Разработка плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий на АЗС
1.АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИЙ АЗС №3.
г. Джанкой.
1.1Характеристика видов опасностей, свойственных АЗС №3.
На автозаправочной станции производится прием светлых нефтепродуктов из бензовозов в подземные резервуары. Заправка автотранспортной техники и выдача нефтепродуктов в мелкую тару осуществляется через топливораздаточ-ные колонки (ТРК) типа «Gilbarko».
Условия хранения: в подземных резервуарах при нормальном атмосферном давлении и температуре не более +15°С.
Условия эксплуатации АЗС: в холодное время года при температуре в среднем -10°С, в теплое время года - +30°С, максимально - +41°С.
Количество подземных резервуаров: для бензина - 5шт. вместимостью по 25м3 каждая, для дизтоплива - 1шт. вместимостью 25м3. Количество топливо-раздаточных колонок - Зшт.
Прием дизельного топлива и бензина в подземные резервуары производится самотеком или насосом из бензовозов через сливные фильтры, установленные на сливных трубопроводах.
Заправка автомобильного транспорта топливом производится через топли-вораздаточные колонки оператором, управление заправкой осуществляется старшим оператором с пульта управления операторной.
Наличие большого количества дизельного топлива и бензина в емкостном оборудовании создает опасность возникновения пожара, в случае утечки топлива и наличия источника воспламенения. При утечке топлива в технологические колодцы создается опасность образования взрывоопасных концентраций топ-ливно-воздушной смеси в технологических колодцах, что при наличии источника инициирования взрыва может обусловить взрыв топливно-воздупщой смеси в технологических колодцах и создать условия для дальнейшего развития аварии в подземных хранилищах.
Не исключена вероятность аварии в резервуарах даже при наличии исправной системы защиты от статического электричества и нормальной эксплуатации технически исправного оборудования. Вероятность возникновения в зоне резервуаров пожара или взрыва составляет 2,9х 10"4. [ 17, с. 71 ]
При определенных условиях налива нефтепродуктов в ёмкости (при увеличении скорости налива) заряды статического электричества накапливаются быстрее, чем отводятся через заземление, т.к. бензин и дизтошшво относятся к диэлектрикам с очень слабой проводимостью электрического тока. В таких случаях с увеличением уровня налива топлива в ёмкости напряжение статического электричества будет возрастать и может достигнуть такого значения, при котором в момент приближения свободной поверхности топлива к стенкам заливной горловины (при наполнении емкости свыше 90% наполнения) вследствии разности потенциалов произойдет искровой разряд, способный вызвать воспламенение или взрыв смеси паров с воздухом и пожар. Так как давление в момент взрыва достигает 1470 кПа (1,5мПа), а температура взрыва колеблется в преде-
лах 1500-1800°С может произойти разгерметизация сосуда. [18,с.21] Это в свою очередь обусловит доступ кислорода в разгерметизированный сосуд, развитие пожара или образование огненного шара, дальнейшее развитие аварии.
При проведении операций наполнения и опорожнения резервуаров всегда существует вероятность образования в газовом пространстве над поверхностью жидкости смеси паров топлива с воздухом в области НКПВ и ВКПВ.
Опасность возникновения аварии и аварийной ситуации может возникнуть при вскрытии резервуаров для подготовки к проведению ремонтных и технологических работ и при проведении ремонтных работ в резервуарах. При этом особую опасность представляют собой пирофорные отложения железа, способные к самовоспламенению в присутствии кислорода воздуха при обычной температуре. Наиболее опасны пирофорные соединения в том случае, если они образовались под слоем нефтепродуктов. Быстрое освобождение емкости от нефтепродуктов создает благоприятные условия для интенсивного взаимодействия этих отложений с кислородом паро-воздушной смеси. При этом пирофорные отложения могут разогреться до температуры 500-700 °С и послужить источником воспламенения и загорания нефтепродуктов.[18,с.59] Для предотвращения аварийной ситуации или аварии, вызываемой пирофорными отложениями, необходимо проводить своевременную зачистку резервуаров. [18,с.60]
Эксплуатация неисправного оборудования, заземления, средств защиты от проявлений молнии, несоблюдение графика ППР, отсутствие квалификации у обслуживающего персонала, не соблюдение на территории АЭС "Правил пожарной безопасности на АЭС", применение неомедненного инструмента, метр-штока, способных вызвать искру - может привести к аварии.
В зависимости от характера разгерметизации, погодных и других условий аварии могут развиваться в виде проливов, пожаров проливов, взрывов, огненных шаров.
