Анализ риска трубопровода ШФЛУ
Курсовая работа, 25 Декабря 2011, автор: пользователь скрыл имя
Описание работы
Сжиженный углеводородный газ (СУГ) или сжиженный нефтяной газ пропан-бутан – газ, получаемый из попутного нефтяного газа или при переработке нефти. К сжиженным углеводородным газам низшие углеводороды парафинового и олефинового ряда, в основном пропан, пропилен, бутан, бутилен и их изомеры. Сжиженными они называются благодаря сравнительно легкой способности при небольшом давлении и нормальной температуре переходить из газообразного состояния в жидкое
Файлы: 1 файл
Курсовая ШФЛУ.doc
— 352.50 Кб (Скачать файл)Раздел 8. Разработка решений по ликвидации последствий аварий
Таблица 10 – Анализ аварийных ситуаций, условий их возникновения и развития на трубопроводе ШФЛУ
| № п/п | Наименование аварийной
ситуации |
При каких условиях возможна аварийная ситуация | Возмож-ное раз-витие аварий-ной ситуации | Основные принципы анализа условий возникновения аварийной ситуации | Способы и средства предупреждения, локализации и ликвидации аварийной ситуации | При-меча-ние |
| 1 | Выброс
ШФЛУ в окружающую среду |
Разгерметизация линейной части трубопровода | Взрыв топливно-воздушной смеси | 1. Механичес-кое
поврежде-ние трубопро-вода.
2. Коррозион-ное растрески-вание 3. Некачествен-ный сварной шов |
1.Контроль за
качеством сварных соединений
2. Контроль исправности станций электро-химзащиты 3. Системы оповещения 4. Ограждение места утечки |
Раздел 9. Выводы об опасности объекта
В курсовом проекте рассмотрен трубопровод ШФЛУ, транспортирующий пропан-бутановую смесь на расстояние 0,54 км от ДКС до точки врезки в кондесатопровод. Выполнен анализ возможных причин и последствий развития аварийных ситуаций. Рассчитаны возможные зоны поражения.
Аварии на трубопроводе ШФЛУ приведут к образованию облаков топливно-воздушной смеси. Вероятность взрыва первичного облака газа составила 4,046∙10-3, вторичного - 2,913∙10-4. Значение потенциального риска
Rп=6,2∙10-9. Вероятность смертельного поражения для персонала близок к нулю.
Основными факторами, влияющими на показатели риска, являются:
- неисправность систем защита от коррозии;
- ошибки операторов при обслуживании трубопровода;
- дефекты сварных соединений;
- неаккуратные действия, приводящие к механическим повреждениям трубы.
Повышение противоаварийной устойчивости и взрывоопасности объекта обеспечивается комплексом организационно-технических мер по соблюдению нормативных требований к размещению и исполнению технологического оборудования, аппаратурному оснащению и режимам ведения технологических процессов, порядку контроля технического состояния и условий эксплуатации оборудования.
К техническим решениям по уменьшению риска аварий следует отнести:
- оснащение современными информационно-измерительными системами;
- реконструкция системы электрохимзащиты;
- качественное исполнение сварных соединений.
К основным организационным мерам, снижающим степень риска, относятся:
- контроль со стороны должностных лиц за соблюдением персоналом объекта требований нормативных документов и инструкций;
- осуществлять периодический контроль состояния линейной части газопровода визуальными осмотрами и обследованиями с использованием приборных средств;
- регулярное проведение осмотров и регламентных работ технологического оборудования, систем КиП и автоматики;
- качественное обучение персонала по вопросам профессиональной деятельности и промышленной безопасности, организация его допуска к работе и современная аттестация;
- соблюдение требуемой периодичности и обеспечения необходимого качества диагностики и ремонта оборудования.
Список использованной литературы
- Мартынюк В.Ф., Прусенко Б.Е., Защита окружающей среды в чрезвычайных ситуациях: Учебное пособие для вузов. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 336с.
- Маршалл В. Основные опасности химических производств. – М.: Мир, 1989.
- Абдурашитов С.А., Тупиченков А.А. Трубопроводы для сжиженных газов. – М.: Изд-во «НЕДРА», 1965.