3  

РЕФЕРАТ 

Пояснительная записка содержит 93 страницы машинописного текста, 30

таблиц, 6 иллюстраций и 3 технологические схемы. При работе над дипломным

проектом было использовано 30 литературных источников.

ПОВЫШЕНИЕ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НА УСТАНОВКЕ УПТН

Настоящий дипломный проект посвящен разработке мероприятий по

предотвращению возможных чрезвычайных ситуаций на установке УПТН.

В процессе выполнения дипломного проекта проведен литературный обзор,

в котором описаны причины возникновения аварийных ситуаций, их виды,

условия возникновения и развития, а также описаны противопожарные

мероприятия, проводимые на УПТН.

В основной части дипломного проекта приведен анализ состояния

промышленной безопасности производства, дано описание технологической

схемы установки УПТН. 

В экономической части дипломного проекта выполнен сравнительный

расчет ущерба от аварий между действующей системой пожаротушения и

сигнализации, и новой системой СУ АУПТ

В заключении сделан отчет о проделанной работе.

 

   

5  

СОКРАЩЕНИЯ

СУ АУПТ – система управления автоматической установки пожаротушения

АППЗ - Автоматическая Противопожарная Защита

АУП - автоматическая установка пожаротушения

РВС – резервуар вертикальный стальной

ЦПС - центральный пункт сбора нефти и газа

БУЗ - блоки управления задвижками

КИП и А – контрольно – измерительные приборы и автоматика

ТПП – территориально производственное предприятие

ООО – общество с ограниченной ответственность.

ЛВЖ – легковоспламеняющиеся жидкости

ГЖ – горючие жидкости

ЧС - чрезвычайные ситуации

УПТН – установка переработки товарной нефти

УПН – установка подготовки нефти

АРМ - автоматизированное рабочее место

м/р - месторождение

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод

АСУТП – автоматическая система управления технологическими процессами

ПАЗ – противоаварийная защита

АТ – атмосферно трубчатая

   

7  

7 Основные опасности установки………………………………………………..43

7.1 Перечень наиболее значимых факторов,. влияющих на показатели

риска……………………………………………………………………………….46

8 Оценка уровня опасности установки…………………………………………46

9 Ситуационные планы…………………………………………………………..47

9.1 Оперативная часть плана по локализации и ликвидации аварийных ситуаций

уровня «Б»……………………………………………………………..50

10 ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ………………………………………………………..61

11 Особенности объекта управления, влияющие на проектные решения по

автоматизируемым функциям…………………………………………………..70

12 Экономическая часть………………………………………………………....74

12.1 Расчета ущерба от аварии действующей системы пожаротушения и

сигнализации……………………………………………………………………..74

12.2 Прямые потери …………………………………………………………….75

12.3 Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии ……..76

12.4 Социально-экономические потери Ущерб, нанесенный персоналу

предприятия……………………………………………………………………...77

12.5 Косвенный ущерб…………………………………………………………..79

12.6 Экологический ущерб……………………………………………………...81

12.7 Потери при выбытии трудовых ресурсов………………………………...82

13 Расчета ущерба от аварии новой системой СУ АУПТ……………………..83

13.1 Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии ………85

13.2 Косвенный ущерб…………………………………………………………...86

13.3 Экологический ущерб………………………………………………………87

Заключение……………………………………………………………………….89

Список использованной литературы…………………………………………….90

ПРИЛОЖЕНИЕ…………………………………………………………………...93

   

9  

пожарной автоматики необходимо производить поэтапно, исходя из категории

производства, класса возможного пожара, группы важности объекта, а также

механизма и способа тушения.

В связи с вышесказанным, целью дипломного проекта является повышение

пожарной безопасности на установки УПТН-2 внедрением системы

Автоматической Противопожарной Защиты.

Известно, что за последние десятилетия во многих сферах человеческой

деятельности явно прослеживается громадный скачек в развитии науки и техники.

В деятельности человека, по геометрической прогрессии, внедряется

компьютеризация и автоматизация. Появляются новые строительные и

отделочные материалы, дорогостоящее оборудование, высокие и наукоемкие

технологии, которые более эффективные, но в тоже время могут нести в себе

большую опасность, в том числе и пожарную. Не надо забывать о культурных

ценностях, которые может утратить человечество по своей безопасности и

халатности, потеря которых несравнима и неоценима ни с какими физическими

ценностями. И чтобы снизить вероятность потерь, человек прибегает к различным

мерам защиты. Человек старается максимизировать безопасность своего

имущества, своей жизни как дома, так и на рабочем месте. Одно из направлений

защиты — противопожарная защита. Противопожарную защиту можно

осуществить несколькими способами и видами. Например, внедрением систем

Автоматической Противопожарной Защиты, (в дальнейшем АППЗ), которые

являются одним из наилучших видов противопожарной защиты. Внедрение и

правильное обслуживание пожарной автоматики, и систем АППЗ в целом,

приводит к эффективной защите тех помещений, где она установлена, путем

обнаружения, сообщения и подавления очага горения в начальный момент пожара

[17].

В тоже время, проектирование установок пожарной автоматики, является

сложным процессом. От того насколько качественно он выполнен, зависит

эффективность АППЗ. Поэтому, проектирование АППЗ должно предшествовать

решение целого ряда вопросов, связанных с анализом пожарной опасности

   

11  

1.1 Организационная структура управления

«Лукойл - Западная Сибирь»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО НЕФТЯНАЯ КОМПАНИЯ «ЛУКОЙЛ»

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ

«ЛУКОЙЛ – ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

ТПП

«Когалым-

нефтегаз»

ТПП

«Урай-

нефтегаз»

ТПП

«Лангепас-

нефтегаз»

ТПП

«Покачев-

нефтегаз»

ТПП

«Ямал-

нефтегаз»

ТЕРРИТОРИАЛЬНО – ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

«КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ»

Нефтеперерабатывающий завод

   

13  

является противоточный многократно-ступенчатый контакт жидкости (флегмы),

стекающей вниз, и паров, поднимающихся вверх, на тарелках ректификационной

колонны. При этом пары в результате контакта с жидкостью конденсируются на

тарелке, испаряя одновременно из жидкости более легкие пары, которые

поступают на вышележащую тарелку. Таким образом, по высоте колонны

фракции нефти облегчаются и обогащаются низкокипящими компонентами.

Важнейшими параметрами ведения процесса являются температура и

давление.

Повышение давления уменьшает объем паров, дает возможность повысить

производительность, однако из-за снижения относительной летучести

компонентов ухудшает ректификацию, снижает четкость ректификации.

Температура в колоннах регулируется температурой входа сырья, а в местах

отбора фракций – подачей орошения. При повышении температуры низа колонны

(входа сырья) утяжеляется остаток, повышается четкость разделения, однако

нагрев нефти выше 320оС приводит к ее разложению, газообразованию и

коксообразованию.

Повышение температуры на тарелках позволяет получить продукты

утяжеленного состава по концу кипения. Подача орошения в количествах сверх

оптимальных приводит к повышению давления в колонне, ухудшению процесса

ректификации.

С целью антикоррозионной защиты оборудования предусмотрена подача 2-

5% раствора ингибитора коррозии в шлемовую линию колонны К-1.