Взрывы и пожары могут происходить при воспламенении паро-воздушной смеси как внутри емкостного оборудования, так и на открытой площадке. (Район дыхательных клапанов - СМДК-50).
Суть взрывов и пожаров - горение.
Горение - это сложный химический процесс, основой которого является быстро протекающая химическая реакция окисления, сопровождающаяся выделением большого количества тепла и света.
Скорость горения зависит от наличия горючего вещества и окислителя (кислорода воздуха), их определенной температуры и агрегатного'состояния.
Пары нефтепродуктов окисляются быстрее, жидкие - медленнее. Это связано с концентрацией окислителя (кислорода) в парогазовой и жидкой фазах нефтепродуктов. В парогазовой фазе кислорода значительно больше, чем у поверхности жидкой фазы и в жидкой фазе.[ 18,с. 18]
Скорость распространения пламени на поверхности зеркала бензина при обычных условиях 10-15 м /сек., в факеле распыленного форсункой дизельного топлива - превышает 150 - 160м/сек, скорость распространения пламени во взрывчатой смеси паров бензина с воздухом достигает 1500 - 1800 м/сек. (10). При такой скорости распространения пламени горение переходит во взрыв с
большой разрушительной силой. Давление в момент взрыва превышает 1470 кПа (1,5 мПа), температура взрыва в пределах 1500 -1800 °С. Скорость распространения взрывной волны более 1500 м/сек.
Скорость выгорания жидкости (бензина) в объёме - 20-ЗОсм/ч, дизтоплива -18-20 см/ч.[18,с.18, 21]
ПДК бензина- 100 мг/м3, 4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76. Показатели огнеопасности и взрывоопасности нефтепродуктов [ 1,с.54-55 ]
|
Вид продукта • |
Температура вспышки, "С |
Пределы воспламенения |
Температура самовоспламенения, °С |
Температура воспламенения, °С |
||
|
концентрационные, % об. |
НТПВ °С |
ВТПВ °С |
||||
|
Бензины (различных марок) |
-39 --29 |
0,65-8,04 |
-30 |
до 10 |
350 - 440 |
-34 |
|
Дизельное топливо: Л 3 |
40-60 более 61 |
2,1-12 |
более 35 |
до 155 |
240-370 |
45-^65 |
За пределами температурной зоны взрывоопасных концентраций, образующаяся смесь нефтепродуктов с воздухом не всегда взрывоопасна, но всегда огнеопасна, способна вспыхивать от любого источника открытого огня.
Бензины всех марок и некоторые виды дизтоплива относятся к легковоспламеняющимся жидкостям (ЛВЖ), другие виды дизтоплива - к горючим жидкостям (ПК).
К ЛВЖ относятся горючие жидкости с температурой вспышки паров, не превышающей 61 °С в закрытом тигле.[ 18,с.20]
К ГЖ относятся нефтепродукты, температура вспышки паров которых выше 61°С в закрытом тигле.[18,с.20]
Загорание нефтепродуктов всегда начинается со вспышки или взрыва паров с воздухом.
Первоначальная вспышка паров переходит в воспламенение нефтепродуктов и создает условия для полного его сгорания.
По сравнению с бензином дизельное топливо испаряется значительно медленнее, однако взрыв смеси паров дизельного топлива с воздухом не уступает силе взрыва паро-воздушной смеси бензина.
Примечание: [1,с.11,12,15] [18,с.22,23]
Температурой вспышки называется наименьшая температура горючего вещества, при которой в условиях специальных испытаний над его поверхностью образуются пары или газы способные вспыхивать в воздухе от внешнего источника зажигания; устойчивого горения вещества при этом не возникает.
Температурой воспламенения называется наименьшая температура горючего вещества, при которой оно выделяет горючие пары или газы с такой скоро-
стью, что после воспламенения их от внешнего источника зажигания вещество
устойчиво горит.
Температурой самовоспламенения называется наименьшая температура горючего вещества, при которой происходит резкое увеличение скорости экзотермической реакции, приводящее к возникновению пламенного горения.
Температурными пределами воспламенения паров в воздухе (нижний температурный предел воспламенения - НТПВ; верхний температурный предел воспламенения - ВТЙВ) называются такие температуры вещества, при которых его насыщенные пары образуют концентрации, равные соответственно нижнему или верхнему концентрационным пределам воспламенения.
Нижним пределом взрывоопасной концентрации называется такая концентрация паров нефтепродукта с воздухом, ниже которой смесь взрываться не будет.
