Оценка риска возникновения чрезвычайных ситуаций на компрессорной станции «Сергиевского ЛПУМГ»

 

Практика эксплуатации газовых сетей и сооружений показывает, что при повреждении отдельных элементов системы вытекающий газ может легко воспламениться, после чего начинается его интенсивное горение. Газ загорается, но взрывов при этом не бывает. Объясняется это тем, что взрывоопасен не сам газ, а его смесь с воздухом, так называемая газовоздушная смесь, и притом в строго определенной пропорции. Если в воздухе содержится газа меньше нижнего предела, то смесь не способна ни взрываться, ни гореть [4].

Учитывая причины аварии рассмотренные в пункте 1.9 данного раздела работы построена блок-схема развития различных аварийных ситуаций на магистральном газопроводе «Сергиевского ЛПУМГ» (рисунок 1.5), на основании блок-схемы, построено дерево событий (рисунок 1.6).

 

Рисунок 1.5 – Схема развития аварии на магистральном газопроводе

 

Рисунок 1.6 – Дерево событий разрыва магистрального газопровода

Вероятность возникновения инициирующего события – разрушение газопровода, принята равной 1.

Значение частоты возникновения отдельного события или сценария пересчитывается путем умножения частоты возникновения инициирующего события на условную вероятность развития аварии по конкретному сценарию.

1 – разрыв газопровода;

2 – «вырывание» концов разрушенного газопровода из грунта на поверхность («в слабонесущих» грунтах) с разлетом осколков трубы;

3 – образование котлована в грунте (в «твердых» грунтах) с разлетом осколков трубы;

4 – истечение газа из газопровода в виде двух независимых высокоскоростных струй с одновременным образованием ударной воздушной волны;

5 – образование газовоздушного облака;

6 – истечение газа из котлована в виде «колонного» шлейфа с одновременным образованием ударной воздушной волны;

7 – воспламенение истекающего газа с образованием двух настильных струй пламени;

8 – рассеивание истекающего газа без воспламенения;

9 – рассеивание облака;

10 – взрыв газовоздушной смеси;

11 – рассеивание истекающего газа;

12 – воспламенение истекающего газа с образованием «столба» пламени.

Значение частоты возникновения сценария аварийной ситуации при разрыве газопровода, с воспламенением истекающего газа и образованием двух настильных струй пламени равно:

Р_{н.стр.пл} = Р1· Р12 · Р24 · Р47 = 1·0,7·0,7·0,2= 9,8·10^-2. (1.1)

 

Вероятность возникновения взрыва газовоздушной смеси:

 

Р_взр = Р1·Р13·Р35·Р510 = 1·0,3·0,05·0,01= 1,5·10^-4. (1.2)

 

Вероятность возникновения «столба» пламени:

 

Р_ст.п. = Р1·Р13·Р36·Р612 =1·0,3·0,25·0,1= 7,5·10^-3. (1.3)

 

Вероятность возникновения взрыва и пожара:

 

Р_{взр пож}= Р₇+Р₁₀+Р₁₂= Р₁· Р₁₂ · Р₂₄ · Р₄₇ + Р₁·Р₁₃·Р₃₅·Р₅₁₀ + Р₁·Р₁₃·Р₃₆·Р₆₁₂= =1·0,7·0,7·0,2+1·0,3·0,05·0,01+1·0,3·0,25·0,1= 9,8·10^-2+1,5·10^-4 +7,5·10^-3 =0,105(1.4)

 

Таким образом, наиболее вероятным сценарием развития аварии является разрушение газопровода без воспламенения, но, учитывая статистику ЧС, связанных с разрушением газопровода, наибольшие разрушающие последствия имеют разрывы с образованием опасной газовоздушной смеси c последующим разрушением зданий, поэтому будет рассматриваться именно этот сценарий ЧС.

 

1.14 Разработка сценариев развития чрезвычайной ситуации

 

Результаты расследования ранее произошедших аварий позволяют предположить возможность трех типов техногенных аварий, которые могут произойти на компрессорной станции.

Группа сценариев С1 (наиболее опасное): Разгерметизация соединительного газопровода, от блока пылеуловителей до электроприводного газоперекачивающего агрегата в блоке компримирования газа в замкнутом пространстве (помещении), вследствие резкого увеличения давления ® выброс газа ® образование взрывоопасной ГВС в замкнутом пространстве ® взрыв ГВС от источника инициирования (источником инициирования взрыва явилось соударение металлических предметов при выбросе из трубопровода газа, либо, стало результатом взаимодействия (трения) частиц вещества и металлических конструкций трубопровода) ® поражение оборудования и персонала ударной волной, осколками оборудования.

Группа сценариев С2 (наиболее вероятное): Разгерметизация нагнетательного газопровода с природным газом в блоке компримирования газа в здании компрессорной станции, в результате нарушения целостности сварного шва ® выброс газа в пределах помещения ® воспламенение от источника зажигания (источником воспламенения послужила электрическая искра от неисправного оборудования) ® термическое поражение оборудования и персонала.

Группа сценариев С3 (максимально негативное воздействие на окружающую среду): Разгерметизация трубопровода с природным газом на открытом пространстве, вследствие дефекта сварного шва ® выброс газа в открытое пространство ® образование переобогащенной ГВС ® сгорание ГВС по модели «огненный шар» при наличии источника инициирования (источником инициирования послужил разряд молнии) ® прямое огневое воздействие на окружающую среду ® термическое воздействие на окружающую среду.

Взрывоопасные облака топливно-воздушной смеси, как правило, воспламеняются через некоторое время после их образования. Это позволяет оповестить персонал предприятия о необходимости включения устройств защиты (паровые или водяные завесы для его рассеивания) и принять меры по предотвращению возможных взрывов на соседних объектах. Таким образом, весьма актуальным является обнаружение загазованности воздушной среды территории предприятий на ранних стадиях аварии.

Для расчета вероятности возникновения ЧС необходимо построить дерево отказов для каждого сценария.

 

1.15 Расчет вероятности возникновения ЧС, вызванной разгерметизацией газопровода в здании компрессорной станции

 

Моделирование аварийной ситуации представлено на дереве событий.

Дерево отказов - это графическое представление связей между отказами оборудования и аварийными ситуациями. Одним из достоинств метода является систематическое логически обоснованное построение множества отказов элементов системы, которые могут привести к аварии. В соответствии с формулами 1.5 и 1.6 проведем расчет вероятности возникновения взрыва в парке высокого давления.

 

; (1.5)

. (1.6)

 

На рисунке 1.6 приведено дерево отказов для наиболее вероятного сценария, разгерметизация газопровода в здании компрессорной станции с последующим воспламенением истекающего газа.

Рисунок 1.6 – Дерево отказов для наиболее вероятного сценария развития ЧС

 

В таблице 1.7 приведены значения вероятности возникновения конечных событий для нежелательного события – разгерметизация нагнетательного газопровода ГПА в блоке компримирования газа в здании компрессорной станции с последующим воспламенением истекающего газа.

 

Таблица 1.7 – Исходные события «дерева отказов»

Событие или состояние модели	Вероятность события Pi
Отказ предохранительных клапанов	0,04
Отказ автоматических отсекающих задвижек	0,03
Дефект сварного шва	0,06
Коррозионный износ сварного шва газопровода	0,07
Механическое повреждение газопровода	0,08

 

Значение для события Х, по формуле 1.5

 

Р_x= =1-(1-0,0738)∙(1-0,08)=0,1478;

 

Для события Y, по формуле 1.5:

 

Р_y= =1-(1-0,0041)∙(1-0,07)=0,0738;

 

Для события Z, по формуле 1.6:

 

Р_Z=Р_A∙Р_В=0,06∙0,0688=0,0041;

 

Для события В:

 

Р_В= 1-(1-0,04)∙(1-0,03)=0,0688.

 

В соответствии с данными таблицы 1.5 ЧС, вызванная разгерметизацией газопровода, с дальнейшим воспламенением от источника зажигания, является редкой.

В таблице 1.8 приведены значения вероятности возникновения конечных событий для нежелательного события – разгерметизация подземного газопровода в открытом пространстве с последующим воспламенением.

 

Таблица 1.8 – Вероятность возникновения события

№	Событие	Вероятность
1	2	3
1	Недостаточный материал изоляции	1,3∙10-4
2	Механические повреждения изоляции при ремонте и строительстве МГ	2,3∙10-3
3	Неудовлетворительное нанесение покрытия	3,6∙10-3
4	Неудовлетворительный контроль состояния изоляции	1∙10-2
5	Недостаток работы катодной защиты	3,6∙10-3
6	Высокая коррозионная активность грунта	9∙10-3
7	Низкое качество работы сварщика	9∙10-2
8	Некачественный контроль швов	1,5∙10-4
9	Дефекты при строительстве и ремонте	2,9∙10-2
10	Дефекты при транспортировке труб	3,6∙10-3
11	Проведение ремонтных работ в охранной зоне	1∙10-3
12	Трасса МГ не обозначена	10-4
13	Неосведомленность строительных организаций о наличии МГ	10-3
14	Оползень	0,14
15	Паводок	10-4
16	Разряд молнии	1∙10-2
17	Селевой поток	10-3
18	Дефекты заводского продольного шва трубы	1,3∙10-4
19	Низкое качество металла трубы	1,5∙10-4

 

Значение для события Y(по формуле 1.5):

 

;

 

Для события M:

 

1-(1-1,3∙10^-4)∙(1-2,3∙10^-3)∙(1-3,6∙10^-3)=0,006;

 

Для события G:

 

Р_G= Р_M∙Р₄∙Р₅∙Р₆=0,006∙1∙10^-2∙3,6∙10^-3∙9∙10^-3=0,02∙10^-7;

 

Значение для события H:

 

Р_H=Р₇∙Р₈=9∙10^-2∙1,5∙10^-4=1,35∙10^-5;

Для события I:

 

;

 

Для события B:

 

 

 

Для события J:

 

Р_J=Р₁₁∙Р₁₂∙Р₁₃=1∙10^-3∙10^-4∙10^-3=1∙10^-10;

 

Для события K:

 

 

Для события С:

 

1-(1-1∙10^-10)∙(1-0,1495)∙(1-10^-3)=0,1503;

 

Для события D:

 

;

 

Таким образом, для события Х:

 

Р_х=1-(1-0,02∙10^-7)∙(1-0,0466)∙(1-0,1503) ∙(1-0,003) ∙(1-0,001)=0,193.

В соответствии с данными таблицы 1.5 ЧС, вызванная разгерметизацией трубопровода с природным газом в открытом пространстве, с дальнейшим сгоранием ГВС по модели «огненный шар», является отдельной (несколько случаев за десятилетие эксплуатации).

В таблице 1.9 приведены значения вероятности возникновения конечных событий для нежелательного события – полная разгерметизация соединительного газопровода, всасывающего коллектора ГПА в блоке компримирования газа.

 

Таблица 1.9 – Вероятность возникновения события

№	Событие	Вероятность
1	2	3
L	Абразивный износ регулятора давления	1,3∙10-4
M	Дефекты не ликвидируются	10-3
1	Отбор пробы до продувочной свечи через вентиль	1,7∙10-4
2	Отсутствие на продувочном трубопроводе после запорного устройства крана со штуцером для отбора пробы	2,3∙10-4
3	Отсутствие или неисправности систем контроля диагностики	3,6∙10-3
4	Нарушение требуемой периодичности контроля диагностики МГ	1∙10-2
5	Внутренняя коррозия	3,8∙10-3
6	Атмосферная коррозия	2,4∙10-3
7	Повышение рабочего давления	2,9∙10-2
8	Возникновение локальных напряжений	1,5∙10-4
9	Некачественная диагностика и выявление дефектов перед вводом в эксплуатацию	3,2∙10-2
10	Дефекты производства и СМР	3,6∙10-2
11	Недостаточный контроль за регулятором	1,3∙10-2
12	Недостаточный контроль персонала за дат-чиками давления	1∙10-2
13	Неправильная работа манометра	2,3∙10-3

 

На рисунке 1.8 приведено дерево отказов для нежелательного события – разгерметизациия газопровода в помещении, с дальнейшим полным разрушением здания компрессорной станции. Это является наиболее опасным сценарием развития чрезвычайной ситуации.

