Курсовая работа: Экологические риски

Примечание:

ХЭС – Химический энциклопедический словарь. М., Советская энциклопедия, 1983 г.

СН – Справочник нефтепереработчика. Г.А. Ластовкин и др. Л., Химия, 1986 г.

ВВП – Вредные вещества в промышленности. Справочник. А.В. Лазарев и др. Л., Химия, 1976 г.

Определение социального и индивидуального рисков.

Символы А1-А10 обозначают:

А1 – мгновенное воспламенение истекающего продукта с последующим факельным горением;

А2 – факельное горение. Тепловое воздействие факела приводит к деформации и разрушению близрасположенной железнодорожной цистерны и образованию огненного шара;

А3 – мгновенный выброс продукта с разлетом осколков металла, образованием искр и огненного шара при взрыве;

А4, – мгновенного воспламенения не произошло. Авария локализована благодаря эффективным мерам по предотвращению пожара, либо в связи с рассеиванием парового облака;

А5 – мгновенной вспышки не произошло. Меры по предотвращению пожара успеха не имели. Возгорание пролива;

А7– сгорание облака парогазовоздушной смеси;

 A9— сгорание облака с развитием избыточного давления в открытом пространстве;

А А8 А10 – разрушение рядом стоящих железнодорожных цистерн под воздействием избыточного давления или тепла при горении пролива или образовании огненного шара;

Вероятность реализации аварии, связанной с образованием факельного горения истекающей струи, определяется по формуле :

, (4.1)

где

Qав – вероятность аварийного выброса горючего вещества. Принимается равным 0,0287;

Qмг – вероятность воспламенения истекающего продукта. Принимается равным 0,0119;

Qф – вероятность возникновения факельного горения. Принимается равным 0,0574;

 - вероятность разрушения близрасположенной железнодорожной цистерны под воздействием огненного шара.

Qош определяется по формуле:

, (4.2)

где Рбл – техническая надежность систем блокирования процессов подачи и переработки продукта при аварии. Принимается 0,95 при установленной системе блокирования, 0 – при отсутствии системы;

Рпа – техническая надежность предохранительной арматуры. Принимается 0,95, если установлены системы аварийного сброса продукта с требуемой производительностью, 0 – при отсутствии системы аварийного сброса;

Роп – вероятность успеха выполнения задачи оперативными подразделениями пожарной охраны, прибывающими к месту аварии. Определяется по формуле:

, (4.3)

где Рупс - вероятность выполнения задачи установками пожарной сигнализации. Принимается равной 0,95 (пожарная сигнализация установлена);

Р(tпр£tр) - вероятность прибытия оперативных подразделений пожарной охраны за время, меньшее расчетного времени разрушения близрасположенной цистерны. Принимается равной 0,9;

Рпр - вероятность вызова персоналом аварийных подразделений. Принимается равной 0,33 (односменный режим работы);

, (4.4)

.

Рор - вероятность эффективной работы систем орошения установок (цистерн). Принимается равной 0,95 при наличии системы орошения. В противном случае принимается 0;

Ртп - вероятность эффективной защиты поверхности установки с помощью теплоизолирующих покрытий. Принимается 0,95 при наличии теплоизолирующего покрытия. В противном случае принимается 0.

.

Таким образом:

.

Вероятность возгорания разлива определяется по формуле Э.5 ГОСТ Р:

, (4.5)

где , Рз – вероятность предотвращения пожара благодаря применению противопожарных средств или облако газопаровоздушной смеси рассеялось. Принимается равным 0,95.

Qвп – вероятность воспламенения разлива горючих веществ в результате аварии. Принимается равным 0,0287.

Тогда:

.

Вероятность сгорания облака парогазовоздушной смеси определяется по формуле:

где

Qсо – вероятность воспламенения облака парогазовоздушной смеси. Принимается, Qсо=0,1689.

Вероятность сгорания облака парогазовоздушной смеси определяется по формуле:

, (4.7)

где

Qсо – вероятность воспламенения облака парогазовоздушной смеси. Принимается по табл., Qсо=0,1689.

,

Вероятность сгорания облака парогазовоздушной смеси с развитием избыточного давления определяется по формуле:

, (4.8)

где

Тогда:

Определение индивидуального риска производилось по формуле Э.26 ГОСТ Р:

, (4.9)

где Qпi – условная вероятность поражения человека.

Величина социального риска оценивается по формуле с учетом данных вышеуказанной таблице 4:

, (4.10)

Таким образом, основными поражающими факторами в случае аварий являются ударная волна, тепловое излучение, открытое пламя, осколки разрушенных железнодорожных цистерн, химическое воздействие от парения пятна разлива нефтепродукта.

5 АНАЛИЗ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ

5.1 Технологии и способы сбора разлитой нефти и порядок их применения

Сбор пролитой нефти производится сразу же после завершения работ по локализации разлива. Сбор (откачка) пролива осуществляется с использованием нефтесборного оборудования и привлекаемых организаций.

Сбор нефти с поверхности водоемов. Сбор нефти с поверхности акватории осуществляется нефтесборщиками.

Собранная смесь нефти с водой предварительно отстаивается в отстойнике нефтесборщика. Нефть и вода из отстойника выкачиваются насосом нефтесборщика. Нефть откачивается в разборные резервуары. Регулировка производительности сбора нефти, отстоя и выкачки производится в соответствии с Инструкцией по эксплуатации нефтесборщика.

Одновременно с работой по сбору нефти на воде проводятся работы по очистке берега водоема от замазученного грунта с помощью передвижных насосов в передвижные емкости (автоцистерны). Собранная нефть автоцистернами вывозится на очистные сооружения.

Сбор нефти с поверхности болот. Очистка поверхности болота от остатков нефти осуществляется путем ее смыва с поверхности болота.

Метод смыва нефти заключается в следующем: мотопомпой, гидромонитором, поливомоечной машиной или другими техническими средствами, обеспечивающими подачу воды под давлением, вода подается из ближайшего источника по направлению к месту аварии или повреждения. Вода с нефтью собирается в приямке, устроенном на границе разлитой нефти, откуда откачивается в котлован или обвалование. Нефть при помощи передвижных насосов закачивается в автоцистерны и перевозится на очистные сооружения ближайшей производственной площадки.

Сбор нефти с поверхности суши. После восстановления поврежденного участка трубопровода нефть из ям-накопителей (земляного амбара, обвалования и других емкостей) закачивается в отремонтированный трубопровод передвижными насосными агрегатами или перевозится автоцистернами на очистные сооружения ближайшей производственной площадки.

Закачка нефти в трубопровод производится через специально подготовленную обвязку с задвижкой с обратным клапаном. Обвязка предварительно спрессовывается на рабочее (проектное) давление трубопровода. После закачки задвижка демонтируется по специальной технологии. Разрешается оставлять задвижку, но в этом случае она должна быть заглушена, заключена в колодец (или ограждение), у которого выставляется постоянный предупредительный знак.

Параллельно с откачкой нефти из ям-накопителей производятся работы по уменьшению количества нефти, впитавшейся в грунт. Для этого на замазученную почву, оставшуюся после откачки нефти, наносится сорбент (торф и т.д.) из расчета 0,5 м3 на 10 м2 замазученности. Если сорбент не впитал с поверхности почвы всю нефть, операцию повторяют.

Сбор нефти на территории производственных площадок. Нефть из мест накопления собирается при помощи передвижных насосов в автоцистерны и перекачивается (вывозится) в емкость для ее дальнейшего применения.

С твердых покрытий (асфальт, бетон) в теплое время года нефть собирают с помощью сорбентов.

Сбор разлитой нефти осуществляется с использованием ручного шанцевого инструмента.

5.2 Технологии и способы реабилитации загрязненных территорий

После завершения аварийных работ по приказу генерального директора создается комиссия по осмотру земель с участием заинтересованных сторон. При осмотре земель комиссия определяет географическое положение нарушенного участка, его площадь, источник и характер нарушения и загрязнения почв, делает заключение о возможных способах рекультивации.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8