Верхним пределом взрывоопасной концентрации называется такая концентрация паров нефтепродукта с воздухом, выше которой смесь взрываться не будет.
Зона, лежащая в границах нижнего и верхнего пределов взрывоопасных концентраций смеси паров нефтепродуктов с воздухом, называется зоной взрываемости или пределом воспламенения.
1.1.1. Причины пожаров и взрывов.[18, с. 37-52J
Открытый огонь, искры, разряды статического электричества, грозовые разряды, самовоспламенение, самовозгорание, пирофорные отложения:
- открытый огонь: зажженная спичка, лампа, брошенный окурок сигареты у хранилищ, у заправочной станции; проведение ремонтных работ с источником открытого огня;
- искра: выполнение работ стальным инструментом, из выхлопных труб машин, эксплуатация неисправного электрооборудования, всякая другая искра независимо от природы её происхождения;
- разряды статического электричества: нарушение системы защиты от статического электричества; плавающие на поверхности нефтепродуктов предметы могут накопить заряды статического электричества и, приблизившись к стенке резервуара, вызвать искровой разряд, который будет источником воспламенения смеси napde с воздухом; грозовые разряды, молния (при неисправности конструкции молние-защиты) могут вызвать пожары и взрывы;
- природные катаклизмы.
7
1.2. Основные правила безопасной эксплуатации АЭС.
1.2.1. В соответствии с ГОСТ 12.3.00275 безопасность производственного процесса обеспечивается выбором режима работы технологического оборудования, выбором конструкции оборудования и его размещения, профессиональным отбором и обучением работающих.
Производственный процесс приема, хранения и отпуска нефтепродуктов на АЭС осуществляется По непрерывной схеме в герметичном оборудовании, исключающем контакт работающих с нефтепродуктами.
Все резервуары с нефтепродуктами расположены на площадке АЭС под землей. Электрооборудование установлено во взрывозащищенном исполнении. Контроль и управление технологическим процессом осуществляется частично в ручном режиме, частично автоматически со щита управления операторной.
При наиболее опасных нарушениях технологического режима предусмотрена сигнализация. АЭС оснащена громко говорящей связью.
К работе на АЗС допускаются лица, прошедшие необходимую подготовку, сдавшие экзамен на допуск к самостоятельной работе.
В аварийных ситуациях действовать согласно рабочей инструкции по охране труда и оперативной части ПЛАСа.
В основу разработки мероприятий по безопасному ведению процесса положены действующие нормы и правила: ППБ79, НАОП 1.3.00-1.01-88 -ОПВХП 88, НАШ А.01.001-95 и др.
1.2.2 Основные мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение технологического процесса.
а) Поддерживать параметры технологических процессов АЗС в пределах норм технологического режима (температура, атмосферное давление, уровень налива нефтепродуктов в хранилища, скорость налива).
б) Обеспечивать систематический контроль давления, температуры, уровня нефтепродуктов в хранилищах, не допуская отклонений от установленных норм.
в) Перед пуском в работу необходимо проверить герметичность оборудования, арматуры, трубопроводов. При обнаружении пропусков немедленно принимать меры к их устранению.
г) Все запорные устройства должны содержаться в исправности и обеспечивать быстрое и надежное прекращение поступления или выхода продукта.
д) Категорически запрещается устранять пропуски на действующих трубопроводах, оборудовании без их отключения и освобождения.
е) Для всего технологического оборудования, где по условиям ведения технологического процесса возможно скопление воды, устанавливается периодичность дренирования регламентом.
ж) Эксплуатировать технически исправное оборудование с исправным заземлением.
8
з) Осуществлять постоянный контроль состояния оборудования, трубопроводов, запорной арматуры с записью в оперативном журнале.
и) Контролировать правильность работы приборов измерения параметров технологического режима.
к) Отражать в вахтенном журнале параметры технологического режима перекачивания и хранения нефтепродуктов с помощью приборов КИПиА, контролировать качество нефтепродуктов.
л) Соблюдать противопожарный режим АЭС: [15, с 118]
территория должна быть спланирована таким образом, чтобы исключить попадание разлитых нефтепродуктов за её пределы; автомобили, ожидающие очереди для заправки должны находиться возле въезда на территорию АЭС, вне зоны размещения резервуаров и колонок с нефтепродуктами;
запрещается курить, проводить ремонтные и другие работы, связанные с применением открытого огня как в пределах АЭС, так и за её пределами на расстоянии не менее 20 м;
на АЭС должны быть вывешены на видных местах плакаты, содержащие перечень обязанностей водителей во время заправки автотранспорта, а также инструкции о мерах пожарной безопасности; места заправки и слива нефтепродуктов должны быть освещены в ночное время суток;
АЭС должна быть оснащена телефонной и громко говорящей связью и другие требования "Правил пожарной безопасности в Украине", м) Выполнять требования по безопасной эксплуатации АЭС согласно отраслевого нормативного акта "Правила технической эксплуатации и охраны труда на стационарных, контейнерных и передвижных АЗС". н) Контролировать состояние воздушной среды на содержание взрывоопасных концентраций паров нефтепродуктов в смотровых колодцах, о) Производить своевременную зачистку резервуаров от пирофорных отложений.
п) Соблюдать чистоту на территории АЗС.
р) О производственных неполадках и принятых мерах старший оператор сообщает начальнику АЗС.
ЬЗ.Сценарий возникновения и развития возможных аварий. Анализ причин и условий возникновения и развитии аварий.
События, способные привести к возникновению аварии (нарушение герметичности технологической системы, выход опасного вещества в окружающее пространство) могут быть разделены на две основные группы:
События 1-ой группы - события, которые могут привести к нарушению нормального технологического режима АЗС. Например: болезненное наркотическое состояние работника АЗС; износ материалов, деталей оборудования, крепежа, прокладок, сальников и т.д.; выход из строя средств защиты от статэ*
лектричества и вторичных проявлений молний; неисправность дыхательного клапана.
События 2 -ой группы - аварийные ситуации нарушения нормального технологического режима или состояния оборудования, приводящие к тому, что герметичность технологической системы может быть нарушена. Например: переполнение резервуаров, баков автотранспорта; эксплуатация негерметичного насоса топливораздаточной колонки; включение в работу негерметичных участков трубопровода; работы с искрящим инструментом и т.д.
Эти события предшествуют разгерметизации технологического оборудования (собственно аварии).
АВАРИЯ уровня А - авария, развитие которой не выходит за пределы рассматриваемого технологического блока.
АВАРИЯ уровня Б - авария, развитие которой выходит за пределы рассматриваемого технологического блока, но ограничена территорией АЭС.
АВАРИЯ уровня В - авария, развитие которой выходит за пределы, ограниченной территорией АЭС.
Сценарии возникновения и развития возможных аварий приведены в карточках опасности оборудования (стр. 17-31 ).
Главная задача обслуживающего персонала на первой стадии - предупредить аварию, т.е. выявить опасное событие, идентифицировать причину и потенциальную опасность, выполнить в необходимой последовательности в минимально возможные сроки действия по переводу технологической системы в устойчивое и безопасное состояние. При своевременных и правильных действиях обслуживающего персонала и срабатывании систем защиты авария может быть предотвращена. Перевод системы в безопасное состояние может осуществляться:
1). Без остановки технологического процесса:
-с использованием резерва;
-с ручным регулированием отдельных параметров технологического процесса;
- с изменением производительности АЗС.
2). С остановкой технологического процесса :
- с остановкой отдельных функциональных блоков,
- полная остановка в нормальном или аварийном режиме. f На второй стадии, при нарушении герметичности системы, перед обслуживающим персоналом стоит двойная задача:
-Для уменьшения количества опасного вещества в выбросе - оперативно отключить поврежденный участок (оборудование) от системы и освободить его от технологической среды.
-Выполнить необходимые действия по сохранению устойчивости системы (аналогично действиям на 1 -ой стадии) с учетом нового состояния, при отключении части оборудования.
10
Дальнейшее развитие аварии в зависимости от состава, количества и места аварии может идти таким образом:
1. При разгерметизации с выбросом жидкой фазы может сопровождаться:
• возникновением пожара пролива при наличии источника зажигания в непосредственной близости от места разгерметизации;
• испарением жидкости и образованием пожаровзрывоопасного облака с последующим продвижением его по территории предприятия (АЭС), горением при встрече с источником зажигания, взрывом;
• образованием токсичного облака из исходных продуктов и продуктов горения.
2. Разрушением оборудования, сооружений, зданий при попадании их в зону действия поражающих факторов и возникновению вторичных эффектов «домино».
3. Взрыв паро-воздушной среды или самовозгорание пирофорных отложений внутри аппарата при проникновении в него атмосферного воздуха (при вскрытии оборудования, во время ремонта).
Для АЭС характерны следующие виды аварий:
-Пожар пролива - горение проливов жидких продуктов - диффузионное горение паров ЛВЖ и ГЖ в воздухе над поверхностью жидкости.
-Огненный шар - диффузионное горение плотных, слабо смешанных с воздухом парогазовых облаков с поверхности облаков в открытом пространстве.
-Взрыв - детонационное горение - сгорание предварительно перемешанных газо- или паро-воздушных облаков со сверхзвуковыми скоростями в открытом пространстве или в замкнутом объеме.
-Хлопок - вспышка, волна пламени, сгорание предварительно перемешанных газо- или паро-воздушных облаков с дозвуковыми скоростями в открытом или замкнутом пространстве.
Наибольшую опасность для людей и материальных ценностей представляют поражающие факторы взрыва и огненных шаров:
- загорание автомобиля у топливораздаточной колонки; взрыв бензобака автомобиля; загорание топливораздаточной колонки; загорание и взрыв бензовоза и хранилищ нефтепродуктов.
1.4.Оценка поражающих факторов опасности АЭС.
К поражающим факторам при авариях на АЭС относятся:
- поражающий фактор избыточного давления на фронте падающей ударной вголны при взрывах;
- интенсивность теплового излучения пожара пролива и огненных шаров;
- воздействие токсичных продуктов горения. 1.4.1. Энергетические показатели взрывоопасности АЭС. Энергетическими показателями взрывоопасности АЗС являются следующие критерии согласно ОПВХП-88:
и
- Общий энергетический потенциал АЭС - (Е), характеризующийся суммой энергий адиабатического расширения парогазовой.. фазы, полного сгорания имеющихся и образующихся из жидкости паров за счет внутренней и внешней энергии при аварийном раскрытии оборудовании, кДж.
- Общая масса горючих паров взрывоопасного парогазового облака (т) приведенная к единой удельной энергии сгорания, кг.
- Относительный
энергетический
потенциал
взрывоопасности
(Ов) техноло
гического
блока. <•
На АЭС из суммы энергий основное значение имеет энергия сгорания парогазовой фазы - ПГФ, образующаяся из пролитой на твердую поверхность жидкой фазы (ЖФ), за счет теплоотдачи от окружающей среды.
E=G-q, кДж
где:
Е - энергия сгорания парогазовой фазы, кДж;
G - масса ЖФ, испарившаяся за счет теплопередачи от окружающегося воздуха к разлитой жидкости и, превратившаяся в парогазовую фазу (ПГФ) кг;
q - удельная теплота сгорания ПГФ, кДж/кг.
О=т„-Рж-т„, кг где:
ти - интенсивность испарения, кг/(с-м2); Рж - площадь испаряющейся жидкости, м2;
ти - время контакта жидкости с поверхностью розлива принимаемое в расчет, сек.
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОТЕНЦИАЛОВ. [3, с. 63]
|
Наименование блока |
Энергетический потенциал, Е,МДж |
Приведенная критическая масса, кг |
Относительный энергетический, потенци- |
Категория опасности |
Радиус возможных зон разрушения в блоках, м |
|
ал, qb |
|||||
|
Блок №1 Бензовоз |
20175,6 |
438,6 |
16,46 |
Щ |
8,74 |
|
Блок №2 |
|||||
|
Резервуары с нефтепродуктами |
2709 |
58,89 |
8,43 |
ш |
2,39 |
|
Блок №3 |
|||||
|
Топливораздаточ-ные колонки |
7740 |
168,3 |
11,96 |
ш |
4,37 |
12
В результате расчетов критериев опасности все блоки АЭС относятся к III категории опасности с приведенными в таблице радиусами возможных зон разрушений в блоках.
1.4.2. Критериями поражающих факторов пожаров пролива и огненных шаров являются интенсивность теплового излучения пожара пролива и огненных шаров
где: f
Ef- среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м ;
Fq - угловой коэффициент облученности;
т - коэффициент пропускания атмосферы.
Степень травмирования (степень воздействия теплового излучения) зависит от расстояния, на котором происходит воздействие поражающего фактора теплового излучения пламени пожара пролива, огненного шара на объект и определяется в зависимости от критических величин интенсивности теплового излучения, приведенных в таблице, по формуле:
[9]
г=Кл/Рп
где:
г - расстояние от фронта пламени до объекта, м;
R - коэффициент зависящий от критической величены теплового излучения
пламени; Fn - площадь пожара, м2.
