close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Волкова Татьяна Сергеевна. Управление техногенными рисками производственных процессов тепловой электростанции на основе результатов имитационного моделирования

код для вставки
2
3
4
АННОТАЦИЯ
Выпускная квалификационная работа изложена на 82 страницах, содержит
введение, 2 раздела, заключение, список литературы, приложения. В работе
представлены 15 таблиц, 29 рисунков.
Ключевые слова: техногенный риск, чрезвычайная ситуация, управление,
имитационное моделирование, декомпозиция, разработка мероприятий.
Целью выпускной квалификационной работы является разработка схемы
управления техногенными рисками производственных процессов тепловой
электростанции на основе результатов имитационного моделирования.
Для достижения поставленной цели в работе были решены следующие
задачи:
1) провести анализ устойчивости объекта теплоэнергетического комплекса в
условиях ЧС;
2) провести анализ наиболее вероятных ЧС на предприятии и причин их
возникновения;
3)
рассмотреть
существующие
обобщенные
схемы
управления
техногенными рисками;
4) разработать схему управления техногенными рисками на примере ПАО
«Квадра» - «Орловская генерация»;
5) провести декомпозицию элементов схемы с разработкой необходимого
методического обеспечения;
6) оценить последствия возникновения наиболее опасной аварийной
ситуации на тепловой электростанции на основе результатов имитационного
моделирования;
7) на основе разработанной схемы управления техногенными рисками
разработать и обосновать мероприятия, направленные на снижение риска
возникновения аварии.
4
Содержание
ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................ 6
1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ........................................................................... 8
1.1. Общая характеристика объекта экономики ............................................ 8
1.2. Анализ устойчивости объекта в условиях ЧС ...................................... 14
1.3 Природно-климатическая и физико-географическая характеристика
района расположения предприятия ............................................................................. 15
1.4. Характеристика производственного процесса предприятия ............... 17
1.5. Анализ внутренней планировки и систем энерго - и водоснабжения
главного корпуса предприятия ПАО «Квадра» - «Орловская генерация» ............. 22
1.6. Анализ системы оповещения и защиты рабочих и служащих в ЧС... 25
1.7. Анализ наиболее вероятных ЧС в главном корпусе ПАО «Квадра»
«Орловская генерация»................................................................................................. 27
1.8. Анализ причин возникновения аварий, связанных с разгерметизацией
газопровода .................................................................................................................... 31
2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ ...................................................................................... 34
2.1. Разработка схемы управления техногенными рисками ....................... 34
2.2. Разработка модели системы управления техногенными рисками на
предприятии ПАО «Квадра» - «Орловская генерация» ........................................ 35
2.3. Декомпозиция блоков схемы управления техногенным риском на
предприятии ПАО «Квадра» - «Орловская генерация» ............................................ 39
2.4. Оценка начальной аварийной ситуации в главном корпусе
предприятия ................................................................................................................... 42
2.5. Построение дерева событий аварийной ситуации, связанной с
разгерметизацией газопровода котла .......................................................................... 43
5
2.6. Имитационное моделирование параметров взрыва и последствий его
возникновения при разгерметизации газопровода котла на полное сечение ......... 48
2.6.1. Выбор и обоснование расчетных методик ................................ 48
2.6.2.
Разработка
расчетных
программ
для
имитационного
моделирования ............................................................................................................... 55
2.6.3. Имитационное моделирование взрыва газовоздушного облака
на предприятии ПАО «Квадра» - «Орловская генерация» ....................................... 57
2.6.4. Расчет энергии взрыва и зоны действия детонационной
волны .............................................................................................................................. 66
2.6.5. Расчет людских потерь среди персонала предприятия ............ 67
2.7. Разработка мероприятий по снижению риска возникновения
аварии ............................................................................................................................. 69
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................... 74
Список литературы ............................................................................................. 75
Приложение А - Схема главного корпуса блочной части ............................. 78
Справка о результатах проверки на наличие заимствований ......................... 82
6
ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетика является сферой народного хозяйства, включающей
энергоресурсы, производство и модификацию различных видов энергии в
электрическую для нужд населения и предприятий.
Одной
из
главных
составляющих
электроэнергетики
является
теплоэнергетика, которая обеспечивает технологический процесс производства
тепловой энергии, транспортирование, а также трансформирование ее в другие
разновидности энергии. Она связана системными связями с другими отраслями
народного хозяйства и во многом определяет уровень развития экономики,
состояния общества, коммунально-бытовые условия жизни людей, уровень
благосостояния человека.
Производственный
процесс
преобразования
тепловой
энергии
в
механическую и электрическую осуществляется на тепловых электростанциях,
которые на сегодняшний момент являются важнейшими поставщиками тепловой
и электрической энергии.
На сегодняшний день тепловая энергетика занимает ведущее место среди
отраслей электроэнергетики во всем мире. Порядка 75% производства всей
электрической энергии на территории России осуществляется на тепловых
электростанциях.
Однако с течением времени стало все более часто наблюдаться увеличение
количества техногенных аварий и катастроф на объектах теплоэнергетики,
которые влекут за собой колоссальный имущественный ущерб, травмирование и
гибель людей. Согласно статистике за последние десять лет подавляющее
большинство аварий происходят именно на теплоэлектростанциях, при этом всего
только 5 % на гидроэлектростанциях.
Это
обусловлено
тем,
что
на
теплоэнергетических
предприятиях
сконцентрировано наибольшее количество опасных объектов производства. К
ним относятся: легковоспламеняющиеся материалы, огнеопасное оборудование и
установки, электрооборудование с наполнением масла, турбогенераторные
маслосистемы, водородные системы охлаждения генераторов и др.
7
Исходя из этого целью выпускной квалификационной работы является
разработка
схемы
управления
техногенными
рисками
производственных
процессов тепловой электростанции на основе результатов имитационного
моделирования.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
1) провести анализ устойчивости объекта теплоэнергетического комплекса в
условиях ЧС;
2) провести анализ наиболее вероятных ЧС на предприятии и причин их
возникновения;
3)
рассмотреть
существующие
обобщенные
схемы
управления
техногенными рисками;
4) разработать схему управления техногенными рисками на примере ПАО
«Квадра» - «Орловская генерация»;
5) провести декомпозицию элементов схемы с разработкой необходимого
методического обеспечения;
6) оценить последствия возникновения наиболее опасной аварийной
ситуации на тепловой электростанции на основе результатов имитационного
моделирования;
7) на основе разработанной схемы управления техногенными рисками
разработать и обосновать мероприятия, направленные на снижение риска
возникновения аварии.
8
1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1. Общая характеристика объекта экономики
Объектом исследования является Орловская ТЭЦ — теплоэлектроцентраль,
входящая в состав ПАО «Квадра» - «Орловская генерация». Основная продукция
ОТЭЦ - электрическая и тепловая энергия в виде пара и горячей воды для нужд
предприятий и населения.
31
августа
1946
года
является
началом
работы
орловской
теплоэлектроцентрали. Именно в этот день впервые запустили паровой котёл и
паровую турбину, мощность которой составляла на тот момент 2000 кВт. В 1948
году вводится в эксплуатацию новый котёл и более современная паровая турбина,
мощность которой составила 6000 кВт. 1977 год в истории развития ОТЭЦ
ознаменовал
крупномасштабное
строительство
-
укрупнение
и
усовершенствование имеющейся теплоэлектроцентрали тремя энергоблоками
высокого давления. С момента своего основания и до настоящего времени
орловская
теплоэлектроцентраль
уже
6
раз
прошла
автоматизацию
и
модернизацию. На сегодняшний момент установленная мощность ОТЭЦ
составляет 330 мегаватт, что в 165 раз превышает уровень 1956 года, а также
обеспечивает на 40% потребность области в электроэнергии и на 70%
потребность города Орла в теплоэнергии.
Штатная численность работников предприятия 285 человек. Управляет
предприятием начальник филиала ПАО «Квадра» - «Орловская генерация».
Техническим руководителем предприятия является главный инженер. Руководит
работой начальник смены станции, который находится в административном
подчинении главного инженера предприятия.
Структура управления предприятием представлена на рисунке 1.
9
8
Рисунок 1 - Организационная структура управления предприятием
10
Как видно из структуры управления, организационно предприятие
разделено на 10 служб:
- производственно - техническая служба осуществляет разработку и
внедрение
технических
мероприятий
по
совершенствованию
производственного процесса, составляет планы выработки тепловой и
электрической энергии, а также ведет технический учет работы оборудования и
потребления энергетических ресурсов;
- служба ремонта и техперевооружения производит эксплуатационноремонтные и модернизационные работы оборудования;
- служба производственного контроля и охраны труда контролирует
соблюдение правил технической эксплуатации и техники безопасности;
- служба по реализации тепловой энергии занимается подготовкой и
подачей газового топлива в котельный цех предприятия;
- финансово-экономическая служба осуществляет контроль расходования
экономических средств предприятия, а также составляет бухгалтерские отчеты;
- служба по работе с персоналом занимается решением вопросов по
организации управления;
- служба экономической безопасности и режима разрабатывает и
реализует организационно - технические и экономические мероприятия
обеспечивающие экономическую защиту предприятия;
- правовая служба обеспечивает защиту законных прав и интересов
предприятия, а также его сотрудников;
- служба материально-технического обеспечения снабжает ОТЭЦ
необходимыми
инструментами,
запасными
частями
для
оборудования,
занимается заключением договоров на материально-техническое снабжение;
- служба информационных технологий осуществляет развитие и
внедрение новых технологичных решений предприятия.
Каждая служба имеет своего непосредственного руководителя, который
ведет отчет перед начальником смены цеха.
11
Орловская ТЭЦ имеет в своем составе семь конструктивно соединенных
цехов, которые производят электроэнергию и тепло. В качестве топлива для
производства энергии используется природный газ, а в качестве резервного
топлива применяется мазут.
Основными структурными подразделениями ОТЭЦ являются:
- административно-управленческий персонал;
- котлотурбинный цех;
- электрический цех;
- химический цех.
На территории ОТЭЦ находятся следующие основные производственные
здания:
- главный корпус части высокого давления, состоящий из турбинного и
котельного отделений;
- главный корпус части среднего давления в котором находится
теплофикационная установка;
- водогрейная котельная;
-
объединенный
вспомогательный
корпус,
в
который
входят
химводоочистка, механические мастерские, блок административно-бытовых
помещений;
- открытое распределительное устройство (ОРУ) служащее для приёма и
распределения электроэнергии;
- маслохозяйство;
- мазутное хозяйство в состав которого входит сливная эстакада,
предназначенная для слива цистерн мазута, четыре мазутных резервуара
емкостью по 1000 тонн, для хранения мазута, а также мазутонасосная, где
установлены четыре мазутных насоса и два насоса рециркуляции.
- газорегуляторные пункты №2 и №3, предназначенные для понижения
входного давления газа до заданного уровня и постоянного его поддержания на
выходе;
12
- циркнасосная станция, которая обеспечивает подачу отработавшей воды
на водоохлаждающее устройство;
- служебно-бытовой корпус;
- склад оборудования.
Основными технологическими сооружениями, расположенными на
территории предприятия являются:
- три градирни, предназначенные для охлаждения воды в системе
оборотного
водоснабжения
предприятия
(орошения = 1600 м2 каждой
градирни);
- пруды-накопители №2 и №3 (2 = 17000 м3 , 3 = 31000 м3 );
- пруд-могильник №1 (1 = 10000 м3 );
- два бака-аккумулятора, обеспечивающие поддержание заданного
давления в
обратном трубопроводе, а также создающие запас подпиточной
воды на ТЭЦ (объемом  = 1000 м3 каждый);
- четыре мазутных бака емкостью 1000 м3 каждый с максимальным
количеством мазута на объекте 3620 тонн;
- два бака запаса конденсата (объемом  = 1000 м3 каждый).
За
пределами
сооружения,
которые
территории
ОТЭЦ
предназначены
расположены
для
сброса
гидротехнические
излишней
воды
из
водохранилища.
Каждое гидротехническое сооружение состоящие из:
- водосливной плотины;
- земляной защитной дамбы;
- береговой насосной станции, которая служит для подачи свежей
технической воды из реки Оки на территорию предприятия.
Схема
расположения
основных
производственных
зданий,
технологических сооружений, коммуникационных систем и транспортных
путей ОТЭЦ представлена на рисунке 2.
13
Рисунок 2 - Схема расположения предприятия на местности
14
1.2. Анализ устойчивости объекта в условиях ЧС
Для управления техногенными рисками производственных процессов на
предприятии теплоэнергетического комплекса необходимо провести анализ
возможных
техногенных
ЧС,
затем
смоделировать
наиболее
опасную
аварийную ситуацию и оценить последствия ее возникновения. Для получения
достоверных результатов количественной оценки последствий воздействия
поражающих факторов техногенной аварии на предприятие и его работников
необходимо провести анализ устойчивости объекта в условиях ЧС.
Устойчивость промышленного объекта выражается в способности
сохранять выполнение своих функций по производству и выпуску продукции в
условиях
чрезвычайной
препятствовать
ситуации,
распространению
предупреждать
поражающих
возникновение
факторов
природных
и
и
техногенных ЧС, а также быстро восстанавливать производственный процесс
при наличии повреждений.
Каждый производственный объект экономики характеризуется своими
специфическими
особенностями
технологического
процесса.
Однако
существует ряд общих факторов, независимых от производственного профиля,
которые влияют на устойчивость объекта в условиях чрезвычайной ситуации.
Поэтому при анализе устойчивости объекта теплоэнергетического
комплекса необходимо рассмотреть следующие факторы:
1. Район расположения промышленного предприятия.
Физико-географическое положение и метеорологические условия района
расположения предприятия оказывают значительное влияние на характер
протекания и распространения ЧС.
2. Специфика технологического процесса.
Подробная схема технологического процесса, учитывающая особенности
производственного процесса конкретного промышленного объекта, дает
возможность провести оценку основных причин и мест возникновения таких
ЧС как пожары и взрывы.
15
3. Компоновка производственных помещений.
Внутренняя планировка объекта является определяющим фактором при
прогнозировании последствий ЧС и определяет места концентрирования
наибольшей пожарной нагрузки, а также влияет на степень разрушения
производственных зданий и размеры очага поражения.
4. Системы энергетического снабжения.
Работа промышленного объекта напрямую зависит от источников
энергетического снабжения: электрической энергии, природного газа, мазута,
производственной
воды,
пара,
водорода.
Поэтому
необходимо
проанализировать максимальные временные рамки работы предприятия при
использовании запасов резервной системы энергоснабжения.
5. Системы водоснабжения.
Система водоснабжения определяет функционирование системы водного
пожаротушения, а также ее надежность.
6. Система оповещения и защиты рабочих и служащих от поражающих
факторов ЧС.
Данный фактор определяет уровень защиты персонала предприятия от
воздействия поражающих факторов, возникающих при возникновении и
развитии аварийной ситуации. Для этого необходимо провести анализ объекта
на наличие защитных сооружений и их укрывающую способность, а также
исследовать готовность системы оповещения в случае возникновения ЧС.
1.3 Природно-климатическая и физико-географическая характеристика
района расположения предприятия
Орловская теплоэлектроцентраль находится в северной части г. Орла.
Город расположен в юго-западной части Европейской территории Российской
Федерации
на
Среднерусской
возвышенности.
Орел
характеризуется
преобладанием умеренно-континентального климата, за счет чего сезонная
смена времен года имеет контрастный характер: лето - теплое, зима достаточно холодная.
16
С севера на юг наблюдается усиление континентальности климата. Согласно
усредненным
показателям,
протяженность
периода
со
среднесуточной
температурой воздуха выше 0 ℃ составляет 200 дней, при этом средняя
продолжительность
безморозного
периода
варьируется
в
пределах
-
135 ÷ 150 дней. Январь является самым холодным месяцем в городе с
преобладающей температурой в среднем -7,1 ℃, июль - самый теплый месяц,
когда столбик термометра в среднем поднимается до 20,4 ℃. Диаграмма
средних температур в городе в течении 2017 года представлена на рисунке 3.
Рисунок 3 - Значение средних температур в г. Орел в течении 2017 года
Преобладающим в течении года является южный ветер с усредненным
показателем его скорости - 2,4 м⁄с.
Абсолютные высоты колеблются в пределах от 118 до 281 м над уровнем
Балтийского моря. Преимущественно область располагается в лесостепной
природно-растительной зоне.
Среднегодовое количество осадков колеблется в пределах диапазона
520÷630 мм. Среднегодовое распределение количества осадков за 2017 год по
месяцам представлено на рисунке 4.
17
Рисунок 4 - Среднегодовое распределение количества осадков за 2017 год в г. Орёл
В почвенном покрове имеют преобладание суглинки, однако в юговосточной части области размещены глинистые почвы, а в долине реки Оки
располагаются небольшие участки песчаных и супесчаных почв.
1.4. Характеристика производственного процесса предприятия
