Смекни!
smekni.com

Обеспечение безопасности прогнозирование и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации (стр. 4 из 28)

Основная задача ЛПУМГ - транспортирование газа с заданными параметрами по магистральным газопроводам (МГ) «Челябинск - Петровск», «Уренгой - Петровск», «Уренгой - Новопсков» и газопроводам-отводам в целях бесперебойной поставки газа потребителям в соответствии с утвержденным планом.

Общая протяженность газопроводов в однониточном исчислении в зоне ответственности Сергиевского ЛПУМГ– 512,64 км. Прокладка газопроводов – подземная, глубина заложения газопроводов с условным диаметром до 800 мм (газопроводы-отводы) – 0,8 м, с условным диаметром 1400 мм (МГ Северной системы) – 0,8 м до верха трубы.

Для анализа возможных ситуаций необходимо рассмотреть сведения о природно-климатических и других условиях района расположения исследуемого объекта.

1.8 Сведения о природно-климатических и других условиях района расположения объекта

Объекты «Сергиевского ЛПУМГ» располагаются на территории Самарской области, относящейся к умеренному климатическому району Характеристика климатических условий в области приведена в таблице 1.3.


Таблица 1.3 – Характеристика климатических условий в районе расположения объектов Сергиевского ЛПУМГ

№ п/п Наименование характеристики Единица измерения Значение
1 2 3 4
1. Абсолютный максимум температуры наружного воздуха 0С 38
2. Абсолютный минимум температуры наружного воздуха 0С минус 41
3. Продолжительность времени года с положительными суточными температурами сутки 133
4. Продолжительность времени года с отрицательными суточными температурами сутки 124
5. Повторяемость направлений ветра / Средняя скорость ветра по направлениям север северо-восток восток юго-восток юг юго-запад запад северо-запад штиль % / м/c Январь 8 9 4 37 24 6 6 6 20 Июль 20 18 7 11 7 8 11 18 20
6. Преобладающие ветры в теплое время года Северные
7. Средняя скорость ветра в теплое время года м/с 3,5
8. Преобладающие ветры в холодное время года Юго-восточные
9. Среднегодовое количество осадков мм 461

Объекты Сергиевского ЛПУ МГ располагаются в центральной части Самарской области, относящейся к умеренному климатическому району. План расположения газопроводов представлен в приложении А рисунок А1. Характер местности представляет собой возвышенную волнистую равнину, пересеченную глубокими речными долинами. Большую часть территории занимают пашни, естественные кормовые угодья, леса (смешанные, пойменные), болота. Территория сложена пермскими отложениями (известняками и доломитами), что обусловило широкое распространение здесь остаточно-карбонатных щебневатых и каменисто-щебневатых черноземов, составляющих около 40 % почвенного покрова района. В целом почвы представлены выщелоченными и типичными черноземами (64%), главным образом тяжелого механического состава. Район имеет сложный рельеф и сильно подвержен водной эрозии.

Регион характеризуется сравнительно слабым развитием речной сети и относительной бедности водными ресурсами. Магистральные газопроводы и газопроводы-отводы пересекают в основном небольшие реки, такие как Сургут, Шунгут, Орлянка, Суруш ширина русла которых в межень в местах подводных переходов не превышает 30 м; имеется несколько пересечений реки Сок ширина русла в межень в створе перехода до 100 м (всего 5 рек, не считая более мелких водных преград). В местах переходов нередко наблюдается уменьшение глубины заложения, размывы, а иногда и подмывы трубопроводов. На трассах имеются овраги, через которые оборудованы воздушные переходы (5 переходов).

Из ЧС природного характера в регионе возможны ураганы, лесные пожары. В случае аварий на гидротехнических сооружениях (ГЭС им.Ленина) региона возможно только подтопление местности площадью более 5 га.

Сейсмоактивность в районе промплощадки КС «Сергиевская» не наблюдается.

1.9 Принципиальная технологическая схема КС-21 «Сергиевская»

Технологическая схема компрессорной станции (представлена в приложении А рисунок А3) представляет собой трубопроводную систему высокого давления различного диаметра, связывающую между собой технологические аппараты и оборудование, и образующую тем самым замкнутую цепь, обеспечивающую проведение технологического процесса компремирования природного газа.

Технологической схемой предусматриваются следующие основные процессы:

- очистка газа перед компримированием;

- компримирование газа;

- охлаждение газа после компримирования.

Кроме указанных процессов, технологической схемой компрессорной станции предусмотрен ряд вспомогательных систем и установок, обеспечивающих нормальную работу основного оборудования:

- система смазки, хранения и регенерации масел;

- система циклового воздуха, сбора и утилизации тепла дымовых газов;

- система сжатого воздуха.

