Риски при эксплуатации газоконденсатного месторождения (стр. 6 )

Разгерметизация различных емкостей и технологического оборудования приводит к утечке большого количества огнеопасного вещества в ОС. В этом случае крайне важно установление размеров облака и направления его движения, сбор информации о нанесенном ущербе. При этом особое внимание должно быть обращено на цеха с оборудованием, чувствительным к воздействию взрывов, например, дистилляционные колонны, резервуары для хранения ЛВЖ, резервуары для хранения пожаровзрывоопасных газов и др.

Значения коэффициентов отказов для типовых элементов оборудования и аппаратов, используемых в нефтепереработке и нефтехимии, приведены [1]. Отказом, сопровождающимся разрушением, является разуплотнение сосуда в результате разрыва корпуса, крышки, патрубков или болтового соединения, вследствие чего происходит быстрое истечение большого объема жидкости, находящейся под давлением.

За 300 лет наблюдений, проведенных в Великобритании
на более чем 20 000 объектов (емкостей), частота потенциаль-
ных отказов составила 6,9 · 10-4 год-1, а частота реальных отказов – 4,2 · 10-5 год-1. Результаты проведенного статистического анализа
с доверительной вероятностью 0,99 дают для верхних частот отказов следующие значения: для потенциальных отказов – 8,0 ·
10-4 год-1 и для реальных отказов – 8,3 · 10-5год-1. Причем тот факт, что 94% из общего числа отказов были вызваны трещинами, позволяет использовать приведенные частоты отказов в качестве характеристик вероятностей образования отверстий в резервуарах. При утечке нефтепродуктов из трубопровода выбрасываются фазы: жидкая, приводящая к образованию разливов на определенной площади, и парогазовая, приводящая к образованию и дрейфу парогазовоздушного облака.

В ряде работ приведены зависимости для расчета частот разрушения трубопроводов для случаев их обрыва, а также образо-вания отверстий. Удельные (на 1 погонный метр) частоты обры-вов трубопроводов различного диаметра приведены в табл. 8.14,
а удельные частоты образования отверстий в стенках трубопроводов – в табл. 8.15.

Значения частот повреждений фланцевых соединений, а также частот выхода из строя задвижек составляют соответственно 7,0 · 10-3 год-1 и 6,0 · 10-3 год-1. Однако частота выброса в атмосферу взрывоопасного вещества при повреждении фланцевого соединения или выходе из строя задвижки будет значительно меньше указанных величин (вследствие того, что не всякое повреждение будет сопровождаться выбросом).

Таблица 8.14

Удельные частоты обрывов трубопроводов

Диаметр трубопровода, мм	10	15	20	30	40	50	75	100	150	200
Частота · 10-7, год-1 м-1	24	22	21	18	15	13	9	6,3	3	1,4

Таблица 8.15

Удельные частоты образования отверстий в трубопроводах

Диаметр трубопровода, мм	5	10	15	20	30	40	50	75	100
Частота · 10-7, год-1 м-1	35	26	19	14	8	4,4	2,4	0,5	0,12

 

Частоты «холодного» разрушения резервуаров и возникновения утечек из них, а также утечек, связанных с образованием трещин в резервуарах, составляют 2,6 · 10-6 год-1 и 8,3 · 10-5 год-1 соответственно.

Для наиболее опасных технологических комплексов на примере НПЗ топливно-нефтехимического профиля можно указать на следующие объекты с высокими значениями риска и вероятностей аварийных ситуаций [1].

Установка первичной переработки нефти мощностью 6,0 млн т (ЭЛОУ-АВТ-6). Наиболее опасные компоненты установки – колонны, утечка содержимого которых создает наибольшие угрозы. Опасные ситуации создаются также при выходе наружу содержимого трубопроводов подачи и откачки нефтяных фракций и линий циркуляционного орошения.

К потенциально опасным событиям приводят следующие аварийные ситуации: разрыв подводящих трубопроводов; разгерметизация технологического оборудования вследствие разрушения фланцевых соединений (падение тарелок колонны вследствие внутреннего взрыва); трещина, разрушение или разрыв корпуса колонны изнутри (ввиду повышения давления, снижения прочности корпуса и т. д.).