Производственный процесс выработки электроэнергии на предприятии
теплоэнергетического комплекса характеризуется следующей технологической
схемой (рисунок 5).
Рисунок 5 - Технологическая схема предприятия
18
Для получения перегретого пара высокого давления топливо поступает в
котельный агрегат марки «ТГМЕ-454» для сжигания. Параметры котлоагрегата
представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Параметры котлоагрегата марки «ТГМЕ-454»
Параметр
Значение
Номинальная производительность, т/ч
500
Рабочее давление в барабане, кгс/см2
162
Рабочее давление пара на выходе из котла, кгс/см2
140
Температура перегретого пара, ᵒС
560
Температура питательной воды, ᵒС
230
Котельный агрегат имеет П-образную компоновку и состоит из топочной
камеры объемом 1610 м3 и опускной конвективной шахты, соединенных в
верхней части горизонтальным газоходом. В топочной камере размещены
испарительные экраны и радиационный пароперегреватель. Все экраны
топочной камеры секционированы. Каждая панель представляет собой
отдельный циркуляционный контур. Всего на котле выполнено 20 контуров
циркуляции. Изображение котлоагрегата представлено на рисунке 6.
Рисунок 6 - Котлоагрегат
19
Полученный в котельном агрегате пар направляется в турбинный цех для
преобразования энергии.
Котельное и турбинное отделение ОТЭЦ размещены в едином блоке –
главном здании предприятия. Блок-схема расположения производственных
отделений в главном корпусе предприятия представлена на рисунке 7.
Котельное отделение
Т=12 с
Т=12 с
Блок № 1.1-1.3
Паровой котел ТГМЕ-454
Qв=5,6 r=0,5
Природный газ от ГРП
9К-263
10К-263
11К-339
Т=300 с
М-1,2,6,7,11,12 9К-286, 9К-285
Мазут
из мазутонасосной
Мазут
в мазутонасосную
Блок № 1.4-1.6
Газопровод котла
ø 426 L=38,4 м
Qв=11,6 r=5,6
Блок № 1.7-1.9
Трубопровод мазута
ø 159 L=61,5 м
Турбинное отделение
Блок № 2.1
Водородопровод
(от водородной рампы до
водородных постов ТГ-5-6-7)
ø 36 L=150 м
Qв=6,8 r=2,9
Блок № 2.5
Трубопровод
масляной системы
уплотнения вала генератора
ø 60 L=32 м
Блок № 2.2-2.4
Система охлаждения
гененератора
ø 89 L=9,3 м
Qв=7,6 r=3,4
Блок № 2.6-2.8
Маслобаки турбин
турбогенераторов
V=26 м3
Рисунок 7 - Блок-схема расположения производственных отделений в главном корпусе
предприятия
Преобразование механической энергии пара в электрическую происходит
в турбогенераторе. На объекте установлено два турбоагрегата марки «ТВФ-1202УЗ» и один турбоагрегат марки «ТВФ-110-2ЕУЗ».
Турбогенератор состоит из паровой турбины, возбудителя генератора и
трехфазного синхронного электрогенератора, имеющего замкнутое водородное
охлаждение, масляную систему смазки и регулирования турбины. Эти машины
установлены на одной фундаментной плите. Изображение турбогенератора
представлено на рисунке 8.
20
Рисунок 8 - Турбогенератор
Паровая турбина представляет собой трехцилиндровый агрегат, с
конденсационной установкой и двумя отопительными отборами пара и
предназначена для комбинированной выработки электрической и тепловой
энергии, при этом служит приводом генератора.
Поступая в паровую турбину пар проходит через сопла при этом
происходит его расширение и значительное возрастание скорости на выходе.
Лопаткам передается энергия скорости пара, за счет чего начинается их
совместное вращение с валом и диском, при этом в электрогенераторе
механическая энергия пара преобразуется в электрическую.
Электрическая энергия, которую выработал турбоагрегат передается на
распределительное устройство и распределяется между линиями дальних
электропередач.
Отработавший
пар
поступает
в
конденсационные
установки,
представляющие собой теплообменник с большим числом трубок, внутри
21
которых
движется
холодная
(циркуляционная)
вода,
обеспечивающая
конденсацию пара.
Конденсационная установка одной турбины состоит из:
- конденсаторной группы типа КГ2-6200;
- двух конденсатных насосов типа КСВ-320-100;
- основных эжекторов типа ЭП3-2А (ТГ-5,6) и типа ЭПО - 3-200 (ТГ-7);
- пускового эжектора типа ЭП-1-1100-1;
- четырех атмосферных предохранительных клапанов;
- системы трубопроводов;
- регулирующей, запорной и дренажной арматуры;
- контрольно-измерительной аппаратуры и автоматики;
- приборов защиты, сигнализации.
Циркуляционным насосом вода из реки подается в трубки конденсатора,
при этом пар, поступающий из турбины, отдавая тепло охлаждающей циркводе,
конденсируется. Непрерывную циркуляцию холодной воды через трубки
конденсатора создает циркуляционный насос ЦЭН. Нагретая в конденсаторе
вода подается на градирни, где охлаждается и сливается в аванкамеру на ЦЭН.
В конденсатор встроено паросбросное устройство (ПСУ), по которому
пар поступает от быстродействующей редукционно-охладительной установки
(БРОУ)
при
пуске
энергоблока.
Для
дополнительного
охлаждения,
редуцированного пара подводится конденсат от напорной линии конденсатного
электронасоса (КЭН).
Для восполнения потерь воды в цикле, в каждый
конденсатор встроен пароохладитель.
Для отвода неконденсирующихся газов и обеспечения нормального
процесса теплообмена в конденсаторе, установлены два основных эжектора
(ОЭ). В стабильном режиме в работе находится один основной эжектор, второй
- в резерве.
Наибольшая
часть
оборудования
и
большинство
техпроцессов
реализуются в главном корпусе предприятия, поэтому объектом исследования
22
был выбран главный корпус предприятия ПАО «Квадра» - «Орловская
генерация».
1.5. Анализ внутренней планировки и систем энерго - и водоснабжения
главного корпуса предприятия ПАО «Квадра» - «Орловская генерация»
Главный корпус расположен в блочной части одноэтажного здания
второй степени огнестойкости. Оно построено из несгораемых материалов.
Характеристика строительного материала конструктивных элементов здания
представлена в таблице 2.
Таблица 2 - Строительная характеристика конструктивных элементов
здания главного корпуса
Конструктивный элемент
Строительный материал изготовления
Кровля
Пенобетон, 3 слоя рубероида
Колонны основной сетки
Металлические
Перегородки
Кирпичные, стеновые панели
Перекрытие
Плиты ж/б
Стены
Керамзитобетонные панели
Утеплитель
URSA
Значительные размеры здания (192×75×38 м), а также разнообразие
реализуемых технологических процессов обусловили его разбиение на
несколько отметок: 0 м, 4 м, 8 м, 12 м (Приложение А).
В здании имеется два кабельных полуэтажа, один на нулевой отметке,
имеет четыре отсека, второй на отметке восемь метров имеет семь отсеков. Из
кабельных полуэтажей имеется два выхода наружу. Также в здании главного
корпуса блочной части расположена стационарная лестничная клетка и две
аварийные лестницы, кроме этого в котельном отделении есть металлические
лестничные марши для обслуживания котлов.
Учитывая высокую пожарную опасность здания, оно оборудовано
системой
внутреннего
представлена:
противопожарного
водоснабжения,
которая
23
-
противопожарным
водопроводом
с
пожарными
кранами
(ПК)
расположенными по периметру машинного зала (на 0 отметке - 8 ПК, на
отметке 4 м - 10 ПК, на отметке 12 м - 13 ПК) и котлотурбинного цеха (на 0
отметке - 7 ПК, на отметке 12 м - 7 ПК);
- стационарными лафетными стволами, расположенными по периметру
машинного зала (10 шт.) и между котлами в котлотурбинном цехе (4 шт.);
- тремя пенными пожарными кранами с пеногенераторами средней
кратности ГПС-600.
Пеногенератор ГПС - 600 используется для преобразования водного
раствора
пенообразователя
в
воздушно-механическую
пену.
ГПС - 600 применяют для тушения легковоспламеняющихся (ЛВЖ) и горючих
жидкостей (ГЖ).
Конструктивно
пеногенератор
состоит
из
корпуса,
устройства,
направляющего пену, соединительной головки и пакета сеток (рисунок 9).
Рисунок 9 - Пеногенератор ГПС - 600
Система трубопроводов, обеспечивающая подачу воды к пожарным
кранам и лафетным стволам, запитана водой и находится под давлением.
Приведение в действие пожарных кранов и лафетных стволов осуществляется
по месту путем открывания задвижек. Система трубопроводов пенных
пожарных кранов запитана раствором пенообразователя и приводится в
действие аналогичным способом.
По мере необходимости давление в сети можно увеличить до 6 атмосфер
путем включения пожарных насосов. Включение насосов
центрального щита управления.
осуществляется с
24
Система внешнего противопожарного водоснабжения главного корпуса
представлена шестью пожарными гидрантами (ПГ) на действующей тупиковой
водопроводной сети диаметром 200 мм (ПГ-1,2 расположены на расстоянии 8
м; ПГ-3 на расстоянии 30 м; ПГ- 4,5,6 на расстоянии 40 м от здания главного
корпуса). Давление в сети можно увеличить путем приведения в действие
насосов повысителей, расположенных в циркуляционной насосной. Включение
насосов осуществляется автоматически или вручную непосредственно из
помещения насосной.
С левой стороны от проходной расположены три градирни, воду из
которых можно использовать для тушения пожара, расстояние до главного
корпуса составляет 250 м. Кроме этого можно использовать аванкамеры,
расположенные вдоль наружной стены машинного зала на расстоянии 200 м от
главного корпуса, а также колодцы с технической водой и сливные колодцы
циркуляции воды. Также возможен забор воды при необходимости из прудов
накопителей, расположенных на расстоянии 300 м от главного корпуса в
сторону мазутного хозяйства. Все эти водоисточники оборудованы подъездами
для забора воды.
В здании главного корпус предусмотрено:
- рабочее освещение основных участков и вспомогательных помещений
(мастерских,
кладовых,
раздевалок
и
т.д.),
которое
осуществляется
оперативным персоналом дежурной смены с распределительного устройства;
- аварийное освещение, включаемое автоматически.
Особенностью здания, влияющего на режимы ликвидации ЧС является
невозможность снятия напряжения с силового оборудования отсеков кабельных
туннелей. Напряжение снимается только с того оборудования, на котором
повредился
кабель.
Снятие
напряжения
осуществляется
оперативным
персоналом дежурной смены с распределительного устройства.
В главном корпусе предприятия предусмотрена естественная вентиляция.
25
1.6. Анализ системы оповещения и защиты рабочих и служащих в ЧС
При
возникновении
пожара
включается
система
автоматического
пожаротушения. Наличие и характеристика установок пожаротушения в
главном корпусе предприятия представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Характеристика установок автоматического пожаротушения в
главном корпусе предприятия
Наименование помещений, защищаемых
установками пожаротушения
Кабельные помещения энергоблоков № 1÷2,
кабельный тоннель
Вид и
характеристика
установки
Пенное пожаротушение
Кабельные помещения энергоблока № 3
Водяное пожаротушение (сплинкерное)
Маслобаки турбины
Водяное пожаротушение
Оборудование, размещённое в турбинном
отделении блочной части
Оборудование, размещённое в котельном и
турбинном отделениях блочной части.
Пенное пожаротушение
Лафетное водяное пожаротушение
Оборудование, размещённое в турбинном и
котельном отделениях ЧСД (часть среднего
Водяное пожаротушение
давления)
Оборудование, размещённое в помещении
водогрейных котлов
Водяное пожаротушение
Начальник смены электроцеха определяет правильно или ложно
сработала система автоматического пожаротушения, проверяет работу насосов
и открытие соответствующей арматуры, с последующим докладом начальнику
смены станции.
Начальник системы связи ОТЭЦ включает звуковой сигнал (сирена С-40),
по этому сигналу все сотрудники, не участвующие в тушении пожара и
проведении операций по предотвращению распространения очага пожара на
другие производственные помещения, узлы и агрегаты, следуют в безопасное
место, определяемое в зависимости от участка или агрегата на котором
произошел пожар.
26
Связь с пожарной охраной, возможно осуществлять с центрального щита
управления по установленному прямому телефону. При пожаре в главном
корпусе блочной части вызов пожарной охраны осуществляется только
дежурным инженером (начальником смены станции) или по его распоряжению.
Кроме этого объект оборудован внутренней телефонной связью, по которой
можно вызвать пожарную охрану как из кабинетов, так и с проходной.
Для более надежной защиты обслуживающего персонала ОТЭЦ на
объекте предусмотрено отдельно стоящее убежище 3-го класса, рассчитанное
на 300 человек. Общая площадь убежища– 291м2 , объем помещений - 762 м3 .
Убежище имеет один основной и один аварийный вход, а также
оснащено защитно-герметическими дверями: ЗГД-15 (7 шт) и ЗГС-70 (4 шт).
Защитное сооружение оборудовано приточно-вытяжной вентиляцией с
электроручным вентилятором (ЭВР-49) и шестью фильтр-поглощающими
устройствами (ФПУ- 200).
Убежище
обеспечивается
электроэнергией
от
городских
сетей,
отоплением и водоснабжением – непосредственно от ТЭЦ, а также имеет
централизованную канализацию.
В убежище имеются: санузлы, помещение санитарного поста, комната
управления, склад, вентиляционные помещения. Персонал станции в случае
ЧС размещается на двухъярусных кроватях по цехам и службам.
Для оказания первой помощи персоналу в убежище находится
коллективная аптечка, рассчитанная на 600 человек.
Для обслуживания защитного сооружения как в мирное, так и в военное
время создано звено численностью 16 человек, которое является нештатным
формированием по обеспечению выполнения мероприятий по гражданской
обороне. Руководители звена проходят обучение в системе служебной
подготовки по разработанной в компании программам подготовки, а также раз
в пять лет курсовое обучение на базе учебно-методического центра по ГОЧС.
27
По прибытию пожарных подразделений организуется дальнейшая
эвакуация людей из задымленных и других помещений при взаимодействии с
администрацией объекта путем их самостоятельного выхода, в сопровождении
сотрудников пожарной охраны, а при необходимости выноса в безопасное
место и оказании первой до врачебной помощи. Эвакуация осуществляется по
внутренним
стационарным
и
наружным
пожарным
лестницам.
При
необходимости возможно использование авто-лестниц, а также ручных
пожарных лестниц, для эвакуации людей с различных отметок здания главного
корпуса блочной части.
1.7. Анализ наиболее вероятных ЧС в главном корпусе ПАО «Квадра»
«Орловская генерация»
Предприятия теплоэнергетического комплекса являются одними из
наиболее опасных производственных объектов при возникновении ЧС, так как
последствия возникновения аварии на них сопровождаются значительным
материальным ущербом, травмами и гибелью персонала предприятия. Это
обусловлено наличием на предприятии большого количества опасных
производственных
объектов,
обладающих
своими
характеристиками
пожаровзрывоопасности.
Количество
и
характеристика
пожаровзрывоопасных
веществ,
обращающихся в главном корпусе предприятия ПАО «Квадра» - «Орловская
генерация» представлена в таблице 4.
Таблица
4
-
Характеристика
пожаровзрывоопасных
веществ,
обращающихся в главном корпусе предприятия.
Наименование
Наименование
Количество (объем) в
Краткая
помещения,
горючих (взрывчатых)
помещении,
характеристика
технологического
веществ
(кг, л, м3)
пожарной опасности
оборудования
и материалов
Турбинное
отделение
Температура
Масло
78 м3
вспышки не ниже
186 С
28
продолжение таблицы 4
При отсутствии
Турбинное
Водород
отделение
кислорода водород
150 м3
не поддерживает
горения
3 котла по 8 горелок
Котельное отделение
Мазут
каждый. Расход
каждой горелки по
Температура
вспышки не ниже
90 С
4,3 м3
3 котла по 8 горелок
Котельное отделение
Газ
каждый. Расход
каждой горелки по
Пределы
взрываемости от 5
до 15 %
4,5 м3
3 блочных
Открытое
распределительное
трансформатора по
Температура
15 т.
вспышки не ниже
20 масляных
186 С
масло
устройство
выключателя по 9т.
Вид и характер протекания ЧС на предприятии определяется местом ее
возникновения.
В
главном
корпусе
сосредоточены
различные
производственные участки, поэтому необходимо рассмотреть основные
возможные виды ЧС для каждого участка отдельно.
В машинном зале концентрируется большое количество пожарной
нагрузки, так как здесь находится маслонаполненное оборудование, смазочная
система турбогенераторов, электроизоляция устройств и электроаппаратуры.
Основными видами ЧС в машинных залах являются пожары, которые
возникают
в
результате
повреждения
регулировочных
систем
маслонаполненного оборудования, а также систем смазки. Это обусловлено
близким расположением маслосистем к нагретым поверхностям оборудования,
а также источникам искрообразования, что приводит к возникновению пожара,
сопровождающегося быстрым распространением по территории цеха.
29
Котлотурбинный цех считается одним из наиболее опасных объектов
ТЭЦ при возникновении аварийной ситуации. Турбогенераторы с водородным
охлаждением, оборудование, работающее под высоким давлением и высокими
температурами, при неправильной эксплуатации или неисправности отдельных
его элементов является источником мощного взрыва, сопровождающегося
разрушением
соседнего
оборудования,
производственных
помещений,
травмами и гибелью людей.
При большой утечке водорода в цехе может возникнуть пожар,
сопровождающийся также горением водорода и масла, что значительно
усложняет работу по ликвидации данной аварии. Статистика количества аварий
на
котельных
отделениях
ТЭЦ
за
2008 - 2016 года
согласно
данным
Ростехнадзора представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Статистика аварий на котельных за 2008 - 2016 г
Года
Количество
аварий
Случаи
травматизма
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
7
5
5
1
9
5
9
4
7
16
27
3
5
7
8
4
5
25
15
16
2
5
7
3
2
2
6
Случаи со
смертельным
исходом
Перегрев различных соединений кабеля может вызвать короткое
замыкание в кабельных туннелях, что, в свою очередь, может стать источником
возникновения крупных пожаров в кабельных помещениях на предприятии.
Такой пожар сопровождается:
- высокой температурой и значительной скоростью ее возрастания;
- значительным уровнем задымления;
- линейной скоростью распространения огня;
Главной опасностью такого пожара является распространение очага
пожара на другие участки электросети, в результате чего могут заискриться и
30
оплавиться контакты на пульте управления, трансформаторах. Таким образом
пожар может распространить свое действие в машинном зале, котлотурбинном
цехе.
Воздействие электродуги на трансформатор в результате короткого
замыкания может привести к разложению масла на горючие газы. Данный
процесс приводит к образованию облаку газовоздушной смести, которое может
инициировать взрыв.
Процентное распределение количества аварий среди объектов ТЭЦ
представлено на рисунке 10.
Рисунок 10 - Процентное распределение количества аварий объектов на ТЭЦ
Проведя анализ возможных ЧС в главном корпусе предприятия
теплоэнергетического комплекса установили, что наиболее опасными по
последствиям гипотетическими авариями являются:
- разгерметизация водородопрововода;
- разгерметизация мазутопровода котла;
- разгерметизация газопровода котла.
31
Так как основным топливом, применяемым на ТЭЦ, является природный
газ, поэтому разрушения и разрывы на газопроводах представляют наибольшую
опасность для предприятия.
1.8. Анализ причин возникновения аварий, связанных с разгерметизацией
газопровода
Согласно «Ежегодному отчету о деятельности Федеральной службы по