   

15  

Продолжение табл.1.4

3.Давление насыщенных паров, мм рт.ст., не более 4.Кислотность,мг КОН на 100 мл бензина, не более 5.Содержание фактических смол, мг на 100 мл бензина 6.Содержание серы, %, не более 7.Испытание на медной пластине 8.Содержание водорастворимых кислот и щелочей 9.Содержание воды и мех.примесей

700 1 2 0,05 выдерживает отсутствие

отсутствие

4 Дизельное топливо

ГОСТ 305-82

1.Плотность,кг/м3, при 20оС 2.Фракционный состав, оС: 50%, не выше 96%, не выше 3.Кинематическая вязкость, мм2/с(с СТ) при 20оС, не ниже 4.Коэффициент фильтруемости, не более 5.Температура застывания, оС, не выше, для холодной климатической зоны 6.Температура помутнения,оС, не выше, для холодной климатической зоны 7.Температура вспышки, определяемая в

летнее 860 280 360 3-6 3 - - 40

зимнее 840 280 340 1,8-5 3 -45 -35 35

   

17  

Для перегонки нефти принята одноступенчатая схема перегонки.

Перегонка нефти осуществляется в двух последовательно работающих

ректификационной и отпарной колоннах. Основным условием ректификации

является противоточный многократно-ступенчатый контакт жидкости (флегмы),

стекающей вниз, и паров, поднимающихся вверх, на тарелках ректификационной

колонны. При этом пары в результате контакта с жидкостью конденсируются на

тарелке, испаряя одновременно из жидкости более легкие пары, которые

поступают на вышележащую тарелку. Таким образом, по высоте колонны

фракции нефти облегчаются и обогащаются низкокипящими компонентами.

Важнейшими параметрами ведения процесса являются температура и

давление.

Повышение давления уменьшает объем паров, дает возможность повысить

производительность, однако из-за снижения относительной летучести

компонентов ухудшает ректификацию, снижает четкость ректификации.

Температура в колоннах регулируется температурой входа сырья , а в

местах отбора фракций – подачей орошения. При повышении температуры низа

колонны (входа сырья) утяжеляется остаток, повышается четкость разделения,

однако нагрев нефти выше 320оС приводит к ее разложению, газообразованию и

коксообразованию.

Повышение температуры на тарелках позволяет получить продукты

утяжеленного состава по концу кипения. Подача орошения в количествах сверх

оптимальных приводит к повышению давления в колонне, ухудшению процесса

ректификации.

С целью антикоррозионной защиты оборудования предусмотрена подача 2-

5% раствора ингибитора коррозии в шлемовую линию колонны К-1 [ 29 ].

   

19  

Нагретая до температуры 80-100оС нефть поступает в печь нагрева нефти П-

1. Температура нефти на входе в печь регистрируется прибором поз. TR-104/7.

Температура нефти на выходе из печи П-1 поддерживаются прибором поз.

TRCSL-112 в пределах 280-329оС, регулирующий клапан прибора установлен на

линии подачи топливного газа в печь П-1. Топливный газ в печь П-1 поступает с

установки подготовки газа.

После печи П-1 нефть с температурой 280-329 оС и давлением 1,0-1,6

кгс/см2 подается на пятую тарелку ректификационной колонны К-1. В зоне

питания колонны К-1 производится контроль температуры по прибору поз. TR-

102/3.

Давление и температура в верхней части колонны К-1 регистрируется

приборами поз. PRAHL-203 и TRC-103 соответственно.

Легкие фракции из колонны К-1 по шлемовой линии поступают в

воздушный холодильник ВХ-1,2, где охлаждаются, конденсируются и с

температурой 30-60оС поступают в сепаратор Е-1Б. Контроль температуры

осуществляется по приборам поз.TR-104/1 и TR-104/8. Для предотвращения

коррозии оборудования, в шлемовую линию подается ингибитор коррозии из

емкости установки блока реагентов БР2,5.

Схемой предусмотрена подача газового конденсата в сепаратор Е-1Б с

установки подготовки газа. Углеводородный газ с установки подготовки газа

подается в теплообменник Т-1, где нагревается до температуры 40-70оС за счет

мазута, поступающего из колонны К-1, и далее в сепаратор Е-1Б. Контроль

температуры осуществляется по прибору поз.TR-104/5.

Несконденсировавшиеся газы из верхней части сепаратора Е-1Б

направляются на установку подготовки газа или на факел низкого давления на

ЦПС. Давление в сепараторе Е-1Б регулируется прибором поз. PRCAHL –209,

регулирующий клапан которого установлен на линии вывода углеводородных

газов. Уровень бензиновой фракции в сепараторе Е-1Б измеряется и

   

21  

теплообменник Х-10/1,2 измеряются температура поз. TIR-102/6, давление поз.

PI-281. Температура после теплообменника Х-10/1,2 регистрируется прибором

поз. TIR-102/7, давление – поз. PI-280. Пройдя межтрубное пространство

теплообменника Х-10/1,2, мазут поступает на узел учета, где регистрируется

температура поз. TI-170, давление поз. PI-273 и расход FQ-370/1,2. Кроме того,

фильтра типа ФС-80х16 установленные на потоке мазута, обеспечивают очистку

от механических примесей. Для контроля за чистотой фильтра, на линии входа и

выхода из него мазута, установлены манометры поз. PI-271, 272, 273. При

превышении перепада на манометрах больше допустимого значения их

подвергают чистке и промывке. После узла учета мазут уходит на ЦПС, где

смешивается с товарной нефтью.

Некондиционная нефть идущая с НПЗ на ЦПС, также проходит через узел

учета, где регистрируются давление поз. РI-277, 278, 279, температура поз. TI-172

и TIR-104/11 и расход поз. FQ-372/1,2.

Уровень в кубе колонны К-1 регулируется и регистрируется прибором поз.

LRCAHL-503, клапан которого установлен на напорном трубопроводе насоса Н-

1/1,2.

При накоплении в товарном парке готовой продукции бензиновой фракции,

удовлетворяющей требованиям ТУ-035.001500-88 и дизельной фракции,

удовлетворяющей требованиям ГОСТ 305-82, эти продукты направляются в

товарный парк НПЗ.

Откачка производится насосами Н-4/1(бензиновой фракции) и Н-4/2

(дизельной фракции) [ 29 ]. Технологическая схема УПТН-2 – Приложение 2.

   

23  

Продолжение таблицы 3.1

5 Сепаратор отделения бензиновой фракции от воды и нескондесировавшихся газов

Е-1Б I 09Г2С Ввод ингибитора коррозии

Длина-4500 мм Диаметр-2400 мм Давление расчетное-12,5 кгс/см2 Температура расчетная-200оС Объем-25 м3

6 Теплообменник нагрева газового конденсата

Т-1 I ВС3Сн5 Поверхность-19 м2 Диаметр-426 мм Длина трубок 3000 мм Давление расчетное трубок-25 кгс/см2 Давление расчетное кожуха-23,2 кгс/см2 Температура расчетная-100оС

7 Холодильник для охлаждения дизельной фракции

Х-3 I ВС3Сн5

8 Холодильник для охлаждения бензиновой фракции

Х-1 I ВС3Сн5

9 Насос для перекачки мазута

Н-1/1,2 II Сталь 25Л Центробежный консольный марка НК-12/40 Производительность-12м3/ч Дифференциальный напор- 40 м ст.ж.Электродвигатель 2В100 2 во взрывозащищенном исполнении I Ex IIBT4, мощность 5,5 кВт, 380/660 В 2890 об/мин

10 Насос для перекачки бензиновой фракции

Н-2/1,2 II Х18Н10ТЛ Центробежный консольный ХЕ-50-32-250К-55 Производительность-12,5 м3/ч Дифференциальный напор- 80 м Электродвигатель АИМР-160F2 мощность15 кВт, 3000 об/мин

   

25  

18 Емкость для дизельного топлива

Е-7 I 16ГС Диаметр-2400 мм Давление расчетное-10 кгс/см2 Температура расчетная-100оС Объем-50м3

19 Дренажная емкость ЕПП-25-2000-1024-2-2 с насосом погружным

ДЕ I 16ГС Диаметр-2000 мм Давление расчетное-0,7 кгс/см2 Температура расчетная-60оС Объем-25м3

