II новые технологии
Г. НАЙДЕНОВ, Н. ЧЕФОНОВ, В. МОСТОВОЙ
В понятие полноты использования углеводородного сырья при транспорте, переработке и хранении входит измерение количества нефти на устье скважины и получение максимума прибыли от нефтепродуктов, отпущенных потребителям при минимально разрешенных потерях для окружающей среды.
Ясно, что максимум прибыли можно получить в результате глубокой переработки нефти и промежуточных нефтепродуктов. Прибыль при этом возрастает в десятки, а то и сотни раз. Но это — «отсроченная» прибыль. Здесь необходимо вложение дополнительных капитальных средств как в технологию переработки нефти, так и в восстановление среды обитания, что связано с финансовым риском. Это уже задача государственного регулирования. Легче и быстрее получить моментальную прибыль, продавая сырую нефть.
Пока на севере Российской Федерации, обеспечивающем основную долю отечественной добычи нефти и природного газа, по-прежнему доминирует сырьевая направленность экономики.
Рассмотрим так называемые транспортные потери нефтепродуктов от устья скважин до отпуска сырой нефти и продуктов первичной переработки потребителям, на примере нефтебазы, расположенной в Иркутской области.
Здесь установлено 20 стальных резервуаров в северном исполнении типа РВС:
в две — для газового конденсата — РВС-700; ез четыре — для бензина — РВС-700 и бензина — РВС-400;
в две — для самолетного топлива — РВС-700; г четыре — для дизтоплива — РВС-700; а два — для мазута — РВС-700; в шесть — для нефти — РВС-700. Общий объем возможного накопления продукта составляет 13 тыс. т.
Доставка нефти от месторождения осуществляется железнодорожными цистернами по напорным трубопроводам.
На нефтебазе организована насосная станция для слива нефтепродуктов из цистерн, подачи в резервуары и налива в танкеры дизельного топлива, мазута, нефти, а также налива мазута в автоцистерны.
В настоящее время на базе установлено минимальное количество приборов контроля и управления для решения задач транспорта и отпуска нефтепродуктов. Поэтому
вопрос уровня автоматизации является здесь, пожалуй, самым актуальным.
В данной статье предлагаем рассмотреть два уровня автоматизации — локальной и автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Локальный уровень предполагает оснащение объекта необходимым объемом местных приборов контроля и управления с минимальным объемом информации для оперативного персонала и предоставлением последнему прав и обязанностей по выбору вариантов технологического регламента, в т. ч. и реализации типовых функций лротивоава-рийной защиты (ПАЗ).
АСУ ТП предполагает наличие локального уровня, но с добавлением функций, которые берет на себя микропроцессорный программно-логический модуль по автоматическому выбору варианта технологического регламента, включая специализированные функции ПАЗ, разработанные конкретно для этого объекта, вплоть до полного останова всего объекта при определении его (останова) целесообразности.
Главное отличие АСУ ТП от систем локальной автоматики заключается в комплексном использовании одной и той же информации для решения нескольких задач контроля и управления. Например, информация от датчиков расхода может быть использована для оперативного контроля расхода, расчета количества вещества за любые промежутки времени, расчета технико-экономических параметров (ТЭП), принятия решений в системах ПАЗ и т. п.
Таким образом, выходим на решение задачи «цена-качество» для систем управления, критерием определения которой является минимально достаточное, необходимое количество измеряемых и контролируемых технологических параметров и стоимость программно-технических средств системы.
АСУ ТП позволяет сократить потери на 20—50% и более. Малейший разлив нефтепродуктов сразу определяется сигнализаторами довзрывных концентраций. Система управления запрещает включение насосов налива, и запрещает водителю включать двигатель автотранспорта, а оперативному персоналу проводить огнеопасные работы.
АСУ ТП дают возможность перейти к прогнозному подходу в обслуживании основных фондов предприятия, например, наработка на отказ, уровень вибраций, частота отказов определенного вида оборудования и т. п. Работа
36
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 1 1 2004
новые технологии К
в этих условиях потребует оценки текущего технического состояния объектов, развития служб технического надзора, обслуживания, что позволяет сэкономить практически до 30% средств на обслуживание материально-технических ресурсов.
Для определения возможных потерь, связанных с риском аварий, на нефтебазе был проведен анализ возможных сценариев их развития.
1. Основные факторы риска аварий:
з сложные природно-климатические условия эксплуатации — низкие температуры, нерегулярное электроснабжение, ветровые нагрузки, снежный покров, обледенение, волновые нагрузки, возможность подтопления;
я большое количество резервуаров хранения; в межплощадочная перекачка нефтепродуктов по наземным трубопроводам длиной 4,5 км;
в использование эстакад налива, раздаточных, где происходит контакт нефтепродукта с атмосферным воздухом;
а наличие терминала для танкерного отпуска-приема нефтепродуктов;
в нерегулярный отпуск нефтепродуктов различными способами (автоцистерны, танкеры, железнодорожные цистерны, бочкотара);
в низкий уровень автоматизации — запорная арматура ручного управления.
