План по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на (стр. 20 из 92)
хрупкостью металла при низких температурах;
дефектами сварки;
скоплением большого количества сварных швов в отдельных узлах резервуара;
неравномерностью просадки оснований;
коррозией металла из-за высокого содержания серы в НП.
Все эти причины могут привести к разгерметизации резервуара и разливу нефти, иногда на больших площадях, что повлечет за собой загрязнение почвы, атмосферы, а при наличии источника огня - к пожару.
Под сценарием аварии понимается полное и формализованное описание следующих событий: фазы инициирования, включая инициирующее событие, аварийного процесса, создавшейся ЧС, потерь при аварии, включая специфические количественные характеристики, пространственные и временные параметры и причинные связи событий аварий.
Каждая аварийная ситуация может иметь несколько стадий развития при сочетании определенных условий, может быть приостановлена (локализована) или перейти на более высокий уровень.
Инициирующие события аварии с нефтепродуктами на данном объекте, в основном, связаны с:
отказами эксплуатирующегося оборудования, трубопроводов с расположенными на них запорной арматурой, фланцевыми и др. соединениями; систем заземления и отвода атмосферного электричества, приборов и устройств контроля и автоматики и т.п.;
человеческим фактором - ошибками персонала при проведении тех или иных операций, нарушениями техники безопасности при осуществлении ремонта оборудования, огневых или других работ, связанных с применением открытого огня, искрообразующего инструмента, курении в неположенных местах и т.п.;
внешними причинами природного и техногенного характера;
диверсиями и террористическими актами.
Частоты инициирующих событий для резервуаров и емкостей хранения опасных веществ определялись на основе данных статистики и условий функционирования данных производств.
Возникновение инициирующих событий приведет к выбросу опасного вещества на подстилающую поверхность. Дальнейшее развитие аварии зависит от свойств продуктов, наличия или отсутствия источника воспламенения и аварийной вентиляции, действий персонала и аварийно-спасательных служб по ликвидации разлива и т.п.
Основные сценарии ЧС (Н) на объекте можно объединить в 3 вида типовых сценариев:
С–1. Локальный разлив нефтепродуктов на технологических трубопроводах в резервуарном парке нефтепродуктов и открытом складе ТМХ, в мазутонасосной, в турбинном цехе, на установке подогрева мазута с отсутствием возможности дальнейшего развития аварийной ситуации.
Основной поражающий фактор - экологическое загрязнение окружающей среды. Локализация и ликвидация аварийного разлива производится персоналом ГРЭС-2.
С–2. Разлив нефтепродуктов без возгорания:
в результате разрушения емкости хранения в резервуарном парке нефтепродуктов;
в результате разрушения авто или ж/д цистерны с нефтепродуктами при операции слива или при транспортировке;
в результате разгерметизации трубопроводов.
Основной поражающий фактор - экологическое загрязнение окружающей среды. Локализация и ликвидация аварийного разлива производится силами собственного АСФ и аварийно-технического формирования.
С–3. ЧС (Н) с разрушением технологических объектов ГРЭС-2 и поражением лиц, находящихся на территории ГРЭС-2:
разлив нефтепродуктов в резервуарном парке с последующим возгоранием;
разлив нефтепродуктов в результате разрушения авто или ж/д цистерны с нефтепродуктами с последующим возгоранием;
разгерметизация трубопроводов с последующим возгоранием нефтепродуктов.
Основной поражающий фактор - тепловое излучение, образующиеся в результате возгорания ТВС. Локализация и ликвидация аварийного разлива производится силами НАСФ ОАО Томского филиала ОАО «ТГК-11» и силами профессиональных аварийно-спасательных формирований с ОГУ «Томская поисково-спасательная служба» и привлечением сил ПЧ-1.
Взрыв паровоздушной смеси как поражающий фактор при авариях, обусловленных разливами нефтепродуктов на объектах ГРЭС-2 рассмотрен в расчетно-пояснительной записке к Паспорту безопасности ГРЭС-2.
В качестве расчетных данных приняты наиболее тяжелые по последствиям аварии, при которых возможен максимальный разлив нефтепродукта на ГРЭС-2.
Оценка площади разлития
Резервуарный парк нефтепродуктов мазутохозяйства (единичный объем резервуара 1000 м3).
Наземный вертикального стальной резервуар, емкостью 1000 м3 входит в номенклатуру резервуаров в табл.1.1 [Рекомендаций по обеспечению ПБ объектов нефтепродуктообеспечения …], согласно которой максимальная площадь разлития в случае полного разрушения резервуара и размытия обвалования составляет 4500 м2. Форма зоны разлития при распространении за пределы обвалования при его разрушении гидродинамической волной с учетом уклона на местности в пределах 1% будет представлять собой круг радиусом 38 м.
Баки открытого маслосклада емкостью до 71 м3 не входит в номенклатуру резервуаров в табл.1.1, поэтому максимальная площадь зоны разлития определяется по следующей формуле:
, где Fзр – площадь зоны разлития, м2; fз- коэффициент разлива; eр-степень заполнения резервуара (допускается принимать 0,9).fз =5 при расположении на поверхности с уклоном менее 1%.
Vp=70 м3
Fзр=5*0,9*71=320 м2.
Форма зоны максимального разлития представляет собой круг с радиусом
= 10 м.Далее аналогично:
Для расходных баков масла емкостью до 18,5 м3, Fзр=83 м2, Rзр=5,1 м.
Для ж/д цистерны емкостью 60 м3, Fзр=270м2, Rзр=9,3 м.
Для автоцистерны емкостью 6,5 м3, Fзр=29,3м2, Rзр=3 м.
Резервуары РГС-25 и РГС-50 являются заглубленными, поэтому в случае разгерметизации подземного резервуара нефтепродукт впитается в песчаную обсыпку вокруг резервуара в пределах резервуарного парка.
Для определения границ зон разливов нефти при разгерметизации технологических топливопроводов было сделано предположение, что пятно загрязнения в случае разгерметизации трубопровода имеет форму окружности постоянной толщины и появление аварийной утечки равновероятно по всей длине участка трубопровода.
Расчетное время отключения насоса 300 с (ручное отключение).
Расчет максимально возможного объема разлившегося нефтепродуктов производится по формуле
V = T х q, где
V – объем разлившегося нефтепродукта;
T – время отключения электродвигателя насоса, час.;
q – производительность насоса, м3/час.
T = 300 с = 0,08 час.
q = 48 м3/час, согласно паспортных данных насоса максимальной производительности (4НК - 5x1) и технологическому регламенту.
V = 48 х 0,08 =3,8 м3, где
Площадь свободного разлива может составить Fзр=5*1*3,8=19 м2.
ПРК.
Прогнозирование осуществлено относительно последствий максимально возможных разливов нефти с учетом неблагоприятных гидрометеорологических условий, времени года, суток, рельефа местности экологических особенностей и характера использования территорий
Целью прогнозирования явились определение:
возможных масштабов разливов нефтепродуктов, степени и негативного влияния на население и объекты его жизнеобеспечения, объекты производственной и социальной сферы, а также на объект окружающей природной среды;
границ районов повышенной опасности возможных разливов нефтепродуктов;
последовательности, сроков и наиболее эффективных способов выполнения работ по ликвидации разливов нефтепродуктов.
За весь период эксплуатации объектов ПРК аварийных разливов нефтепродуктов не происходило.
Согласно общей методике расчета (Постановление Правительства РФ от 21.08.2000 г. № 613) максимальный аварийный разлив может составить:
технологический трубопровод при порыве - 25 процентов максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефтепродуктов между запорными задвижками на прорванном участке трубопровода -195 м3;
стационарные объекты хранения нефти и нефтепродуктов - 100 процентов объема максимальной емкости одного объекта хранения – 3638 куб.м. (3492 тонны).
Максимальный объем возможных разливов нефти превышает нижний уровень разлития, зафиксированный в Приказе МПР РФ от 03.03.03 № 156.
Возможная ЧС на объектах ПРК относится к ЧС регионального значения.
Разливы нефтепродуктов возможны вследствие отклонения от технологического регламента ведения работ, ошибок персонала, нарушения герметичности технологических трубопроводов, арматуры, фланцевых соединений или неисправности отсекающей запорной аппаратуры.
В соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и горячей воды» РД 34.21.526-95, М., ОРГРЭС, 1995г., раздел «Ремонт резервуаров» наиболее часто трещины в стенках резервуаров возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу.
Трещины образуются в основном вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения трубопроводов или резервного оборудования.
Согласно данной «Типовой инструкции...» дефекты резервуаров с нефтепродуктами обуславливаются:
амортизационным износом конструкций;
хрупкостью металла при низких температурах;
дефектами сварки;
скоплением большого количества сварных швов в отдельных узлах резервуара;
неравномерностью просадки оснований;