экологическому, технологическому и атомному надзору» за 2016 год был
зафиксирован 21 аварийный
случай
на
газораспределяющих
и
газопотребляющих объектах РФ [8]. Из них 3 случая закончились смертельным
травмированием сотрудников предприятия.
Анализ распределения аварий на опасных производственных объектах
показал, что 27% составляют аварии, связанные с утечкой газа при
разгерметизации котельного и газопотребляющего техоборудования.
Основными
причинами
разгерметизацией
газопровода
возникновения
котельного
аварий,
оборудования
связанных
ТЭЦ
с
согласно
результатам организационно - технического расследования Ростехнадзора,
являются:
- механическое повреждение (рисунок 11);
- ошибочные действия персонала при эксплуатации;
- коррозионное повреждение (рисунок 12);
- износ оборудования;
- прочие причины.
Рисунок 11 - Повреждение газопровода в результате механического воздействия
32
Рисунок 12 - Коррозионное повреждение газопровода
Согласно результатам технического расследования причин аварий,
связанных
с
разгерметизацией
газопровода
котельного
оборудования,
установлено, что основными причинами возникновения аварий явились в 70%
случаях воздействие внутренних опасных факторов, связанных с механическим
воздействием и коррозией металла трубы. Процентное распределение причин
аварий газопроводах котла представлено на рисунке 13.
Рисунок 13 - Процентное распределение причин аварий газопроводах котельного
оборудования
33
На
основе
проведенного
анализа
наиболее
вероятных
ЧС
на
предприятиях теплоэнергетического комплекса было установлено, что они
концентрируют большое количество опасных производственных объектов.
Поэтому вероятность возникновения техногенных аварий на этих предприятиях
высока. Применительно к рассматриваемому объекту – главному корпусу
предприятия ПАО «Квадра» «Орловская генерация» в числе наиболее
вероятных и опасных ЧС является разгерметизация газопровода котла.
Для
снижения
разработать
схему
вероятности
управления
возникновения
техногенными
аварии,
рисками,
необходимо
учитывающую
специфические особенности технологического процесса рассматриваемого
предприятия.
34
2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
2.1. Разработка схемы управления техногенными рисками
С
целью
обеспечения
техногенной
безопасности
промышленных
предприятий необходимо создать систему управления техногенными рисками.
Система управления техногенными рисками -
это функциональная
организационно структурированная система, направленная на выявление и
предупреждение гипотетических техногенных аварий на предприятии.
Для управления техногенным риском необходимо:
1. провести анализ устойчивости ОЭ в условиях ЧС;
2.
выявить
наиболее
вероятные
и
опасные
сценарии
развития
характерных видов аварий;
3. составить прогноз и дать оценку последствий развития аварии;
4. разработать организационно - технические мероприятия, направленные
на снижение риска возникновения аварии, ослабление воздействия ее
поражающих факторов, а также на повышение устойчивости объекта в ЧС.
Для достижения высокого результата процесс управления риском должен
осуществляться в рамках строго заданной технологии, под которой понимается
последовательность взаимосвязанных действий и процедур по управлению
рисками.
Управление риском может проводится в рамках теории системного
анализа и математической теории принятия решений. Обобщенная схема
управления имеет следующий вид (рисунок 14).
Реализация схемы подразумевает:
1. Постановку цели и задачи управления риском. В зависимости от
полноты
исходной
информации,
на
этом
этапе
можно
ограничиться
качественным описанием цели или предложить точное количественное
значение уровня снижения риска.
2. Анализ риска. На этом этапе аналитическим или графоаналитическим
методом получают фактическое значение риска, для чего выявляют и
35
идентифицируют факторы риска, проводят их количественную оценку, а также
проводят анализ вариантов принятия решений.
3. Разработка мероприятий по снижению величины риска подразумевает
последовательную реализацию следующих шагов: выбор стратегии управления
риском, выбор приемов управления, учитывающих специфические особенности
рассматриваемого объекта, после чего разрабатывается программа мероприятий
по снижению величины риска.
Рисунок 14 - Обобщенная схема управления техногенными рисками
Переходы между этапами в этой схеме не очевидны. Причина здесь
заключается не только в общем виде схемы, но и в отсутствии конкретных
методов реализации отдельных этапов. Поэтому в представленном виде схема
управления рисками для рассматриваемого объекта не применима.
2.2. Разработка модели системы управления техногенными рисками на
предприятии ПАО «Квадра» - «Орловская генерация»
Исходя из специфики технологического процесса предприятия ПАО
«Квадра» - «Орловская генерация», обобщенная схема управления рисками
была конкретизирована нами в следующем виде (рисунок 15). В предлагаемой
схеме этап постановки цели был заменен на блок анализа начальной ситуации.
Цель управления очевидна - снижение значения величины техногенного риска.
Однако из теории принятия решений следует, что качество итогового
36
мероприятия напрямую зависит от количества исходной информации об
управляемом объекте. В связи с этим, первым этапом реализации предлагаемой
схемы управления является анализ исходной ситуации.
Рисунок 15 - Схема управления техногенными рисками на ПАО «Квадра» - «Орловская
генерация»
В
главном
корпусе
Орловской
ТЭЦ
сосредоточено
большое
количество технических объектов. Каждый из них является источником
опасности развития ЧС, причем как в качественном, так и в количественном
отношении эти ЧС могут быть различными. Поэтому для прогнозирования
аварии и оценки последствий ее возникновения необходимо выбрать метод,
учитывающий особенности развития аварии в зависимости от специфики
технологического процесса промышленного предприятия.
Известно, что традиционные эмпирические методы трудоемки и не всегда
способны учесть специфические особенности развития ЧС, что значительно
затрудняет их изучение.
Одним из наиболее эффективных методов предсказания последствий ЧС
в этом случае является метод математического моделирования, который все
чаще применяется специалистами для решения задач прогнозирования
последствий.
37
Математическое
моделирование
ЧС
—
это
процесс
построения
математической модели с целью прогнозирования возникновения и развития
ЧС, а также анализа ее последствий. При этом под математической моделью ЧС
понимается
система
математических
объектов
и
их
соотношений,
отображающих характерные свойства реальных ЧС.
Преимущество методов математического моделирования заключается в
возможности получения быстрых прогнозов характера развития техногенной
аварии, учитывающих следующие особенности ЧС:
- внезапный характер возникновения;
- высокую скорость развития и распространения;
- недостаточность информации по отдельным аспектам развития ЧС;
- значительное количество сценариев развития аварии;
- цепной характер последствий.
Исследовать реальные ЧС можно с помощью двух типов математических
моделей:
1. Аналитических, характеризующихся выражением реальных процессов
в виде математических зависимостей (систем линейных и нелинейных,
интегральных и дифференциальных уравнений и т.д.);
2. Имитационных, разбивающих развитие реальной ЧС на элементарные
модули, описанные определенным алгоритмом и имитирующие реальные
явления, сохраняя при этом последовательность протекания их во времени.
Аналитическое моделирование возможно только при достаточно простых
ЧС, так как при моделировании сложных получается результат с большой
погрешностью, либо получение результата является непреодолимой задачей.
Поэтому для решения таких задач предпочитают использовать метод
имитационного моделирования.
Под имитационным моделированием ЧС понимается такой процесс
построения математической модели, при котором происходит замена реальной
ЧС моделью, характеризующейся алгоритмизацией процесса возникновения,
развития и распространения аварии, а также программной реализацией
38
алгоритмических процессов, имитирующих развитие ЧС в течение заданного
периода.
Процесс построения имитационной модели развития ЧС протекает в
течении нескольких этапов (рисунок 16).
Рисунок 16 - Схема построения математической модели ЧС
Начальным этапом процесса построения имитационной модели развития
ЧС является содержательное описание ЧС, которое составляется на основе всех
имеющихся о ней знаний, результатов натурных обследований сходных
ситуаций, изучения справочной и специальной литературы.
На втором этапе выполняется формализация содержательного описания
модели, математическая постановка задачи с указанием всех необходимых
исходных данных и искомых величин.
На третьем этапе формализованная схема ЧС преобразуется в ее
математическую модель. Для этого всю имеющуюся информацию выражают с
помощью соотношений, неравенств, уравнений, алгоритмов. Уравнения,
39
входящие в модель, дополняются начальными и граничными условиями, а
также
неравенствами,
определяющими
область
допустимых
значений
вычисляемых величин.
На четвертом этапе проводят исследование самой модели. Путем
проведения многовариантных расчетов изучаются свойства модели и ее
поведение при различных условиях.
На
следующем
этапе
экспериментальным
путем
оценивается
адекватность применения модели для описания реальных чрезвычайных
ситуаций.
Имитационная модель развития реальной аварии позволяет подробно
рассмотреть характер ее развития, а также получить исчерпывающее
количество информации для выбора мероприятий по снижению величины
техногенного риска и ослабления поражающих факторов ее воздействия.
На последнем этапе разработанной схемы управления техногенными
рисками осуществляется разработка перечня мероприятий, снижающих риск
возникновения аварии и выбор из них наиболее эффективного мероприятия,
который реализуется лингвистическим методом, а обоснование отдельных
аспектов его реализации - математическим. Тем не менее лингвистический
метод
здесь
является
доминирующим.
Его
точность
обеспечивается
возможностью учета значительного количества информации о характере
протекания аварии, полученной методами имитационного моделирования.
2.3. Декомпозиция блоков схемы управления техногенным риском на
предприятии ПАО «Квадра» - «Орловская генерация»
Декомпозиция схемы управления техногенными рисками проведена нами
на примере главного корпуса предприятия теплоэнергетического комплекса
ПАО «Квадра» - «Орловская генерация» (рисунок 17).
В блок «Начальная ситуация» схемы управления техногенными рисками
был включен наиболее опасный вид аварии, возможный на рассматриваемом
объекте - разгерметизация газопровода котла.
40
Рисунок 17 - Декомпозиция схемы управления техногенным риском
41
Блок «Метод моделирования» реализован в несколько этапов:
Первый этап - «Оценка риска» позволяет получить количественную оценку
риска возникновения каждого из возможных сценариев развития аварии,
связанной с разгерметизацией газопровода котла, что позволяет ранжировать их
по степени опасности. Одним из наиболее эффективных методов реализации
этого этапа является графоаналитический метод моделирования, в частности метод построения дерева событий.
Основными достоинствами метода построения древовидных структур
являются:
- дедуктивный характер причинно-следственных связей исследуемых
явлений;
- концентрирование на значимых факторах развития ЧС;
-
возможность
качественного
анализа
и
количественной
оценки
исследуемых процессов.
По величине риска возникновения ЧС может быть проведена только
качественная оценка негативных последствий ее возникновения, а само значение
риска не позволяет получить точный прогноз последствий. В то же время
очевидно,
что
оценка
последствий
ЧС
является
важной
информацией,
необходимой для выбора эффективного мероприятия из перечня возможных.
Показатели процесса развития аварии и ее последствия напрямую зависят от
параметров
реализуемого
технологического
процесса.
Применительно
к
рассматриваемому технологическому оборудованию - это давление газа в трубе.
В рабочем режиме рассматриваемого объекта, эти параметры могут изменяться в
достаточно широких пределах: от 300 МПа до 600 МПа. По этой причине
актуальной задачей является прогнозирование последствий при возможном
изменении параметров технологического процесса.
В таком случае для получения точных и быстрых результатов расчетов в
условиях возможного изменения начальных параметров технологического
процесса
применяют
имитационное
моделирование,
которое
связано
с
использованием современных вычислительных средств и соответствующего
42
программного обеспечения. Помимо этого, имитационное моделирование
позволяет оценить зависимость характера последствий аварийной ситуации при
разгерметизации оборудования от изменения его начальных параметров.
Последний этап схемы управления техногенными рисками - «Разработка
мероприятий, снижающих риск возникновения аварии».
Полученные
на
основе
результатов
имитационного
моделирования
структурированные количественные данные о характере развития аварии и
последствиях ее возникновения являются основной для последующего выбора
мероприятий, а также позволяют выделить четкие количественные критерии для
оценки эффективности этих мероприятий.
2.4. Оценка начальной аварийной ситуации в главном корпусе предприятия
Согласно разработанной схеме, на первом этапе управления необходимо
выбрать исходную ситуацию. В рассматриваемом случае это разгерметизация
газопровода котла.
В результате разгерметизации газопровода происходит истечение горючего
газа
до
момента
срабатывания
отсекающей
(защитной)
арматуры,
предназначенной для защиты от разрушений при изменении внешних условий
среды. Импульсом на закрытие защитной арматуры служит снижение рабочего
давления газа. Количество вышедшего топлива при разрушении газопровода,
определяется степенью разгерметизации, временем срабатывания отсекающей
арматуры, а также длинной участка газопровода до отсекающей арматуры.
Дальнейшее развитие аварии при частичной разгерметизации газопровода
зависит от размеров площади отверстия. При небольшой площади отверстия
авария сопровождается длительным выбросом горючего топлива.
При
значительных разрушениях газопровода в производственный цех поступает
существенные
объемы
горючего
газа,
которые
образуют
с
воздухом
газовоздушное облако (ГВО).
Разрушение газопровода на полное сечение сопровождается выходом
огромного количества газа под высоким давлением из двух концов разрушенного
43
участка газопровода. Смешиваясь с воздухом, природный газ образует огромное
по величине облако газовоздушной смеси.
При появлении источника воспламенения происходит взрыв или сгорание
ГВО, образовавшегося в результате частичной или полной разгерметизации
газопровода.
Согласно статистике около 60% аварий сопровождается детонационным
взрывом ГВО, которое характеризуется воспламенением последующих слоев
взрывчатого вещества в результате сжатия и нагрева ударной волной. Такой
взрыв
является
источником
огромной
опасности
для
промышленного
предприятия и его сотрудников, а также для людей, зданий и сооружений,
находящихся в радиусе зон возможных поражений.
2.5. Построение дерева событий аварийной ситуации, связанной с
разгерметизацией газопровода котла
Для анализа всех возможных сценариев развития аварии, связанной с
разгерметизацией газопровода котла, а также оценки риска их возникновения
использовали метод построения дерева событий.
Дерево событий - логическая диаграмма, определяющая всевозможные
конечные варианты развития аварийной ситуации каждое из которых реализуется
путем сочетания определенных промежуточных событий, влияющих на процессы
развития аварии.
Дерево событий позволяет:
- определить сценарии развития аварии и их последствия;
- определить взаимосвязь отказов систем с последствиями аварий;
- сократить первоначальный набор потенциальных сценариев развития
аварии и ограничить его лишь логически значимыми;
- разработать технические мероприятия, направленные на снижение риска
возникновения аварии и оценить эффективность вводимых мероприятий.
44
Начинается построение дерева события с определения инициирующего
события, которое связано причинно-следственными связями со всеми другими
возможными исходами. Инициирующее событие располагается в левой части
рисунка.
Путь развития аварии от инициирующего к результирующему событию,
который состоит из набора таких связей является сценарием развития аварии.
В результате построения такой логической последовательности получается
большое число потенциальных сценариев развития аварийной ситуации. Для
выбора наиболее опасного сценария развития аварии и оценки риска проводится
количественная оценка всех возможных результирующих событий и их
ранжирование по значению вероятности возникновения и степени опасности
последствий.
В нашем случае инициирующим событием является разгерметизация
газопровода котла, которое характеризуется двумя возможными исходами,
определяющими характер разрушений газопровода - полный или частичный.
Каждый из этих исходов связано причинно-следственными связями с другими
возможными исходами, которые имеют свою вероятность возникновения. Дерево
событий, описывающее аварийную ситуацию, связанную с разгерметизацией
газопровода котла представлено на рисунке 18.
Метод построения дерева событий не ограничивается качественным
анализом сценариев развития событий. Как известно из теории вероятностей, для
независимых событий вероятность реализации каждой цепочки определяется
произведением вероятностей каждого из событий цепочки.
На основе данных о протяженности и параметрах газопровода, а также
анализа технической документации предприятия и статистических данных по
отказам газопроводов, определили вероятности реализации инициирующих
событий, а затем с использованием логической схемы возникновения аварии
(дерева событий) произвели расчет вероятности возникновения всех возможных
сценариев развития аварии.
45
Рисунок 18 - Дерево событий при разгерметизации газопровода котла
46
В нашем случае возможно восемь сценариев развития аварии, связанной с
разгерметизацией газопровода котла:
1. Разгерметизация газопровода котла на полное сечение → образование
ГВО → взрыв ГВО;
2. Разгерметизация газопровода котла на полное сечение → образование
ГВО → токсическое отравление персонала предприятия;
3. Разгерметизация газопровода котла на полное сечение →ликвидация
аварии на ранней стадии;
4. Частичная разгерметизация газопровода котла → истечение газа из
отверстия → образование ГВО→ пожар-вспышка;
5. Частичная разгерметизация газопровода котла → истечение газа из
отверстия → образование ГВО→ взрыв ГВО;
6. Частичная разгерметизация газопровода котла → истечение газа из
отверстия → образование ГВО → токсическое отравление персонала
предприятия;
7. Частичная разгерметизация газопровода котла → истечение газа из
отверстия → струйное горение газа;
8. Частичная разгерметизация газопровода котла → ликвидация аварии на
ранней стадии.
Количественную оценку вероятности возникновения каждого возможного
сценария развития аварии произвели по формуле (1).

