нефтепереработка

А. А. АБРОСИМОВ
Н. Г. ТОПОЛЬСКИЙ
А. В. ФЕДОРОВ
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ
ПОЖАРОВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ
ПРОИЗВОДСТВ
МОСКВА
1999
УДК 614.841
Абросимов А..А., Топольский Н.Г., Федоров А.В. Автоматизированные системы пожаровзрывобезопасности нефтеперерабатывающих
производств. - М.: МИПБ МВД России, 1999. - 244 с.
Рецензенты: д-р техн. наук профессор И.В.Сафонов, канд. хим. наук
В.Н.Павлов, учебно-научный комплекс автоматизированных систем и информационных технологий МИПБ МВД России.
В настоящей книге изложены концептуальные и методологические
основы создания автоматизированных систем пожаровзрывобезопасности
(АСПВБ) нефтеперерабатывающих предприятий, функционирующих совместно с другими автоматизированными системами в составе интегрированных информационно-управляющих систем этих предприятий.
На основании результатов проведенного анализа потенциальных
опасностей аварий, пожаров и взрывов топливно-воздушных смесей на
нефтеперерабатывающих предприятиях предложена обобщенная структура АСПВБ нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), сформулированы основные требования к системе в целом, ее функциональным и обеспечивающим подсистемам, локальным автоматизированным системам противопожарной защиты НПЗ, компьютерным тренажерным комплексам.
Показаны особенности управления системой пожаровзрывобезопасности в условиях недостаточности информации. Дана качественная оценка
эффективности АСПВБ НПЗ.
Для научных и инженерно-технических работников, занимающихся
проблемами обеспечения пожаровзрывобезопасности предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, преподавателей,
аспирантов, слушателей и студентов пожарно-технических и технических
учебных заведений.
Книга одобрена редакционно-издательским советом МИПБ МВД
России.
 А.А. Абросимов, Н.Г. Топольский, В.А. Федоров
Института социально-политических
 Центр социальной экологии
исследований РАН
 Московский институт пожарной безопасности МВД России
1999
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
6
1
Анализ потенциальных опасностей нефтеперерабатывающих предприятий
15
1.1.
Опасности аварий, пожаров и взрывов на нефтеперерабатывающих предприятиях
15
1.2.
Энергетический потенциал и уровень опасности нефтеперерабатывающего предприятия
25
1.3.
Риск и вероятности аварийных ситуаций на нефтеперерабатывающих предприятиях
33
1.3.1. Оценка вероятностей аварийных ситуаций
33
1.3.2. Оценка риска и вероятностей аварийных ситуаций на
установке первичной переработки нефти
1.3.3. Оценка риска и вероятностей аварийных ситуаций на
газораздаточной станции
1.4.
Характеристики взрывных волн и зон разрушений производственных зданий при взрывах топливно-воздушных смесей
1.5.
Плотность потока теплового излучения и зоны поражения от
огневого шара при взрыве топливно-воздушной смеси
1.6.
Моделирование аварийных ситуаций и прогнозирование
параметров загазованности территории открытых технологических установок
1.7.
Содержание пожаровзрывоопасных компонентов нефтепродуктов в окружающей среде нефтеперерабатывающего
завода
2.
Основы автоматизированной системы пожаровзрывобезопасности нефтеперерабатывающего завода
2.1.
Общие требования к системе пожаровзрывобезопасности
НПЗ
2.2.
Назначение и обобщенная структура автоматизированной
системы пожаровзрывобезопасности НПЗ
44
2.3.
59
63
82
83
105
124
124
127
Автоматизированная система предотвращения пожаров и 131
взрывов
3
2.4.
Выбор и рациональное размещение датчиков газоанализа- 141
торов
2.5.
Автоматизированная система пожаровзрывозащиты
151
2.5.1. Автоматизированная система пожаротушения
152
2.5.2. Автоматизированная система взрывозащиты
156
2.5.3. Автоматизированная система пожарной сигнализации
158
2.5.4. Автоматизированная система противодымной защиты
161
2.5.5. Автоматизированная система оповещения и эвакуации
людей
165
2.5.6. Автоматизированная система связи и оперативного
управления пожарной охраны
166
2.6.
Интеграция автоматизированной системы пожаровзрыво171
безопасности нефтеперерабатывающего завода с другими
системами
3.
Локальные автоматизированные системы противопожарной защиты нефтеперерабатывающего завода
177
3.1.
Назначение и функциональная структура локальных АСПЗ
177
3.2.
Локальная автоматизированная система информации
185
3.3.
Локальная система роботизированных средств пожаротуше- 186
ния
3.4.
Локальная автоматизированная система противопожарной 188
защиты электрических кабелей
3.5.
Локальная автоматизированная система противопожарной 189
защиты шкафов с электротехническим оборудованием
3.6.
Локальная автоматизированная система предотвращения 191
предпожарных режимов электродвигателей
4
4.
Особенности управления в АСПВБ и обучения работни- 192
ков пожарной охраны и персонала нефтеперерабатывающего завода
4.1.
Игровой подход к принятию решений в АСПВБ
4.2.
Игровые методы проектирования систем пожаровзрывобез- 195
опасности
4.3.
Игровые методы обучения работников пожарной охраны и 197
персонала НПЗ
4.4.
Компьютерные тренажерные комплексы для обучения пер- 200
сонала НПЗ
192
4.4.1. Общая методология моделирования компьютерных трена- 200
жерных комплексов
4.4.2. Компьютерный тренажерный комплекс на базе технологи- 213
ческой установки первичной переработки нефти
5.
Обеспечивающие системы АСПВБ нефтеперерабатыва- 216
ющего завода
5.1.
Система информационного обеспечения
216
5.2.
Система математического обеспечения
219
5.3.
Система программного обеспечения
221
5.4.
Система технического обеспечения
224
5.5.
Система лингвистического обеспечения
225
5.6.
Система организационно-правового обеспечения
226
5.7.
Система метрологического обеспечения
228
6.
Эффективность автоматизированной системы пожаро- 229
взрывобезопасности нефтеперерабатывающего завода
Перечень сокращений и обозначений
233
Литература
237
5
ВВЕДЕНИЕ
Современная техносфера является постоянным источником угроз,
имеющих глобальный социальный характер и требующих принятия адекватных мер по обеспечению безопасности населения и окружающей среды.
Значительное число техногенных опасных ситуаций возникает на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Развитие нефтеперерабатывающей промышленности, высокая энергонасыщенность ее предприятий сопровождаются ростом количества и
масштабов пожаров, объемных огненных взрывов топливно-воздушной
смеси и наносимого ими ущерба. Поэтому повышение пожаровзрывобезопасности нефтеперерабатывающих предприятий продолжает оставаться
одной из важнейших составных частей обеспечения защищенности населения и окружающей среды от угроз техногенного характера.
Характерной особенностью систем пожаровзрывобезопасности
нефтеперерабатывающих предприятий является необходимость борьбы с
угрозами возникновения пожаров и взрывов не только на территории открытых технологических установок (где сосредоточены огромные объемы
нефти и нефтепродуктов) и внутри производственных, административных,
хозяйственно-бытовых и других зданий, помещений (где находятся обычные для любых промышленных предприятий пожароопасные вещества,
материалы, электрооборудование, приборы и т.д.), но и за пределами предприятий вследствие аварийных и технологических выбросов пожаровзрывоопасных веществ в атмосферу, разливов нефти, нефтепродуктов и попадания их в почву, грунтовые и сточные воды, что требует проведения специального экологического мониторинга и принятия соответствующих мер
пожаровзрывобезопасности.
На долю предприятий нефтеперерабатывающей промышленности
приходится около 48 % выбросов пожаровзрывоопасных веществ в атмосферу.
Аварийные разливы нефти на трубопроводных системах связаны с
тем, что в последние годы резко возросла степень агрессивности перекачиваемых водонефтяных эмульсий, пластовых и сточных вод в связи с вступлением разработки большинства старых месторождений в более позднюю
стадию; увеличением доли месторождений, где добывается нефть с повышенным содержанием сернистых соединений; массовым применением методов заводнения пластов с созданием агрессивной кислотной среды. Поэтому основной причиной аварийных разливов нефти является внутренняя коррозия металла (до 86 %). Кроме того на отечественных объектах
6
нефтепереработки отсутствуют надежные системы предотвращения и локализации аварийных ситуаций.
Техногенная опасность со стороны нефтеперерабатывающих объектов должна учитываться при создании развивающейся энергетики будущего, которая должна отвечать требованиям энергетической, экономической, экологической безопасности. Последовательное увеличение удельного веса углеводородного топлива (нефть, газ, конденсат) в мировом экономическом балансе - сложившаяся закономерность, и в обозримой перспективе эта тенденция сохранится.
Актуальность повышения пожаровзрывобезопасности предприятий
нефтеперерабатывающей промышленности объясняется следующими факторами:
*
концентрацией химических энергоносителей, нефти и нефтепродуктов, их способностью гореть, взрываться и загрязнять опасными
выбросами атмосферу;
*
наличием потенциальных опасностей, вызывающих материальные и людские потери;
*
опережающим развитием объемов производства по сравнению
с совершенствованием природоохранных мероприятий;
*
появлением трудно утилизируемых, а в некоторых случаях и
балластных отходов производства, применение и способы переработки
которых пока не найдены;
*
изменением ассортимента нефти (появление сернистых и высокосернистых нефтей и газового конденсата);
*
чрезвычайно высокой энергонасыщенностью объектов нефтеперерабатывающей промышленности. Типовой нефтеперерабатывающий
завод (НПЗ) производительностью 10-15 млн т / год сосредотачивает на
своей территории от 200 до 500 тыс. т углеводородного топлива, энергосодержание которого эквивалентно 2-5 мегатоннам тротила;
*
интенсификацией технологии, ростом единичных мощностей
аппаратов, вследствие чего такие параметры, как температура, давление,
содержание пожаровзрывоопасных веществ растут и приближаются к критическим;
*
несовершенной технологией сбора и утилизации пожаровзрывоопасных компонентов нефтепродуктов, попавших в окружающую среду.
Номенклатура выпуска нефтеперерабатывающего завода с передовой
технологией, обеспечивающей комплексную переработку сырья, стала состоять из тысяч позиций, причем многие из изготавливаемых продуктов
пожаровзрывоопасны и (или) токсичны.
7
Перечисленные особенности современных объектов нефтепереработки обуславливают их потенциальную пожаровзрывоопасность. Экономическая целесообразность кластеризации промышленных предприятий
ведет к созданию индустриальных комплексов, в которых узлы энергораспределения, тепло- и газоснабжения в большей части размещаются в местах проживания населения.
Вследствие создания высокоинтенсивных технологических процессов по переработке нефти, а также установок большой единичной мощности возникли принципиально новые требования по обеспечению безопасности этих производств:
*
обеспечение высокой надежности функционирования производств с целью уменьшения аварийных выбросов пожаровзрывоопасных
веществ в окружающую среду;
*
организация оптимальной работы каждого аппарата, системы
и всей технологической схемы с учетом совокупных требований энерготехнологии, экономики и экологии;
*
оптимальное распределение нагрузок по аппаратам, реакторам, подсистемам, обеспечивающее наиболее полную регенерацию энергетических потоков и эффективное использование материальных ресурсов с
целью полной утилизации всех возможных выбросов пожаровзрывоопасных веществ в окружающую среду.
На современном этапе повышение уровня пожаровзрывобезопасности неразрывно связано с комплексным решением экологических проблем
всего нефтеперерабатывающего производства и включает в себя следующие основные этапы [6-8]:
*
анализ экологической опасности и оценка риска современных
объектов нефтепереработки;
*
разработка и внедрение системы мониторинга окружающей
среды, основными задачами которого являются слежение за качеством
окружающей среды, выявление источников загрязнений и оперативное
принятие мер по предотвращению возможных аварийных ситуаций;
*
разработка методов повышения пожаровзрывобезопасности
производства на базе исследований и совершенствования технологических
процессов и реконструкции оборудования;
*
совершенствование систем управления производством, технологическими процессами, качеством окружающей среды и взрывопожаробезопасностью.
Ежегодно в мире на нефтеперерабатывающих предприятиях происходит до 1500 аварий, 4 % которых уносят от 150 до 200 человеческих
8
жизней; материальный ущерб в среднем составляет свыше 100 млн долл. в
год, причем аварийность имеет тенденцию к росту. Так, в США за тридцать лет число аварий в нефтепереработке увеличилось в 3 раза, число человеческих жертв - почти в 6 раз, материальный ущерб - в 11 раз [14].
Основную опасность для промышленной территории объектов
нефтепереработки представляют аварийная загазованность, пожары и
взрывы. Пожары составляют 58,5 % от общего числа опасных ситуаций,
загазованность - 17,9 %, взрывы - 15,1 %, прочие опасные ситуации - 8,5
% [15, 16]. Пожары и взрывы на открытых технологических установках
возникают в ситуациях, которые характеризуются следующими факторами: неконтролируемыми выбросами горючих сред в атмосферу, загазованностью территории и образованием взрывоопасных облаков топливновоздушной смеси (ТВС), наличием источников зажигания.
Опасность загазованности промышленной территории нефтеперерабатывающих объектов связана с образованием полей (зон) концентраций
углеводородов, превышающих установленные предельно допустимые значения и достигающих нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР) как при возможной аварии, так и при регламентном
режиме работы технологического оборудования.
Ранее проводимые экспериментальные исследования возникающих
при нефтепереработке пожаровзрывоопасных зон относились в основном к
изучению загазованности воздушной среды промплощадок нефтебаз и
НПЗ при нормальном режиме работы технологического оборудования [17 20]. Эти исследования носили локальный характер и базировались в большей части на определении размеров взрывоопасных зон, образованных одним или несколькими точечными источниками утечки и выбросов (подземные и наземные резервуары, автоцистерны наливной эстакады и др.).
Так, на Московском НПЗ, по данным инвентаризации [6], имеется
около 300 организованных и неорганизованных стационарных источников
утечки и выбросов (резервуары, цистерны сливно-наливных эстакад, поверхности испарения очистных сооружений, неплотности запорной арматуры и фланцевых соединений технологических установок и др.), из которых ежесуточно в атмосферу завода может попадать до 110 т углеводородных газов.
Выборочная экспресс-оценка воздушной среды на содержание углеводородного поллютанта, проводимая заводской лабораторией (отбор проб
воздуха проводится в 5 точках контроля на промтерритории завода и в 6
точках контроля в санитарно-защитной зоне), не позволяет достаточно
объективно оценить опасность воздушной среды объекта исследования.
9
Поэтому в дальнейшем необходимы комплексные экспериментальные и
теоретические исследования загазованности воздушной среды территории
НПЗ при регламентном и аварийном режимах функционирования технологического оборудования и разработка на базе этих исследований автоматизированной системы пожаровзрывобезопасности (АСПВБ). В этой связи
представляется целесообразным проведение исследований, включающих
полномасштабную комплексную оценку загазованности пожаровзрывоопасными компонентами нефтепродуктов промышленной территории с
охватом измерениями максимально возможного числа точек отбора проб
воздуха. Проведение этой оценки позволит разработать карты содержания
углеводородного поллютанта в воздухе промтерритории, установить пределы изменений концентрации загрязнителя, определить зоны повышенного его содержания, выбрать тип датчиков для наружных установок автоматического контроля загазованности промтерритории.
Экспериментальные исследования загазованности промышленной
территории НПЗ, образования и рассеивания облаков ТВС при аварийных
утечках или крупных выбросах углеводородного топлива представляют
большие трудности ввиду значительной опасности и дороговизны полномасштабных экспериментов.
Для изучения и прогнозирования рассеивания пожаровзрывоопасных
веществ целесообразно проведение математического моделирования. Значительных результатов в этой области достигли Главная геофизическая
обсерватория [22, 23], Центральная аэрологическая обсерватория
РАН [24-26] и Международная группа по оценке риска "CONCAWE".
Однако для расчетов полей аварийной загазованности промышленной территории нефтеперерабатывающих объектов можно использовать
весьма ограниченное число моделей в связи со спецификой данного производства, обращающихся в технологии веществ, рельефа местности и метеоусловий. Поэтому для потенциально опасных нефтеперерабатывающих
предприятий необходим анализ и выбор расчетных моделей, позволяющих
учитывать особенности возможных аварий, и проведение вычислительных
экспериментов для моделирования аварийных ситуаций и прогнозирования опасности зон загазованности как для самого объекта, так и для ближайших жилых районов и соседних промышленных объектов.
Вопросам контроля и защиты промышленной территории НПЗ от
аварийной загазованности стали уделять внимание сравнительно недавно
[27-29]. Согласно установленным нормам [30], промышленная территория
открытых технологических установок оснащается автоматическими газоанализаторами-сигнализаторами [30, 31, 33-35]. Общими недостатками си10
стем противоаварийной защиты, содержащих в своей основе такие приборы, в большинстве случаев являются:
*
малоканальность отдельного газоанализатора и вследствие
этого неоправданно большое количество вторичных приборов;
*
малая информативность;
*
невозможность прогнозирования опасности аварийной загазованности;
*
отсутствие самодиагностики;
*
неудобство в техническом обслуживании;
*
отсутствие контроля исправности и срабатывания систем защиты;
*
отсутствие фиксации аварийных режимов (дата, время, место,
причина и т.д.) в случае загазованности или неисправности.
Существующие на действующих объектах нефтепереработки отечественные установки пожарной сигнализации, элементы электроуправления
установок пожаротушения относятся к обычному (релейному) типу систем
и включают:
*
безадресные пожарные извещатели;
*
приемно-контрольные приборы;
*
релейные шкафы управления пуском модулей газового, порошкового и аэрозольного пожаротушения;
*
шкафы сигнализации установок пожаротушения;
*
силовые шкафы управления исполнительными механизмами
установок водяного и пенного пожаротушения.
Каждая установка выполнена автономно, связь между установками,
установок с микропроцессорной и вычислительной техникой отсутствует.
Это не позволяет создавать системы пожаровзрывобезопасности, объединяющие технические средства пожарной и противоаварийной автоматики
как единое целое.
Отмеченные недостатки ликвидируются при проектировании и внедрении на объектах нефтепереработки автоматизированных систем пожаровзрывобезопасности.
Согласно общей теории систем, АСПВБ НПЗ - сложная динамическая система открытого типа, для исследования и описания которой следует использовать принцип системного подхода [4, 40-42]. Ряд фирм выставили на рынок системы подобного типа, например, системы "SAFETY
REVIEW" (фирма RIKEN REIKICO, LTD, JAPAN) и "SAFER" (фирма
SAFER Еmergency Systems Inc., Col., USA) [15, 43]. Однако эти системы не
осуществляют прогнозирования опасностей аварийной загазованности, ди11
агностирования и оперативного прогнозирования аварийных ситуаций в
автоматизированных системах управления технологическими процессами
(АСУТП) объектов нефтепереработки и управления средствами противоаварийной защиты (водяные и паровые завесы, системы орошения и т.п.)
[5, 43, 45].
Накоплен значительный опыт по проектированию, монтажу и эксплуатации автоматизированных систем управления противопожарной защитой различных объектов [50, 51], автоматизированных систем контроля
загрязнения воздуха (АС КЗВ) [53-55, 57], которые следует использовать
при разработке общесистемных решений и описании организационного,
технического, информационного, математического и программного обеспечения АСПВБ НПЗ. Открытым остается также вопрос о создании подсистемы оперативного прогнозирования пожароопасных ситуаций в наружных установках по переработке нефти, входящей в систему математического обеспечения АСПВБ НПЗ. Алгоритмическое и программное обеспечение АСПВБ должно включать разработку математической модели потоков продуктов в процессе нефтепереработки, анализ динамики изменений
пожароопасных параметров с целью определения опасности возникновения аварийной ситуации. Актуальность разработки такой модели состоит в
необходимости определять и динамически оценивать состояние системы,
изменение параметров ее процессов при изменении структуры связей элементов. Эта проблема также актуальна для контроля и управления современными потенциально опасными техническими системами в связи с ростом влияния ряда факторов, которые особенно проявляются в современных условиях:
*
усложнение систем;
*
рост числа изменений и переключений элементов в процессе
технического обслуживания, при ремонте и замене оборудования;
*
модернизация систем в течение времени их жизни (в связи с
ускорением научно-технического прогресса);
*
динамика технологических процессов, затрудняющая возможности управления, контроля и адекватной реакции оператора при возникающих изменениях со стороны.
Нарушение и разъединение связей, каналов распространения потоков
сырья и продуктов нефтепереработки происходят вследствие превышения
критических показателей основных параметров технологического процесса
(давление, температура, концентрация и т.д.). Это требует расчета, оценки, наблюдения, сравнения значений наиболее важных показателей с допустимыми значениями, контроль превышения допустимых значений, а так12
же "жесткий" контроль отклонений параметров, при которых аварийный
участок отключается от основного процесса с целью минимизировать количество вышедших из системы элементов и обеспечить локализацию и
ликвидацию пожаровзрывоопасной ситуации.
Существующий математический аппарат моделирования таких ситуаций не может в полной мере обеспечить комплексное решение данных
задач, так как применяемые уравнения не учитывают структуры связей
элементов и изменений процессов [60-62]. Поэтому представляется целесообразным разработать математическую модель функционирования подсистемы оперативного прогнозирования пожаровзрывоопасных ситуаций
на объектах нефтепереработки, реализовав ее в виде вычислительных программ АСПВБ НПЗ.
Для создания автоматизированной системы пожаровзрывобезпасности нефтеперерабатывающего предприятия необходимо следующее:
*
провести анализ пожаровзрывоопасности нефтеперерабатывающих производств, в ходе которого выполнить статистическую оценку
опасности пожаров, взрывов и аварий на этих производствах; установить
их причинно-следственные связи; определить уровень опасности типовых
технологических установок и оценить последствия возможных аварий для
данных производств;
*
проанализировать существующие расчетные методы по определению основных параметров полей концентраций пожаровзрывоопасных
веществ в атмосфере нефтеперерабатывающих предприятий, сформулировать требования к данным моделям, на их основе разработать адаптированные алгоритмы и программы расчета полей аварийной загазованности
для промтерриторий нефтеперерабатывающих объектов, выполнить вычислительные эксперименты для моделирования аварийных ситуаций и
прогнозирования опасности зон загазованности как для самого объекта исследования, так и для ближайших жилых районов и соседних промышленных объектов;
*
провести полномасштабные экспериментальные исследования
загазованности промышленной территории и санитарно-защитной зоны
НПЗ при регламентном режиме работы технологического оборудования,
разработать карты содержания углеводородного поллютанта в воздухе
объектов исследований, определить пределы изменений концентраций
взрывоопасных веществ, определить зоны их повышенного содержания и
оценить экологическую напряженность исследуемых объектов;
*
разработать математические модели рационального размещения датчиков контроля аварийной загазованности на нефтеперерабатыва13
ющих предприятиях (с реализацией их в виде вычислительных программ)
для эффективного внедрения на территории потенциально опасных технологических установок;
*
используя системный подход, разработать функциональную и
организационную структуры АСПВБ НПЗ, а также структуру комплекса
технических средств (КТС);
*
разработать математическую модель функционирования подсис-темы оперативного прогнозирования пожароопасных ситуаций в
АСУТП объектов нефтепереработки, реализовав их в виде пакета вычислительных программ;
*
используя полученные результаты, разработать системы информационного, математического и программного обеспечения, включающие описания: системы классификации и кодирования информации, организации сбора и передачи информации, организации внутримашинной и
внемашинной баз, а также алгоритмов задач верхнего, нижнего уровней
управления и алгоритма поддержки межуровневого обмена АСПВБ НПЗ,
входящей в состав интегрированной информационно-управляющей системы (ИИУС) завода.
В настоящей книге обобщены и представлены результаты многолетней работы авторов в области автоматизации пожаровзрывобезопасности
нефтеперерабатывающих производств.
Книгу следует рассматривать как концептуальную и методологическую основу для создания автоматизированных систем пожаровзрывобезопасности нефтеперерабатывающих объектов.
Авторы выражают признательность к.т.н., с.н.с. Блудчему Н.П.,
Фетисовой Г.В., Буцынской Т.А. за помощь в подготовке книги к изданию.
С замечаниями, вопросами и предложениями по содержанию книги
авторы просят обращаться:
129366, Москва, ул. Б.Галушкина, 4, Московский институт пожарной
безопасности МВД России;
E-mail: topolsky@mfire1.munic.msk.su;
ipb@mos.ru;
телефоны: (095) 286-6461, 282-1031;
факс: (095) 283-7677, 282-1031.
14
1. АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ ОПАСНОСТЕЙ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
1.1. ОПАСНОСТИ АВАРИЙ, ПОЖАРОВ И ВЗРЫВОВ
НА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
Характерной особенностью нефтеперерабатывающих предприятий
является наличие больших объемов пожаровзрывоопасных готовых продуктов и сырья, создающих опасности возникновения крупных аварий, сопровождающихся пожарами и взрывами. Оценка пожаровзрывоопасности
технологических установок требует проведения статистического анализа
произошедших на нефтеперерабатывающих предприятиях крупных аварий, пожаров и взрывов, количество которых постоянно возрастает. В
табл. 1.1 приведены статистические данные по крупным авариям в нефтеперерабатывающей промышленности различных стран. Крупные аварии и
сопровождающие их пожары и взрывы на нефтеперерабатывающих производствах в большинстве случаев происходят из-за утечек горючей жидкости или углеводородного газа, возникающих в основном по следующим
причинам [5, 15, 63, 64]:
 нарушение правил техники безопасности и пожарной безопасности (33 %);
 некачественный монтаж и ремонт оборудования (22 %);
 некачественная молниезащита (13 %);
 нарушение правил технологического регламента (11 %);
 износ оборудования (8 %);
 недостаточно качественные сальниковые уплотнения и фланцевые соединения (11 %);
 прочие причины (2 %).
Таблица 1.1
Крупные аварии в нефтеперерабатывающей промышленности
Место
Вещество, характер Выброс,
Число
Число
аварии
т
смертель- постраных случаев давших
1
2
3
4
5
Германия,
Взрыв облака бута20
57
439
Людвигсхафен диена и бутилена
15
Продолжение таблицы 1.1
1
ФРГ,
Людвигсхафен
Франция,
Фейзен
США,
порт Гудзон
ЮАР,
Потчефструм
США,
Декейтор
Нидерланды,
Бек
Англия,
Фликсборо
США,
Веею
Колумбия,
Катахена
Колумбия,
Санта-Крус
Испания,
Сан-Карлос
Мексика,
Мехико
Бразилия,
Кубатао
Россия,
Ярославль
Россия,
Красноярск
Россия,
Уфа
2
Взрыв облака диметилового эфира
Взрыв хранилища
сжиженного нефтяного газа
3
30
4
207
5
3000
200
18
81
Взрыв хранилища сжиженного нефтяного газа
Утечка жидкого аммиака
из хранилищ
Утечка пропана
70
0
7
-
18
64
63
7
152
Взрыв облака пропана
3-5
14
107
30-50
28
89
5,5
14
45
Утечка аммиака
-
30
22
Взрыв метана
-
52
-
Взрыв облака пропилена
38
215
780
Взрыв емкости (сжиженный газ)
Взрыв газолина
-
452
5250
-
500
7000
Взрыв углеводородных
газов
Взрыв углеводородных
газов
Выброс и взрыв углеводородных газов
3,3
6
13
-
4
5
-
2
8
Взрыв облака циклогексана
Выброс пропилена
Источниками воспламенения газовоздушных смесей на открытых
установках НПЗ являются:
 нагретая до высокой температуры поверхность технологического
оборудования (36,8 %);
 открытый огонь печей (22,8 %);
16
 электрические искры неисправного оборудования (8,9 %);
 открытый огонь газоэлектросварочных работ (8,8 %);
 повышение температуры при трении (7,6 %);
 самовоспламенение продуктов (7,5 %);
 прочие источники (7,6 %).
С увеличением производства, транспортировки, хранения и потребления сжиженных углеводородных газов (СУГ) растет число взрывов и
пожаров, отличающихся большой длительностью, значительными людскими и материальными потерями. Согласно статистическим данным,
прямые материальные потери от таких взрывов и пожаров составляют значительную долю от стоимости объектов (табл. 1.2) [65].
Таблица 1.2
Материальный ущерб от одного пожара (взрыва)
Объекты
Ущерб от пожара (взрыва),
% от стоимости одного объекта
Производственные здания
6,1
Складские помещения
30,5
Производственные установки вне зданий
15,1
Крупные аварии на нефтеперерабатывающих производствах сопровождаются, как правило, выделением пожаровзрывоопасных веществ в атмосферу и загазованностью территории открытых технологических установок (ОТУ). Это происходит как при регламентном режиме работы технологического оборудования, так и аварийной разгерметизации аппаратов
и коммуникаций [66]. Причины возникновения аварий на НПЗ, связанные
с технологическим оборудованием, расположенном на открытых производственных площадках, представлены в табл. 1.3.
Вследствие разветвленной сети технологических коммуникаций,
большой плотности насыщения территории завода открытыми технологическими установками, высокого энергосодержания этих установок негативные последствия возможных аварий на открытых промплощадках НПЗ
могут быть более значительными, чем в закрытых производственных зданиях.
17
Таблица 1.3
Причины аварий
на открытых технологических установках НПЗ
Причина аварии
Количество аварий, %
Выход продукта через сальники, прокладки и т.д.
30,2
Нарушение режима эксплуатации технологической
16,9
линии
Некачественный монтаж оборудования
14,1
Коррозия оборудования
12,1
Прогар труб
8,5
Переполнение промканализации
10,6
Прочие причины
10,6
Пожаровзрывоопасность отдельных блоков наружных технологических установок определяется характером сырья и готовой продукции, параметрами технологического процесса и особенностями оборудования.
Отдельные элементы схем, например, открытые трубчатые печи, являются
источниками не только образования взрывоопасных смесей, но и их зажигания. Распределение количества аварий по видам технологического оборудования НПЗ представлено в табл. 1.4.
Таблица 1.4
Распределение количества аварий
по видам технологического оборудования НПЗ
Оборудование
Количество аварий, %
Технологические трубопроводы
31,2
Насосные станции
18,9
Емкостные аппараты (теплообменники,
15,0
дегидраторы)
Печи
11,4
Ректификационные, вакуумные и прочие колонны
11,2
Промканализация
8,5
Резервуарные парки
3,8
Аварийная утечка горючих газов (в том числе сжиженных), легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ), а также их залповый выброс из поврежденной части технологического оборудования являются непосредственными источниками загазованности промтерритории НПЗ. В общем
случае ход подобных аварий можно разделить на несколько стадий (рис.
1.1).
18
Взрывоопасные облака топливно-воздушной смеси (ТВС), как правило, воспламеняются через некоторое время после их образования [67],
что позволяет оповестить персонал предприятия и население прилегающих
районов о необходимости включения устройств защиты (паровые или водяные завесы для рассеивания) и принятия мер по предотвращению возможных взрывов на соседних объектах. Поэтому весьма актуальным является обнаружение загазованности воздушной среды промтерритории НПЗ
на ранних стадиях аварии (рис. 1.1, стадии I и П).
I
П
Стадии аварии
Выброс пожаровзрывоопасных газов
Загазованность промтерритории и образование облака ТВС
Характеристики стадий аварии
 Характер истечения
 Ход истечения
 Максимальная масса газа, способная
воспламениться
 Местонахождение и форма взрывоопасной зоны
 Наличие источников зажигания
 Мощность источников зажигания
Ш
Воспламенение
IV
Взрыв облака в незамкнутом
пространстве
 Масса взрывоопасного газа
 Тротиловый эквивалент взрыва
Образование взрывной волны
 Максимальное значение избыточного давления
 Продолжительность существования
избыточного давления
Дальнейшее развитие аварии
на промтерритории предприятия и за ее пределами
 Статистич. предельные нагрузки
 Частоты собственных
колебаний
зданий, установок и их элементов
V
VI
Рис. 1.1. Примерные стадии и характеристики развития аварии с
выбросом горючих газов
В табл. 1.5 приведены результаты анализа крупных аварий и сопровождающих их пожаров и взрывов на объектах нефтеперерабатывающей и
нефтехимической промышленности России за последние годы.
19
20
21
22
23
В табл. 1.6 приведены прямые экономические потери от крупных
аварий на НПЗ США за 25 лет [68]. Совокупные потери от этих аварий за
указанный период составили около 1,66 млрд долл. (при средних потерях
от одной крупной аварии - 58 млн долл.).
Таблица 1.6
Прямые экономические потери от крупных аварий на НПЗ США
Город, штат
Linden, New Jersey
Lake Charis, Louisiana
Billing, Montana
Avon, California
Philadelphia, Pennsylvania
Avon, California
Romeovilte, Illinois
Baton Rouge, Louisiana
Texas City, Texas
Denver, Colorado
Texas City, Texas
Deer Park, Texas
Borger, Texas
Avon, California
Romeovilte, Illinois
Torrance, California
Norco, Louisiana
Port Arthur, Texas
Richmond, California
Martinez, California
Baton Rouge, Louisiana
Warren, Pennsylvania
Chalmette, Louisiana
Port Arthur, Texas
Lake Charis, Louisiana
Sweeny, Texas
Beautmont, Texas
Wilmington, California
Установка,
процесс
Гидрокрекинг
Прочие
Алкиляция
Коксование
Прочие
Коксование
Прочие
Каткрекинг
Алкиляция
Прочие
Алкиляция
Прочие
Алкиляция
Каткрекинг
Прочие
Алкиляция
Каткрекинг
Прочие
Гидрокрекинг
Каткрекинг
Прочие
Каткрекинг
Гидрокрекинг
АВТ
Каткрекинг
Гидроочистка
АВТ
Гидроочистка
Прямые потери,
млн долл.
94,6
76,6
14,5
22,9
28,7
13,9
15,6
18,2
99,6
39,7
40,3
114,2
53,8
60,7
152,4
16,9
327,0
12,0
100,7
53,0
45,6
26,3
15,8
27,5
23,5
51,0
15,3
72,7
Однако для нефтеперерабатывающей отрасли убытки от аварий прямыми потерями не ограничиваются. Представление о полных экономических потерях дают данные [68] по 10 крупным авариям, приведенные в
табл. 1.7.
24
Таблица 1.7
Полные экономические потери от 10 крупных аварий
Страна, город, штат
Ras Tanura, Cаудовская Аравия
Port Arthur, Texas
Lake Charls, Louisiana
Seadrift, Texas
Sweeny, Texas
Sterlington, Louisiana
Melboume, Австралия
Haifa, Израиль
Westlake, Louisiana
La Mede, Франция
Прямые потери,
млн долл.
31,5
27,5
23,5
81,6
51,0
107,1
11,4
15,0
12,6
191,9
Дополнительные
потери,
млн долл.
20,0
76,0
44,0
60,0
225,0
35,0
40,0
22,0
20,0
200,0
При общих прямых потерях в указанных 10 авариях в размере 553,1
млн долл. дополнительные потери от остановки производства составили
еще 742 млн долл. Доля потерь из-за ошибок операторов в общих прямых
потерях от крупных аварий составила в среднем 22 % (это вторая причина
после механических повреждений).
В следующем разделе приведены результаты анализа энергетического потенциала и уровня опасности Московского НПЗ.
1.2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ И УРОВЕНЬ
ОПАСНОСТИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО
ПРЕДПРИЯТИЯ
Московский НПЗ - предприятие топливного профиля с глубокой
схемой переработки нефти, специализирующееся на выпуске топлив различного назначения, строительных материалов на битумной и полимерной
основах, изделий из пластмасс; в производстве задействовано 46 технологических объектов и резервуарный парк (рис. 1.2).
25
ЭЛОУ-1,
ЭЛОУ-2
сырая нефть
обессоленная нефть
фр.>350 оС,
мазут
АВТ-3
мазут
Блок АТ
гудрон
мазут
Битумная
фр.180-240 оС
ДТ "3"
22/4
фр.350-500 оС,
тяж.вак.
газойль
Висбрекинг
сухой газ в топл.
систему
н.к.80 оС в рез. парк
фр.80-180 оС
фр. н.к.62 оС,
62-65 С в рез. парк
о
головная
фракция
головная фракция
фр.85-120 оС, 120-180 оС
фр. 240-350 оС
ДТ
Кат. риформинг Кат. риформинг
35-11/300
35-11/1000
Очищ.ДТ ГО ДТ
в рез. парк 24/2000
Кат. крекинг
Г-43-107
Гидроочистка 24/5
фр. 195-270 оС
фр. 195-270 оС
фр.>420 оС
ЭЛОУ-АВТ-6
легкий компонет
мазута
гудрон
фр.180-240 оС
фр.180-240 оС
ДТ "3"
бензин,
н.к. 180 оС
битум
мазут, гудрон
лев. блок
ДТ
очищ. ДТ
в рез. парк
комп.авт.бензина
в рез. парк
пр. блок
ТС-1
фр. 150-250 оС
в рез. парк
ТС-1
в рез. парк
Н2S
Н2S
Н2S
Получение
серы
S
ППФ
ГФУ-2
ББФ
Получение ПП
комп.авт.бензина -газ, бензин в рез.парк
смесь газов на ГРС
гранулы
изделия
комп.авт.бензина
- олигомеризат
Изомеризация
"Коримос"
МТБЭ
 - бутилен
Рис. 1.2. Принципиальная схема Московского НПЗ по переработке сырой нефти
26
Снабжение завода нефтью производится из восточных и северных
районов страны. Нефть поступает на завод по двум трубопроводам в сырьевые резервуары; далее на установки электрообессоливания и обезвоживания, где происходит выделение солей из нефти. На заводе имеются две отдельно стоящие электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) и блок ЭЛОУ
в составе АВТ-6. Обессоленная нефть поступает на установки первичной
переработки нефти: АТ-висбрекинга (атмосферная перегонка), АВТ-3,
АВТ-6 (атмосферно-вакуумная перегонка). В процессе первичной переработки из нефти извлекаются компоненты (бензин, керосин, дизельное топливо, вакуумный газойль) и получают тяжелые остатки (мазут и гудрон).
Продукты первичной переработки нефти направляются на вторичные процессы переработки: каталитический крекинг (Г-43-107), каталитический риформинг (35-11/300 и ЛЧ-35/11-1000), гидроочистку (24/2000),
изомеризацию (22/4), производство окисленных битумов. Бензиновые
прямогонные фракции поступают на установки каталитического риформинга с целью повышения октанового числа бензинов.
Компоненты дизельного топлива содержат значительное количество
сернистых соединений. Для очистки от серы дизельные фракции поступают на установку гидроочистки. Остаток перегонки мазута - гудрон поступает на установку получения дорожных и строительных битумов.
Mощность завода по переработке сернистых нефтей составляет до 12
млн т в год.
Для очистки отходящих с установок газов и сточных вод в схему завода включены:
*
факельное хозяйство, предназначенное для сжигания сбросов
и продувок при аварийных и нормальных остановках технологических
установок, а также для обезвреживания постоянных и периодических выбросов;
*
очистные сооружения для механической и флотационной
очистки сточных вод;
*
система оборотного водоснабжения, обеспечивающая технологические установки охлаждающей водой, в которую входят нефтеловушки, камеры горячей и холодной воды, градирни и насосные помещения.
Пожаровзрывоопасность нефтеперерабатывающих производств в
наибольшей степени обусловлена концентрацией на технологических
установках большого количества энергонасыщенных сырья и готовой продукции. Кроме того, образование взрывоопасных смесей газов и паров с
воздухом происходит, как правило, за сравнительно короткое время и
взрывы этих смесей обладают большой разрушительной силой. Сила такого взрыва определяется условно рассчитанной энергией, приведенной к
тротиловому эквиваленту [64, 69].
27
Суммарный энергетический потенциал предприятия оценивается по
общему количеству нефтепродуктов, находящихся в единовременном обращении (рис. 1.3).
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
86
57,6
48,3
36,5
21
0,5
1
2
3
4
5
6
Рис. 1.3. Виды нефтепродуктов и масса (тыс. т) их единовременного обращения в технологических установках МНПЗ: 1 - нефть; 2 -дизельное
топливо и керосин; 3 - мазут; 4 - автобензин; 5 - нефтепродукты в технологических установках; 6 - сжиженный газ
Энергосодержание углеводородного топлива, единовременно обращающегося в технологических установках и резервуарных парках, эквивалентно 2,5 Мт тринитротолуола.
Пожаровзрывоопасность предприятия как комплекса технологических установок в значительной степени зависит от параметров технологического процесса, аппаратурного оформления, особенностей применяемого оборудования. К числу аппаратов с повышенной пожаровзрывоопасностью относятся: абсорберы, адсорберы, газгольдеры, емкости под давлением, теплообменники, технологические печи, ректификационные колонны,
реакторы под давлением, насосы, компрессоры, сборники сжиженных газов.
Оценка уровня опасности потенциально опасных по загазованности
технологических установок проведена при условии, что при аварийной
разгерметизации наиболее энергонасыщенного аппарата (блока) технологической установки все его содержимое выходит наружу, образуя в смеси с
воздухом взрывоопасное облако.
Многочисленными исследованиями, например [16, 70-73], установлено, что во взрывах облаков ТВС (рис. 1.1, стадия IV) участвует примерно 0,2-7,5 % энергии, определяемой по теплоте сгорания всей массы горючей парогазовой среды. Для оценки максимальных разрушений при взры28
вах таких облаков принимается, что из аварийного аппарата выбрасывается 10 % энергии сгорания всей массы парогазовой среды [74, 75].
Из публикаций [16, 64] известно, что при детонации газовоздушной
смеси на образование воздушной ударной волны расходуется 40 % энергии
взрыва, а при взрывах конденсированных взрывчатых веществ (ВВ) - 90 %
энергии взрыва [72].
Учитывая, что исследования взрывов облаков ТВС проводились по
адекватности с разрушениями, вызванными взрывами промышленных ВВ,
объекты с одинаковой степенью разрушения можно характеризовать равенством энергий Er и ET, затрачиваемых непосредственно на формирование ударной волны [5, 69]:
0,4Zmrqr = 0,9 МTqT,
где mr - приведенная масса паров взрывоопасного облака, кг; МT - общая
масса эквивалентного тринитротолуола (ТНТ), кг; qr - удельная энергия
сгорания парогазовоздушной смеси, кДж/кг (для большинства углеводородов - 46000 кДж/кг); qT - удельная энергия взрыва ТНТ = 4600 кДж/кг;
Z - доля участия паров во взрыве облака (для неорганизованных парогазовоздушных облаков Z = 0,1); 0,4 - доля энергии, затрачиваемой на формирование ударной волны при взрыве парогазовоздушной смеси; 0,9 - доля
энергии, затрачиваемой на формировании ударной волны при взрыве ТНТ.
Результаты расчетной оценки энергетического потенциала пожаровзрывоопасных установок, приведенного к тротиловому эквиваленту, отражены в
табл. 1.8.
Таблица 1.8
Энергетический потенциал установок,
приведенный к тротиловому эквиваленту
Наименование
технологической установки
Тротиловый эквивалент WT, т
2
1
ЭЛОУ-АВТ-6
95,6
(колонна К-2)
АВТ-3
55,9
(колонна К-2)
Очистные сооружения
9,8
(резервуар тит. 1459)
Абсорбционная очистка
14,8
(емкость Е-3)
Утилизации
21,4
(газгольдер Г-2)
Очистки рефлюкса
3,9
(колонна К-30)
29
Продолжение таблицы 1.8
2
1
Газофракционирующая - 1
(пропановая колонна)
Депарафинизации
(колонна К-1)
Водородная (цех 3)
(адсорбер К-401)
Каталитического крекинга
(реактор Р-1)
Получения серы
(колонна К-107)
Подготовки сырья
(колонна К-103а)
ДЭАХ
(емкость Е-101)
Полимеризация (цех 5)
(реактор Р-401)
Водородная (цех 5)
(ресивер 1775)
Регенерации
(газгольдер Г-1)
ЭЛОУ 1,2
(электродегидратор Э-3)
Смешение бензинов
(резервуар № 503)
Хранилище СНГ (ГРС)
(емкость Е-19)
Резервуарный парк
(резервуар № 503)
Гидроочистки ЛЧ-24-2000
(абсорбер К-202)
Риформинг Л-35-11/300
(колонна К-1)
Стабилизации 22-4
(колонна К-1)
Изомеризации ЛИ-150В
(колонна К-1)
Риформинг Л-35-11/1000
(колонна К-101)
Гидроочистки Л-24/5
(абсорбер К-101)
Газофракционирующая-2
(колонна К-3)
30
36,0
8,4
51,3
120,2
3,2
107,7
4,2
21,8
0,4
9,5
6,0
14,8
154,8
12,6
1,1
21,1
8,5
8,3
50,0
1,4
3,5
Анализ уровня опасности технологических установок свидетельствует, что наиболее опасными являются: парк емкостей высокого давления
газораздаточной станции (ГРС), установка каталитического крекинга
Г-43-107, установка подготовки сырья, установка ЭЛОУ-АВТ-6.
Из приведенного анализа энергетического потенциала наружных
установок следует, что на промышленной территории завода существует
потенциальная опасность крупных аварий с большими разрушительными
последствиями. Рассмотрены возможные последствия таких аварий для
отдельно взятых потенциально опасных технологических установок. В соответствии с [64] проведены расчеты радиусов зон разрушения промышленных объектов при объемных взрывах парогазовоздушных облаков массой более 5 т по формуле
R  K3 МТ ,
где K - безразмерный коэффициент, определяемый по характеристикам реальных повреждений типовых зданий и промышленных сооружений, вызванных ударными волнами при взрывах.
Результаты проведенных расчетов, согласно принятому сценарию
развития аварии (рис. 1.1), представлены в табл. 1.9.
Таблица 1.9
Основные классы и границы зон разрушения промышленных
объектов при взрыве парогазовоздушных облаков
Наименование
I
П
Ш
IV
технологической
Мт,
K=3,8 K=5,6
K=9,6
K=28,0
установки (блока)
т
R1, м
R2, м
R3, м
R4, м
1
ЭЛОУ-АВТ-6
(колонна К-2)
АВТ-3
(колонна К-2)
Очистные сооружения
(резервуар тит. 1459)
Абсорбционная очистка
(емкость Е-3)
Утилизации
(газгольдер Г-2)
Очистки рефлюкса
(колонна К-30)
Газофракционирующая-1 (пропановая колонна)
2
95,6
3
174
4
256
5
439
6
1280
V
K=56,
0
R5, м
7
2560
55,9
145
214
367
1071
2141
9,8
81
120
205
599
1198
14,8
93
137
236
687
1375
21,4
106
155
267
777
1555
5,9
67
101
173
506
1012
36,0
125
185
317
925
1849
31
1
Депарафинизации
(колонна К-1)
Водородная (цех 3)
(адсорбер К-401)
Каталитического крекинга (реактор Р-1)
Получения серы
(колонна К-107)
Подготовки сырья
(колонна К-103а)
ДЭАХ
(емкость Е-101)
Полимеризации (цех 5)
(реактор Р-401)
Водородная (цех 5)
(рессивер 1775)
Регенерации
(газгольдер Г-1)
ЭЛОУ 1,2
(электродегидратор Э-3)
Смешение бензинов
(резервуар № 503)
Хранилище СНГ (ГРС)
(емкость Е-19)
Резервуарный парк
(резервуар № 503)
Получения инертного газа
(теплообменник Т-2)
Гидроочистки ЛЧ-24-2000
(абсорбер К-202)
Риформинг Л-35-11/300
(колонна К-1)
Стабилизации 22-4
(колонна К-1)
Изомеризации ЛИ-150В
(колонна К-1)
Риформинг Л-35-11/1000
(колонна К-101)
32
Продолжение таблицы 1.9
5
6
7
195
569
1138
2
8,4
3
77
4
114
51,3
141
208
357
1040
2081
120,2
186
276
474
1382
2764
3,2
50
74
126
368
736
107,7
181
266
457
1332
2664
4,2
57
84
144
419
838
21,8
106
156
268
782
1564
0,4
14
21
35
103
206
9,5
80
119
203
593
1186
6,0
69
102
174
509
1018
14,8
93
137
236
687
1375
154,8
204
301
516
1503
3007
12,6
88
130
223
652
1303
0,06
4
6
10
9
58
1,1
27
40
68
199
398
21,1
105
155
265
774
1547
8,5
78
114
196
571
1142
8,3
77
113
194
567
1134
50,0
140
206
354
1032
2063
1
Гидроочистки Л-24/5
(абсорбер К-101)
Газофракционирующая-2
(колонна К-3)
Парк емкостей ГФУ-2
(емкость Л-7)
АТ-2
(колонна К-2)
Продолжение таблицы 1.9
5
6
7
79
231
463
2
1,4
3
31
4
46
3,5
52
77
132
385
769
68,2
155
229
392
1144
2288
76,5
161
238
408
1189
2377
Рост числа крупных аварий, сопровождавшихся пожарами и взрывами, свидетельствует о недостаточной эффективности пожаровзрывобезопасных мероприятий. Взрывоопасные облака ТВС образуются как при
регламентном режиме работы технологического оборудования в случае
достаточно длительной утечки из организованных и неорганизованных источников, так и при аварийной разгерметизации (полной или частичной)
аппаратов, технологических трубопроводов, приводящей к мгновенному
выбросу большого количества углеводородного топлива.
Защита НПЗ от аварийной загазованности обеспечивается использованием комплексных систем, позволяющих автоматически контролировать
изменение концентрации углеводородных примесей в воздухе промышленной территории наружных установок, включением устройств защиты
(паровые или водяные завесы), проведением оценки риска предприятия и
прогнозированием динамики полей аварийной загазованности на промышленной территории завода и за ее пределами.
1.3. РИСК И ВЕРОЯТНОСТИ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ
НА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
1.3.1.ОЦЕНКА ВЕРОЯТНОСТЕЙ АВАРИЙНЫХ
СИТУАЦИЙ
Оценка риска нефтеперерабатывающих предприятий включает в себя исследования опасностей технологических установок при возникновении аварийных ситуаций и определение возможных последствий с целью
разработки необходимых мер по управлению риском (выработка плана
действий при аварийных ситуациях, организационно-технических мероприятий по уменьшению вероятностей аварий и последствий от них).
Для количественной оценки риска требуются данные о надежности
33
функционирования различных узлов, арматурных и регулирующих
устройств, контрольно-измерительной аппаратуры и других элементов
оборудования. Кроме того, необходим сбор и анализ информации, характеризующей последствия аварий, в частности, образование парогазовоздушных облаков, передвигающихся за пределы территории предприятия,
что может привести к огромному ущербу (для его количественной оценки
необходимы исследования характеристик этих облаков и их возможного
распространения).
Разгерметизация различных емкостей и технологического оборудования приводит к утечке большого количества огнеопасного вещества в
окружающую среду. Определяющим для оценки риска является 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, пожаровзрывоопасных газов и др.
Многие годы безопасность промышленных объектов обеспечивалась
применением инженерных решений с обратной связью. Функционирование действующих объектов поддерживалось введением оправдавших себя
практических мероприятий, а также специальной подготовкой по технике
безопасности под надзором соответствующих компетентных организаций.
Это соответствовало концепции абсолютной безопасности, то есть обеспечению нулевого риска. Однако опыт эксплуатации промышленных объектов показал, что существующий подход не только не обеспечивает их полную безопасность и безопасность населения, но и не позволяет определить
и сравнить те области (объекты), где необходимы меры по снижению риска.
Современные подходы к обеспечению промышленной безопасности
базируются на концепции "оптимального риска" [14]. Оценка риска включает оценку вероятности опасного события в сочетании с анализом последствий и позволяет представить количественное выражение опасности
через величину риска. При оценке риска важным этапом является определение моделируемых событий. Для оценки их вероятностей существует
два основных подхода:
*
использование имеющихся сведений об авариях на заводах
или отказах систем (анализ аварийности);
*
анализ протекания аварии с целью синтеза необходимой вероятности [76].
В основном эти подходы являются частями количественного подхода, предусматривающего расчленение основного события на составляю-
34
щие его элементы. Обычно риск определяется как функция вероятностей
возможных событий и связанных с ними последствий.
Оценку вероятностей событий можно провести с использованием
информации или синтезированием. Если основным событием является
утечка содержимого, то последующие события (такие, как воспламенение
горючих веществ) можно моделировать. Важнейшими частями метода
оценки вероятностей опасных событий являются методы деревьев событий и деревьев ошибок.
Деревья событий отражают индуктивную методику, согласно которой в качестве основного события выбирается какой-либо отказ (или другое событие) и рассматриваются его последствия. При этом особое внимание уделяется событиям или их комбинациям, приводящим непосредственно к возникновению финального события. Затем каждое из них рассматривается как новая вершина дерева, процесс повторяется, пока не достигается такой уровень детализации, при котором полученные события
уже будут неделимы в принципе или по соображениям решения задачи.
Деревья событий также прослеживают события от первопричин до
возможных последствий. Их можно использовать для исследования самостоятельных и одновременных событий. Метод деревьев событий, обычно
применяемый к бинарным системам, может также применяться для событий со множеством исходов. Этот метод часто используется самостоятельно, обеспечивая переход к количественному анализу. Он также полезен для
определения подсистем, требующих анализа методом деревьев ошибок.
Обычно трудно представить взаимоотношения между состояниями событий, так как для каждого инициирующего события требуется отдельное
дерево, и поэтому взаимоотношения между ними следует рассматривать
очень тщательно.
Логические зависимости, устанавливающие связь между опасными
событиями и их составляющими, удобно представляются в виде дерева
ошибок или дерева отказов. Для каждого "верхнего" анализируемого события (например, аварии), строится дерево отказов; на каждой стадии
определяются причинные события, связанные с первоначальной стадией.
Величина частоты "верхнего" события оценивается с помощью метода
Монте-Карло.
Метод деревьев ошибок, наиболее известный и широко применяемый для выявления ошибок и отказов, основан на отборе нежелательного
самого главного события (например, крупной аварии), прослеживаемого до
причин, которые могли его вызвать (сложные ошибки, погрешности персонала и др.).
Для многих опасных событий дерево является тривиальным из-за того, что преобладающий вклад в их частоту вносится простыми случаями,
35
или (при наличии статистических данных) финальное событие определяется частотой самого опасного события. Например, поломка трубопровода в
общем является более вероятной из-за отказа конструкций, чем из-за неправильного функционирования. В таких случаях построение дерева ошибок представляется малоинформативным.
С другой стороны, большие резервуары-хранилища сохраняют свою
целостность не только при высоком качестве их конструкции, но также
при надежности систем контроля давления и защитных устройств. В последних случаях метод дерева ошибок может быть полезным и уместным.
Обычно для анализа дерева ошибок выбираются события, при которых могут произойти крупные выбросы (например, значительные потери
содержимого из резервуара с опасным веществом). Остальные события
(поломки трубопроводов и т.д.) оцениваются на основе рассмотрения приемлемых данных по коэффициентам отказов. Во многих случаях адекватных данных по последним не существует. Вероятность аварии тогда рассчитывается или оценивается обращением к наиболее подходящим классам компонентов нефтепродуктов, для которых известны данные по коэффициентам отказов.
При недостатке необходимых данных по коэффициентам отказов
оборудования возможно использование (с определенной точностью) известных данных по идентичным авариям для "верхних" событий в дереве
отказов. Включаются также оценки человеческого фактора, вносящего
значительный вклад в "верхнее" событие. При этом такие ошибки рассматриваются индивидуально и распределяются по классам, например, ошибки,
упущения проверок в наблюдении за сигналом тревоги и т.д.
Значения коэффициентов отказов для типовых элементов оборудования и аппаратов, используемых в нефтепереработке, приведены в табл.
1.10, 1.11 [76-80]
Интенсивность отказов узлов и элементов
технологического оборудования
Узлы и элементы
Диафрагмы
Клапаны:
давления
импульсные
контрольные
обходные
переключающие
перепускные
разгрузочные
36
1
Интенсивность отказов
среднее значение
Таблица 1.10
 10 2 , год 1
2
0,315
интервал
значений
3
0,09 - 0,79
4,09
6,04
1,66
1,96
5,69
0,44
4,99
0,098 - 28,47
2,53 - 8,55
0,21 - 1,93
0,14 - 7,12
0,098 - 8,94
0,23 - 2, 51
2,987 - 13,41
1
разгрузочные давления
разгрузочные термические
ручные переключающие
ручные скользящие
Коробки передач:
соединительные
скоростные
Корпуса
Манометры
Муфты:
скольжения
сцепления
Насосы с машинным приводом
Приборы постоянной скорости
пневматические
Приборы сервомеханизмов
Подшипники:
роликовые
соединительных муфт
шариковые мощные
шариковые маломощные
Прокладки:
пластмассовые
пробковые
пропитанные
резиновые
Регуляторы давления
Резервуары гидравлические
Сильфоны
Соединения:
вращающиеся
гидравлические
пневматические
Теплообменники
Трубопровод
Фильтры механические
Шестеренки
Шланги:
высокого давления
пневматические
2
3,44
7,36
5,69
0,98
Продолжение таблицы 1.10
3
0,196 - 28,47
4,91 - 10,77
0,098 - 8,94
0,491 - 1,997
0,175
1,91
0,96
1,14
0,096 - 0,315
0,076 - 3,767
0,026 - 2,19
0,118 - 13,14
0,263
0,053
7,66
0,06 - 0,823
0,035 - 0,96
0,98 - 27,42
2,45
10,95
0,263 - 5,43
0,753 - 29,43
0,44
0,184
1,58
0,767
0,016 - 0,876
0,007 - 0,37
0,063 - 3,09
0,031 - 1,51
0,044
0,035
0,12
0,018
3,72
0,13
2,003
0,0088 - 0,061
0,0026 - 0,067
0,044 - 0,197
0,0096 - 0,026
0,78 - 13,998
0,073 - 0,24
0,079 - 5,34
6,57
0,026
0,035
13,14
0,96
0,263
0,11
6,114 - 8,37
0,011 - 1,76
0,018 - 1,007
1,94 - 16,29
0,219 - 4,23
0,039 - 1,58
0,0196 - 0,86
3,44
3,21
0,138 - 4,57
-
37
Таблица 1.11
Интенсивность отказов
устройств автоматического контроля и управления
Устройство
Интенсивность отказов, год-1
Анализаторы жидкости
Газоанализаторы: CO2, H2, H2 O (пар), O2
Газожидкостные хроматографы
Датчики перемещения клапана
Импульсные линии
Клапаны:
позиционный
регулирующий
соленоидный (электромагнитный)
Контроллеры
Переключатели:
давления
расхода
Преобразователи пневмоэлектрические
Приборы для измерения давления
Приборы для измерения расхода:
дифманометр
магнитный расходомер
ротаметр передающий
ротаметр показывающий
Приборы для измерения температуры:
манометрические термометры
милливольтметры дистанционные
преобразователи
пирометры оптические
пирометры радиационные
ртутные термометры
термометры сопротивления
термопары
Приборы для измерения уровня жидкости
Дифференциальные датчики давления
Емкостные датчики
Поплавковые датчики
Приборы для измерения уровня сыпучих материалов
Регуляторы
Сигнализаторы пламени
1,4
10,5; 0,99; 5,65, 8,0; 5,65
36,0
0,44
0,77
0,44
0,60
0,42
0,29
0,36
1,12
0,49
1,41
1,14
1,73
2,18
1,01
0,34
0,37
1,67
0,88
9,70
2,17
0,027
0,41
0,52
1,70
1,71
0,22
1,64
6,86
0,29
1,69
Конечным результатом оценки риска является перечень исходов для
каждого рассматриваемого случая, при этом рассчитываются частота и количественные характеристики ожидаемых последствий.
38
Отказом, сопровождающимся разрушением, является разуплотнение
сосуда в результате разрыва корпуса, крышки, патрубков или болтового
соединения, вследствие чего происходит быстрая утечка большого объема
жидкости, находящейся под давлением.
Отказами, не сопровождающимися разрушениями, являются:
*
повреждения (трещины или дефекты), которые могут достичь
критических размеров и привести к отказам с разрушениями, однако были
вовремя устранены;
*
некритические повреждения (местные дефекты), при которых
трещины не достигают критических размеров и не приводят к отказам, сопровождающимся разрушениями.
Сведения о причинах отказов, а также влиянии факторов на их интенсивность, вычисленную для одного сосудо-года, приведены в табл. 1.12
[81, 82].
Таблица 1.12
Распределение числа отказов по причинам и способам обнаружения
Способ
Число
Механизм отказа
%
обнаружения
случаев
Отказы, связанные с распространением
216
94
трещин, из них:
трещина усталостная
52
23
коррозионная
30
13
дефект, существовавший до начала
63
27
эксплуатации
дефект неизвестного происхождения
61
27
прочие отказы
10
4
Дефект, существовавший до начала экс5
2
плуатации
Коррозия
1
*
3
Неправильная эксплуатация , ошибки
персонала и др.
4
Ползучесть
3
Причина отказа неизвестна
1
Визуальный
88
38
Неразрушающий ме49
21
тод
При утечке
76
33
При гидроиспытани3
2
ях
**
Авария во время экс6
13
плуатации
*
Не включены повреждения, вызванные продуктами сгорания или прямым огневым
нагревом.
**
Дефект изготовления - 3; усталость - 1; коррозионная усталость - 1; ползучесть - 4;
материал - 2; коррозия под напряжением - 1; причина неизвестна - 1.
39
Сводные данные по отказам сосудов приведены в табл. 1.13 [83].
Таблица 1.13
Статистика отказов сосудов под давлением
Источник
Кол-во
Кол-во
Без разрушения
информации
сосудов сосудо- ЧисИнтен при
лет
ло
сивверхней
отканость
границе
зов
отказов
доверит.
 , год-1 вероятности
0,99
5
-4
Великобритания
2000
65
3,110
210
2,610-4
ФРГ (IRSTUB)
7000
30
6,7104
4,410-4
610-4
ФРГ (группа ис- 1,1106
1,9106 7435
410-4
следования реакторов)
США (EEITVA)
1033
10
1104
110-3
1,710-3
США (EEI, дан5000
1
2,2104
410-5
210-4
ные о котлах и
сосудах)
Великобритания
3000
27
6104
4,510-4
610-4
(данные о котлах)
США (NBBPVI) 5,36105
104
3106
3,210-4
3
4
5
США (АВМА)
6,810
7,210
С разрушением
Чис при
ло
верхней
от- границе
ка- доверит
зов
вероятности
0,99
5
3,210-5
0
4,510-5
40
8,810-6
0
0
310-3
1,410-4
0
510-5
115
3,510-5
0
4,210-6
Имеющиеся данные по вероятностям разрушений в резервуарах показывают, что всеобъемлющей статистики по авариям в системах с избыточным давлением нет. Несмотря на это, статистический анализ дает возможность оценить вероятности отказов емкостей под давлением. В работе
[84] рассмотрены два вида отказов: потенциальные, обнаруженные в результате проверочного осмотра, и реальные, вызвавшие аварии. Было изучено около 20 тыс. емкостей с суммарной длительностью наблюдения более чем 300 тыс. лет. Эти емкости имели следующие характеристики:
*
построены по первому классу требований, установленных
проектировочными нормами;
*
огнеупорные (это означает, что отказы компонент емкостей
под действием пламени не происходят, кроме внешних оболочек);
*
толщина стенок более 9,5 мм;
*
сварные или клепаные;
*
рабочее давление превышает 0,7 МПа;
*
срок эксплуатации менее 40 лет.
40
Рассмотрено 216 потенциальных и 13 реальных отказов, приведших
к авариям за исследованный период наблюдений. При этом частота потенциальных 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  10-5 год-1. Причем тот факт, что 94 % из 216 отказов были вызваны трещинами, позволяет использовать приведенные частоты отказов в
качестве характеристик вероятностей образования отверстий в резервуарах.
Кроме того в работе [84] приведены зависимости для расчета частот
разрушения трубопроводов как при их обрыве, так и при образовании отверстий. Удельные (на 1 погонный метр) частоты обрывов трубопроводов
различного диаметра приведены в табл. 1.14.
Таблица 1.14
Удельные частоты обрывов трубопроводов
Диаметр трубопровода,
10
15
20
30
40 50 75
мм
Частота  107,
24
22
21
18
15 13
9
год-1 м-1
100
6,3
150 200
3
1,4
Удельная частота обрыва трубопровода определяется по формуле
f = 10- (5,56 + 0,0064D),
где f - удельная частота обрыва трубопровода, год-1 м-1;
D - диаметр трубопровода, мм.
Удельные частоты образования отверстий в стенках трубопроводов
приведены в табл. 1.15.
Диаметр
мм
Таблица 1.15
Удельные частоты образования отверстий в трубопроводах
трубопровода,
5
10
15
20
30
40
50
75
100
Частота  107,
год-1 м-1
35
26
19
14
8
4,4
2,4
0,5
0,12
Удельная частота возникновения утечек из отверстия в трубопроводе
определяется по формуле
f = 10 - (5,32 + 0,26d),
где
d - эквивалентный диаметр отверстия в трубопроводе, мм.
Значения частот повреждений фланцевых соединений, а также частот выхода из строя задвижек составляют соответственно 7,0  10-3 год-1
41
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).
Частоты "холодного" разрушения резервуаров и возникновения утечек из них, а также утечек, связанных с образованием трещин в резервуарах, составляют соответственно 2,6  10-6 год-1 и 8,3  10-5 год-1. С учетом
того, что для образования огневого шара при холодном разрушении резервуара должно произойти мгновенное загорание парогазовоздушного облака (вероятность такого события составляет около 0,05), событие с образованием огневого шара в этом случае допустимо считать маловероятным
(частота наступления 1,3  10-7 год-1).
Случайная утечка горючих газов или легковоспламеняющихся жидкостей при их транспортировке, хранении и использовании может привести к образованию взрывоопасного облака. Возгорание облака способствует образованию фронта пламени, распространяемого через его взрывоопасную часть. В зависимости от скорости распространения может образоваться взрывная волна. Это явление известно как взрыв паровоздушного
(газовоздушного, парогазовоздушного) облака.
Для различных целей требуются описания последствий, которые могут произойти в результате взрыва облака. Поэтому необходимо иметь
расчетную модель для описания последствий подобных взрывов. Происходящие при этом процессы весьма сложны, поэтому предсказание последствий взрывов с достаточно высокой степенью точности крайне затруднительно.
При возгорании парогазовоздушного облака возможны случаи: возникает или не возникает разрушающая волна давления. В первом случае
происходит взрыв, во втором - вспышка огня. Характеристики зарегистрированных взрывов и возгораний парогазовоздушных облаков приведены в
табл. 1.16 [85].
Таблица 1.16
Характеристики взрывов и возгораний
парогазовоздушных облаков
Характеристика
1
Масса, кг:
неизвестна
 100
1
2
10 - 10
3
42
Количество зарегистрированных
случаев
2
83
1
Продолжение таблицы 1.16
2
13
103 -104
104 - 105
 105
Реакционная способность:
неизвестна
высокореактивна
среднереактивна
низкореактивна
Источник возгорания:
неизвестен
постоянно присутствует
не постоянно присутствует
Перемещение, м:
неизвестно
 102
102 - 103
 103
Взрыв:
неизвестен
имеется
вспышка пламени
Место утечки:
неизвестно
имеется
не имеется
Время, мин.:
неизвестно
1
1-5
6 - 15
16 - 30
 30
Смертность:
неизвестна
0
1-5
6 - 15
16 - 50
 50
Ранения:
неизвестны
0
1
1-5
27
27
14
29
4
127
5
109
33
23
78
55
30
2
15
86
64
84
68
13
110
12
21
11
4
7
22
60
52
17
11
3
51
30
Продолжение таблицы 1.16
2
35
43
6 - 15
16 - 50
 50
Эффект домино:
неизвестен
невозможен
имеется
не имеется
16
18
15
82
32
38
13
В разделах 1.3.2. и 1.3.3 проведена оценка риска и вероятностей аварийных ситуаций для наиболее опасных технологических комплексов
Московского нефтеперерабатывающего завода [76].
1.3.2. ОЦЕНКА РИСКА И ВЕРОЯТНОСТЕЙ АВАРИЙНЫХ
СИТУАЦИЙ НА УСТАНОВКЕ
ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
Методом экспертной оценки определены наиболее опасные компоненты установки ЭЛОУ-АВТ-6 и соответствующие им потенциальные
опасности и аварийные ситуации, приведены их вероятности и построены
деревья отказов, приведены расчетные параметры выброса углеводородных фракций. Проведены расчеты пространственных характеристик распространения пожарозврывоопасных облаков, построены карты вероятностей их распространения, карты ущерба при возгорании облаков с учетом
возможных источников загорания. Рассмотрены опасности, связанные с
возникновением пожаров. На основе анализа даны рекомендации по снижению риска при функционировании установки.
Наиболее опасными компонентами установки ЭЛОУ-АВТ-6 являются колонны, выход содержимого которых наружу создает наибольшие
угрозы. Опасные ситуации создаются также при выходе наружу содержимого трубопроводов подачи и откачки нефтяных фракций и линий циркуляционного орошения.
Углеводородные фракции являются источником повышенной пожаровзрывоопасности. Эта потенциальная опасность проявляется при выходе
фракций из технологической системы в атмосферу, а также при попадании
воздуха в систему, что может привести к внутреннему взрыву. К этим потенциально опасным событиям приводят следующие аварийные ситуации
[76]:
*
разрыв подводящих трубопроводов;
44
*
разгерметизация технологического оборудования вследствие
разрушения фланцевых соединений (падение тарелок колонны при внутреннем взрыве);
*
трещина, разрушение или разрыв корпуса колонны изнутри
(вследствие повышения давления, снижения прочности корпуса и т.д.).
Вероятности основных аварийных ситуаций. По методике деревьев отказов проведены расчеты вероятностей аварийных ситуаций и получены следующие результаты для атмосферной 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
Основной составляющей вероятности выхода содержимого колонны
К-2 наружу является вероятность разгерметизации арматуры (вентили,
клапаны и соединительные трубопроводы), которая определяется вероятностями разрыва трубопровода и отрыва фланцев (соответственно 4,3·10-3
и 1,0·10-5). 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.
Результаты расчетов вероятностей аварийных ситуаций для колонны
вторичной перегонки К-4 приведены ниже:

Вид аварии
Повреждение корпуса внешним воздействием
Разрыв корпуса изнутри
Разрушение опорных конструкций
*
Разгерметизация арматуры
Выход содержимого К-4 наружу
Вероятность
3,0  10-6
3,9  10-3
1,0  10-4
4,7  10-3
1,5  10-2
Вероятность разгерметизации арматуры определяется временем ликвидации аварии, величина 4,7  10-3 верна при аварии продолжительностью
1 мин.
45
Отпарные колонны К-6, К-7, К-9. Данные по вероятностям первоначальных опасных событий для колонны К-6 представлены в табл. 1.17.
Таблица 1.17
Вероятности первоначальных опасных событий
Опасное событие
Вероятность
1
Прекращение подачи воздуха в КИП
2
3,0  10-4
Ошибка оператора
4,0  10-1
Отказ заслонки
1,0  10-1
Отказ насоса Н-12/1(2)
1,0  10-4
Прекращение подачи электроэнергии
3,0  10-4
Засорение отводной насосной линии
2,5  10-3
Отказ регулирующего клапана (поз. 1015)
1,0  10-3
Неверное задание режима оператором
1,0  10-3
Отказ регулирующего клапана (поз. 959)
1,0  10-3
Разгерметизация возвратной линии
8,6  10-5
Разгерметизация отводной линии
8,6  10-5
Разгерметизация шлемовой линии
8,6  10-5
Отрыв фланца возвратной линии
1,0  10-4
Отрыв фланца паровой линии
1,0  10-4
Отрыв фланца отводной линии
1,0  10-4
Отрыв фланца шлемовой линии
1,0  10-4
Взрыв в блоке колонн
1,0  10-6
Ураганный ветер
1,0  10-6
Падение самолета
1,0  10-8
Разрушение К-9
6,6  10-3
Разрушение К-7
1,1  10-2
Землетрясение
1,0  10-8
Конструкционный дефект корпуса
1,0  10-5
Результаты расчетов вероятностей конечных аварийных ситуаций
представлены ниже:
46
Вид аварии
Разгерметизация арматуры
Вероятность
6,6  10-4
Разрушение опорных конструкций
1,8  10-2
Разрыв корпуса изнутри
6,1  10-3
Повреждение корпуса внешним воздействием
2,0  10-6
Выход содержимого колонны К-6 наружу
2,4  10-2
Особенностью отпарных колонн является расположение их одна над
другой; причем колонна К-9 находится вверху, вследствие чего события
"разрушение К-7" и "разрушение К-9" входят в список первоначальных
опасных для колонны К-6.
Ввиду конструктивной схожести колонн и их технологических процессов вероятности первоначальных опасных событий и деревья отказов
колонн К-7 и К-9 можно использовать и применительно к колонне К-6. Вероятность выхода содержимого колонн К-7 и К-9 наружу составляет
1,1  10-2 и 6,6  10-3 соответственно. Более низкая вероятность выхода содержимого колонны К-9 объясняется ее расположением вверху и меньшей
подверженностью воздействию отказов других колонн.
Для вакуумной колонны К-10 конечную аварийную ситуацию "выход
содержимого колонны наружу" необходимо представлять как "катастрофический выброс из колонны", так как при обычном ее повреждении выход содержимого наружу не происходит, а, наоборот, в нее засасывается
воздух, который может привести к внутреннему взрыву.
Согласно полученным данным, вероятности конечных аварийных
ситуаций имеют значения:
Вид аварии
Внутренний разрыв
Давление выше критического
Катастрофический выброс из колонны
Вероятность
2,3  10-4
7,0  10-8
2,3  10-4
Основной причиной катастрофического выброса из колонны является внутренний взрыв, в результате которого может произойти обвал тарелок, что приводит к немедленному разрыву фланцев подводящего трубопровода и выбросу углеводородных фракций в атмосферу.
47
Оценка выбросов углеводородных компонентов нефтепродуктов.
При рассмотрении возможных последствий аварии или утечки необходимо
учитывать подводящие и выводящие линии, трубопроводы, клапаны,
фланцевые соединения и т.д. Ввиду определенной схожести указанных последствий достаточно рассмотреть следующие аварийные ситуации: разгерметизация верхних и нижних фланцевых соединений, трубопровода;
разрыв трубопровода и колонны. При обычной разгерметизации в колонне
могут образовываться отверстия диаметром около 5 см, а в случае полного
отрыва фланца - 20 см.
При разгерметизации фланцевых соединений можно воспользоваться
моделью утечки газа через отверстие в резервуаре. Модель строится на основании следующих предположений: поведение идеального газа, полное
падение давления на границе резервуар / окружающая среда или в очень
тонком слое непосредственно за отверстием.
В соответствии с данной моделью рассмотрены выбросы газообразных фракций углеводорода из колонны К-1. Расчет массы выброса (M) из
отверстий верха и низа колонны проводился в соответствии с методиками
[76, 86 - 88]:
M = 0,47 . S . Po (Rq .Т)-1/2 (1 - P1/Po)1/2 ,
где S - площадь поперечного сечения отверстия;
Po - давление внутри резервуара;
P1 - давление снаружи резервуара;
Rq - отношение универсальной газовой постоянной к массе 1 моля
газа;
Т - температура выброса.
Давление в колонне считалось постоянным, учитывалась разница
температур и молярных весов фракций в разгерметизации верхней и нижней частей колонны. При разгерметизации (отверстие диаметром в 5 см)
рассматривалась модель утечки из отверстия в трубе под давлением [88].
Результаты расчетов представлены в табл. 1.18.
Таблица 1.18
Результаты расчета для колонны К-1
Время выброса,
Событие
Вероятность
48
Масса
Трубопровод подачи нефти:
разгерметизация фланца
разрыв трубопровода
Разгерметизация фланца:
низа колонны
верха колонны
Разрыв фланца:
низа колонны
верха колонны
Катастрофический разрыв
колонны
мин.
выброса, кг
4,3  . 10-4
1,1  10-4
4,3  10-5
4,3  10-6
1,0  10-4
4,0  10-5
1,0  10-5
1,0  10-6
1
5
 15
 15
1
5
 15
 15
2,3  103
1,2  104
3,6  104
3,6  104
4,5  103
2,3  104
6,9  104
6,9 104
4,3  10-4
1,1  10-4
4,3  10-5
4,3  10-6
4,3  10-4
1,1  10-4
4,3  10-5
4,3  10-6
1
5
 15
 15
1
5
 15
 15
2,54  102
1,27  103
3,6  103
3,6  103
2,37  102
1,2  103
3,6  103
3,6  103
1,0  10-4
4,0  10-5
1,0  10-5
1,0  10-6
1,0  10-4
4,0  10-5
1,0  10-5
1,0  10-6
1
5
 15
 15
1
5
 15
 15
4,0  103
2,0  104
6,0  104
6,0  104
3,8  103
1,6  104
4,8  104
4,8  104
6,0  10-3
-
7,5  103
При утечке нефтепродуктов из трубопровода выбрасываются фазы:
жидкая, приводящая к образованию разливов на определенной площади, и
парогазовая, приводящая к образованию и дрейфу парогазовоздушного облака.
Для колонны К-1 определяющими (с точки зрения величины выброса) являются трубопроводы подачи нефти под давлением 25 атм при среднем расходе 300 м3/ч и вывод частично отбензиненной нефти из кубовой
части колонны, работающей под давлением 10 атм при расходе 40 м3/ч.
Масса выброса при разрыве трубопровода рассчитывается по формуле
49
M = 2  S ro (P1 - Po)1/2 ,
где
 - коэффициент расхода (0,62 для жидкостей);
S - площадь отверстия;
ro - плотность жидкости;
P1 - давление в трубопроводе;
Po - давление вне трубопровода.
При катастрофическом разрыве колонны учитываются массы паров в
колонне на момент разрыва и образовавшихся при работе подающих насосов в течение 1 мин. В первом случае при расчете плотности паров учитываются условия внутри колонны, во втором - принимается во внимание,
что только ~ 30 % поданной насосами нефти перейдет в парообразное состояние [86].
Атмосферная колонна К-2 характеризуется следующими параметрами: температура верха - 100-165 0С, низа - 300-320 0С; давление - 3 атм;
объем - 1390 м3.
Трубопроводы колонны имеют следующие характеристики: трубопровод подачи нефти: расход - 1000 м3/ч; давление - 25 атм; 1 ЦО: расход
- 200 м3/ч; давление - 10 атм; 2 ЦО: расход - 100 м3/ч; давление - 12 атм.
Результаты расчета представлены в табл. 1.19.
Таблица 1.19
Результаты расчета для колонны К-2
Время
Масса
Событие
Вероятность
выброса, мин
выброса, кг
1
2
3
4
Трубопровод подачи нефти:
разгерметизация фланца
4,3 ·10-4
<1
2,2 ·103
-4
1,1 · 10
<5
1,1 · 104
.
4,3 · 10-5
< 15
3,3 · 104
-6
4,3 · 10
> 15
3,3 · 104
разрыв трубопровода
1,0 · 10-4
<1
1,3 · 10-4
4,0 · 10-5
<5
6,5 · 104
-5
1,0 · 10
< 15
2,0 · 105
1,0 · 10-6
>15
2,0· 105
1 ЦО:
разгерметизация фланца
4,3 · 10-4
<1
1,3 · 103
1,1· 10-4
<5
6,5 · 103
4,3 · 10-5
<15
2,0 · 104
-6
4,3 · 10
>15
>2,0 · 104
Продолжение таблицы 1.19
1
2
3
4
-4
разрыв трубопровода
1,0 · 10
<1
2,3 · 103
50
2 ЦО:
разгерметизация фланца
разрыв трубопровода
3 ЦО:
разгерметизация фланца
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
<5
<15
>15
1,2 · 104
3,6 · 104
3,6 · 104
4,3 ·10-4
1,1· 10-4
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
1,0 · 10-4
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
<1
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
1,7 ·103
8,5 ·103
2,7 · 104
>2,7 · 104
3,8 · 103
1,9 · 104
5,7 · 104
>5,7 · 104
4,3 · 10-4
1,1· 10-4
4,3 · 10-5
4,3·10-6
<1
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
1,1 · 103
5,5 · 103
1,7 · 104
>1,7 · 104
1,6 · 103
8,0 · 103
2,4 · 104
>2,4 · 104
4,3 · 10-4
1,1 · 10-4
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
4,3 · 10-4
1,1 · 10-5
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
<1
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
1,18 · 102
5,9 · 102
1,7 · 103
>1,7 · 103
1,1 · 102
5,5 · 102
1,7 · 103
>1,7 · 103
1,0 · 10-4
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
1,0 · 10-4
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
1,0 · 10-6
<1
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
-
1,9 · 103
9,5 · 103
2,9 · 104
>2,9 · 104
1,8 · 103
9,0 · 103
2,7 · 104
>2,7 ·104
1,6 · 104
разрыв трубопровода
Разгерметизация фланца:
низа колонны
верха колонны
Разрыв фланца:
низа колонны
верха колонны
Катастрофический разрыв колонны
51
Колонна вторичной перегонки К-3 имеет следующие характеристики:
температура на входе - 200 0С, верха - 110 0С, низа - 200 0С; давление - не
более 5 атм; объем - 405 м3.
Трубопровод подачи стабилизированного бензина имеет следующие
характеристики: расход - 230 м3/ч; давление - 10 атм; трубопровод откачки фракции н.к. 85 - 120 0С с низа колонны имеет следующие характеристики: расход - 90 м3/ч; давление - 8 атм. Результаты расчетов приведены в табл. 1.20.
Таблица 1.20
Результаты расчетов для колонны К-3
Время
Событие
Вероятность
выброса, мин
1
Трубопровод подачи нефти;
разгерметизация фланца
разрыв трубопровода
Трубопровод откачки фракции
н.к. 85-120 оС:
разгерметизация фланца
разрыв трубопровода
Разгерметизация фланца:
низа колонны
52
2
3
Масса
выброса,
кг
4
4,3 · 10-4
1,1 · 10-4
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
1,0 · 10-4
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 ·10-6
<1
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
1,8 · 103
9,0 · 103
2,7 · 104
>2,7 · 104
3,0 · 103
1,5 · 104
4,5 ·104
>4,5 · 104
4,3 · 10-4
1,1 · 10-4
4,3 · 10-5
4,3 ·10-6
1,0 · 10-4
4,0 ·10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
<1
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
1,1 · 103
5,5 · 103
1,7 · 104
>1,7 ·104
1,6 · 103
8,0 · 103
2,4 · 104
>2,4 · 104
4,3 · 10-4
<1
1,97 · 102
1,1 · 10-4
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
<5
<15
>15
9,75 · 102
3,0 · 102
>3,0 · 103
1
верха колонны
2
4,3 ·10-4
1,1 · 10-4
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
1,0 · 10-4
Разрыв фланца:
низа колонны
верха колонны
Катастрофический
лонны
разрыв
ко-
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
1,0 · 10-4
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
6,0 · 10-3
Продолжение таблицы 1.20
3
4
<1
1,79 · 102
<5
9 · 102
<15
2,7 · 103
>15
>2,7 · 103
<1
3,2 . 103
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
-
1,6 · 104
4,8 · 104
>4,8 · 104
2,9 ·103
1,4 · 104
4,2· 104
>4,2 · 104
6,2 · 103
Колонна вторичной перегонки К-4 имеет следующие характеристики:
температура верха - 90 0С, низа - 120 0С, давление - не более 3 атм; объем
- 378 м3.
Основными источниками опасности являются трубопроводы подачи
фракции н.к. - 85 0С (расход 20 м3/ч; давление 5 атм) и острого орошения
(расход 120 м3/ч; давление 5 атм). Результаты расчетов представлены в
табл. 1.21.
Таблица 1.21
Событие
1
подачи
Результаты расчетов для колонны К-4
Время
Вероятность
выброса, мин
Трубопровод
фракции
о
н.к. 85 С:
разгерметизация фланца
разрыв трубопровода
2
3
Масса
выброса,
кг
4
4,3 · 10-4
1,1 ·10-4
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
1,0 · 10-4
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
<1
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
1,2 · 103
6,0 · 103
1,8 · 104
>1,8 ·104
2,8 ·103
1,4 · 104
4,2 · 104
>4,2 · 104
53
1
2
Острое орошение:
разгерметизация фланца
разрыв трубопровода
Разгерметизация фланца:
низа колонны
верха колонны
Разрыв фланца:
низа колонны
верха колонны
Катастрофический
лонны
разрыв
ко-
Продолжение таблицы 1.21
3
4
4,3 · 10-4
1,1 · 10-4
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
1,0 · 10-4
4,0 · 10-5
1,0 . 10-5
1,0 . 10-6
<1
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
1,0 · 103
5,0 · 103
1,5 · 104
>1,5 · 104
1,5 ·103
8,0 · 103
2,4 · 104
>2,4 · 104
4,0 · 10-4
<1
2,16 ·102
1,1 · 10-4
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
4,3 · 10-4
1,1 · 10-4
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
1,0 · 10-4
<5
<5
<15
<1
<5
<15
>15
<1
1,0 · 103
3,0 · 103
>3,0 · 103
1,8 · 102
9,0 · 102
2,7 · 103
>2,7 ·103
3,5 · 103
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
1,0 · 10-4
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
9,9 · 10-3
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
-
1,7 · 104
5,1 · 104
>5,1 · 104
3,0 · 103
1,5 · 104
4,5 · 104
5,9 · 103
Вакуумная колонна К-10 предназначена для перегонки мазута и имеет следующие характеристики: температура верха - 180 0С, низа - 380 0С;
давление вверху - не более 3 атм; объем - 1150 м3.
Трубопровод откачки мазута из К-2 в К-10 имеет следующие характеристики: расход - 225 м3/ч; давление - 15 атм; трубопровод откачки гудрона имеет следующие характеристики: расход - 300 м3/ч; давление - 10
атм; трубопровод подачи ЦО в колонну имеет следующие характеристики: расход - 330 м3/ч; давление - 10 атм. Результаты расчетов приведены в
табл. 1.22.
54
Таблица 1.22
Результаты расчетов для колонны К-10
Время
Событие
Вероятность
выброса, мин
Трубопровод откачки мазута:
разгерметизация фланца
4,3 · 10-4
<1
-4
1,1 · 10
<5
-5
4,3 · 10
<15
-6
4,3 ·10
>15
-4
разрыв трубопровода
1,0 · 10
<1
-5
4,0 · 10
<5
-5
1,0 · 10
<15
-6
1,0 · 10
>15
Трубопровод откачки гудрона:
разгерметизация фланца
разрыв трубопровода
Трубопровод подачи ЦО в колонну:
разгерметизация фланца
разрыв трубопровода
Масса
выброса, кг
1,8 · 103
9,0 · 103
2,7 · 104
>2,7 · 104
3,0 · 103
1,5 · 104
4,5 · 104
>4,5 · 104
4,3 · 10-4
1,1 · 10-4
4,3 · 10-5
4,3 · 10-6
1,0 · 10-4
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
<1
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
1,4 · 103
7,0 · 103
2,1 · 104
>2,1 · 104
3,9 · 103
1,5 ·104
4,5 ·104
>4,5 ·104
4,3 · 10-4
1,1 · 10-4
4,3 · 0-5
4,3 · 10-6
1,0 ·10-4
4,0 · 10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
<1
<5
<5
<15
<1
<5
<15
>15
1,4 · 103
7,0 · 103
2,1 · 104
>2,1 · 104
4,3 · 103
2,2 · 104
6,6 · 104
>6,6 · 104
Отпарная колонна К-11 предназначена для отпаривания фракции
н.к. 350-420 0С и имеет следующие характеристики: температура низа 290 0С; объем - 34 м3; давление - не более 3 атм. Трубопровод подачи
фракции н. к. 350-420 0С имеет следующие характеристики: расход - 94
м3/ч, давление - 7 атм. Результаты расчетов приведены в табл. 1.23.
55
Таблица 1.23
Результаты расчетов для колонны К-11
Время
Событие
Вероятность
выброса, мин
Трубопровод подачи фракции
н. к. 350-420 оС:
разгерметизация фланца
4,3 · 10-4
<1
1,1 · 10-4
<5
-5
4,3 · 10
<15
-6
4,3 · 10
>15
разрыв трубопровода
1,0 · 10-4
<1
-5
4,0 ·10
<5
1,0 · 10-5
<15
1,0 · 10-6
>15
Разгерметизация фланца колонны
Разрыв фланца колонны
Катастрофический разрыв колонны
Масса
выброса, кг
1,1 · 103
5,5 · 103
1,8 · 104
>1,8 · 104
1,3 · 103
6,5 · 103
1,9 · 104
>1,9 · 104
4,3 · 10-4
<1
1,3 · 102
1,1 · 10-4
4,3 · 10-5
4,3· 10-6
1,0 · 10-4
4,0 ·10-5
1,0 · 10-5
1,0 · 10-6
<5
<15
>15
<1
<5
<15
>15
6,5 · 102
1,9 · 103
>1,9 · 103
2,2 · 103
1,1 · 104
3,3 · 104
>3,3 · 104
6,1
-
8,0 · 102
Расчет параметров парогазовоздушного облака. Известно несколько подходов, с помощью которых оценивается парообразование при
выбросе струи под давлением, одним из которых является расчет по уравнению количества жидкости, перешедшей в пар при перегретом выбросе
из отверстия в трубопроводе [87]:
Fv = Cp (T – Tв ) / Hfg, ,
где Fv - часть жидкости, перешедшей в пар; Cp - теплоемкость; Т - температура в емкости; Tв - температура кипения при атмосферном давлении;
Hfg - теплота испарения при температуре Тв.
Оценка доли испаряющихся углеводородных фракций дает значения
0,3-0,5. В эти значения входит доля жидкости, образующая аэрозольное
облако, размеры взвешенных частиц которого довольно малы, что позволяет ему значительное время находиться в воздухе. Массы выбросов и соответствующие тротиловые эквиваленты в случае взрывов облаков для колонн установки ЭЛОУ-АВТ-6 приведены в табл. 1.24.
56
Таблица 1.24
Массы выбросов и соответствующие тротиловые эквиваленты
для установки ЭЛОУ-АВТ-6
Событие
Масса облака,
кг
Эквивалент
ТНТ, кг
3,8 ·103
7,5 ·103
9,0 · 103
1,6 · 103
4,6 · 10
3,0 · 103
1,1 · 104
6,4 · 103
2,9 · 103
6,2 · 104
3,5 · 103
2,8 · 103
3,0 · 103
5,9 · 103
3,6 · 103
2,4 · 103
3,0 · 103
9,0 · 103
2,4 · 103
4,0 · 103
7,5 · 103
3,7 · 103
9,0 · 103
1,5 · 103
1,2 · 104
1,8 · 103
8 · 102
2,2 · 103
3,2 · 102
2,6 · 103
Колонна К-1:
разрыв фланца верха колонны
катастрофический разрыв колонны
Колонна К-2:
разрыв фланца верха колонны
катастрофический разрыв колонны
Колонна К-3:
разрыв фланца верха колонны
катастрофический разрыв колонны
Колонна К-4
разрыв фланца верха колонны
катастрофический разрыв колонны
Колонны К-6, К-7, К-9:
разрыв фланца верха колонны
катастрофический разрыв колонны
Колонна К-8:
разрыв фланца верха колонны
катастрофический разрыв колонны
Колонна К-10:
разрыв трубопровода откачки мазута
Колонна К-11:
разрыв фланца верха колонны
катастрофический разрыв колонны
Размеры парогазовоздушного облака рассчитывались по формуле:
R = aM 0,42 ,
где а - эмпирический коэффициент; М - масса взрывоопасного вещества в
облаке.
Для углеводородных фракций при устойчивой погоде и небольшой
скорости ветра коэффициент а считается равным 0,08. При выбросе из колонны К-2 размеры облака с нижним пределом взрываемости не превышают 500 м. При оценке ущерба от взрывов облаков достаточно принимать во внимание объекты, находящиеся в пределах достижимости облаков с концентрацией выше нижнего концентрационного предела распространения пламени, составляющего для бензина - 1,2 об %.
Поведение облака при выбросе зависит в первую очередь от его
плотности и состояния атмосферы. Под действием ветра облако может пе57
ремещаться в горизонтальном направлении на значительные расстояния.
Одновременно с перемещением облако подвергается воздействию атмосферных турбулентных вихрей, что способствует его рассеиванию в горизонтальном и вертикальном направлениях. Интенсивность диффузии облака определяется интенсивностью атмосферной турбулентности, в свою
очередь зависящей от следующих факторов [91]:
*
турбулентность в приземном слое определяется трением о
земную поверхность, влияние которого тем сильнее, чем больше скорость
ветра и шероховатость поверхности;
*
солнечный нагрев земной поверхности может вызвать интенсивное конвективное движение воздуха и тем самым интенсивное вертикальное перемешивание.
Принимая во внимание метеорологические вероятностные данные и
модель распространения, были построены карты вероятностей достижения
облаками с концентрацией СНКПР объектов на территории завода.
В центре каждой карты расположены колонны установки, нанесены
области с определенными вероятностями достижения облаками объектов.
Суммарная карта вероятностей достижения облаками от установки ЭЛОУАВТ-6 объектов на территории завода приведена в [3, стр. 39, рис. 5], согласно которой наибольшая вероятность наблюдается на расстоянии 25 50 м. Однако именно в эту зону входят опасные источники возможного
воспламенения: печи нагрева нефти и операторская. Опасными являются
также установки изомеризации, висбрекинга и битумные печи, расположенные на расстоянии до 250 м от установки ЭЛОУ-АВТ-6.
Наиболее важной характеристикой аварии с возможным взрывом облака является расстояние, которого может достичь облако с концентрацией
выше нижнего концентрационного предела взрываемости. Возникновение
данного вида опасности в значительной степени определяется расположением источников загорания на территории объекта. Ущерб при возникновении объемного огненного взрыва наносится воздействием ударной волны и горением облака. Предполагается, что на открытой местности в основном воздействует процесс дефлаграции. Область ущерба от детонации
практически совпадает с зоной существования облака с концентрацией
СНКПР .
Вследствие высокой вероятности утечки содержимого колонн и образования медленно дрейфующих облаков, время воспламенения которых
достигает нескольких минут, целесообразно устанавливать на территории
технологической установки газовые детекторы обнаружения малых утечек
из труб, через которые подаются и выводятся углеводородные фракции.
Такие детекторы позволяют обнаружить газообразную утечку до того, как
облака разрастутся или воспламенятся. При наличии детекторов на терри58
тории установки событие "отказ оператора заметить утечку" с вероятностью 0,4 можно заменить событием "отказ датчика" с вероятностью
4,8 ·10-2. Анализ деревьев отказов позволяет получить вероятности нежелательного события "выход наружу содержимого колонны", представленные ниже.
К-2
К-4
5,0 ·10-2
0,7·10-3
Колонны
К-6; К-7; К-9
Вероятность
1,2 ·10-3
К-10
2,3 ·10-5
При установке инфракрасных детекторов на территории комплекса
сводится к минимуму вероятность того, что оператор не сразу заметит возгорание на установке или вне ее. Вероятности опасных событий, связанных с человеческим фактором, в этом случае доходят до 0,1 (для колонн
К-6, К-7, К-9), тогда как вероятность, связанная с возможными отказами
инфракрасного детектора, не превышает 4,7 · 10-2.
1.3.3. РИСК И ВЕРОЯТНОСТИ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ
НА ГАЗОРАЗДАТОЧНОЙ СТАНЦИИ
В анализе опасностей, возникающих при функционировании газораздаточной станции (ГРС), рассматривались емкости и связанные с ними
коммуникации, по которым передаются углеводородные фракции, а также
объекты, на которых производится отгрузка топливных фракций потребителю.
Непосредственно на территории резервуарного парка может произойти аварийный выброс большого количества сжиженных углеводородных фракций, испаряющихся и воспламеняющихся (часто со взрывом).
Эти фракции могут выбрасываться в результате утечки содержимого из
любой емкости хранилища или в результате разрыва питающих ГРС трубопроводов и линий. Скорость выброса такова, что образующееся пожаровзрывоопасное облако сравнительно мало, чтобы причинить значительный
ущерб при его воспламенении. Однако возможен случай разрыва газопроводной линии с полным истечением сжиженной углеводородной фракции
из резервуара. Все возможные исходы, связанные с выбросом, могут вызвать эффекты "домино", имеющие наиболее серьезные последствия. В не59
которых случаях такой выброс и образование облака бывает мгновенным
(например, аварийный разрыв емкости), облако распространяется на значительное расстояние по направлению ветра.
ГРС представляет собой объект, емкости которого предназначены
для постоянного обеспечения потребителей углеводородными фракциями.
Мощность ГРС в течение года меняется незначительно, так как скорость
наполнения и опустошения емкостей практически постоянна. Опасными на
ГРС являются случаи, сопровождающиеся выбросами больших объемов
сжжиженных углеводородных фракций.
Расчет вероятностей отказов проводился на основе анализа дерева
отказов с большим количеством составляющих событий, для которых безопасность определяется надежностью значительного числа компонентов
нефтепродуктов с использованием данных по коэффициентам отказов отдельных событий, когда имеются адекватные статистические данные.
Дерево отказов представлено для одной емкости и связанного с ней
оборудования, чтобы показать, какие явления могут привести к различным
нарушениям и ошибкам, вызывающим в конечном итоге аварии. Логическая схема, связывающая соответствующие составляющие "верхнего" события (разрыв резервуаров и взрыв), использована в сочетании с численными значениями эксплуатационных и других ошибок, приводящих к аварии для систем данного типа. Дерево отказов является иллюстрацией последовательности нежелательных событий, сбоев и нарушений, вызывающих разрыв емкости в резервуарном парке ГРС.
Инициирующие события, вызывающие разрыв емкости и последующий выброс, условно разделяются на следующие основные категории:
*
природные воздействия, столкновение с транспортным средством, пожар на внешних объектах, вызывающий повреждение и разрушение емкости, взрыв углеводородной фракции внутри емкости и другие
внешние факторы;
*
сбои и нарушения в работе механизмов, механические повреждения и отказы структурных элементов технологической системы.
На основе построенного дерева отказов проведена оценка влияния
нежелательных событий на общую вероятность аварии. Использованы
значения банков данных TNO (Голландия) и WASH-1400 (США).
Исходя из приведенных на рис. 1.5 данных по частотам составляющих событий, вычислена вероятность разрыва емкости-хранилища [3].
60
Построение дерева отказов и вероятностная оценка всех составляющих дерево событий проведены с использованием пакета прикладных программ TR EB-MOS TER.
В целях снижения допустимой вероятности аварий разработаны программы уменьшения частоты отказов запорной арматуры, КИП и А, шлангов, защитной системы и ошибок персонала. Вероятности аварийных ситуаций при уменьшении частот отказов оборудования и ошибок оператора
приведены в табл. 1.25.
Таблица 1.25
Вероятности аварийных ситуаций в зависимости
от частот отказов
Событие
Существую- Вероятность при уменьшении
Общая вероятщая вероят- частоты отказов на величину не ность при уменьность
более 10-2
шении частот отказов и
задвижки и шланги ошибки
ошибок
операоператора
вентили
тора
.
-3
-4
Отказ запорной
8,5 10
1,0 ·10
арматуры
Выброс СПГ из
1,8 . 10-1
1,0 . 10-2
1,8 . 10-3
автоцистерны
Разгерметиза4,3 . 10-1
1,1 . 10-1
1,7 . 10-5
1,0 . 10-6
ция соединений
после останова
Разлитие СПГ
5,4 . 10-1
1,2 . 10-1
2,0 . 10-6
на автоэстакаде
Отказ гидрантов
5,5 . 10-1
5,1 . 10-1
1,1 . 10-1
2,0 . 10-3
Авария при за7,0 . 10-2
4,0 . 10-3
3,6 . 10-3
2,0 . 10-4
грузке
Пожар на авто4,4 . 10-2
6,7 . 10-3
2,6 . 10-3 1,4 . 10-3
4,4 . 10-5
рампе
61
62
1.4. ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЗРЫВНЫХ ВОЛН И ЗОН
РАЗРУШЕНИЙ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ
ПРИ ВЗРЫВАХ ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
Расчет характеристик взрывных волн и зон разрушений при взрывах
топливно-воздушных смесей вследствие утечки компонентов нефтепродуктов на установке подготовки сырья в производстве пропилена, газофракционирующих установках (ГФУ) и установке риформинга ЛЧ-3511/1000 проводился по методикам [84].
Установка подготовки сырья в производстве пропилена предназначена для получения очищенной концентрированной осушенной пропиленовой фракции. При производстве порошка пропилена в больших объемах
используются взрывоопасные вещества: пропан-пропиленовая фракция,
пропиленовая фракция и пропановая фракция. В установку входит склад
сжиженного газа, на территории которого находятся емкости объемом до
100 м3 для хранения:
*
отработанной пропан-пропиленовой фракции: количество - 3,
давление 20 атм;
*
очищенного осушенного концентрированного пропилена: количество - 6, расчетное давление - 20 атм;
*
окиси пропилена: количество - 1, давление - 20 атм;
*
регенерированной промывной фракции со следами спирта: количество - 1, давление - 18 атм;
*
пропан-пропиленовой фракции: количество - 2, давление - 18
атм.
Выброс газа из данных емкостей может происходить по следующим
причинам: повышение давления выше регламентированного, коррозионный износ или повреждение емкости, разгерметизация фланцевых соединений и трубопроводов.
При повышении давления в емкости выше регламентированного
срабатывают предохранительные клапаны: в факельную линию (Р = 18,9
атм) - сброс идет на сжигание в факеле; при дальнейшем повышении давления - на выброс газа в атмосферу (Р = 20,7 атм). В последнем случае
территория установки может быть загазована.
При повреждении емкости, ее разгерметизации по сварным швам,
фланцевым соединениям возможно выделение в атмосферу находящегося
в ней газа. Газовоздушное облако взрывается при наличии источника зажигания. Схематично сценарий развития аварии с выбросом газа из емкости на территорию склада сжиженных газов представлен на рис. 1.5.
63
Повышение давления в
емкости выше регламентированного
Открытие контрольного предохранительного клапана на факел
Открытие рабочего
предохранительного
клапана в атмосферу
Коррозионный износ
или повреждение
емкости
Выброс газа на
территорию склада СГ
Разгерметизация фланцевых соединений,
трубопровода
Образование
взрывопасного облака
Взрыв
газовоздушной смеси
Рис.1.5. Схема сценария развития аварии с выбросом газа из
емкости на территорию склада сжиженных газов
Учитывая, что с ГРС производится отгрузка сжиженных газов в железнодорожных и автомобильных цистернах, возможны аварии, связанные
с их заполнением и выбросом газов в атмосферу.
На территории ГРС находятся следующие емкости для хранения
сжиженных газов:
*
пропан-бутановой фракции: количество - 7, объем - 100 м3;
количество - 4, объем - 200 м3; давление - 18 атм;
*
пропан-бутиленовой фракции: количество - 2, объем - 100 м3;
количество - 6, объем - 200 м3; давление - 18 атм.
Газофракционирующие установки с блоком очистки из головных
фракций установок предназначены для получения пропан-бутановой
фракции и компонентов автобензина.
ГФУ-1 располагает емкостями для хранения СГ. При аварийной ситуации возможен выброс пропан-бутановой фракции в атмосферу. Наиболее крупные сырьевые емкости имеют следующие параметры: количество 4, объем - 100 м3, расчетное давление - 20 атм.
Парк емкостей ГФУ-2 высокого давления состоит из емкостей для
приема и хранения различных углеводородных СГ. Наиболее крупные емкости имеют следующие параметры:
*
емкости Е-6, Е-7, предназначенные для приема пропанбутановой фракции: объем - 100 м3, давление - 18 атм;
64
*
емкости Л-12, Л-13, предназначенные для приема по трубопроводу пропан-бутана с ГФУ-2, откачиваемого на ГРС: объем - 100 м3,
давление - 18 атм.
Схематично сценарий развития аварии с выбросом газа из емкостей
на территории ГФУ-1, ГФУ-2 представлен на рис.1.6.
Установка риформинга ЛЧ-35-11/1000, предназначенная для предварительной очистки сырья и каталитического реформирования бензиновых фракций, включает ряд блоков, представляющих наибольшую опасность возникновения пожара и взрыва (табл. 1.26).
Повышение давления
в емкостях с СГ
Разгерметизация
фланцевых
соединений
Срабатывание рабочего
пускового клапана
в атмосферу
Разрыв
трубопроводов или
элементов сосудов
Образование
взрывоопасного облака
Загазованность
территории склада
Взрыв
газовоздушной смеси
Взрыв
газовоздушной смеси
Рис. 1.6. Схема сценария развития аварии с выбросом газа из емкости на
территории ГФУ-1, ГФУ-2
Таблица 1.26
Характеристики блоков установки риформинга ЛЧ-35-11/1000
Блок
Объем,
Объем,
Масса
Доля жидкости, исм3
занимае-мый водорода в паряющаяся при разводородом,
блоке,
рушении
м3
кг
аппарата, %
1
2
3
4
5
Реакторы*
Р101
41
0,45
0,76
96
Р102
9
1,48
0,71
100
Р103
24
3,95
1,90
100
Р104
33
5,42
2,60
100
65
1
2
Сепаратор С101
32
Отпарная
колонна К101
217
Колонна К102
161
Теплообменники
Т101-1...4
9,15
*
Объем без катализатора.
Тип реактора
Р-101
Р-102
Р-103
Р-104
Продолжение таблицы 1.26
4
5
53,6
0
3
16,00
-
-
82
82
0,1
0,174
96
Основные характеристики реакторов
Давление,
Температура,
Расход, м3/ ч
0
атм
С
Бензин
ВСГ
47
400
170000
40000
14-16
520
170000
200000
14-16
520
170000
200000
14-16
520
170000
200000
Максимальный диаметр трубопроводов, проходящих по территории
установки, - 350 мм. По ним перекачивается ВСГ (80 - 90 % Н2).
Основные характеристики трубопроводов: Р = 14 - 17 атм при расходе ВСГ- 200000 нм3/ ч; Р = 17 атм при расходе ВСГ- 200000 нм3/ч; Р =
47 атм при расходе ВСГ - 10000 нм3/ч.
Пожаровзрывоопасность указанных блоков установки в наибольшей
степени определяется наличием в них бензина в перегретом состоянии, поскольку при возможной их разгерметизации могут наблюдаться явления,
характерные для сжиженных углеводородных газов.
В качестве примера аварии с перегретым веществом можно привести
аварию, произошедшую в Фликсборо (Великобритания) [84]. В результате
утечки из реакторов около 140 т циклогексана (находившегося в реакторах
при температуре 155 0С и давлении 0,9 МПа), его частичного испарения и
загорания произошел взрыв, о силе которого можно судить по данным,
приведенным ниже:
Расстояние, м
Избыточное давление взрыва,
кПа
66
70
69
120
34
200
28
240
18
300
14
350
9
Характеристики разрушений при аварии в Фликсборо
Расстояние,
Количество
Количество разНаселенный пункт
мили
домов
рушенных домов
Amcotts
0,5
77
73
Flixborough
0,7
79
72
Normanby
1,8
38
35
Burton upon Stather
2,0
756
644
Gunness
2,4
333
26
Luddington
2,6
131
7
Keadby
2,75
495
5
Thealby
3,0
63
29
Alkboro
4<5
158
62
Garthorpe
4,6
111
56
Winterton
4,9
1503
11
West Halton
6,0
48
3
Whitton
6,0
48
3
Winteringhman
6,25
275
3
Если доля жидкости, которая может испариться за счет перегрева
при разрушении аппарата, превышает 35 %, возможно образование огневого шара по следующим сценариям:
Сценарий А: разгерметизация арматуры у одного из блоков, образование паровоздушной струи, быстрое загазование площадки установки,
сгорание паровоздушного облака со взрывом, с разрушениями, последующее струйное горение бензина вследствие разгерметизации других узлов
оборудования, воздействие струйных факелов на аппараты с их последующим разрывом по типу BLEVE.
Сценарий В: разгерметизация арматуры у одного из блоков с мгновенным загоранием, образование струйного факела, воздействие струйного
факела на аппараты с их последующим разрывом по типу BLEVE.
Сценарий С: разгерметизация арматуры у одного из компрессоров в
помещении, образование паровоздушной струи, быстрое загазование помещения компрессорной, взрывное сгорание паровоздушного облака в помещении.
Сценарий D: разгерметизация арматуры на трубопроводе либо разрыв трубопровода подачи водородсодержащих газов в блоки, загорание
паровоздушной струи, воздействие струйного факела на оборудование.
При перечисленных выше сценариях возможно воздействие на людей и соседние блоки следующих поражающих факторов пожара и взрыва:
тепловое воздействие огневого шара, пожара-вспышки, струйного факела;
воздействие избыточного давления взрывной волны.
Одним из основных факторов, влияющих на параметры взрывных
волн при взрывах газовоздушных смесей, является масса газа (М), содер67
жащегося в облаке. Расход жидкости при истечении из емкости (трубопровода) в атмосферу определяется по формуле [84]
G  pж 2P / pж  1 / 2
,
где pж - плотность жидкой фазы; P - избыточное давление ( P = Pнас Pатм); Рнас - давление насыщенных паров.
Масса жидкости при истечении из емкости в атмосферу определяется по формуле:
М=GtS,
где
t - время истечения; S - площадь сечения отверстия.
Концентрация вещества, находящегося в смеси с воздухом в пределах воспламеняемости, рассчитывается по формуле [86]
  r2 
C 
a3
 exp
,

Co  6 1 / 2 kt 3 / 2   4kt 
где С - текущая концентрация вещества в облаке (зависит от t - время и r расстояние от центра облака); С0 - исходная концентрация вещества
в облаке; k = k0(a / r0 ) - коэффициент турбулентной диффузии, м2/с; а - исходный радиус облака, м; k0 - коэффициент турбулентной диффузии для
облака с радиусом r0 = 6,24 м, зависящий от состояния атмосферы (табл.
1.27) и определяемый в соответствии с данными, приведенными ниже.
A
2,17
Класс устойчивости
B
C
D
E
2
Коэффициент турбулентной диффузии k0, м /с
1,39
1,04
0,65
0,43
F
0,26
Со временем облако расплывается, образуя на границе пропан воздух взрывоопасную смесь, которая первоначально увеличивается, затем
уменьшается до полного рассеивания. Это видно по изменениям во времени расстояний от центра облака (рис.1.8), на которых пропановоздушная
смесь имеет нижний концентрационный предел распространения пламени
(НКПР), стехиометрию и верхний концентрационный предел распространения пламени (ВКПР).Взрывоопасное облако (для наиболее устойчивого
состояния атмосферы F) имеет максимальный размер через 150 с после
аварийного выброса пропана. В дальнейшем его размеры (в том числе и
объем, рис.1.9) уменьшаются.
68
Таблица 1.27
Классификация и характеристика состояния атмосферы
Класс
устойчивости
Характеристика
устойчивости
Описание
А
Очень неустойчивое состояние, сильно развитая
конвекция
Неустойчивое состояние,
умеренная конвекция
Слегка неустойчивое состояние, слабая конвекция
Безразличное нейтральное
состояние
Слегка устойчивое состояние, слабая инверсия
Устойчивое
состояние,
умеренная инверсия
Очень
солнечная
летняя тихая погода
В
С
D
Е
F
Типичная
скорость
ветра, м/с
1
Солнечно и тепло
2
Переменная облачность в течение дня
Облачный день или
облачная ночь
Переменная облачность в течение ночи
Ясная ночь
5
5
3
2
Изменения концентрации (С) в пропановоздушном облаке, содержащем в начальный момент времени 1 т пропана, приведены на рис. 1.7.
С, %
100
2
80
1:
2:
3:
4:
1
60
40
3
20
0
t=0
t = 30 c
t = 60 c
t = 120 c
Область
воспламенения
4
R, м
0
5
10
15
20
Рис. 1.7. Изменения концентрации (С) в пропановоздушном облаке (М = 1 т; ко = 0,26; класс устойчивости атмосферы - F)
69
R, м
15
0
RВКПР
RНКПР
5
RСТЕХ
10
t, c
0
100
200
300
Рис. 1.8. Изменение во времени размеров взрывоопасного облака (R НКПР,
RВКПР, RСТЕХ - расстояния от центра облака, на которых смесь имеет нижний, верхний, стехиометрический пределы воспламенения)
Максимальная масса пропана, участвующего во взрыве, составляет
12 % от общей массы. Изменение во времени массы пропана, находящегося во взрывоопасной концентрации с воздухом (МПВК), показано на
рис.1.10.
V, м 3
6000
4000
2000
0
t, c
0
100
Рис. 1.9. Изменение во
облака (M = 1 т, k0 = 0,26)
70
времени
200
объема
300
(V)
взрывоопасного
МПВК , кг
120
80
40
0
t, c
0
100
200
300
Рис. 1.10. Изменение во времени массы пропана, находящегося
во взрывоопасной концентрации (М = 1 т; ко = 0,26)
В табл. 1.28 приведены максимальные массы газа, участвующего во
взрыве, при аварийных выбросах в атмосферу сжиженных углеводородных
газов (СУГ) на газораздаточной станции, установке подготовки сырья при
производстве пропилена, газофракционных установках.
Таблица 1.28
Максимальные массы газа (М), участвующего во взрыве
при аварийных выбросах СУГ в атмосферу
Установка
М, т
Z1 = 1,0
Z1 = 0,5
Z1 = 0,25
Газораздаточная станция
9,6
4,8
2,4
Установка подготовки сырья при
4,8
2,4
1,2
производстве пропилена
Газофракционная установка 1
4,8
2,4
1,2
Газофракционная установка 2
4,8
2,4
1,2
Z1- часть испарившегося газа, перешедшего во взрывоопасное состояние.
Расчет нагрузок на фронте взрывной волны при дефлаграционном
горении облака. Дефлаграционные взрывы, в отличие от детонационных
взрывов конденсированных взрывчатых веществ и газовоздушных смесей
(ГВС), характеризуется более медленной (дозвуковой) скоростью распространения пламени. При взрывах больших объемов ГВС в открытом (неограниченном) пространстве наиболее характерными скоростями пламени
являются скорости 140 - 240 м/с. В связи с этим дефлаграционный взрыв
на ближних расстояниях создает взрывную волну, отличающуюся от типичных сферических ударных волн детонационных взрывов следующими
особенностями:
71
*
в процессе взрывного горения
фронт взрывной волны движется со сверхзвуковой скоростью, а фронт
пламени распространяется с дозвуковой скоростью, зона между этими
фронтами, в которой находится слой сжатого воздуха, возрастает;
*
избыточное давление и другие параметры (скорости потока
воздуха и звука в потоке, плотность воздуха, скоростной напор) в слое
сжатого воздуха возрастают от фронта взрывной волны к фронту пламени;
*
после окончания взрывного горения на расстоянии Rr (равном
радиусу огневого шара) фронт максимального давления отрывается от
фронта пламени и распространяется в сторону фронта взрывной волны со
скоростью, равной сумме скоростей звука и потока газа, и на некотором
расстоянии Rдог от центра взрыва догоняет фронт взрывной волны.
При дефлаграционном взрыве имеются три зоны действия взрывной
волны.
В 1-й зоне, расположенной в радиусе 0 < R < Rr от центра взрыва,
происходит взрывное горение горючей смеси, воспринимаемое как развитие огневого шара. В этой зоне на сооружение последовательно действуют
взрывная волна, движущаяся перед фронтом пламени, а затем раскаленные
до 1600 - 2000 0С продукты взрыва, избыточное давление в которых на
1-3 % меньше, чем перед фронтом пламени до окончания взрывного горения, после которого на здания и сооружения, расположенные в 1-й зоне,
воздействует давление разрежения, распространяющееся от конечного положения фронта пламени к центру взрыва.
Во 2-й зоне, расположенной в интервале Rr < R < Rдог, на здание последовательно воздействуют фронт взрывной волны и избыточное давление, повышающееся до максимального Рm. После прохождения максимального давления Рm на здание воздействует понижающееся избыточное
давление, а затем "давление разрежения".
На всем протяжении 1-й и 2-й зон избыточное давление на фронте
взрывной волны Рф и другие параметры фронта остаются постоянными.
Снижение значений указанных параметров с расстоянием, пройденным
взрывной волной, начинается на границе 2-й и 3-й зон при R = Rдог и продолжается при R > R дог.
В то же время на протяжении всей 2-й зоны происходит быстрое
снижение величин максимального давления Рm и скоростного напора qm
соответственно от значений Рmax и qmax, на границе с 1-й зоной до значений Pф и qф на границе с 3-й зоной.
В 3-й зоне, находящейся на расстоянии R > Rдог, взрывная волна перестает подпитываться энергией от фронта пламени и превращается в типичную сферическую ударную волну, в которой максимальное давление и
другие параметры (скорость потока, плотность, скоростной напор) прихо72
дятся на фронт ударной волны. После прохождения фронта ударной волны
все параметры в волне снижаются и затем наступает фаза разрежения.
Для определения параметров взрывной волны необходимо знать видимую скорость распространения пламени дефлаграционного взрыва V.
Строгое определение видимой скорости пламени невозможно из-за влияния очень большого количества факторов. Значение V оценивается по экспертной формуле [84]
V = K1K2{220 K3 [1-EXP(-(3 K4 +lg(M Z))/12,9)] +
+ 30 Uн sin (/2 Cср/Cстх)} м/с,
где К1 = 1,0 - 1,5 – коэффициент, учитывающий интенсивность инициирования взрывного горения;
К2 - коэффициент, учитывающий место воспламенения облака ГВС,
равный 1 при воспламенении в центральной части облака и 0,5 при воспламенении на периферии;
К3 - коэффициент, учитывающий плавучесть (оседаемость) облаков в
зависимости от соотношения плотностей и температур ГПВС и окружающего воздуха (для нормальных условий К3 = 0,98 - 1,01);
К4 - коэффициент, учитывающий вид препятствий, вызывающих
турбулизацию ГПВС перед фронтом пламени (К4 = 1 - 3,5);
Uн - скорость горения.
При наземных взрывах радиус облака продуктов взрыва в конце
взрывного горения определяется по формуле [84]

Rr  0,782 M ср / Cср
 1/ 3,
где М - масса газа, участвующего во взрыве;  ср - среднее значение коэффициента расширения; C ср - средняя концентрация горючего вещества в
смеси.
При дефлаграционном взрыве на фронтах воздушной волны и пламени независимо от количества горючего вещества при постоянной скорости распространения пламени на одинаковых приведенных расстояниях R0 = R / Rr в пределах 1-й и 2-й зон имеются одинаковые значения
величин: избыточного давления, скоростного напора, плотности и массовой скорости потока газов.
Максимальное избыточное давление Рmax определяется по формуле
Pmax  24 ,22  V  140  / 4,7451,232 .
Во 2-й зоне между фронтами взрывной волны и пламени в области
73
0
1  Ro  Rдог
максимальное избыточное давление Рm составит:

Pm  Pmax / 1  BRo  1c

,
где, R0 = R / Rr ; B и C - коэффициенты, определяемые по табл. 1.29 в зависимости от расчетной скорости распространения пламени Up.
Максимальное значение скоростного напора qm определяется по аппроксимационной формуле
q m  10 ,


где   А 1  lnRo  / 1nRqo N  Cq ; A, N , Cq – величины, принимаемые по
данным табл. 29 в зависимости от Up; Rqo – приведенное расстояние, далее
которого величина скоростного напора < 0,25 кПа; Rqo принимается по
данным табл. 29 (0 < Ro < 1; qm = 0).
Таблица 1.29
Коэффициенты и показатели степени аппроксимационных формул
Коэффициенты,
Расчетная скорость распространения пламени U p , м/с
показатели
B
C
N
F
Rq 0
Cq
100
0,573
1,055
1,091
1,630
3,913
140
0,553
1,069
1,106
1,804
5,450
170
0,525
1,077
1,121
1,791
5,987
200
0,502
1,098
1,112
2,005
8,491
240
0,491
1,165
1,059
2,190
11,000
0,922
0,774
0,568
0,614
0,602
Результаты расчетов изменений во времени массы газа, находящегося во взрывоопасной концентрации, для различных классов устойчивости
атмосферы представлены на рис. 1.11.
Дальность дрейфа облака Lдр (до расстояния, на котором еще сохраняются его взрывоопасные свойства) определяется по формуле
Lдр = b uветра tдр,
где uветра - скорость ветра; b - константа (в зависимости от местности b =
0,6 - 1,0); tдр - время дрейфа.
Сценарий развития аварии (разгерметизация емкости c объемом
3
200 м и мгновенное испарение всей массы СУГ, Z1 = 1) относится к разряду маловероятных, но имеющих наиболее серьезные последствия взрыва. В частности, при подобной аварийной ситуации наблюдается (при про-
74
чих равных условиях, одинаковом состоянии атмосферы) максимальная
дальность дрейфа взрывоопасного облака.
Наиболее реально испарение только части массы СУГ (Z1 = 0,5; 0,25)
при аварийной разгерметизации емкости (с объемом 200 м3). В этом случае
масса газообразной фазы (М), выброшенной в атмосферу, составит соответственно 40 и 20 т.
М, кг
5000
АВС D
Е
F
4000
3000
2000
1000
0
t, c
400
800
Рис. 1.11. Изменение во времени массы газа (М), находящегося во взрывоопасной концентрации
Учитывая, что при классе устойчивости атмосферы F время рассеивания облака имеет самое большое значение (следовательно, возможен его
дрейф на большие расстояния), в табл. 1.30 приведены: время дрейфа облака tдр, его дальность Lдр, масса газа в облаке М во взрывоопасной концентрации при этих условиях.
Таблица 1.30
Параметры дрейфа облака при классе устойчивости атмосферы F
Выброс 80 т СУГ
Выброс 40 т СУГ
Выброс 20 т СУГ
tдр, с
Lдр, м
М, т
tдр , с
Lдр, м
М, т
tдр ,с
Lдр, м
М, т
300
150
1,12
200
120
0,56
300
180
0,76
400
300
3,44
400
240
1,76
400
240
2,40
500
375
9,60
500
300
4,80
500
300
1,76
600
450
7,76
600
360
3,84
600
360
1,14
700
600
3,92
800
480
1,80
700
420
0,60
Используя полученные данные и результаты расчета уровней давления во взрывных волнах различных масс газа, участвующих во взрыве,
рассчитаны максимальные радиусы дрейфа облака (класс устойчивости F)
75
при содержании различных количеств газа во взрывоопасной концентрации.
На рис. 1.12 приведены максимальные уровни давления во взрывной
волне при взрыве дрейфующего облака (М = 20 т). Радиус зоны поражения
с сильной степенью разрушения составляет 200-300 м.
Рис. 1.12. Максимальные уровни избыточного давления во взрывной волне
при взрыве дрейфующего облака (М = 20 т)
Последствия аварийного взрыва (на примере установки ЛЧ-3511/1000). С использованием методики определения нагрузок при дефлаграционном взрыве получены зависимости максимального давления во
взрывной волне от расстояния до места взрыва. На рис. 1.13 приведено
максимальное давление во взрывной волне при взрыве Мr = 120 кг перегретого бензина. При этом скорость пламени изменялась в пределах: 103,4158,0 м/с, что соответствует минимальной и максимальной загроможденности пространства в месте воспламенения смеси. Взрыв такого количества перегретого бензина (1-й тип аварии по сценарию А) возможен при
холодном разрушении резервуаров К-101 или К-102.
На рис. 1.14 и 1.15 приведены зависимости давления и скорости
фронта взрывной волны от времени при реализации 2-го типа аварии по
сценарию развития аварии А в точке, прилегающей к границе огневого шара (R = Rr), и в точках R / Rr = 1,5; 2. При расчетах предполагалась мгно76
венная остановка фронта пламени на границе (кривая 1: dt = 0) и линейное
уменьшение скорости от максимального значения до нуля за время dt = 0,2
Rr / V (кривая 2).
Р, кПа
25
В
20
А
15
10
5
R, м
0
100
200
300
400
500
Рис. 1.13. Максимальное давление во взрывной волне при взрыве
перегретого бензина (Мr =120 кг; скорость пламени: А - 103,4 м/с;
В - 158 м/с)
Р, кПа
20
1
2
10
0
t, мс
250
500
-10
-20
Рис. 1.14. Давление во фронте взрывной волны
(Mr = 120 кг; V = 103,4 м/с;)
77
V, м/с
t, мс
Рис. 1.15. Скорость фронта взрывной волны
(М = 120 кг; V = 103,4 м/с)
Параметры струйных факелов, образующихся при разгерметизации
установки. При разгерметизации межблочных трубопроводов и арматуры
с загоранием паровоздушной струи бензина возможно образование струйных факелов (см. сценарии А, В).
Длина струйного факела при авариях на различных блоках приведена
ниже:
Блоки установки
Реактор Р101
Реактор Р102
Реактор Р103
Колонна К101
Колонна К102
Реактор Р104
Длина струйного факела, м
осесимметричного
веерообразного
55
20
30
8
30
8
30
8
50
16
50
16
Полученные результаты показывают:
 при наиболее неблагоприятном развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре реактора Р101 (горизонтальный осесимметричный струйный факел) в зону теплового воздействия факела попадают основные блоки установки, в том числе и наиболее опасные (Р104, С101,
К101, Т101-1,4; П1/101, П1/102, П1/103, П1/104);
78
 при развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре реактора Р101 с образованием струйного веерообразного факела в зону теплового воздействия факела попадают основные блоки установки, в том
числе наиболее опасные (Р103, Р104, Т101-1,4; П1/101, П1/102, П1/103,
П1/104);
 при неблагоприятном развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре реактора Р102 (горизонтальный осесимметричный струйный факел) в зону теплового воздействия факела попадают основные блоки установки, в том числе и наиболее опасные (П1/102, П1/103, П1/104);
 при неблагоприятном развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре реактора Р103 (горизонтальный осесимметричный струйный факел) в зону теплового воздействия факела попадают основные блоки установки, в том числе и наиболее опасные (Р104, К103, К104, С108
П1/103);
 при развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре реактора Р104 с образованием струйного веерообразного факела в зону теплового воздействия факела попадают основные блоки установки, в том
числе и наиболее опасные (Р104, П1/103);
 при неблагоприятном развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре реактора Р104 (горизонтальный осесимметричный струйный факел) в зону теплового воздействия факела попадают основные блоки установки, в том числе и наиболее опасные (Р103, К103, К104, С108
П1/103, П1/101);
 при развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре реактора Р103 с образованием струйного веерообразного факела в зону теплового воздействия факела попадают основные блоки установки, в том
числе и наиболее опасные (Р101, Р103);
 при неблагоприятном развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре отпарной колонны К101 (горизонтальный осесимметричный
струйный факел) в зону теплового воздействия факела попадают основные
блоки установки, в том числе и наиболее опасные (С101, К102, К106, Т1011,4), а также здание, пристроенное к дымовой трубе;
 при развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре отпарной колонны К101 с образованием струйного веерообразного факела в
зону теплового воздействия факела попадают основные блоки установки, в
том числе и наиболее опасные (С101, К102, К106);
79
 при неблагоприятном развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре отпарной колонны К102 (горизонтальный осесимметричный
струйный факел) в зону теплового воздействия факела попадают основные
блоки установки, в том числе и наиболее опасные (С101, К101, К106, Т1011,4), а также здание, пристроенное к дымовой трубе;
 при развитии аварии на трубопроводах и запорной арматуре отпарной колонны К102 с образованием струйного веерообразного факела в
зону теплового воздействия факела попадают основные блоки установки, в
том числе и наиболее опасные (К101, К106).
Струйные факелы могут образовываться при разгерметизации запорной арматуры или разрыве трубопроводов для транспортировки водородсодержащего газа (см. сценарий D, диаметр аварийного отверстия принимался равным 1/5 диаметра трубопровода установки).
Результаты расчетов параметров струйного факела приведены в
табл. 1.31.
Таблица 1.31
Давление ВСГ
в трубопроводе,
МПа
1,4
4,7
Параметры струйного факела
Длина
Малое
Большое
факела,
основание
основание
м
факела, м
факела, м
22,4
0,10
3,6
37,3
0,16
5,9
Угол
расхождения
факела, о
5,5
4,4
Из табл. 1.31 видно, что при разгерметизации трубопроводов или запорной арматуры факелы водородсодержащего сырья имеют значительные
размеры. Такие факелы высокоэнергетичны (удельная энергия сгорания
водорода составляет 125 Мдж) и представляют серьезную опасность для
блоков установки. При отсутствии специальной противопожарной защиты
блоков факелы как от бензина, так и от водородсодержащего сырья могут
вызывать взрывы блоков по типу BLEVE с охватом пламенем больших
площадей территории установки.
Поведение блоков установки ЛЧ-35-11/1000 при воздействии пламени. При нагревании оболочки аппарата, находящегося под давлением, может происходить ее разрушение даже в тех случаях, когда внутреннее давление в аппарате остается постоянным (например, открыт предохранительный клапан, обеспечивающий постоянное давление). Это связано с
уменьшением прочности оболочки при ее нагревании.
В табл. 1.32-1.34 приведены зависимости времени потери прочности
стенок реакторов от их толщины при воздействии на них пламени для бло80
ков различных типов, рассчитанные по методике [84].
Таблица 1.32
Зависимость времени потери прочности стенок
реакторов от их толщины при нагревании
Толщина стенки реактора, мм
20
25
30
35
Блок типа Р101
0,0
1,0
1,2
Время от начала нагрева до
Блок типа Р102
разрушения реактора, мин
1,0
1,5
2,2
2,6
Блок типа Р104
0,2
1,0
1,4
2,0
40
50
60
1,3
1,5
1,8
3,0
-
-
2,4
-
-
Таблица 1.33
Зависимость времени потери прочности стенки реактора
от ее толщины при нагревании блока типа К101 (верхняя часть)
Толщина стенки
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
реактора, мм
Время от начала нагрева до
1,3
1,8
2,2
2,5
3,0
разрушения реактора, мин
Таблица 1.34
Зависимость времени потери прочности стенки реактора
от ее толщины при нагревании блока типа К101 (нижняя часть)
Толщина стенки
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
реактора, мм
Время от начала нагрева до
1,2
1,5
1,8
2,0
2,2
разрушения реактора, мин
Из табл. 1.32 - 1.34 следует, что время нагрева, при котором наступает потеря прочности, для всех блоков составляет от 1 до 3 мин. Вследствие
этого рекомендуется на блоках Р101, Р102, Р103, Р104, К101, К102 выполнить систему водяного орошения с автоматическим пуском с интенсивностью подачи воды не менее 0,1 лм-2с-1 для поверхностей без арматуры и
не менее 0,5 лм-2с-1 - для поверхностей с арматурой.
Поскольку во всех блоках доля бензина, которая может испариться,
значительно превосходит 35 %, то в случае отсутствия или наличия системы орошения с недостаточной интенсивностью подачи воды блок, находящийся в пламени, может взорваться по типу BLEVE с охватом пламенем
значительной площади установки. Для исключения такого взрыва на блоках следует предусмотреть системы сброса давления на свечу или факел.
Время включения системы водяного орошения должно составлять не более
1 мин.
81
1.5. ПЛОТНОСТЬ ПОТОКА ТЕПЛОВОГО ИЗЛУЧЕНИЯ
И ЗОНЫ ПОРАЖЕНИЯ ОТ ОГНЕВОГО ШАРА
ПРИ ВЗРЫВЕ ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
При образовании огневого шара (в результате полного разрушения
холодного резервуара) его радиус Rхол (м), а также длительность существования tхол (с) определяются по формулам [84]
4,5М 1 3
при M <37 т
1/3
Rхол = 29 М ; tхол = 
16
при М >37 т,
8,2М
где М - масса сжиженных углеводородных газов или перегретой ЛВЖ, т.
Диаметр огневого шара db1 (м), а также длительность его существования tb1 (с), при взрыве резервуара по типу BLEVE (разрыв резервуара в
условиях пожара) определяются по зависимостям
db1 = 3,44 [44,8 M/µ]1/3; tb1 =0,31 [44,8 M/µ]1/3,
где
M - масса СУГ или перегретой ЛВЖ, кг;
µ - молекулярное число.
Плотность потока теплового излучения от огневого шара q рассчитываются по зависимости
q = qf b F  ,
где F - коэффициент облученности, рассчитываемый по формуле
F = R2 x / (R2 + x2)3/2 ;
R - радиус огневого шара, м;
x - расстояние до эпицентра огневого шара, м;
qf b - среднеповерхностная плотность потока теплового излучения
огневого шара, принимаемая равной 225 кВт м-2;
 - прозрачность атмосферы, определяемая по формуле
 = 1 - 0,0565 1n x.
Образование огневого шара в случае полного разрушения резервуара
в холодном состоянии является одним из наиболее опасных явлений. Это
связано с отсутствием возможности воздействия на протекание процесса
образования огневого шара, а также с большими радиусами теплового поражения. Вместе с тем указанное событие является крайне редким (частота
возникновения - 1,3·10-7 год-1), что значительно ниже верхней границы до82
пустимого уровня воздействия опасных факторов пожара на одного человека - 10-6 год-1 (ГОСТ 12.1.004-91).
1.6. МОДЕЛИРОВАНИЕ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ
И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ
ЗАГАЗОВАННОСТИ ТЕРРИТОРИИ
ОТКРЫТЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
В целях решения проблемы обеспечения пожаровзрывобезопасности
нефтеперерабатывающего предприятия проводится моделирование аварийных ситуаций и прогнозирование зон загазованности промышленной
территории при утечке пожаровзрывоопасных газов (на примере Московского НПЗ).
На рассеивание взрывоопасного облака при развитии аварии влияет
значительное число факторов, в том числе: рельеф поверхности, метеорологические условия, скорость ветра, устойчивость атмосферы, параметры
турбулентности, температура и ее вертикальный градиент, тепловое излучение почвы, обусловленное солнечной радиацией; конвективный теплообмен с грунтом, конвективный массообмен, приток тепла с ветром, фазовые превращения. Рассеивание облака определяет взрывоопасные зоны
(поля), взрывоопасный объем и площадь, покрываемую облаком.
Характеристика метеоусловий. Атмосферное рассеивание зависит
от состояния окружающей среды, характеризуемого численными значениями ее физических параметров. Ветер, направленный параллельно земной
поверхности, переносит и рассеивает в приземном и верхнем слоях атмосферы горючие вещества от источника их поступления. Направление господствующего ветра, распределение направлений и скоростей ветра зависит от общей циркуляции потока в атмосфере и от местных условий. В северном полушарии преобладают юго-западные и северо-восточные ветры.
Направление ветра в верхних слоях атмосферы может не совпадать с его
направлением в приземном слое. Поэтому направление и скорость ветра
нужно замерять непосредственно на месте или в окрестности расположения предприятия, для которого решается задача защиты от загазованности.
Результаты анализа наблюдений в районе МНПЗ показывают, что средняя
скорость ветра на территории завода составляет 1,59 м/с, а его господствующее направление - юго-западное [91].
Для рассеивания веществ в атмосфере в районе МНПЗ наибольшую
опасность представляют штиль (0-0,5 м/с) и "тихий" ветер (0,6-1,7 м/с).
Повторяемость "тихого" ветра для Москвы составляет 24,8 % зимой и 30,9
83
% летом. При расчете возможной загазованности атмосферы и выборе метода контроля эти показатели имеют большое значение.
Неблагоприятные метеорологические условия на отдельных заводских участках могут создавать промышленные здания и установки, образующие над и за собой аэродинамическую тень, особенно когда в эту зону
поступает горючее вещество.
Турбулентность воздуха в атмосфере - основная причина рассеивания веществ. При турбулентном движении для различных величин, претерпевающих хаотические изменения в пространстве и времени, могут
быть выделены их статистические осредненные значения в заданной точке
пространства. В верхней части приземного слоя наблюдается крупномасштабная турбулентность, близкая к однородной и изотропной. В нижней части приземного слоя турбулентность мелкомасштабная и не является однородной и изотропной, однако ее можно рассматривать как простейший вид турбулентного движения, которое под действием сил вязкости, вызывающих диссипацию кинетической энергии, приближается к однородному изотропному [92, 93].
Коэффициент турбулентного обмена А (м2 /с) можно вычислить по
формуле
(1.1)
A  1 3 l3 4 ,
где  - величина кинетической энергии, диссипируемой в единицу массы
воздушной среды в единицу времени (м2 /с2); l - характерный размер объекта, в котором исследуется процесс турбулентного обмена (м).
Установлено среднее значение коэффициента турбулентного обмена:
А = 0,25 м2 /с [96].
Критерием Ричардсона Ri , характеризующим процессы, протекающие при расслоении воздуха по плотности, является безразмерный параметр
1 
 z
(1.2)
Ri  g
,
2
 v 
 
 z 
где g - ускорение свободного падения, м/с2;  - плотность среды на удалении, кг/м3;  /z - градиент плотности среды по вертикали, кг/м4; v/z градиент скорости по вертикали, с-1. Критерий Ri является отношением
факторов, стабилизирующих расслоение атмосферы по плотности, к факторам, характеризующим интенсивность турбулентного перемещения.
Этот критерий показывает возможность образования в атмосфере инверсии, когда над слоем холодного воздуха располагается слой теплого воздуха. При Ri  0 наблюдается неустойчивая стратификация, когда над слоем
84
теплого воздуха находятся слои более холодные. При Ri = 0 наступает
нейтральная стратификация и плотность воздуха с высотой увеличивается
не более, чем на a /z (a - адиабатическая плотность).
Атмосфера считается устойчивой, когда аэродинамические и термодинамические условия таковы, что любая частица воздуха, перемещающаяся вертикально, подвергается действию сил, стремящихся вернуть ее на
прежний уровень. Если силы стремятся удалить частицу от первоначального уровня, атмосфера считается неустойчивой. Если имеется безразличное равновесие, то атмосфера нейтральна.
Атмосферная устойчивость характеризуется адиабатическим градиентом температуры ( -1 0С / 100 м). Если вертикальный градиент температуры  Т/z меньше адиабатического градиента, то атмосфера неустойчива;
при  Т/z  -1 0С / 100 м - устойчивая и при  Т/z = -1 0С / 100 м нейтральна. В связи с этим в основу классификации устойчивости атмосферы положен температурный градиент (табл. 1.35).
Таблица 1.35
Классификация устойчивости атмосферы
Категория
устойчивости
атмосферы
Температурный градиент
Т/z, 0С/100 м
A
B
C
D
E
F
G
менее
- 1,9
- 1,9;
- 1,7
- 1,7;
- 1,5
- 1,5;
- 0,5
- 0,5;
1,5
1,5;
4,0
 4,0
Приведенные параметры характеризуют метеорологические условия,
которые оказывают воздействие как на смещение, так и на рассеивание облака топливно-воздушной смеси. Однако отсутствуют надежные методы
оперативного измерения величин: коэффициентов термической турбулентности, критериев Ri,  Т/z, коэффициентов механической турбулентности, связанных с вертикальным градиентом скорости ветра. Поэтому
пользуются категориями устойчивости атмосферы Пасквилла [97], определяемыми через скорость ветра и интенсивность солнечного излучения.
Анализ и выбор моделей расчета полей аварийной загазованности
для промтерриторий НПЗ. Из сказанного ясно, что крайне трудно учесть
все явления, связанные с образованием и последующим рассеиванием облака, содержащего горючие вещества. Кроме того, эти явления плохо изучены ввиду отсутствия статистических данных крупномасштабных экспериментов. Поэтому необходимы упрощенные модели для расчета полей
загазованности промтерритории и их рассеивания. Как правило, в качестве
исходных данных для этих математических моделей берутся характеристики источника выброса (изменения характерных размеров свободной поверхности ЛВЖ, физико-химические и пожаровзрывоопасные свойства
85
углеводорода, расход источника выброса и свойства газовоздушной смеси,
условия окружающей среды). Выходными параметрами моделей являются
следующие: максимальное расширение и длина фронта взрывоопасной зоны, скорость его эффективного переноса, взрывоопасная масса углеводорода, высота и объем взрывоопасной части облака.
Модели рассеивания облаков условно можно разбить на следующие
группы: 1) гауссовы модели рассеивания [22, 23, 96, 98-100]; 2) модели,
учитывающие влияние силы тяжести [101-107]; 3) сложные пространственные модели, основанные на вычислительных методах, учитывающие
большое количество факторов, влияющих на рассеивание [24-26, 108-113].
Модели 1-й группы применяются наиболее часто. В своей основе
они базируются на теории диффузии примесей в атмосфере. Впервые теория диффузии примесей в атмосфере была создана Г.И.Тейлором [110] и
В.Шмидтом [111], которые показали, что массовая концентрация примесей
С, скорость ветра U, коэффициенты турбулентной диффузии Sx, Sy, Sz связаны между собой следующим уравнением:
C
C   C    C    C 
   Sz
U
  Sx
  Sy
,
t
x x  x  y 
y  z  z 
(1.3)
где x, y, z - система прямоугольных координат (ось X совпадает с направлением скорости ветра, а ось Z вертикальна).
Уравнение (1.3) является следствием закона сохранения массы и его
вывод основан на предположении об аналогии процессов молекулярной и
турбулентной диффузии.
Дальнейшее развитие теории рассеивания шло в основном по
направлениям: решения, получаемые из уравнения (1.3) с переменными
коэффициентами, и решения, получаемые на основании методов статистической теории.
Теория диффузии примесей в атмосфере при отсутствии препятствий
разработана достаточно полно и, несмотря на многообразие подходов [96,
98-100], формулы для расчета концентраций примесей в атмосферном воздухе могут быть получены из уравнения (1.3) и приведены к аналогичному
виду при соответствующем подборе экспериментальных констант.
Наиболее часто применяется модель Гаусса, в которой рассчитывается концентрация взрывоопасного вещества, выбрасываемого в атмосферу из точечного источника.
Концентрация газа в точке М с координатами x, y, z при локальном
повреждении трубопровода (аппарата) определяется по формуле
86
 y2
z2 
С x , y , z  
exp  2  2 
 y  z U о
 2 y 2 z 
Q
,
(1.4)
где Q - количество газа, выделенного источником; y и z - дисперсии распределения концентрации в направлении осей y и z; Uо - средняя скорость
ветра в направлении оси x.
Значения y иz рассчитываются по вспомогательным формулам [98]
или определяются по специальным номограммам [112] в зависимости от
удаленности точки М от места утечки (х) и устойчивости атмосферы. Формула (1.4) является основной и используется в значительном количестве
моделей рассеивания. Вместе с тем нужно отметить, что модели такого типа не учитывают влажность атмосферы, наличие дождя, химические превращения, рельеф местности и влияние подстилающей поверхности.
Здания и техническое оборудование деформируют ветровой поток. В
этом случае рассеивание примесей подчиняется иным закономерностям и
связано с характеристиками течения. В зоне аэродинамической тени, образующейся за зданием, возникает циркуляционное движение, потоки которого характеризуются замкнутыми кривыми поверхностями. Однако отсутствует универсальный метод расчета концентрации вблизи зданий.
Имеется несколько методов расчета, каждый из которых имеет ограниченную область применения [96].
При анализе и выборе расчетных методик учитывалась возможность
ситуации, когда начинается утечка горючих газов или паров ЛВЖ (для такой утечки не обязательны неисправности - при нормальном температурном "дыхании" резервуаров или при их заполнении газы и пары ЛВЖ
стравливаются в атмосферу через клапаны). При этом газо- или паровоздушное облако формируется постепенно и через некоторое время переходит в стационарное состояние, которое в обычных метеоусловиях имеет
вид вытянутого эллипсоида. Внутри самого облака плотность газов или
паров может и не достигать НКПР. Такая ситуация является нормальной
для нефтеперерабатывающих предприятий и не представляет существенной опасности. Более того, малый выброс постоянной мощности может
оказаться необнаруженным в течение длительного времени. Однако источников выбросов может оказаться несколько. Тогда стационарные облака от
каждого из них накладываются друг на друга и в области их пересечения
могут возникать зоны, где плотность газов или паров превосходит НКПР.
Следовательно, задача изучения распределения полей концентраций пожаровзрывоопасных веществ в условиях стационарного (длительного) выброса (утечки) малой мощности является чрезвычайно важной.
Нормативный документ ОНД-86 основан на методике расчета Глав87
ной геофизической обсерватории имени А.И.Воейкова Госкомгидромета
[22]. Формула для расчета максимального значения концентрации взрывоопасного вещества Cm (мг/м3) при выбросе взрывоопасной смеси из одиночного точечного источника с круглым устьем при неблагоприятных метеорологических условиях на расстоянии х (м) от источника имеет вид:
Cm 
A M F m n
H 2 3 V1 T
(1.5)
,
где А - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы; М (г/с) - масса опасного вещества, выбрасываемого в атмосферу в
единицу времени; F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость
оседания опасных веществ в атмосферном воздухе; m и n - коэффициенты,
учитывающие условия выхода взрывоопасной смеси из устья источника
выброса; H (м) - высота источника выброса над уровнем земли;  - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности; T (0С) разность между температурой выбрасываемой смеси Тг и температурой
окружающего атмосферного воздуха Тв; V1 (м3/с) - расход взрывоопасной
смеси.
Расход взрывоопасной смеси V1 и коэффициенты m, n определяются
по вспомогательным формулам или номограммам, а коэффициенты A, , F
- в соответствии с [22] в зависимости от географического расположения
объекта исследования и агрегатного состояния выбрасываемого вещества.
Неблагоприятные метеорологические условия, учитываемые в этом расчете, - опасная скорость ветра и интенсивный вертикальный турбулентный
обмен, при которых концентрации достигают максимальной величины.
При определении Cm методика позволяет учитывать топографические характеристики местности и, что особенно важно, характеристики источника утечки (выброса) примеси. Расчетами определяются разовые
концентрации, относящиеся к 20 - 30-минутному осреднению. Основная
схема относится к вычислению поля концентрации от одиночного источника. Линейные и плоские источники предполагается дробить и представлять в виде объединения по соответствующей конфигурации эквивалентных точечных источников.
Основной задачей методики [23] является определение (прогнозирование) размеров зон, в которых при аварийных выбросах опасных веществ
возможно возникновение экстремально высоких уровней загрязнения воздуха, представляющих угрозу для жизни населения. Глубина такой зоны
рассчитывается по формуле
Ln  Lcl f qncl / qn
88
,
(1.6)
где Lcl - глубина зоны опасных концентраций для хлора, км; f - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость ветра; q ncl и q n - поражающая
концентрация для хлора и рассматриваемого опасного вещества, кг/м3.
Значения Lcl, f и q ncl , а также угловой размер зоны опасных концентраций определяются по приведенным в [23] таблицам в зависимости от
мощности выброса, скорости ветра и степени устойчивости атмосферы.
Положительным аспектом данной методики является учет состояния подстилающей поверхности при определении степени устойчивости атмосферы. Однако, используя [23], нельзя определить разовую концентрацию в
конкретной точке объекта исследования и рассчитать ее вертикальное распределение.
Рассеивание в атмосфере газов и паров, имеющих плотность, большую чем плотность воздуха, существенно отличается от процессов рассеивания опасных примесей. Модели 1-й группы, описывающие атмосферное
рассеивание опасных примесей, основываются на предположении о том,
что рассеивание является результатом турбулентного движения, характеризующего атмосферный погранслой. Предполагается также, что наличие
примесей не влияет на картину атмосферного течения. В отличие от случая
рассеивания примесей выброс больших количеств тяжелых газов может
привести к образованию начального облака, имеющего вертикальные и горизонтальные размеры одного порядка. Под действием сил тяжести такое
первоначально компактное облако сплющивается и расползается. Следовательно, начальное поведение облака относительно независимо от характеристик поля окружающего течения до тех пор, пока интенсивность такого
расползания не уменьшится до уровня, при котором дальнейшее поведение
облака будет управляться окружающим атмосферным течением.
Последующая эволюция таких облаков существенно отличается от
рассеивания выбросов с нейтральной плавучестью по следующим причинам:
*
поперечное (по отношению к ветру) расползание облака под
действием сил тяжести продолжается до тех пор, пока отрицательная плавучесть облака не будет снижена до уровня, при котором средняя скорость
движения становится меньше соответствующей поперечной скорости турбулентной диффузии, характеризующей атмосферное течение;
*
повышенная плотность облака приводит к уменьшению вертикального смещения и проникновения воздуха внутрь облака;
*
рассеивание является результатом преимущественно вертикального смещения, так как вертикальные размеры таких облаков, как правило, малы по сравнению с горизонтальными.
Математические модели 2-й группы, описывающие рассеивание вы89
бросов тяжелых углеводородных газов, можно разделить на следующие
категории:
*
модели, использующие пространственное осреднение по объему (в случае внезапных выбросов) или по поперечному сечению (в случае
стационарных выбросов) облака. Форма, термодинамические свойства и
положение облака моделируются на основе соотношений для скорости
проникновения воздуха через границы облака и скорости расползания облака. Эти модели обычно включают и переход к гауссовой модели для
описания пассивной диффузии газа на более поздней стадии, определяемой атмосферной турбулентностью [101 - 104];
*
модели, предполагающие наличие связи между турбулентными потоками и градиентами скорости, температуры и концентрации. Для
предсказания изменений свойств облака во времени и пространстве используются уравнения баланса масс, моментов и энергии для несжимаемой
среды [105, 106];
*
модели, которые используют более упрощенные варианты
уравнений масс, движения и энергии, чем модели 2-й группы. Некоторые
модели требуют решения дифференциальных уравнений в частных производных [107].
Наиболее часто применяются модели интегрального типа, в которых
учитывается влияние силы тяжести (модели "DENZ" [101, 102] и
"CRUNCH" [103, 104]. Данные модели учитывают утечку газа более тяжелого, чем воздух, и рассматривают рассеивание как цепочку из четырех
этапов, описанных ниже.
Образование облака. Модель "DENZ" учитывает образование на первоначальном этапе высокого и холодного цилиндра, соответствующего
мгновенному выбросу объемом R2H. Модель "CRUNCH" используется
для расчета характеристик рассеивания при непрерывной утечке, когда тяжелый газ выходит из прямоугольного вертикального источника перпендикулярно к направлению ветра. В обеих моделях учитывается выделение
тяжелого газа со своей температурой кипения при атмосферном давлении.
Оседание облака. За счет силы тяжести происходит оседание облака
и вызванное этим его расширение. Скорость расширения облака рассчитывается по формуле
  a
dR
 K
gH ,
(1.7)
dt
a
где K - экспериментальная постоянная (K = 1 - 1,41); g - ускорение свободного падения; H - высота облака (цилиндра);  и a - плотности соответственно газовоздушной смеси и воздуха.
Третий этап соответствует движению воздуха и нагреву облака за
90
счет конвекции, что ведет к увеличению высоты H облака. Нагрев обусловливается главным образом естественной турбулентной конвекцией, а
также конвекцией с грунтом и солнечным излучением, если рассматриваемые пары являются проницаемыми. Воздух проникает в облако с краев или
через вершину. Процент притока воздуха выражается формулой
dma
dR
(1.8)
 a2 R H  a
,
dt
dt
где а - эмпирическая постоянная притока, зависящая от скорости горизонтального перемещения.
Нагрев d и, следовательно, подъем облака (его расширение остается
цилиндрическим) в данных моделях представляется соотношением
43
2
d dt C a Ta   R h Tg
(1.9)

,
dt
ma C a  m g C g


отсюда определяется температура облака ( ):
t
   eb   d ,
o
где eb - точка кипения; ma - масса воздуха в облаке; mg - масса газа в облаке; Ca - удельная теплоемкость газа; Ta = Ta - ; Tg = Tg -  (Tg - температура почвы); h (Tg)4/3 - конвективный теплообмен между почвой и облаком.
Фазы оседания облака и притока воздуха протекают одновременно, а
не последовательно.
Четвертый этап - это фаза турбулентной диффузии. Влияние силы тяжести становится незначительным и эволюция протекает под влиянием атмосферной турбулентности. В этом случае могут быть использованы
модели 1-й группы (гауссовы модели рассеивания), рассмотренные выше.
Следует подчеркнуть, что модели типа "DENZ" и "CRUNCH" не
удовлетворяют экстремальным метеорологическим условиям (штиль, инверсия). К тому же они не учитывают влияние препятствий, рельефа местности и требуют сглаживания эмпирических коэффициентов (на основе
экспериментальных данных).
В работе [104] предлагается модель, позволяющая рассчитывать поле
концентрации тяжелого газа С, выделяющегося из источника прямоугольной формы шириной 2b и длиной L. В основу модели положена формула
для стационарного рассеивания. Предполагается, что профили концентраций подобны, так что вся зона рассеивания состоит из горизонтально однородных сечений, в которых рассматривается только вертикальная дисперсия с гауссовым профилем концентраций на краях сечения:
91
1 

  y  b x   2 

z
C  x  exp  
 
 
при y  b
 S y  x    S z  x   
 c



 

C x , y , z   
, (1.10)
1





 z 
 
при y  b
Cc  x  exp  


S
x
  z  

где  - показатель степени и зависимости изменения скорости ветра по высоте Z: Ux = Uo(Z /Zo). Функции Cc(x), b(x), Sy(x), Sz(x) определяются из системы дифференциальных уравнений.
Эффективная высота зоны определяется по формуле
 1  Sz
H e f f  
,
(1.11)

1   1 
 1 
где 
 - гамма-функция.
1  
Эффективная полуширина зоны определяется по формуле

Be f f  b  S y
,
2
а поперечное распределение облака моделируется уравнением

 1 
g Z o 3 
12
1 2 


dBe f f
1     a   Sz 

  
 
 CE 
,
(1.12)
dx
 U o2 1       a   Z o 


где СE = 1,16.
Для определения параметра горизонтальной дисперсии используется
уравнение
1
  2 

(1.13)
Sy

Be2f f 
,
 Be f f 
dx



где  и  - некоторые константы [97].
На расстоянии Xt от источника величина b становится равной нулю.
При X > Xt профиль концентрации в поперечном сечении зоны принимается гауссовым с параметром дисперсии S y  2   X  X V  , а SV находится
d Sy
4
из условия непрерывности S y  xt   2   X t  X V  . При X > Xt расчет поперечного распределения облака под действием сил тяжести не проводится.
Осевая концентрация Cc (x) определяется из соотношения материального баланса:
92
1
U Z   S 
(1.14)
E  2Cc  o o   z 
Be f f ,
1


Z

 o 
где E - интенсивность источника.
Вместе с соответствующим уравнением состояния, связывающим
плотность  и концентрацию Cc, приведенные уравнения образуют замкнутую систему для определения функций Cc, b, Sy, Sz, что полностью определяет поле концентраций C (x, y, z). Рассмотренная математическая модель,
а также ее обобщение на случай нестационарных выбросов тяжелых газов
хорошо согласуются с экспериментальными данными нескольких выбросов.
Модели рассеивания, представляющие 3-ю группу, более сложны и
объемны. К таким моделям можно отнести, например, вычислительную
модель "SIGMET" [108], которая численными методами решает уравнения
сохранения массы, количества движения и энергии, применяемые для пограничного слоя атмосферы, а также комплекс трехмерных нестандартных
моделей переноса примесей в атмосфере, разработанный Центральной
аэрологической обсерваторией (ЦАО) [25, 26].
Характерными особенностями и преимуществами моделей 3-й группы, отличающими их от моделей других групп, являются следующие:
*
детальный расчет атмосферной радиации, управляющей суточным ходом температуры, совместно с детальным расчетом турбулентности и ветра, что существенно влияет на распространение примесей;
*
расчет микроструктуры облаков и туманов (спектров размеров
капель и кристаллов), что позволяет рассчитать распространение примесей
при облаках и туманах, существенно влияющих на перестройку стратификации, вымывание примесей дождями и снегом, образование токсичных
веществ при взаимодействии газов и аэрозолей с каплями;
*
распространение примесей при различных стратификациях, в
частности, при конвекционной неустойчивости (лето, день), когда облако
примеси может подниматься на высоту 5 - 10 км.
Разрабатываемая ЦАО мезомасштабная нестационарная модель распространения примеси основана на подходе [25, 26] и базируется на решении нестационарных уравнений динамики атмосферного пограничного
слоя в приближении квазистатистики и уравнений для концентрации примеси. Модель включает в себя уравнения движения и неразрывности для
компонент вектора скорости ветра U, V, W, уравнения баланса турбулентной энергии b, соотношения подобия и размерности для пути смещения l,
вертикального коэффициента турбулентности Kz, скорости диссипации
турбулентной энергии , дополненных обобщенной гипотезой Прандтля
для пути смещения, и уравнения для расчета концентрации примеси С:
93
U
U
U
U 
U 
U 
U
U
V
W

Kz
 Kx

Ky
 f c V  Vg ;
t
x
y
z z
z x
x y
y


V
V
V
V 
V 
V 
V
U
V
W

Kz
 Kx

Ky
 fc U U g ;
t
x
y
z z
z x
x y
y


U V W


0 ;
x y z
 U  2  V  2
b b
b
b
 

b
 V
W
 K z 

    b K z
 
  S
t x
y
z

z

z

z

z

z








b 
b
Kx
 Ky
x
x x
y
;
K z  co l b1 2 ;   c b 3 2 / l ;
1
l   c
14
d
b 
   b


   c1 4
1 
 ;
dz
l   S  z l 
 b  0,73; c  0,046; co  1 ;
Ci
C
C
C
C
C
C



U i V i W i 
Kx i 
K y i  Kz i ,
t
x
y
z x
x y
y z
z
где S - параметр статистической устойчивости; fS = 2 sin - параметр
Кориолиса ( - угловая частота вращения Земли,  - широта); Сi - концентрация i-й примеси; Ug, Vg - компоненты скорости геострофического ветра.
Эта система уравнений описывает распространение примеси за счет
адвективного и конвективного переноса и турбулентной диффузии. Кроме
того решаются уравнения переноса длинноволнового и коротковолнового
излучения и уравнение теплового баланса подстилающей поверхности, что
позволяет адекватно учесть влияние суточной изменчивости метеополей
на распространение примеси. Модели допускают как двумерную, так и
трехмерную реализацию.
Для построения вычислительного алгоритма модели применен известный метод расщепления по физическим процессам [24]. Учет большого числа различных примесей, включение в модель ряда факторов, формирующих городской "остров тепла" (изменение характера подстилающей
94
поверхности - альбедо, шероховатости, теплового и водного балансов),
возможность проводить расчеты с различным временным и пространственным разрешением (от нескольких секунд до нескольких минут и от
десятков метров до километров) позволяют моделировать перенос загрязняющих веществ в условиях, близких к реальным. При этом может быть
рассчитано как распространение примесей от стационарных источников
загрязнения на поверхности земли или в атмосфере, так и эволюция мгновенного одноразового (аварийного) выброса примеси в атмосферу. Однако
учет большого числа факторов, влияющих на рассеивание, и связанные с
этим трудности в подготовке исходных данных для расчетов ограничивают
возможность использования моделей 3-й группы на предприятиях.
Таким образом, анализ моделей рассеивания облаков, а также характер проводимого исследования позволили сформулировать основные требования к методике расчета полей аварийной загазованности НПЗ, которая
должна:
*
позволять рассчитывать поля концентраций опасных веществ
различного агрегатного состояния (газы, аэрозоли, пары различной дисперсности и широкого диапазона молекулярного состава) от одиночных,
линейных и площадных источников утечки (выбросов);
*
давать возможность учета стратификации атмосферы, различных метеоусловий (температура и влажность наружного воздуха, скорость
и направление ветра), а также топографических характеристик местности;
*
учитывать основные параметры источника утечки (выброса)
примеси (диаметр устья, высота над поверхностью земли, скорость и характер утечки) в случае стационарного источника утечки, а также особенности крупного одноразового выброса тяжелого газа в атмосферу объекта
исследования.
Этим требованиям в основном удовлетворяют методика расчета концентраций в атмосферном воздухе опасных веществ, содержащихся в выбросах предприятий (ОНД-86) [22] и методика расчета полей концентраций тяжелых газов [107]. Выбранные в результате проведенного анализа
модели дают возможность в совокупности с учетом стратификации атмосферы и метеоусловий давать прогноз аварийной загазованности на территории объектов нефтепереработки и на основе полученных результатов
оценивать опасность для самого объекта и прилегающих жилых районов, а
также исследовать аспекты газообнаружения и формулировать основные
положения для размещения на объекте датчиков газоанализаторов.
Расчет параметров полей взрывоопасных концентраций. Для
проведения вычислительных экспериментов по определению параметров
полей до- и взрывоопасных концентраций для случаев аварийного истечения нефтепродуктов и крупных выбросов тяжелых газов выбранные методики существенно доработаны, адаптированы к реальным задачам, запрограммированы и доведены до численной реализации.
95
В соответствии с принятым сценарием аварии (рис. 1.16) для всех
потенциально пожароопасных технологических установок Московского
НПЗ подготовлены исходные данные и проведены расчеты характеристик
рассеивания выбросов газов с различной плотностью и паров разлившейся
жидкости. В процессе вычислительных экспериментов решались следующие задачи:
*
исследование изменений максимальных геометрических размеров облака (длины L, ширины B и высоты H) с граничными концентрациями в пределах 0,05 НКПР  С  НКПР;
*
изучение распространения концентрации углеводородного
поллютанта в облаке на различных высотах;
*
определение скорости эффективного переноса облака;
*
исследование изменения времени распространения переднего
фронта зон с указанной граничной концентрацией;
*
изучение распространения полей концентраций углеводородных газов и паров по высоте с различной по отношению к воздуху плотностью.
Стадии аварии
Что оценивается
Авария наиболее опасного
аппарата технологической установки
Содержимое аппарата выбрасывается
в окружающую среду
Агрегатное состояние выбрасываемого
вещества
Газ,
аэрозоль
Жидкий
нагретый
нефтепродукт
 Характер истечения
 Ход истечения
 Параметры источника выброса
 Площадь испарения
Сжижен-  Продолжительность
ный газ
броса
 Мощность выброса
Процесс испарения
с поверхности разлития
Перемешивание с воздухом и образование взрывоопасного облака
96
 Степень
пожаровзрывоопасности
 Возможные разрушения
вы-
 Масса вещества, участвующего в образовании облака
 Метеоусловия
 Геометрические характеристики местности
Эволюция взрывоопасного облака
 Распределение концентрации углеводородного поллютанта в облаке по осям
X, У, Z
 Скорость
эффективного
переноса облака
Рис. 1.16. Сценарий аварии для расчета параметров полей загазованности
промтерриторий нефтеперерабатывающих объектов
Особенность разработанной программы расчета по принятой методике параметров полей концентрации в случае аварийной утечки (выброса)
нефтепродуктов ("POLLUT") заключается в следующем. Все поле обзора
разбивается на ячейки, а концентрация рассчитывается в узлах ячейки. Задают следующие исходные данные: ширину и длину поля обзора, ширину
и высоту ячейки. Далее программа создает в памяти ЭВМ массивы: один
для накопления значений концентрации поллютанта во всех узлах ячеек, а
другой - символьной информации, используемой при выводе символьнографической схемы.
Для реализации методики задают также следующие параметры, характеризующие внешние условия: направление и среднюю скорость ветра
на момент расчета; НКПР поллютанта; количество уровней среза облака,
вдоль которых необходимо произвести расчет; расстояние по вертикали
между двумя уровнями; параметры поля обзора (длина, ширина); размеры
ячеек (длина, ширина); условие равенства внешней температуры и температуры газовоздушной смеси, исходящей из устья источника; коэффициент
F (для газообразных веществ и мелкодисперсных аэрозолей F = 1); коэффициент А (для Московской области А = 140); коэффициент  ( = 1) [22];
среднюю температуру окружающего воздуха за самый жаркий месяц.
Кроме того, учитываются параметры, характеризующие точечные, линейные и плоские источники загазованности промышленных территорий.
Основным модулем программы является программа расчета параметров поля концентраций, создаваемого одним точечным источником
поллютанта.
Полученные результаты расчета параметров поля довзрывоопасных
концентраций с помощью графических таблиц можно интерпретировать
как на планы технологического оборудования, так и на генеральный план
завода.
Рассеивание большого количества тяжелого газа в атмосфере отличается от дисперсии малых примесей. Поэтому для оценки рассеивания
примеси важно знать поведение облака, образующегося вблизи первичного
источника при мощном выбросе. Это облако в модели имеет цилиндрическую форму (высота - Н, радиус - R). Под действием сил тяжести происходит оседание облака и вызванное этим увеличение его горизонтальных
размеров, а сверху часть газа уносится ветром.
Скорость расширения облака моделируется зависимостью [5]
97
U f  at g
   a 
,
a
где  - плотность газа в облаке; а - плотность воздуха; g - ускорение свободного падения; аt - постоянная воздуха.
Скорость уноса массы газа из облака (интенсивность вторичного источника) Е зависит от скорости ветра, плотности газа в облаке и его размеров и определяется соотношением
H 

 U
E  at a U o   R 2   at a o M ,

 Zo
 Zo 
где Uo - скорость ветра на высоте Zo; Мo - масса газа в облаке; аt - постоянная воздуха.
Изменение массы облака по времени описывается формулой
 U
dM
 E s  at a o M ,
dt
 Zo
где Еs – интенсивность первичного источника.
Масса газа в облаке к моменту действия первичного источника t1
определяется по формуле
 a U

E Z  
M 1  s o 1  exp  t a o t1  .
at U o  a 
Z o


Изменение площади основания облака по времени описывается формулой
  1
dS
1 
 2at g 
 
dt
   a  
12
.
Учитывая вышеизложенное, для потенциально опасных технологических установок с учетом вероятного сценария аварии проведены вычислительные эксперименты рассеивания выбросов тяжелых газов и паров
разлившейся жидкости. Для каждого объекта рассчитывались зависимости
осевой концентрации примеси С на уровне земли, параметров вертикальной и горизонтальной дисперсий Sя, Sу, полуширины зоны постоянной
концентрации В (м), эффективной полуширины Вef (м) и высоты Нef (м)
облака, плотности облака и времени прихода примеси  (с) от осевой координаты Х (м) по направлению ветра. Кроме этого, определялись координаты линий постоянных концентраций на четырех уровнях по высоте Z = 0;
0,5; 1 и 2 м. В качестве граничных выбирались концентрации, соответствующие 5, 25, 50 и 100 % от уровня НКПР.
Для технологических установок в табл. 1.36 приведены исходные
данные для расчета параметров рассеивания выбросов углеводородных газов, результаты которых даны в табл. 1.37.
98
99
100
101
102
103
Несмотря на довольно широкий разброс параметров источников загазованности различных типов, анализ результатов проведенных расчетов
позволяет установить некоторые общие закономерности процесса рассеивания пожаровзрывоопасных веществ при выбросах на открытых площадках НПЗ:
*
конфигурации полей концентраций углеводородных смесей
для источников различных типов подобны и в зависимости от массы выбросов отличаются в основном размерами;
*
существенное влияние на формирование зон загазованности
оказывают метеоусловия, расположение объекта и параметры технологического процесса (объем, температура, давление);
*
вследствие поперечного (по отношению к направлению ветра)
расширения облака зона концентраций, достигающая и превышающая
уровень НКПР, имеет продольные и поперечные размеры одного порядка;
зоны меньших концентраций вытянуты в направлении ветра;
*
вертикальный размер (высота) облака существенно меньше
его горизонтальных размеров и не превышает нескольких метров; зоны
концентраций, соответствующих и превышающих НКПР, имеют высоту не
более 2 м;
*
средняя эффективная скорость переноса примеси Vef при скорости ветра Vв = 1,59 м/с на расстоянии до 40 м от источника выброса составляет 1,13 м/с, на расстоянии до 100 м - 1,34 м/с и далее по мере рассеивания практически приближается к скорости ветра.
Анализ полученных зависимостей эффективных высоты Hef и полуширины Bef парогазовоздушного облака, а также изменений концентрации
изобутановой смеси по времени, высоте и ширине облака при разгерметизации изобутановой колонны К-3 установки ГФУ-2 показывает, что концентрация изобутановоздушной смеси в облаке за короткий промежуток
времени на расстоянии 40 - 60 м от источника выброса по направлению
ветра резко снижается со взрывоопасной (НКПР и более) до сигнальной
(50 % НКПР) и может быть обнаружена датчиками газоанализатора типа
СТМ-20 [113], установленными на высоте до 1 м на участке длиной 280 м
и шириной 160 м.
Графическое нанесение границ зон до- и взрывоопасных концентраций на план технологической установки, а также на генеральный план завода показало, что область взрывоопасных концентраций может распространяться на значительную часть аппаратного двора технологической
установки и достигнуть источника зажигания, а поля, находящиеся в области сигнальных концентраций, распространяются не только по территории ГФУ-2, но и выходят далеко за ее пределы.
104
1.7. СОДЕРЖАНИЕ ПОЖАРОВЗРЫВООПАСНЫХ
КОМПОНЕНТОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ОКРУЖАЮЩЕЙ
СРЕДЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
Воздушный бассейн. Одним из важных аспектов предотвращения
аварийных ситуаций, порождающих пожары и взрывы, является контроль
за содержанием в воздухе пожаровзрывоопасных компонентов нефтепродуктов (углеводородов) не только в случае их аварийного выброса, но и
при регламентных режимах работы технологических установок, так как
утечка этих компонентов при неисправностях оборудования и нарушениях
технологии может привести в конечном итоге к аварийным ситуациям.
Степень загрязнения воздушной среды НПЗ зависит от применяемой
техники и технологии, а также от масштабов переработки нефти. Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности оказывают заметное негативное влияние на состояние окружающей среды и прежде всего на атмосферный воздух, что обусловлено их деятельностью и сжиганием продуктов переработки нефти (моторных и котельных топлив). Образующиеся в
атмосфере тонкие дисперсные системы из твердой, жидкой и газообразных
фаз обладают высокой устойчивостью, что определяет сложность их разрушения (для разделения и выделения компонентов) и большую дальность
их переноса.
Безвозвратные потери нефти вследствие потерь нефтепродуктов на
заводах с глубокой переработкой нефти составляют [7]:
*
за счет испарения углеводородов (включая сернистые соединения) - 63 %, в том числе из резервуаров и емкостей для хранения нефти и
нефтепродуктов (открытого типа с шатровой крышей) - 40 %; с поверхности сточной жидкости в нефтеловушках и различных прудах, из сооружений биологической очистки сточных вод, включая испарение из канализационных колодцев и открытых градирен - 19 %; при наливе в цистерны и
при товарных операциях (на эстакадах открытого типа) - 1,3 %; вследствие
прочих источников испарения, утечки через неплотности, пропуска через
клапаны и воздушники на аппаратах, не подключенных к факельной линии, и других причин - 2,7 %;
*
на факелах (при отсутствии газгольдеров для улавливания факельного газа) - 17 %;
*
при сжигании кокса с катализаторов, от разливов и утечек в
грунт, с газами разложения на АВТ и битумных установках со шламами,
глинами и т.д. - 19 %;
*
со сточными водами (до биологической очистки при содержании в них 75 мг/л нефтепродуктов) - 1 %.
105
Выбросы в атмосферу углеводородов составляют более 70 % выбросов пожаровзрывоопасных веществ от нефтеперерабатывающих предприятий. Токсичность углеводородов усиливается при наличии в атмосфере
сернистых соединений, оксида углерода, что является причиной более низкого значения ПДК сероводорода в присутствии углеводородов. В зависимости от строения, углеводороды вступают в те или иные фотохимические
реакции, тем самым участвуя в образовании фотохимического смога. С
технологической точки зрения, выбросы углеводородов представляют собой прямые потери нефти и нефтепродуктов. Среднеотраслевой уровень
выбросов углеводородов составляет 5,36 кг на 1 т переработанной нефти.
Основными источниками выбросов углеводородов в атмосферу являются:
*
резервуарные парки (углеводороды выбрасываются в атмосферу из дыхательных клапанов резервуаров за счет испарений с открытых
поверхностей);
*
технологические установки (выбросы за счет неплотностей
технологического оборудования, трубопроводной аппаратуры, сальников
насосов, а также из рабочих клапанов при аварийных ситуациях, вентиляционные выбросы из рабочих помещений);
*
системы оборотного водоснабжения (испарения углеводородов в нефтеотделителях и градирнях);
*
очистные сооружения (испарения с открытых поверхностей
нефтеловушек, прудов-отстойников, флотаторов, шламо- и илонакопителей).
Распределение выбросов по этим источникам примерно следующее:
на резервуарные парки приходится в среднем 30-35 % от общих выбросов
углеводородов, на технологические установки - 30-35 %, на системы оборотного водоснабжения - 12-15 %, на очистные сооружения - до 20 %, на
эстакады налива и слива - 2-2,5 % [114].
Выброс углеводородов в атмосферу из резервуаров через клапаны,
люки и другие неплотности в кровле резервуара происходит при их "большом и малом дыхании". Вентиляция резервуаров через различные отверстия и неплотности значительно возрастает при сильном ветре.
Другой причиной больших потерь за счет выбросов из резервуаров
является высокая температура хранения нефти или нефтепродуктов.
Насыщение парами продукта газового пространства резервуара ("обратный
выдох") тем больше, чем выше температура поступающего продукта и
давление его паров [115]. Потери нефтепродуктов из резервуаров при нормальной эксплуатации распределяются следующим образом: 80 % от
"больших дыханий" резервуаров и 20 % от "малых дыханий", "обратного
выдоха" резервуаров [8].
106
Причиной значительных выбросов легких углеводородов от технологических установок является отсутствие должной сопряженности мощностей атмосферной перегонки нефти, глубокой стабилизации бензинов и
газоразделения легких и жирных углеводородных газов. При отсутствии
схемы и условий осуществления глубокой стабилизации прямогонных бензинов происходит значительное испарение в окружающую среду газов
пропан-бутановой фракции с одновременным уносом бензиновых фракций. При вакуумной перегонке важен выбор схемы и устройства конденсационно-вакуумсоздающих систем, от которых в значительной степени зависит не только степень связи процесса с окружающей средой, но и объемы выбросов опасных веществ.
Существующее оборудование очистных сооружений и систем оборотного водоснабжения на нефтеперерабатывающих предприятиях также
является значительным источником загрязнения атмосферы углеводородами. Это открытые ловушки, различные пруды, биологические очистные
сооружения, градирни и колодцы заводской канализации, в которых с поверхности сточных вод испаряются углеводороды и другие соединения.
Эти загрязнения могут также указывать на нарушения технологических
режимов и эксплуатации оборудования, что в конечном счете повышает
пожароопасность предприятия. Характеристики выбросов углеводородов с
открытых поверхностей очистных сооружений представлены в табл. 1.38
[7].
Таблица 1.38
Характеристики выбросов углеводородов с открытых
поверхностей очистных сооружений
Средние концентрации
Валовые
Источники
углеводородов в
выделения
выбросов
потоках воздуха,
углеводородов,
мг/м3
г/ч
Песколовки
314
10600
Приемный колодец
нефтеловушки
2204
6470
Нефтеловушки
582
50700
Приемный резервуар
нефтеловушки
221
398
Пруды дополнительного
отстоя
1800
135700
Кварцевые фильтры
990,5
28600
Значительное загрязнение атмосферы углеводородами на нефтеперерабатывающих заводах происходит при заполнении товарными нефтепродуктами железнодорожных цистерн и танкеров на наливных эстакадах.
Обобщая способы уменьшения загрязнения атмосферы при хранении
107
нефти и нефтепродуктов, можно выделить основные из них:
*
обеспечение поступлений на завод сырой нефти с давлением
насыщенных паров, отвечающим ГОСТ;
*
обеспечение хорошей стабилизации вырабатываемых на заводах бензиновых компонентов и других легких фракций, направляемых для
хранения в резервуары. Причинами неудовлетворительной работы системы стабилизации бензиновых компонентов могут быть: низкое давление в
стабилизаторах и недостаточное число фракционирующих тарелок, малый
диаметр аппарата, низкая температура нагрева продукта, частые нарушения технологического режима работы и т.п.;
*
обеспечение охлаждения светлых продуктов, направляемых в
резервуары для хранения, до минимально возможной температуры, для
чего необходимо сооружать дополнительные концевые холодильники. Исследования показали, что при снижении на 10-15 0С температуры охлаждения светлых продуктов перед поступлением их в резервуары для хранения потери от "дыханий" резервуаров уменьшаются в 1,5-2,5 раза;
*
замена резервуаров с шатровыми крышами на резервуары с
плавающими крышами, понтонами или на резервуары, работающие при
избыточном давлении. В резервуаре с плавающей крышей нет газового
пространства над продуктом, то есть исключены потери от "дыханий". Резервуары подобных конструкций могут иметь большую емкость, что дает
значительную экономию капитальных затрат на их сооружение и дополнительно сокращает потери продукта при малых "дыханиях";
*
оборудование действующих резервуарных парков специальными системами улавливания испаряющихся из резервуаров паров нефтепродуктов: адсорбцией паров на угле с циклической вакуумной регенерацией последнего и поглощением десорбированных паров потоков бензина;
непосредственной адсорбцией паров бензином при пониженных температурах; сжигание выделяющихся паров;
*
совершенствование факельных систем.
Для снижения выбросов из очистных сооружений необходимо
уменьшить объемы сточных вод за счет использования системы оборотного водоснабжения и аппаратов воздушного охлаждения, а также заменить
нефтеловушки открытого типа закрытыми, полностью или частично герметизированными.
Экологическая обстановка юго-восточной части г. Москвы, где расположен Московский НПЗ, определяется климатической характеристикой
этой территории, количеством и мощностью источников загрязнения. Основными климатообразующими факторами являются: солнечная радиация,
атмосферная циркуляция и характер подстилающей поверхности [116].
Юго-восточная часть города является самой низкой и плоской частью,
108
расположенной на примыкающей к Москве Мещерской низменности. Влияние общей циркуляции атмосферы умеренных широт проявляется в значительной повторяемости юго-западных и западных ветров в течение
большей части года. Метеорологические характеристики и коэффициенты,
определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере,
представлены в табл. 1.39.
Таблица 1.39
Метеорологические характеристики и коэффициенты,
определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ
в атмосфере юго-восточной части г.Москвы 
Наименование характеристики
Величина
Коэффициент А, зависящий от стратификации атмосферы,
Коэффициент рельефа местности
Средняя максимальная температура воздуха наиболее
жаркого месяца года, 0С
Средняя минимальная температура воздуха наиболее холодного месяца года, 0С
Среднегодовая роза ветров, %
- северный
- северо-восточный
- восточный
- юго-восточный
- южный
- юго-западный
- западный
- северо-западный
140
1
+24

- 15
8
9
10
10
12
21
17
13
Данные метеорологической станции Ленино-Дачное.
Особое внимание следует обратить на повторяемость таких наиболее
неблагоприятных (с точки зрения загрязнения) метеорологических условий, как повторяемость и мощность инверсий, штилей, застоев воздуха.
Наиболее неблагоприятные метеорологические условия, обусловленные
климатом и связанные с застоями воздуха и инверсиями, создаются в
Москве летом, преимущественно в ночные часы при слабых северных и
восточных ветрах [117].
Влияние метеорологических условий на содержание примесей в атмосфере рассматривалось в целом ряде работ, например, [91, 118-120] и
выражается через показатель потенциала загрязнения атмосферы, представляющий собой отношение средних уровней концентрации примеси
при заданных выбросах в конкретном (qi) и условном (qо) районах: П
= qi / q о .
109
При распределении примесей в приземном слое воздуха (в соответствии с логарифмически нормальным законом) расчет средней концентрации проводится по формуле
qо = m exp(S2 / 2),
где m и S - параметры распределения, которые, как показано в [24], выражаются через вероятности метеорологических условий Р1 и Р2, при которых концентрация примеси будет превышать определенные заданные
значения. Вероятности Р1 и Р2 можно характеризовать частотами возникновения метеорологических условий в том или ином районе, затрудняющих рассеивание примесей или, наоборот, способствующих удалению
примесей из атмосферы.
Основные метеорологические факторы, способствующие накоплению загрязняющих веществ в атмосфере, характеризуются частотами возникновения слабого ветра (fсв), инверсии (fинв) и тумана (fт). Частота возникновения этих неблагоприятных метеорологических факторов (fнмф) будет равна сумме частот возникновения отдельных факторов:
fнмф = fсв + fинв + fт.
Главным метеорологическим фактором, способствующим очищению
атмосферы от загрязняющих веществ, являются осадки, характеризуемые
частотой очищения атмосферы
fоа = fос (Q1 / Qср),
где
fос - частота выпадения осадков;
Q1 - суммарный объем выпавших осадков (мм) в i-м районе города;
Qср - средний объем выпавших осадков по городу (мм).
Для отдельного района города метеорологический потенциал загрязнения атмосферы характеризуется частотой fза = fнмф - fоа.
Для юго-восточной части города частота загрязнения атмосферы fза
колеблется от -20 до 0 зимой и от 20 до 40 и выше летом [116]. Это значит,
что зимой наблюдается незначительное преобладание метеорологических
факторов, способствующих очищению атмосферы, а летом существенно
преобладают факторы, способствующие накоплению загрязняющих веществ в атмосфере. Повышенное значение метеорологического потенциала
загрязнения юго-восточных районов Москвы приводит к повышенному (по
сравнению с другими районами города) уровню загрязнения атмосферы.
Анализ данных контроля загрязняющих веществ показал, что при наступлении неблагоприятных метеорологических условий приземные концентрации этих веществ могут возрасти в 2-3 раза.
110
Таким образом, мезоклиматические особенности юго-восточной части г. Москвы существенно влияют на экологическое состояние среды.
В существующую на Московском НПЗ систему наблюдений входит
11 точек отбора проб атмосферного воздуха в промышленной (5 точек) и
санитарно-защитной (6 точек) зонах [3, стр. 102, рис. 13].
На промплощадке завода выбор этих точек связан с расположением
наиболее экологически опасных производств и объектов. Отбор проб ведется в районах очистных сооружений, блоков оборотного водоснабжения,
установки утилизации, основного резервуарного парка, установок каталитического риформинга, вторичной перегонки бензина, гидроочистки дизельного топлива, получения серы, каталитического крекинга, АТ-висбрекинга, УОР, ГФУ-2.
Для обоснования и уточнения размещения точек наблюдения за состоянием атмосферного воздуха в промышленной зоне, а также решения
проблем обеспечения пожаровзрывобезопасности была построена карта
содержания одного из наиболее массовых загрязнителей - углеводородов.
Для решения данной задачи использован лазерный индикатор суммарного
содержания углеводородов "ЛИС-2" [121]. Инфракрасное излучение (  =
3,39 мкм), генерируемое гелий-неоновым лазером прибора, избирательно
поглощается в насыщенных углеводородных газах (предельные углеводороды, пары топлив). Диапазон измеряемых прибором концентраций 0,0001-0,05 об. % (при отклонении от линейности не более чем на 10 % и
основной погрешности измерений - 20 %). Требуемый для анализа объем
пробы - 200 мл; "нулевой" газ - азот; время, требующееся на проведение
анализа одной пробы, - 5 мин. [5].
Использование этого метода дает следующие преимущества: непрерывность и экспрессность, бесконтактность, высокая надежность прибора
при анализе химически активных газовых проб, отсутствие необходимости
в использовании калибровочных газов, низкие требования к пробоподготовке (необходима лишь очистка в случае сильного пылевого загрязнения
пробы).
Для получения карт содержания углеводородов территорию предприятия условно разделили на четыре равных сектора, имеющих по 56 точек отбора проб атмосферного воздуха (в соответствии с масштабнокоординатной сеткой генерального плана предприятия). Представительность экспериментальных данных обеспечивалась 3-кратным анализом
проб воздуха в каждой точке отбора на высоте 1 м.
При обработке экспериментальных данных за один период определяли величину содержания углеводородов в каждой из 224 точек отбора
проб. По программе "GRIFON" (редактирование графических изображений) схема генерального плана Московского НПЗ введена в память ЭВМ
для графического совмещения получаемых результатов (карт распределе111
ния полей концентраций) с координатной сеткой объекта исследования.
Используя массивы средних значений концентраций углеводородов в воздухе промышленной и санитарно-защитной зон и комплекс прикладных
программ, проведены исследования изменений концентраций углеводородов на всей исследуемой площади. Получены распределения полей этих
концентраций. Анализ этих концентрационных полей позволяет сделать
следующие выводы:
*
обширное поле с максимальными значениями концентраций
углеводородов 4,5-10 мг/м3 образовано организованными и неорганизованными источниками выделения технологических установок, расположенных в западной части предприятия, резервуарным парком, открытыми поверхностями оборудования очистных сооружений. Причем, основным источником выделения углеводородов является блок основного нефтеулавливания (БОН) очистных сооружений (максимум с содержанием углеводородов 10 мг/м3);
*
источниками образования области повышенного содержания
углеводородов (6 мг/м3 ) в северо-западной части предприятия являются
свеча для сжигания факельного газа, группа резервуаров и автомобильный
транспорт магистрали, проходящей севернее;
*
концентрационного поле с содержанием углеводородов 6
мг/м3, расположенное в центральной части предприятия, сформировано в
основном установками каталитического крекинга (Г-43-107) и получения
серы. Небольшие области с содержанием углеводородов 6 мг/м3, расположенные в северо-восточной части и около западной границы предприятия,
связаны с источниками выделения блока очистки стоков ЭЛОУ (БОСЭ),
железнодорожной сливно-наливной эстакадой и объектами БОН;
*
концентрационные поля с содержанием углеводородов 4,5-6
3
мг/м в санитарно-защитной зоне (что превышает значение предельнодопустимой концентрации) связаны с нестационарными источниками - автомобильным транспортом Московской кольцевой дороги.
Следует отметить, что, несмотря на изменение метеорологических
параметров (в процессе исследований), концентрационные поля углеводородов имеют подобную структуру. Экстремумы концентраций углеводородов показывают, что основными источниками загрязнения в пределах
промышленной зоны являются объекты очистных сооружений (БОН,
БОСЭ), свеча для сжигания факельных газов, железнодорожная сливноналивная эстакада, а в санитарно-защитной зоне - Московская кольцевая
автодорога.
В результате проведенных исследований экспериментально определен круг основных источников загрязнения атмосферного воздуха углеводородами и уточнены точки отбора атмосферного воздуха в промышленной зоне МНПЗ.
112
Аналогичные исследования загазованности атмосферного воздуха с
применением лазерного индикатора углеводородов проведены на территории Павельцовской нефтебазы [122], которые позволили выявить основные
источники загрязнений воздушного бассейна углеводородными поллютантами и подтвердили достоверность полученных результатов и преимущества разработанной методики.
Для натурных замеров по определению значений концентраций углеводородных веществ в санитарно-защитной зоне МНПЗ измерялись концентрации примесей под осью общего факела выбросов предприятия. Отбор проб воздуха осуществлялся на высоте 1,5 м от поверхности земли.
Расположение точек, в которых производился отбор проб воздуха для
определения концентраций компонентов нефтепродуктов, меняли в зависимости от направления факела выбросов предприятия [123]. Данные
наблюдений на близких расстояниях от периметра Московского НПЗ характеризуют загрязнение атмосферы низкими и неорганизованными источниками выбросов, а на дальних - суммой выбросов от низких, неорганизованных и высоких источников.
Наряду с расчетными данными для оценки состояния атмосферного
воздуха в районе расположения Московского НПЗ использовали результаты подфакельных наблюдений.
На рис. 1.17 представлены среднегодовые значения концентраций
углеводородов в атмосферном воздухе санитарно-защитной зоны Московского НПЗ.
С, мг/м3
3
2
ПДК
1
0
год
1990
1992
1994
1996
Рис. 1.17. Среднегодовые значения концентрций углеводородов в атмосферном воздухе санитарно-защитной зоны Московского НПЗ
113
Среднемесячные концентрации углеводородов (мг/м3) с содержанием углеродов С1-С10 в атмосферном воздухе санитарно-защитной зоны Московского НПЗ представлены в табл. 1.40.
Год
1995
1996
1997
Таблица 1.40
Среднемесячные концентрации углеводородов в атмосферном
воздухе санитарно-защитной зоны Московского НПЗ
Месяцы
I
2,32
1,1
1,59
П
1,94
1,14
1,36
Ш
1,16
1,44
1,22
IV
1,28
1,38
1,16
V
1,8
1,25
1,43
VI
1,2
1,18
1,22
VП
1,06
1,46
1,07
VШ
1,01
1,53
1,07
IX
1,16
1,6
0,92
X
XI XП
1,03 1,1 1,07
1,64 1,37 1,5
1,03 1,37 1,5
Результаты статистической обработки данных по содержанию углеводородов в атмосферном воздухе санитарно-защитной зоны Московского
НПЗ даны в табл. 1.41.
Таблица 1.41
Результаты статистической обработки данных
по содержанию углеводородов с С1-С10 в атмосферном воздухе
санитарно-защитной зоны Московского НПЗ
j
Углеводороды
Год
Смес.м
Сср.f
Vr
CмР(Р=5 %)
1996
1,85
1,41
0,22528
0,16
1,71
1997
1,59
1,25
0,20642
0,17
1,51
С1-С10
Примечание. Смес.м - максимальное среднемесячное значение концентрации углеводородов за год (мг/м3); Сср.f - среднегодовое значение
концентрации углеводородов (мг/м3);  j - среднее квадратическое отклонение среднемесячных значений концентраций углеводородов от среднегодового значения; Vr - коэффициент вариации концентраций; CмР(Р = 5 %)
- максимальная концентрация, полученная из предположения логнормального распределения концентраций углеводородов в атмосфере при 5 % вероятности ее превышения (См5).
Для снижения выбросов углеводородов через резервуары на МНПЗ
выведен из эксплуатации старый резервуарный товарно-сырьевой парк малой емкости и вместо него построен новый резервуарный парк для сырья и
товарной продукции. Резервуары для нефти и бензинов, имеющих низкую
температуру начала кипения, оборудовали плавающими крышами, снижающими потери нефтепродуктов с парами на 90 % по сравнению с резервуарами обычного типа.
Модернизированы старые установки завода АВТ-3, битумная и цех
по переработке пластмасс. Выведены из эксплуатации морально и физиче114
ски изношенные установки: термориформинг, термокрекинг, 24/300, 35-5,
ГФУ-1, 56/3, ДПУ, производство полипропилена. Эти мероприятия позволили значительно снизить общий выброс углеводородов: начиная с 1990 г.,
он сократился на 25 % (рис. 1.18).
Были построены новые технологические установки большой мощности с малыми удельными потерями, системой утилизации факельного газа
и тепла для выпуска высокооктанового бензина (Г-43-107 и ЛЧ-35/11-1000)
и очистки дизельных топлив от серы (ЛЧ-24-2000). Введено в действие новое производство полипропилена, что позволило сократить примерно в 10
раз выбросы в атмосферу за счет закрытия "старого" производства. Эти
мероприятия, в свою очередь, снизили безвозвратные потери с 2 до 0,4 %,
что соответствует мировым показателям (0,35-0,5 %) [8].
М, т
4000
2000
0
год
1990
1992
1994
1996
Рис. 1.18. Динамика суммарного выброса углеводородов в атмосферу
Модернизация Московского НПЗ с вводом новых установок неизбежно приводит к изменению параметров и режимов сжигания сбрасываемых газов (паров). Технологические характеристики старой факельной
установки не удовлетворяли предъявляемым требованиям. Поэтому в течение последних 10-15 лет проводились многочисленные проектные проработки для определения направления реконструкции факельной установки с целью улучшения экологической обстановки предприятия. На основании этого фирмой "Тетрацит" была построена новая факельная установка.
Отмеченные выше мероприятия привели к снижению содержания углеводородов в атмосферном воздухе (рис. 1.19).
115
5
С, мг/м3
4
3
2
1
0
год
1990
1992
1994
1996
Рис. 1.19. Среднегодовые значения концентрации углеводородов
(С1 - С10) в воздухе промышленной зоны
В целях обеспечения пожаровзрывобезопасности интерес представляют также данные детального исследования состава углеводородных
примесей в атмосфере от технологических установок и резервуаров хранения нефтепродуктов. Такая детализация необходима по следующим причинам. В зависимости от источников выбросов углеводородов их состав
будет различен. Проведенные исследования состава выбросов углеводородов от различных источников загрязнения атмосферного воздуха в пределах санитарно-защитной зоны Московского НПЗ [124] показали, что на
территории аппаратного двора установки ЭЛОУ-АВТ-6 углеводороды, содержащие углероды С1-С5, составляют 60-80 %, а на территории ГФУ-2
этот же состав приближается к 100 % (рис. 1.20, 1.21).
M, %
30
25
20
15
10
5
0
СН4
С2Н6
С3Н8
i - С4Н10 n - С4Н10 i - С5Н12 n - С5Н12
С6 и >
Рис. 1.20. Содержание различных углеводородов в атмосферном
воздухе аппаратного двора ГФУ-2
116
45
M ,%
40
35
30
25
20
15
10
5
0
СН4
С2Н 6
С3Н 8
i-
n -
i-
n -
С4Н 10
С4Н 10
С5Н 12
С5Н 12
С6 и >
Рис. 1.21. Содержание различных углеводородов в атмосферном
воздухе аппаратного двора ЭЛОУ-АВТ-6
Состав и количество углеводородных выбросов от одних и тех же
источников выбросов меняется в зависимости от используемой технологии
переработки нефти, степени износа оборудования, хранимой продукции и
т.д. На рис. 1.23 представлен углеводородный состав выбросов от дыхательных клапанов резервуаров хранения бензина и дизельного топлива.
40
Бензин
35
Дизельное топливо
30
M, %
25
20
15
10
5
0
СН4
С2Н6
С3Н8
ininС4Н10 С4Н10 С5Н12 С5Н12
С6 и >
Рис. 1.22. Углеводородный состав выбросов от дыхательных клапанов резервуаров хранения бензина и дизельного топлива
Степень влияния разных источников выбросов углеводородов на
НПЗ на общую картину загрязнения атмосферы различна (рис. 1.23).
117
3000
С1-С10, мг/м3
2500
2000
1500
1000
500
0
1
2
3
4
5
Рис. 1.24. Плотность выбросов углеводородов от объектов НПЗ:
1 - резервуар с бензином (2550 мг/м3); 2 - резервуар с ДТ (1990
мг/м3); 3 - АВТ-6 (7,2 мг/м3); 4 - ЛЧ35/11 (29,5 мг/м3); 5 - ГФУ-2
(24 мг/м3)
При определении суммарного углеводородного выброса проводили
определение непредельных и ароматических углеводородов, присутствующих совместно с предельными углеводородами в выбросах [111].
Проведенные исследования показывают, что в среднем от 60 до 90 %
углеводородных выбросов от различных источников приходится на углеводороды С1-С5, а предельные углеводороды С10-С16 в атмосферном воздухе на границе санитарно-защитной зоны Московского НПЗ не обнаружены. Полученные результаты явились основой разработки нового подхода к
разделению выбросов углеводородов на нефтеперерабатывающем предприятии на группы С1-С5 и С6-С10 [124].
Водный бассейн. Контроль за содержанием нефтепродуктов в сточных водах установок и цехов предприятия позволяет, наряду с другими
факторами, оценить правильность ведения технологического процесса,
своевременно выявлять нарушения технологии производства, находить
такие повреждения, как пропуски конденсационно-холодильного оборудования и т. д., что в конечном итоге может быть причиной возникновения
аварийных ситуаций.
Выполненные исследования содержания углеводородного поллютанта в атмосфере НПЗ показало, что одним из основных источников ее загрязнения является испарение с поверхности сточных вод в нефтеловушках, различных прудах очистных сооружений. Кроме того, наличие на по118
верхности водного бассейна пленки горючих веществ (нефти, нефтепродуктов) создает также опасность возникновения пожара.
Отбор и хранение проб сточных вод проводились по ГОСТ
17.1.04.80, а анализ - в соответствии с [125]. Содержание нефтепродуктов
в сточных водах от технологических установок показано в табл. 1.42.
Таблица 1.42
Содержание нефтепродуктов в сточных водах
от производственных объектов
Нефтепродукты,
Объект
мг/дм3
Речная вода
0,19
АВТ-3 (сточная)
860
АВТ-3, Е-1
43
АВТ-3, Е-2
52
АВТ-6 (сточная)
60
АВТ-6, Е-1
90
АВТ-6, Е-3
58
ЭЛОУ-АВТ-6, Е-18
40
АТ-ВБ (сточная)
200
24/5 (сточная)
60
35/11-1000 (сточная)
51
24/2000 (сточная)
30
Цех № 5 (сбросная вода)
7
УОР (сточная)
14
ГФУ-2 (сточная)
18
Новая битумная (сточная)
400
Г-43-107 (сточная)
720
ХВО (сбросная вода)
6
ЭЛОУ-2 (сточная)
1500
Подтоварная вода цеха № 8
160000
Результаты среднемесячных анализов содержания нефтепродуктов в
сточных водах от различных установок. Показали общую тенденцию к
снижению этого содержания, что имеет положительный экологический и
экономический эффект.
В табл. 1.43 представлены среднегодовые данные по содержанию
нефтепродуктов в сточных водах за последние годы.
119
Таблица 1.43
Среднегодовые данные по содержанию нефтепродуктов
в сточных водах
Нефтепродукты, мг/дм3
поступающие на
прошедшие флотацисбрасываемые
флотационную очистку
онную очистку
на станцию аэрации
71
37
12,9
119
55
14,9
133
70
16,6
80
38
18,4
62
22,6
15,7
116
21
9,61
76
38
7,9
69
33
6,18
60
25
5,68
5,41
Год
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
Среднемесячные концентрации нефтепродуктов в сточной воде,
сбрасываемой на станцию аэрации (СА), в указанный период представлены в табл. 1.44.
Таблица 1.44
Среднемесячные концентрации нефтепродуктов
в сточных водах ( мг / дм3)
Месяцы
Год
1995
1996
1997
I
7,0
6,7
6,5
П
7,0
5,1
5,5
Ш
6,7
5,1
4,7
IV
6,6
7,4
5,2
V
6,7
4,5
4,9
VI
6,2
5,4
5,3
VП
4,9
5,5
5,1
VШ
5,2
4,6
5,3
IX
6,1
6,7
4,8
X
5,9
5,8
6,2
XI
5,9
6,6
6,4
XП
6,0
4,8
5,0
Результаты статистической обработки данных по содержанию
нефтепродуктов в сточных водах МНПЗ представлены в табл. 1.45.
Таблица 1.45
Вещество
Нефтепродукты
Результаты статистической обработки данных
по содержанию нефтепродуктов в сточных водах
Год
Смес.м
Сср.f
j
1995
1996
1997
6,7
7,4
6,5
6,18
5,68
5,41
0,6645
0,9543
0,6230
Vr
0,11
0,17
0,12
Литосфера. В результате эксплуатации нефтеперерабатывающих
предприятий происходит загрязнение почвы и грунтовых вод нефтью и
120
нефтепродуктами, что приводит к безвозвратным потерям дорогостоящих
дефицитных нефтепродуктов и создает опасность пожаров и взрывов.
К числу твердых отходов на предприятиях нефтеперерабатывающей
промышленности относятся различные химические продукты, адсорбенты,
не подлежащие регенерации, зола и твердые продукты, получающиеся при
термической обработке сточных вод, различные осадки, смолы, пыль при
очистке выбросов и др.
Самая простая их утилизация - уничтожение сжиганием в печах различных типов. Образовавшуюся золу и шлак иногда можно использовать в
качестве наполнителя в производстве стройматериалов, в качестве удобрения или как сырье для выделения отдельных компонентов нефтепродуктов.
При невозможности использования золу, шлак и горючие твердые отходы
производства направляют на хранение в отвалы.
В нефтеперерабатывающей промышленности одними из основных
твердых отходов являются кислые гудроны, образующиеся в процессах
сернокислотной очистки ряда нефтепродуктов (масел, парафинов, керосиногазойлевых фракций и др.), а также при производстве сульфонатных
присадок, синтетических моющих средств и др. В России ежегодно получают около 300 тыс. т кислых гудронов. Степень их использования не
превышает 25 % [7].
Кислые гудроны обычно разделяют на следующие виды: с большим
содержанием кислоты и с высоким содержанием органической массы, что
определяет их использование. Они могут быть переработаны в сульфат
аммония, использованы в виде топлива (непосредственно или после отмывки содержащейся в них кислоты) или в качестве агента для очистки
нефтепродуктов. Однако сложность технологии получения сульфата аммония на базе кислых гудронов и необходимость больших затрат на очистку выбросов (газов и жидких отходов) при использовании кислых гудронов в качестве топлива и агента очистки нефтепродуктов являются существенными препятствиями для широкой промышленной реализации этих
процессов.
Весьма перспективными представляются использование гудронов с
высоким содержанием кислоты в качестве сульфирующего агента для производства сульфонатных присадок и их переработка с целью получения
диоксида серы, высокосернистых коксов, битумов и некоторых других
продуктов. При переработке кислых гудронов в диоксид серы с целью получения серной кислоты к ним обычно добавляют жидкие производственные отходы - растворы отработанной серной кислоты, выход которых в
стране составляет более 350 тыс. т/год. Термическое расщепление смеси
кислых гудронов и отработанной серной кислоты проводят в печах сжигания при 800-1200 0С. В этих условиях происходит образование диоксида
серы и полное сжигание органических веществ.
Органическая часть кислых гудронов включает различные сернистые
соединения, смолы, твердые асфальтобетонные вещества - асфальтены,
карбены, карбоиды и другие компоненты нефтепродуктов, что позволяет
перерабатывать их в битумы, широко используемые в качестве дорожно121
строительных материалов. С целью получения гомогенной битумной массы переработку кислых гудронов ведут в смеси с прямогонными гудронами (смолистые массы, получающиеся после отгона из нефти топливных и
масляных фракций).
Способность кислых гудронов легко разлагаться при температуре
16-350 0С с образованием диоксида серы и высокосернистого кокса используют в промышленности для получения этих продуктов.
Твердые примеси, присутствующие в перерабатываемых и вспомогательных материалах на заводах нефтеперерабатывающей промышленности, приводят к образованию такого распространенного вида отходов, как
нефтяные шламы, выход которых составляет около 7 кг/т перерабатываемой нефти, что приводит к скоплению огромных количеств этих отходов.
Такие шламы представляют собой тяжелые нефтяные остатки, содержащие
в среднем 10-56 % нефтепродуктов, 30-85 % воды и 1,3-46 % твердых примесей. При хранении в шламонакопителях такие отходы расслаиваются с
образованием верхнего слоя, состоящего в основном из водной эмульсии
нефтепродуктов; среднего слоя, включающего загрязненную нефтепродуктами и взвешенными частицами воду, и нижнего слоя, около 3/4 которого
приходится на влажную твердую фазу, пропитанную нефтепродуктами.
Рациональное использование шламов связано прежде всего с необходимостью понижения устойчивости эмульсий и суспензий. В частности,
при обезвоживании и сушке этих отходов возможен возврат их в производство с целью последующей переработки в целевые продукты. При использовании нефтяных шламов для получения горючего газа вода, равномерно распределенная в нефтепродуктах и тесно с ними связанная, служит
активной химической средой. Промышленная реализация процесса газификации требует больших капитальных затрат, что сдерживает его широкое применение.
Самым распространенным способом утилизации и обезвреживания
нефтяных шламов является их сжигание в печах различной конструкции
(камерных, кипящего слоя, барабанных и др.). Для сжигания таких отходов, содержащих не более 20 % твердых примесей, широко используются
печи кипящего слоя. При сжигании нефтяных шламов, содержащих до
70 % примесей, большое распространение получили вращающиеся печи
барабанного типа, позволяющие сжигать отходы различного гранулометрического состава. Производительность вращающейся печи составляет 1,33,0 т/ч нефтяных шламов, что в 2-4 раза превышает производительность
печи кипящего слоя.
Инженерно-геологические и гидрогеологические исследования почвы центральной части промплощадки Московского НПЗ выявили залегающий на поверхности горизонта грунтовых вод слой нефтепродуктов,
толщина которого колеблется от пленки на северо-востоке до 0,51 м на
юго-западе [126].
Нефтепродукты (в пределах исследованного участка) обнаруживаются на глубине от 0,38 до 1,67 м. Причиной выхода нефтепродуктов на
122
поверхность водного рельефа является сезонное повышение уровня грунтовых вод, амплитуда колебания которого составляет 1-1,5 м.
Источниками загрязнений подземных вод обследованной территории
могут быть проливы нефтепродуктов на сливно-наливной эстакаде, отходы
товарно-сырьевого парка и бывшего производства уксусной кислоты.
Борьба с загрязнениями промышленной территории сводится к
устранению источников загрязнений или устройству дренажа с перехватом
нефтепродуктов и отводом их на очистные сооружения [127].
Очистка почвы от нефтепродуктов представляет собой сложную
проблему как при проектировании, так и при эксплуатации. Результаты
научно-исследовательских работ в этой области противоречивы и указывают на необходимость высоких капитальных и эксплуатационных затрат
для ее решения.
При обезвреживании загрязненных грунтов различными методами
полностью выделить нефтепродукты не удается ни одним из них. Оставшаяся фаза после обработки содержит 3-5 % нефтепродуктов, вследствие
чего ее нельзя сбрасывать в отвал. Кроме того, для выделения нефтепродуктов часто требуется сложное дорогостоящее оборудование, что экономически нецелесообразно. Выделенные нефтепродукты непригодны для
повторного использования, так как в них высоко содержание механических примесей и окисленных веществ.
Наиболее распространенный метод - сжигание, однако и он не позволяет полностью утилизировать отходы из-за несовершенства применяемого оборудования. При сжигании отходов атмосфера загрязняется токсичными продуктами сгорания.
В сложившейся ситуации с экономической и экологической точек
зрения наиболее эффективным методом обезвреживания попавших в сточные воды и почву нефтепродуктов является их окисление с помощью микроорганизмов, обитающих в местах, загрязненных нефтепродуктами, и
способных использовать нефтепродукты как источник энергии [128]. Таким образом осуществляется биологический круговорот: расщепление углеводородов, загрязняющих почву, микроорганизмами, то есть их минерализация, с последующей гумификацией. Созданная система биоокисления,
адаптированная к конкретному нефтебазовому хозяйству, способствует
восстановлению нарушенного экологического равновесия.
Ключевым при выборе способа очистки и необходимого оборудования является экологический мониторинг окружающей среды, включая
комплексный анализ загрязнений от технологических установок производства. Совершенствование технологических процессов и оборудования являются важными факторами повышения уровня экологической безопасности, так как оптимизация режимов, увеличение КПД установок, снижение
потребления воды и топливно-энергетических ресурсов в конечном итоге
приводят к значительному снижению выбросов пожаровзрывоопасных
компонентов нефтепродуктов в окружающую среду.
123
2. ОСНОВЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ
ПОЖАРОВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
2.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ
ПОЖАРОВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ НПЗ
На нефтеперерабатывающем заводе основная угроза пожаров и
взрывов исходит от огромного количества находящихся там нефти и
нефтепродуктов. Однако кроме этих , специфичных для нефтеперерабатывающей промышленности источников пожаровзрывоопасности, на НПЗ
имеются обычные для промышленного предприятия любой отрасли, классифицируемые как пожароопасные, административные, хозяйственнобытовые и другие здания, помещения, сооружения; горючие вещества, материалы, изделия и конструкции; сеть электроснабжения, аппаратура и
электрические приборы и оборудование и т.д.
Поэтому система пожаровзрывобезопасности (СПВБ) НПЗ должна
учитывать все существующие потенциальные опасности пожаров и взрывов и предусматривать применение необходимого комплекса адекватных
сил и средств. В этих целях система пожаровзрывобезопасности нефтеперерабатывающего завода должна соответствовать закону РФ "О пожарной
безопасности" [1] и общим требованиям к системам пожарной безопасности (пожаровзрывобезопасности) объектов различного назначения, содержащимся в ГОСТ 12.1.004-91 [2].
Система пожаровзрывобезопасности НПЗ должна представлять собой совокупность взаимоувязанных сил и средств, а также мер правового,
организационного и научно-технического характера, направленных на
борьбу с пожарами и сопровождающими их объемными огненными взрывами топливно-воздушных смесей.
Согласно ГОСТ 12.1.004-91 пожаровзрывобезопасность НПЗ
должна обеспечиваться системами предотвращения пожаров и взрывов,
пожаровзрывозащиты, а также организационно-техническими мероприятиями. Пожаровзрывобезопасность должна обеспечиваться на всех
стадиях жизненного цикла НПЗ: при разработке нормативно-технической
документации, проектировании, строительстве и эксплуатации.
Предотвращение пожаров и взрывов на НПЗ должно достигаться:
*
предотвращением образования взрывоопасной газо- и паровоздушной среды;
*
предотвращением образования горючей среды;
*
предотвращением образования во взрывоопасной и горючей
средах (или внесения в них) источников зажигания.
124
Предотвращение образования взрывоопасной среды должно обеспечиваться:
*
предотвращением аварийных выбросов и утечек компонентов
нефтепродуктов - легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) и горючих
газов (ГГ) из технологических установок;
*
возможным уменьшением массы и (или) объема ЛВЖ и ГГ,
находящихся одновременно в технологических установках или на открытых площадках;
*
устройством аварийного слива ЛВЖ из технологических
устройств;
*
поддержанием безопасной концентрации среды высокоэффективным кондиционированием и вентиляцией воздуха в технологическом
оборудовании и помещениях, где могут происходить утечки ЛВЖ и ГГ;
*
контролем выбросов в атмосферу горючих газов и паров ЛВЖ.
Предотвращение образования горючей среды должно обеспечиваться:
*
установкой пожаровзрывоопасного технологического оборудова-ния на открытых площадках;
*
предотвращением аварийных утечек горючих жидкостей из
технологических устройств;
*
применением устройств защиты технологического оборудования с горючими веществами от повреждений и аварий, установкой отключающих, отсекающих и других противоаварийных устройств;
*
максимальной механизацией и автоматизацией технологических процессов, связанных с обращением горючих веществ.
Предотвращение образования во взрывоопасной и горючей средах
источников зажигания должно достигаться:
*
применением машин, механизмов, оборудования, устройств во
взрывобезопасном исполнении, при эксплуатации которых не образуются
источники зажигания (искры, пламя), в том числе электрооборудования,
соответствующего пожароопасной и взрывоопасной зонам, группе и категории взрывоопасной смеси в соответствии с правилами устройства электроустановок;
*
применением в конструкциях быстродействующих средств
защитного отключения возможных источников зажигания;
*
применением технологических процессов и оборудования,
удовлетворяющих требованиям электростатической искробезопасности;
*
устройством молниезащиты зданий, сооружений и оборудования;
*
поддержанием температуры нагрева поверхностей машин, механизмов, оборудования и устройств, веществ и материалов, которые могут войти в контакт с горючей средой, ниже предельно допустимой, со125
ставляющей 80 % от наименьшей температуры самовоспламенения горючего;
*
исключением возможности появления искрового разряда в горючей среде с энергией, равной и выше минимальной энергии зажигания;
*
применением неискрящих инструментов при работе с легковоспламеняющимися жидкостями и горючими газами;
*
ликвидацией условий для самовозгорания применяемых веществ, материалов, изделий и конструкций;
*
выполнением строительных норм, правил и стандартов;
*
устранением контакта пирофорных веществ с воздухом.
Пожаровзрывозащита НПЗ должна обеспечиваться:
*
применением средств пожаротушения и пожарной техники;
*
применением автоматических систем локализации и подавления взрывов, установок пожарной сигнализации и пожаротушения;
*
применением основных строительных конструкций и материалов с нормированными показателями пожаровзрывобезопасности;
*
применением пропитки конструкций антипиренами и нанесением на их поверхности огнезащитных красок (составов);
*
применением устройств, ограничивающих распространение
пожара;
*
организацией своевременного оповещения и (или) сигнализации о пожаре в его начальной стадии и эвакуации людей;
*
применением средств коллективной и индивидуальной защиты людей от опасных факторов пожаров и взрывов;
*
применением средств противодымной защиты.
Система организационно-технических мероприятий по обеспечению пожаровзрывобезопасности НПЗ должна включать:
*
создание подразделения пожарной охраны и необходимой для
его функционирования материально-технической базы;
*
организацию обучения персонала правилам пожаровзрывобезопасности и пропаганды мер по борьбе с пожарами и взрывами;
*
сертификацию всех видов пожаровзрывоопасных работ, услуг,
процессов, средств производства и технических средств пожаровзрывобезопасности;
*
разработку положения, инструкции и других нормативных актов, действующих в пределах НПЗ, о порядке работы с пожаровзрывоопасными веществами и материалами, соблюдении пожаровзрывобезопасного режима и действиях людей при возникновении пожаров и взрывов;
*
разработку мероприятий по действиям администрации, рабочих и служащих при возникновении пожаров, взрывов и организации эвакуации людей;
126
*
обеспечение необходимой информацией работников пожарной
охраны и персонала НПЗ;
*
обеспечение порядка хранения веществ и материалов, тушение
которых недопустимо одними и теми же средствами;
*
взаимодействие с пожарной охраной города, с городскими и
другими заводскими системами и службами безопасности, с АСУТП НПЗ;
*
применение средств автоматической и автоматизированной
защиты технологического оборудования НПЗ от несанкционированных
ошибочных действий персонала и техногенного терроризма, которые могут явиться причинами пожаров и взрывов.
2.2. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБОБЩЕННАЯ СТРУКТУРА
АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ
ПОЖАРОВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ НПЗ
В системе пожаровзрывобезопасности нефтеперерабатывающего завода, обобщенная структура которой приведена на рис. 2.1, ключевую роль
играет автоматизация, позволяющая повысить эффективность функционирования всех элементов системы и в конечном итоге эффективность защиты людей и материальных ценностей от угрозы пожаров и взрывов. Автоматизация систем пожаровзрывобезопасности НПЗ осуществляется по
двум направлениям:
*
внедрение автоматических средств пожаровзрывозащиты,
функционирующих без вмешательства человека по заранее заданным программам (датчиков газоанализаторов, пожарных извещателей, установок
пожаротушения, систем локализации и подавления взрывов, систем противодымной защиты и др.);
*
внедрение автоматизированных (человеко-машинных) систем, решающих с использованием вычислительной техники большой
комплекс управленческих, информационных, проектных, административно-хозяйственных, кадровых и других задач.
Автоматизированная
система
пожаровзрывобезопасности
(АСПВБ) НПЗ входит в состав системы пожаровзрывобезопасности
(СПВБ) как его информационно-управляющая часть, которая обеспечивает автоматизированное выполнение функций СПВБ, увязку отдельных
элементов, обеспечивающих пожаровзрывобезопасность НПЗ, в единую
систему, их необходимое функциональное взаимодействие, их функциональную интеграцию. Образно говоря, АСПВБ является мозгом и нервами
системы пожаровзрывобезопасности, ее интеллектуальным ядром.
Рассматривая систему пожаровзрывобезопасности сложного многофункционального НПЗ в целом, трудно найти такую ее отдельную функ127
циональную систему нижестоящего уровня, которая не нуждалась бы во
внедрении автоматизированных систем и средств.
128
129
Совокупность автоматизированных систем и средств СПВБ НПЗ по
существу представляет собой единую взаимоувязанную автоматизированную информационно-управляющую систему.
Однако здесь необходимо иметь в виду, что в отдельных функциональных системах СПВБ (пожаротушения, противодымной защиты и др.)
автоматизированные функции настолько тесно переплетаются и сочетаются с автоматическими функциями, а одни и те же компьютеры могут использоваться для решения задач как в автоматизированных, так и в автоматических режимах, что провести четкую, однозначную границу между
автоматизированными и автоматическими частями этих функциональных
систем не представляется возможным.
Поэтому в настоящей книге вопросы функционирования отдельных
элементов АСПВБ - ее автоматизированных систем нижестоящего уровня
рассматриваются в тесной увязке с автоматическими функциями одноименных систем СПВБ.
На основе обобщенной структуры системы пожаровзрывобезопасности (СПВБ) НПЗ (рис. 2.1) разработана обобщенная структура ее автоматизированной информационно-управляющей части - АСПВБ, приведенная на рис. 2.2.
Автоматизированная система пожаровзрывобезопасности состоит из
функциональных автоматизированных систем нижестоящего уровня, являющихся информационно-управляющими частями соответствующих
функциональных систем СПВБ, и обеспечивающих систем, называемых
также видами обеспечения.
Функциональными автоматизированными системами нижестоящего
уровня АСПВБ являются:
*
автоматизированная система (АС) предотвращения пожаров и
взрывов (АСППВ);
*
автоматизированная система пожаровзрывозащиты (АСПВЗ);
*
автоматизированная система общего
назначения (АСОН).
АС предотвращения пожаров и взрывов предназначена для автоматизированного управления профилактическими противопожарными работами, автоматизированного решения задач по предотвращению предпожарных и взрывоопасных режимов, включая автоматизированное управление экологическим мониторингом.
130
АС пожаровзрывозащиты предназначена для автоматизированного
и автоматического выполнения функций по тушению пожаров, взрывозащите, дымоудалению, оповещению и эвакуации людей из горящих зданий.
131
АС общего назначения предназначена для автоматизированного решения задач в интересах всей системы пожаровзрывобезопасности НПЗ.
АСОН состоит из системы автоматизированного проектирования (САПР)
СПВБ, автоматизированной системы подготовки кадров (АСПК) для пожарной охраны, автоматизированной информационной системы пожаровзрывобезопасности (АИСПВБ) и автоматизированной системы управления первоочередными аварийно-спасательными работами.
Обеспечивающими системами АСПВБ (видами обеспечения) являются:
*
система информационного обеспечения;
*
система математического обеспечения;
*
система программного обеспечения;
*
система технического обеспечения;
*
система лингвистического обеспечения;
*
система организационно-правового обеспечения;
*
система метрологического обеспечения.
2.3. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПОЖАРОВ И ВЗРЫВОВ
Известное положение о том, что пожары и взрывы легче и дешевле
предотвратить, чем ликвидировать их последствия, еще не стало руководством к действию, в результате чего основные силы и средства, расходуемые на обеспечение пожаровзрывобезопасности, по-прежнему нацелены
на тушение пожаров и взрывозащиту. В связи с этим проблему повышения эффективности предотвращения пожаров и взрывов следует считать
одной из первостепенных в системе пожаровзрывобезопасности НПЗ.
Комплекс всех конкретных мер по предотвращению пожаров и
взрывов указан в п. 2.1.
АСППВ является информационно-управляющей частью системы
предотвращения пожаров и взрывов.
В состав АСППВ входят функциональные автоматизированные системы нижестоящего уровня:
*
автоматизированная система предотвращения предпожарных
и взрывоопасных режимов (АСППВР), включающая автоматизированную
систему экологического мониторинга (АСЭМ);
*
автоматизированная система управления профилактическими
работами (АСУПР).
Автоматизированная система предотвращения предпожарных и
132
взрывоопасных
режимов.
АСППВР
является
информационноуправляющей частью системы предотвращения предпожарных и взрывоопасных режимов и предназначена для автоматизированного сбора и обработки информации о противопожарном и противовзрывном состоянии
НПЗ, возникновении аварийных предпожарных и взрывоопасных ситуаций
(с использованием результатов мониторинга пожаровзрывоопасных компонентов нефтепродуктов в окружающей среде НПЗ: атмосфере, сточных
водах, почве) и управления устройствами ликвидации указанных ситуаций.
АСППВР выполняет информационные, управляющие и вспомогательные функции.
Информационные функции АСППВР:
*
сбор и обработка информации, необходимой для анализа состояния пожаровзрывобезопасности технологического оборудования НПЗ;
*
регистрация отклонений от нормальной работы технологического оборудования;
*
прогнозирование возможных последствий отклонений в работе технологического оборудования, а также последствий возникновения
взрывов и пожаров;
*
предоставление информации о нарушениях технологического
процесса, создающих опасность взрывов и пожаров, прогнозов по развитию предпожарных и взрывоопасных ситуаций;
*
предоставление информации о работоспособности подсистемы
и рекомендаций по ликвидации предпожарных и взрывоопасных режимов
(о выходе из строя датчиков, обрывах линий связи и т.д.).
Управляющие функции АСППВР:
*
управление техническими устройствами сигнализации о предпожарных и взрывоопасных режимах и устройствами ликвидации аварийных режимов;
*
передача информации в АСУТП для отработки необходимых
изменений в технологическом процессе функционирования НПЗ с целью
предотвращения пожаров и взрывов;
*
формирование команд для приведения оборудования системы
пожаровзрывозащиты в состояние повышенной готовности и превентивного введения в действие устройств этой системы, если предпожарная или
взрывоопасная ситуация не разовьется в реальный пожар или взрыв (перекрытие вентиляционных каналов помещений, включение задвижек водяных и паровых завес, дистанционное наведение пожарных стволов на место наиболее вероятного возникновения пожара, изменение алгоритмов
обработки информации в системе пожарной сигнализации с целью повышения вероятности обнаружения предпожарных и взрывоопасных режимов и т.д.).
133
Вспомогательные функции АСППВР:
*
диагностика неисправностей комплекса технических средств
АСППВР и выяснение вызвавших их причин;
*
автоматическая реконфигурация АСППВР при возникновении
неисправностей;
*
систематизация видов неисправностей в АСППВР и методов
их устранения.
Структурные элементы АСППВР. Средства контроля АСППВР
должны быть автономны и отделены от технологического оборудования
НПЗ.
Система оснащается средствами диагностики и самоконтроля.
Система выполняет все функции и задачи (информационные, управляющие и вспомогательные), реализуя их в различных режимах - информационно-советующем, комбинированном и прямого управления (по
ГОСТ 16084-75, п.25).
Объем задач, решаемых в АСППВР, обосновывается техникоэкономическими расчетами на стадии разработки технического задания и
определяется с учетом:
*
достигнутого уровня совершенства и надежности технических
средств автоматизации;
*
подготовленности к автоматизации технологического оборудования;
*
усложнения процесса управления технологическим оборудованием и увеличения вследствие этого вероятностей ошибок оперативного
персонала при управлении;
*
повышения требований по обеспечению пожаровзрывобезопасности;
*
повышения энергонапряженности элементов конструкций
технологического оборудования, повышения скорости протекания технологических процессов, повышения требований к точности поддержания
параметров во всех режимах;
*
ограниченности времени для принятия решений по ликвидации аварийных ситуаций на НПЗ, приводящих к пожарам и взрывам.
При определении степени автоматизации одновременно решается
задача минимизации объема технических средств за счет сокращения количества датчиков дискретных сигналов, вводимых в систему, а также
тщательного анализа количества применяемых технических средств ликвидации аварийных ситуаций и программ логического управления.
АСППВР должна быть работоспособной в условиях реально имеющихся на НПЗ электрических и электромагнитных полей.
134
Оперативному персоналу НПЗ и диспетчеру ПЧ информация передается в структурированном текстовом или графическом виде.
Техническое обеспечение АСППВР. КТС АСППВР должен удовлетворять общим требованиям, изложенным в соответствующих ГОСТ, а
также следующим требованиям:
*
КТС АСППВР должен быть достаточным для реализации всех
заданных функций;
*
входные устройства защищаются от коротких замыканий, высоких напряжений и других опасных факторов;
*
в системе фиксируются и сообщаются персоналу любые
нарушения в работе технических средств, а сами нарушения не должны
приводить к выдаче ложных команд;
*
характеристики используемых технических средств АСППВР
обеспечивают взаимозаменяемость одноименных устройств;
*
структура и характеристики технических средств АСППВР
обеспечивают возможность модернизации и развития системы;
*
технические средства АСППВР должны быть пожаростойкими
и устойчивыми к внешним воздействиям;
*
оконечные устройства связи с объектом (УСО), по возможности, устанавливают непосредственно около технологического оборудования;
*
УСО выполняют следующие основные функции: прием и передачу информации по общим линиям связи; сбор и предварительную обработку информации; аналого-цифровое преобразование; согласование
управляющих воздействий с силовой частью схем ликвидации аварийных
ситуаций, приводящих к пожарам и взрывам;
*
количество входов для каждого УСО должно быть оптимизировано в соответствии с требованиями приближения оконечных УСО к источникам информации.
Функциональные подсистемы АСППВР. По функциональному
назначению АСППВР делится на информационную и управляющую подсистемы.
Информационная подсистема АСППВР предназначена для сбора,
обработки, хранения и предоставления информации оперативному персоналу НПЗ и заводской пожарной части о состоянии технологического оборудования, контроля параметров, характеризующих противопожарное и
противовзрывное состояние НПЗ.
Информационная подсистема выполняет следующие функции:
*
сбор информации о состоянии технологического оборудования НПЗ, контроль его параметров;
*
сбор информации о состоянии технических средств АСППВР,
135
проверка ее достоверности, защита от помех и математическая обработка;
*
анализ изменений параметров для контроля состояния пожаровзрывобезопасности технологического оборудования;
*
накопление и хранение информации для ее дальнейшего использования;
*
автоматическая или автоматизированная диагностика функционирования КТС АСППВР;
*
защита информации от искажений при различных несанкционированных воздействиях на подсистему, включая исчезновение и восстановление питания;
*
формирование сигналов об отклонениях параметров технологического оборудования от уставок;
*
подготовка и обработка информации для предоставления оперативному персоналу АСУТП и диспетчеру ПЧ, их оповещения о возникающих предпожарных и взрывоопасных ситуациях.
Оперативному персоналу АСУТП и диспетчеру ПЧ информация передается в следующих основных формах:
*
визуальная информация на дисплеях, приборах обобщенной
мнемосхемы и информационных табло;
*
документированная информация;
*
санкционированное редактирование видеограмм.
Об отклонениях контролируемых параметров от уставок оперативному персоналу АСУТП передаются звуковые сигналы и визуальная информация (на табло, блинкерах, дисплеях и т.д.). Каждый поступающий
сигнал (или сообщение) должен отличаться от сигналов, которые ранее
были квитированы (на которые были получены подтверждения о приеме квитанции). Продолжительность сигнала определяется временем устранения причины отклонения параметра или временем до квитирования сигнала оператором. Групповая сигнализация оперативному персоналу АСУТП
и диспетчеру ПЧ осуществляется таким способом, чтобы обеспечить быстрый поиск места возникновения аварийной ситуации, приводящей к пожару или взрыву.
К техническим средствам информационной подсистемы относятся
все первичные преобразователи АСУТП, нормирующие преобразователи,
распределители сигналов, вычислительные устройства и устройства распределения, хранения и передачи информации, а также линии связи.
Информация от первичных преобразователей поступает преимущественно в виде унифицированных сигналов.
Для повышения надежности и достоверности получаемой и используемой информации в составе информационной подсистемы АСППВР
предусматриваются средства аппаратной или программной диагностики. В
136
ее состав также входят устройства питания электроэнергией первичных
преобразователей. В состав этой подсистемы входят имитаторы сигналов и
проверочные устройства, позволяющие проводить не нарушающие функционирование подсистемы тестовые проверки работоспособности отдельных устройств и каналов измерения и обработки информации.
Регистрация аналоговых и дискретных параметров в информационной подсистеме АСППВР осуществляется в системе единого времени с
разрешающей способностью, задаваемой в соответствии со следующими
техническими условиями:
*
для инициативных сигналов - 10 мс;
*
для команд дистанционного управления, сигналов ликвидации
ава-рийной ситуации, уставок аварийной сигнализации - 150 мс;
*
для сигналов о состоянии исполнительных механизмов, уставок предупредительной сигнализации - 0,5 с;
*
для аналоговых параметров с циклом опроса - 2-10 с.
Управляющая подсистема АСППВР предназначена для совместного с АСУТП автоматизированного управления технологическими системами и устройствами в аварийных предпожарных и взрывоопасных ситуациях.
Управляющая подсистема выполняет следующие основные функции:
*
автоматическое управление оборудованием для реализации
команд ликвидации аварийной ситуации, приводящей к пожару или
взрыву;
*
информирование оператора подсистемы и персонала АСУТП
о неисправностях технических средств;
*
автодиагностика;
*
контроль и информирование оператора подсистемы о неисправностях технических средств подсистемы;
*
автоматизированный выбор программы действий по ликвидации аварийных предпожарных и взрывоопасных режимов;
*
контроль за выполнением программ управления;
*
формирование сигналов устройствам превентивной защиты от
пожаров и взрывов;
*
реализация приоритетов при одновременном возникновении
различных команд управления;
*
дешифровка команд в случае применения избирательного
управления;
*
формирование сигналов о состоянии устройств ликвидации
аварийных предпожарных и взрывоопасных режимов.
Устройства ликвидации аварийных предпожарных и взрывоопасных
режимов автоматически выполняют операции управления технологиче137
ским оборудованием НПЗ с целью исключения его повреждения, защиты
персонала и предотвращения развития аварии. Срабатывание этих
устройств сопровождается выдачей оперативному персоналу АСУТП и
диспетчеру ПЧ информации о первопричинах, вызвавших их срабатывание. Предусматривается возможность ручного привода в действие
устройств ликвидации аварийных предпожарных и взрывоопасных режимов.
Требования к техническим средствам обнаружения предпожарных и взрывоопасных режимов. Выбор средств обнаружения предпожарных и взрывоопасных режимов производится на этапе технического
проектирования системы. Он определяется особенностями технологического регламента НПЗ и предельными значениями уставок режимных параметров.
К числу основных режимных параметров, контроль динамики которых позволяет обнаружить, идентифицировать и спрогнозировать предпожарные и взрывоопасные режимы, относятся: температура, геометрия и
координаты локального нагрева; давление в системах технологического
оборудования; концентрация взрывоопасных смесей, координаты мест их
утечек; амплитудные и частотные характеристики вибрационных процессов вращающихся, движущихся и стационарно установленных частей механизмов технологического оборудования, координаты мест вибрации; токи утечек в кабелях и изоляции электротехнического оборудования; давление и скорость потоков в воздуховодах системы вентиляции; амплитудночастотные характеристики сейсмических процессов.
Метрологические характеристики средств обнаружения предпожарных и взрывоопасных режимов должны соответствовать требованиям к
аналогичным характеристикам АСУТП НПЗ. Эти средства вырабатывают
информацию о контролируемых параметрах в объеме, достаточном для
идентификации предпожарного и взрывоопасного режимов, и обеспечивают возможность контроля работоспособности средств обнаружения. Выдача информации производится периодически по запросам системы или инициативно (при превышении уставок на контролируемые параметры).
Периодичность съема информации в режиме нормальной эксплуатации определяется особенностями контролируемого технологического процесса и степенью его пожаровзрывоопасности.
Средства обнаружения предпожарных и взрывоопасных режимов
обеспечивают возможность изменения периодичности съема информации
и точности измерений контролируемых параметров.
В тех случаях, когда технологические условия позволяют установить
группу идентичных средств обнаружения, достоверность информации
138
определяется выборкой нескольких значений параметров, получаемых от
разных средств.
Периодичность опроса в аварийном и предаварийном режимах устанавливается с учетом инерционности измерительных устройств средств
обнаружения предпожарных и взрывоопасных режимов.
Проектные показатели надежности средств обнаружения рассчитываются с учетом требований приоритета по резервированию оборудования
системы пожарной сигнализации.
Автоматизированная система экологического мониторинга.
АСЭМ предназначена для автоматизированного управления мониторингом
пожаровзрывоопасных веществ в окружающей среде (ОС) НПЗ и решения
следующих основных задач:
*
оценка состояния окружающей среды;
*
проверка соответствия качества окружающей среды требованиям нормативных документов по экологической безопасности;
*
оценка эффективности природоохранных мероприятий и технологических процессов;
*
создание баз данных по выбросам пожаровзрывоопасных веществ для всех типов технологических процессов;
*
оценка влияния источников выбросов на характеристики ОС с
использованием моделей рассеивания;
*
разработка и внедрение методов снижения загрязнений ОС и
вероятностей возникновения пожаровзрывоопасных ситуаций.
АСЭМ ОС состоит из трех систем нижестоящего уровня:
*
АСЭМ воздушного бассейна;
*
АСЭМ гидросферы;
*
АСЭМ литосферы (контроль почвы).
Одной из основных является АСЭМ воздушного бассейна. Ранее на
нефтеперерабатывающих заводах осуществлялся в основном лабораторный контроль за выбросами в атмосферу, который носил периодический
характер. При этом отсутствовали постоянная достоверная информация о
состоянии воздушного бассейна, возможность выявлять залповые выбросы
и оперативно принимать необходимые меры.
Внедрение на НПЗ автоматизированных систем экологического мониторинга воздушной среды (типа "СЭКОМ-П1") позволяет существенно
повысить эффективность контроля загрязнений атмосферы пожаровзрывоопасными компонентами нефтепродуктов. Такая автоматизированная система состоит из нескольких автоматизированных стационарных постов
мониторинга среды (АСПМС) и передвижной лаборатории, которые позволяют практически непрерывно (с интервалом в 20 мин) анализировать
наличие в воздухе опасных веществ, а также измерять скорость и направ139
ление ветра, температуру воздуха, относительную влажность, атмосферное
давление (рис. 2.3).
АСЭМ воздушного бассейна имеет двухуровневую структуру передачи информации. Информация от первичных датчиков передается через
модем по коммутированным телефонным каналам в компьютер системы,
где решаются основные задачи по формированию непрерывной картины
загрязнений контролируемых промышленной и санитарно-защитной зон;
выявляются опасные ситуации, связанные с превышением допустимых
норм загрязнений воздуха.
Рис. 2.3. Схема АСЭМ воздушного бассейна НПЗ
На экране монитора отображается следующая информация:
*
упрощенная карта-схема промышленной площадки и санитарно-защитной зоны с расположением источников загрязнений;
*
справочные данные о метеорологических параметрах;
*
изолинии равной концентрации контролируемых веществ;
140
*
концентрация веществ в определенных точках контролируемой зоны.
Одними из основных элементов АСЭМ воздушного бассейна являются датчики газоанализаторов, размещаемые на территории взрывоопасных технологических установок НПЗ. Поэтому вопросу выбора и размещения датчиков газоанализаторов посвящен отдельный раздел настоящей
книги - 2.4.
Автоматизированные системы экологического мониторинга гидросферы и литосферы строятся во многом по аналогии с АСЭМ воздушного
бассейна с учетом расположения промышленной и санитарно-защитной
зон; близлежащих водоемов и городской канализации, в которые сбрасываются отходы нефтепереработки; технологических установок, производственных и других зданий и сооружений.
Автоматизированная система управления профилактическими
работами. Профилактика пожаров и взрывов в процессе эксплуатации
НПЗ - это предотвращение нарушений требований пожаровзрывобезопасности и неисправностей технологического оборудования завода, которые
могут явиться причинами пожаров и взрывов.
АСУПР является информационно-управляющей частью системы
профилактических противопожарных и противовзрывных работ и предназначена для автоматизированного управления профилактическими мероприятиями, информационного обеспечения инспекции Госпожнадзора
нормативной документацией и формирования базы данных для проведения
экспертизы проектов технологических установок, зданий, сооружений и
экспертизы взрывов и пожаров.
АСУПР выполняет следующие функции по профилактике пожаров и
взрывов:
*
обработка статистических данных о пожарах и взрывах по месту возникновения, причинам, времени суток, недели, года;
*
обработка статистических данных об отказах и авариях технологического оборудования с анализом их пожаровзрывоопасности;
*
обработка статистических данных о нарушениях требований
пожаровзрывобезопасности по зданиям, сооружениям и видам технологического оборудования, видам нарушений и времени (день, месяц, год);
*
учет и обработка данных по обеспечению НПЗ установками
пожарной автоматики, системами локализации и подавления взрывов,
средствами пожаротушения, противопожарным оборудованием, пожарной
техникой;
141
*
учет и обработка данных о лицах, ответственных за пожарную
безопасность НПЗ в целом и его отдельных зданий, сооружений и технологического оборудования;
*
учет и обработка данных о пожаровзрывоопасности веществ и
материалов, их токсичности, местах нахождения, количестве, порядке хранения;
*
учет и обработка данных о пожаро- и взрывоопасных помещениях, технических установках, их особенностях;
*
учет и обработка справочно-нормативных сведений (требований пожаровзрывобезопасности, ГОСТ, других руководящих документов);
*
учет данных о наличии контрольных приборов по видам (газоанализаторы, тепловизоры, мегометры, реле утечки тока, датчики температуры и др.), периодичности их использования, сроках проверок;
*
учет и обработка данных по экспертизе проектов зданий, сооружений, технологического оборудования и авторам экспертиз;
*
учет лиц, занимающихся профилактической работой;
*
обработка данных об экспертизе пожаров и взрывов с указанием их причин, мест взрывов и очагов пожаров, виновных лиц и экспертов;
*
учет сроков нормативного обследования состояния технологического оборудования;
*
учет данных о пожарно-технических комиссиях и добровольных пожарных дружинах.
В АСУПР используется система мер по защите информации от несанкционированного доступа, а также по обеспечению сохранности информации при любых аварийных режимах, включая полное обесточивание
НПЗ.
2.4. ВЫБОР И РАЦИОНАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ
ДАТЧИКОВ ГАЗОАНАЛИЗАТОРОВ
Эффективность функционирования газоанализаторов для обнаружения возможных аварий на нефтеперерабатывающих предприятиях в значительной степени зависит от качества и системы размещения датчиков этих
газоанализаторов.
Газоанализаторы в зависимости от используемых физикохимических методов измерений классифицируются на следующие группы:
тепловые, термохимические, термомагнитные, объемно-манометрические,
142
фотокалориметрические, оптико-акустические, спектральные, хромотографические и другие. Наибольшее распространение в мировой практике
получил термохимический метод измерений, заключающийся в том, что,
благодаря известному свойству некоторых металлов и окислов ускорять
реакцию окисления горючих газов и паров на своей поверхности, удается
выделить эти горючие газы и пары путем их каталитического сжигания.
При этом повышение температуры в зоне каталитически активного чувствительного элемента при горении на нем горючего газа или пара измеряется электронно-мостовыми схемами.
На термохимическом методе измерений базируются серийно выпускаемые принципиально и конструктивно различные группы газоанализаторов. В газоанализаторах первой группы горение происходит на каталитически активной платиновой нити, являющейся одновременно термочувствительным элементом. Эти приборы отличаются несложностью настройки и быстротой срабатывания. Их недостатком является сравнительно низкая точность измерений.
Ко второй группе относятся приборы, в которых реакция протекает
на насыпном катализаторе, а полученный тепловой эффект, сопровождающий реакцию, измеряется специальным термочувствительным элементом.
В газоанализаторах третьей группы реакция протекает на твердых
носителях, пропитанных каталитически активным раствором, а полезный
тепловой эффект измеряется специальным термочувствительным элементом.
Общим недостатком приборов всех трех групп является то, что они
осуществляют только сигнализацию о достижении заранее установленного
значения концентрации анализируемого вещества и не предназначены для
количественной оценки фактического значения концентрации до или после
момента срабатывания такого газоанализатора-сигнализатора. В качестве
установленного значения, как правило, принимается область ниже нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР).
Однако термохимические сигнализаторы обладают важным достоинством - линейностью измерений: сигнал, поступающий с чувствительного
элемента, прямо пропорционален величине концентрации горючих газов
или паров и по показанию вторичного прибора можно определить величину концентрации.
В табл. 2.1 приведены характеристики ряда автоматических сигнализаторов довзрывных концентраций горючих веществ в воздухе [113].
143
На основании вышеизложенного, а также анализа газоаналитической
аппаратуры применительно к объектам нефтепереработки, в качестве
средств локальной автоматики для контроля аварийной загазованности целесообразно использовать стационарные термохимические многоканальные сигнализаторы СТМ-20 с децентрализованной структурой. СТМ-20
реализован на основе 7 модульных блоков по 9 каналов (датчиков) в каждом и блока обработки и регистрации (БОИР) на программируемых контроллерах. БОИР обеспечивает:
*
преобразование унифицированного сигнала 0-1 В со вторичных приборов в цифровой код;
*
коммутацию сигналов от 63 датчиков;
*
циклический опрос датчиков (время опроса не более 10 с);
*
цифровую индикацию любого (по желанию оператора) из 63
каналов измерений;
*
распечатку результатов измерений по всем 63 датчикам;
*
передачу измеренных значений концентраций по всем 63 каналам в ЭВМ.
Газоанализатор-сигнализатор СТМ-20, выпускаемый Смоленским
НПО "Аналитприбор", является стационарным прибором общетехнического применения и предназначен для непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций горючих газов, паров и их смесей в воздухе помещений
и открытых пространств в условиях макроклиматических районов с умеренным или тропическим влажным воздухом. Диапазон измерений: 5-50 %
НКПР.
144
145
146
147
Ниже будет изложена основная методологическая концепция построения математических моделей оптимального размещения датчиков газоанализаторов.
Аварии на нефтеперерабатывающем производстве приводят к возникновению зон концентрации горючих газов, изменяющихся во времени
и в пространстве в зависимости от препятствий и погодных условий.
Наиболее опасными являются зоны с концентрацией горючих газов (паров), превышающей нижний предел воспламенения. Поэтому наиболее рациональным является размещение датчиков газоанализаторов внутри указанных зон. Однако аварии могут происходить в различных звеньях технологической цепи производства, местах хранения, перекачки и транспортировки нефтепродуктов. Кроме того, авария в одном и том же месте в зависимости от погодных условий (прежде всего направления и силы ветра)
определяет разные по направлению и конфигурации опасные зоны.
Все это приводит к необходимости построения статически значимой
опасной зоны совокупного поля концентраций возможных аварий. В этих
целях проводится оценка максимально возможной концентрации горючих
веществ для каждой точки объекта при наихудших возможных условиях с
использованием методов газо- и гидродинамики, статистических оценок и
экстремальной статистики. После выполнения этой работы всю территорию объекта можно разделить (например, с помощью изолиний) на области с одинаковой возможной максимальной концентрацией горючих веществ, аналогично тому, как это делается на топографических картах.
При использовании нормативных документов, методик или научных
разработок для областей равной концентрации горючих веществ устанавливаются предельные расстояния между соседними датчиками R k в различных частях производства.
Решение задачи рационального размещения датчиков основано на
использовании методов комбинаторной топологии, аналитической и
машинной геометрии.
В соответствии с этим подходом разработаны математическая
модель и алгоритм решения задачи рационального размещения датчиков
газоанализаторов на территории технологических установок НПЗ.
Разработанный алгоритм включает следующие последовательные этапы:
Построение системы датчиков контроля территории, не
занятой под технологическое оборудование. На данном этапе решается
задача прямолинейной триангуляции прямоугольника.
Полученные формулы расчета координат третьей вершины
симплекса (датчика Dk) по двум заданным на плоскости защиты
датчикам(Di и Dj) имеют вид:
148
( y i  y j ) 
2
2

 ( 16 R  r ij ;
2
 2rij

( y i  y j ) ( xi  x j ) 
2
2
yk 

 ( 16 R  r ij ) ,
2
 2rij 
xk 
где
( xi  x j )
rij  ( x i  x j ) 2  ( y i  y j ) 2 – расстояние между двумя заданными
датчиками;
R – радиус действия датчика.
По результатам расчетов, проведенных по приведенным выше
формулам, производится программное заполнение контролируемой
датчиками территории.
Построение системы датчиков контроля зон (блоков) с
пожаровзрывоопасным технологическим оборудованием. На этом этапе
производится расчет координат положения датчиков Dz, обеспечивающих
контроль технологических зон без «мертвых зон» (незащищенных
участков)
и тройных перекрытий. Анализируются зоны различной
ширины yz (большой: R 3  yz <2R, средней: R  yz < R 3 , малой: yz
< R), а также частные случаи рационального размещения датчиков в
зависимости от длины зоны. Для каждого случая найдена рациональная
конфигурация расположения датчиков, обеспечивающая полный контроль
зоны наименьшим их числом. В случае yz < R возможны два способа
контроля зоны: попарное и шахматное. Для определения более
рационального варианта размещения датчиков было составлено и решено
уравнение:
 4  4 R 3  10( R 2  ( y z )2 ) 2  ( 28 R 3  20 R( y z )2 )  15 R 4  10 R 2 ( y z )2  9( y z )4  0
Решение этого уравнения имеет вид: R = y z 1,177 ; при yz > 0,922R
– расположение датчиков "попарное", а при yz < 0,922R – "шахматное".
Расчет площадей перекрытий, "мертвых зон" и удаление
избыточных датчиков. По координатам датчиков рассчитываются
площади мертвых зон и перекрытий. Последние возникают при взаимном
наложении радиусов действия гексагонально расположенных датчиков Dt
и контролирующих технологические зоны датчиков Dz. Для расчетов
вышеуказанных характеристик получены следующие зависимости:
а) при наложении радиусов действия двух датчиков i и j, центры
которых находятся на расстоянии rij < 2R, площадь наложения S+ij,
вычисляется по формуле
149
S ij
где
v ij =

 R 2 
 r  r 
 arccos ij    ij vij ,
 
 2R   2 


  
 90 
4 R 2  rij 2 - длина участка, перекрываемого наложением двух
радиусов действия датчиков;
б) если датчики Di, Dj, Dk находятся в вершинах симплекса, грани
которого равны между собой ( простейший случай), т.е. rij = rki = rkj, то
при rij <2R, площадь наложения внутри симплекса составляет
 R 2 
r 
 arccos  ij   3 rij vij .
S ijk   
 2R  4



 60 
Площадь "мертвой зоны" между этими тремя датчиками:
S ijk

 rij 2 
 rij  3
R 2 R 2


  rij vij .

arccos

3
 4
 4 
2
60
2
R




Размещение
датчиков
газоанализаторов
на
границе
технологической установки с учетом направления и силы ветрового
потока. Получена формула для расчета радиуса действия датчиков
газоанализаторов при размещении их на границе установки с учетом
направления и силы господствующего ветрового потока:
Rk  R
ytzVeff
U v rD sin 
,
где
R – нормативный радиус действия датчика;
 y tz – расстояние от места аварийного выброса до границы
установки;
Veff – эффективная скорость переноса облака топливовоздушной
смеси;
U V – скорость ветрового потока;
rD – расстояние до погруженного в область ветровой тени датчика;
 – угол направления ветра.
С использованием вычислительной программы произведен расчет
количества и координат положения датчиков газоанализаторов, получены
карты рационального их размещения на территории взрывоопасных
технологических установок МНПЗ.
150
Получен критерий эффективности защиты установок от аварийной
загазованности и проведен сравнительный анализ результатов расчетов
количества и координат датчиков газоанализаторов для установок
различных размеров по базовому алгоритму (модель линейного
программирования) [30] и по разработанному алгоритму. Средняя
относительная погрешность расчетов составляет 15,2 %, что подтверждает
правомерность полученных карт рациональной расстановки датчиков на
промтерритории объекта исследования.
С использованием разработанной методики определено оптимальное
распределение сигнализаторов СТМ-20 и комплектующего оборудования
по основным объектам Московского нефтеперерабатывающего завода
(табл. 2.2).
Таблица 2.2
Распределение сигнализаторов по основным объектам МНПЗ
№№
пп
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
Наименование
технической установки
Установка ЭЛОУ АВТ-6
АВТ-3
Установка АТ-2
Л-35-11/300
Л-25/5
ЛИ-150В
ЛЧ35-11/1000
ЛЧ-24/2000-5
Установка инертного газа
22-4
ГФУ-1
ГФУ-2
Парк емкостей ГФУ-2
Установка сероочистки
Установка утилизации
Установка депарафинизации
56/3
Склад сжиженных газов
(ГРС)
Г-43-107
Установка водородная
(цех №4)
Установка полимеризации
Требуемое количество
СТМ-20,
шт.
6
6
3
4
5
3
4
4
1
3
3
2
2
2
3
4
2
3
датчиков,
шт.
51
48
27
36
42
27
33
34
7
20
27
18
18
18
24
32
14
24
соединительного кабеля, м
1374
756
473
665
1295
721
915
600
138
276
901
440
530
500
778
858
300
627
8
2
72
15
2760
422
1
7
112
151
2.5. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
ПОЖАРОВЗРЫВОЗАЩИТЫ
Пожаровзрывозащита НПЗ - эта та часть пожаровзрывобезопасности,
которой работникам пожарной охраны приходится заниматься в наибольшей степени. Пожаровзрывозащита обеспечивается применением средств
пожаротушения, пожарной сигнализации, локализации и подавления взрывов, противодымной защиты, оповещения и эвакуации людей, их защиты
от опасных факторов пожаров и взрывов, устройством противопожарных
преград, созданием эвакуационных путей и выходов, разделением зданий
на противопожарные секции по признаку различия применяемых средств
пожаротушения, а также с целью ограничения распространения пожаров и
т.д.
В обеспечении пожаровзрывозащиты НПЗ важную роль играет использование автоматики для обнаружения и тушения пожара на ранней
стадии его развития, для локализации и подавления взрывов, для противодымной защиты и выполнения ряда других операций.
Однако надежность пожарной автоматики в настоящее время
оставляет желать лучшего, о чем свидетельствуют, например, следующие
данные, приведенные в докладе Президенту РФ "Горящая Россия" [3]: неработоспособно более 70 % систем пожарной сигнализации и противодымной защиты, установленных в зданиях повышенной этажности, вследствие низкого качества и отсутствия квалифицированного контроля и обслуживания. Повышение надежности пожарной автоматики требует не
только резервирования устройств, но и постоянного автоматизированного контроля их готовности к функционированию.
АСПВЗ является информационно-управляющей частью системы пожаровзрывозащиты. АСПВЗ включает в свой состав функциональные автоматизированные системы нижестоящего уровня:
*
пожаротушения (АСПТ);
*
взрывозащиты (АСВЗ);
*
пожарной сигнализации (АСПС);
*
противодымной защиты (АСПДЗ);
*
оповещения и эвакуации людей (АСОЭЛ);
*
связи и оперативного управления пожарной охраны
(АССОУПО).
В АСПВЗ назначаются три уровня приоритета функциональных систем нижестоящего уровня.
Высший приоритет назначается системам, обеспечивающим предотвращение крупных пожаров и взрывов.
152
Приоритет первого уровня назначается подсистемам, предназначенным для обеспечения безопасности персонала НПЗ и личного состава пожарных подразделений, выполняющих боевую работу по тушению пожара.
Приоритет второго уровня назначается системам, обеспечивающим
пожаровзрывозащиту отдельных зданий и сооружений, выход из строя которых не сопровождается катастрофическими последствиями.
2.5.1. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
ПОЖАРОТУШЕНИЯ
Если на НПЗ возникает пожар, то его тушение становится главной
задачей пожарной охраны, поскольку пламя, непосредственно уничтожая
все живое и горючее, порождает и остальные опасные факторы пожара.
АСПТ является информационно-управляющей частью системы пожаротушения и предназначена для автоматизированного и автоматического выполнения функций по управлению стационарными и подвижными
установками пожаротушения, выбору метода тушения и огнетушащего
вещества.
АСПТ имеет иерархическую структуру с территориальным рассредоточением технических средств и состоит из следующих функциональных блоков:
*
установки автоматического пожаротушения;
*
установки автоматизированного пожаротушения;
*
роботизированные устройства пожаротушения;
*
ручные устройства пожаротушения;
*
стационарные лафетные стволы;
*
локальные устройства пожаротушения;
*
цепи и шкафы управления и контроля;
*
цепи электропитания установок пожаротушения;
*
система трубопроводов с выпускными насадками (оросителями) для транспортировки огнетушащего вещества и выпуска его в защищаемый объем;
*
системы хранения и подачи огнетушащего вещества;
*
системы программно-логического управления установками
пожаротушения.
Автоматизированная система пожаротушения выполняет информационные, управляющие и вспомогательные функции.
Информационные функции АСПТ:
*
сбор и обработка информации о функционировании узлов и
блоков системы пожаротушения;
153
*
отображение, регистрация и документирование информации о
функционировании исполнительных механизмов СПТ;
*
предоставление информации персоналу НПЗ и диспетчеру ПЧ
о функционировании СПТ при тушении пожара;
*
предоставление информации персоналу НПЗ в режиме нормальной эксплуатации и при возникновении нештатных ситуаций в СПТ;
*
регистрация и документирование информации о наличии первичных средств и специализированных мобильных средств пожаротушения (роботизированных комплексов);
*
выдача необходимой информации о состоянии СПТ по запросам для прогноза и принятия решения;
*
информационное обеспечение персонала с помощью "программы-советчика";
*
обмен информацией с другими автоматизированными системами, входящими в состав АСПВБ;
*
передача информации в АСУТП, городские и другие заводские системы и службы безопасности (АСУ пожарной охраной города; городской штаб ГОЧС; городскую милицию; системы охраны НПЗ, ограничения доступа на завод и др.);
*
предоставление необходимой информации по запросам руководителя тушения пожара.
Управляющие функции АСПТ:
*
формирование команд управления исполнительными механизмами системы пожаротушения;
*
запуск отдельных исполнительных механизмов и локальных
устройств пожаротушения;
*
формирование команд управления специальными передвижными установками пожаротушения;
*
формирование команд управления роботизированными и локальными установками пожаротушения.
Вспомогательные функции АСПТ:
*
диагностика КТС автоматических установок пожаротушения;
*
диагностика КТС локальных устройств пожаротушения;
*
диагностика КТС роботизированных устройств пожаротушения;
*
диагностика КТС стационарно устанавливаемых лафетных
стволов;
154
*
изменение программы управления исполнительными механизмами пожаротушения.
Основные требования к системе пожаротушения.
СПТ должна быть снабжена элементами контроля срабатывания исполнительных механизмов.
Вид огнетушащего вещества (пена, газ, порошок, вода и др.) для
конкретных помещений и технологического оборудования НПЗ должен
быть обоснован технологами разработчика АСПВБ по согласованию с заказчиком и ВНИИПО МВД России.
Проектные показатели надежности рассчитываются с учетом требований приоритета по резервированию оборудования пожаротушения.
Обеспечивается резервирование всех основных элементов СПТ (пожарные
насосы, резервуары с огнетушащими веществами, подводящие и питающие трубопроводы, узлы управления, цепи электропитания и т.д.).
Выбор метода тушения (локальный, объемный, подслойный, комбинированный) производится с учетом вида и характеристик технологического оборудования, особенностей объемно-планировочных решений защищаемых помещений, наличия и характера распространения конвективных воздушных потоков и др.
Функционирование системы пожаротушения осуществляется автоматически по сигналам системы сигнализации и автоматизированно по
командам персонала завода.
В СПТ предусматривается превентивный ввод в действие исполнительных механизмов по прогнозам оперативной обстановки системой пожарной сигнализации.
Снижение числа ложных срабатываний исполнительных механизмов
достигается за счет стабилизации питающих напряжений и повышения
помехозащищенности устройств управления.
Система пожаротушения должна сохранять частичную работоспособность для обеспечения пожаротушения оборудования, важного для безопасности НПЗ, при полном ее обесточивании.
Средства пожаротушения и элементы их включения снабжаются
датчиками сигнализации об их срабатывании.
Роботизированные устройства пожаротушения включают подвижные лафетные установки и подвижные роботы-разведчики, управляемые
как автономно, так и по командам оператора с пульта, входящего в состав
этого устройства.
Стационарно установленные лафетные стволы работают в двух режимах: самонаведения от датчиков, включаемых по командам от системы
сигнализации, позволяющих задавать траекторию движения ствола, и
управления оператором.
155
Локальные устройства пожаротушения. Локальные устройства
пожаротушения подразделяются на:
*
устройства тушения технологического оборудования;
*
устройства тушения герметизированных стоек и шкафов электротехнического и электронного оборудования.
Локальные устройства пожаротушения включают шкафы, самогерметизирующиеся и самоизолирующиеся при повышении внутренней температуры. Эти устройства должны функционировать в режимах: автоматический, автоматизированный, дистанционный и по месту.
Локальные устройства пожаротушения систем вентиляции функционируют в двух режимах: автономном (по срабатыванию специальных датчиков) и автоматизированном (по командам оператора АСПТ и сигналам
системы пожарной сигнализации).
В качестве огнетушащего вещества при локальном пожаротушении в
воздуховодах могут быть использованы пар, перегретая вода, инертный
газ, пена.
Кроме того в воздуховодах применяются управляемые огнестойкие
заслонки. Срабатывание этих заслонок должно производиться либо автоматически при повышении температуры, либо по командам оператора
АСПТ и сигналам системы пожарной сигнализации.
Локальные устройства пожаротушения систем вентиляции имеют в
своем составе средства обнаружения пожара, обработки информации, принятия решений и пожаротушения. Управление заслонками производится
контроллерами, размещаемыми в помещениях с развитой сетью воздуховодов.
Установка автоматических заслонок допускается только в тех местах, где это не противоречит функционированию системы противодымной защиты.
Технические средства активного пожаротушения создаются на базе
установок газового, порошкового, водяного и пенного пожаротушения.
Водяное пожаротушение в кабельных помещениях (полуэтажах)
осуществляется с оросителями, образующими струи с диаметром капель не
более 100 мкм. Компоновка и количество оросителей должны обеспечивать эффективную защиту помещения.
Тушение пожара в кабельных коробах целесообразно осуществлять
слабоактивными или инертными газами (азот, неон, аргон).
Для подавления очага пожара в силовых трансформаторах целесообразно использовать импульсные стационарные установки порошкового
156
пожаротушения с автоматическим, дистанционным и по месту расположения приводов управлением, а в качестве дополнительной меры использовать сухотрубы с установленными на них распылителями для подключения автомобильной пожарной техники.
Для подавления очагов пожаров в щитах управления и помещениях с
электронной и электротехнической аппаратурой целесообразно использовать модульные установки локального газового пожаротушения.
2.5.2. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
ВЗРЫВОЗАЩИТЫ
Наряду с открытыми технологическими установками, составляющими основу производственного процесса, нефтеперерабатывающие предприятия имеют помещения, в которых возможна утечка легковоспламеняющихся продуктов переработки нефти и возникновение топливновоздушных смесей, создающих опасность взрывов: операторские, участки
приготовления композиционных материалов, участки разлива ЛВЖ, склады хранения продуктов переработки нефти и др. Проведение профилактических мероприятий по предотвращению этих взрывов (называемых также
"взрывным горением") не позволяет полностью исключить опасность их
возникновения, вследствие чего в помещениях с ЛВЖ целесообразно применение активных систем взрывозащиты (СВЗ). Такими СВЗ являются
системы локализации и подавления взрывов, основанные на быстрой регистрации высокочувствительными датчиками очагов взрывного горения в
начальный момент их возникновения, не представляющего опасности для
людей и оборудования, находящихся внутри помещений, где возникло
взрывное горение, и последующем воздействии на эти очаги с целью их
локализации и подавления взрывов [48].
Подавление взрывного горения в помещениях осуществляется высокоскоростным распылением огнетушащего вещества, заполняющего
весь защищаемый объем и нейтрализующего быстрогорящую смесь.
Система взрывозащиты имеет территориально рассредоточенные
технические средства и состоит из следующих функциональных блоков:
*
устройств локализации и подавления взрывов;
*
системы сигнализации и контроля;
*
системы трубопроводов с выпускными насадками (распылителя-ми) для транспортировки огнетушащего вещества и выпуска его в защищаемый объем;
*
системы хранения и подачи огнетушащего вещества;
157
*
системы управления устройствами локализации и подавления
взрывов.
АСВЗ является информационно-управляющей частью системы взрывозащиты и предназначена для автоматизированного и автоматического
управления комплексом технических средств локализации и подавления
взрывов в производственных помещениях НПЗ.
АСВЗ выполняет информационные, управляющие и вспомогательные функции.
Информационные функции АСВЗ:
*
сбор и обработка информации о работе технических средств
СВЗ;
*
отображение, регистрация и документирование работы исполнительных механизмов СВЗ;
*
предоставление информации персоналу НПЗ и оператору
АСВЗ о функционировании технических средств локализации и подавления взрывов;
*
выдача необходимой информации о состоянии СВЗ по запросам;
*
обмен информацией с другими автоматизированными системами, входящими в состав АСПВБ;
*
передача информации в АСУТП, городские и другие заводские системы и службы безопасности;
*
выдача информации персоналу НПЗ о срабатывании устройств
СВЗ.
К управляющим функциям АСВЗ относится формирование команд
управления исполнительными механизмами локализации и подавления
взрывов.
Вспомогательные функции АСВЗ:
*
диагностика комплекса технических средств локализации и
подавления взрывов;
*
изменение управляющей программы функционирования исполнительных механизмов СВЗ.
Основные требования к АСВЗ.
АСВЗ функционирует во всех режимах работы системы взрывозащиты, включая аварийные.
Локализация и подавление взрывов осуществляются автоматически в
пределах заданного времени.
158
2.5.3. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
ПОЖАРНОЙ СИГНАЛИЗАЦИИ
Раннее обнаружение пожаров играет очень важную роль в системе
пожаровзрывобезопасности НПЗ, поскольку оно обеспечивает своевременное принятие мер по их ликвидации и позволяет сократить людские и
материальные потери от пожаров. Информация систем пожарной сигнализации (СПС) используется для управления средствами оповещения, что
позволяет сократить время эвакуации из зоны пожара людей, не задействованных в тушении пожара, а также ускорить вызов подразделений пожарной охраны. По информации СПС может быть остановлен технологический производственный процесс, отключается вентиляция в аварийных
помещениях, производится пуск автоматических установок пожаротушения, осуществляется функционирование системы противодымной защиты.
АСПС является информационно-управляющей частью системы пожарной сигнализации (СПС) и предназначена для автоматизированного и
автоматического выполнения функций по обнаружению пожаров на ранней стадии их развития, контролю процессов тушения пожаров и передаче
необходимой информации подразделениям пожарной охраны, персоналу
НПЗ, АСУТП и другим системам АСПВБ.
АСПС выполняет информационные, управляющие и вспомогательные функции.
Информационные функции АСПС:
*
сбор и обработка информации от первичных средств пожарной сигнализации;
*
регистрация и документирование информации о времени и месте загорания, командах управления, результатах контроля и профилактических работах; нештатных ситуациях, возникающих в системе пожарной
сигнализации;
*
предоставление информации об обнаружении пожара и динамике его развития персоналу НПЗ, диспетчеру ПЧ и информирование их о
ходе ликвидации пожара;
*
предоставление информации персоналу НПЗ в случае возникновения нештатных ситуаций в системе сигнализации (отказ датчиков,
отсутствие питающих напряжений, обрыв линий связи, несанкционированное вмешательство в работу системы и т.д.);
*
предоставление обобщенной информации персоналу НПЗ о
работоспособности системы сигнализации;
159
*
обмен информацией с АСУТП и другими автоматизированными системами, входящими в состав АСПВЗ.
Управляющие функции АСПС:
*
установление и корректировка порогов срабатывания пожарной сигнализации;
*
передача команд на отключение отдельных датчиков и переключение направлений сигнализации на резервные.
Вспомогательные функции АСПС:
*
диагностика КТС пожарной сигнализации;
*
автоматическая реконфигурация структуры системы пожарной
сигнализации при возникновении неисправностей.
Система пожарной сигнализации. СПС создается на базе адресных
интеллектуальных пожарных извещателей, собираемых в одну магистраль
(луч).
В системе используются автоматические пожарные извещатели, специализированные средства контроля с чувствительными элементами, реагирующими на различные факторы (излучение, дым, температура и др.),
ручные кнопочные пожарные извещатели и устройства сигнализации, срабатывающие при введении в действие ручных средств пожаротушения
(например, при извлечении огнетушителя из держателя).
Система пожарной сигнализации имеет иерархическую структуру с
территориальным рассредоточением технических средств и выделением
двух основных уровней: блочного (отдельных зданий и установок) и заводского.
Система пожарной сигнализации проектируется таким образом, чтобы время с момента обнаружения извещателем пожара до момента передачи сообщения персоналу НПЗ не превышало нескольких секунд для блочного уровня и 10-15 секунд для заводского уровня. На каждом уровне
предусматриваются посты управления средствами пожарной сигнализации.
Средства пожарной сигнализации должны быть автономны и отделены от производственного технологического оборудования.
АСПС обеспечивает персонал НПЗ и диспетчера ПЧ требуемой информацией для принятия решений по ликвидации пожара и спасению людей.
Повышение достоверности передаваемой информации достигается
оперативным контролем, выполняемым автоматически или по требованию
оператора.
Повышение надежности пожарных извещателей достигается их комплексированием, логической обработкой снимаемой с них информации и
контролем.
160
Датчики ПС функционируют на стандартной двухпроводной или
специализированной линии связи.
СПС оснащается средствами диагностики и самоконтроля, включая
чувствительные элементы пожарных извещателей.
АСПС обеспечивает необходимой информацией персонал НПЗ и
диспетчера ПЧ для принятия решений по ликвидации пожара. Способ
предоставления информации выбирается на этапе технического проектирования СПС (включая звуковую, световую сигнализацию, текстовую и
графическую информацию с точным указанием расположения очага пожара, вывод необходимой информации на печатающие устройства).
Электропитание в СПС организуется таким образом, чтобы система
сохраняла частичную работоспособность при полном обесточивании НПЗ
для передачи персоналу НПЗ, диспетчеру ПЧ и АС пожаротушения информации о месте возникновения пожара.
Пожарные извещатели. Основная функция пожарного извещателя формирование сигнала об обнаружении пожара. Типы автоматических пожарных извещателей, соответствующих каким-либо признакам пожара
(излучение, дым, температура и др.), для конкретных помещений и производственных установок выбираются с учетом технологических и объемнопланировочных решений защищаемых объектов, микроклимата (рабочая
температура, влажность воздуха, запыленность, освещенность и др.) и
наличия постоянных индустриальных помех (электромагнитные наводки,
радиация, вибрация и т.п.). Пожарные извещатели обеспечивают:
*
передачу сигналов о пожаре и адресов помещений и установок, в которых возник пожар;
*
изменение порога срабатывания датчика по команде с автоматизированного рабочего места, программируемого контроллера или центрального вычислительного комплекса АСПВБ;
*
возможность сборки датчиков в лучи с ветвлением и адресацией каждого датчика;
*
работоспособность с заданной чувствительностью в помещениях с воздушными потоками, имеющими скорость движения воздуха от
0 до 10 м/с;
*
чувствительность датчиков, достаточную для обнаружения
пожара на ранней стадии, на которой возможно его подавление автоматическими средствами пожаротушения.
Пожарные извещатели обеспечивают раннее обнаружение пожара
внутри закрытых шкафов с электронным оборудованием и закрытых кабельных прокладок (в коробах, лотках).
161
Пожарные извещатели должны быть работоспособными в режиме
нормальной эксплуатации, а также при возникновении аварий, вплоть до
максимальной расчетной.
К специализированным средствам пожарной сигнализации относятся
следующие:
*
устройства, обладающие повышенной стойкостью к излучению, средствам дезактивации, перепадам температуры, влажности и давления, имеющие высокую чувствительность к специфическим контролируемым параметрам (концентрация, спектральные характеристики пламени,
инфракрасные поля, дуговые разряды, звуковые поля, ионизация, радиошумы и т.п.);
*
устройства, формирующие и передающие сигналы о контролируемых параметрах с использованием эффекта пассивной ретрансляции
акустических волн;
*
устройства, обнаруживающие локальный нагрев технологического оборудования и повышение температуры среды в протяженных сооружениях с переменным сечением (трубопроводах, кабельных каналах и
т.п.).
2.5.4. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
ПРОТИВОДЫМНОЙ ЗАЩИТЫ
По данным специалистов, до 80 % погибающих на пожарах людей
являются жертвами отравлений содержащимися в дыме сильнодействующими ядовитыми продуктами горения и термического разложения различных веществ и материалов [56]. Поэтому противодымная защита зданий с административно-управленческим персоналом является одним
из необходимых условий обеспечения пожаровзрывобезопасности НПЗ.
Противодымная защита достигается объемно-планировочными и
конструктивными решениями, обеспечивающими незадымление помещений, эвакуационных путей и зданий в целом, а также удалением дыма при
их задымлении.
Деление зданий на противопожарные секции и отсеки, изоляция пожаро- и взрывоопасных помещений и путей эвакуации людей от других
помещений осуществляются на этапе строительства зданий.
Противодымная защита эксплуатируемых зданий обеспечивается созданием избыточного давления воздуха в лифтовых шахтах, лестничных
клетках, тамбурах-шлюзах, отключением вентиляции и удалением дыма на
путях эвакуации людей, в помещениях, требующих постоянного присут-
162
ствия персонала, в местах проведения боевой работы подразделений пожарной охраны.
АСПДЗ является информационно-управляющей частью системы
противодымной защиты (СПДЗ) и предназначена для автоматизированного
и автоматического выполнения функций по обеспечению незадымления и
удаления дыма при задымлении помещений с пребыванием людей и эвакуационных путей в зданиях.
Дымоудаление из зданий может осуществляться:
*
автоматически по сигналам с пожарных извещателей;
*
автоматизированно по командам оператора АСПВБ;
*
дистанционно при срабатывании ручных пожарных извещателей;
*
специальными передвижными средствами дымоудаления.
АСПДЗ должна работать с учетом анализа реальной задымленности
помещений, определяемой с использованием извещателей пожарной сигнализации, прогнозирования распространения дыма по помещениям.
АСПДЗ строится с территориальным рассредоточением технических
средств по отдельным помещениям, лестничным клеткам, лифтовым шахтам и эвакуационным путям.
АСПДЗ реализует информационные, управляющие и вспомогательные функции.
Информационные функции АСПДЗ:
*
сбор и обработка информации о работе оборудования дымоудаления, датчиков привода клапанов дымоудаления, блокирующих
устройств вентиляторов, датчиков закрытия дверей;
*
отображение, регистрация и документирование текущих событий в работе исполнительных устройств СПДЗ;
*
обработка данных о наличии специальных передвижных
средств дымоудаления (виды и производительность, виды привода, местонахождение и способы вызова);
*
предоставление информации о работе СПДЗ персоналу НПЗ и
диспетчеру пожарной части в случае возникновения пожара;
*
предоставление информации персоналу НПЗ в режиме нормальной эксплуатации и в случае возникновения нештатных ситуаций в
АСПДЗ (отказ устройств, отсутствие питающих напряжений, обрывы линий связи и т.д.);
*
предоставление персоналу НПЗ и диспетчеру ПЧ обобщенной
информации о комплексной работоспособности СПДЗ;
*
регистрация и документирование информации о наличии специальных передвижных средств дымоудаления и дымоосаждения (виды и
производительность, виды привода, местонахождение и способы вызова);
163
*
выдача необходимой информации о состоянии СПДЗ по запросу оператора АСПВБ для прогноза и принятия решения;
*
обмен информацией с другими автоматизированными системами, входящими в состав АСПВБ;
*
передача информации в АСУТП НПЗ;
*
контроль наличия людей в задымленных местах.
Управляющие функции АСПДЗ:
*
формирование команд управления оборудованием и исполнительными механизмами СПДЗ;
*
формирование команд по вводу в действие дополнительных
специальных передвижных средств дымоудаления;
*
формирование команд на блокировку люков и дверей для
ограничения распространения дыма по помещениям.
Вспомогательные функции АСПДЗ:
*
диагностика комплекса технических средств СПДЗ (с проверкой реального срабатывания исполнительных механизмов по утвержденному графику там, где это не вызовет нарушения нормального функционирования технологического оборудования НПЗ);
*
автоматическая реконфигурация структуры СПДЗ при возникновении неисправностей.
При создании АСПДЗ учитываются следующие основные требования:
*
АСПДЗ оснащается средствами диагностики и контроля состояния оборудования и линий связи;
*
АСПДЗ обеспечивает персонал НПЗ и диспетчера ПЧ необходимой информацией о своем функционировании. Способ предоставления
информации выбирается на этапе технического проектирования АСПДЗ;
*
АСПДЗ снабжается элементами контроля срабатывания исполнительных устройств (концевые выключатели и т.д.);
*
в АСПДЗ предусматривается возможность проверки работоспособности исполнительных устройств по запросам АСПВБ и ее оператора;
*
в АСПДЗ предусматривается превентивный ввод в действие
исполнительных механизмов по прогнозам оперативной обстановки;
*
СПДЗ снабжается устройствами, обеспечивающими создание
проемов необходимых размеров и конфигурации в стенах и перекрытиях
помещений для дымоудаления в экстремальных ситуациях (если основные
средства СПДЗ не обеспечивают необходимую эффективность дымоудаления).
164
Повышение надежности СПДЗ достигается выбором элементной базы, комплексированием, дублированием и автоматизированным контролем
готовности и работоспособности средств противодымной защиты.
Снижение числа ложных срабатываний СПДЗ достигается за счет
стабилизации питающих напряжений и повышения помехозащищенности
устройств управления исполнительными механизмами.
Средства дымоудаления и дымоосаждения (СДУО). Выбор
средств дымоудаления и дымоосаждения определяется особенностями
объемно-планировочных решений и пассивных средств противодымной
защиты, динамикой развития пожара и распространения опасных факторов
пожара, технологией пожаротушения.
СДУО предназначены для снижения до требуемых величин плотности дыма в защищаемых помещениях и на путях эвакуации людей.
К числу параметров, контроль динамики которых необходим для
функционирования СПДЗ, относятся: оптическая плотность дыма, скорость и плотность вентиляционных и конвективных потоков, температура
задымленного воздуха и т.д.
СДУО, предназначенные для дымоосаждения в защищаемых помещениях и на путях эвакуации, управляются автоматически от датчиков,
измеряющих плотность дыма, или дистанционно. В состав СДУО для
обеспечения автоматического режима входят датчики, измеряющие плотность дыма; устройства обработки информации и принятия решений, исполнительные механизмы; для обеспечения дистанционного управления исполнительные механизмы.
Исполнительные механизмы СДУО обеспечивают импульсную подачу поверхностно-активных веществ или мелкодисперсной воды в защищаемую зону.
Срабатывание исполнительных механизмов СДУО не должно приводить к поражению людей.
Отдельные СДУО, управляемые дистанционно, обеспечивают возможность многократной импульсной подачи мелкодисперсной воды в защищаемую зону. Кратность и периодичность срабатывания этих СДУО
определяются временем функционирования системы оповещения людей и
управления эвакуацией.
Исполнительные механизмы СДУО, предназначенные для дымоосаждения, срабатывают синхронно со средствами, предназначенными для
герметизации защищаемого помещения и ликвидации вентиляционных потоков.
СДУО имеют в своем составе специальные средства для герметизации контролируемых помещений и отключения вентиляции (управляемые
165
заслонки, двери, люки, фрамуги и т.д.). Эти средства управляются автоматически или дистанционно от специальных замков.
Технические средства СДУО должны иметь огнестойкость, определяемую технологией пожаротушения и ликвидации пожароопасных ситуаций.
Функционирование СДУО осуществляется согласованно с функционированием системы оповещения и эвакуацией людей.
2.5.5. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
ОПОВЕЩЕНИЯ И ЭВАКУАЦИИ ЛЮДЕЙ
Главной целью создания системы пожаровзрывобезопасности НПЗ
является сохранение жизни и здоровья людей, поэтому их оповещение о
возникновении пожара и эвакуация из опасной зоны составляют важнейшую часть всех мероприятий по пожаровзрывозащите НПЗ.
АСОЭЛ является информационно-управляющей частью системы
оповещения и эвакуации людей (СОЭЛ) и предназначена для автоматизированного и автоматического выполнения функций по оповещению людей
о пожаре, выбору оптимальных путей их эвакуации, управлению движением людей по эвакуационным путям, контролю наличия людей в охваченных пожаром и пожароопасных помещениях.
АСОЭЛ создается на базе интеллектуальных адресных индикаторных устройств и звуковых извещателей, позволяющих обозначить пути
эвакуации.
Объектом оповещения и управления являются люди, находящиеся в
помещениях, для которых пожар может представлять реальную угрозу.
АСОЭЛ выполняет информационные, управляющие и вспомогательные функции.
Информационные функции АСОЭЛ:
*
сбор и автоматизированная обработка информации, поступающей от исполнительных механизмов СОЭЛ, с целью определения их готовности и передача её дежурному ПЧ с указанием видов, количества
неисправных механизмов и мест их нахождения;
*
сбор, регистрация информации о срабатывании исполнительных механизмов СОЭЛ во время эвакуации людей при пожаре и передача
её на терминалы дежурного ПЧ и персонала НПЗ;
*
обмен информацией с другими АС, входящими в состав
АСПВБ, с целью принятия согласованных решений по эвакуации и спасению людей при пожаре.
Управляющие функции АСОЭЛ:
166
*
оповещение персонала о пожаре на НПЗ по местной радиотрансляционной сети;
*
управление работой световых табло и указателей;
*
включение аварийного освещения в помещениях (при необходимости продолжения работы в них) и на путях эвакуации, независимо от
работы общего освещения;
*
обеспечение принудительного отзыва лифтов, не приспособленных для эвакуации людей, в безопасную зону с последующим их отключением;
*
автоматическая подача команд системе противодымной защиты для удаления дыма с путей эвакуации;
*
автоматическая подача команд для включения систем подпора
воздуха в лестничных клетках, тамбурах-шлюзах и помещениях персонала,
осуществляющего управление технологическим производственным процессом.
Вспомогательные функции АСОЭЛ:
*
расчет необходимого времени и возможных путей эвакуации
людей с учетом места возникновения пожара и прогноза его развития;
*
диагностика прохождения сигналов срабатывания системы
оповещения и наличия напряжения на основном и аварийном источниках
питания;
*
диагностика всего комплекса технических средств СОЭЛ.
Устройства оповещения должны быть работоспособны в аварийных
режимах, вплоть до максимальной расчетной аварии. АСОЭЛ должна сохранять полную работоспособность при обесточивании НПЗ.
2.5.6. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА СВЯЗИ И
ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ПОЖАРНОЙ ОХРАНЫ
Автоматизированная система связи и оперативного управления пожарной охраны (АССОУПО) предназначена для автоматизированного выполнения функций по обеспечению связи в системе пожаровзрывобезопасности НПЗ, оперативному управлению подразделениями пожарной охраны, а также информационному обеспечению руководителя тушения пожара.
АССОУПО создается как система заводского уровня с территориальным рассредоточением технических средств.
АССОУПО НПЗ функционирует в тесной увязке с АССОУПО города (региона).
167
АССОУПО имеет в своем составе две функциональные системы
нижестоящего уровня:
*
автоматизированная система связи пожарной охраны
(АССПО);
*
автоматизированная система оперативного управления пожарной охраны (АСОУПО).
Автоматизированная
система связи пожарной охраны
(АССПО). Одним из важнейших элементов обеспечения функционирования систем пожаровзрывобезопасности НПЗ является связь и передача информации (данных), для осуществления которых должны использоваться
федеральные, ведомственные, региональные, городские, коммерческие и
заводские каналы, сети и линии связи и передачи данных.
Создание и совершенствование систем связи пожарной охраны НПЗ,
наряду с использованием средств связи и передачи данных, имеющихся в
системе пожарной охраны страны, должно предусматривать более широкое внедрение всех видов радиосвязи и освоение новых диапазонов частот,
замену устаревших аналоговых средств связи аналого-цифровыми и цифровыми, внедрение новой аппаратуры и современных коммуникационных
технологий, в том числе:
*
цифровых систем передачи данных;
*
спутниковых систем связи;
*
пейджерных систем связи;
*
сотовых и зоновых систем связи;
*
систем радиорелейной связи миллиметрового диапазона;
*
факсимильной связи;
*
передачи информации в режиме электронной почты;
*
транковых радиотелефонных систем связи;
*
коммутационных систем с расширенными функциональными
возможностями.
Применение современных средств связи позволяет перейти к качественно новой технологии передачи информации различного вида (речь,
текст, графическая и видеоинформация, сигналы от устройств автоматики,
команды исполнительным механизмам и др.).
При передаче информации в интересах обеспечения пожаровзрывобезопасности НПЗ могут быть использованы следующие системы и сети
связи и передачи данных:
*
сеть телефонной связи общего пользования;
*
сеть телефонной связи "Искра" (в системе МВД);
*
сеть передачи данных РОСПАК;
*
абонентский телеграф АТ-50;
168
*
коммерческие сети передачи данных Relcom, Freenet, Glasnet и
другие, подключенные к международной компьютерной сети Internet.
АССПО предназначена для автоматизированного выполнения функций по обеспечению приема, анализа, регистрации, хранения и передачи
всех видов информации, поступающей в центр управления силами и средствами (ЦУСС) пожарной охраны НПЗ.
Основные функции АССПО:
*
прием извещений о пожарах и взрывах, поступающих по каналам связи;
*
прием электрических сигналов пожарной сигнализации, поступающих по выделенным линиям связи;
*
регистрация всех видов поступающей информации;
*
хранение поступающей информации;
*
хранение справочных данных;
*
анализ информации, поступающей по каналам связи;
*
передача необходимой информации подразделениям пожарной охраны, следующим к месту пожара и работающим на пожаре;
*
обеспечение оперативной связи между РТП, диспетчером ПЧ
и подразделениями пожарной охраны, осуществляющими тушение пожара;
*
обеспечение оперативной связи между подразделением пожарной охраны НПЗ и пожарными частями города (региона), руководителем тушения пожара, отдельными зданиями и помещениями, другими системами безопасности НПЗ, городскими системами и службами безопасности, АССОУПО города (региона);
*
сбор, хронометрирование, сортировка, накопление, хранение,
отображение, документирование и передача информации о пожарах и
взрывах подразделениям пожарной охраны, заинтересованным ведомствам, государственным органам.
Комплекс технических средств АССПО включает:
*
средства передачи информации;
*
средства приема информации;
*
средства преобразования информации;
*
средства первичной обработки информации;
*
средства отображения информации;
*
средства хранения и архивации информации;
*
средства регистрации информации.
Автоматизированная система оперативного управления пожарной охраны (АСОУПО). При тушении крупных пожаров и ликвидации их
последствий, быстром усложнении оперативной обстановки становится
169
невозможным управлять подразделениями пожарной охраны без использования автоматизированной системы. Ощутимые издержки во времени образуются за счет потерь на выбор пожарной техники, формирование и передачу приказов подразделениям пожарной охраны, контроль их выполнения. Неоправданно теряется время на текущую регистрацию принимаемых
управленческих решений, приказов, их учет.
В экстремальных условиях, возникающих при сложной оперативной
обстановке, резко возрастают ошибки как диспетчерского состава, так и
руководителя тушения пожара.
АСОУПО предназначена для автоматизированного выполнения
функций по оперативному управлению подразделениями пожарной охраны, решению наиболее трудоемких задач, обеспечивающих пожаровзрывобезопасность силами подразделений пожарной охраны, а также информационному обеспечению руководителя тушения пожара.
Использование автоматизированной системы оперативного управления пожарной охраны обеспечивает:
*
снижение времени неконтролируемого горения;
*
повышение эффективности тушения пожара;
*
улучшение оперативного взаимодействия РТП с ПЧ и инженерно-административной службой НПЗ;
*
повышение безопасности личного состава подразделений пожарной охраны.
Снижение времени неконтролируемого горения при использовании
АСОУПО обеспечивается за счет:
*
более раннего оповещения о пожаре;
*
оперативного установления места очага горения;
*
сокращения времени на разведывательные операции;
*
сокращения времени на разработку плана действий по тушению пожара и аварийно-спасательным работам.
Повышение эффективности тушения пожара при использовании
АСОУПО обеспечивается за счет:
*
повышения обоснованности и качества плана действий по тушению пожара;
*
повышения точности расчета боевых сил и средств тушения
пожара;
*
повышения качества управления подразделениями пожарной
охраны.
Улучшение оперативного взаимодействия РТП с ПЧ и инженерноадминистративной службой НПЗ обеспечивается за счет:
*
повышения надежности оперативной связи;
170
*
повышения объема и скорости обмена информационными потоками;
*
повышения качества и достоверности информации.
Повышение безопасности личного состава подразделений пожарной охраны обеспечивается за счет:
*
организации оперативного учета динамики опасных факторов пожара:
*
повышения надежности оперативной связи между РТП и подразделениями, осуществляющими тушение пожара;
*
повышения оперативности управления подразделениями.
Основные функции АСОУПО:
*
анализ поступающих извещений о пожарах и взрывах;
*
хранение информации о состоянии пожарной техники в подразделении пожарной охраны НПЗ и подразделениях пожарной охраны
города (региона);
*
хранение типовых оперативных планов тушения пожаров;
*
хранение справочных данных об отдельных зданиях, сооружениях и технологических установках НПЗ;
*
разработка программ расчетов сил и средств, необходимых
для тушения пожаров, и подготовки управленческих решений;
*
формирование и передача приказов подразделению пожарной
охраны НПЗ, контроль исполнения приказов;
*
оптимизация маршрута следования к месту пожара пожарной
техники из городских пожарных частей;
*
контроль за местонахождением пожарных автомобилей, находящихся в пути следования;
*
обеспечение необходимой информацией пожарных подразделений, следующих к месту пожара и работающих на пожаре;
*
контроль времени прибытия пожарной техники на пожар;
*
отображение оперативной обстановки на НПЗ средствами индивидуального и коллективного пользования.
Важное место в функциях АСОУПО занимает информационное
обеспечение руководителя тушения пожара при проведении оценки и прогнозирования оперативной обстановки, управлении силами и средствами
непосредственно на месте тушения пожара, проведении аварийноспасательных работ.
Основные функции АСОУПО по информационному обеспечению
РТП:
*
подготовка текущей информации об оперативной обстановке
на заводе;
171
*
оценка опасных факторов пожара и прогнозирование динамики оперативной обстановки;
*
подготовка предложений по организации и оперативному
управлению тушением пожара.
Выполнение указанных функций сводится к решению следующих
задач:
*
сбора и обработки информации о пожаре, получаемой от автоматизированных систем, входящих в состав АСПВБ;
*
математического моделирования процессов, протекающих в
технологическом производственном оборудовании, помещениях, зданиях и
сооружениях НПЗ при пожаре;
*
оперативной оценки параметров опасных факторов пожара и
прогнозирования динамики их изменений;
*
оценки необходимых сил и средств тушения пожара по данным прогнозирования оперативной обстановки на пожаре;
*
определения оптимальных путей следования пожарной техники к месту пожара;
*
разработки рекомендуемого оптимального плана действий по
тушению пожара;
*
разработки рекомендаций по коррекции принятого РТП плана
действий по тушению пожара в соответствии с динамикой оперативной
обстановки;
*
организации развертывания дополнительных сил и средств
тушения пожара.
2.6. ИНТЕГРАЦИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ
ПОЖАРОВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
С ДРУГИМИ СИСТЕМАМИ
Автоматизированная система пожаровзрывобезопасности (АСПВБ)
как информационно-управляющая часть системы пожаровзрывобезопасности (СПВБ) любого отдельного НПЗ по своей сути не является автономной, выполняющей свои функции самостоятельно. АСПВБ НПЗ интегрирована с общегосударственной системой пожарной безопасности, городскими системами и службами безопасности и другими системами НПЗ.
Во-первых, пожаровзрывозащита каждого НПЗ осуществляется в
общей системе пожарной охраны страны, и СПВБ НПЗ является элементом общегосударственной системы пожарной безопасности, в рамках ко-
172
торой проводится широкий круг мероприятий социального, экономического, правового, технического и иного характера.
Специальными научно-исследовательскими, проектно-конструкторскими и другими организациями проводятся фундаментальные и прикладные исследования по проблемам пожаровзрывобезопасности и опытно-конструкторские работы по созданию пожарной техники и противопожарного оборудования.
Силами ГПС МВД России осуществляется подготовка государственных мер и актов нормативно-правового регулирования в области пожарной
безопасности. В последние годы приняты закон РФ "О пожарной безопасности" и федеральная программа "Пожарная безопасность и социальная
защита", изменены десятки федеральных законов и постановлений правительства, затрагивающих вопросы пожарной безопасности. Требования
пожаровзрывобезопасности регламентируются стандартами, нормами и
правилами федерального уровня, утвержденными ГПС, или ведомственного уровня, согласованными с ГПС.
Проектирование и строительство НПЗ осуществляется с использованием установленных в системе ГПС требований. Создание отдельных технических средств для использования во взрывоопасной среде осуществляется в специальном взрывобезопасном исполнении в соответствии с требованиями, принятыми в системе ГПС.
Проведение отдельных видов работ и услуг в области пожаровзрывобезопасности осуществляется на основании лицензий, выдаваемых органами ГПС. Органы ГПС оформляют сертификаты безопасности на все виды пожаровзрывоопасных работ, услуг, процессов, на технические средства пожаровзрывобезопасности, а также выдают лицензии на производство этих средств.
Профессиональная подготовка кадров для пожарной охраны осуществляется специальными учебными заведениями МВД России.
Силами ГПС осуществляется государственный пожарный надзор в
Российской Федерации. Подразделениями пожарной охраны населенных
пунктов и регионов осуществляется тушение пожаров на находящихся на
их территории объектах и проведение связанных с ними первоочередных
аварийно-спасательных работ.
Таким образом, с полным основанием можно утверждать, что системы пожаровзрывобезопасности отдельных НПЗ интегрированы со всеми
остальными элементами общегосударственной системы пожарной безопасности. Обеспечение указанной интеграции и повышение эффективности функционального взаимодействия заводских систем пожаровзрывобезопасности с государственной системой пожарной безопасности является
173
одной из главных задач автоматизированных систем пожаровзрывобезопасности НПЗ.
Во-вторых, защита людей, сооружений, окружающей среды от угрозы взрывов и пожаров на НПЗ не может быть обеспечена только силами и
средствами пожарной охраны.
Прежде всего следует иметь в виду необходимость обеспечения специальной защиты людей от сильнодействующих ядовитых веществ, возникающих в результате горения и термического разложения при пожарах и
взрывах на нефтеперерабатывающих заводах.
Комплексный характер необходимых мер при тушении крупных пожаров на НПЗ и ликвидации их последствий (медицинская помощь пострадавшим, эвакуация людей, усиленная охрана НПЗ, ликвидация завалов, организация движения транспорта экстренных служб, устранение неисправностей системы водоснабжения, отключение подачи газа, ремонт
электросети и др.) требует привлечения городских (региональных) служб
экстренной медицинской помощи, милиции, ГИБДД, МЧС, аварийных
служб систем электро-, газо-, водоснабжения и т.д.
Угроза умышленных поджогов и взрывов на НПЗ требует интеграции заводских систем пожаровзрывобезопасности с системами управления
доступом и охраны НПЗ, городскими органами милиции и ФСБ.
Говоря о необходимости интеграции систем пожаровзрывобезопасности (СПВБ) с другими заводскими системами и с городскими системами
и службами безопасности, следует иметь в виду, что речь идет прежде всего об информационно-управляющей интеграции, главной целью которой
является обеспечение необходимого функционального взаимодействия
систем и служб и координации их управления.
Обеспечение указанной интеграции и повышение эффективности
функционального взаимодействия систем пожаровзрывобезопасности с
другими системами и службами является одной из основных задач автоматизированных систем пожаровзрывобезопасности НПЗ.
В-третьих, наличие на НПЗ других автоматизированных систем
(управления предприятием, технологическим процессом, научными исследованиями, проектированием, доступом людей, въездом/выездом автотранспорта; охранно-пожарной сигнализации и охранного телевидения;
водо-, электро-, газо-, теплоснабжения, канализации и т.д.) диктует целесообразность объединения этих систем в интегрированную информационно-управляющую систему (ИИУС) завода.
Каждая из указанных автоматизированных систем ранее разрабатывалась изолированно, несогласованно, разными организациями; перед
каждой системой ставились локальные цели, не связанные друг с другом.
Такое положение отрицательно сказывалось на эффективности производ174
ственного процесса и приводило к несогласованности управления отдельными системами, информационными потоками и массивами; дублированию информации автоматизированных систем различного назначения; неполному охвату автоматизацией задач управления; повторению расчетов;
разнотипности применяемых ЭВМ и невозможности их комплексирования
в сети и единую систему; к снижению эффективности автоматизации
управления предприятием.
Сущность интеграции отдельных автоматизированных систем НПЗ
состоит в согласовании целей и критериев их функционирования; в создании комплексов задач, обеспечивающих достижение согласованных целей;
в рациональных обобщениях и дифференциации информации для передачи
ее от одного уровня к другому; в обеспечении передачи информации между отдельными системами в том объеме, в те моменты и в таком темпе, которые обеспечат достижение согласованных целей.
Интеграция отдельных автоматизированных систем НПЗ осуществляется на единой программно-аппаратурной основе с общей информационной средой. На центральный сервер поступает информация с контрольных панелей отдельных систем. Эта информация обрабатывается и используется для управления исполнительными устройствами, координации работы элементов различных систем, анализа ситуации на НПЗ, составления
разнообразных сводок и т.д.
Объединение автоматизированных систем НПЗ позволяет:
*
минимизировать капитальные затраты на оснащение НПЗ
средствами автоматизации за счет уменьшения аппаратной части;
*
снизить количество информации, поступающей оператору, автоматизировать ряд непринципиальных решений, чем существенно
уменьшить вероятность ошибочных действий оператора;
*
повысить защищенность автоматизированных систем от
внешних воздействий, устойчивость к разрушениям.
На нефтеперерабатывающих предприятиях интеграция отдельных
автоматизированных систем осуществляется по следующим основным
направлениям.
Функциональная интеграция является основным направлением, во
многом определяющим все остальные виды интеграции. Она обеспечивает
единство целей различных автоматизированных систем, а также согласованность критериев, действующих в системе, и базируется на системном
подходе к управлению предприятием, при котором все отдельные компоненты предприятия должны рассматриваться как единое целое.
Математическая интеграция порождена функциональной интеграцией и заключается в создании комплекса взаимосвязанных математи-
175
ческих моделей, алгоритмов и методов решения функциональных задач
отдельных автоматизированных систем различного назначения.
Программная интеграция определяется математической интеграцией и обеспечивает совместное функционирование комплекса взаимосвязанных программ, информационных баз данных, а также операционных
систем ЭВМ, входящих в ИИУС.
Информационная интеграция заключается в едином комплексном
подходе к созданию, хранению, обновлению и накоплению техникоэкономической информации, необходимой для функционирования ИИУС.
Информация в ИИУС организуется не по отдельным задачам управления, а
по всей системе в целом в виде взаимосвязанного комплекса информационных массивов. Это приводит к созданию распределенных баз данных.
Особое место при информационном обеспечении ИИУС принадлежит массивам обмена, реализующим информационные связи между отдельными
функциональными задачами как на одном, так и на разных уровнях управления.
Организационная интеграция включает разработку и реализацию
на предприятии комплекса различных мероприятий (организационных,
технических, административных, хозяйственных, правовых, социальных),
обеспечивающих внедрение ИИУС. Эта интеграция имеет большое значение, так как внедрение ИИУС приводит к значительным изменениям прав
и обязанностей, функций, стиля работы, производственных отношений
фактически всех работающих на предприятии как в функциональных
службах, так и в производственных подразделениях.
Все указанные выше направления интеграции должны обеспечивать
управление в реальном масштабе времени с использованием диалогового
режима.
Техническая интеграция заключается в рациональном объединении
разнообразных технических средств автоматизированных систем различного назначения в единый, совместно функционирующий комплекс. Основными направлениями технической интеграции являются переход к сетям ЭВМ, объединяющим большое число машин и обладающим возможностями резервирования и оптимизации обмена данными между отдельными частями этой сети; переход к автоматизированным системам, работающим на всех уровнях в режиме реального времени; создание функциональных и территориально распределенных многомашинных комплексов с
разделением задач и функций между ЭВМ.
Обобщенная схема интеграции АСПВБ нефтеперерабатывающего
завода с городскими системами и службами безопасности и с другими заводскими системами приведена на рис. 2.4.
176
177
3. ЛОКАЛЬНЫЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ
ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
3.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СТРУКТУРА
ЛОКАЛЬНЫХ АСПЗ
В решении проблемы обеспечения пожаровзрывобезопасности НПЗ
перспективным направлением является создание локальных систем противопожарной защиты (ЛСПЗ) отдельных технологических устройств.
Локальные системы противопожарной защиты располагаются в
непосредственной близости от защищаемого устройства и по существу являются системами быстрого реагирования, поскольку позволяют более
оперативно и достоверно обнаруживать возникновение предпожарного
режима или сам факт загорания и быстрее тушить пожар (по сравнению с
системами объемного пожаротушения, предназначенными для защиты помещений в целом) за счет следующих факторов:
*
минимальной длины магистральных трубопроводов для подачи огнетушащего вещества;
*
минимального количества запорно-пусковой арматуры;
*
снижения времени на обработку сигнала тревоги и выдачу команд исполнительным устройствам пожаротушения;
*
размещения датчиков пожарной сигнализации внутри защищаемого оборудования или в непосредственной близости от него.
Значительно повышается функциональная эффективность применения ЛСПЗ для противопожарной защиты отдельных устройств по сравнению с объемными системами пожаротушения за счет сокращения времени
достижения требуемой концентрации огнетушащего вещества, что позволяет воздействовать на очаг возгорания в начальной стадии его развития.
Экономическая эффективность применения локальных СПЗ обеспечивается сокращением расхода огнетушащего вещества, а также сохранностью защищаемого оборудования за счет локального использования для
тушения пожара в каждом виде технологических устройств такого огнетушащего вещества, которое не приводит к возникновению в нем дефектов
и неисправностей.
Однако локальные СПЗ, несмотря на ряд достоинств, являются системами с ограниченной производительностью и их целесообразно использовать в качестве первого эшелона противопожарной защиты НПЗ. В
случае невыполнения этими системами задач по тушению очагов возгорания на начальной стадии следует вводить в действие более производительные системы тушения пожара (второй эшелон противопожарной защиты) .
178
Локальные системы противопожарной защиты и их элементы по существу являются составными частями соответствующих функциональных
систем, входящих в состав системы пожаровзрывобезопасности (СПВБ)
НПЗ (предотвращения предпожарных режимов, пожаротушения, пожарной
сигнализации и т.д.).
Локальные АСПЗ являются информационно-управляющими частями
локальных функциональных СПЗ и предназначены для автоматизированного и автоматического выполнения функций по обеспечению противопожарной защиты отдельных технологических устройств НПЗ.
Локальные АСПЗ могут функционировать как в увязке с АСПВБ
НПЗ, так и автономно, независимо от АСПВБ. В первом случае ЛАСПЗ
имеют двухуровневую структуру с элементами нижнего уровня, распределенными по отдельным защищаемым устройствам.
Функции локальной АСПЗ могут выполняться в двух режимах:
*
автоматическом без участия персонала:
*
автоматизированном, при котором управление противопожарной защитой осуществляется по решениям персонала.
Локальная АСПЗ в качестве верхнего уровня может содержать программируемый контроллер (ПК) с интерфейсами ввода (Ивв) и вывода
(Ивыв) и специализированный пульт управления устройствами системы
оператором.
Нижний уровень ЛАСПЗ включает в себя систему пожарной сигнализации, исполнительные механизмы, средства подачи огнетушащего вещества, систему контроля срабатывания исполнительных механизмов.
В ЛАСПЗ предусматривается возможность управления автономно в
автоматическом (от программируемого контроллера) или автоматизированном (от выносного пульта оператором) режиме, а в составе АСПВБ - в
режиме автоматизированного управления.
Локальные АСПЗ выполняют информационные, управляющие и
вспомогательные функции.
К информационным функциям ЛАСПЗ относятся следующие:
*
контроль состояния защищаемого устройства с идентификацией тления, загорания и пожара, обеспечиваемый группой пожарных извещателей локальной системы информации;
*
контроль состояния исполнительных механизмов системы,
обеспечиваемый группой пожарных извещателей локальной системы информации;
*
отображение на экране оператора АСПВБ информации о состоянии защищаемого устройства и исполнительных механизмов системы:
*
передача дежурному ПЧ информации о возникновении предпожарных режимов, очагов загораний, пожаров;
179
*
обмен информацией между локальной АСПЗ и АСПВБ НПЗ.
К управляющим функциям ЛАСПЗ относятся следующие:
*
автоматическое (с помощью программируемого контроллера)
или автоматизированное (с помощью оператора АСПВБ) управление исполнительными механизмами, обеспечивающими предотвращение предпожарных режимов, локализацию и ликвидацию очагов загорания и тушение пожара;
*
реконфигурация системы при обнаружении отказов в локальной АСПЗ и по командам от АСПВБ;
*
коррекция команд управления исполнительными механизмами
на основе анализа данных локальных систем информации об изменениях
состояний защищаемых устройств;
*
обеспечение приоритета действий оператора по отношению к
другим источникам управления;
*
санкционирование доступа к пульту управления для проведения операций с исполнительными механизмами.
К вспомогательным функциям ЛАСПЗ относятся следующие:
*
контроль технического состояния элементов систем по программам, записанным в постоянном запоминающем устройстве контроллера (периодически или по требованию оператора);
*
сортировка (классификация) информации по приоритетности
для передачи дежурному ПЧ;
*
санкционирование доступа к информации локальной АСПЗ.
Ниже будут отмечены некоторые функции локальных АСПЗ в автоматическом и автоматизированном режимах.
В автоматическом режиме ЛАСПЗ выполняют следующие функции:
*
контроль работоспособности элементов системы;
*
сбор информации от локальной системы информации;
*
обработка и анализ информации на соответствие штатному
режиму, перепроверка информации в целях исключения ложных срабатываний на основе сопоставления результатов, полученных от различных
датчиков;
*
идентификация признаков очагов пожара;
*
подготовка управляющих команд исполнительным механизмам по ликвидации или локализации очагов пожара;
*
контроль исполнения команд;
*
обмен информацией с АСПВБ и прием команд.
В автоматизированном режиме ЛАСПЗ выполняют следующие
функции:
*
контроль работоспособности элементов системы;
*
анализ полученной информации;
*
принятие решений и подготовка управляющих команд;
180
*
контроль исполнения управляющих команд;
*
оценка оперативной обстановки в ходе выполнения команд
исполнительными механизмами системы:
*
принятие решений по коррекции управляющих команд;
*
передача информации АСУТП, диспетчеру ПЧ, руководству
НПЗ о возникновении и развитии нештатных ситуаций, принятых решениях, результатах их выполнения.
Ниже будут рассмотрены некоторые структурные схемы локальных
автоматизированных систем противопожарной защиты.
Построение локальных АСПЗ в составе АСПВБ НПЗ требует обеспечения стыковки локальных систем с АСПВБ; приема, автоматической
регистрации, хранения и отображения информации. Для решения указанных задач целесообразно использовать программируемые контроллеры,
которые обладают тем существенным достоинством, что их структуру и
алгоритмы функционирования можно программировать с помощью специальных устройств (программаторов) как при их производстве, так и при их
эксплуатации.
С помощью программатора можно также перепрограммировать контроллер на выполнение другого алгоритма, не меняя сам дорогостоящий
контроллер.
Программируемый контроллер, обладая большими логическими и
вычислительными возможностями, высоким быстродействием, позволяет
строить разнообразные структуры при реализации локальных АСПЗ. На
входы контроллера через интерфейсные блоки могут подаваться сигналы с
датчиков (пожарных извещателей), на основании которых контроллер подготавливает и передает управляющие сигнал автоматическим установкам
пожаротушения.
Ввиду ограниченности интерфейсов ввода программируемого контроллера, для управления процессом обеспечения пожарной безопасности
могут быть использованы следующие два подхода:
*
установка коммутатора на входе интерфейса ввода (рис. 3.1, а)
*
увеличение числа ПК с обеспечением дополнительной связи
между ними, которая может осуществляться либо непосредственно между
ними (рис. 3.1, б), либо через системную шину связи (рис. 3.1, в).
Количество выводов интерфейса определяется количеством входов
исполнительных механизмов. В случае ограниченного числа выводов интерфейса либо увеличивается число программируемых контролеров, либо
уплотняются входные каналы исполнительных механизмов.
181
Системная шина
Коммутатор
Системная шина
Интерфейс
ввода
Интерфейс
ввода
Интерфейс
ввода
Программируемый
контроллер
Программируемый
контроллер
Программируемый
контроллер
Интерфейс
вывода
Интерфейс
вывода
Интерфейс
вывода
Локальная система
противопожарной защиты
Локальная система
противопожарной защиты
а)
б)
Системная шина
Интерфейс
ввода
Интерфейс
ввода
Программируемый
контроллер
Программируемый
контроллер
Интерфейс
вывода
Интерфейс
вывода
Локальная система
противопожарной защиты
в)
Рис. 3.1. Структурная схема локальной автоматизированной системы
противопожарной защиты: а) с коммутатором; б) с организацией связи между программируемыми контроллерами; в) с организацией связи через системную шину
182
На рис. 3.2 приведена схема включения ПК, в которой число его выводов больше или равно числу входов исполнительных механизмов
ЛСПЗ.
. . .
Интерфейс
ввода
Программируемый
контроллер
Интерфейс
вывода
Адресный
блок ПС
1
. . .
Пожарный
извещатель
1
. . .
. . .
. . .
Пожарный
извещатель
1к
. . .
Пожарный
извещатель
N1
. . .
АУП
1
. . .
. . .
АУП
N1
Адресный
блок ПС
К
Пожарный
извещатель
Nк
АУП
1к
. . .
. . .
АУП
Nк
Рис. 3.2. Структурная схема ЛАСПЗ с прямым подключением исполнительных устройств к контроллеру (ПС – пожарная сигнализация,
АУП - автоматическая установка пожаротушения)
При количестве входов исполнительных механизмов, превышающем
количество выходных каналов ПК, целесообразно осуществлять уплотнение входных каналов исполнительных устройств, используя адресные
блоки (рис. 3.3), коммутаторы (рис. 3.4) или адресные блоки и коммутаторы совместно.
183
Интерфейс
ввода
Программируемый
контроллер
Интерфейс
вывода
Адресный
блок ПС
1
....
Адресный
блок ПС
К
Пожарный
извещатель
1
....
Пожарный
извещатель
1к
............
............
Пожарный
извещатель
N1
Пожарный
извещатель
Nк
....
.........
Адресный блок
АУП
1
Адресный блок
АУП
Nк
Регулирующий
элемент
1
Регулирующий
элемент
Nк
АУП
1
АУП
Nк
Рис. 3.3. Структурная схема ЛАСПЗ с адресными блоками
184
....
Интерфейс
ввода
Программируемый
контроллер
Интерфейс
вывода
Адресный блок
ПС
1
Пожарный
извещатель
1
Коммутатор
1
Система
управления
1
....
....
Адресный блок
ПС
К
Пожарный
извещатель
1к
............
............
Пожарный
извещатель
N1
Пожарный
извещатель
Nк
....
Регулирующий
элемент
1
Исполнительное
устройство
1
...............
Регулирующий
элемент
N1
................
Исполнительное
устройство
N1
........................................................
.
Коммутатор
1
Система
управления
1
Регулирующий
элемент
1к
Исполнительное
устройство
1к
...............
Регулирующий
элемент
Nк
................
Исполнительное
устройство
Nк
Рис. 3.4. Структурная схема ЛАСПЗ с коммутаторами
185
Датчики и исполнительные механизмы, распределенные по защищаемым технологическим устройствам, представляют собой локальную сеть
с выходом на программируемый контроллер и специализированный пульт
управления. Конструктивное исполнение и параметры датчиков и исполнительных механизмов обеспечивают выполнение следующих функций:
*
обнаружение очага загорания и выдача сигнала на ПК для последующей обработки;
*
подача огнетушащего вещества в зону возникновения очага
пожара;
*
создание и поддержание необходимой концентрации огнетушащего вещества в течение требуемого времени;
*
возможность проверки работоспособности, а также контроля
срабатывания датчиков и исполнительных механизмов;
*
резервирование и оперативная замена вышедших из строя
элементов оборудования.
В состав локальных АСПЗ входят: локальная АС информации, локальная система роботизированных средств, локальные АС противопожарной защиты электрических кабелей, шкафов с электротехническим оборудованием, предотвращения предпожарных режимов электродвигателей и т.
д.
3.2. ЛОКАЛЬНАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
ИНФОРМАЦИИ
Система предназначена для раннего обнаружения предпожарных
режимов и загораний, а также контроля работы исполнительных механизмов локальной АСПЗ и их диагностики.
Основными функциями, выполняемыми локальной системой информации, являются следующие:
*
обнаружение источников зажигания, признаков тления, пиролиза, загорания и пожара в контролируемом устройстве с помощью пожарных извещателей;
*
контроль состояния работоспособности исполнительных механизмов локальной АСПЗ с помощью датчиков, определяющих целостность обмоток, реле, нитей пирозапалов, контакторов и т.д., аналоговые
сигналы которых преобразуются в цифровые коды;
*
контроль исходного и конечного положений механизмов
ЛСПЗ, определяющих состояние замкнутости контактной пары;
*
предотвращение предпожарных режимов с помощью температурных датчиков утечки тока, определяющих степень локального нагрева
186
электротехнического устройства в контролируемой точке;
*
контроль работоспособности устройств и подсистем локальной АСПЗ в штатном режиме.
Технические средства локальной АС информации должны удовлетворять следующим требованиям:
*
датчики выбираются с учетом их инерционных свойств;
*
датчики включают в свой состав устройства предварительной
обработки информации и ее преобразования:
*
концевые контакты должны давать однозначную информацию
о положении любого исполнительного механизма;
*
концевые контакты и датчики выполняют функции контроля
исходного и конечного положений исполнительных механизмов и их работоспособности в условиях вибрации.
3.3. ЛОКАЛЬНАЯ СИСТЕМА
РОБОТИЗИРОВАННЫХ СРЕДСТВ ПОЖАРОТУШЕНИЯ
Система предназначена для осуществления автоматического или автоматизированного пожаротушения с помощью роботизированных лафетных стволов и других средств. Структурная схема локальной системы роботизированных средств пожаротушения приведена на рис. 3.5.
Пожарный
извещатель
пламенный
Пожарный
извещатель
дымовой
Адресный
блок
Лафетный
ствол
Местный
пульт
управления
...
Лафетный
ствол
.............
Местный
пульт
управления
Лафетный
ствол
Программируемый
контроллер
Рис. 3.5. Структурная схема локальной системы
роботизированных средств пожаротушения
187
Система роботизированных средств пожаротушения выполняет следующие основные функции:
*
прием команд от программируемого контроллера и оператора;
*
управление лафетными стволами.
В основной состав локальной системы роботизированных средств
пожаротушения входят:
*
управляемые лафетные стволы;
*
трубопроводы с узлами управления;
*
местные пульты управления;
*
устройства управления исполнительными механизмами.
Расход воды в системе определяется характеристиками пожарной
нагрузки и площадью очага пожара. Дальность подачи воды должна составлять около 40 м, эффективный диаметр струи в зоне очага пожара
должен быть около 0,5-1,0 м.
Локальная система роботизированных средств пожаротушения
должна удовлетворять следующим требованиям:
*
управление исполнительными механизмами осуществляется
персоналом с местного пульта управления либо автоматически по команде
от программируемого контроллера;
*
обнаружение загорания и определение координат очага загорания осуществляются локальной АС информации;
*
углы разворота лафетных стволов обеспечивают подачу воды
в любую точку защищаемого пространства;
*
скорость разворота лафетных стволов не приводит к нарушению компактности водяной струи;
*
длительность подачи воды обеспечивает гарантированное подавление очага загорания (пожара) до прибытия личного состава ПЧ;
*
длительность функционирования лафетного ствола в автоматическом режиме определяется условиями оптимального подавления очага
загорания и пожара;
*
длительность функционирования лафетного ствола в автоматизированном режиме определяется оператором;
*
при отказе одного лафетного ствола предусматривается возможность включения другого лафетного ствола;
*
очередность включения лафетных стволов в автоматическом
режиме определяется программой оптимального подавления очага загорания (пожара), записанной в ПЗУ программируемого контроллера;
188
*
очередность включения лафетных стволов в автоматизированном режиме определяется оператором.
3.4. ЛОКАЛЬНАЯ АС ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ КАБЕЛЕЙ
Система предназначена для автоматизированного и автоматического
выполнения функций по предотвращению пожаров и противопожарной
защите электрических кабелей в кабельных сооружениях (тоннелях, полуэтажах, шахтах и др.).
Система выполняет следующие основные функции:
*
обнаружение аварийного состояния электрических кабелей по
токам утечки:
*
отключение кабельной линии от энергоисточников и энергопотребителей по команде от контроллера;
*
предотвращение распространения огня по кабельной трассе и
по смежным конструктивным элементам, ограждающим конструкциям и
технологическим узлам.
В качестве устройств, осуществляющих контроль токов утечки в
электрических кабелях, целесообразно использовать устройства защитного
отключения типа УЗК-01.
Локальная АС противопожарной защиты электрических кабелей
должна удовлетворять следующим требованиям:
*
включение исполнительных устройств осуществляется в автоматизированном режиме с пульта оператора и в автоматически режиме по
команде от программируемого контроллера;
*
предотвращение распространения пожара по кабельной трассе
и по смежным конструктивным элементам, ограждающим конструкциям и
технологическим узлам осуществляется пассивными методами защиты;
*
пассивная защита осуществляется нанесением огнезащитного
состава на поверхность кабелей, установлением кабельных проходок в местах прохождения через конструкции и входы в электрохозяйство, установлением кабельных рассечек в местах разветвления кабеля, пересечения
его с другими кабелями.
Примерная структурная схема локальной АС противопожарной защиты электрических кабелей приведена на рис. 3.6.
189
3.5. ЛОКАЛЬНАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ ШКАФОВ
С ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИМ ОБОРУДОВАНИЕМ
Система предназначена для автоматизированного и автоматического
выполнения функций противопожарной защиты шкафов с электротехническим оборудованием.
К верхнему уровню АСПВБ
Интерфейс
ввода
Программируемый
контроллер
Интерфейс
вывода
Кабельные каналы
Локальная АС
информации
Реле утечки
тока дифференциальное
Локальная СПЗ
электрических
кабелей
Рис. 3.6. Структурная схема локальной АС противопожарной защиты
электрических кабелей
Система функционирует во взаимодействии с локальной системой
информации защищаемого технологического устройства.
К числу основных функций системы относятся следующие:
*
прием команд от программируемого контроллера и оператора
на включение исполнительных устройств (пиропатроны, управляющие
элементы вентиляторов, устройства включения энергопотребителей и источников электроэнергии, управляемые заслонки воздуховодов и клапаны
в системе блокировки твердотельных аэрозольных генераторов);
*
создание требуемой концентрации огнетушащего вещества в
объеме защищаемого шкафа в течение заданного интервала времени.
В основной состав системы входят:
*
твердотельные аэрозольные генераторы с пирозапалами;
*
устройства управления пирозапалами.
Система должна удовлетворять следующим требованиям:
190
*
количество исходного продукта для генерации аэрозоля определяется степенью необходимой концентрации огнетушащего вещества и
временем ее поддержания в защищаемом объеме;
*
в автоматизированном режиме включение исполнительных
устройств осуществляется персоналом со специализированного пульта;
*
обеспечивать защиту от несанкционированного доступа.
Примерная структурная схема локальной АС противопожарной защиты шкафов с электротехническим оборудованием приведена на рис. 3.7.
К верхнему уровню
Интерфейс
ввода
Программируемый
контроллер
Интерфейс
вывода
Шкафы с электротехническим оборудованием
Шкафы с электротехническим оборудованием
Локальная
АС
Шкафы с электротехническим
оборудованием
информации
Пожарные
извещатели
Группа
концевых
контактов
Локальная СПЗ
шкафов с
электротехническим
оборудованием
Группа
физических
датчиков
Тепловой
датчик утечки
токов
Рис. 3.7. Структурная схема локальной АС противопожарной защиты
шкафов с электротехническим оборудованием
191
3.6. ЛОКАЛЬНАЯ АС ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ
ПРЕДПОЖАРНЫХ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Система предназначена для автоматизированного и автоматического
обнаружения аварийных предпожарных режимов в электродвигателях и их
своевременного отключения.
Система выполняет следующие основные функции:
*
обнаружение признаков аварийного пожароопасного состояния в электродвигателях (разрушение изоляции по результатам контроля
токов утечки);
*
выдача на программируемый контроллер информации об изменении состояния защищаемого электродвигателя;
*
управление отключением электродвигателя;
*
в автоматизированном режиме включение исполнительных
устройств оператором.
Система должна удовлетворять следующим требованиям:
*
управление отключением электродвигателя осуществляется замыканием
контура управления: чувствительный элемент - преобразователь - контроллер;
*
в автоматизированном режиме включение исполнительных
устройств осуществляется персоналом со специализированного пульта либо оператором АСПВБ НПЗ:
*
срабатывание исполнительных устройств сопровождается
приведением в повышенную готовность системы роботизированных
средств пожаротушения.
Структурная схема локальной АС предотвращения предпожарных
режимов электродвигателей аналогична соответствующей схеме для шкафов с электротехническим оборудованием (рис. 3.7.).
192
4. ОСОБЕННОСТИ УПРАВЛЕНИЯ В АСПВБ
И ОБУЧЕНИЯ РАБОТНИКОВ ПОЖАРНОЙ ОХРАНЫ И
ПЕРСОНАЛА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
4.1. ИГРОВОЙ ПОДХОД К ПРИНЯТИЮ РЕШЕНИЙ
В АСПВБ
Существенной особенностью принятия значительной части управленческих решений в автоматизированных системах пожаровзрывобезопасности объектов нефтепереработки является недостаточность информации о пожарах и взрывах, неопределенность этих опасных ситуаций: известными бывают перечни факторов, характеризующих опасные ситуации
(назовем их "факторами пожара"), диапазоны их параметров, иногда их
вероятностные характеристики, но нет точной информации об этих факторах. Задачи такого рода называют "задачами о выборе решений в условиях неопределенности" [38].
С наибольшим числом неопределенных факторов приходится сталкиваться до возникновения пожаров и взрывов: при проектировании систем и средств пожаровзрывобезопасности и при проведении профилактических мероприятий по предотвращению предпожарных режимов и взрывов.
К этим факторам относятся:
*
причины пожаров и взрывов (огневые работы, неисправности
технологического оборудования, ошибочные действия персонала, неосторожное обращение с огнем, самовозгорание, поджоги и другие террористические действия);
*
места возникновения пожаров и взрывов;
*
время возникновения пожаров и взрывов (время года, суток);
*
погодные условия (температура окружающего воздуха, снег,
дождь, параметры ветра и т.д.);
*
состояние технических средств пожаровзрывобезопасности;
*
состав и количество ЛВЖ, горючих газов и других веществ и
материалов на НПЗ;
*
категории пожаровзрывоопасности зданий, помещений, сооружений.
При возникновении пожаров и взрывов и принятии решений по тушению пожаров, эвакуации людей и дымоудалению из горящих зданий
часть факторов пожара, как правило, также остается неопределенной, о
193
них отсутствует достоверная информация. Это могут быть некоторые из
перечисленных выше факторов, а также:
*
количество людей, подлежащих эвакуации;
*
направление и время свободного развития пожара;
*
условия срабатывания противопожарной автоматики и эффективность использования прибывшей пожарной техники;
*
состояние строительных конструкций.
При принятии решений по обеспечению пожаровзрывобезопасности
в условиях недостаточности информации имеются две альтернативы: либо
случайные субъективные решения, которые неизбежно связаны с риском
и возможными ошибками, либо решения, опирающиеся на научные методы теории игр (игрового математического моделирования), предварительную оценку результатов различных вариантов функционирования систем пожаровзрывобезопасности во всем возможном диапазоне факторов
пожара и обеспечивающие оптимальность по сравнению со случайными
волевыми решениями [9, 12, 38].
В случае выбора второго варианта решение по обеспечению пожаровзрывобезопасности находится в математической неантагонистической
игре двух сторон, одной из которых являются силы и средства системы
пожаровзрывобезопасности, другой - неопределенные факторы пожара,
которые принято называть "природой", поскольку большинство этих факторов не зависит от сознательных действий людей. Особенностью игр с
"природой" является то, что "природа", в отличие от сознательно действующего игрока, не стремится извлечь выгоду из ошибочных действий другой стороны игры, не противодействует ей (исключение - случаи техногенного терроризма: поджоги и другие диверсионные действия).
Для проведения на ЭВМ каждой игры с "природой" надо знать набор
стратегий (ходов) "природы" (факторов пожара) - хi (i=1, 2, ..., n), стратегий
системы пожаровзрывобезопасности - yj (j=1, 2, ..., m), результаты игры при
каждой паре стратегий - wij (возможные людские и материальные потери,
характеристики эффективности системы пожаровзрывобезопасности и отдельных средств) и, по возможности, вероятности стратегий "природы" р(xi).
Построив игровую матрицу, можно заранее оценить последствия
каждого решения, отбросить явно неудачные варианты решений по обеспечению пожаровзрывобезопасности (это особенно ценно на этапе проектирования систем и средств) и рекомендовать наиболее эффективные для
всего диапазона факторов пожара, заданного стратегиями xi.
Если построена игровая матрица
194
х1
х2
...
хn
p(x1)
p(x2
...
p(xn)
у1
w11
w21
...
wn1
у2
w12
w22
...
wn2
...
...
...
...
...
уm
w1m
w2m
...
wnm
в которой результатами игры wij являются потери при возникшей опасной
ситуации, то наилучшей в условиях имеющейся информации о "природе"
будет та стратегия системы пожаровзрывобезопасности уj, при которой будут минимальные средние потери, то есть минимальная сумма
n
 wij  p xi  .
i 1
Вероятности стратегий "природы" р(хi) определяются по результатам
статистических исследований или экспертного анализа пожаров и взрывов
на объектах нефтепереработки.
Если вероятности факторов пожара р(хi) не известны, то предполагается, что все они равновероятны, и в этом случае в расчетах не используются, поскольку р(хi) (как постоянный множитель) не влияет на проведение сравнительной оценки стратегий системы пожаровзрывобезопасности.
Методы теории игр в наиболее простых случаях дают возможность
найти действительно оптимальные решения, а в более сложных случаях
дают вспомогательный материал, позволяющий глубже разобраться в сложившейся ситуации, оценить каждое из возможных решений с различных
точек зрения, взвесить его преимущества и недостатки и в конечном итоге
принять если не единственно правильное, то по крайней мере до конца
продуманное решение.
Безусловно, следует иметь в виду, что при выборе решения в условиях неопределенности всегда неизбежен некоторый произвол и, следовательно, риск. Однако в сложной ситуации всегда полезно представить варианты решений и их возможные последствия, чтобы сделать произвол
выбора решения и риск минимальными.
Конечно, любое решение, принятое при недостаточности конкретной
информации о факторах пожара, хуже решения, принятого при хорошо известных факторах, но применение игровых методов принятия решений дает преимущество перед субъективными (волевыми) случайными решениями и обеспечивает оптимизацию по сравнению с ними в среднем при массовом характере событий (какими по сути и являются пожары и взрывы на
объектах нефтепереработки).
195
Построение игровых матриц требует оценки результатов функционирования систем пожаровзрывобезопасности (или отдельных подсистем,
средств) - результатов игры при различных возможных вариантах решений. Такая оценка в широком диапазоне факторов пожара для каждого
объекта нефтепереработки не может быть проведена на основе статистических данных (ввиду их недостаточности) или на основе ограниченных
натурных экспериментов.
Поэтому возникает необходимость в предварительном проигрывании на специальных математических моделях действий систем (подсистем,
средств) пожаровзрывобезопасности и определения следующих результатов игры: возможных людских потерь и материального ущерба, предотвращенного ущерба в случае применения тех или иных систем и средств
обеспечения пожаровзрывобезопасности, других характеристик эффективности систем пожаровзрывобезопасности в целом или их отдельных
средств (например, время ликвидации пожара, время следования пожарной
техники к месту возникновения опасной ситуации).
4.2. ИГРОВЫЕ МЕТОДЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
СИСТЕМ ПОЖАРОВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ
Проектирование пожарной техники и систем пожаровзрывобезопасности в целом осуществляется в условиях максимальной неопределенности пожаровзрывоопасной обстановки на объектах защиты, поэтому применение игровых методов выбора тех или иных проектных решений, пригодных для широкого диапазона возможных факторов пожара и их случайного характера, имеет наибольшую обоснованность. Это проектирование в настоящее время трудно представить себе без применения математических методов и электронной вычислительной техники. Автоматизированное проектирование систем пожаровзрывобезопасности обеспечивает:
*
повышение качества проектирования пожарной техники и систем пожаровзрывобезопасности за счет проведения на ЭВМ многовариантных расчетов и использования наиболее совершенных численных методов расчетов;
*
проведение эффективного контроля проектов зданий и сооружений объектов защиты на соответствие требованиям пожаровзрывобезопасности;
*
решение задач прогностического характера по оценке структуры необходимых затрат на обеспечение пожаровзрывобезопасности отдельных объектов защиты, по оценке предотвращенного ущерба за счет
применения тех или иных проектных решений на основе использования
математических моделей систем пожаровзрывобезопасности этих объектов.
196
Задачи автоматизированного проектирования систем пожаровзрывобезопасности объектов нефтепереработки в условиях неопределенности
факторов пожара целесообразно решать с использованием игровых методов, проводя предварительную оценку эффективности по:
*
выбору вариантов проектов систем пожаровзрывобезопасности (СПВБ) в целом;
*
выбору параметров СПВБ зданий и сооружений (технических
средств предотвращения предпожарных ситуаций и взрывов, автоматической пожарной сигнализации, автоматических установок пожаротушения и
т.д.);
*
определению размеров эвакуационных путей в зданиях и сооружениях;
*
определению параметров систем противодымной и взрывозащиты;
*
выбору строительных элементов объектов и определений требуемого предела их огнестойкости;
*
выбору технического оборудования объектов (систем вентиляции и кондиционирования воздуха, отопительных установок, электрооборудования, лифтового оборудования и т.д. ).
При игровых методах выбора проектных решений по СПВБ предлагается использовать две схемы систем автоматизированного проектирования (САПР): с набором типовых решений и с автоматическим поиском решений. Функциональные схемы этих САПР показаны на рис. 4.1 и 4.2.
Объект защиты
r
База данных
1 сторона игры
2 сторона игры
АСИ
L
N
СПВБ
Рис. 4.1. Функциональная схема САПР с набором типовых решений: АСИ - блок анализа и селекции информации; r = {r1, r2, r3}, r1 - техническая информация, r2 - экономическая информация, r3 - другие виды информации; N - варианты пожарных ситуаций;
197
L - варианты проектов СПЗ
При использовании САПР с набором типовых решений для каждого
заданного типа объекта защиты и определенной пожарной ситуации подбирается определенный вариант проекта СПВБ.
Объект защиты
1 сторона игры
2 сторона игры
БД
АСИ
r
V
L
ФС
СПВБ
Рис. 4.2. Функциональная схема САПР с автоматическим поиском решений: r = {r1, r2,
r3}, r1 - техническая информация, r2 - экономическая информация, r3 - другие виды информации; АСИ – блок анализа и селекции информации; L – варианты проектов СПВБ;
V – функция цели (индекс качества); ФС – блок формирования управляющих сигналов
При использовании САПР с автоматическим поиском решений выбор оптимального варианта проекта СПВБ осуществляется на основании
предварительно заданных критериев, определяющих уровень экономической эффективности данной СПВБ, размер ущерба от пожара и т. д.
4.3. ИГРОВЫЕ МЕТОДЫ ОБУЧЕНИЯ
РАБОТНИКОВ ПОЖАРНОЙ ОХРАНЫ
И ПЕРСОНАЛА НПЗ
Основной задачей подготовки кадров для пожарной охраны является
формирование необходимого профессионального уровня и контроль знаний и навыков работников ГПС, ведомственной, муниципальной, добро-
198
вольной пожарной охраны и персонала объектов нефтепереработки по вопросам обеспечения пожаровзрывобезопасности.
Поскольку в автоматизированных системах пожаровзрывобезопасности электронные вычислительные машины используются для обработки
информации, хранения информационно-справочных данных и подготовки
возможных вариантов решений, а окончательные решения принимают работники пожарной охраны и персонала НПЗ, то одной из главных задач их
обучения является овладение навыками принятия таких решений в диалоге
с ЭВМ.
Наиболее эффективными методами такого обучения являются методы игрового моделирования.
Опыт использования игровых моделей для обучения показал, что в
большинстве случаев лучшим способом приобретения навыков являются
игровые методы обучения, а не лекции и иные дидактические методы. Игровые методы обучения дают такую практику, которую другие методы за
такое же короткое время дать не могут, они позволяют также сочетать
дробление преподавателями изучаемого материала для лучшего усвоения с
потребностью обучаемых увидеть предмет в целом, освоить его практические приложения.
При использовании методов игрового моделирования в первую очередь надо поставить задачу обучения работников пожарной охраны и персонала НПЗ принятию решений в обстановке, максимально приближенной
к реальной, в условиях риска и неопределенности, привить имнавыки анализа и грамотного использования имеющейся в ЭВМ информации и организационного опыта управления в пожарной охране.
С задачей обучения тесно связана задача проверки квалификации
лиц, принимающих решения. Из-за субъективного подхода к оценке качества знаний конкретных слушателей решение этой задачи часто бывает затруднительным. Игровые методы позволяют достаточно объективно решить эту задачу.
Обучение работников пожарной охраны и персонала НПЗ следует
проводить в виде деловых игр, практических, лабораторных и иных занятий. Заранее разрабатывают подробную методику проведения таких занятий. Участники игры знакомятся с ее описанием, выясняют цель и задачи
игры, которые им предстоит решать. Учебная игра начинается с распределения обязанностей между ее участниками. Для разных категорий участников фрагменты игры комбинируются в разные варианты. Функционирование моделируемой системы в игре можно разбить на периоды, каждый
из которых включает в себя этапы формирования данных, планирования и
реализации. В игре рассматриваются ситуации, когда необходимо быстро
199
выбрать один из нескольких предлагаемых вариантов, желательно с достаточно полным обоснованием его эффективности. При решении такой задачи необходимо выработать критерии, определяющие уровень использования данного варианта действий пожарной охраны в зависимости от пожаровзрывоопасной обстановки. Часто задача является многокритериальной
и каждый из параметров, влияющих на эффективность решений, рассматривается как самостоятельный критерий.
В играх, используемых при подготовке работников пожарной охраны и персонала НПЗ, особенно руководящего состава, организаторами игр
сознательно создаются напряженные ситуации, характерные для их профессиональной деятельности. Такие ситуации заставляют участников игры
принимать рациональные решения для достижения поставленных целей в
условиях неопределенности, неполноты предоставляемой им информации,
ограниченности материальных, временных, людских ресурсов.
Как правило, напряженные ситуации в процессе деловой игры сопровождаются соответствующими эмоциями, которые стимулируют у ее
участников потребность в приобретении новых знаний, умений, навыков.
Включение участников всех игр в обстановку, максимально приближенную к реальной, позволяет формировать у них как профессиональные,
так и нравственные черты личности, которые необходимы работникам пожарной охраны и персоналу НПЗ в их практической работе: исполнительность, обязательность, деловитость, инициативность, честность, ответственность и др.
Общей особенностью игровых моделей для обучения работников
пожарной охраны и персонала НПЗ является неполная формализация процедур принятия решений, субъективность моделей и методов, которыми
пользуются участники, большая роль эвристических решений и интуиции.
Общая схема игровой модели для обучения работников пожарной
охраны и персонала НПЗ показана на рис. 4.3. Основным отличием этой
модели от ранее известных игровых учебных моделей для работников пожарной охраны является использование игровых матриц для принятия решений в условиях риска и неопределенности информации о пожаровзрывоопасной обстановке.
Участники игры в зависимости от предоставленной им информации
о пожаровзрывоопасной обстановке подбирают определенные варианты
200
решений из матрицы стратегий и вводят эту информацию в ЭВМ. На видеотерминалах они получают информацию о своих выигрышах.
Преподаватель
ЭВМ
УИ1
МС1
В1
УИ2
МС2
В2
..
.
УИn
Вn
МСn
Рис. 4.3. Общая схема игровой модели для обучения работников пожарной
охраны и персонала НПЗ: УИ - участник игры; МС - матрица стратегий,
В - видеотерминал
Результаты исследований показывают, что внедрение игровых моделей в процесс обучения:
*
повышает эффективность обучения (при лекционной подаче
материала усваивается не более 20 % информации, а в игре - до 90 %);
*
интенсифицирует процесс обучения (на 30-50 % уменьшается
время, необходимое для изучения данной дисциплины, при более эффективном усвоении учебного материала):
*
активизирует учебный процесс, делает его более творческим,
увлекательным, увеличивает заинтересованность обучаемых;
*
позволяет совместить усвоение теоретических знаний с приобретением практических навыков.
4.4. КОМПЬЮТЕРНЫЕ ТРЕНАЖЕРНЫЕ КОМПЛЕКСЫ
ДЛЯ ОБУЧЕНИЯ ПЕРСОНАЛА НПЗ
4.4.1. ОБЩАЯ МЕТОДОЛОГИЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ
КОМПЬЮТЕРНЫХ ТРЕНАЖЕРНЫХ КОМПЛЕКСОВ
201
Важным фактором предотвращения аварийных ситуаций на НПЗ
является подготовка персонала на компьютерных тренажерных
комплексах (КТК), моделирующих технологические процессы конкретных
установок.
Этим тренажерным комплексам посвящено значительное число работ, в том числе мировому опыту их внедрения на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии. Однако условия российских предприятий определяют специфический подход к организации разработки и внедрения,
обучению субъектов тренинга и сопровождению тренажерных комплексов.
В данном разделе проведен анализ тренажерных продуктов, предлагаемых
на российском рынке, с учетом современных мировых тенденций.
Вопреки кажущейся очевидности термин "компьютерные тренажерные комплексы" требует четкого определения. В рассматриваемом
контексте словом тренажер принято переводить английское simulator,
что более точно означает имитатор (воспроизводящий, копирующий). В
то же время тренажер - средство приобретения навыков, знаний, инструмент тренинга. Ясно, что не все имитаторы предназначены для тренинга,
как не все тренажеры строятся на принципах имитации. В англоязычной
литературе употребляется определение computer-based traininq simulation
для обозначения компьютерного тренинга, основанного на динамическом
(имитационном) моделировании технологических процессов в реальном
масштабе времени, т.е. с учетом возможного произвольного (по времени и
по составу) вмешательства участников тренинга в ход моделируемого процесса и соответствующей его реализации. Учитывая терминологические
особенности, компьютерными тренажерными комплексами будем считать
программно-аппаратные средства, обеспечивающие моделирование в реальном масштабе времени непрерывного хода технологического процесса.
Компьютерные системы экзаменования, тесты, автоматизированные
учебники, также именуемые тренажерами, в дальнейшем изложении рассматриваться не будут.
Особенности КТК для нефтепереработки. Нефтепереработка принадлежит к непрерывным (отчасти - непрерывно-дискретным) технологиям, отличающимся сложной и глубокой динамикой параметров, относительно небольшим числом логических элементов и, как правило, отсутствием быстро (в течение секунд) развивающихся процессов. Это определяет, с одной стороны, сложность построения адекватных динамических
моделей, с другой - возможность управления процессами на уровне знаний. Последнее обстоятельство отличает рассматриваемый класс технологических процессов от объектов в энергетике (в особенности атомной), где
202
управление осуществляется на уровне навыков или правил при жестком
дефиците времени на восприятие, анализ и коррекцию моделируемой ситуации.
Рассматриваемые нефтеперерабатывающие предприятия характеризуется большими материальными потерями от аварий, инцидентов и некачественного управления. В этих условиях решающее внимание в КТК для
нефтеперерабатывающей отрасли должно уделяться тренингу на предотвращение потерь и повышение экономичности и эффективности ведения
процессов.
КТК для обучения и инжиниринга. Анализируя историю развитию
КТК, можно выделить следующие поколения тренажерных комплексов.
60-70-е гг.: тренажеры на базе аналоговых и больших цифровых
вычислительных машин.
Типовой тренажер этих лет, основанный на аналоговой ЭВМ, включал около 15 контроллеров. Конструктивно он представлял собой фрагменты щитов и панелей управления, соединенных с ЭВМ, на которой просчитывались элементарные реакции измеряемых параметров процесса на
действия обучаемого (направление изменения сигнала, срабатывание схем
блокировок и защит и т.п.). Глубина обучения на таких КТК соответствовала возможностям его аппаратной платформы. Ситуация принципиально
не изменилась и с появлением в составе тренажеров первых цифровых
компьютеров.
Решающей причиной ограниченных возможностей КТК на данном
этапе являлось невыгодное соотношение вычислительных возможностей и
цены компьютеров. Качественное математическое описание типичного по
сложности процесса нефтепереработки оперирует несколькими тысячами
дифференциальных и алгебраических уравнений, численное интегрирование которых должно осуществляться несколько раз в секунду. Такие вычисления были возможны только на дорогостоящих компьютерах. Не случайно, что в смежных отраслях (гражданская авиация, космонавтика, энергетика), где необходимость тренинга определялась не только экономическими соображениями, а сами модели с динамической точки зрения были
не столь сложны, тренажеры были более совершенны. Немаловажно, что в
указанный период оставались практически неразвитыми и средства компьютерной эмуляции пользовательских интерфейсов и средств человекомашинного взаимодействия и, следовательно, для воссоздания адекватной
управляющей среды приходилось использовать дорогостоящие элементы
реальных щитов и панелей регулирования.
203
70-80-е гг.: появление мощных цифровых компьютеров, рабочих
станций, первых персональных компьютеров.
Революция в производстве компьютеров (резкое повышение производительности на фоне удешевления, бурное развитие периферийных
устройств, появление рабочих станций) вдохнула новую жизнь в тренажерную практику отрасли. На этом этапе практически все нефтяные компании мира обзаводятся тренажерными комплексами (Shell, Texaco, Du
Pont, Sun, Exxon, Arco, Union Carbide, British Petroleum); на рынке конкурируют продукты 5-7 крупнейших производителей КТК. Благодаря достижениям в системном программном обеспечении появляются качественные
элементы тренажерных комплексов: эмулируемые на компьютере операторские интерфейсы, станции инструктора, обеспечивающие мониторинг и
вмешательство в ход моделируемого процесса со стороны независимо работающего инструктора обучения. В результате качество тренажерных моделей и методическая база тренинга существенно повысились.
Необходимо отметить также еще два ключевых обстоятельства, совпавших по времени с рассматриваемым этапом: широкое распространение
на предприятиях нефтепереработки бесщитовых распределенных систем
управления (РСУ) и появление первых персональных компьютеров (ПК).
Сама природа операторского интерфейса в РСУ органично соответствовала компьютерной технологии КТК. Это облегчало для операторов и
технологов освоение тренажерной среды, а также делало КТК незаменимым средством подготовки оператора к переходу на бесщитовой способ
управления. Использование тренажеров на этапе подготовки к пуску установки или новой системы управления сокращает период перехода на несколько дней, что значительно экономит средства, окупает все затраты на
тренажеры. Технически реализация операторских интерфейсов РСУ в рамках КТК осуществлялась как включением в тренажеры операторских консолей системы управления, так и эмуляцией интерфейсов средствами тренажерных компьютеров.
Первый тренажер на персональном компьютере был выпущен в
1981 г., открыв эру относительно дешевых КТК для учебных центров
предприятий. Американская фирма Atlantic Simulation Inc., специализирующаяся на их производстве, установила в период 80-х гг. около 200 таких
комплексов по всему миру; при этом библиотека типовых моделей в области нефтепереработки и нефтехимии насчитывала около 30 позиций. Возможности персональных компьютеров этого периода не позволяли реализовывать крупномасштабные тренажерные проекты, и на рынке предложе204
ний КТК обозначилось четкое разделение: дешевые комплексы на базе ПК
для учебных центров и дорогостоящие КТК на больших ЭВМ для крупномасштабных тренажерных проектов конкретных технологических процессов. Разделение проявлялось не только в цене, но и в целях обучения, глубине и специализации приобретаемых знаний, точности описания объектов. Перенос тренажеров на ПК означал также принципиальную возможность использования их на рабочем месте технологов, инженеров, специалистов КИП и А для компьютерной поддержки инжиниринговых решений
(анализ процессов, расшивка узких мест, выбор оптимальных режимов,
проверка и настройка систем управления).
Стоимость тренажерных моделей на этом этапе составляла от 10-15
тыс. долл. за простейшие базовые модели до нескольких сотен тыс. долл.
за специализированную модель технологической установки примерно с 80100 контроллерами.
80-90-е гг.: мощные персональные компьютеры, вычислительные
сети, новые средства управления технологическими процессами.
Современный этап развития КТК протекает на фоне прорыва в области технических и системных возможностей персональных компьютеров.
Работая на мощных процессорах в условиях практически неограниченной
памяти и многозадачной операционной среды, разработчики тренажеров
практически не ощущают разницы между ПК и большими машинами, возможности которых также существенно возросли. Более того, некоторые
системные программные утилиты (графические редакторы, конфигураторы
динамических управляющих элементов и диалогов) уже сейчас более развиты для ПК. На сегодня за большими машинами остались только супермодели - тренажеры, охватывающие целые производства (стоимость таких
систем, включающих тысячи измеряемых параметров и сотни регуляторов,
составляет 1-1,5 млн долл., достигая и 4 млн долл.). Выгода такого разделения несомненна: проекты становятся конкурентоспособными за счет
резкого удешевления тренажерной платформы в связи с переходом на ПК.
Гибкая архитектура ПК обеспечивает разрешение конфигурационных проблем: в вычислительной сети современных КТК легко размещаются несколько рабочих мест оператора, станции инструктора, инженера,
технолога и др.
Тенденции в развитии систем управления процессами, явно прослеживаемые в последние годы, состоят в появлении конкурирующих с РСУ
средств. И хотя РСУ до сих пор остаются основным инструментом управления, все больше на предприятиях используются программируемые логи205
ческие контроллеры (РLС), системы визуализации данных и супервизорного управления (SCADA), а также другие средства со специфическими
пользовательскими интерфейсами. В этом плане ключевым моментом становится гибкость КТК по возможности эмулирования различных стандартов отображения информации и управления процессом.
На новом этапе большие возможности открываются и перед разработчиками тренажеров для инжиниринговых целей. Лишенные требований
точного эмулирования операторских интерфейсов и поддержания сетевой
работы нескольких рабочих станций, такие системы представляют собой
гибкие моделирующие средства для поддержания технологических и технических решений специалистов среднего звена управления (технологов,
инженеров, экономистов, специалистов по технике безопасности). Данные
продукты (как динамические, так и статические) предлагаются многими
разработчиками, в том числе лидерами в области математического моделирования процессов (Aspen Technolody, Inc., Hyprotech, Universal
Solutions, Inc., Simulation Sciences, Inc. и др.). Возникшие автономно в
форме автоматизированных рабочих мест технологов и инженеров, эти системы обрастают тренажерными аксессуарами и превращаются в одну из
ветвей общего направления развития КТК. С другой стороны, развитые
КТК с легкостью справляются со спецификой использования моделей процесса в целях инжиниринга.
Существует несколько современных тренажерных платформ, разработанных и поддерживаемых основными мировыми производителями КТК
(АВВ Simcon, Inc., Honeywell Sacda, Inc., Cae Link. и др.). Присутствуют
также платформы предыдущего поколения. В то же время в нашу страну
(при несомненном интересе пользователей к КТК) ни одна из зарубежных
разработок последнего поколения не проникла, что объясняется их ценовой недоступностью для российских предприятий. Ниже приводится краткая характеристика предложений КТК на отечественном рынке и анализируется деятельность российско-американо-германского предприятия
ПЕТРОКОМ по разработке и внедрению тренажерных комплексов на
крупнейших площадках российского нефтеперерабатывающего комплекса.
Опыт внедрения отечественных тренажеров. Трудности, переживаемые в настоящее время отечественными нефтяными комплексами,
хорошо известны. На этом фоне проблемы разработчиков моделей процессов для анализа и управления представляются катастрофическими; их значительный интерес к тренажерам во многом определяется именно потерей
традиционных сфер приложения усилий (АСУТП и АСУП), хотя за по206
следние несколько лет произошло осознание разработчиками и пользователями актуальности компьютерного тренинга. Все это привело к появлению на отечественном рынке большого числа компьютерных продуктов, в
той или иной степени претендующих на принадлежность к классу КТК. К
сожалению, недостаток внешнего финансирования, ограниченные возможности производителей определяют скромный количественный и качественный результат прилагаемых усилий. КТК первого этапа развития морально устарели и поддерживать их в реальном процессе обучения практически невозможно.
Основные недостатки предлагаемых продуктов определяются отсутствием развитых тренажерных платформ и сводятся к следующему:
*
все разработки выполнены на ПК в среде DOS, позволяющей
(в лучшем случае) лишь имитировать многозадачность комплекса - работу
нескольких операторов под управлением с общей станции инструктора.
Вычислительные возможности такой платформы также недостаточны для
моделирования больших сложных объектов в режиме реального времени
(и тем более в ускоренном режиме, что часто желательно из методических
соображений). Не отвечают современным требованиям и математические
методы численного решения систем уравнений, лежащих в основе тренажерных моделей;
*
отсутствие практически во всех разработках воспроизведения
реального операторского рабочего места делает тренинг очень сложным.
Весь опыт КТК свидетельствует о невысокой способности операторов эффективно воспринимать модель через непривычную среду взаимодействия,
в этом случае львиная доля усилий обучаемого во время занятий тратится
впустую;
*
слабо представлена методическая сторона обучения: низок
уровень проработки тренировочных упражнений и сценариев обучения,
отсутствуют эффективные инструменты вмешательства инструктора в ход
процесса с целью создания непредвидимых обучаемым ситуаций, не
предусмотрены протоколирование и анализ хода обучения, недостаточен
уровень выполнения документации.
Таким образом, недостаток финансирования обернулся низкой ценой
отечественных продуктов: денежной и потребительской. Вместе с тем при
разработке тренажеров требуются многокомпонентные усилия, главные из
которых должны выполняться на высоком уровне, иначе получающиеся
продукты не будут удовлетворять ключевым требованиям потребителя и, в
конечном итоге, будут способствовать дискредитации КТК.
207
Платформа второго поколения: тренажеры для учебных классов.
В первых тренажерных проектах (1992-1994 гг.) использовался русифицированный вариант платформы американской фирмы Atlantic Simulation,
Inc., разработавшей первый КТК для нефтяной отрасли на базе ПК. Характеристики этой платформы второго поколения позволяют использовать
практически любой IВМ РС совместимый ПК, причем в базовом варианте
один системный блок обеспечивает работу обучаемого оператора и инструктора обучения. Платформа выполнена под операционной системой
MS DOS, язык программирования системного и пользовательского программного обеспечения - Pascal.
Станция оператора содержит цветной дисплей и функциональную
клавиатуру распределенной системы управления TDC 3000 фирмы
Honeywell (мирового лидера в продажах РСУ для химико-технологических
и энергетических процессов). Эмулированный операторский интерфейс в
тренажере содержит обзор всей установки, схемы отдельных участков моделируемого процесса с текущими значениями переменных; в цифровой и
графической форме представлена динамически обновляемая информация о
значениях измеряемых параметров, уставках регуляторов и положениях
непрерывных и дискретных управляющих органов. В кадрах детализации
для каждого параметра представляется информация о границах сигнализации, настройках регуляторов и пр. Управление моделируемым процессом
осуществляется оператором с помощью функциональной клавиатуры из
кадров групп и детализации. В интерфейсе реализована система звуковой,
цветовой и динамической (пульсация изображения) сигнализации и соответствующие правила квитирования сигнализации оператором.
Станция инструктора содержит монохромный дисплей и стандартную клавиатуру IВМ РС совместимого ПК. На ней реализованы основные
функции инструктора, позволяющие последнему осуществлять мониторинг и управление процессом обучения, среди которых: выбор тренажерной модели и начальных условий моделирования, активизация отказов
оборудования и средств КИП и А, создание последовательностей вмешательств инструктора, запоминание состояний моделируемого процесса в
форме упражнений.
На момент создания (начало 80-х гг.) данная платформа вполне отвечала потребностям пользователей в тренажерных моделях типовых процессов, а также небольших и средних технологических установок. Ее возможности позволяли реализовывать модели, содержащие до 150-200 измеряемых параметров, 60-80 контроллеров, 80-100 дискретных управляющих
208
позиций (включая вмешательства инструктора). Даже в начале 90-х гг. на
отечественных предприятиях КТК такого класса по своим функциональным, вычислительным и методическим возможностям выглядели уникально. В течение 1992-1994 гг. осуществлено четыре разработки на базе описанной платформы: на НПЗ в Омске, Москве и Ангарске и на НХК в Нижнекамске. Причем, на первых трех площадках с небольшими вариациями
комплектовался учебный класс из 3-4 КТК и 10-12 тренажерных моделей
(базовые процессы: теплообменники, сепараторы, смесители, простые
компрессоры, насосы и клапаны, бойлеры; бинарная дистилляция; печьнагреватель; типовые установки: каталитический крекинг, атмосферное и
вакуумное разделение нефти, замедленное коксование, центробежный
компрессор). На Нижнекамском НХК тренажер центробежного компрессора установлен непосредственно в компрессорном отделении производства этилена.
Наиболее эффективной процедура обучения становится при сочетании компьютерного тренинга с другими формами проведения учебного
процесса (лекции, практические занятия, натурные испытания оборудования, кино- и видеофильмы) при наличии квалифицированных преподавательских кадров (штатных сотрудников учебных центров и специально
подготовленных инструкторов-технологов КТК). Это позволяет пойти
дальше минимального набора задач, решаемых с помощью тренажеров
(ознакомительный тренинг вновь принимаемых операторов, периодическая переподготовка операторов действующих установок), и перейти к
тренингу операторов, не имеющих опыта работы с РСУ, принципам бесщитового управления процессами, к обучению специалистов-киповцев и
даже проведению на базе КТК экзаменов по тарификации операторов.
Кураторами тренажерных процессов являлись представители высшего руководства компаний (вице-президенты по персоналу), что отвечает
структурной тенденции последних лет, когда административная позиция
становилась одной из ключевых и предполагала ответственность за подготовку и переподготовку персонала. Важным также является предварительное обучение инструкторов-технологов, осуществляемое на фирме Atlantic
Simulation с привлечением ведущих специалистов по компьютерному тренингу операторов. В результате инструкторы (главные технологи производств, технологи заводов, работники учебных центров) овладевали передовой методологией обучения, тонкостям моделей и др.
Следующий этап развития компьютерных тренажеров - разработка и
внедрение специализированных моделей технологических установок на
209
базе тренажерной MS DOS платформы. Разработаны и внедрены в практику обучения три модели: атмосферный блок установки первичной переработки нефти для Омского НПЗ и установок каталитического риформинга и
газофракционирования для Ангарского НХК. Возможности платформы в
этих проектах (в особенности для двух последних моделей) были практически исчерпаны; параметры модели приближались к граничным по числу
моделируемых измерений, контроллеров и внутренних переменных. Внедрение их на предприятиях позволило впервые перейти к обучению операторов особенностям реальных процессов, обеспечивая необходимые навыки управления в стандартных и аварийных ситуациях, отработку непредвиденных изменений в работе оборудования, характеристиках сырья и
внешних условиях.
1995-1997 гг.: КТК-М - платформа третьего поколения для обучения на установках и инжиниринга. Успешное внедрение первых доступных по цене специализированных КТК позволило потенциальному
заказчику расширить круг решаемых на тренажерах задач. Вместе с тем
реализация больших специализированных моделей на платформе второго
поколения не представляется органичной ни в плане вычислительных возможностей и объема номенклатуры отображаемой информации, ни в точности воссоздания операторского интерфейса и функциональных возможностей станции инструктора. Это определило в 1994-1996 гг. значительные
усилия по разработке отечественной современной тренажерной платформы. Новая платформа, сертифицированная под названием "Многофункциональный" (КТК-М), реализована на мощных IВМ РС совместимых ПК
класса Pentium под многозадачной операционной системой Windows NT с
сетевой архитектурой клиент/сервер. Платформа предусматривает возможность связи с РСУ и высокоточное эмулирование операторских интерфейсов. Оптимальный объем оперативной памяти - 24 Мб, дисковой - 100
Мб. Возможно объединение в сеть станции инструктора и нескольких
станций оператора, работающих одновременно с разными тренажерными
моделями. Программное обеспечение КТК-М выполнено на языке С++.
В новой тренажерной платформе существенно расширены вычислительные возможности: модель, содержащая 2-3 тысячи дифференциальных
и тысячу алгебраических уравнений, разрешается с быстродействием до
0,1 с. Эти параметры обеспечивают моделирование крупных технологических объектов типа установки АВТ (блок обессоливания, атмосферный и
вакуумный блок, блок вторичной перегонки, энергетические утилиты) или
установки каталитического риформинга с непрерывно восстанавливаемым
катализатором (каталитические реакторы, печи, транспорт катализатора).
210
Точность эмулирования операторского интерфейса в КТК-М создает для
обучаемого иллюзию реальной управляющей среды. Качественно улучшены характеристики инструкторской станции за счет усиления традиционных и введения новых функций (мониторинг переменных процесса, просмотр исторических трендов, создание сценариев обучения, изменение
скорости моделируемого процесса, повторный запуск модели из различных точек временной оси, поддержание фильтруемого по типу событий
протокола сеанса обучения и др.). Инструктор может работать одновременно с несколькими операторскими станциями и тренажерными моделями.
Оценка эффективности использования компьютерных тренажеров. КТК для обучения операторов химико-технологических производств в
последнее время находят в мире все большее применение. Крупнейшие
мировые нефтяные и нефтехимические компании активно оборудуют компьютерными тренажерами как специализированные учебные центры своих
дочерних предприятий и самой компании, так и непосредственно операторные технологических установок, зачастую обеспечивая связь КТК с автоматизированными системами управления технологическими процессами. Преимуществами обучения на компьютерных тренажерах является выработка и развитие у операторов навыков правильного, безопасного и более эффективного ведения технологических процессов, углубление их знаний в области технологии, систем КИП и А и т.д. Работая на динамических
тренажерах реального времени в среде, максимально приближенной к реальной, а часто полностью ей адекватной, обучаемые отрабатывают пуск и
остановку технологических процессов, проигрывают различные аварийные
ситуации и отрабатывают поведение в случае их возникновения, совершенствуют качество управления процессом в целом и пр.
В ряде отраслей (атомная энергетика, гражданская авиация, космонавтика) огромная опасность объектов для здоровья и жизни людей диктует законодательные требования к использованию компьютерного тренинга
для подготовки и сертификации операторов.
В рассматриваемой же отрасли, где потери от аварий и некачественного управления по вине операторов колоссальны, хотя некоторые из регулирующих документов и имеют обязательный характер, в целом жесткой
обязательности использования компьютерного тренинга нет.
В связи с этим необходимо экономически обосновывать выгодность
для предприятий химико-технологического типа внедрения и использования КТК в постоянной практике, проводить комплексный анализ свойств
тренажеров, включая материальную сторону (экономия затрат, сокращение
потерь, защита окружающей среды, ускорение процедуры пуска новых
211
производств), качественно-организационные выгоды (возможность анализа процесса и системы управления, сокращение текучести кадров, обучение вновь поступающих операторов, изменение профессиональной ментальности персонала, удовлетворение требований общества к безопасности
производства) и другие сопутствующие преимущества компьютерного
тренинга. К сожалению, именно группа материальных факторов такого
анализа недостаточно обоснована.
В настоящей работе предпринимается попытка оценки ущерба от
аварийности производства. Основой для этого служат широко известные в
профессиональных кругах отчеты всемирной консалтинговой организации
по управлению опасными производствами M&M Protection Consultants, содержащие данные о крупнейших авариях в промышленности углеводородов. Идея предлагаемого метода состоит в оценке по имеющейся статистике доли потерь, относящихся к ошибкам операторов, и прогнозировании на
этой основе возможной экономии за счет тренинга операторов на компьютерных тренажерах. То, что такая очевидная идея не реализована, объясняется необходимостью преодоления множества технических трудностей
расчета (определение полных потерь от крупнейших аварий, выделение
доли операторских ошибок, разделение усилий предприятий в сфере безопасности на страхование и компьютерный тренинг, корректное наполнение библиотеки компьютерных моделей, окупаемость которой оценивается
и пр.). В случае успеха в коммерческом обосновании окупаемости тренажеров можно будет с уверенностью утверждать о выгодности компьютерного тренинга.
Однако для оценки эффективности использования тренажерных
комплексов необходимо провести экономический анализ крупных аварий
на нефтеперерабатывающих производствах, связанных, в основном, с человеческим фактором, предупреждение которых способствовало бы снижению аварий при использовании КТК. Анализ статистики таких аварий
проведен в разделе 1.
Учет страховки. Фактор страхования рисков для предприятия является средством снижения потерь. Снижение аварийности за счет использования тренажеров благоприятно влияет на проблемы страхования, уменьшая выплаты компенсаций по вынужденному простою работников и вынуждая страховщиков снижать размер страховой премии, если на предприятии активно используется компьютерный тренинг. Однако анализа взаимозаменяемости страховки и тренажеров до сих пор никто не проводил.
Очевидное при этом рассуждение формулируется так: зачем предпринимать дополнительные усилия в качестве компьютерного тренинга, если
212
все возможные потери от некачественного управления можно застраховать? К сожалению, опыт последних десятилетий опровергает этот тезис.
Не говоря уже, что по некоторым направлениям (таким, как нефтепроводы) страховой нефтяной бизнес за последние годы убыточен, несомненным является то, что общего страхового фонда для восстановления
убытков предприятий нефтеперерабатывающей отрасли не хватает. Общий
страховой фонд составил  0,9 млрд долл. В то же время только четыре
крупнейшие аварии нанесли ущерб на 800 млн долл. В результате значительная часть ущерба от аварий предприятия восполняют за счет собственных источников. Отметим, что определение оптимального соотношения между стоимостью страховки и размером принимаемых на себя потерь
является ключевым элементом страховой политики предприятия и существенно зависит от уровня безопасности технологических процессов, в том
числе постановки обучения персонала безопасным методам управления.
Помимо прямого воздействия на сокращение аварийности за счет
обучения операторов использование тренажеров способствует снижению
страховой премии, выплачиваемой предприятием страховым компаниям.
Экономия от использования тренажеров. Ключевым недостатком
упоминавшихся ранее попыток оценки эффекта от компьютерного тренинга является необоснованное приписывание тренажерам той или иной доли
снижения риска (обычно, произвольно принимавшейся равной 0,5). Попробуем подойти к решению проблемы с другой стороны.
В расчете на десять лет работы тренажеров на типовом НПЗ ожидается экономия 10,61  хтр млн долл. (хтр - ожидаемая доля снижения аварийных потерь за счет компьютерного тренинга, затраты окупаются в
среднем при хтр = 0,34).
По мировым ценам типовой пакет тренажерных моделей оценивается в 5-6 млн долл.
У российских разработчиков такой тренажерный пакет можно приобрести за 1,0-1,2 млн долл., что окупится только при сокращении аварийности на 10,4 %.
Таким образом, оценка потенциальной полезности компьютерных
тренажеров для обучения операторов нефтепереработки показала, что
компьютерный тренинг окупается только за счет экономии от снижения
аварийности.
Динамика роста потерь от аварий свидетельствует о возможности
катастрофической аварии с ущербом 1-2 млрд долл. Наряду с этим некоторое снижение числа инцидентов на одного работающего в последние годы
является результатом использования компьютерных тренажеров.
213
4.4.2. КОМПЬЮТЕРНЫЙ ТРЕНАЖЕРНЫЙ КОМПЛЕКС
НА БАЗЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ
ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
Многофункциональный компьютерный тренажерный комплекс,
предназначенный для фундаментального обучения операторов и инженерного персонала технологических установок, включает следующие составляющие:
*
специализированную модель технологической установки первичной переработки нефти АВТ-6;
*
персональный компьютер IВМ РС Pentium для моделирования
технологического процесса;
*
рабочее место инструктора;
*
специализированное программное обеспечение рабочего места
инструктора;
*
два рабочих места обучаемых, созданных на базе двух IВМ РС
486;
*
специализированное программное обеспечение для эмуляции
операторского интерфейса распределенной системы управления.
Компьютерный тренажер включает модели технологических операций, стандартные и пользовательские модели, в которых использовано
полное и детальное математическое описание процесса реального производства дифференциальными уравнениями переноса энергии, материального баланса и химической кинетики.
Основные операции моделируются с учетом реальных термодинамических свойств материалов и оборудования; механические характеристики
клапанов, насосов и линейные размеры аппаратов основаны на данных,
полученных на действующих производствах.
Пользовательские модели отражают в тренажере специфику оборудования и динамические характеристики технологических процессов конкретной установки. Модели используются для обучения операторов, проверки систем управления.
Основа пользовательской модели включает базовую проектную информацию существующего технологического процесса. Для разработки
пользовательской модели необходим точный перечень оборудования, характеристики сырья, выпускаемого продукта и вспомогательных материалов; материальные и энергетические балансы, диаграммы трубопроводов и
КИП и А.
214
Основное преимущество пользовательских моделей состоит в том,
что они позволяют проводить обучение на точной копии конкретного производства.
Основу математического моделирования составляют дифференциальные уравнения теплового и материального балансов, решение которых
обеспечивает получение реалистических динамических характеристик
объекта. На основе их анализа и термодинамических данных создается математическое описание, позволяющее отразить спектр технологических
режимов работы установки, включая пуск и останов. Следование этому
принципу фундаментального моделирования позволяет воссоздать в тренажерной модели все существенные для обучения операторов сложные
внутренние связи установки. Обучаемый сможет увидеть реакцию оборудования на воздействия, имитирующие различные его неисправности.
Модель является полномасштабной, а создаваемый на ее основе
компьютерный тренажер обеспечивает реализацию следующих технологических режимов: "холодный" и "теплый" старт, нормальный аварийный
останов, нормальный технологический режим, уменьшение нагрузки, аварийные условия работы.
Особенности моделирования различных видов оборудования установки АВТ-6 приведены ниже.
Емкости. Расчет динамики температуры, давления и состава производится на основе теплового и материального балансов с учетом равновесия парожидкостных систем. Динамика уровней жидкости определяется по
методам гидродинамики. В специфических случаях моделируются унос
жидкости выходящим паром, продувка через опустошенные емкости и их
переполнение.
Теплообменники. Динамические характеристики теплообменников
определяются теплоемкостью металла, скоростью теплопередачи как
функции условий работы и величины поверхности теплообмена.
Температуры окружающего воздуха, охлаждающей воды и подаваемого пара считаются постоянными для всей модели. Инструктор может
изменять их при помощи специальных переключателей.
Насосы. Насосы моделируются на основе данных технического паспорта или кривых производительности. При моделировании учитывается
потеря давления нагнетания при отсутствии прокачиваемой жидкости.
Печи. При моделировании печей учитываются: сгорание топлива,
адиабатическая температура в зоне горения, передача тепла трубам за счет
излучения и конвекции, конвективный перенос тепла от труб к нагреваемому продукту, динамика температуры металлических труб. Моделирует-
215
ся изменение температуры стенок камеры сгорания в зависимости от изменения состава топлива, расхода воздуха.
Колонны. Моделирование колонны состоит в последовательном расчете условий равновесия на каждой теоретической тарелке. Рассчитывается динамика потоков жидкости и паров, температуры состава и уровня
жидкости, исходя из теплового и материального баланса и термодинамических свойств равновесия парожидкостной системы. Преимуществом данного метода расчета является то, что при моделировании колонны можно
учесть все каналы подвода сырья, отвода продуктов переработки и подачи
тепла. С той же степенью гибкости моделируются нижняя рибойлерная и
верхняя рефлюксная системы.
Пользовательская тренажерная модель установки АВТ-6. Тренажерная модель установки АВТ-6 отражает работу всех основных систем
измерений и управления, необходимых обучаемому для выполнения технологических операций.
Комплексные нарушения широкого действия: прекращение подачи
электроэнергии к силовым приводам оборудования и сжатого воздуха к
приводам регулирующих клапанов; нарушения подачи топлива в печи, пара, воздуха.
Отказы ротационного оборудования: насосов, компрессоров.
Искажения показаний измерительных приборов: изменения показаний в сторону увеличения или уменьшения, смещение показаний прибора в сторону заранее заданной отметки с последующим залипанием.
Отказы регулирующих клапанов в положении "открыт", "закрыт", в
текущем положении.
Отказы оборудования: засорение и протечка трубок теплообменника, прогар печи, снижение напора насоса и нагнетания компрессора.
Прочие типичные ситуации: изменение качества топлива и состава
сырья, температуры окружающего воздуха.
С методической и организационной точек зрения внедрение КТК со
специализированными моделями на реальных установках существенно отличается от внедрения тренажеров в учебных классах.
Успех проекта рассматривается как успех подразделения и формирует внешний взгляд на него так же, как производительность установки, качество продукции и количество аварийных и предаварийных инцидентов.
Необходимость компьютерного тренинга операторов в нефтепереработке очевидна. Несмотря на трудности технического и экономического
характера, на отечественных предприятиях появляются все более современные тренажерные системы.
216
5. ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ СИСТЕМЫ АСПВБ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
В состав автоматизированной системы пожаровзрывобезопасности
НПЗ наряду с функциональными автоматизированными системами нижестоящего уровня (АСППВ, АСПВЗ, АСОН) входят обеспечивающие системы (виды обеспечения):
*
система информационного обеспечения;
*
система математического обеспечения;
*
система программного обеспечения;
*
система технического обеспечения;
*
система лингвистического обеспечения;
*
система организационно-правового обеспечения;
*
система метрологического обеспечения.
Общие вопросы построения и функционирования указанных обеспечивающих систем в АС различного назначения в достаточной степени
освещены в технической литературе (например, [32, 152]). Поэтому в
настоящей книге сжато рассмотрены только назначение, состав и основные
требования к обеспечивающим системам АСПВБ НПЗ.
5.1. СИСТЕМА ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Система информационного обеспечения АСПВБ представляет собой
совокупность массивов информации (данных), языковых средств формализованного описания данных; методов и средств сбора, хранения, поиска,
выдачи и отображения информации, доступа к компьютерным информационным массивам; систем классификации и кодирования информации,
систем документации.
Основой системы информационного обеспечения АСПВБ является
информационная база (база данных), в которой информация организована
специальным образом в виде информационно-справочных фондов, банков
данных и отдельных компьютерных файлов, включающих нормативные,
справочные, методические материалы; текущую информацию о состоянии
технологического оборудования защищаемого НПЗ, технических средств
пожаровзрывобезопасности, оперативной обстановки при тушении пожара
и проведении первоочередных аварийно-спасательных работ; информа-
217
цию, поступающую в АСПВБ из других систем и служб безопасности, и
другую необходимую для функционирования АСПВБ информацию.
В качестве примеров назовем некоторые рекомендуемые информационно-справочные фонды (ИСФ).
ИСФ "Вещества и материалы" содержит характеристики веществ и
материалов, необходимых при решении различных задач по обеспечению
пожаровзрывобезопасности. Все вещества и материалы распределяются на
группы: твердые, жидкие, газообразные. Твердые вещества распределяются на древесину, полимеры, ткани, пыли и т.д.; жидкие - на легковоспламеняющиеся (ЛВЖ) и горючие (ГЖ); газообразные - на простые и смеси.
ИСФ "Элементы СПВБ" содержит информацию о функциональных
системах СПВБ нижестоящего уровня (предотвращения пожаров и взрывов, пожаротушения, взрывозащиты, противодымной защиты, оповещения
и эвакуации людей и др.), технических средствах пожаровзрывобезопасности, огнетушащих средствах и т.д. Информация распределяется на группы:
пожарные извещатели, установки пожаротушения, огнетушащие составы,
огнетушители и т.д. Информация каждой группы распределяется по типам
и видам средств.
К системе информационного обеспечения АСПВБ предъявляются
следующие основные требования:
*
полнота и достоверность информации;
*
высокая эффективность методов и средств сбора, хранения,
актуализации, поиска, выдачи и отображения информации;
*
однократный ввод в ЭВМ и многократное использование информации;
*
простота, удобство и регламентация доступа к компьютерным
информационным массивам;
*
защита компьютерных массивов информации от разрушения и
возможность их восстановления за счет регулярного копирования на магнитные носители.
Система классификации и кодирования информации должна удовлетворять следующим требованиям:
*
однозначность кодирования;
*
полнота охвата информации;
*
минимальная длина кода;
*
возможность актуализации и расширения;
*
удобство и простота поиска закодированной информации в
ЭВМ.
218
Основные требования к формированию документов:
*
наличие в первичных документах реквизитов, необходимых и
достаточных для решения задач АСПВБ;
*
исключение из документов дублирующих и избыточных сведений;
*
размещение информации в виде, при котором обеспечивается
удобство заполнения, чтения, обработки и контроля первичных документов;
*
единые наименования реквизитов для всех видов документов,
обеспечивающие сопоставимость их при совместной обработке;
*
завершающая часть документов должна содержать реквизиты,
необходимые для удостоверения их юридической силы;
*
переменная, адресная и другая общая для документа информация должна выноситься в заголовочную часть документа;
*
реквизиты, помещаемые в заголовочной части, должны давать
полное и четкое представление о виде документа;
*
для оформления документов должны быть разработаны единые правила.
Информационная база АСПВБ содержит совокупность следующих
данных:
*
о пожарном состоянии технологического оборудования, зданий, помещений и сооружений НПЗ;
*
о готовности и работоспособности технических средств пожаровзрывобезопасности;
*
о состоянии боевой готовности пожарных подразделений,
охраняющих НПЗ, о наличии у них и состоянии средств противопожарной
защиты;
*
о подъездных путях;
*
о путях эвакуации людей;
*
о возможных пожарных ситуациях и рекомендациях по их
ликвидации;
*
о степени готовности личного состава ПЧ и персонала НПЗ к
ликвидации пожаров и выполнению первоочередных аварийноспасательных работ;
*
об имевших место на этом и других аналогичных объектах
пожарах и взрывах, примененных способах пожаротушения, взрывозащиты и их эффективности.
219
Физическая организация базы данных должна отвечать следующим
требованиям:
*
экономия памяти путем использования различных способов
сжатия информации;
*
минимизация избыточности (при помощи отображения логических схем в физической памяти, использования указателей в файлах
прямого доступа);
*
рациональная обработка файлов (произвольная с прямым доступом или последовательная);
*
использование таких технических средств и способов размещения на них данных, чтобы наиболее часто используемые записи находились легко и быстро;
*
динамичность данных (оптимальные способы включения и
удаления данных без перезаписи других записей в файлах);
*
возможность расширения файлов новыми записями;
*
поиск записей по нескольким ключам;
*
обеспечение возможности быстрого поиска и чтения записей.
5.2. СИСТЕМА МАТЕМАТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Система математического обеспечения АСПВБ представляет собой
совокупность математических методов, моделей и алгоритмов, необходимых для автоматизированного решения задач по обеспечению пожаровзрывобезопасности НПЗ.
В основу построения алгоритмов решения задач в АСПВБ положены
математические методы и модели процессов возникновения и развития
пожаров, взрывов и их опасных факторов; газообмена, нагрева конструкций, движения людских потоков по эвакуационным путям и т.д.
К необходимым в АСПВБ математическим методам можно отнести
следующие:
*
метод определения уровня обеспечения пожарной безопасности людей [2];
*
метод определения вероятности возникновения пожара (взрыва) на пожаровзрывоопасном объекте [2];
*
метод оценки экономической эффективности систем пожарной
безопасности [2];
*
методы оценки опасных факторов пожара [44];
220
*
*
*
методы оценки токсической опасности дыма [46];
методы игрового моделирования [47];
методы оценки уровня пожаровзрывобезопасности объектов
[151];
*
метод расчета требуемых пределов огнестойкости железобетонных плит [145];
*
метод оценки эффективности противопожарной защиты людей
на путях эвакуации из зданий [146];
*
методы расчета температурного режима пожара в помещениях [147];
*
метод статистических испытаний (Монте-Карло) [37];
*
методы оптимального управления [52];
*
методы управления в условиях неполной информации [12,
131];
*
методы принятия решений [135];
*
метод расчета температур вспышки и воспламенения горючих
жидкостей [150] и ряд других методов.
К необходимым в АСПВБ математическим моделям можно отнести
следующие:
*
модель начальной стадии пожара (позволяет рассчитывать необходимое время эвакуации людей из помещения) [138];
*
модель газообмена лестничной клетки при пожаре в здании
(позволяет рассчитывать оптическую концентрацию дыма в помещениях)
[139];
*
модель движения людских потоков по эвакуационным путям
(позволяет рассчитывать необходимые параметры эвакуационных путей)
[143];
*
модель теплогазообмена в канале дымоудаления (позволяет
рассчитывать необходимые параметры системы противодымной защиты)
[148];
*
модель несжимаемого изобарического потока газов (позволяет рассчитывать необходимые параметры вентиляционного оборудования,
обеспечивающего создание избыточного давления в защищаемых помещениях) [149] и другие модели.
Система математического обеспечения АСПВБ включаeт следующие
алгоритмы:
*
функционирования систем и средств пожарной сигнализации,
противодымной защиты; водяного, пенного и газового пожаротушения;
221
взрывозащиты, оповещения и эвакуации людей, управления подразделениями пожарной охраны;
*
обеспечения информацией персонала НПЗ, пожарной части,
РТП;
*
обмена информацией между функциональными автоматизированными системами, входящими в состав АСПВБ;
*
отображения и документирования информации;
*
прогнозирования динамики оперативной обстановки на НПЗ;
*
оценки опасных факторов пожаров и взрывов;
*
разработки оптимальных планов тушения пожаров;
*
работы операторов АСПВБ;
*
функционирования АРМ инспектора профилактики ПО, РТП и
других работников пожарной охраны.
В системе математического обеспечения АСПВБ должны максимально использоваться существующие и создаваемые алгоритмы, математические методы и модели организаций - разработчиков АСПВБ и АСУТП
НПЗ.
Система математического обеспечения предусматривает возможность наращивания функций и использования дополнительных алгоритмов
обработки информации в период эксплуатации АСПВБ.
5.3. СИСТЕМА ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Система программного обеспечения АСПВБ представляет собой совокупность компьютерных программ, необходимых для автоматизированного решения задач по обеспечению пожаровзрывобезопасности НПЗ.
Система программного обеспечения АСПВБ состоит из двух составных частей:
*
общесистемного программного обеспечения;
*
специального программного обеспечения.
Общесистемное программное обеспечение управляет процессом
обработки информации в компьютерах. В состав общесистемного программного обеспечения входят:
*
операционные системы и средства их расширения;
*
программные средства управления базами данных;
222
*
средства создания и преобразования программ (языки программирования, трансляторы, интерпретаторы, компиляторы, генераторы,
эмуляторы и др.);
*
программные средства интерфейса и управления коммуникациями;
*
программные средства организации вычислительного процесса (планирования, контроля, учета, доступа и др.);
*
сервисные программы;
*
программные средства обслуживания вычислительной техники.
Общесистемные программы обеспечивают функционирование вычислительной техники в режиме реального времени, одновременное решение нескольких задач, обслуживание одновременно с решением задач многих пользователей, обмен данными с другими компьютерами, управление
базами данных.
При выборе системы управления базами данных руководствуются
соображениями обеспечения максимальной скорости доступа к информации, минимизации объема памяти для ее хранения, простоты организации
и расширения базы данных.
Специальное программное обеспечение представляет собой совокупность прикладных программ, обеспечивающих решение конкретных
задач по обеспечению пожаровзрывобезопасности НПЗ в соответствии с
разработанными алгоритмами. Специальное программное обеспечение реализуется на машиноориентированных языках программирования.
Прикладные программы АСПВБ целесообразно создавать по модульному принципу, обеспечивающему удобство замены, модификации,
удаления и дополнения отдельных частей (модулей) этих программ. Часто
используемые программные модули могут находиться в памяти компьютеров, а редко используемые - на дискетах.
Специальное программное обеспечение АСПВБ включает управляющие программы, координирующие обработку запросов пользователей
АСПВБ, а также программы управления комплексом технических средств
пожаровзрывобезопасности и персоналом НПЗ при пожаре.
В специальном программном обеспечении АСПВБ предусматривается необходимый контроль входной информации на наличие запрещенных
кодовых комбинаций, логический контроль и т.п.
Специальные программы обеспечивают работу АСПВБ в режиме реального времени. Предусматриваются как режим автоматического реаги223
рования на экстремальные ситуации, так и участие человека в управлении
АСПВБ в диалоговом режиме.
Специальные программы обеспечивают возможность оперативному
персоналу получать необходимую информацию по его запросу в любой
момент времени.
Поскольку основой эффективной работы пользователей с компьютерами в АСПВБ является диалоговый режим, то одной из необходимых
программ является диалоговый монитор, в котором реализован метод "меню": компьютер задает вопросы и предлагает варианты решений, которые
могут быть выбраны пользователем.
Диалоговый монитор выполняет следующие основные функции:
*
поиск и отображение заранее подготовленного фрагмента информации;
*
запуск программного модуля, реализующего требуемую
функцию;
*
обеспечение передачи данных из одной программы в другую;
*
обеспечение управления диалогом;
*
отображение информации, сформированной программным
модулем.
Специальные программы обеспечивают периодический опрос различных датчиков - пожарных извещателей, сигнализаторов падения давления в газовых баллонах и в сети жидких огнетушащих средств, датчиков
уровня пенораствора в резервуарах и гидро-пенобаках, извещателей падения напряжения питания в устройствах пожарной автоматики и т.п.
В случае поступления сигнала от какого-либо датчика, специальная
программа обеспечивает выдачу сигнала о неисправности, пожаре или
взрыве оперативному персоналу, а в случае подтверждения информации о
пожаре или взрыве - и диспетчеру ПЧ.
Специальное программное обеспечение предусматривает возможность координации действий АСПВБ и АСУТП при опасных ситуациях.
Все сообщения, выдаваемые на дисплеи оперативному персоналу
НПЗ, ПЧ, фиксируются на устройствах печати, дискетах и сопровождаются регистрацией времени и точных координат мест неисправностей, пожаров и взрывов. При выдаче диспетчером команды какому-либо исполнительному механизму, на дисплей должно выдаваться сообщение о получении этой команды механизмом и результате ее выполнения.
Все действия оперативного персонала НПЗ и ПЧ при работе с
АСПВБ фиксируются в памяти компьютеров и на дискетах для последую224
щего анализа.
Специальные программы обеспечивают сбор и накопление статистических данных об отказах устройств пожарной автоматики и ежедневную
выдачу сводок об отказах и заданий персоналу на их устранение.
5.4. СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Система технического обеспечения АСПВБ представляет собой комплекс технических средств (КТС), обеспечивающих сбор, хранение, поиск,
подготовку, обработку, отображение и передачу информации, используемой для автоматизированного решения задач по обеспечению пожаровзрывобезопасности НПЗ.
Основой КТС АСПВБ является вычислительная техника, объединенная в сети, обеспечивающие оперативный обмен информацией. Кроме
того, в состав КТС АСПВБ входят:
*
средства связи и передачи данных;
*
устройства подготовки, ввода и отображения информации;
*
копировально-множительная техника, включая средства микрофильмирования;
*
средства оперативной полиграфии, включая высокопроизводительное фотонаборное оборудование;
*
оргтехника.
Комплекс технических средств АСПВБ обеспечивает:
*
производительность вычислительной техники, необходимую
для решения всех задач АСПВБ;
*
возможность оперативной работы пользователей с вычислительной техникой;
*
приемлемое для пользователей время реакции вычислительной техники на их запросы;
*
простоту эксплуатации и обслуживания;
*
открытость для реконфигурации и дальнейшего развития;
*
возможность использования графической и фотоинформации;
*
информационную связь между различными функциональными
системами АСПВБ, связь АСПВБ с другими заводскими автоматизированными системами и с городскими системами и службами безопасности.
Выбор комплекса технических средств АСПВБ определяется:
*
составом и сложностью задач, решаемых в АСПВБ;
225
*
требованиями к унификации и типизации технических средств
обеспечения технологического производственного процесса;
*
организацией работ по обеспечению пожаровзрывобезопасности НПЗ;
*
общесистемными требованиями к структуре, составу и объемам информационных потоков, надежности передачи и необходимой точности преобразования информации.
Защита КТС от воздействия внешних электрических и магнитных
полей (в том числе по цепям питания) должна быть достаточной для выполнения функций АСПВБ с необходимой надежностью.
Защита окружающей среды от помех, создаваемых КТС при работе,
включении и выключении, должна соответствовать ГОСТ 23450-79 и
"Общесоюзным нормам допустимых помех" N 1-79-9-72.
5.5. СИСТЕМА ЛИНГВИСТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Система лингвистического обеспечения АСПВБ представляет собой
языковые средства взаимодействия пользователей с программнотехническими средствами. Эти языки должны отвечать следующим требованиям:
*
обеспечивать однозначное понимание используемых терминов;
*
инструкции, вводимые пользователем, должны быть короткими;
*
для разных типов вводимых и выводимых сообщений обеспечивать концептуальную целостность (форма, стиль, сокращения);
*
содержать средства помощи пользователю (подсказки, советы);
*
быть психологически приемлемыми для пользователей;
*
обеспечивать возможность выдачи уведомлений на входные
сообщения;
*
включать средства контроля ошибок и их отображения;
*
в особо важных случаях обеспечивать возможность повторного ввода или подтверждения информации для исключения ошибок.
АСПВБ представляет собой информационно-управляющую систему,
в которой наряду с функциями управления являющимися главными при
тушении пожаров, эвакуации людей, проведении первоочередных аварий226
но-спасательных работ) выполняются также информационно-поисковые
работы, что в ряде случаев (кроме использования естественного языка)
требует использования специального информационно-поискового языка
(ИПЯ), в состав которого включаются:
*
перечень смысловыражающих единиц (слов и словосочетаний)
с соответствующими пояснениями, толкованиями (тезаурус);
*
правила преобразования содержания запросов и документов с
естественного языка на ИПЯ;
*
правила построения и ведения ИПЯ.
В качестве смысловыражающих единиц применяют главным образом ключевые слова (словосочетания) и дескрипторы - некоторые символы
(числа, номера, слова), обозначающие совокупность эквивалентных по
смыслу лексических единиц (наличие дескрипторов обеспечивает устранение синонимии).
Способы организации диалога должны обеспечивать простоту и
удобство работы пользователя АСПВБ с программно-техническими средствами. К пользователю не должны предъявляться требования по знанию
программирования.
В зависимости от решаемой задачи и от ситуации должны использоваться следующие способы ведения диалога: простой запрос с фиксированным форматом ответа, альтернативный запрос, меню, анкета.
При разработке экспертных систем в качестве способа организации
диалога может использоваться общение на ограниченном количестве слов
естественного языка (словарь из 100-200 слов) [129].
5.6. СИСТЕМА ОРГАНИЗАЦИОННО-ПРАВОВОГО
ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Система организационно-правового обеспечения АСПВБ представляет собой совокупность организационных методов и средств, необходимых для успешного функционирования АСПВБ, и нормативных документов, регламентирующих деятельность персонала АСПВБ, НПЗ, работников
ПЧ.
Организационно-правовое обеспечение АСПВБ должно быть достаточным для регламентации взаимодействия персонала НПЗ и работников
ПЧ.
227
Состав документации организационно-правового обеспечения определяется ГОСТ 24.209-80 "Система технической документации на АСУ.
Требования к содержанию документов по организационному обеспечению".
Структура подразделений и состав обслуживающего персонала
АСПВБ определяются на стадии технического проектирования. При этом
необходимо рассмотреть три варианта организации работ:
*
создание собственной диспетчерской службы АСПВБ на заводском и блочном (в отдельных зданиях, сооружениях, установках)
уровнях;
*
передача диспетчером АСПВБ своих функций диспетчеру ПЧ
и оперативному персоналу НПЗ;
*
совместная работа диспетчеров АСПВБ и ПЧ.
Функции, права и обязанности должностных лиц, участвующих в
функционировании АСПВБ, определяются должностными инструкциями.
Система организационно-правового обеспечения разрабатывается
исходя из принципа рационального разделения труда руководителей, ИТР
и других категорий обслуживающего персонала на основе четкой регламентации прав, обязанностей и ответственности, а также с соблюдением
принципов единоначалия и персональной ответственности за принятые
решения.
Система организационно-правового обеспечения должна:
*
регламентировать права, обязанности и ответственность лиц,
входящих в состав персонала АСПВБ;
*
регламентировать взаимоотношения между персоналом
АСПВБ и персоналом АСУТП и других заводских автоматизированных
систем и городских систем и служб безопасности при возникновении
взрывов, крупных пожаров и ликвидации их последствий;
*
регламентировать деятельность персонала АСПВБ при автоматическом и автоматизированном режимах выполнения функций;
*
определять юридическую силу информации на машинных носителях и бумажных документов, используемых в процессе функционирования АСПВБ и создаваемых системой;
*
определять ответственность персонала АСПВБ за несвоевременность предоставления исходной и выдачи обработанной информации;
*
регламентировать правоотношения по сбору, хранению, обновлению, обработке, обмену и использованию информации;
228
*
предусматривать организационные меры, снижающие риск
пожаровзрывоопасных действий персонала НПЗ и АСПВБ;
*
регулировать отношения между разработчиками и заказчиками АСПВБ.
5.7. СИСТЕМА МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Измерительные средства, функционирующие в составе АСПВБ НПЗ
и предназначенные для контроля взрывопожароопасных технологических
параметров (в частности через АСУТП НПЗ), параметров пожаровзрывоопасных загрязнений воздушного бассейна, сточных вод и почвы в промышленной и санитарно-защитной зонах, должны удовлетворять требованиям нормативно-технических документов с метрологической точки зрения.
Эти средства должны быть информационно, конструктивно и программно совместимы с соответствующими функциональными системами
АСУТП и АСПВБ (в первую очередь с автоматизированными системами
экологического мониторинга воздушного бассейна, гидросферы и литосферы).
Методы измерений, контроля измерительных средств и диагностирования их неисправностей должны быть стандартизованы, унифицированы и должны обеспечивать заданную точность измерений необходимых
технологических параметров.
На этапе технического проектирования АСПВБ определяются характеристики точности измерений, а также метрологические характеристики
измерительных средств, используемых в составе АСУТП:
*
подлежащих метрологической аттестации;
*
не подлежащих метрологической аттестации, но для которых
нормируется точность;
*
с ненормируемыми метрологическими характеристиками.
Во время эксплуатации АСПВБ должен проводиться непрерывный
автоматический контроль метрологических характеристик измерительных
средств. Для этой цели в АСПВБ должны быть встроены специальные
средства метрологического контроля.
229
6. ЭФФЕКТИВНОСТЬ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ
СИСТЕМЫ ПОЖАРОВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
Эффективность автоматизированной системы пожаровзрывобезопасности нефтеперерабатывающего завода - это ее способность выполнять заданные функции, удовлетворять заданным требованиям.
АСПВБ НПЗ является сложной системой, которая выполняет ряд функций
и должна удовлетворять многим требованиям, поэтому оценка ее эффективности сводится к оценке нескольких различных показателей, в том
числе:
*
вероятностей автоматизированного выполнения отдельных
функций (по предотвращению пожаров и взрывов, тушению пожаров, эвакуации людей и др.);
*
показателей надежности АСПВБ в целом и ее отдельных
функциональных автоматизированных систем и технических средств:
*
стоимости затрат на создание и эксплуатацию АСПВБ и ее отдельных элементов;
*
предотвращенных людских потерь и материального ущерба
за счет внедрения АСПВБ в целом и ее отдельных элементов;
*
степени улучшения показателей эффективности системы пожаровзрывобезопасности в целом и ее составных частей (времени тушения
пожара, времени локализации и подавления взрыва, времени эвакуации
людей из горящих зданий и др.) за счет внедрения АСПВБ и автоматизированного выполнения функций по обеспечению пожаровзрывобезопасности.
Методология расчета показателей эффективности таких сложных систем, к которым можно отнести и АСПВБ нефтеперерабатывающего завода, по существу представляет собой целую область науки, базирующуюся
на широком использовании сложнейших математических моделей. Наиболее разработанными являются вопросы оценки эффективности сложных
технических систем и математического моделирования происходящих в
них процессов.
При оценке эффективности сложных систем пожаровзрывобезопасности НПЗ возникают дополнительные трудности, связанные с оценкой
эффективности защиты жизни и здоровья людей, сохранности материальных ценностей. Необходимая при этом оценка предотвращенных людских
потерь и материального ущерба за счет автоматизированного выполнения
функций по обеспечению пожаровзрывобезопасности требует специальных больших исследований и является очень непростой вследствие слож-
230
ности как самой АСПВБ, так и требуемого математического моделирования.
Поэтому в настоящей работе приводятся только некоторые количественные оценки и дана качественная оценка эффективности АСПВБ
НПЗ.
Постоянный автоматический и автоматизированный контроль состояния технологического оборудования НПЗ и технических средств СПВБ
повышает их надежность, сокращает сроки простоя, связанного с поиском
неисправностей, дает возможность контролировать действия персонала по
обеспечению пожаровзрывобезопасности, позволяет высвободить персонал от рутинного нетворческого труда и повышает его готовность к действиям в экстремальных условиях.
Существенное повышение надежности системы пожаровзрывобезопасности достигается за счет высокой частоты автоматизированного
контроля готовности ее отдельных элементов. Например, в случае отсутствия автоматизированного контроля готовности автоматических установок пожаротушения (АУП), имеющихся на действующих предприятиях,
вероятность безотказной работы этих установок, находящихся в дежурном режиме, при одноразовом техобслуживании в течение месяца (периодичность контроля t = 720 ч) будет равна:
для водяных дренчерных установок пожаротушения
4
P1  e  t  e 1,2710 720  0,91262 ,
для газовых установок пожаротушения с электропуском
4
P2  e  2 ,0810  720  0,86091 ,
где  - параметр отказов.
При автоматизированном контроле готовности АУП периодичность
контроля не превышает 0,2 ч. В этом случае вероятность безотказной работы тех же автоматических установок пожаротушения будет равна:
4
P1  e 1,27 10  0 ,2  0,9999746 ,
4
P2  e  2 ,0810  0 ,2  0,9999584 .
Как видно из приведенных цифр, автоматизированный контроль
АУП, проводимый c достаточно высокой частотой, весьма заметно повышает вероятность их безотказной работы (особенно АУП с низкой надежностью).
Логично предположить, что автоматизированный контроль остальных элементов системы пожаровзрывобезопасности обеспечит достаточно
ощутимое повышение их эксплуатационной надежности.
231
Кроме того, в целях повышения надежности всей системы пожаровзрывобезопасности целесообразно схемное и конструктивное резервирование устройств, имеющих сравнительно невысокую надежность. Так,
например, если вероятность безотказной работы какого-либо устройства Р3
= 0,8, то однократное резервирование этого устройства обеспечит вероятность его безотказной работы
Р3 рез = 1 - (1 - Р3)2 = 1 - (1 - 0,8)2 = 0,96,
а двукратное резервирование Р3 дв. рез = 1 - (1 - Р3)3 = 0,992.
Качественно эффективность АСПВБ можно оценить прежде всего
существенным повышением оперативности обнаружения опасных выбросов компонентов нефтепродуктов в атмосферу и других пожаровзрывоопасных ситуаций, локализации и подавления взрывов, тушения пожаров, эвакуации людей из горящих зданий и выполнения других функций по обеспечению пожаровзрывобезопасности НПЗ.
АСПВБ увязывает воедино все силы и средства пожаровзрывобезопасности НПЗ, превращает их именно в систему, обеспечивая необходимое функциональное взаимодействие, функциональную интеграцию.
Неотъемлемой функцией АСПВБ НПЗ является обеспечение организационной, правовой, информационно-управленческой интеграции и повышение эффективности необходимого функционального взаимодействия заводских систем пожаровзрывобезопасности с общегосударственной системой пожарной охраны (Государственной противопожарной службой, городскими и региональными службами и подразделениями
пожарной охраны и Госпожнадзора, ВНИИПО, МИПБ и другими пожарнотехническими учебными заведениями МВД России).
Одной из важнейших функций АСПВБ является обеспечение информационно-управленческой интеграции и повышение эффективности
необходимого функционального взаимодействия заводской системы
пожаровзрывобезопасности с городскими (региональными) службами
экстренной медицинской помощи, милиции, ГИБДД, МЧС, аварийными
службами систем электро-, водоснабжения и т.д. вследствие комплексного
характера необходимых мероприятий по тушению крупных пожаров и
ликвидации последствий пожаров и взрывов на НПЗ (медицинская помощь
пострадавшим, эвакуация людей, усиленная охрана НПЗ, ликвидация завалов и разрушений; ремонт электросети, систем водоснабжения; организация движения транспорта экстренных служб и др.).
Внедрение автоматизированных систем на нефтеперерабатывающих
предприятиях осуществляется комплексно, поэтому АСПВБ НПЗ создается и функционирует как элемент общезаводской интегрированной ин232
формационно-управленческой системы (ИИУС), что улучшает скоординированность взаимодействия СПВБ с другими заводскими системами безопасности (охраны, ограничения доступа, видеонаблюдения, информационной безопасности и др.), АСУ технологическим процессам
нефтепереработки, АС экологической безопасности окружающей среды,
АС научных исследований и другими автоматизированными системами;
обеспечивает экономичное использование технических средств (вычислительной техники, средств связи и передачи данных, аппаратуры сигнализации и др.); повышает обоснованность принятых решений за счет
использования более полной информации, циркулирующей в ИИУС.
Резюмируя изложенные выше соображения об эффективности внедрения АСПВБ НПЗ, нельзя не отметить социальную сторону этой эффективности: повышение уверенности персонала и окружающего населения в
защищенности от угроз пожаров и взрывов на НПЗ; снижение людских и
материальных потерь вследствие защиты от пожаров и взрывов и соответствующее снижение социальной напряженности в населенных пунктах
и регионах, где располагаются нефтеперерабатывающие предприятия.
Проведенный в настоящей книге анализ потенциальных опасностей
нефтеперерабатывающих производств позволяет сделать вывод о том, что
современная концепция обеспечения их пожаровзрывобезопасности
должна базироваться на широком применении автоматизированных
систем. Одной из важнейших особенностей АСПВБ НПЗ является принцип многоуровневой пожаровзрывозащиты, предусматривающий автоматизацию процессов обеспечения безопасности на всех этапах производства.
Автоматизированные системы пожаровзрывобезопасности целесообразно использовать как на проектируемых новых заводах, так и на действующих НПЗ при их реконструкции и модернизации.
Решение проблемы обеспечения пожарной и экологической безопасности является весьма дорогостоящим, не дающим быстрого и прямого
эффекта. Однако необходимо вкладывать значительные средства в решение данной проблемы для снижения техногенной нагрузки на окружающую среду и вероятностей возникновения крупных аварий, пожаров и
взрывов, приводящих к массовому поражению.
Изложенные в книге материалы для нефтеперерабатывающих предприятий могут быть использованы также при разработке АСПВБ высокорисковых объектов химической, металлургической и других отраслей
промышленности.
233
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ
АВТ
-
атмосферно-вакуумная трубчатая (установка)
АГНСКА
-
наименование предприятия
АК
-
автоматизированный комплекс
АРМ
-
автоматизированное рабочее место
АС
АСВЗ
АСОН
АСОУПО
-
АСОЭЛ
-
АСПВБ
-
АСПВЗ
АСПДЗ
-
АСПМС
-
АСППВ
-
АСППВР
-
АСППЗ
АСПС
АСПТ
АССОУПО
-
АССПО
АСУПР
-
АСУТП
-
автоматизированная система
автоматизированная система взрывозащиты
автоматизированная система общего назначения
автоматизированная система оперативного управления
пожарной охраны
автоматизированная система оповещения и эвакуации
людей
автоматизированная система пожаровзрывобезопасности
автоматизированная система пожаровзрывозащиты
автоматизированная система противодымной
защиты
автоматизированный стационарный пост мониторинга
среды
автоматизированная система предотвращения пожаров
и взрывов
автоматизированная система предотвращения предпожарных и взрывоопасных режимов
автоматизированная система противопожарной защиты
автоматизированная система пожарной сигнализации
автоматизированная система пожаротушения
автоматизированная система связи и оперативного
управления пожарной охраны
автоматизированная система связи пожарной охраны
автоматизированная система управления профилактическими работами
автоматизированная система управления технологиче-
234
АТ-ВБ
-
АУП
ББФ
БОН
БОСЭ
ВВЗП
ВВ
ВИНИТИ
-
ВИПТШ
ВКПВ
ВКПР
-
ВНИИПО
-
ВСГ
ГВС
ГГ
ГЖ
ГИБДД
-
ГО
ГПВС
ГПС
ГРС
ГФУ
ДТ
ДЭАХ
ИИУС
-
ИПЯ
-
ским процессом
обозначение установки (атмосферный блок переработки сырья и блок висбрекинга)
автоматическая установка пожаротушения
бутан-бутиленовая фракция
блок основного нефтеулавливания
блок очистных сооружений ЭЛОУ
обозначение технологической установки
взрывчатые вещества
Всероссийский институт научной и технической информации
Высшая инженерная пожарно-техническая школа
верхний концентрационный предел воспламенения
верхний концентрационный предел распространения
пламени
Всероссийский научно-исследовательский институт
противопожарной обороны
водородсодержащие газы
газовоздушная смесь
горючие газы
горючие жидкости
Государственная инспекция безопасности дорожного
движения
гидроочистка
газопаровоздушная смесь
Государственная противопожарная служба
газораздаточная станция
газофракционирующая установка
дизельное топливо
обозначение технологической установки
интегрированная информационно-управляющая
система
информационно-поисковый язык
235
ИСФ
КИП и А
КТК
КТС
ЛАСППЗ
-
ЛВЖ
ЛПР
ЛСППЗ
МИПБ
МНПЗ
МТБЭ
МЧС
-
МЭА
НКПВ
НКПР
-
НПЗ
НХК
об.
ОС
ОТУ
ОФП
ПВБ
ПВОВ
ПДК
ПК
ПО
ПП
ППФ
ПС
-
236
информационно-справочный фонд
контрольно-измерительные приборы и аппаратура
компьютерный тренажерный комплекс
комплекс технических средств
локальная автоматизированная система противопожарной защиты
легковоспламеняющиеся жидкости
лицо, принимающее решение
локальная система противопожарной защиты
Московский институт пожарной безопасности
Московский нефтеперерабатывающий завод
метил-трет-бутиловый эфир
Министерство по делам гражданской обороны,
чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий
стихийных бедствий
моноэтаноламин
нижний концентрационный предел воспламенения
нижний концентрационный предел распространения
пламени
нефтеперерабатывающий завод
нефтехимический комбинат
объемные
окружающая среда
открытая технологическая установка
опасные факторы пожара
пожаровзрывобезопасность
пожаровзрывоопасное вещество
предельно допустимая концентрация
программируемый контроллер
пожарная охрана
полипропилен
пропан-пропиленовая фракция
пожарная сигнализация
ПЧ
ПЭВМ
РАН
РСУ
РТП
СА
САПР
СВЗ
СГ
СДУО
СДЯВ
СНиП
СОЭЛ
СПВБ
СПГ
СПДЗ
СПС
СПТ
СТМ
СУГ
ТВС
ТНТ
УВК
УОР
УСО
ЦАО
ЦО
ЦУСС
ШТАБ
ГОЧС
ЭЛОУ
-
пожарная часть
персональная электронная вычислительная машина
Российская академия наук
распределенная система управления
руководитель тушения пожара
станция аэрации
система автоматизированного проектирования
система взрывозащиты
сжиженные газы
средства дымоудаления и дымоосаждения
сильнодействующие ядовитые вещества
строительные нормы и правила
система оповещения и эвакуации людей
система пожаровзрывобезопасности
сжиженные пропан-бутановые газы
система противодымной защиты
система пожарной сигнализации
система пожаротушения
сигнализатор термохимический
сжиженные углеводородные газы
топливно-воздушная смесь
тринитротолуол
управляющий вычислительный комплекс
обозначение технологической установки
устройства связи с объектом
Центральная аэрологическая обсерватория
центральное орошение
Центр управления силами и средствами
штаб по делам гражданской обороны и чрезвычайным
ситуациям
электрообессоливающая установка
237
ЛИТЕРАТУРА
1. Закон Российской Федерации "О пожарной безопасности", 1995.
2. ГОСТ 12.1.004-91. Пожарная безопасность. Общие требования.
3. Абросимов А.А. Экологические аспекты производства и применения нефтепродуктов. - М.: Барс, 1999. - 732 с.
4. Топольский Н.Г. Основы автоматизированных систем пожаровзрывобезопасности объектов. – М.: МИПБ МВД России, 1997. – 164 с.
5. Федоров А.В. Разработка автоматизированного комплекса взрывопожарозащиты объектов нефтепереработки на примере Московского нефтеперерабатывающего завода: Дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. - М.: ВИПТШ МВД России, 1993. - 230 с.
6. Абросимов А.А. Улучшение экологической обстановки на Московском
нефтеперерабатывающем заводе: Научные и технические аспекты охраны окружающей
среды (Приложения к обз. инф. "Проблемы окружающей среды и природных
ресурсов"). - М.: ВИНИТИ, 1990, № 10. - С. 74-91.
7. Абросимов А.А., Гуреев А.А. Экологические аспекты применения
нефтепродуктов. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1997. - 91 с.
8. Абросимов А.А. Исследование, разработка и внедрение методов повышения
уровня экологической безопасности нефтеперерабатывающего производства : Дис. на
соиск. уч. степ. док. техн. наук. - М.: МНПЗ, ГАНГ им. И.М.Губкина, 1998. - 466 с.
9. Топольский Н.Г., Блудчий Н.П. Основы обеспечения интегральной безопасности высокорисковых объектов. - М.: МИПБ МВД России, 1998. - 97 с.
10. Топольский Н.Г., Федоров А.В. Принципы построения автоматизированных систем управления противопожарной защитой потенциально опасных производств
// Материалы 7 международной конф. "Системы безопасности" - СБ-98. - М.: МИПБ
МВД России, 1998. –С.16-17.
11. Доклад Президенту Российской Федерации "Горящая Россия" // Пожарная
безопасность, информатика и техника, 1991, N 1. - С. 7-70.
12. Топольский Н.Г., Домбровский М.Б. Основы применения теории игр в автоматизации систем пожарной безопасности. - М.: ВИПТШ МВД России, 1996. - 117 с.
13. Абросимов А.А. Экологические проблемы нефтеперерабатывающего производства. Система управления качеством окружающей среды (на примере МНПЗ).
- М.: Нефтепереработка и нефтехимия, № 6, 1998. - С. 57-64.
14. Легасов В.А., Чайванов Б.Б., Черноплеков А.Н. Научные проблемы
безопасности современной промышленности // Безопасность труда в промышленности,
1988, № 8. - С. 44-51.
15. Маршалл В. Основные опасности химических производств. - М.: Мир,
1989. - 672 с.
16. Иванов Е.Н. Противопожарная защита открытых технологических
установок. - М.: Химия, 1986. - 288 с.
17. Черкасов В.Н. Исследование некоторых вопросов молниезащиты
взрывоопасных зданий и наружных взрывоопасных установок: Дис. на соиск. уч.
степ. канд. техн. наук. - М.: ВИПТШ МВД СССР, 1963. -178 с.
18. Кузьмин В.Г., Волков О.М. Исследование наружных взрывоопасных зон у
нефтяных подземных резервуаров // Сб. науч. тр. "Проблемы горения и тушения". - М.:
ВНИИПО МВД СССР, 1974, ч.11. - С. 130-134.
238
19. Варлаташвилли В.Г. Исследование наружных взрывопожароопасных зон у
наземных вертикальных резервуаров: Дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. - М.:
ВИПТШ МВД СССР, 1982. - 162 с.
20. Сучков В.П. Экспериментальное исследование загазованности автоналивной
эстакады на Володарской ЛПДС: Отчет о НИР. - М.: ВИПТШ МВД СССР, № 4527,
1990. - 420 с.
21. Топольский Н.Г., Блудчий Н.П., Журавлев В.А. и др. Проблемы защиты
объектов общественной безопасности от угроз технологического терроризма, техногенных аварий и катастроф - М.: ИМАШ РАН, 1995. - 100 с.
22. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ,
содержащихся в выбросах предприятий. - Л.: Гидрометеоиздат, 1987. - 82 с.
23. Временные указания по прогнозированию перемещения зон экстремально
высокого загрязнения воздуха сильнодействующими ядовитыми веществами. - Л.:
Госкомгидромет, 1987. - 21 с.
24. Марчук Г.И. Методы математического моделирования в проблеме
окружающей среды. - М.: Наука, 1982. - 371 с.
25. Буйков
М.В., Хворостьянов В.И. Формирование и эволюция
радиационного тумана и слоистой облачности в пограничном слое атмосферы // Изв.
АН СССР, ФАО, т.13, № 4, 1977. - С. 356-370.
26. Хворостьянов В.И. Двумерная нестационарная микрофизическая модель
низких облаков и адекватно-радиационных туманов // Метеорология и гидрогеология,
№ 7, 1982. - С. 16-28.
27. Федоров А.В., Навацкий А.А. Автоматический контроль взрывоопасной
воздушной среды промышленных объектов // Сб. науч. тр. "Организация тушения
пожаров и аварийно-спасательных работ". - М.: ВИПТШ МВД СССР, 1990. - С. 183-186.
28. Абросимов А.А. Захаров С.М., Коломийцев В.М., Навацкий А.А.,
Федоров А.В. Автоматический контроль взрывоопасности воздушной среды
нефтеперерабатывающего завода: Обзорная информ. Сер. Научные и технические
аспекты охраны окружающей среды. - М.: ВИНИТИ, вып. 10 (109), 1991. - С. 57-62.
29. Абросимов А.А., Захаров С.М., Коломийцев В.М., Навацкий А.А.,
Федоров А.В. Автоматический контроль загазованности территорий промышленных
объектов, охраняемых ВПО // Сб. науч. тр. "Совершенствование деятельности органов
Государственного пожарного надзора". - М.: ВИПТШ МВД России, 1991. - С. 233-236.
30. ТУ-газ-86. Требования к установке сигнализаторов и газоанализаторов.
- М.: Миннефтехимпром СССР, 1986. - 26 с.
31. Навацкий А.А. Производственная и пожарная автоматика. Часть I:
Производственная автоматика для предупреждения пожаров и взрывов. - М.: ВИПТШ
МВД СССР, 1985. - 196 с.
32. Жимерин Д.Г., Мясников В.А. Автоматизированные и автоматические системы управления. - М .: Энергия, 1979. - 592 с.
33. Абросимов А.А., Гульдин Г.Л., Ерохин Ю.Ю. Экологический мониторинг
окружающей среды // Система "СЭКОМ", Химия и технология топлив и масел, № 2,
1998. - С. 17-18.
34. Ерохин Ю.Ю. Разработка и внедрение системы экологического
мониторинга воздушного бассейна нефтеперерабатывающего производства: Дис. на
соиск. уч. степ. канд. техн. наук. - М.: МНПЗ, 1999. - 125 с.
35. Измерительная техника для газов. Gas-wasser-abwasser, т. 66, № 6, 1986.
- С. 434-439.
239
36. Абросимов А.А. Опыт работы Московского НПЗ в области охраны
окружающей среды. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1990. - С. 9-12.
37. Бусленко Н.П. Моделирование сложных систем. - М.: Наука, 1978. - 399 с.
38. Вентцель Е.С. Исследование операций. - М.: Сов. радио, 1972. - 552 с.
39. Совершенствование организации и управления пожарной охраной / Под
ред. Брушлинского Н.Н. - М.: Стройиздат, 1986. - 152 с.
40. Брушлинский Н.Н. Системный анализ деятельности Государственной противопожарной службы. Учебник. - М.: МИПБ МВД России, 1998. - 255 с.
41. Перегудов Ф.И. Основы системного подхода и его применение в АСУ.
- Томск: ГУ, 1976. - 244 с.
42. Мельникова Л.И., Шведова В.В. Системный анализ при создании и
освоении объектов техники. - М.: ВНИИПИнефть, 1991. - 85 с.
43. Lashover J.H. Emergency system provides rapid warning of hazardous chemical
leaks. Chemical Processing, Sept. 1985.
44. Меркушкина Т.Г., Романов В.В. Использование математического моделирования для исследования опасных факторов пожара // Сб. науч. тр. - М.: ВНИИПО
МВД СССР, 1981. - С. 34-43.
45. Федоров А.А., Пранов Б.М. Программа расчета полей взрывоопасных и
токсичных концентраций в атмосфере промышленных объектов // Материалы 4
международной конференции "Информатизация систем безопасности" - ИСБ-95. - М.:
ВИПТШ МВД России, 1995.- С. 158-161.
46. Зернов С.И. Методы оценки токсической опасности дыма при пожаре //
Проблемы безопасности при чрезвычайных ситуациях, вып.11. - М.: ВИНИТИ, 1992.
47. Брушлинский Н.Н., Козлачков В.И., Семиков В.Л. и др. Игровое моделирование и пожарная безопасность / - М.: Стройиздат, 1993. - 272 с.
48. Веселов А.М., Мешман Л.М. Автоматическая пожаро- и взрывозащита
предприятий химической и нефтехимической промышленности. - М.: Химия, 1975.
49. Топольский Н.Г., Блудчий Н.П. Потенциальная опасность массового поражения при крупных техногенных авариях. - М.: ВИПТШ МВД России, 1994. - 75 с.
50. Технорабочий проект на автоматизированную систему управления
технологическим процессом пожарной защиты ПО "Атоммаш" (АСУ ПЗ Атоммаш).
- Ростов-на-Дону, 1979. - 100 с.
51. Модульные системы сигнализации утечки газа // Gefahrl. Lad, 1989, № 3.
- 34 с.
52. Болтянский В.Г. Математические методы оптимального управления. - М.:
Наука, 1969. - 408 с.
53. Примак А.В. Моделирование задач при проектировании систем контроля и
управления качеством воздушной среды. Автоматизация контроля и прогнозирования
загрязнения воздуха // Материалы 4 Всесоюзной конференции. - Киев: Наукова думка,
1985. - 89 с.
54. Примак А.В. Перспективы системной автоматизации контроля,
прогнозирования и регулирования загрязнения воздуха - М.: Измерения, контроль и
автоматизация, № 9, 1980. - С. 70-75.
55. Ануфриев В.И. Вопросы построения автоматизированных систем контроля
промышленных выбросов с учетом особенностей производств ряда отраслей //
Автоматизация контроля и прогнозирования загрязнения воздуха. Материалы 4
Всесоюзной конференции. - Киев: Наукова думка, 1985. - 111 с.
56. Елохин А.Н., Корзунов С.Н. Образование СДЯВ в условиях горения хими-
240
ческих продуктов // Проблемы безопасности при чрезвычайных ситуациях, вып. 12.
- М.: ВИНИТИ, 1991.
57. Бабуров В.П., Колосов И.С., Пранов Б.М. Размещение автоматических
пожарных извещателей с учетом степени перекрытия защищаемой площади // Сб. науч.
тр. "Пожарная техника, тактика и автоматические установки пожаротушения". - М.:
ВИПТШ МВД СССР, 1989. – С. 118-123.
58. Щербань А.И. Опыт разработки системы непрерывного сбора и обработки
информации о загрязнении воздушного бассейна. - М.: АН СССР, сер. А, 1977.
- С. 36-41.
59. Шаровар Ф.И. Автоматизированные системы управления и связь в пожарной охране. - М.: Радио и связь, 1987. - 304 с.
60. Палюх В.Б. Программно-технический комплекс для диагностики
непрерывных производств в условиях неопределенности. - М.: Программные продукты
и системы, № 1, 1994. - С. 29-33.
61. Александров В.А. Повышение эффективности автоматических систем
управления технологическими процессами промышленных производств с
обеспечением пожарной безопасности: Дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук.- М.:
ВИПТШ МВД СССР, 1985. - 218 с.
62. Топольский Н.Г., Гордеев С.Г. Автоматизация предотвращения аварийных
предпожарных режимов в технологическом оборудовании // Материалы VI
международной конференции "Информатизация правоохранительных систем". - М.:
Академия управления МВД России, 1997. - С. 107-109.
63. Роев Э.Д. Пожарная защита объектов хранения и переработки сжиженных
газов. - М.: Недра, 1980. - 183 с.
64. Бесчастнов М.В. Промышленные взрывы. Оценка и предупреждение. - М.:
Химия, 1991. - 432 с.
65. Кузьмичев И.И., Волохов В.В. Анализ пожаров в зданиях и сооружениях
промышленных предприятий // Сб. науч. тр. "Горение и проблемы тушения пожаров".
- М.: ВНИИПО МВД СССР, 1977. - С. 44-49.
66. Алексеев М.В., Волков О.М., Шатров Н.Ф. Пожарная профилактика
технологических процессов производств. - М.: ВИПТШ МВД СССР, 1985. - 372 с.
67. Koehorst L.J.B. An analysis of chemical and petrochemical accidents, based upon
historical data as avaliable in database FACTS // NO Report. - 1988. - 44 p.
68. One Hundred Largest Losses: A Thirty-Year Review of Property Damage Losses
in the Hydrocarbon-Chemical Industries // M&M Protection Consultants, 1986-1993.
69. ОПВХП-88. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожарных
химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. - М.:
Металлургия, 1989. - 89 с.
70. Абросимов А.А., Коломийцев В.М., Захаров С.М. и др Снижение
экологической напряженности и повышение безопасности Московского НПЗ на базе
автоматизированного комплекса пожаровзрывозащиты // Научные и технические
аспекты охраны окружающей среды. - М.: ВИНИТИ, вып. 10, 1991. - С. 52-57.
71. Зельдович Я.Б. Взрывные явления. Оценка и последствия. - М.: Мир, 1986.
- 213 с.
72. Бесчастнов М.В. Основные концепции оценки уровня взрывобезопасности и
обеспечения противоаварийной защиты химических производств // Безопасность труда
в промышленности, 1987. - С. 40-46.
241
73. Бесчастнов М.В. Оценка и обеспечение взрывобезопасности промышленных
объектов // Безопасность труда в промышленности, № 1, 1988. - С. 52-57.
74. Когарко С.М. Расчет безопасных расстояний при газовом взрыве в
атмосфере // Взрывное дело. - М.: Недра, 1975. - 121 с.
75. ОНТП-24-86. Определение категорий помещений и зданий по
взрывопожарной и пожарной опасности. - М.: ВНИИПО МВД СССР, 1987. - 29 с.
76. Азиев Р.Г., Швыряев А.А. Технический отчет "Оказание технической помощи по созданию системы, понижающей уровень безопасности при эксплуатации
установки АВТ-6 МНПЗ" (№ 4/92). - М., 1992.
77. Зубова А.Ф. Надежность машин и аппаратов химических производств. - Л.:
Машиностроение, 1978. - 215 с.
78. Муромцев Ю.Л. Безаварийность и диагностика нарушений в химических
производствах. - М.: Химия, 1990.
79. Хенла Е.Дж., Кумамото Х. Надежность технических систем и оценка риска.
М.: - Машиностроение, 1984. - 528 с.
80. Химмельблау Д. Обнаружение и диагностика неполадок в химических и
нефтехимических процессах. - Л.: Химия, 1983. - 352 с.
81. Smith T.A., Warwick R.G. The Second Survey of Defects in Pressure Vessels
Built to High Standards of Construction and its Relevance to Nuclear Primary Circuits.
International Journal of Pressure Vessels in Piping, 1974, V. 2.
82. Smith T.A., Warwick R.G. A Survey of Defects in to Nuclear Primary Circuits //
United Kingdom Atomic Energy Authority, 1981.
83. Marshall W. et al. An Assesment of the Integrity of PWR Pressure Vessells //
United Kingdom Atomic Energy Authority, 1982.
84. Мишуев А.В., Казенов В.В. Разработка технических мероприятий по повышению устойчивости производственных зданий / Отчет по НИР 83/84. - М.: МГСУ,
МНПЗ, 1995.
85. Strehlow R.A. The blast wave from deflagrative explosions, an acoustic approach
// 13th Loss Prevention Symposium of the AlChE. - Phila-delphia, 1980.
86. Lees F.P. Loss revenetion in the Process Industries. - London, 1986, V. 1.
87. Guidelines for Chemical Process Quantitative Risk Analysis, Center for Chemical
Process Safety of the American Institute of Chemical Engineers. - New-York, 1989. - 451 p.
88. Considine M., Crint G.C. Rapid Assement of the Concequences of LPG Releases
// Proceedings of the Gastech 84 LNG/LPG conference Rickmansworth, 1985. - Р. 187-200.
89. Fauske H.K. The discharge of saturated water through tubes // Chem. Engin.
Progress Symp, 1965, V. 6. - Р. 59.
90. Топольский Н.Г. Концепция и структура автоматизированных систем пожаровзрывобезопасности предприятий // Материалы ХШ Всероссийской научнопрактической конференции "Пожарная безопасность - 95". - М., 1995. - С. 32-34.
91. Климат Москвы за последние 30 лет / Под ред. М.А. Петросянца. - М.:
МГУ, 1989.
92. Хинце И.О. Турбулентность, ее механизм и теория. - М.: Физматгиз, 1963.
- 680 с.
93. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. - М.: Физматгиз,
1972. - 440 с.
94. Бард В.Л., Кузин А.В. Предупреждение аварий в нефтеперерабатывающих и
нефтехимических производствах. - М.: Химия, 1984. - 248 с.
242
95. Лосев А.В., Провадкин Г.Г. Социальная экология. - М.: Гуманит. изд. центр
"ВЛАДОС", 1998. - 312 с.
96. Эльтерман В.М. Охрана воздушной среды на химических и нефтехимических предприятиях. - М., 1985. - 160 с.
97. Pasquill D. Atmospheric Diffusion, New-York, 1983.
98. Фомин Г.Ф., Астахов В.А. Контроль за воздухом на газоперерабатывающих
комплексах. - М.: Недра, 1990. - 181 с.
99. Granier J.P., Mery P. Methodes, de calcul des phenomenes de surele vation et de
lispersion des panaches d'effluents gazeux l'atmosphere - PARIS - 10-13/03/80 - Stage
d'etude de la pollution atmospherigue au centre de perfectionenment technigue.
100. Берлянд М.Е. Прогноз и регулирование загрязнения атмосферы. - Л.: Гидрометиздат, 1985. - 178 с.
101. Kaiser G.D., Walker B.C. Releases of anhydrous ammonia from pressurized
containers - The importance of denser-than-air mixtures - Atmospheric Environment, 1978.
– Р. 2289-2300.
102. Fryer L.S., Kaiser G.D. DENZ - A computer program for the calculation of the
dispersion of denze toxic or explosive gases the atmosphere,1979.
103. Jagger S.F. Development of GRUNCH: a dispersion model for continous
releases of denser-than-air vapour into the atmosphere. Rapport HSE/SLD/PD 010 WP 10
- UKAEA-SRD-Juin-1981.
104. Wolff N. Mise en oeuvre du code de calcul GRUNCH pour l'etude de la
dispersion atmospherigue de gaz lourds - HE/32-83- 28- Octobre, 1983.
105. Piekhett R.G. Dispersion of Gas Puffs Peeased in the Atmosphere at Ground
Level. Atmospheru Enviroument, 15, 1981.
106. Eidsvik K.J. A Model for Heavy Gas Dispersion in the Atmosphere. Atmosphere
Enviroument, 14, 1980.
107. Spiger T.O., Havens J.A. Development of a Hefvur-than-air Dispersion Model
for the US Coast Guart Hazard Assesment Computer System. Proc. 3-rd Symp. Nov. 12-13,
1984.
108. Havens J.A. A description and assessment of the SIGMET LNG vapor
dispersion model - US COAST GUARDS - Fevrier 1979.
109. Chan S.T., Gresho P..M., Lee R.W., Upson C.D. A thrce-dimensional, finite
element model of liguified natural gas releases in the atmosphere - Lawrence Livermore
National Laboratory - University of California.
110. Taylor C.L. Proc. Lond., Math., 1922, Ser.2, v.20, p. 3-18.
111. Schmidt W. Der massen astausch in freien Luft. etc. Hamburg, 1925. - 20 s.
112. Телегин Л.Г., Ким Б.И. , Зоненко В.И. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов: Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра,
1988. - 188 с.
113. Френкель Б.А. Промышленные анализаторы состава и свойств жидкостей
и газов в процессах переработки нефти. - М.: ЦНИИнефтехим, 1995.
114. Шимкович В.В. Современное состояние охраны окружающей среды на
нефтеперерабатывающих предприятиях. - М.: ЦНИИБнефтехим, № 2, 1993. - 49 с.
115. Подготовка исходных данных для составления технического задания на
эковзрывобезопасную технологию хранения больших масс нефти, нефтепродуктов и
углеводородного сырья на АО "МНПЗ". Технический отчет (№ 103/95). - М.: ПО "Химическая безопасность", 1996. - 119 с.
243
116. Кротова В.В., Осипов Ю.С., Рощин А.Г. и др. Сборник "Проблемы экологии Москвы". - М.: Гидрометеоиздат, 1992. - 198 с.
117. Климатические характеристики условий распространения примесей в атмосфере (справочник). - Л.: Гидрометеоиздат, 1977.
118. Безуглая Э.Ю. Метеорологический потенциал и климатические особенности загрязнения воздуха городов. - Л.: Гидрометеоиздат, 1980. - С. 31-66.
119. Безуглая Э.Ю., Клинго В.В. Статистический метод оценки влияния метеорологических условий на содержание примесей в атмосфере. ТР ГГО, 1974, В.314.
- С. 81-96.
120. Самоль Н.Г. и др. Метод расчета уровня загрязнения атмосферного воздуха
города Москвы выбросами автотранспорта. ТР ЦВГ МО, 1987, В. 19(2). - С. 24-29.
121. Абросимов А.А., Устинов Б.М., Навацкий А.А., Федоров А.В, Полов
А.И. Экологическая оценка воздушной среды на территории московского нефтеперерабатывающего завода // Серия "Научные и технические аспекты охраны окружающей
среды". Обзорная информация. - М.: ВИНИТИ, № 10, 1991. - С. 48.
122. Навацкий А.А., Попов А.И., Бойко С.А., Федоров А.В. Экспериментальные исследования загрязнения углеводородом воздушной среды промтерритории и санзоны Павельцовской нефтебазы // Технический отчет о НИР, НП "Аюдон", 1992.
123. Руководство по контролю загрязнения атмосферы. РД 52.04.186-89. – М.:
МНПЗ, 1991.
124. Абросимов А.А. Метод нормирования выбросов углеводородов на нефтеперерабатывающих заводах. - М.: Нефтепереработка и нефтехимия, № 11, 1997. - С. 49.
125. Методическое руководство по анализу сточных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. - Уфа: БашНИИ НП, 1992.
126. Востриков Н.И., Модин А.А., Боим В.П. Технический отчет "Об инженерно-геологических работах по выявлению характера, степени и причин загрязнения
грунтовых вод нефтепродуктами (№ 989). - М.: ВНИИПИнефть, МНПЗ, 1990.
127. Карташов М.В., Израилов В.С., Шалимов В.И. Разработка промышленной схемы подземного сбора нефтепродуктов на промплощадке НК НПЗ. - М.: Нефтепереработка и нефтехимия, № 6, 1996. - С. 10.
128. Барсукова Н.В., Королев П.А., Краузе С.Н. Очистка сточных вод и почвы
от нефтепродуктов, ХТТМ, № 4, 1996. - С. 41.
129. Топольский Н.Г., Шварц-Зиндер С.Н. О возможности применения экспертных систем в пожарной охране // Сб. науч. тр. - М.: ВИПТШ МВД России, 1992.
130. Топольский Н.Г., Федоров А.В., Лавров А.В. Оценка надежности управляющих вычислительных комплексов АСУ ПЗ // Материалы 7 международной конференции "Системы безопасности" - СБ-98. - М.: МИПБ МВД России, 1998. - С. 64-66.
131. Юдин Д.Б. Математические методы управления в условиях неполной информации. - М.: Сов. Радио, 1974.
132. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. ППБ-01.93 //
Сб. нормативных документов Государственной противопожарной службы. - М.:
ВНИИПО МВД России, 1994. - С. 51-106.
133. Закон РФ "О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций
природного и техногенного характера", 1995.
134. ГОСТ 12.1.044-85. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы определения.
135. Евланов Л.Г. Теория и практика принятия решений. - М.: Экономика, 1984.
- 176 с.
244
136. Топольский Н.Г., Иванников В.Л., Мерзляков А.К., Гордеев С.Г. Локальные автоматизированные системы противопожарной защиты // Указатель депонированных рукописей, N 11. - М.: ГИЦ МВД России, 1993.
137. Водяник В.И. Взрывозащита технологического оборудования. - Киев:
Техника, 1979.
138. Проведение исследований и разработка пособия по определению необходимого времени эвакуации людей из зальных помещений при пожаре // Отчет по НИР.
- М.: ВНИИПО МВД СССР, 1985. - 113 с.
139. Есин В.М. Математическая модель газообмена лестничной клетки при пожаре в здании // Сб. науч. тр. - М.: ВНИИПО МВД СССР, 1987. - С. 21-28.
140. Furzeland R., Mullick S. On-line Optimization of Refinery Process Units using
SimSci’s ROM Technology, Paper for Section 4.1, ICheaP Conference, Florence, 15-17 May,
1995.
141. Автоматизация типовых технологических процессов и установок. - М.:
Энергоатомиздат, 1988.
142. Вальков В.М., Вершинин В. Автоматизированные системы управления
технологическими процессами. - Л.: Политехника, 1991.
143. Холщевников В.В., Никонов С.А., Шамгунов Р.Н. Моделирование и анализ движения людских потоков в зданиях различного назначения // Уч. пособие. - М.:
МИСИ, 1985. - 75 с.
144. Свириденко С.С. Современные информационные технологии. - М.: Радио
и связь, 1989. - 304 с.
145. Присадков В.И. Модель расчета требуемых пределов огнестойкости // Сб.
науч. тр. - М.: ВНИИПО МВД СССР, 1986. - С. 106-111.
146. Разработка метода количественной оценки эффективности противопожарной защиты людей на путях эвакуации в зданиях // Отчет по НИР. - М.: ВНИИПО МВД
СССР, 1982. - 217 с.
147. Молчадский И.С., Гутов В.Н., Зотов С.В. и др. Методы расчета температурного режима пожара в помещениях зданий различного назначения. - М.: ВНИИПО
МВД СССР, 1988. - 56 с.
148. Валеев Г.Н. Результаты расчета выходных параметров газового потока в
канале дымоудаления // Сб. науч. тр. - М.: ВНИИПО МВД СССР, 1987. - С. 77-83.
149. Удаление дыма из зданий и помещений: Пособие к СНиП 2.04.05-86. - М.:
Стройиздат, 1988. - 145 с.
150. Разработка методики расчета температур вспышки и воспламенения горючих жидкостей // Отчет по НИР. - М.: ВНИИПО МВД СССР, 1982. - 187 с.
151. Гаврилей В.М., Шевчук А.П., Матюшин А.В., Иванов В.А. Методы количественной оценки уровня пожаровзрывоопасности объектов: Обзорная информация.
- М.: ГИЦ МВД СССР, 1987. - 55 с.
152. ГОСТ 34.201-89, 34.602-89, РД 50-682-89. Информационная технология.
Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы.
153. Автоматизированное проектирование систем обеспечения пожарной безопасности объектов народного хозяйства // Методическое обеспечение 1-й очереди
САПР "Пожарная безопасность" : Методические рекомендации. - М.: ВНИИПО МВД
СССР, 1989. - 207 с.
245
Александр Алексеевич Абросимов
Николай Григорьевич Топольский
Андрей Владимирович Федоров
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ
ПОЖАРОВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ
ПРОИЗВОДСТВ
Редактор Н.П. Блудчий
ЛР № 020611 от 31 декабря 1997 г.
Подписано к печати
Бумага офсетная
Тираж 500 экз.
Формат бумаги 60х90 1/16
Печ.л. 19 Уч.-изд. л. 15
Заказ
МИПБ МВД России
129366, Москва, ул. Б.Галушкина, 4
Александр Алексеевич Абросимов
Доктор технических наук, академик Международной академии информацизации, главный инженер Московского нефтеперерабатывающего
завода. Известный специалист в области нефтепереработки. Основное
направление научно-практической деятельности - эколого-экономические
проблемы нефтепереработки. Руководитель Центра социальной экологии
Института социально-политических исследований Российской академии
наук. Член правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков.
Николай Григорьевич Топольский
Доктор технических наук, профессор, академик Российской академии естественных наук, заместитель начальника Московского института
пожарной безопасности. Имеет более 300 научных публикаций и изобретений по АСУ, техническим средствам связи, информатике и проблемам
внедрения новых информационных и коммуникационных технологий в
системах техногенной безопасности высокорисковых объектов. Является
членом Польского кибернетического общества АН РП, входит в состав
редколлегий ряда научно-технических журналов.
Андрей Владимирович Федоров
Кандидат технических наук, докторант Московского института пожарной безопасности. Имеет более 40 научных публикаций и изобретений
по проблемам обеспечения противопожарной защиты нефтеперерабатывающих производств и других высокорисковых объектов. Специалист по
разработке и установке средств пожарной автоматики на объектах различного назначения.
4. Galushkina str., 129366, Moscow, Russia
E-mail: topolsky@mfire1.munic.msk.su
ipb@mos.ru
Phone: (095) 286-6461, 282-1031
Fax: (095) 283-7677, 282-1031
Интернет: www.ipb.mos.ru