|
61 не имеется 13 8 Время, мин.: Неизвестно 110 67 <1 12 7 1 -5 21 13 6-15 11 7 16-30 4 2 > 30 мин. 7 4 Смертность: неизвестна 22 13 0 60 36 1 -5 52 32 6-15 17 10 16-50 11 7 >50 3 2 Ранения: неизвестны 51 30 0 30 18 1-5 35 21 615 16 10 16-50 18 11 >50 15 9 Эффект домино: неизвестен 82 50 невозможен 32 20 имеется 38 23 не имеется 13 8 В следующем разделе для наиболее опасных технологических комплексов Московского НПЗ проведены оценки риска и вероятностей аварийных ситуаций [76]. Оценка выбросов углеводородных компонентов. При рассмотрении возможных последствий аварии или утечки необходимо учитывал» подводящие и выводящие линии, трубопроводы, клапаны, фланцевые соединения и т.д. Ввиду определенной схожести указанных последствий достаточно рассмотреть следующие аварийные ситуации: разгерметизация верхних и нижних фланцевых соединений, трубопровода, разрыв трубопровода и колонны. При обычной разгерметизации в колонне могут образовываться отверстия диаметром около 5 см, а в случае полного отрыва фланца 20 см. При разгерметизации фланцевых соединений можно воспользоваться моделью истечения газа через отверстие в резервуаре. Данные представления строятся на основании следующих предположений: поведение идеального газа, полное па |
48 Продолжение табл. 1.16 1 2 ОЭ Смертность: • неизвестна 22 13 0 60 36 1-5 52 32 6-15 17 10 16-50 11 7 >50 3 2 Ранения: неизвестны 51 30 0 30 18 1-5 35 21 615 16 10 16 50 18 11 >50 15 9 Эффект домино: • неизвестен 82 50 невозможен 32 20 имеется 38 23 не имеется 13 8 В следующем разделе для наиболее опасных технологических комплексов Московского НПЗ проведены оценки риска и вероятностей аварийных ситуаций [76]. Установка ЭЛОУ-АВТ-6. Методом экспертной оценки определены наиболее опасные компоненты установки и соответствующие им потенциальные опасности и аварийные ситуации, приведены их вероятности и построены деревья отказов, а также представлены расчетные параметры выброса углеводородных фракций. Проведены расчеты пространственных характеристик распространения облаков, построены карты вероятности их распространения и карты ущерба при возгорании облаков с учетом возможных источников загорания. Рассмотрены опасности, связанные с возникновением пожаров. Наиболее опасными компонентами установки ЭЛОУ-АВТ-6 являются колонны, выход содержимого которых наружу создают наиболее опасные события. Опасные ситуации создаются также при выходе наружу содержимого трубопроводов подачи и откачки нефтяных фракций и линий циркуляционного орошения. Углеводородные фракции являются источником повышенной пожаровзрывоопасности. Эта потенциальная опасность проявляется при выходе фракций из технологической системы в атмосферу, а также при попадании воздуха в систему, 52 ) Особенностью отпарных колонн является расположение их одна над другой; причем колонна К-9 находится вверху, вследствие чего события "разрушение К-7" и "разрушение К-9" входят в список первоначальных опасных событий для колонны К-6. Ввиду конструктивной схожести колонн и их технологических процессов вероятности первоначальных опасных событий и деревья отказов колонн К-7 и К-9 можно использовать и применительно к колонне К-6. Вероятность выхода содер-2 -3 жимого колонн К-7 и К-9 наружу составляет 1,1 10 и 6,6 ' 10 соответственно. Более низкая вероятность выхода содержимого колонны К-9 объясняется ее расположением вверху и меньшей подверженностью воздействию отказов других колонн. Для вакуумной колонны К-10 конечную аварийную ситуацию "выход содержимого колонны наружу" необходимо представлять как "катастрофический выброс из колонны", так как при обычном ее повреждении выход содержимого наружу не происходит, а, наоборот, в нее засасывается воздух, который может привести к внутреннему взрыву. Согласно полученным данным вероятности конечных событий имеют следующие значения: Вид аварии Внутренний разрыв Давление выше критического Катастрофический выброс из колонны Вероятность 2.3 ■ 10 7.0 10 -4 -8 2.3 • 10 -4 Основной причиной катастрофического выброса из колонны является внутренний взрыв, в результате которого может произойти обвал тарелок, что приводит к немедленному разрыву фланцев подводящего трубопровода и выбросу углеводородных фракций в атмосферу. Оценка выбросов углеводородных компонентов. При рассмотрении возможных последствий аварии или утечки необходимо учитывать подводящие и выводящие линии, трубопроводы, клапаны, фланцевые соединения и т.д. Ввиду определенной схожести указанных последствий достаточно рассмотреть следующие аварийные ситуации: разгерметизация верхних и нижних фланцевых соединений, трубопровода, разрыв трубопровода и колонны. При обычной разгерметизации в колонне могут образовываться отверстия диаметром около 5 см, а в случае полного 53 отрыва фланца 20 см. При разгерметизации фланцевых соединений можно воспользоваться моделью истечения газа через отверстие в резервуаре. Данные представления строятся ании следующих предположении: поведение идеального газа, полное дение давления на границе резервуар / окружающая среда или в очень тонком слое непосредственно за отверстием. В соответствии с данной моделью рассмотрены выбросы газообразных фракций углеводорода из колонны К-1. Расчет массы выброса (Л4) из отверстий верха и низа колонны проводился в соответствии с методиками [86 88]: М= 0,47 -S PO (Rq -Т)'1/2 (1 Р^Р^2 где S площадь поперечного сечения отверстия; Ро давление внутри резервуара; Р] давление снаружи резервуара; Rq отношение универсальной газовой постоянной к массе 1 моля газа; Т температура выброса. Давление в колонне считалось постоянным, учитывалась разница температур и молярных весов фракций в разгерметизации верхней и нижней частей колонны. При разгерметизации (отверстие диаметром в 5 см) рассматривалась модель истечения из отверстия в трубе под давлением [89]. Результаты расчетов представлены в табл. 1.18. Таблица 1.18 Результаты расчета для колонны К-1 Событие Вероятность Время выброса, мин Масса выброса, кг 1 2 3 4 Трубопровод подачи нефти: разгерметизация фланца 4,3 • КГ4 < 1 2,3 • 103 1,1 • 10л <5 1,2 • 104 4,3 • 10'5 < 15 3,6 • 104 4,3 • 10’6 > 15 >3,6 • 104 разрыв трубопровода 1,0 • 10-4 < 1 4,5 • 103 4,0 • 10'5 <5 2,3 • 104 1,0 • 10‘5 < 15 6,9 • 104 1,0 • 10’6 > 15 >6,9 -104 |