 = ∏  .
=1
1 = 0,5 ∙ 10−4 ∙ 0,3 ∙ 0,999985 ∙ 0,1 = 1,5 ∙ 10−6 ,
2 = 0,5 ∙ 10−4 ∙ 0,3 ∙ 0,999985 ∙ 0,9 = 1,3 ∙ 10−5 ,
3 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,3 = 1,5 ∙ 10−5 ,
4 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,7 ∙ 0,999965 ∙ 0,9 ∙ 1 ∙ 0,01 ∙ 0,636 = 2 ∙ 10−7 ,
5 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,7 ∙ 0,999965 ∙ 0,9 ∙ 1 ∙ 0,01 ∙ 0,366 = 1,15 ∙ 10−7 ,
6 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,7 ∙ 0,999965 ∙ 0,9 ∙ 1 ∙ 0,99 = 3 ∙ 10−5 ,
(1)
47
7 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,7 ∙ 0,999965 ∙ 0,1 = 3,5 ∙ 10−6 ,
8 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,7 ∙ 0,999965 = 3,5 ∙ 10−4 .
Результаты расчетов свели в таблицу 6.
Таблица 6 - Результаты расчетов вероятностей возникновения каждого
возможного
сценария
развития
аварии, связанной
с разгерметизацией
газопровода котла
Номер сценария
Результирующее событие
Вероятность события
1
Взрыв ГВО
1,5 ∙ 10−6
2
Токсическое отравление персонала
1,3 ∙ 10−5
Ликвидация аварийной разгерметизации
3
1,5 ∙ 10−5
газопровода котла на полное сечение
4
Пожар-вспышка
2 ∙ 10−7
5
Взрыв ГВО
1,15 ∙ 10−7
6
Токсическое отравление персонала
3 ∙ 10−5
7
Струйное горение газа
3,5 ∙ 10−6
Ликвидация частичной разгерметизации
8
Из
3,5 ∙ 10−4
газопровода котла
результатов
расчетов, приведенных
в
таблице 6, видно, что
наибольшую частоту реализации имеют сценарии развития аварии «2» и «7»,
связанные с образованием ГВО и токсическим отравлением персонала
предприятия.
Наиболее опасным по последствиям сценарием развития аварийной
ситуации является следующий: разгерметизация газопровода котла на полное
сечение → выброс опасного вещества → образование газовоздушного облака
→ образование взрывопожароопасной зоны → взрыв газовоздушного облака.
Поэтому необходимо произвести имитационное моделирование параметров и
последствий возникновения аварии, протекающей по данному сценарию
развития,
а
также
разработать
комплекс
организационно-технических
мероприятий по снижению риска ее возникновения.
48
2.6. Имитационное моделирование параметров взрыва и последствий его
возникновения при разгерметизации газопровода котла на полное сечение
Вторым
этапом
схемы
управления
техногенными
рисками
на
предприятии теплоэнергетического комплекса является прогнозирование
последствий возникновения аварии на основе результатов имитационного
моделирования.
Параметры взрыва топливно-воздушной смеси зависят от огромного
числа различных характеристик: вида топлива, массы топлива, концентрации
компонентов горючей смеси, типа взрывного превращения, которые способны
изменяться в достаточно широких пределах. Поэтому прогнозирование
осуществляется
для
варианта
развития
аварии
с
наибольшими
разрушительными последствиями для предприятия - детонационного взрыва
смеси стехиометрического состава.
Имитационное
моделирование
обстановки
при
взрыве
ГВО
и
последствий его возникновения заключается в определение таких параметров
как: радиусы зон возможных поражений (, м); давление (∆, Па) и импульс
сжатия (, Па ∙ с) воздушной ударной волны в зависимости от расстояния  до
центра взрыва; зона действия детонационной волны (д , м); энергия взрыва
(, кДж); потери людей среди персонала предприятия (, чел).
2.6.1. Выбор и обоснование расчетных методик
Расчеты зон возможных поражений проводились по «методике оценки
последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей» (утверждена
постановлением Госгортехнадзора России от 26.06.01 №25) в два этапа:
- на первом этапе по методике, основанной на тротиловом эквиваленте
взрыва газовоздушной смеси рассчитываются ориентировочные значения
радиусов зон возможных поражений;
- на втором этапе производится расчет основных параметров воздушной
ударной волны по методике, учитывающей
тип
взрывного
превращения
[20]. Вводимые значения расстояний до центра облака задаются в интервале
49
ориентировочных значений радиусов зон возможных поражений, рассчитанных
на первом этапе. После вычисления избыточного давления взрыва на
задаваемых расстояниях устанавливаются точные значения радиусов зон
возможных поражений.
1. Методика расчета ориентировочных значений зон возможных
поражений.
Радиус зон возможных поражений рассчитывается по формуле (2):
3
=∙
где
√
2
1⁄
6
(м),
(2)
3180
[1 + (  ) ]