По методике деревьев отказов были проведены расчеты вероятностей аварийных ситуаций. В частности, для атмосферной колонны К-2 были получены следующие результаты (табл. 8.16).

Таблица 8.16

Вероятности аварийных ситуаций для колонны К-2

Вид аварии	Вероятность
Выход содержимого колонны наружу	9,8 · 10-2
Повреждение корпуса внешним воздействием	2,0 · 10-6
Разрыв корпуса изнутри	1,0 · 10-6
Разгерметизация арматуры	2,8 · 10-2

Такой вид аварии, как «разрыв корпуса изнутри», происходит мгновенно и не может быть ликвидирован. Необходимо отметить, что колонна К-2 – самая большая по объему, и низкая вероятность события «разрыв корпуса изнутри» (1,0 · 10-6) является важной характеристикой безопасности ее функционирования.

Аналогичные расчеты проводились и для колонны вторичной перегонки К-4, отпарных колонн К-6, К-7, К-9 и других компонентов установки. При этом вероятность риска аварии изменяется от 1,5·10-2 (выход содержимого К-4 наружу) до 3·10-6 (повреждение корпуса внешним воздействием). Для разгерметизации аппаратуры типичны значения вероятности 4,7-6,1·10-3.

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 аварийных ситуаций имеют значения:

·  внутренний разрыв – 2,3 · 10-4;

·  давление выше критического – 7,0 · 10-8;

·  катастрофический выброс из колонны – 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.

Газораспределительная станция (ГРС) – объект, емкости которого предназначены для постоянного обеспечения потребителей УВ-фракциями. Мощность ГРС в течение года меняется незначительно, поскольку скорость наполнения и опустошения емкостей практически постоянна. Наиболее опасны на ГРС случаи, сопровождающиеся выбросами больших объемов сжиженных фракций УВ. Некоторые количества сжиженного газа могут выбрасываться из системы через клапаны или в результате разрыва газопроводов. Классификация источников аварийных ситуаций приведена на рис. 8.6.

Эксплуатация резервуара со стационарной крышей приводит к загрязнению атмосферы с образованием взрывоопасной паровоздушной смеси – основного фактора пожара. Потери УВ при транспорте нефти на предприятия и при хранении составляют около 2% от объема добываемой нефти. Из них около 75% приходится на испарение нефтепродуктов из резервуаров со стационарной крышей. При этом среднегодовые потери от «больших дыханий» составляют 0,14% от объема хранимого нефтепродукта, а от «малых дыханий» – 0,01-0,06%.

Выбросы УВ в воздушный бассейн при хранении нефти и нефтепродуктов

Давление паров продукта, кПа	Из резервуаров
со стационарной крышей	с плавающей крышей или понтоном
Число	Потери, тыс. т	Число	Потери, тыс. т
10,5-35,5	5840	406,0	7093	64,0
35,5-62,7	1396	135,0	3357	61,0
62,57-76,5	49	16,0	218	9,0

При нормальной эксплуатации

нефтепродуктами, из резервуаров

Классификация источников аварийных ситуаций на ГРС

Основными источниками зажигания на работающих резервуарах являются: разряды атмосферного электричества, электрические искры, фрикционные искры, открытое пламя, самовозгорание пирофорных отложений. Типовая схема анализа вероятных сценариев развития пожара при хранении больших масс нефти и нефтепродуктов, по которой предусматривается постадийное развитие пожара на 3-х уровнях в зависимости от масштабов и тяжести последствий, рассматривается для различных сценариев развития пожаров в резервуарных парках. Каждая аварийная ситуация может иметь несколько стадий развития. При сочетании определенных условий стадии могут быть приостановлены, перейти в следующую стадию развития или на более высокий уровень

Для того чтобы определить, какие явления могут внести вклад в различные нарушения и ошибки, приводящие в конечном итоге к катастрофической аварии, разработано «дерево отказов» для одной емкости и связанного с ней оборудования.