2. На основе анализа аварийности на объектах, находящихся в похожих условиях, были выбраны следующие типичные последствия аварий (в порядке убывания вероятности):
■ разливы нефтепродуктов как на суше, так и на водной поверхности;
в пожары проливов нефтепродуктов;
5 пожары и взрывы в резервуарах;
в горение паров нефтепродуктов в открытом пространстве при высоких летних температурах;
я «огненные шары» при пожаре на автомобильных цистернах с бензином, которые рассматривались как возможная эскалация аварии при длительном нахождении автоцистерны в открытом пламени.
3. Поражающими факторами рассмотренных аварий являются:
а ударная волна;
в тепловое излучение и горячие продукты горения; в открытое пламя и горящие нефтепродукты; в токсичные продукты горения;
в осколки разрушенного оборудования, обрушения зданий и конструкций.
4. По величине вероятных зон действия поражающих факторов на персонал объекта и оборудование наиболее опасными сценариями являются следующие:
а крупный пожар пролива с выходом нефтепродуктов за пределы обвалования резервуара РВС-700;
а горение облака паров нефтепродукта в воздухе;
■ попадание автоцистерны с бензином в открытое пламя и образование «огненного шара».
Наиболее вероятные сценарии аварий с возникновением пламени на нефтебазах могут происходить по следующей схеме: повреждение технологического трубопровода (арматуры) или отказ насоса > разлив нефтепродукта > пожар пролива.
5. В максимальную гипотетическую аварию могут быть вовлечены следующие количества опасных веществ:
в при проливе бензина на поверхность воды — до 12 т;
6 при пожаре пролива на РВС-700 — до 635 т бензина, дизельного или топлива ТС-1;
а при горении паров светлых нефтепродуктов в облаке может находиться до 1 т нефтепродуктов;
в при возникновении «огненного шара» на автоцистерне — до 10,5 т бензина.
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 11-2004
Табл. 1
Частота аварий с возникновением поражающих факторов — взрывов, пожаров, «огненных шаооюаса
Тип оборудования Частота,год-1
Трубопроводы 1н)0085
Резервуары 0.003
Насосные 0.009
Эстакады и колонки 0.003
Наливные станции 0,007
Всего по объекту 0 02285
Зоны действия поражающих факторов при этом составляют:
е для «огненного шара» — 100—250 м;
в при дрейфе облака с сохранением способности к воспламенению — до 350 м;
■ при пожаре пролива — десятки метров от границы пролива.
Среди последствий не учитывалось загрязнение воздуха продуктами горения при пожарах и взрывах, загрязнение воды нефтепродуктами и осколочное поражение.
6. Вероятные зоны поражения и разрушения при максимальной гипотетической аварии не выходят за границы 500-метровой санитарно-защитной зоны (СЗЗ) объекта, поэтому гибель населения близлежащих пунктов при авариях на нефтебазе крайне маловероятна. Количество пострадавших из числа персонала при наиболее опасных сценариях аварии может достигать шесть человек. При наиболее вероятных сценариях аварии количество пострадавших не превысит один-два человека.
С учетом обобщенных статистических данных была определена частота возникновения аварий на различных составляющих объекта для различного оборудования (табл. 1). Анализ показал, что наиболее вероятными являются аварии в насосных и раздаточных устройствах.
При определении частоты возникновения аварий для различного типа основного оборудования нефтебазы, в котором обращаются нефтепродукты, учитывались:
а количество оборудования и протяженность трубопроводов;
в частота возникновения инициирующего события или того или иного исхода.
Также рассматривались возможные сценарии конкретных аварий в зависимости от времени года, скорости и направления ветра, времени суток. В результате определено пространственное распределение потенциального территориального риска, показывающее частоту реализации поражающего фактора, приводящего к смертельному для человека исходу как на территории объекта, так и на прилегающих площадях. При этом наибольший потенциальный риск возникновения смертельных поражающих факторов наблюдается в районе резервуарных парков. За пределами резервуарных парков потенциальный риск возникновения смертельного поражающего фактора составляет. На речном портале существуют зоны с наиболее высоким потенциальным риском. Они расположены над водной акваторией, их наличие обусловлено возможностью образования облаков паров бензина и последующего их сгорания.
В случае использования АСУ ТП риск возникновения аварий снижается в несколько раз. Экономический эффект от действующей на объекте АСУ ТП только за счет предотвращения аварийных ситуаций может составлять до 80%. =
37
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.