К - безразмерный коэффициент, характеризующий
воздействие
взрыва на объект (определяется по таблице 7);
 - тротиловый эквивалент взрыва газовоздушной среды, кг.
Таблица 7 - Значение коэффициента К в зависимости от степени
разрушения здания
Степень разрушения
∆Р, кПа
К
Полное разрушение
≥ 100
3,8
Сильные разрушения
70
5,6
Средние разрушения
28
9,6
Умеренные разрушения
14
28
Слабые разрушения
≤5
56
Тротиловый эквивалент взрыва ГВО определяется по формуле (3):
0,4 ∙  ′
 =
∙  (кг),
0,9 ∙ 
где 0,4 - доля энергии взрыва газовоздушной среды,
(3)
которая
затрачивается на формирование ударной волны;
0,9 - доля энергии взрыва тринитротолуола (ТНТ), которая затрачивается
на формирование ударной волны;
50
 ′ - удельная теплота сгорания газовоздушной среды, кДж⁄кг ;
 - удельная энергия взрыва (ТНТ), кДж⁄кг;
 - масса газа, поступившего в помещение, кг.
Расчет массы газа, поступившего в помещение в результате аварийной
ситуации производится по формуле (4):
 = Г ∙ г (кг),
где  - объем вышедшего газа, м3 ;
(4)
г - плотность газа при расчетной температуре, кг⁄ 3 .
м
Объем вышедшего газа определяется по формуле (5)
где 1г
(5)
Г = 1г + 2г (м3 ),
- объем газа, который вышел из газопровода до срабатывания
отсекающей арматуры, м3 ;
2г - объем газа, который вышел из газопровода после срабатывания
отсекающей арматуры, м3 .
1г =  ∙ Т (м3 ),
3
где  - расход газа в газопроводе, м ⁄с;
Т
-
время
срабатывания
системы
(6)
автоматического
отключения
газопровода, с.
2г = 0,01 ∙  ∙ 2 ∙  ∙ 2 (м3 ),
(7)
где 2 - давление в газопроводе по технологическому регламенту, кПа;
 - внутренний радиус газопровода, м.
Плотность газа при расчетной температуре:
г =
М
(кг/м3 ),
0 ∙ (1 + 0,00366 ∙  )
где М - молярная масса, кг⁄кмоль;
3
3
0 - мольный объем, м ⁄кмоль (равен 22,413 м ⁄кмоль);
 - расчетная температура, ℃.
(8)
51
2. Методика расчета параметров ударной воздушной волны в зависимости
от расстояния до центра взрыва.
Расчет безразмерного расстояния при детонации газовоздушной смеси
осуществляется по формуле (9):
 =