Поражение людей тепловым излучением.
|
Степень травмирования |
Интенсивность теплового ния qKD , кВт/м2 |
излуче- |
|
Ожоги III степени |
49 |
|
|
Ожоги II степени |
27,4 |
|
|
Ожоги I степени |
9,6 |
|
|
Болевой порог (болезненные ощущения на коже и слизистой оболочке) |
1,4 ? |
|
1.4.3. Опасными факторами пожара, воздействующими на людей, также являются токсичные продукты горения нефтепродуктов, их распространение на определенное расстояние от очага пожара. Прогнозирование глубины зоны заражения продуктами горения нефтепродуктов осуществляется с применением методики "Прогнозирование последствий разлива (выброса) опасных химических веществ при авариях на промышленных объектах и транспорте".
13 1.5 РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ОПАСНОСТИ АЗС.
Технологическая схема АЗС состоит из трех стадий :
стадии приема нефтепродуктов из бензовозов в подземные резервуары;
стадии хранения нефтепродуктов в резервуарах до момента их перекачивания через топливораздаточные колонки для заправки авто-транспортно^ техники;
стадии заправки нефтепродуктами из подземных резервуаров автотранспортной техники через тошшвораздаточные колонки. Для выполнения расчетов критериев поражающих факторов опасности АЗС
технологическую схему АЗС можно разделить на три функциональных блока,
каждый из которых отвечает соответствующей стадии
БЛОК № 1 - бензовоз, площадь поддона - 40,5м2.
БЛОК № 2 - подземные резервуары, площадь поддонов - 25м2 каждого.
БЛОК № 3 - топливораздаточные колонки 3 шт. - площадь свободного разлития.
В качестве опасных значений поражающих факторов для АЗС принимаются: избыточное давление на фронте падающей ударной волны в результате взрыва, интенсивность теплового излучения пожара пролива и огненного шара.
1. ДЛЯ ВЗРЫВОВ.
1.1.Для оценки возможных разрушений основного технологического оборудования и смертельного травмирования людей - избыточное давление на фронте падающей ударной волны более 100 кПа, вызывающей сильные разрушения, которые могут привести к развитию аварии по принципу «домино» и переходу на уровень «Б».
1.2.Для оценки возможных разрушений зданий на территории АЗС избыточное давление на фронте падающей ударной волны более 40 кПа, вызывающей сильные разрушения, которые могут привести к травмированию находящихся в них людей.
КЗ.Для оценки
поражения людей
при непосредственном
воздействии
ударной
волны
- избыточное
давление на
фронте падающей
ударной волны
более 20
кПа,
вызывающие
легкую травму
и контузию. *
1.4.Для оценки возможности разрушения наименее прочных сооружений - избыточное давление на фронте падающей ударной волны более 10 кПа, вызывающие сильные разрушения этих конструкций.
1.5.Для оценки возможности разрушения остекления зданий - избыточное давление на фронте падающей ударной волны более 5 кПа.
14
2. ДЛЯ ПОЖАРОВ.
2.1. Для оценки возможности травмирования людей - интенсивность теплового излучения, вызывающая ожоги различной степени.
2.2. Для оценки воздействия на оборудование - площадь очага горения и время горения (для свободного разлива на поверхности слоем 5 см.), диаметр и время горения огненного шара, т.к. объекты, попадающие непосредственно в зону горения, как правило, получают сильные повреждения.
Результаты расчетов зон воздействия поражающих факторов для наиболее неблагоприятных вариантов аварии по всем технологическим блокам приведены в таблицах.
Таблица 1.2; таблица 1.3; таблица 1.4: таблица 1.5; таблица 1.6, рисунки (приложение № 1);
Таблица 1.2
[4, с.26]]
Характеристика взрывов
|
№ блока |
Оборудование и место разгерметизации |
м, (кг) ПГФ |
Радиус изобар (м) избыточного давления на фронте падающей ударной волны |
|||||
|
100 кПа |
бОкПа |
40кПа |
20кПа |
ЮкПа |
5кПа |
|||
|
1 |
Бензовоз |
118,1 |
3,42 |
5,9 |
7,61 |
18,09 |
33,57 |
44,1 |
|
2 |
Резервуары с нефтепродуктами |
63 |
2,39 |
4,13 |
5,33 |
12,66 |
23,5 |
30,87 |
|
3 |
Топливоразда-точные колонки |
180 |
4,37 |
7,53 |
9,73 |
23,12 |
42,9 |
56,35 |
|
Примечание: |
||||||||
М - масса испарившийся жидкости в ПГФ, кг.
можны
Выводы: При авариях в блоках №1-3, сопровождающихся взрывом, воз-шы разрушения оборудования, конструкций и травмирование людей в радиусе от 2,39 до 9,73 метров, а также легкие травмы и контузии в радиусе от 12,66 до 42,9 метра.Таблица 1.3 Характеристика пожаров проливов.[16,с.498],[9]
|
Сгораемые вещества |
Теплота сгорания мДж/кг t |
Приведенная скорость выгорания 1 0"2 кг/м2сек. |
Удельная теплота пожара q0, мВт/м2 |
|
Бензин |
43,000 |
.._...__ 0,58__ __ |
0,262 |
15
Таблица 1.4 Характеристика пожаров проливов [5, с. 13; 11, с. 129]
|
№ блока |
Площадь пожара Рп,м2 |
Тепловой поток пожара q, Мвт |
Время развития пожара т, сек |
|
|
1. Бензовоз |
40,5 |
о п "* j,9j |
0,24 |
|
|
3. Топливораз-даточные колонки |
225 |
20,96 |
0,56 |
q = qo'Fn,
где:ц - тепловой поток пожара, мВт, qo _ удельная теплота пожара, мВт/м2, Fn. - площадь пожара, м2.
Время горения бензина при свободном разливе по бетонной поверхности слоем 5см, со скоростью выгорания до ЗОсм/час, составляет Юмин, а для дизельного топлива, со скоростью выгорания 18 - 20см/час - 15 - 17мин. При скорости ветра 8 - Юм/сек, скорость выгорания возрастает на 30 -50%.При этом, время горения для бензина составит 5 - 7мин, а время горения для дизельного топлива-до 7,5 мин. [5, с.28]
Таблица 1.5 Тепловое излучение огненного шара.
|
Оборудование и место разгерметизации |
ПГФ, М,т |
D, м |
т, сек |
Ожоги и болевой порог на расстоянии, м |
|||
|
3 ст. |
2 ст. |
1 ст. |
БП |
||||
|
Блок № 1 . Бензовоз |
3,2 |
81,05 |
5,6 |
69,92 |
93,5 |
157,9 |
413,7 |
|
Блок №2. Резервуары с нефтепродуктами |
9,0 |
24,65 |
1,7 |
117,3 |
156,8 |
264,9 |
693,7 |
Примечание: М - масса опасного вещества, т; D - диаметр огненного шара, м; Т - время сгорания огненного шара, сек.
Радиус опасной зоны -693,7 м.
Выводы:
По результатам расчетов, приведенных в таблице 1.5 видно, что при возникновении аварии в блоках №1, 2 возможно образование огненных шаров с определенной массой, диаметром и временем сгорания. При сгорании огненного шара возникает поражающий фактор - тепловое излучение огненного шара, воздействие которого на человека вызывает у него ожоги различной степени тяжести в радиусе от 69,92 до 264,9 метра.
16
Таблица 1.6 Тепловое излучение пожара пролива
|
Оборудование и место разгерметизации |
м, т |
т, мин |
н, м |
S, м2 |
Ожоги и болевой порог на расстоянии, м |
|||
|
Зет. |
2 ст. |
1 ст. |
БП |
|||||
|
Блок№1 Бензовоз 5см пролива полная разгерметизация <• |
1,62 6,4 |
1.0 39,5 |
40,5 10 j 40,5 |
6,64 |
8,88 |
15,2 |
38,6 |
|
|
Блок №3 Топливораз-даточные колонки |
0,18 |
0,2 |
- |
225 |
15,65 |
20,93 |
35,7 |
90,9 |
Примечание: М - масса пролива, т; Н - высота пламени, м; S - площадь пролива, м2; Т - время, мин. Радиус опасной зоны - 90,9 м. Выводы:
При возникновении аварии в блоках № 1,3 в виде пожаров проливов возможно воздействие на работников АЭС поражающего фактора теплового излучения пожара пролива с получением ожогов различной степени тяжести в радиусе от 6,64 до 90,9 метра.
17
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ БЛОК №1 (БЕНЗОВОЗ)
КАРТОЧКА ОПАСНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ
№ 1
1.НАИМЕНОВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ. Бензовоз.
<•
2.ТИП ОБОРУДОВАНИЯ. Емкостное, надземное.
Горизонтальный цилиндрический сосуд со сферическими боковыми днищами
объемом 8 м3 - 1 штука.
Для перевозки нефтепродуктов.
3.НОМЕР ПОЗИЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ. Без номера.
4.НАЗНАЧЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ (осуществляемая в аппарате типовая технологическая операция) Прием, транспортировка и слив нефтепродуктов в резервуары АЗС.
5.ПЕРЕЧЕНБ ВОЗМОЖНЫХ АВАРИЙ.
-Пролив нефтепродуктов в поддон в результате разгерметизации бензовоза, фланцевых соединений штуцеров выдачи нефтепродуктов из бензовоза, трубопроводов, запорной арматуры.
-Пожар пролива (воспламенение).
-Воспламенение паров нефтепродуктов внутри бензовоза, взрыв.
-Образование паро-воздушного облака, воспламенение, взрыв.
б.ОПОЗНАВАТЕЛЬНЫЕ ПРИЗНАКИ АВАРИИ. Внешние признаки пролива, пожара, взрыва.
7. СРЕДСТВ А ЗАЩИТЫ.
Запорная арматура, дыхательный клапан, огнепреградитель.
18
Выход параметров за критические значения
Образование
пролива в под-
доне
Пожар -> пролива —|
А -3.2.2.
А-2.1.0.
А -3.2.3.
Разогрев резервуара
Взрыв в резервуаре, его разрушение, образование огненного шара
Разгерметизация (разрушение) оборудования, трубопровода
А-1.2.0.
А -3.2.0
Факель-
»
ное го- —)
рение струи
Износ или усталость материала
Вытекание струи
А- 1.3.0.
Выход из строя предохранительных устройств
В- 1.1.0.
А-1.4.0.
А -4. 1.0.
Б- 1.1.0.
Развитие аварии за пределы предприятия
Ошибки ремонтного и обслуживающего персонала
Развитие аварии на соседние блоки
Образование ударной волны
А-1.5.0.
Проявления природы (молнии, землетрясения)
B-l.U.
Б-1.1.1.,г
Интоксикация людей
Интоксикация людей
19
АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО БЛОКА №1
|
Код стадии развития аварии |
Наименование стадии развития аварийной ситуации (аварии) |
Основные принципы анализа условий возникновения (перехода на другую стадию) аварийной ситуации (аварии) и ее последствий |
Способы и средства преду-" преждения, локализации аварии |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
А-1.1.0 |
Выход параметров за критические значения. |
Повышение давления, температуры, уровня в резервуаре выше регламентных значений, скорости налива может привести к разрушению или разгерметизации оборудования (трубопровода) при отсутствии или неисправности защитных предохранительных устройств, к проливу. |
Применение испытанных защитных предохранительных устройств, поверенных средств измерения температуры, давления, уровня. Локализация аварии при помощи отсечных задвижек между блоками .Устранение пролива. |
|
А-1.2.0 |
Износ или усталость материала. |
Дефекты сварных соединений, неоднородность материалов, несоответствие марки материалов, используемых для изготовления арматуры, фланцев, требованиям правил. Использование дефектных материалов и изделий, превышение сроков эксплуатации оборудования. При превышении регламентных параметров температуры и давления может произойти разгерметизация или разрушение оборудования, трубопроводов, запорной арматуры. |
Проведение ревизий и испытаний оборудования, запорной арматуры, предохранительных устройств. Наличие поверенных средств диагностирования и дефектоскопии оборудования, проведение его планово-предупредительных ремонтов (ППР) и своевременная замена устаревшего и изношенного. Соблюдение регламентируемых ре-жимов работы, повышение прочностных характеристик оборудования и трубопроводов. Применение эффективных защитных покрытий. |
|
А-1.3.0 |
Выход из строя предохранительных устройств. |
Применение предохранительных устройств без проведения испытаний и ревизий согласно графика ППР. |
Оснащение предохранительными устройствами и дыхательными клапанами, прошедшими испытания и ревизию согласно графика ППР. |
|
А-1.4.0 |
Ошибки ремонтного и обслуживающего персонала > |
Допуск к работе обслуживающего и ремонтного персонала без соответствующего инструктажа, обучения, проверки знаний, квалификации, болезненного и наркотического состояния. |
Применение в производстве труда квалифицированного и опытного персонала по обслуживанию и ремонту оборудования. Своевременное проведение инструктажей по вопросам охраны труда и техники безопасности, проверки знаний, профессиональное обучение и профессиональный отбор. |
20
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
A-l.5.0 |
Проявления |
Выход из строя средств защиты |
Систематический контроль за |
|
природы (молнии, |
от вторичных проявлений мол- |
исправностью средств защи- |
|
|
землетрясения) |
нии. |
ты Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.),
обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.
Нужна помощь в написании работы?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Пишем статьи РИНЦ, ВАК, Scopus.
Помогаем в публикации. Правки вносим бесплатно.
Похожие рефераты: |