20 Сепаратор газовый

СГ-2 I 16ГС Диаметр-1000 мм Давление расчетное-13,5 кгс/см2 Температура расчетная-200оС Объем-2 м3

21 Установка блочная для дозирования ингибитора БР-2,5М-VI

БР-1 I 16ГС Габариты 3680х2300х2420 мм Производительность сырьевого трубопровода-500-1000 т/сут. Производительность насоса-дозатора-2 л/ч Максимальная потребляемая мощность 5,8 кВт

22 Рекуперативный теплообменный аппарат ТТ 22-57/108-1-16

Х-10/1,2 2 09Г2С

23 Фильтра типа ФС-VI-150

Ф-02/1,2 2 09Г2С D = 430 мм H = 1100 мм m = 63,1 кг

24 Фильтр типа ФС-VI-80

Ф-03/1,2 2 09Г2С D =219 мм H = 368 мм m = 43,52 кг

 

   

27  

находится на стадии частичной автоматизации, при которой автоматизированы

более или менее основные процессы и в меньшей мере вспомогательные

операции. При этом управление осуществляется автоматическим

регулирование и контролем отдельных технологических параметров.

Конечной целью автоматизации является создание полностью

автоматизированных производств, где роль человека сведена контролю за работой

проборов и их наладке [ 30 ].

4.2 Структура контроля и управления

Оперативный контроль и управление ходом технологического процесса на

объекте НПЗ осуществляется из помещения операторной. Для этой цели здесь

устанавливают щит оператора с приборами, отражающими состояние

технологического процесса, на котором сигнализируются отклонения от нормы

наиболее важных технологических параметров и аварийных остановок

основных агрегатов. Органы дистанционного управления электропроводами

монтируются на пульте оператора. Питающая и расчетная аппаратура, не

требующая постоянного наблюдения со стороны оператора НПЗ, устанавливается

в шкафах питания и релейных, которые размещены за фасадом щита оператора.

Кроме того, на отдельных объектах НПЗ проектируется местные щиты

контроля и управления (насосная реагентного хозяйства, компрессорная станция,

П – 102, канализационные очистные сооружения и др.), Сигнал аварии с местных

щитов контроля и управления выносится на щит оператора. Получая информацию

о состоянии того или иного объекта, оператор имеет возможность

проанализировать создавшееся положение и принять соответствующие меры об

управляющем воздействии на объект. Текущая информация заносится оператором

в вахтовый журнал [ 30 ].

Для производственных объектов НПЗ предусматривается автоматизации на

уровне комплексной. Относительная сложность и разнообразие

технологического процесса, потребность в дистанционном управлении и контроле

   

29  

искробезопасности, однако, в зимнее время они доставляют немало хлопот

обслуживающему персоналу из – за перемерзания пневмолиний. Для обеспечения

бесперебойной работоспособности автоматики требуется постоянное присутствие

персонала и большое количество запчастей.

Данное оборудование имеет ограниченные возможности архивирования

текущих и аварийных параметров процесса (на бумажных рулонах, без меток

времени), не сохраняет последовательности действий технологического персонала

при аварийных ситуациях.

Ход технологического процесса фиксируется в вахтовых журналах вручную.

При этом не исключена возможность ошибок и преднамеренного искажения

информации (человеческий фактор). Обмен информацией с комплексной

информационной системой НПЗ невозможен, передача сводок производится по

телефону.

Сама по себе такая система не имеет возможности гибкого перенастраивания

и при изменении технологического режима или замене оборудования требует

много времени на переналадку.

Комплексной системы противоаварийной защиты (ПАЗ) на установке нет,

ПАЗ реализована в основном на пневматических приборах, блоках сигнализации,

реле имеющих большую инерционность и не обеспечивающих заданного

быстродействия. В целом существующая ПАЗ не удовлетворяет требованиям

правил безопасности.

Сегодня оптимизация и автоматизация производственной деятельности

является одной из основных задач стоящих как перед иностранными, так и перед

отечественными производственными компаниями во всех отраслях

промышленности, т. к. большинство проектов создавалось в 70-е и 80-е годы и в

настоящее время выработали свои ресурсы, устарев и морально, и материально.

Повышение требований к безопасности производства, к качеству

изготавливаемой продукции требуют от производителя решительных мер по

внедрению современных технологий.

   

31  

помещению, зоне присваивается категория и класс по пожаро– и

взрывоопасности. В целях предотвращения разлива нефти резервуары с

нефтью, пластовыми и сточными водами имеют обвалования, а площадки

наружных технологических установок - бортовое ограждение.

Для размещения пожарной техники и личного состава пожарной

охраны предусмотрено пожарное депо на 4 автохода. Радиус обслуживания

пожарным депо объектов составляет не более 2 км.

Резервуары с нефтью, а также резервуары О.С. объемом 5000 м3,

нефтенасосные станции оборудуются автоматической системой

пожаротушения.

Резервуары О.С. объемом 5000куб.м. оборудуются стационарно

установленными генераторами пены ГПСС-2000 с вынесенными

раздаточными патрубками за обвалование резервуарного парка.

В систему автоматического пожаротушения входят следующие

сооружения:

- две наземные емкости раствора пенообразователя объемом 100 м3.

каждая;

- насосная подача раствора пенообразователя в блочном исполнении

с двумя насосами;

- камеры задвижек;

При возникновении пожара на любом из защищаемых объектов

срабатывает датчик - извещатель, дающий импульс на включение

оборудования и открытия задвижки в направлении горящего объекта.

Раствор пенообразователя по трубопроводу подается к

пеногенераторам, превращаясь пену, орошает горящую поверхность.

После тушения пожара отключается оборудование и отключается

задвижка.

Трубопроводы от камер задвижек до защищаемых объектов

(сухотрубы) опорожняются через спускные вентили.

Для тушения пожаров небольших количеств на открытой

   

33  

Первичные средства пожаротушения

Первичные средства пожаротушения предназначены для ликвидации

незначительных очагов пожара, вспыхнувших на участке, обслуживающим

персоналом.

К первичным средствам пожаротушения относятся:

1. Огнетушители углекислотные ОУ-5, ОУ-25, ОУ-500.

2. Огнетушители порошковые ОПУ-10, ОПУ-5, ОП-50.

3. Ведра.

4. Лопаты.

5. Песок.

6. Пожарные краны в производственных помещениях.

Первичные средства пожаротушения: огнетушители ОПУ-5, ОПУ-10,

ОУ-5, лопаты, ведра размещены на пожарных щитах, возле которых на-

ходится также песок, используемый для противопожарных целей.

Пожарные щиты размещены на территории производственных площадок

установки, резервуарного парка согласно норм оснащения.

Пожарные краны укомплектованы пожарными рукавами и стволами и

подключены к водопроводу, проходящему по периметру здания тех.

насосной.

 

 

   

35  

Таблица 6 - Анализ известных аварий, связанных с обращающимися опасными

веществами

№ п/п

Объект, дата, категория аварии

Причина аварии Краткая характеристика аварии

Описание ущерба оборудованию и производству

1 2 3 4 5

1 Ярославский завод СК.

Склад ЛВЖ, 28 февраля 1981 г.

Разгерметизация уплотнения, насосы перекачивания пиперилена.

Создалась загазованность помещения насосной и в момент отключения эл. двигателя произошёл взрыв в моторном отделении с последующим загоранием продукта.

Пострадали 4 человека, ожоги различной степени.

2 Стерлитамакское АО «Каучук».

Цех И-5в,

04.12.82 г.

Разрыв прокладки во фланцевом соединении насоса поз.5/II.

Разлив кубовых остатков с последующей загазованностью насосной и прилегающей территории.

-

3 Тольяттинское ПО «Синтезкаучук».Склад

жидких продуктов,1984г.

Разгерметизация торцевого уплотнения насоса.

При подаче бутанбутиленовой фракции в технологический цех разгерметизировалось торцевое уплотнение насоса, произошел выброс углеводородов и загазованность помещения.

-

1) Поломка зубчатой муфты, соединяющей насос Н-10/2 с эл. двигателем.

2) Разгерметизация монометрической сборки в месте

Истечение ГЖ и ее воспламенение от образовавшихся искр (накидная гайка для крепления манометра, выполненная в соответствии с ОСТ, не обеспечила надежного резьбового соединения из-за малой ее высоты), с

-

   

37  

14.11.92 г. клапанной сборки в апп. поз.306/2.

306/2, что привело к большой загазованности.

10 Стерлитамакское АО «Каучук».

Цех И-3,

18.06.93 г.

Нарушение правил пуска колонны в работу.

Была допущена загазованность территории между цехами И-3 и И-2 во время пуска колонны поз. 30/1 цеха И-3.

306 тыс. руб.

11 26.10.93

г.Ярцево, Смоленская область

Нарушение технологии операций

В РСУ -2 города в районе станции при разогреве емкости с битумом произошло его возгорание

Пострадавших нет

12 Установка фракционирования

углеводородного сырья

Колонна разделения смеси изобутана, н-бутана и бензина.

Отрыв по сварному шву дренчерного вентиля, установленного на циркуляционном жидкостном трубопроводе, соединяющем колонну с выносным испарителем

Взрыв облака ПВС при разгерметизации трубопровода.

На трубопроводе на уровне земли образовалось отверстие размером 32 мм, через отверстие в течение 10 мин происходил выброс жидкостной фазы из испарителя и из кубовой части колонны, после чего в течении 2 мин выбрасывалась паровая фаза углеводородов. Общее количество выброшенной жидкости составило 14,53 т, количество поступивших паров оценивается величиной 307 кг. В результате испарения жидкости образовалось облако массой 9000 кг

Выброс углеводородов массой 14,53 т. В результате взрыва глубина зоны сплошных завалов составила около 100 м (полностью разрушены здания насосной, операторной, механического цеха, технологическое оборудование и коммуникации)

13 30.03.94

ПО

Нарушение инструкции по подготовке оборудования к

При производстве огневых работ на подземной емкости, предназначенной для

Три человека погибли и один госпитализирован.

   

39  

6.3 Анализ аварийных ситуаций, условия их возникновения и развития Таблица 15 - Анализ аварийных ситуаций, условия их возникновения и развития

№ п/п

Наименование аварийной ситуации

При каких условиях возможна аварийная ситуация

Возможное развитие аварийной ситуации

Основные принципы анализа условий возникновения аварийной ситуации

Способы и средства предупреждения, локализации

и ликвидации аварийной ситуации

1 2 3 4 5 6 1. Выброс

технологической среды из аппаратов.

1. Находящиеся на установке вещества представляют опасность: бензин - легковоспламеняющаяся жидкость; дизтопливо - легковоспламеняющаяся жидкость; мазут – горючая жидкость; При наличии источника инициирования возможно возгорание (взрыв), с последующим термическим поражением (поражением ударной волной) персонала и оборудования.

Проведение учебно-тренировочных занятий по ПЛАС. Ежемесячный контроль состояния технологического оборудования и ПАЗ. Блокирование аварийной аппаратуры. Наличие электрооборудования во взрывоопасном исполнении. Вывод людей из опасной зоны.

1.Разгерметизация трубопровода, оборудования.

Проверка соответствия технологического оборудования, трубопроводов, запорной арматуры требованиям правил безопасности. Оценка качества и степени износа сварных соединений. Соответствие принятой системы планово-предупредительных ремонтов требованием правил безопасности.

Соблюдение требований проекта и регламента. Развитие базы диагностирования и дефектоскопии технологического оборудования. Совершенствование системы ППР. Замена изношенного и морально устаревшего оборудования.

   

41  

№ п/п

Наименование аварийной ситуации

При каких условиях возможна аварийная ситуация

Возможное развитие аварийной ситуации

Основные принципы анализа условий возникновения аварийной ситуации

Способы и средства предупреждения, локализации

и ликвидации аварийной ситуации

1 2 3 4 5 6 Проведение газоопасных и огневых работ. Работы с использованием грузоподъемных механизмов.

- оформление нарядов-допусков с разработкой в полном объеме мероприятий по подготовке и проведению газоопасных и огневых работ, осуществление контроля за их выполнением; - внедрение контрольно-обучающих тренажеров.

1.5. Внешние воздействия природного и техногенного характера.

1. Случайное механическое повреждение. 2. Аварии на энергетических сетях могут привести к прекращению тепло, водо и энергоснабжению установки. 2.1. Отключение электроэнергии 380В и 220В, при этом: - остановятся электрооборудование установки. Возможна загазованность помещения насосных.

- усиление контроля за ведением технологического режима и отсутствием загазованности на территории установки.

1.6. Постороннее вмешательство (терроризм).

Не исключена возможность проникновения посторонних лиц на территорию цеха.

- пропускной режим входа на завод; - вся территория завода по периметру огорожена забором, охраняемым мобильной группой охраны завода; - постоянное нахождение и

   

43  

№ п/п

Наименование аварийной ситуации

При каких условиях возможна аварийная ситуация

Возможное развитие аварийной ситуации

Основные принципы анализа условий возникновения аварийной ситуации

Способы и средства предупреждения, локализации

и ликвидации аварийной ситуации

1 2 3 4 5 6 продукта и площадью пролива горючей жидкости (размером помещения). Возможные источники воспламенения: (огневые работы, неисправное электрооборудование, искрящий инструмент, не соответствующая спецодежда, спецобувь). Расчет теплового излучения при пожаре в помещении представлен в таблице 19

имеет навыки по пользованию средствами пожаротушения; - вывод с территории лиц, не связанных с ликвидацией аварийной ситуации; - оцепление и ограничение службами НАСФ и собственной безопасности доступа людей и транспортных средств на участок; - пенотушение; - автоматический останов приточно-вытяжной системы в защищаемом помещении; - наличие прямой связи с диспетчером предприятия; - первичные средства пожаротушения.

4. Образование и взрыв газовоздушного облака в объеме помещения, разрушении аппаратуры, коммуникаций, травмирование

Нерациональные объемно планировочные решения, наличие застойных зон, препятствующих рассеянию облака. Недостаточная эффективность вентиляции. Наличие источников зажигания. При этом образуется ударная волна, сопровождающаяся звуковым эффектом. Расчет зон разрушений при взрыве

Организация оповещения. Исключение источников зажигания: изоляция металлических конструкций бетоном, асбестом искробезопасный инструмент. Средства пожаротушения.

   

45  

7 Основные опасности установки

На установке обращается большое количество пожаровзрывоопасных

веществ в единичном оборудовании. Процессы на установке протекают при

высоких давлениях и температурах.

Основную опасность с точки зрения разгерметизации оборудования и

возникновения аварийной ситуации представляет резервуар для хранения

бензиновой фракции РВС-4. В результате разгерметизации резервуара образуется

пролив ГЖ. С поверхности пролива происходит испарение взрывоопасных паров.

При наличии источника воспламенения может произойти взрыв на открытой

площадке.

При самых неблагоприятных обстоятельствах зоны действия поражающих

факторов могут быть следующими:

Таблица 7

Полные разрушения (70,1 кПа),м отсутствуют

Сильные разрушения(34,5 кПа),м 83,8

Граница области возможных повреждений несущих

конструкций (14,62 кПа),м 279,8

50% разрушение остекления (2,5 кПа),м 1808,5

Так как оборудование установки находится в непосредственной близости к

резервуару, то оно может быть вовлечено в максимальную аварию, что может

увеличить масштабы аварии.

Помимо аварийных ситуаций на открытой площадке возможны аварии в

замкнутом пространстве – помещении. В основном это касается помещений

насосных. При разгерметизации соединений насосов возможны пожары в

помещениях, а так же взрывы вторичных облаков, образовавшихся из пролива.

Наиболее вероятными авариями на установке являются аварии, связанные с

разгерметизацией соединений насосов и частичной разгерметизацией

   

47  

   

49  

связанных с ним трубопроводов). Частота реализации сценария составляет 4,8·10-7

год-1;

На установке наиболее вероятной аварией является пролив в замкнутом

помещении (в насосной) в результате разгерметизации фланцевых соединений

насосов по сценарию С1. Постоянных рабочих мест в зоне нет. Частота

реализации сценария составляет 3,8·10-3 год-1.

Наибольший вклад в обеспечение промышленной безопасности вносит

состояние и техническая оснащенность систем контроля, измерения, управления

технологическим процессом, противоаварийной защиты, действенность и

эффективность системы противоаварийной защиты (ПАЗ).

9 Ситуационные планы  

Ситуационные планы для наиболее крупных (тяжелых) по последствиям и

наиболее вероятного сценария аварий представлены на рис. 3, 4.

   

51  

 

Ситуационный план наиболее ве

Рис. 6 

Рис.4

Место 

наибол

аварии

   

53  

трубопроводах насосов вне блока. Задвижка Ду 80, Ру40 Вентиль Ду 32, Ру16 Задвижка Ду 50, Ру40 Отсекатель № М-11 находится на узле учета нефти

4.2. Ст. оператор вызывает дежурного электрика для снятия напряжения с электродвигателей насосов. тушит печь П-1, открывает задвижки с куба колонны К-1, К-2 и емкости Е-1Б в дренажную емкость ДЕ-1.

4.3. Оператор контролирует автоматическое открытие клапана на отсекателе № М-11 на линии подачи раствора пенообразователя на пеногенераторы в насосной блока колонн. 4.4. ДПД подает воду на охлаждение колонны К-1 и емкости Е-1Б и теплообменников Х-1,2,3 и Т-1 с лафетного ствола № 19,18. 4.5. До прибытия ПЧ-104 сменный персонал приступает к тушению пожара первичными средствами пожаротушения. 4.6. Обслуживающий персонал члены ДПД и работники ПЧ-104 приступают к ликвидации пожара с помощью пены, воды и первичных средств пожаротушения. 5. Служба безопасности: Обеспечивает беспрепятственный доступ служб, участвующих в ликвидации аварии. Участвует в оцеплении места аварии. 6. ПЧ (tприб= 5 мин): - прибывает к месту аварии; - разворачивает силы и средства; - осуществляет тушение пожара. По прибытию пожарной части ПЧ-104 действиями по локализации пожара руководит начальник караула ПЧ-104. 7. НАСФ ТПП «Когалымнефтегаз» (tприб=1 час):

   

55  

Закрывает задвижку Ду 50, Ру16 (газ) и открывает задвижку Ду 50, Ру40 (пар). Закрывает задвижку Ду 80, Ру40, Ду 100, Ру40, (нефть) около печи П-1

4.2. Оператор дублирует прекращение топливного газа на печь П-1 по месту ручными задвижками открывает подачу пара в печь П-1, закрывает задвижки подачи нефти в печь.

4.3. Начальник смены оповещает об аварии по схеме оповещения и выдвигается на место аварии для организации работы по ликвидации аварии. 4.4. Оперативный персонал производит действия по остановке объекта. 4.5. Вспомогательный персонал, дежурный приборист, электрик – разворачивают лафетный ствол № 20 и подают воду на охлаждение ближайшего оборудования и металлоконструкции. - разворачивают пеногенераторы и накрывают пеной выплескивающийся из печи нефтепродукт. 5. Служба безопасности: Обеспечивает беспрепятственный доступ служб, участвующих в ликвидации аварии. Участвует в оцеплении места аварии. 6. ПЧ (tприб= 5 мин): - прибывает к месту аварии; - разворачивает силы и средства; - осуществляет тушение пожара. По прибытию пожарной части ПЧ-104 действиями по локализации пожара руководит начальник караула ПЧ-104. 7. НАСФ ТПП «Когалымнефтегаз» (tприб=1 час): - организует прибытие аварийно-спасательного формирования на объект; - производит работы по локализации и ликвидации аварийной ситуации (разлива нефтепродуктов) с

   

57  

приступают к ликвидации пожара с помощью пены, воды и других средств пожаротушения. 5. Служба безопасности: Обеспечивает беспрепятственный доступ служб, участвующих в ликвидации аварии. Участвует в оцеплении места аварии. 6. ПЧ (tприб= 5 мин): - прибывает к месту аварии; - разворачивает силы и средства; - осуществляет тушение пожара. По прибытию пожарной части ПЧ-104 действиями по локализации пожара руководит начальник караула ПЧ-104. 7. НАСФ ТПП «Когалымнефтегаз» (tприб=1 час): - организует прибытие аварийно-спасательного формирования на объект; - производит работы по локализации и ликвидации аварийной ситуации (разлива нефтепродуктов) с помощью специальных средств, имеющихся в наличии АСФ; - действует в соответствии с указаниями ответственного руководителя работ.

Б-4. Возгорание в промежуточном товарном парке на РВС-4

Визуальное наблюдение световая и звуковая сигнализация от пожарных извещателей в операторной

Ликвидация пожара Остановка установки Включение системы пенотушения с подачей пены внутрь РВС-4

1. Средства связи - телефон, радиостанция. 2. Запорная арматура 3. Система пенотушения 4. Аварийный инструмент. 5. Средства первичного пожаротушения. 6. Техника ПЧ. 7. Техника и специальные средства НАСФ.

1. Оператор или первый заметивший пожар нажимает ближайшую к нему кнопку пожарного извещателя, вызывает ПЧ-104 по тел. 6-56-01, 01. Ст. оператор сообщает о пожаре начальнику смены по тел. 6-55-20, 6-55-33 , начальнику установки по тел. 6-55-48, директору НПЗ по тел. 6-55-08 или 71-568 и при необходимости в скорую медицинскую помощь по тел. 03. 2. Главный инженер (до его прибытия – директор завода, главный инженер завода, начальник установки, начальник смены):

   

59  

охладить металлоконструкции, стенки резервуара, трубопроводы; осмотреть место аварии, остатки НК-70 из резервуара слить в подземную емкость, отглушить резервуар заглушками и подготовить к ремонту. 4.6. Привести в порядок систему противопожарного тушения, освободить сухотрубы от пенораствора и воды. 5. Служба безопасности: Обеспечивает беспрепятственный доступ служб, участвующих в ликвидации аварии. Участвует в оцеплении места аварии. 6. ПЧ (tприб= 5 мин): Подразделения пожарной охраны устанавливают пожарные автомобили на пожарные гидранты и подают пожарную воду на нормативное количество переносных лафетных стволов на охлаждение горящего РВС-4. При необходимости проводят работы по подготовке пенной атаки для тушения горящего резервуара. По прибытию пожарной части ПЧ-104 действиями по локализации пожара руководит начальник караула ПЧ-104. 7. НАСФ ТПП «Когалымнефтегаз» (tприб=1 час): - организует прибытие аварийно-спасательного формирования на объект; - производит работы по локализации и ликвидации аварийной ситуации (разлива нефтепродуктов) с помощью специальных средств, имеющихся в наличии АСФ; - действует в соответствии с указаниями ответственного руководителя работ.