КС-21 состоит из одного цеха, подключенного к магистральному газопроводу «Уренгой - Петровск», Ду=1400 мм, Рпр=76 кгс/см2. Газ высокого давления из магистральных газопроводов через входные шаровые краны № 7, 7а, 7р, 7ар (Ду 1000) узла подключения по всасывающим газопроводам-шлейфам поступает через входные коллекторы на батареи циклонных пылеуловителей (6 пылеуловителей производительностью 20 млн. нм3/сутки), где очищается от механических и жидких примесей. После очистки газ попадает во всасывающий коллектор (Ду 1000) газоперекачивающих агрегатов, из которого направляется в параллельно работающие нагнетатели 6-и агрегатов СТД - 12500, где сжимается до проектного давления (75 кгс/см2). Компримированный газ под давлением 75 кгс/см2 поступает в нагнетательный коллектор (Ду 1000) и далее по трубопроводам (Ду 1000) направляется к батарее из 9 аппаратов воздушного охлаждения газа. Охлажденный газ по выходным шлейфам (Ду 1000) направляется к узлу подключения, попадая через кран № 8, 8а в магистральный газопровод.

Перемычка между всасывающим и нагнетательным шлейфами с кранами № 36, 36р, 6, 6а, 6б, 6в, 6г образует пусковой контур цеха, который предназначен для работы агрегатов на кольцо перед нагрузкой и разгрузкой, а также для регулирования производительности перепуском газа со стороны нагнетания на прием цеха.

Сжатие газа осуществляется с помощью электроприводных газоперекачивающих агрегатов СТД - 12500, каждый из которых представляет собой единую установку электроприводного привода СТД - 12500 и одноступенчатого нагнетателя 370-18-2 в одном цеху.

Импульсный газ отбирается от входного и выходного шлейфа через краны 32,32’,33,33’, а также с выхода пылеуловителей через краны 34’

После очистки импульсного газа в газосепараторах и осушки в адсорберах он подводится к крановым узлам.

Для обеспечения нормальной работы систем смазки, регулирования и уплотнения ГПА в состав цеха входит система маслоснабжения, которая обеспечивает прием, хранение, учет расхода масла, подачу чистого масла в маслобаки ГПА, слив отработанного масла на склад, аварийный слив и перелив из маслобаков, очистку масла в регенераторной.

1.10 Характеристика природного газа

Природный газ – смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном расположении органических веществ.

Природный газ – основное вещество, которое участвует в технологическом процессе КС, является взрывопожароопасным.

Характеристики природного газа приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 – Характеристика вещества

Наименование параметра Параметр
1 2 3
1. 1.1 1.2 Название вещества (смеси): - химическое - торговое Газ природный (метан – свыше 90% об.) Газ природный
2. 2.1 2.2 Формула: - эмпирическая - структурная CH4 и следы C2H6, C3H8, CO2, N2 (процентный состав) H H-С-H (свыше 90%) H
3. 3.1 3.2 Состав, % - основной продукт -примеси (с идентификацией) Метан 98,012... 98,283 Этан 0,608... 0,805 Пропан 0,173... 0,250 Изобутан 0,030... 0,047 Н. бутан 0,020... 0,030 Изопентан 0... 0,005 Н. пентан 0... 0,001 CO2 0,011... 0,055 Азот 0,717... 0,906
4. 4.1 4.2 4.3 Общие данные: - молекулярный вес -температура кипения, оС (при давлении 101 кПа) - плотность при 20оС, кг/м3 16,1 -160 0,6778... 0,6803
5 5.1 5.2 5.3 5.4 Данные о пожароопасности: - температура вспышки -температура самовоспламенения - температура воспламенения - пределы взрываемости - 540 оС... 650 оС (метан) 640...800 оС (метан) 5...15 % (в смеси с воздухом)
6 Реакционная способность В химические реакции в рабочих условиях не вступает
7 Запах Не имеет запаха
8 Коррозионное воздействие Коррозионная активность низкая
9 Меры предосторожности На территории КС и на трассе надо исключать присутствие источников открытого огня (если только их наличие не связано с проведением разрешенных огневых работ). В помещениях надо следить за исправностью систем вентиляции и газоанализаторов.
10 Информация о воздействии на людей Главные опасности связаны: 1) с возможной утечкой и воспламенением газа с последующим воздействием тепловой радиации на людей; 2) с удушьем при 15-16%-м снижении содержания кислорода в воздухе, вытесненного газом.
11 Средства защиты Специальных индивидуальных средств защиты в компрессорных цехах и на трассе газопровода не требуется
12 Методы перевода вещества в безвредное состояние В силу малотоксичности природного газа химические методы не предусмотрены. При утечке газа в помещении цехов включается аварийная вентиляция
13 Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества В случае удушья вынести пострадавшего на открытый воздух, вызвать медицинского работника. Давать с перерывами (3-4 подушки в час) кислород. При остановке дыхания немедленно применить искусственное дыхание до восстановления естественного.

На компрессорной станции могут возникнуть следующие виды аварий: