промышленную площадку нефтепродукта, и
распространением по территории КНПЗ химических реагентов с течением некоторого
времени. Площадь возгорания нефтепродуктов возрастает, так же возрастает
вероятность взрыва накопившихся паров ЛВЖ. Гибель персонала в этой зоне, либо
контузия от взрывной волны, поражение кожного покрова при термическом и
химическом воздействии.
зона
незначительных повреждений. Это резервуарные парки №2 и №3. Незначительные
повреждения оборудования, запорной арматуры резервуаров. Коробление стенок
резервуаров. Возможно возникновение трещин и пробоин, что приведет к пролитию
нефтепродукта.
При
данном развитии аварийной ситуации число пострадавших - 72, из них смертельно
пораженных - 22.
. Разработка мероприятий по
предотвращению аварийной ситуации и ликвидации ее последствий
.1
Мероприятия по предотвращению
При
анализе аварийности в нефтяной промышленности рассматривают ряд причин, а
именно:
1. Неисправность оборудования;
. Низкий уровень организации работ;
. Нарушения установленной технологии;
. Недостаток средств обеспечения безопасности;
. Низкая квалификация персонала;
. Внешние причины.
Рассмотрим мероприятия по предотвращению причин возникновения аварийных
ситуаций, для каждой группы:
Чтобы избежать аварийных ситуаций из-за неисправности оборудования
следует повышать безотказность всей системы в целом, что достигается путем
повышения надежности отдельных блоков, чего, в свою очередь, можно добиться
резервированием самых ненадежных элементов в блоках. Кроме этого следует
улучшить контроль за исправностью оборудования, что в совокупности со
своевременной заменой и техническим регламентом, также приведет к уменьшению
аварийности.
Для предотвращения второй группы причин следует более качественно обучать
персонал, и наряду с этим проводить внедрение новых и усовершенствование старых
технологий и производственных процессов.
Третью группу причин можно ликвидировать путем того же, более
качественного обучения персонала, а также повышением контроля и уровня
обеспечения безопасности.
Пятая - набором на рабочие места организации только персонала, имеющего
соответствующий уровень знаний, а также прошедшим специальную стажировку на
рабочем месте.
Устранение шестой группы причин находиться под ответственностью
организации, которая по договору проводит охрану данного ОПО, поэтому договор
на данный вид деятельности следует заключать только с ответственными и
квалифицированными организациями.
.2 Мероприятия по ликвидации
В случае возникновения аварийной ситуации руководитель предприятия, либо
его заместитель, должен:
прибыть к месту аварии;
сообщить в соответствующие инстанции;
организовать штаб по ее ликвидации;
организовать транспортное обеспечение;
координировать действия различных подразделений;
руководить работами по спасению людей;
не допускать к месту аварии посторонних лиц; и т. д.
Рассмотрим действия персонала при различных вариантах развития аварийной
ситуации:
1. При выходе из строя приборов КИПиА установки АВТ, персонал должен:
вывести установку из эксплуатации; сообщить руководству о неисправности; по
приказу руководства приступить к ликвидации неисправности.
2. При разгерметизации емкости персонал действует следующим образом:
отключение подачи нефти энергии на установку; одновременно с этим приступить к
эвакуации персонала; сообщить в надлежащие структуры; приступить к ликвидации.
. При возгорании пролива, образовавшегося вследствие
разгерметизации емкости установки, кроме вышеперечисленных мероприятий
персонал, либо руководство, должен вызвать пожарную команду, а также должны
быть вызваны кареты скорой помощи.
. При взрыве облака ГПВ смеси персонал выполняет действия,
аналогичные действиям, указанным в пункте 3.
Кроме вышеперечисленного территорию КНПЗ необходимо оборудовать знаками,
запрещающими курение и использование открытого огня, так как самые негативные
сценарии развития аварийной ситуации произойдут при наличии источника
зажигания.
авария ликвидация вакуумный поражающий
Заключение
В курсовой работе произведен анализ риска возникновения аварийной
ситуации на ОАО «КраснодарЭконефть», как на опасном производственном объекте,
воздействие, оказываемое при авариях на персонал, здания, сооружения и
оборудование. При анализе были проведен расчет надежности, выявлены возможные
места возникновения аварии, описаны типовые сценарии возможных аварий и по
наиболее неблагоприятному сценарию построено «Дерево событий», рассчитаны
размеры зон возможного поражения. Предложены мероприятия по снижению риска
возникновения аварийных ситуаций и уменьшения тяжести последствий аварий.
Разработаны план действий персонала при аварийных ситуациях и план ликвидации
аварийных ситуаций (ПЛАС) на ОАО ««КраснодарЭконефть».
Список использованных источников
1. Осложнения и
аварии в нефтяной и газовой промышленности: Учеб. Пособие/ С.И. Одинцов; Кубан.
гос. технолог. ун-т. - Краснодар: Изд. Куб ГТУ, 2004. - 155 с. ISBN 5-8333-0147-5.
. Котляревский В.А. Безопасность резервуаров и трубопроводов/ В.А. Котляревский,
А.А. Шаталов, Х.М. Ханухов. - М.: Экономика и информатика, 2000. - 290 с. ISBN 5-0035-569-1
. Аварии и катастрофы. Предупреждение и ликвидация последствий. Кн. 1, 2/
Под ред. К.Е. Кочеткова. - М.: АСВ, 1995. - 210 с. ISBN 5-6201-245-91.