   

61  

оцеплении места аварии. 6. ПЧ (tприб= 5 мин): - прибывает к месту аварии; - разворачивает силы и средства; - осуществляет тушение пожара. По прибытию пожарной части ПЧ-104 действиями по локализации пожара руководит начальник караула ПЧ-104. 7. НАСФ ТПП «Когалымнефтегаз» (tприб=1 час): - организует прибытие аварийно-спасательного формирования на объект; - производит работы по локализации и ликвидации аварийной ситуации (разлива нефтепродуктов) с помощью специальных средств, имеющихся в наличии АСФ; - действует в соответствии с указаниями ответственного руководителя работ.

Б-6. Перегрев емкостного оборудования с ЛВЖ с последующим взрывом и пожаром.

1. Визуальное определение пламени. 2. Запах дыма.

1. Остановка технологического процесса. 2. Применение средств пожаротушения. 3. Подведение воды к источникам воспламенения.

1. Аварийная сигнализация. 2. Средства связи - телефон, радиостанция. 3. Средства индивидуальной защиты. 4. Аварийный инструмент. 5. Средства первичного пожаротушения. 6. Техника ПЧ. 7. Техника и специальные средства НАСФ.

1. Первый заметивший аварию: 1. Выявляет и оценивает аварийную ситуацию или угрозу ее по опознавательным признакам. 2. По громкоговорящей связи или по телефону оповещает персонал производства об аварии, сообщает нач. смены. 2. Главный инженер (до его прибытия – директор завода, главный инженер завода, начальник установки, начальник смены): Руководит работами по локализации и ликвидации аварийной ситуации. Контролирует прекращение всех работ, не связанных с ликвидацией и локализацией аварийной ситуации. Отдает распоряжение на оповещение об аварии начальника (диспетчера) ЦИТС, организует оказание первой помощи пострадавшим, выводит людей из

   

63  

10 ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

Нам известно за последние десятилетия во многих сферах человеческой

деятельности явно прослеживается громадный скачек в развитии науки и

техники. В деятельности человека, по геометрической прогрессии, внедряется

компьютеризация и автоматизация. Не надо забывать что нефтяная отрасль

очень пожаро- и взрывоопасна. И чтобы снизить вероятность потерь, человек

прибегает к различным мерам защиты. Человек старается максимизировать

безопасность имущества, своей жизни как дома, так и на рабочем месте.

Одно из направлений защиты — противопожарная защита.

Противопожарную защиту можно осуществить несколькими способами и

видами. Например, внедрением систем Автоматической Противопожарной

Защиты, которые являются одним из наилучших видов противопожарной

защиты. Внедрение и правильное обслуживание пожарной автоматики, и систем

СУ АУПТ в целом, приводит к эффективной защите тех помещений, где она

установлена, путем обнаружения, сообщения и подавления очага горения в

начальный момент пожара.

На данном объекте уже в течение двадцати лет не обновляли систему

пожаротушения. Осмотр и проверка существующей системы пожаротушения

установки УПТН ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

показали, что износ оборудования составил 80 %. С целью повышения пожарной

безопасности в работе предлагаю произвести капитальный ремонт системы

управления автоматической установки пожаротушения (СУ АУПТ) с заменой

устаревших шкафов релейной автоматической системы пожаротушения [2].

Цели и назначение системы

Основной целью капитального ремонта СУ АУПТ является:

замена шкафов релейной автоматической системы пожаротушения и контроля

текущих параметров на СУ АУПТ, построенную на базе современного

оборудования;

   

65  

Описание процесса деятельности

Автоматические установки пожарной защиты предназначены для

обнаружения и полной ликвидации возникшего загорания путем подачи

огнетушащего вещества или создания условий, прекращающих процесс горения.

В виде огнетушащего вещества применяют воздушно-механическую пену,

получаемую из 6%- раствора пенообразователя

УПТН обеспечен кольцевым противопожарным водопроводом на котором

установлено 19 пожарных гидрантов. Пожарный водовод запитан от пожарной

водяной насосной, имеющей 2 насоса, обвязанные по приему воды из пожарных

резервуаров РВС-26 и РВС-27, объемом по 1000м3 каждый. Для дистанционного

включения насосов водяного пожаротушения предусмотрена установка возле

пожарных гидрантов кнопок дистанционного пуска/останова насосов.

По уровням иерархии СУ АУПТ представляет собой трехуровневую

систему:

- нижний (полевой) уровень: датчики-преобразователи физических

величин (полевое оборудование КИПиА), датчики сигнализации (состояние

оборудования, пожарная сигнализация) и исполнительные механизмы;

- средний уровень: шкаф СУ АУПТ, в состав которого входит

программируемый логический контроллер , элементы автоматики, коммутации и

защиты;

- верхний уровень: уровень автоматизированного оперативного

управления (компьютер, базовое и сервисное программное обеспечение).

СУ АУПТ реализована на базе программно-технических средств,

сертифицированных Госстандартом РФ, и имеет разрешения Ростехнадзора.

СУ АУПТ имеет сертификат пожарной безопасности.

Разработка нижнего уровня по данному проекту не выполняется

В помещениях защищаемых установками пенного пожаротушения, и

перед входами в них в ПСД предусмотрена установка световой сигнализации

   

67  

- контроль исправности световой и звуковой сигнализации (по сигналу с

АРМ СУ АУПТ), в том числе оповещателей;

- отключение звуковой сигнализации при сохранении световой

сигнализации (на АРМ СУ АУПТ);

- автоматическое включение звуковой сигнализации при поступлении

следующего сигнала о пожаре от системы пожарной сигнализации;

- автоматический контроль аварийного уровня в резервуарах, в дренажном

приямке, в емкостях с пенообразователем при раздельном хранении.

На АРМ (учтено в проекте АПС) реализованы функции:

- отключения и восстановления режима автоматического пуска СУ АУПТ;

- световая и звуковая сигнализация о возникновении пожара (с

расшифровкой по направлениям);

- световая и звуковая сигнализация о срабатывании установки (с

расшифровкой по направлениям);

- световая и звуковая сигнализация об отключении автоматического пуска

насосов и установки;

- световая и звуковая сигнализация о неисправности обнаруженной

системой автоматического контроля, исчезновении напряжения на основном и

резервном вводах электроснабжения установки, об отсутствии полного открытия

задвижек запорных устройств с электроприводом в режиме подачи команды на

их открытие, неисправности цепей электроуправления запорных устройств, о

снижении ниже допустимого уровня воды (звуковой сигнал общий);

- световая и звуковая сигнализация об аварийном уровне в пожарном

резервуаре, емкости с пенообразователем (общий сигнал);

- световая сигнализация о наличии напряжения на основном и резервном

вводах электроснабжения;

- световая сигнализация об отключении звуковой сигнализации о пожаре;

- световая сигнализация об отключении звуковой сигнализации о

неисправности;

   

69  

Контроллер и модули ввода/вывода системы DirectLOGIC DL450

предназначены для следующих целей:

- приема сигналов от первичных преобразователей и вторичных приборов;

- контроля достоверности и первичной обработки информации (пересчета

параметров в физические величины, вычисления текущих значений, сравнения с

уставками и т.д.);

- программно-логического управления СУ АУПТ в соответствии с

заданными алгоритмами с коммутацией сигналов управления через реле;

- программно-логического управления, защиты и блокировки

технологического оборудования;

- приема и передачи данных на АРМ.

Промышленный неуправляемый 5 портовый коммутатор JetNet 3005

обеспечивает связь контроллера DirectLOGIC DL450 и АРМ по сети Ethernet, а

также осуществляет коммутацию с системой АПС.

Промышленный управляемый коммутатор Ethernet 10/100BaseT MOXA

EDS-408А-MM-SC обеспечивает связь контроллера с сенсорными панелями

установленными в БУЗ и насосных по оптоволоконной линии связи сети

Ethernet.

Измерительный преобразователь Turck IM34-11Ex-Ci преобразует сигнал

от датчика температуры типа ТСП в унифицированный сигнал 4-20мА.

Шкаф сигнализации представляет собой навесной шкаф одностороннего

обслуживания с открывающейся дверью. Габаритные размеры шкафа (ШхГхВ),

мм – 600×600×200.

Общий вид и компоновка оборудования в шкафу сигнализации насосной

приведены в документе Ф11/КД/182/08-1-АПТ. ВО-2 " Шкаф сигнализации в

насосной. Чертеж общего вида".

Общий вид и компоновка оборудования в шкафу сигнализации БУЗ

приведены в документе Ф11/КД/182/08-1-АПТ. ВО-3 «Шкаф сигнализации в

БУЗ. Чертеж общего вида».

   

71  

- автоматический выключатель;

- источник питания Phoenix Contact QUINT-PS-100-240AC/24DC/2,5.

Сенсорная панель 10" TFT, цветная, 64K цветов C-more EA7-T10C

обеспечивает:

- аварийную светозвуковую сигнализацию об отсутствии полного

открытия задвижек запорных устройств с электроприводом в режиме подачи

команды на их открытие;

- аварийную светозвуковую сигнализацию о неисправности цепей

электроуправления запорных устройств.

Промышленный управляемый коммутатор Ethernet 10/100BaseT MOXA

EDS-408А-MM-SC обеспечивает связь контроллера с сенсорными панелями

установленными в БУЗ и насосных по оптоволоконной линии связи сети

Ethernet.

В качестве устройства светового оповещения выбран оповещатель «Сова-

С».

Для ручного управления водяными насосами выбран пост управления с 2

кнопками XAL D213 имеющий дополнительный блок контактов ZEN L1111 для

установки на стойки-стативы.

Оборудование, применяемое во взрывоопасных зонах, имеет разрешение

на применение на опасных производственных объектах, выдаваемое

Ростехнадзором

Оборудование СУ АУПТ выбрано с соблюдением норм и правил взрыво-,

электро- и пожаробезопасности и обеспечивает безопасную эксплуатацию.

СУ АУПТ спроектирована с учетом непрерывного круглосуточного

режима работы объектов ЦППН Ватьеганского месторождения.

   

73  

принтер. Система обеспечивает связь пожарной сигнализацией ППКП «Радуга-

2а» по аналоговым каналам 4…20 мА и интерфейсу RS232.

- средний уровень представляет собой уровень контроля и логического

управления. На нем предусмотрены программируемый логический контроллер

(ПЛК), местные панели сигнализации в БУЗ и насосной станции, элементы

автоматики, коммутации и защиты, источники питания, клеммные соединители

для подключения полевого оборудования. На этом уровне реализуется обработка

информации, управление работой исполнительных механизмов по заданной

программе, запуск системы пожаротушения при обнаружении возгорания;

- нижний уровень (полевой) обеспечивает сбор и передачу информации об

оборудовании на средний уровень, а также передачу команд на управление

исполнительными органами и механизмами.

Управление и контроль за состоянием технических средств АУПТ

осуществляется либо из операторной УПТН, в которой устанавливается АРМ,

либо по месту при помощи постов управления и панелей сигнализации в БУЗ и

насосной.

Шкаф АУПТ устанавливается в операторной УПТН.

   

75  

   

77  

12.2 Прямые потери

Прямые потери, , в результате уничтожения при аварии основных

производственных фондов (здание, оборудование) составят:

Потери предприятия в результате уничтожения при аварии основных

производственных фондов (резервуар) = 6 080 000 - 80 000 = 6 000 000

руб. =6 000 тыс. руб.

Потери предприятия в результате повреждения при аварии основных

производственных фондов, :

стоимость ремонта и восстановления оборудования, машин - 200 тыс. руб.;

стоимость ремонта незначительно пострадавших соседних зданий (замена

остекления, штукатурка) - 20 тыс. руб.;

стоимость услуг посторонних организаций, привлеченных к ремонту, - 15

тыс. руб.;

транспортные расходы, надбавки к заработной плате и затраты на

дополнительную электроэнергию составили 10 тыс. руб.

Таким образом, = 200 000 + 20 000 + 15 000 + 10 000 = 245 000 руб.

= 245 тыс. руб.

Потери продукции (РВС - 10000, заполненный на 80 %, нефть пролилась

на сушу - коэффициента сбор - 60 процентов, средняя оптовая отпускная цена

нефти на момент аварии равна 1362 руб./т) составили 3,635 млн руб.

Повреждения материальных ценностей незначительны, ущерб имуществу

третьих лиц не нанесен - остальные составляющие прямого ущерба не

учитываются.

Таким образом, прямые потери, , от аварий можно определить по

формуле

, (1)

   

79  

где - расходы, связанные с локализацией и ликвидацией последствий аварии,

руб.;

- расходы на расследование аварии, руб.

= 120 000 + 100 000 = 220 000 руб. = 220 тыс.

12.4 Социально-экономические потери

Ущерб, нанесенный персоналу предприятия.

Средняя стоимость оказания ритуальных услуг, , в местности, где

произошла авария, - 20 тыс. руб.

На иждивении погибшего находилось двое детей 9 и 13 лет. Согласно пп.

2.3, 2.2 периоды выплаты пенсий по случаю потери кормильца составляют

соответственно:

(18 - 9) х 12 = 108 мес;

(18 - 13) х 12 = 60 мес.

Таким образом, весь период осуществления выплаты по случаю потери

кормильца составит 168 месяцев.

Средний месячный заработок погибшего составлял 50 тыс. руб. Жена

погибшего работает. Таким образом, размер ежемесячной выплаты на каждого

ребенка составит

50х(1 - 2/4)/2=12,5 тыс. руб. Общая величина выплаты по случаю потери

кормильца, , составит:

= 12500 х 168 = 2 100 000 руб. = 2100 тыс. руб.

Расходы на медицинскую, социальную и профессиональную реабилитацию, ,

пострадавшим из числа персонала составили:

2,4 тыс. руб. - расходы на пребывание одного пострадавшего в стационаре в

течение шести дней;

10 тыс. руб. - расходы на приобретение необходимых лекарственных средств;

30 тыс. руб. - санаторно-курортное лечение;

   

81  

12.5 Косвенный ущерб

Косвенный ущерб, , вследствие аварии рекомендуется определять как

сумму недополученной организацией прибыли, , сумму израсходованной

заработной платы и части условно-постоянных расходов (цеховых и

общезаводских) за период аварии и восстановительных работ, убытков,

вызванных уплатой различных неустоек, штрафов, пени и пр., , а также

убытки третьих лиц из-за недополученной прибыли:

, (3)

где - заработная плата и условно-постоянные расходы за время

простоя объекта, руб.;

- прибыль, недополученная за период простоя объекта, руб.;

- убытки, вызванные уплатой различных неустоек, штрафов, пени, руб.;

- убытки третьих лиц из-за недополученной прибыли, руб.

Величину рекомендуется определять по формуле

, (4)

где - заработная плата сотрудников предприятия, руб./день;

А - доля сотрудников, не использованных на работе (отношение числа

сотрудников, не использованных на работе по причине простоя, к общей

численности сотрудников);

- условно-постоянные расходы, руб./день;

- продолжительность простоя объекта, дни.

можно также определять по формуле

, (4а)

где - средняя заработная плата 1 сотрудника предприятия (или его

простаивающего подразделения), руб./день;

   

83  

= (100х100 + 50000)х10 = 600 000 руб. = 600 тыс. руб.

На предприятии производится пять видов продукции. Разница между

отпускной ценой продукции и средней себестоимостью единицы

недопроизведенного продукта на дату аварии составила 20 руб., 100 руб., 700

руб., 3500 руб., 800 руб. для каждого вида недопроизведенного продукта

соответственно. Время, необходимое для ликвидации повреждений и

разрушений, восстановления объемов выпуска продукции на доаварийном

уровне составит 10, 3, 5, 7, 10 дней. Разница между объемами среднего дневного

выпуска каждого вида продукции до аварии и среднего дневного выпуска

продукции после аварии составляет 1000, 200, 200, 50,1000 шт.

Таким образом, недополученная в результате аварии прибыль составит

20х10х1000 + 100х3х200 + 700х5х200 + 3500х7х50 + 800х10х1000 =

=10 185 000 руб. = 10 185 тыс. руб.

Убытки, вызванные уплатой различных штрафов, пени и пр., , не

учитываются, так как никаких штрафов, пени и пр. на предприятие не

накладывалось.

Так как соседние организации не пострадали от аварии, недополученная

прибыль третьих лиц не рассчитывается.

Таким образом, косвенный ущерб будет равен

= 600 000 + 10 185 000 = 10 785 000 руб. = 10 785 тыс. руб.

12.6 Экологический ущерб

В силу того что разлитие нефтепродуктов при аварии было ограничено

размерами производственной площадки, то экологический ущерб, , будет

определяться главным образом размером взысканий за вред, причиненный

продуктами горения нефти и нефтепродуктов.

   

85  

, (8)

где - полный ущерб от аварий, руб.;

- прямые потери организации, эксплуатирующей опасный

производственный объект, руб.;

- затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии, руб.;

- социально-экономические потери (затраты, понесенные вследствие гибели

и травматизма людей), руб.;

- косвенный ущерб, руб.;

- экологический ущерб (урон, нанесенный объектам окружающей

природной среды), руб.;

- потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели людей или

потери ими трудоспособности.

9 880 000 + 220 000 + 938

960 + 10 345 000 + 677 300 + 1 065 500 = 23126760 руб. = 23126,76 тыс. руб.

13 Расчета ущерба от аварии новой системой СУ АУПТ

Все приведенные в примере цифровые данные условные.

Система СУ АУПТ исправна что позволит свести к минимуму

возникновение и распространение пожара на предприятии путем обнаружения,

сообщения и подавления очага горения в начальный момент пожара.

В результате аварии ((пожара) заполненного на 80 % РВС - 10000 с

нефтью), происшедшей на опасном производственном объекте, расположенном

на территории ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»

Дружненского месторождения, загорелся резервуар, но благодоря новой системе

автоматического управления пожаротушения резервуар получил

незначительные повреждения. Остаточная стоимость поврежденного резервуара

   

87  

формуле:

, (9)

где - потери предприятия в результате уничтожения (повреждения)

основных фондов (производственных и непроизводственных), руб.

(Поврежденными считаются материальные ценности (здания, сооружения,

оборудование, продукция, личное имущество и т.д.), которые в результате

ремонтно-восстановительных работ после аварии могут быть приведены в

состояние, позволяющее их использовать по первоначальному функциональному

назначению. В противном случае они считаются уничтоженными).

- потери предприятия в результате уничтожения (повреждения)

товарно-материальных ценностей (продукции, сырья и т.п.), руб.;

- потери в результате уничтожения (повреждения) имущества третьих

лиц, руб.

= 55 000 + 75 000 = 130000 руб. = 130 тыс. руб.

13.1 Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии

Расходы, связанные с ликвидацией и локализацией аварии, , составят:

непредусмотренные выплаты заработной платы (премии) персоналу при

ликвидации и локализации аварии - 20 тыс. руб.;

специализированные организации к ликвидации аварии не привлекались;

стоимость материалов, израсходованных при локализации (ликвидации) аварии,

- 5 тыс. руб.

Таким образом, потери при локализации и ликвидации аварии:

= 20 000 + 5000 = 25000 руб. = 25 тыс. руб.

Расходы на мероприятия, связанные с расследованием аварии, - 1,5 тыс. руб.

Таким образом, расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование причин

   

89  

13.3 Экологический ущерб

Экологический ущерб отсутствует, розлива нефти на месте происшедшего

пожара не имело место.

В результате проведенного расчета суммарный ущерб от аварии

определяется по формуле

, (8)

где - полный ущерб от аварий, руб.;

- прямые потери организации, эксплуатирующей опасный

производственный объект, руб.;

- затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии, руб.;

- социально-экономические потери (затраты, понесенные вследствие гибели

и травматизма людей), руб.;

- косвенный ущерб, руб.;

- экологический ущерб (урон, нанесенный объектам окружающей

природной среды), руб.;

- потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели людей или

потери ими трудоспособности.

= 130000 + 26500 + 228000 = 384500 руб. = 384,5 тыс. р

   

91  

Заключение

В результате проведенного анализа работы резервуарного парка ТПП

«Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ Западная – Сибирь», было установлено, что

внедрение новой системы СУ АУПТ целесообразно, так как старая система,

введенная в действие в 1987 году, на сегодняшний день отработала свыше 2-х

нормативных сроков. Необходимый капитальный ремонт в условиях заводов-

изготовителей был невозможен, так как страна изготовитель ГДР.

Реконструкция АУПС позволило повысить уровень защиты объекта от

всевозможных причин возникновения пожаров, тем самым обеспечив качественно

новый уровень пожарной и промышленной безопасности объекта.

По результатам расчетов дипломного проекта внедрение СУ АУПТ

позволит свести к минимуму возможность возникновения и распространения

пожара на предприятии путем обнаружения, сообщения и подавления очага

горения в момент возникновения пожара.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

93  

Акимов В.А., Воробьев Ю.Л., Фалеев М.И. Безопасность жизнедеятельности.

Безопасность в ЧС природного и техногенного характера: Учебное пособие - М.:

Высшая школа, 2006

17. Белов С.В., Девисилов В.А., Козьяков А.Ф. Безопасность жизнедеятельности:

Учебник - 2-е изд. испр. и доп. - М.: Высшая школа, 2002

18. Гринин А.С., Новиков В.н. Безопасность жизнедеятельности: Учебное пособие

- М.: Фаир - Пресс, 2002

19. Мастрюков Б.С. Безопасноть в чрезвычайных ситуациях: Учебник для студ.

ВУЗ. - М.: Издательский центр «Академия», 2003

20. Декларация промышленной безопасности УПТН Дружненского

месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь»

21. Информационный лист к Декларации по промышленной безопасности.

22. Методические рекомендации по формированию перечня критически важных

объектов Р.Ф.

23. Базовые нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в

окружающую природную среду и размещение отходов (утв. приказом

Министерства охраны окружающей среды и природных ресурсов Российской

Федерации от 27.11.92 б/н., с изм. на 18.08.93 г.).

24. Методика расчета выбросов от источника горения при разливе нефти и

нефтепродуктов (утв. приказом Государственного комитета Российской

Федерации по охране окружающей среды от 05.03.97 N 90).

25. Порядок определения платы и ее предельных размеров за загрязнение

окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного

воздействия (утв. Постановлением Правительства РФ от 28.08.92 N 632, с

изм.на14.06.01г.).

26. Федеральный закон "Об обязательном социальном страховании от

несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний" от

24.7.98 N 125-ФЗ (с изм. на 11.02.02 г.).

27. Гражданский кодекс Российской Федерации (часть вторая) от 26.01.96 N 15-

ФЗ(с изм. на 20.02.02 г.).

   

95  

ПРИЛОЖЕНИЕ 1