Рисунок 1.8 – Дерево отказов для наиболее опасного сценария развития аварии на магистральном газопроводе

Значение для события Y(по формуле 1.5):

 

;

 

Для события D:

 

;

 

Для события А:

 

Р_А=Р_M∙Р_D=0,39∙10^-3∙10^-3=0,39∙10^-6;

 

Для события К:

 

Р_К=Р₉∙Р₁₀=3,2∙10^-2∙3,6∙10^-2=1,15∙10^-3;

 

Для события J:

 

;

 

Для события I:

 

Р_I=Р_К∙Р_J=1,15∙10^-3∙0,029=3,33∙10^-5;

 

Для события H:

 

;

Для события G:

 

;

 

Для события F:

 

;

 

Значение для события E:

 

Р_E=Р_F∙Р_G=0,0135∙0,0062=0,83∙10^-4;

 

Значение для события B:

 

Р_B=Р_E∙Р_M=0,83∙10^-4∙10^-3=0,83∙10^-7;

 

Для события C:

 

1-(1-1,3∙10^-2)∙(1-2,3∙10^-3)∙(1-1∙10^-2)=0,025;

 

Таким образом, для события Х:

 

Р_Х=1-(1-0,39∙10^-6)∙(1-1,3∙10^-4)∙(1-0,83∙10^-7) ∙(1-0,025)=0,025.

 

В соответствии с данными таблицы 1.5 эта ЧС является единичной (один раз за время существования объекта).

 

1.16 Описание чрезвычайной ситуации

 

В здании компрессорной станции происходит полная разгерметизация соединительного газопровода, всасывающего коллектора ГПА (f 1020*16мм 38 м) в блоке компримирования газа. Причиной возникновения ЧС на компрессорной станции было резкое увеличение давления в трубопроводе. В результате происходит образование газовоздушной смеси с взрывоопасной концентрацией газа. Источником инициирования взрыва явилось соударение металлических предметов при выбросе из трубопровода газа, либо, стало результатом взаимодействия (трения) частиц вещества и металлических конструкций трубопровода.

Для проведения расчетов принимаем, что авария произошла в 12 часов дня. Время года – весна, 17 мая, скорость ветра 1,0 м/с, температура воздуха 15 ºС. Степень вертикальной устойчивости – изотермия. План компрессорной станции на рис.А2.

В результате взрыва из-за воздействия избыточного давления произошло разрушение здания компрессорной станции и близстоящих сооружений. Схема разрушений представлена в приложении А рисунок А4.

В данном разделе представлено краткое описание объекта исследования, технологическая схема «Сергиевского ЛПУМГ», приведены основные характеристики опасного вещества (природный газ). Разработаны сценарии возникновения и развития чрезвычайных ситуаций, возможных на газопроводе высокого давления. Так же рассчитаны вероятности их возникновения. Информация, полученная в данном разделе, позволяет провести расчет параметров поражающих факторов по определенным сценариям развития чрезвычайной ситуации. Цель, поставленная в разделе достигнута.

 

2. Прогнозирование параметров основных поражающих факторов и оценка устойчивости зданий, сооружений и технологического оборудования

 

В данном разделе рассчитываются показатели пожаровзрывоопасности объекта, определяется категория компрессорной станции по пожаровзрывоопасности, оцениваются социальный и индивидуальный риски, разрабатываются мероприятия по предупреждению пожаров и взрывов.

 

2.1 Анализ производства по пожаровзрывоопасности

 

В нефтегазовом комплексе используется и перерабатывается большое количество горючих и взрывоопасных материалов. Для повышения безопасности технологических процессов необходима правильная оценка взрыво- и пожароопасности этих процессов и выполнение ряда мероприятий, направленных на более рациональное проектирование и безопасную эксплуатацию.

Газоперекачивающая компрессорная станция относится к взрывопожароопасным производствам категории «А». Производства, относящиеся к данной категории, связаны с применением, транспортированием или получением горючих газов, нижний предел воспламенения которых составляет 10 % и менее по отношению к объему воздуха, жидкостей с температурой вспышки паров до 28 градусов при условии, что указанные газы могут образовывать взрывоопасные смеси.

Основными факторами, определяющими опасность участка, являются:

а) наличие и применение в больших количествах природного газа;

б) ведение процесса при высоких давлениях (до 7,5 МПа) и высоких температурах (до 300º С);

в) возможность образования зарядов статического электричества при движении газов и жидкостей по аппаратам и трубопроводам [12].

Пожаровзрывоопасность компрессорной станции обусловлена физико-химическими свойствами транспортируемых веществ. Зависимость параметров газа (давление), а также сложная пространственная конструкция трубопроводов, значительные переменные температурные и газодинамические нагрузки являются основными источниками опасностей в газопроводном транспорте.

 

2.2 Описание расчетного сценария чрезвычайной ситуации

 

В 17.05 происходит полная разгерметизация соединительного газопровода высокого давления, всасывающего коллектора газоперекачивающего агрегата от блока питания до ЭГПА (f 1020*16мм, 38 м, Р=7,5 МПа) в результате резкого повышения давления в трубопроводе. Происходит образование облака газовоздушной смеси с взрывоопасной концентрацией газа. Источником инициирования взрыва явилось соударение металлических предметов при выбросе из трубопровода газа, либо, стало результатом взаимодействия (трения) частиц вещества и металлических конструкций трубопровода.

 

2.3 Расчет избыточного давления взрыва для горючих газов

 

Избыточное давление взрыва ∆Р, кПа, для индивидуальных горючих веществ определяется по формуле:

 

∆Р = (Р_max – Р₀) ∙ ((mZ)/(V_свρ_г.п.)) ∙ (100/С_ст) ∙ (1/К_н), (2.1)

 

где Р_max – максимальное давление взрыва стехиометрической газовоздушной смеси в замкнутом объеме, определяемое экспериментально или по справочным данным. При отсутствии экспериментальных или справочных данных допускается принимать Р_max равным 900 кПа;

Р₀ – начальное давление, кПа (допускается принимать равным 101кПа);

m – масса ГГ, вышедших в результате аварии в помещение

 

 m = V_г ∙ ρ_г. (2.2)

 

где V_г – объем газа, поступившего в помещение в результате гипотетической аварии на газопроводе, м³;

ρ_г – плотность газа при расчетной температуре t_p, кг∙м³, вычисляемая по формуле

 

ρ_г = = кг/м³, (2.3)

 

где М- молярная масса вещества, кг/кмоль;

V₀- мольный объем, равный 22,413 м³/ кмоль;

t_p - расчетная температура, ºС. В качестве расчетной температуры следует принимать максимально возможную температуру воздуха в данном помещении в соответствующей климатической зоне или максимально возможную температуру воздуха по технологическому регламенту с учетом возможного повышения температуры в аварийной ситуации, в нашем случае 21 ºС.

Произведем расчет параметров взрыва при разгерметизации соединительного газопровода для наиболее опасного сценария С1 развития аварии: разгерметизация трубопровода в замкнутом пространстве (помещении) (полная разгерметизация соединительного газопровода, всасывающего коллектора ГПА от блока питания до ЭГПА, f 1020*16мм 38 м в блоке компримирования газа) ® выброс газа ® образование взрывоопасной ГВС в замкнутом пространстве ® взрыв ГВС от источника инициирования ® поражение оборудования и персонала ударной волной, осколками оборудования, дальнейшее развитие аварии на территории компрессорной станции.

Исходные данные:

Трубопровод высокого давления Р_т=7,5 МПа;

Максимальный расход q=5 м³/с;

Диаметр трубопровода d=1020 мм;

Время срабатывания задвижек (автоматическое отключение) Т=30 с;

Расстояние между задвижками l=30 м.

Объем газа, вышедшего из трубопроводов определяется по следующей формуле

 

V_г = V_1Т + V_2Т = 150+3315= 3465 (м³); (2.4)

 

где V_1Т – объем газа вышедшего из трубопровода до его отключения,м³;

 

V_1Т =q∙T = 5∙30=150 (м³); (2.5)

 

где q – расход газа, равный 5 м³/с;

Т – время, до перекрытия трубопровода, равное 30 с;

V_2Т - объем газа, вышедшего из трубопровода после его отключения,м³;

 

V_2Т =0,01πp₂(r²₁l₁+r²₂l₂+,…,r²_nl_n),= 0,01∙ 3,14∙ 7,5∙10 ³∙0,685²·30= 3315 (м³);(2.6)

 

π = 3,14;

Р₂ – максимальное давление в трубопроводе по технологическому регламенту, равное 7,5∙10³ кПа;

r – внутренний радиус трубопроводов, равный 1 м;

L – длина трубопроводов от аварийного аппарата до задвижек, 30 м.

Следовательно, согласно формуле (3.2) вычислим массу ГГ, вышедших в результате аварии и в помещение:

 

m =3465∙0,67= 2322 (кг).

 

Z – коэффициент участия горючего вещества во взрыве, который допускается принимать для горючих газов Z = 0,5;

V_св – свободный объем помещения, в нашем случае V_св =44200 м³;

С_ст – стехиометрическая концентрация ГГ, %(об.), вычисляемая по формуле

 

С_ст = 100/(1+4,84β), (2.7)

 

где β = n_c+((n_H-n_X)/4)-(n_o/2) – стехиометрический коэффициент кислорода в реакции сгорания; (2.8)

Следовательно стехиометрическая концентрация ГГ будет равна:

 

С_ст =100/(1+4,84 ∙2) = 9,36%(об.).

 

К_н – коэффициент, учитывающий негерметичность помещения и неадиабатичность процесса горения. К_н допускается принимать равным 3.

Из всего выше вычисленного можно найти значение избыточное давление взрыва ∆Р для индивидуальных горючих веществ:

 

∆Р =(900-101) ∙((2322∙0,5)/(44200∙0,67)) ∙ (100/9,36) ∙ (1/3) = 112 кПа

 

Определим степень разрушения здания компрессорной станции по таблице 2.1

 

Таблица 2.1 Предельно допустимое избыточное давление взрыва в помещениях или на открытом пространстве

Степень поражения	Избыточное давление, кПа
Полное разрушение зданий	100
50 %-ное разрушение зданий	53
Средние повреждения зданий	28
Умеренные повреждения зданий (повреждение внутренних перегородок, рам, дверей и т.п.)	12
Нижний порог повреждения человека волной давления	5
Малые повреждения (разбита часть остекления)	3

 

В соответствии с таблицей определяем, что при ∆Р=112 кПа происходит полное разрушение здания компрессорной станции.

Произведем расчет параметров пожара для наиболее вероятного сценария С2: разгерметизация трубопровода с природным газом (частичная разгерметизация всасывающего газопровода ГПА f 1020*16,5 мм 285 м в блоке компримирования газа в здании компрессорной станции) ® выброс газа в пределах помещения ® воспламенение от источника зажигания ® термическое поражение оборудования и персонала, дальнейшее развитие аварии на территории предприятия.

Исходные данные:

Трубопровод высокого давления Р_т=7,5 МПа;

Максимальный расход q=5 м³/с;

Диаметр трубопровода d=1020 мм;

Время срабатывания задвижек (автоматическое отключение) Т=20 с;

Расстояние между задвижками l=20 м;

Параметры помещения 85×65×10.

Находим массу горючего газа, вышедшего в результате расчетной аварии в помещение:

 

V=m∙ρг;

 

По формуле 2.3:

 

ρ_г = = кг/м³,

 

По формуле 2.6: V_2Т = 0,01∙ 3,14∙ 7,5∙10 ³∙0,5²·20= 1178 м³;

По формуле 2.5: V_1Т =q∙T = 5∙20=100 м³;

По формуле 2.4 рассчитаем объем газа вышедшего из трубопроводов:

 

V_г = 100+1178= 1278 м³;

 

Согласно формуле 2.2 вычислим массу ГГ, вышедших в результате аварии и в помещение:

 

m =1278∙0,67=856 кг;

 

V_св = 0,8∙55250= 44200 м³ - свободный объем помещения;

 

СН₄:β =1+((4-0)/4-(0/2) =2;

 

По формуле (2.7):

 

С_ст =100/(1+4,84 ∙2) = 9,36%(об.);

 

Z=0,5 по таблице 2.7.

По формуле (2.1) избыточное давление сгорания газовоздушной смеси ∆Р, кПа, для индивидуальных горючих веществ определяется:

∆Р = (900 –101) ∙ ((2023∙0,5)/(44200∙0,67_.)) ∙ (100/9,36) ∙ (1/3)=97кПа,

 

В соответствии с таблицей 2.1, при ∆Р=97 кПа происходит полное разрушение здания компрессорной станции.