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 |Энергетиче|Приведенна|Относите|Категор|Радиус |
| |ский |я |льный |ия |возможных |
| |потенциал,|критическа|энергети|опаснос|зон |
| | |я масса, |ческий, |ти |разрушения|
| |Е,МДж |кг |потенци-| |в блоках, |
| | | | | |м |
| | | |ал, qb | | |
|Блок №1 |20175,6 |438,6 |16,46 |Щ |8,74 |
|Бензовоз | | | | | |
|Блок №2 | | | | | |
|Резервуары с |2709 |58,89 |8,43 |ш |2,39 |
|нефтепродуктами | | | | | |
|Блок №3 | | | | | |
|Топливораздаточ-ные|7740 |168,3 |11,96 |ш |4,37 |
|колонки | | | | | |
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 |излуче-|
| |qKD , кВт/м2 | |
|Ожоги III степени |49 |
|Ожоги II степени |27,4 |
|Ожоги I степени |9,6 |
|Болевой порог (болезненные |1,4 ? |
|ощущения на коже и слизистой | |
|оболочке) | |

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
|№ |Оборудование и |м, |Радиус изобар (м) избыточного давления на |
|блока|место |(кг) |фронте падающей ударной волны |
| |разгерметизации|ПГФ | |
| | | | |
| | | |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 |63 |2,39 |4,13 |5,33 |12,66 |23,5 |30,87 |
| |нефтепродуктами| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
|3 |Топливоразда-то|180 |4,37 |7,53 |9,73 |23,12 |42,9 |56,35 |
| |чные колонки | | | | | | | |
|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 |Теплота сгорания |Приведенная |Удельная теплота|
|вещества |мДж/кг |скорость выгорания|пожара q0, |
| |t | |мВт/м2 |
| | |1 0"2 кг/м2сек. | |
|Бензин |43,000 |.._...__ 0,58__ __|0,262 |
| | | | |
15
Таблица 1.4 Характеристика пожаров проливов [5, с. 13; 11, с.
129]
| |№ блока |Площадь пожара |Тепловой поток |Время развития |
| | |Рп,м2 |пожара q, Мвт |пожара т, сек |
| |1. Бензовоз |40,5 |о п "* |0,24 |
| | | |j,9j | |
| |3. |225 |20,96 |0,56 |
| |Топливораз-даточны| | | |
| |е колонки | | | |

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 |ПГФ, |D, м |т, |Ожоги и болевой порог на |
|разгерметизации |М,т | |сек |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 |9,0 |24,65|1,7 |117,3|156,8 |264,9 |693,7|
|нефтепродуктами | | | | | | | |

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 |м, |т, |н, |S, м2|Ожоги и болевой порог на |
|разгерметизации |т |мин |м | |расстоянии, м |
| | | | | |Зет. |2 ст. |1 |БП |
| | | | | | | |ст. | |
|Блок№1 Бензовоз 5см |1,62 |1.0 |40,5 10 j|6,64 |8,88 |15,2|38,6 |
|пролива полная |6,4 |39,5|40,5 | | | | |
|разгерметизация <• | | | | | | | |
|Блок №3 |0,18 |0,2 |- |225 |15,65|20,93 |35,7|90,9 |
|Топливораз-даточные | | | | | | | | |
|колонки | | | | | | | | |

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 |Наименование |Основные принципы анализа |Способы и средства |
|стадии |стадии развития |условий возникновения |преду-" преждения, |
|развити|аварийной |(перехода на другую стадию)|локализации аварии |
|я |ситуации |аварийной ситуации (аварии)| |
|аварии |(аварии) |и ее последствий | |
| | | | |
|1 |2 |3 |4 |
|А-1.1.0|Выход параметров|Повышение давления, |Применение испытанных |
| |за критические |температуры, уровня в |защитных |
| |значения. |резервуаре выше |предохранительных |
| | |регламентных значений, |устройств, поверенных |
| | |скорости налива может |средств измерения |
| | |привести к разрушению или |температуры, давления, |
| | |разгерметизации |уровня. Локализация |
| | |оборудования (трубопровода)|аварии при помощи |
| | |при отсутствии или |отсечных задвижек между |
| | |неисправности защитных |блоками .Устранение |
| | |предохранительных |пролива. |
| | |устройств, к проливу. | |
|А-1.2.0|Износ или |Дефекты сварных соединений,|Проведение ревизий и |
| |усталость |неоднородность материалов, |испытаний оборудования, |
| |материала. |несоответствие марки |запорной арматуры, |
| | |материалов, используемых |предохранительных |
| | |для изготовления арматуры, |устройств. Наличие |
| | |фланцев, требованиям |поверенных средств |
| | |правил. Использование |диагностирования и |
| | |дефектных материалов и |дефектоскопии |
| | |изделий, превышение сроков |оборудования, проведение |
| | |эксплуатации оборудования. |его |
| | |При превышении регламентных|планово-предупредительных|
| | |параметров температуры и |ремонтов (ППР) и |
| | |давления может произойти |своевременная замена |
| | |разгерметизация или |устаревшего и |
| | |разрушение оборудования, |изношенного. Соблюдение |
| | |трубопроводов, запорной |регламентируемых ре-жимов|
| | |арматуры. |работы, повышение |
| | | |прочностных характеристик|
| | | |оборудования и |
| | | |трубопроводов. Применение|
| | | |эффективных защитных |
| | | |покрытий. |
|А-1.3.0|Выход из строя |Применение |Оснащение |
| |предохранительны|предохранительных устройств|предохранительными |
| |х устройств. |без проведения испытаний и |устройствами и |
| | |ревизий согласно графика |дыхательными клапанами, |
| | |ППР. |прошедшими испытания и |
| | | |ревизию согласно графика |
| | | |ППР. |
|А-1.4.0|Ошибки |Допуск к работе |Применение в производстве|
| |ремонтного и |обслуживающего и ремонтного|труда квалифицированного |
| |обслуживающего |персонала без |и опытного персонала по |
| |персонала |соответствующего |обслуживанию и ремонту |
| |> |инструктажа, обучения, |оборудования. |
| | |проверки знаний, |Своевременное проведение |
| | |квалификации, болезненного |инструктажей по вопросам |
| | |и наркотического состояния.|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 |Систематический контроль |
| | |защиты |за |
| |природы (молнии,|от вторичных проявлений |исправностью средств |
| | |мол- |защи- |
| |землетрясения) |нии. |ты от вторичных |
| | | |проявлений |
| | | |молнии. |
|А-2.1.0|Разгерметизация |