1⁄
3
(
,
(9)

( )
0
где  - расстояние да центра взрыва, м (значения берутся в интервале
радиусов зон возможных поражений, рассчитанных по методике «1»);
 - эффективный энергетический запас топливно-воздушной смеси, Дж;
0 - атмосферное давление, Па.
Эффективный
энергетический
запас
топливно-воздушной
смеси
вычисляется по формуле (10):
 =  ∙  (Дж),
(10)
где  - теплота сгорания горючего газа в газовоздушной смеси, Дж/кг,
которая вычисляется по формуле (11).
(11)
 = 44 ∙ 106 ∙  (Дж/кг),
где  - стехиометрический коэффициент кислорода в реакции сгорания,
рассчитываемый по формуле (12).
 =  +
 − х 
− ,
4
2
(12)
где  ,  ,  , х - число атомов углерода, водорода, кислорода и
галоидов в молекуле горючего.
В случае детонации облака газовоздушной смеси безразмерное давление
 и безразмерный импульс сжатия  рассчитываются по следующим
формулам:
ln( ) = −1,124 − 1,66 ∙ ln(  ) + 0,26 ∙ (ln( ))2 ± 10% ,
(13)
ln( ) = −3,4217 − 0,898 ∙ ln( ) − 0,009 ∙ (ln( ))2 ± 15% .
(14)
52
После определения безразмерных величин давления и импульса сжатия
определяются соответствующие им размерные величины:
∆ =  ∙ 0 (кПа),
(15)
1
 ⁄3
 =  ∙
∙
(Па · с),
0
где 0 - скорость звука в воздухе, м⁄с.
2
(0 ) ⁄3
(16)
3. Методика расчета зоны действия детонационной волны и энергии
взрыва.
Расчет энергии взрыва и зоны действия детонационной волны проводился
по
«методике
оценки
обстановки
при
авариях
со
взрывами
на
пожаровзрывоопасных объектах» [21].
Зона
действия
детонационной
волны,
ограниченная
радиусом
0 определяется согласно формуле:
0 =
1 3
∙ √Э (м),
24
(17)
где 1⁄24- коэффициент, м⁄
1 ;
кДж ⁄3
Э - энергия взрыва смеси, кДж.
Расчет энергии взрыва газовоздушной смеси производится по формуле:
Э=
100 ∙ 0 ∙ стх ∙ стх
(кДж),
С
(18)
где 0 - свободный объем помещения, м3 ;
стх - плотность смеси стехиометричего состава, кг⁄ 3 , (определяется по
м
таблице 8);
стх - энергия взрывчатого превращения единицы массы смеси
стехиометрического состава, кДж⁄кг (определяется по таблице 8);
С
-
стехиометрическая
(определяется по таблице 8).
концентрация
горючего
по
объему,
%
53
Таблица 8 - Основные характеристики газовоздушных смесей
Характеристики смеси
Вещество,
характеризующее
стх
С,
кг⁄
кмоль
стх
кг⁄
м3
МДж⁄
кг
%

Формула
смесь
Аммиак
CH3
15
1,180
2,370
19,72
Ацетилен
C2H2
26
1,278
3,387
7,75
Бутан
C4H10
58
1,328
2,776
3,13
Бутилен
C4H8
56
1,329
2,892
3,38
Винилхлорид
C2H3Cl
63
1,400
2,483
7,75
Водород
H2
2
0,933
3,425
29,59
Дивинил
C4H6
54
1,330
2,962
3,68
Метан
CH4
16
1,232
2,763
9,45
Окись углерода
CO
28
1,280
2,930
29,59
Пропан
C3H8
44
1,315
2,801
4,03
Пропилен
C3H6
42
3,314
2,922
4,46
Этан
C2H6
30
1,250
2,797
5,66
Этилен
C2H4
28
1,285
3,010
6,54
Объем смеси рассчитывается по формуле:
г
(м3 ) ,
С
где г - объем газа в помещении, м3 ;
пгвс = 100 ∙
(19)
4. Методика расчета потерь людей среди персонала предприятия при
взрыве
Общие людские потери среди персонала предприятия при разрушении  −
го здания определяются по формуле (20):

 общ = ∑  ∙ 1 (чел),
=1
(20)
54
где  - количество персонала в  − м здании, чел.;
 - число зданий на объекте;
1 - коэффициент для нахождения общих потерь в  − м здании
(определяется по таблице 9).
Таблица 9 - Значение коэффициентов 1 , 2
Степень разрушения зданий
К1
K2
Слабая
0,08
0,03
Средняя
0,12
0,09
Сильная
0,8
0,25
Полная
1
0,3
Санитарные
людские
потери
среди
персонала
предприятия
при
разрушении  − го здания определяются по формуле (21):


сан
= ∑ общ ∙ 2 (чел),
(21)
=1
2 - коэффициент для нахождения санитарных потерь в  − м здании
(определяется по таблице 9).
Безвозвратные людские потери среди персонала предприятия при
разрушении  − го здания определяются по формуле (22):
(22)
 безв =  общ −  сан (чел),
Безвозвратные потери среди персонала предприятия, находящегося вне
здания рассчитываются вероятностным методом по формуле (23):
Р
(чел),
100
где  в - количество персонала, находящегося вне здания, чел.;
в
гибели
= в ∙
(23)
Р - вероятность гибели людей, находящихся вне здания, %.
Вероятность гибели людей, находящихся вне здания определяется по
таблице 10 в зависимости от значения пробит функции  .
3
 = −2,44 ∙ ln [7.38/∆ + (1,9 ∙ 10 ⁄∆ ∙ )]
(24)
55
Таблица 10 - Значение вероятности в зависимости от пробит-функции
, %
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
2,67
2,95
3,12
3.25
3,38
3,45
3,52
3,59
3,66
10
3,72
3,77
3,82
3,86
3,92
3,96
4,01
4,05
4,08
4,12
20
4,16
4,19
4,23
4,26
4,29
4,33
4,36
4,39
4,42
4,45
30
4,48
4,50
4,53
4,56
4,59
4,61
4,64
4,67
4,69
4,72
40
4,75
4,77
4,80
4,82
4,85
4,87
4,90
4,92
4,95
4,97
50
5,00
5,03
5,05
5,08
5,10
5,13
5,15
5,18
5,20
5,23
60
5,25
5,28
5,31
5,33
5,36
5,39
5,41
5,44
5,47
5,50
70
5,52
5,55
5,58
5,61
5,64
5,67
5,71
5,74
5,77
5,81
80
5,84
5,88
5,92
5,95
5,99
6,04
6,08
6,13
6,18
6,23
90
6,28
6,34
6,41
6,48
6,55
6,64
6,75
6,88
7,05
7,33
99
7,35
7,37
7,41
7,46
7,51
7,58
7,65
7,75
7,88
8,09
2.6.2. Разработка расчетных программ для имитационного моделирования
Анализ доступных источников позволил установить, что программные
продукты,
автоматизирующие
расчет
ориентировочных
значений
зон
возможных поражений, параметров воздушной ударной волны в зависимости
от расстояния до центра взрыва и потери людей среди персонала предприятия
при взрыве отсутствуют. Поэтому нами разработаны программные комплексы:
1. «Расчет ориентировочных значений зон возможных поражений».
Программное
средство
предназначено
для
проведения
расчетов
ориентировочных зон возможных поражений при взрыве газовоздушной смеси
в результате разгерметизации газопровода по методике, основанной на
тротиловом эквиваленте.
Для проведения расчетов необходимо задать исходные данные:

удельную теплоту сгорания газовоздушной среды, кДж;

молярную массу газа, кг⁄кмоль ;

расход газа в газопроводе, м ⁄с ;

давление газа в газопроводе, кПа;
3
56

внутренний радиус газопровода, м;

температуру в производственном здании,℃;

время срабатывания системы автоматического отключения, с;

длина участка газопровода между отсекающими арматурами, м.
Программа позволяет быстро и высокоточно произвести расчеты
ориентировочных
значений
зон
возможных
поражений
при
взрыве
газовоздушной смеси в результате разгерметизации газопровода с различными
начальными параметрами. Помимо этого, программа позволяет рассчитать
массу газа, поступившую в производственных цех с учетом степени
разрушения газопровода и системы автоматического отключения. Интерфейс
программы представлен на рисунке 19.
Рисунок 19 - Интерфейс программного продукта «Расчет ориентировочных значений
радиусов зон возможных поражений»
2. «Расчет параметров ударной воздушной волны в зависимости от расстояния
до центра взрыва».
Программное средство предназначено для расчетов параметров взрыва
воздушной ударной волны: избыточного давления (∆, Па) и импульса сжатия
(, Па ∙ с) в зависимости от расстояния  до центра взрыва.
Программное
учитывающей
обеспечение
тип
реализовано
взрывного
на
основе
методики,
превращения, в нашем случае -
детонационного взрыва газовоздушного облака.
57
Для проведения расчетов необходимо задать исходные данные:

массу газа, поступившего в производственный цех, кг;

стехиометрический коэффициент кислорода в реакции сгорания;

расстояния до центра взрыва.
По результатам расчетов избыточного давления взрыва с помощью
таблицы 9 определяются точные значения радиусов зон возможных поражений.
Интерфейс программы представлен на рисунке 20.
Рисунок 20 - Интерфейс программного продукта «Расчет параметров ударной
воздушной волны в зависимости от расстояния до центра взрыва»
2.6.3. Имитационное моделирование взрыва газовоздушного облака на
предприятии ПАО «Квадра» - «Орловская генерация»
1. Расчет зон возможных поражений.
Процесс имитационного моделирования параметров зон возможных
поражений реализован с помощью разработанного ранее программного
средства «Расчет ориентировочных значений зон возможных поражений».
Исходные данные для расчета:
- удельная теплота сгорания газовоздушной среды - 33500 кДж;
- молярная масса газа -16,04 кг⁄кмоль ;
3
- расход газа в газопроводе - 1,25 м ⁄с ;
- давление газа в газопроводе - 300 ÷ 600 кПа;
- внутренний радиус газопровода - 0,207 м;
58
- температура в производственном здании -25 ℃;
- время срабатывания системы автоматического отключения - 120 с;
- длина участка газопровода между отсекающими арматурами - 9,6 м.
Процесс пересчета осуществляется путем последовательного приращения
величины давления с шагом 100 кПа.
Пример расчета ориентировочных значений радиусов зон возможных
поражений при давлении в газопроводе 300 кПа представлен на рисунке 21.
Рисунок 21 - Расчет ориентировочных значений радиусов зон возможных поражений
при давлении в газопроводе 300 кПа
Результаты
расчетов
ориентировочных
значений
радиусов
зон
возможных поражений сведены в таблицу 11.
Таблица 11 - Результаты расчета ориентировочных радиусов зон
возможных поражений
Степень разрушения
Радиус зоны, м
Масса вышедшего газа, кг
При  = 300 кПа
Полное разрушение
30
Сильное разрушение
44
Среднее разрушение
76
Умеренное разрушение
222
Слабое разрушение
445
482
При  = 400 кПа
Полное разрушение
39
780
59
продолжение таблицы 11
Сильное разрушение
57
Среднее разрушение
98
Умеренное разрушение
284
Слабое разрушение
569
780
При  = 500 кПа
Полное разрушение
47
Сильное разрушение
69
Среднее разрушение
118
Умеренное разрушение
343
Слабое разрушение
686
1164
При  = 600 кПа
Полное разрушение
54
Сильное разрушение
80
Среднее разрушение
136
Умеренное разрушение
398
Слабое разрушение
795
1633
На основе полученных результатов построили график зависимости
количества вышедшего газа от величины давления в газопроводе (рисунок 22).
Рисунок 22 - График зависимости количества вышедшего газа при полной
разгерметизации газопровода от величины давления в газопроводе
60
Эта зависимость аппроксимируется следующем уравнением:
 = 0,2581 ∙  + 188,14
Из рисунка видно, что график имеет прямолинейный характер
зависимости, что свидетельствует о влиянии давления внутри газопровода на
количество вышедшего газа при его разгерметизации.
Масса поступившего в производственное помещение газа является одним
из основных факторов, которые влияют на параметры взрыва, следовательно,
давление газа также является влияющим фактором.
Ориентировочные значения радиусов зон возможных поражений и массы,
вышедшего газа, полученные в результате расчета, являются исходными
данными для расчета параметров воздушной ударной волны при взрыве
газовоздушной смеси.
2. Расчет параметров ударной воздушной волны в зависимости от
расстояния до центра взрыва
Расчеты параметров взрыва воздушной ударной волны: избыточного
давления (∆, Па) и импульса сжатия (, Па ∙ с) в зависимости от расстояния 
до центра взрыва произведены с помощью разработанного программного
обеспечения «Расчет параметров ударной воздушной волны в зависимости от
расстояния до центра взрыва».
Исходные данные для расчета представлены в таблице 12.
Таблица 12 - Исходные данные для расчета параметров взрыва
воздушной ударной волны
Масса
Диапазон
поступившего газа,
задаваемых
кг
расстояний, м
300
482
30 ÷ 445
400
780
39 ÷ 569
500
1164
47 ÷ 686
600
1633
54 ÷ 795
Давление газа, кПа
Стехиометрический
коэффициент
2
61
Пример расчета избыточного давления и импульса сжатия воздушной
ударной волны при давлении в газопроводе 300 кПа представлен на рисунке 23.
Рисунок 23 - Пример расчета параметров воздушной ударной волны при давлении в
газопроводе 300 кПа
На основании результатов рассчитанных значений избыточного давления
по таблице 9 определили точные значения радиусов зон возможных поражений
для разных степеней разрушения.
Результаты расчетов сведены в таблицу 13.
Таблица 13 - Результаты расчета радиусов зон возможных поражений и
параметров воздушной ударной волны
Степень разрушения
Радиус зоны, м
Избыточное
Импульс сжатия,
давление, кПа
Па ∙ с
При  = 300 кПа
Полное разрушение
40,5
100
30,602
Сильное разрушение
44
70
25,83
Среднее разрушение
54
28
16,976
Умеренное разрушение
64
14
12,363
83
5
6,993
100
36
Слабое разрушение
При  = 400 кПа
Полное разрушение
47,5
62
продолжение таблицы 13
Сильное разрушение
51,5
70
30,52
Среднее разрушение
63,5
28
19,965
Умеренное разрушение
75
14
14,104
Слабое разрушение
98
5
8,114
При  = 500 кПа
Полное разрушение
55
100
40,05
Сильное разрушение
58,5
70
35,306
Среднее разрушение
72.5
28
22,742
Умеренное разрушение
85
14
16,394
Слабое разрушение
112
5
9,271
При  = 600 кПа
Полное разрушение
60,5
100
46,471
Сильное разрушение
65,5
70
39,51
Среднее разрушение
81
28
23,564
Умеренное разрушение
96
14
19,02
Слабое разрушение
125
5
14,97
Из результатов расчетов можно сделать вывод, что радиусы зон
возможных поражений при взрыве газовоздушного облака, образовавшегося в
результате разгерметизации газопровода на полное сечение варьируются в
пределах:
- 40 ÷ 61 м - при полном разрушении;
- 44÷ 66 м - при сильном разрушении;
- 54÷ 81 м - при среднем разрушении;
- 64÷ 96 м - при умеренном разрушении;
- 83÷ 125 м - при слабом разрушении.
На основе полученных значений радиусов зон возможных поражений для
разных степеней разрушения производственного помещения построили
графики зависимостей радиусов зон возможных поражений от значений
давления газа в газопроводе (рисунок 24).
63
Рисунок 24 - Графики зависимости радиусов зон возможных поражений от давления
газа
Из рисунка видно, что размеры зон возможных поражений находятся в
линейной зависимости от величины давления газа внутри газопровода. Эти
зависимости аппроксимируются следующими уравнениями:
- при полном разрушении  = 0,0675 ∙  + 20,5;
- при сильном разрушении  = 0,0715 ∙  + 22,7;
- при среднем разрушении  = 0,09 ∙  + 22,25;
- при умеренном разрушении  = 0,106 ∙  + 32,3;
- при слабом разрушении  = 0,14 ∙  + 41,5.
Для того, чтобы оценить количество вовлеченного в аварийный процесс
оборудования
котельного
цеха
при
взрыве
газовоздушного
облака,
образовавшегося в результате разгерметизации газопровода котла нанесли на
карту зоны возможных поражений при наиболее опасном сценарии развития
аварии (рисунок 25).
64
Полное разрушение
Сильное разрушение
Среднее разрушение
Умеренное разрушение
Слабое разрушение
18 м
Рисунок 25 - Зоны возможных поражений при разгерметизации газопровода котла станции №10 под давлением 600 кПа
65
Из рисунка видно, что при взрыве газовоздушного облака, образованного
в результате разгерметизации газопровода котла станции №10 при давлении
газа 600 кПа, в зону полных разрушений, диаметром 121 м, попадает паровой
котел
станции
№9,
регенеративный
воздухоподогреватель,
дутьевой
вентилятор. В данной зоне произойдет разрушение всего оборудования и
обрушение всех элементов здания, процент выживания людей составляет 0%.
Диаметр зоны сильных поражений составил 131 м. Из оборудования в эту зону
попадает регенеративный воздухоподогреватель, а также частично деаэратор
№2. В пределах данной зоны произойдет разрушение оборудования, части стен
и перекрытий, в уцелевших стенах - образование трещин и деформация
перекрытий. Процент выживания людей составляет 2%. В зоне средних
поражений (диаметр 162 м) разрушаться второстепенные элементы: крыша,
перегородки и частично оборудование: дутьевой вентилятор и два деаэратора.
Часть помещений будет пригодна для использования после расчистки обломков
и выполнения ремонта. Процент выживания людей 70 %. Размер зоны
умеренных разрушений составил 192 м. В ее пределах произойдет разрушение
оконных и дверных заполнений и перегородок. Производственное здание будет
пригодно для использования после уборки мусора и закладки проемов. Процент
выживания людей - 90%. Зона слабых поражений составляет 250 м. В зоне ее
действия будет наблюдаться разрушение стеклянных заполнений. Процент
выживших -97 %.
Методика расчета зон возможных поражений и параметров взрыва
является трудоемкой, для чего она была нами автоматизирована в виде
программных продуктов.
С
их
помощью
получены
графические
зависимости
количества
вышедшего газа и размера зон возможных поражений от давления газа внутри
газопровода при его разгерметизации на полное сечение. А также выведены
аппроксимационные формулы, которые могут быть использованы для
составления прогнозов взрыва газовоздушной смеси без использования
трудоемких методик.
66
2.6.4.Расчет энергии взрыва и зоны действия детонационной волны
Расчет энергии взрыва и зоны действия детонационной волны произвели
с
использованием
программного
продукта
«Расчет
обстановки
при
производственных авариях со взрывов», разработанной группой научных
сотрудников под руководством полковника Артеменко Г.В. Программный
продукт реализован на основе «методики расчета зоны действия детонационной
волны и энергии взрыва». Интерфейс программы представлен на рисунке 26.
Рисунок 26 - Интерфейс программы «Расчет обстановки при производственных
авариях со взрывом»
Результаты расчета представлены на рисунке 27.
Рисунок 27 - Результаты расчета энергии взрыва и зоны действия детонационной волны
67
Согласно произведенному расчету энергия взрыва ГВО, образованного в
результате разгерметизации газопровода котла составила 5417 ГДж, зона
действия детонационной волны распространит свое действие на 67 м.
2.6.5. Расчет людских потерь среди персонала предприятия
Общие потери среди персонала предприятия:
 при слабом разрушении
9
 общ = ∑ 160 ∙ 0,08 = 13 (чел);
=1
 при среднем разрушении:
9
 общ = ∑ 160 ∙ 0,12 = 20 (чел);
=1
 при сильном разрушении:
9
 общ = ∑ 160 ∙ 0,8 = 128 (чел);
=1
 при полном разрушении:
9
 общ = ∑ 160 ∙ 1 = 160 (чел).
=1
Санитарные потери среди персонала предприятия:
 при слабом разрушении:
9

сан
= ∑ 13 ∙ 0,03 = 1 (чел);
=1
 при среднем разрушении:
9
 сан = ∑ 20 ∙ 0,09 = 2 (чел);
=1
 при сильном разрушении:
9
 сан = ∑ 128 ∙ 0,25 = 32 (чел);
=1
68
 при полном разрушении:
9
 сан = ∑ 160 ∙ 0,3 = 48 (чел).
=1
Безвозвратные потери среди персонала предприятия:
 при слабом разрушении:
 безв = 13 − 1 = 14 (чел);
 при среднем разрушении:
 безв = 20 − 2 = 18 (чел);
 при сильном разрушении:
 безв = 128 − 32 = 96 (чел);
 при полном разрушении:
 безв = 160 − 48 = 112 (чел).
Значение пробит-функции:
- при слабом разрушении:
3
 = −2,44 ∙ ln [7,38/5 + (1,9 ∙ 10 ⁄5 ∙ 14,97)] = 3,39;
- при среднем разрушении:
3
 = −2,44 ∙ ln [7,38/28 + (1,9 ∙ 10 ⁄28 ∙ 23,564)] = 3,5;
- при сильном разрушении:
3
 = −2,44 ∙ ln [7,38/70 + (1,9 ∙ 10 ⁄70 ∙ 39,51)] = 5,51;
- при полном разрушении:
3
 = −2,44 ∙ ln [7,38/100 + (1,9 ∙ 10 ⁄100 ∙ 46,471)] = 6,4.
Вероятность гибели людей, находящихся вне здания:
- при слабых разрушениях  = 5%;
- при средних разрушениях  = 7%;
- при сильных разрушениях  = 59%;
- при полных разрушениях  = 93%.
69
Безвозвратные потери людей среди персонала предприятия, находящихся
за пределами здания:
- при слабых разрушениях
в
гибели
= 45 ∙
5
= 3 (чел);
100
- при средних разрушениях
в
гибели
= 45 ∙
7
= 4 (чел);
100
- при сильных разрушениях
в
гибели
= 45 ∙
59
= 27 (чел);
100
- при полных разрушениях
в
гибели
= 45 ∙
93
= 42 (чел).
100
Результаты расчетов потерь людей среди персонала предприятия
представлены в таблице14.
Таблица 14 - Результаты расчетов потерь среди персонала предприятия
Степень
Общие потери
разрушения
Санитарные потери
Безвозвратные
Безвозвратные
потери в здании
потери вне
здания
Полная
160
48
112
42
Сильная
128
32
96
27
Средняя
20
2
18
4
Слабая
13
1
14
3
2.7. Разработка мероприятий по снижению риска возникновения аварии
Последним этапом схемы управления техногенными рисками на
предприятии тепло-энергетического комплекса ПАО «Квадра» - «Орловская
генерация»
является
разработка
мероприятий
по
снижению
возникновения аварии, связанной разгерметизацией газопровода котла.
риска
70
В рамках риск-ориентированного подхода выделяется две группы
превентивных
мероприятий,
возникновения
применение
аварии:
направленных
технические
специальных
на
снижение
мероприятия,
технических
средств
вероятности
предусматривающие
по
снижению
риска
возникновения аварии и организационные мероприятия.
К техническим мероприятиям, направленным на снижение риска
возникновения аварийной разгерметизации газопровода котла относятся:
- повышение прочности материала и толщины стенки газопровода;
- применение защитного футляра;
- внедрение надежных высокочувствительных систем, контролирующих
технологические процессы предприятия;
- оснащение предприятия системой противоаварийной защиты и
контроля, в частности - газоанализаторами.
К организационным мероприятиям, снижающих риск возникновения
аварии, связанной с разгерметизацией газопровода котла относятся:
- проведение плановых осмотров котельного оборудования и подводящих
ему топливо газопроводов;
- ежедневный контроль за состоянием оборудования и газопроводов,
осуществляемый путем обхода производственных участков;
- повышение частоты проведения диагностики и испытаний газопровода
на прочность и герметичность;
- проведение периодического ремонта оборудования.
Снижение техногенного риска обеспечивается комплексной реализацией
организационных и технических решений. Вместе с тем, оценка эффективности
внедрения организационных мероприятий представляется затруднительной. По
этой причине, выбор был сделан в пользу технических решений. В частности,
котельный цех предлагается оснастить измерительной газоаналитической
системой
9020,
которая
представляет
собой
стационарный
прибор
непрерывного действия, предназначенным для измерения довзрывоопасных
концентраций горючих газов и паров горючих жидкостей, объемной доли
71
кислорода и вредных газов в воздухе рабочей зоны, а также выдачи
сигнализации
при
превышении
измеряемой
величиной
установленных
пороговых значений.
Помимо этого, прибор имеет программу включения аварийной
вентиляции и автоматического отключения подачи топлива до обеспечения
нормальных концентраций СН4 на постоянных рабочих местах, в верхнем
объеме
помещений.
Изображение
газоаналитической
системой
9020
представлено на рисунке 28.
Рисунок 28 - Газоаналитическая система 9020 настенного исполнения
При относительно низкой стоимости (от 70 до 100 тыс. рублей в
зависимости от варианта комплектации), система позволит своевременно
диагностировать повышение концентрации взрывоопасных газов в воздухе и
предотвратить дальнейшую утечку.
Для оценки эффективности предлагаемого технического решения было
построено
дерево
событий
разгерметизации
газопровода
с
учетом
дооборудования котельного цеха измерительной газоаналитической системой
9020.
72
Рисунок 29- Дерево событий при аварии связанной с разгерметизацией котла с учетом дооборудования котельного цеха измерительной
газоаналитической системой 9020
73
Вероятности возникновения сценариев развития аварии после внедрения
газоаналитической измерительной системы:
1 = 0,5 ∙ 10−4 ∙ 0,3 ∙ 0,00001 ∙ 0,1 = 1,5 ∙ 10−11 ,
2 = 0,5 ∙ 10−4 ∙ 0,3 ∙ 0,00001 ∙∙ 0,9 = 1,3 ∙ 10−10 ,
3 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,3 ∙ 0,99999 = 1,5 ∙ 10−5 ,
4 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,7 ∙ 0,99999 ∙ 0,9 ∙ 1 ∙ 0,01 ∙ 0,636 = 2 ∙ 10−12 ,
5 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,7 ∙ 0,00001 ∙ 0,9 ∙ 1 ∙ 0,01 ∙ 0,366 = 1,15 ∙ 10−12 ,
6 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,7 ∙ 0,00001 ∙ 0,9 ∙ 1 ∙ 0,99 = 3 ∙ 10−10 ,
7 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,7 ∙ 0,00001 ∙ 0,1 = 3,5 ∙ 10−11 ,
8 = 0,5 ∙ 10−3 ∙ 0,7 ∙ 0,99999 = 3,5 ∙ 10−5 .
Результаты расчетов свели в таблицу 15.
Таблица 15 - Результаты расчетов
Номер сценария
Результирующее событие
Вероятность события
1
Взрыв ГВО
1,5 ∙ 10−11
2
Токсическое отравление персонала
1,3 ∙ 10−10
3
Ликвидация аварийной разгерметизации
1,5 ∙ 10−5
газопровода котла на полное сечение
4
Пожар-вспышка
2 ∙ 10−12
5
Взрыв ГВО
1,15 ∙ 10−12
6
Токсическое отравление персонала
3 ∙ 10−10
7
Струйное горение газа
3,5 ∙ 10−11
8
Из
Ликвидация частичной разгерметизации
3,5 ∙ 10−5
газопровода котла
результатов
расчетов, приведенных
в
таблице 15, очевидно,
что риск возникновения аварии, связанной с полной разгерметизацией
газопровода котла значительно снизился и находится в пределах приемлемого
риска.
Таким образом внедрение измерительной газоаналитической системы
является эффективным, а также экономически выгодным техническим
решением для снижения риска возникновения аварии.
74
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения выпускной квалификационной работы произвели
оценку устойчивости предприятия теплоэнергетического комплекса в условиях
чрезвычайной ситуации, а также анализ возможных аварий на данном
предприятии и причины их возникновения. Установили, что наиболее опасной
аварией является разгерметизация газопровода котла.
Были рассмотрены существующие схемы управления техногенными
рисками. В результате чего была разработана, а затем декомпозирована схема
управления техногенными рисками для главного корпуса предприятия ПАО
«Квадра» - «Орловская генерация».
С помощью дерева событий произвели анализ всех возможных сценариев
развития аварии, а также оценки риска их возникновения. Установили, что
наиболее опасным по последствиям сценарием развития аварийной ситуации
является взрыв газовоздушного облака, образовавшегося в результате
разгерметизации газопровода котла на полное сечение.
Для прогнозирования развития аварии и последствий ее возникновения
разработали
программные
продукты,
позволяющие
произвести
расчет
ориентировочных значений зон возможных поражений и параметров взрыва
воздушной ударной волны. Максимальное значение радиуса зон возможных
поражений составил 125 м.
Произвели расчеты энергии взрыва ГВО и зоны действия детонационной
волны, а также потерь среди персонала предприятия. Общие потери среди
персонала предприятия при полном разрушении составят 160 человек,
безвозвратные потери - 112 человек.
Для снижение риска возникновения аварии разработали наиболее
эффективное мероприятие - оснащение котельного цеха измерительной
газоаналитической системой 9020. Количественная оценка эффективности
вводимого мероприятия показала, что риск возникновения аварии снизился на
104 раз.
75
Список литературы
1. Доклад об экологической ситуации в Орловской области в 2016 году/
Правительство Орловской области. Управление экологической безопасности и
природопользования Орловской области (Орелоблэконадзор); Иванов И. Ф.,
Внуков Н. М., И ДР. – Орел, 2017. -152 с.
2. Архив погоды в Орле [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
https://world-weather.ru/archive/russia/orel/. – Дата доступа 26.03.2018.
3.
Погода
в
Орле
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа:
http://russia.pogoda360.ru/109697/avg/. – Дата доступа 4.04.2018.
4. Общая характеристика физико-географических условий в Орловской
области
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа:
https://studfiles.net/preview/2619766/page:2/.html. – Дата доступа 5.04.2018.
5. Сельское хозяйство Орловской области [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: http://www.agrien.ru/reg/орловская.html – Дата доступа: 5.04.2018.
6. ОАО «Квадра» - «Генерирующая компания». История филиала
«Орловская генерация» (официальный сайт) [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: http://orel-tsk.ru/about/history/. - Дата доступа 8.04.2018.
6. Тепловые электрические станции: учебник для вузов. / В.Д. Буров, Е.В.
Дорохов, Д.П. Елизаров и др.; под ред. В.М. Лавыгина, А.С. Седлова, СВ.
Цанева. - М.: Издательский дом МЭИ, 2009. — 466 с:
7. «Анализ аварийных ситуаций на теплоэлектростанциях» [Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа:
http://www.secuteck.ru/articles2/firesec/analiz-
avariynyh-situatsiy-na-teploelektrostantsiyah-chast-1 - Дата доступа 15.04.2018.
8.
«Годовой
отчет
о
деятельности
федеральной
службы
по
экологическому, технологическому и атомному надзору в 2016 году»
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа:
http://www.gosnadzor.ru/public/annual_reports/Годовой отчет за 2016 год 3.pdf Дата доступа 20.04.2018.
76
9. «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года»
[Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/node/1026. –
Дата доступа: 21.04.2018.
10. Акимов, В. А. Основы анализа и управления риском в природной и
техногенной сферах / В. А. Акимов, В. В. Лесных, Н. Н. Радаев. – М.: ЗАО
«Деловой экспресс», 2004. – 437 с.
11. Белов П.Г. Системный анализ и моделирование опасных процессов в
техносфере: Учеб. пособие для студ. высш. учеб. зав. / П.Г. Белов. – М.:
Издательский центр «Академия», 2003. – 512 с.
12. Кульба В.В. Управление в чрезвычайных ситуациях: учебное пособие
/ Кульба В.В., Архипова Н.И. - М.: Рос. гос. гуманит. ун-т, 1998. - 316 с.
13. Ветошкин А.Г., Техногенный риск и безопасность/ А.Г. Ветошкин,
К.Р. Таранцева. - Пенза: Изд-во Пенз. гос. ун-та, 2001. - 171 с.
14. Шаптала, В.Г. Основы моделирования чрезвычайных ситуаций: учеб.
пособие / В. Г. Шаптала, В. Ю. Радоуцкий, В. В. Шаптала; под общ. ред. В. Г.
Шапталы. – Белгород: Изд-во БГТУ, 2010. – 166 с.
15. Самарский, А. А. Математическое моделирование. Идеи. Методы.
Примеры /А. А. Самарский, А. П. Михайлов. – М.: Физматлит, 2002. – 320 с.
16. Имитационное моделирование [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: https://studfiles.net/preview/3853551/ - Дата доступа 8.05.2018.
17. Моделирование и системный анализ происшествий с помощью
диаграмм
типа
дерево
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа:
http://portal.tpu.ru/SHARED/o/OKENO/uch/SAiMP/лекция 5.pdf - Дата доступа
10.05.2018
18. ГОСТ Р МЭК 62502-2014 Анализ дерева событий. – М.:
Стандартинформ, 2015. – 28с.
19. ГОСТ Р 12.3.047-2012 Система стандартов безопасности труда.
Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования.
Методы контроля. - М.: Стандартинформ, 2012. – 86с.
77
20. Руководство по безопасности «Методика оценки риска аварий на
опасных производственных объектах нефтегазоперерабатывающей, нефте- и
газохимической промышленности». Серия 09. Выпуск 38 / Колл. авт. — М.:
Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований
проблем промышленной безопасности», 2014. — 44 с.
21. Методика оценки обстановки при авариях со взрывами на
пожаровзрывоопасных объектах [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
https://studfiles.net/preview/4378745/- Дата доступа 15.05.2018.
22. Шушпанов, А.Г. Безопасность в ЧС: Учебное пособие для высшего
профессионального образования / А.Г. Шушпанов. Орел: ФГБОУ ВПО
«Госуниверситет-УНПК», 2012. - 60 с.
23. Безопасность жизнедеятельности.
Безопасность в чрезвычайных
ситуациях природного и техногенного характера: учебное пособие/ В. А.
Акимов, Ю. Л. Воробьев, М. И. Фалеев и др. – М.: Высшая школа, 2006. – 592 с.
24. ГОСТ 5542-2014 Газы горючие природные промышленного и
коммунально-бытового
назначения.
Технические
условия.
-
М.:
Стандартинформ, 2015. - 11 с.
25. ГОСТ 31369-2008 Газ природный. Вычисление теплоты сгорания,
плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного
состава М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.
26. Системы измерительные газоаналитические 9010/9020 [Электронный
ресурс]. – Режим доступа: http://www.promecopribor.ru/sistemy-izmeritelnyegazoanaliticheskie-9010-9020 - Дата доступа 25.05.2018.
78
Приложение А - Схема главного корпуса блочной части
Рисунок А.1 - Схема главного корпуса блочной части на отметке «0» метров
79
Рисунок А.2 - Схема главного корпуса блочной части на отметке «4» метра
80
Рисунок А.3 - Схема главного корпуса блочной части на отметке «8» метров
81
Рисунок А.4 - Схема главного корпуса блочной части на отметке «12» метров
82
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа