Смекни!
smekni.com

Обеспечение безопасности прогнозирование и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации 2 (стр. 13 из 33)

Таким образом, определив риск ЧС на МНП, можно сделать вывод, что вероятность возникновения ЧС с образованием опасной концентрации паров нефти или с возгоранием паров нефти превышает допустимые значения, поэтому обоснование пожароопасности магистрального нефтепровода и разработка мероприятий по обеспечению безаварийной работы и противопожарной защиты на объекте проведем на основе ЧС с возгоранием паров нефти на магистральном нефтепроводе УБКУА, вблизи д. Минзитарово.


3. Пожаровзрывозащита. Обоснование пожаро-взрывоопасности магистрального нефтепровода

Производственная деятельность МНП "Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск" заключается в перекачке западно-сибирской нефти, температура вспышки которой не превышает 61°С, на нефтеперерабатывающие заводы России, в ближнее и дальнее зарубежье. Согласно требованиям [42], МНП УБКУА относится к особо опасным производствам, так как количество опасного вещества (нефть входящая в группу ЛВЖ) обращающегося (транспортируемого) по МНП превышает предельное количество - 200 тонн.

По данным [76] на объектах транспорта и хранения нефти в Российской Федерации c 1984 по 2008 года произошло 480 пожаров (около 20 пожаров в год), причем из них 149 случаев приходится на технологические сооружения. Характерными причинами возникновения пожаров является образование опасных концентраций паров нефти и появление в этой зоне источника зажигания.

Исходя из этого необходимо обоснование пожаровзрывоопасности магистрального нефтепровода, разработка мероприятий по предупреждению пожаров и взрывов. Решение данных задач основывается на теоретическом обосновании работы, выполненном в разделе 1, а так на результатах прогнозирования, полученных в разделе 2.

3.1 Характеристика опасного вещества, обращающегося на нефтепроводе УБКУА

Нефть – маслянистая, обычно темная, реже желтая или светлая жидкость, легче воды. Плотность большинства нефтей колеблется от 770 до 960 кг/м3. Лишь очень немногие нефти имеют плотность, равную 1000 кг/м3 или даже немного больше. Чем меньше плотность нефти, тем лучше ее качество, т. е. тем больше содержится в ней бензиновых и керосиновых фракций. По химическому составу нефть представляет собой смесь различных органических соединений, главным образом углеводородов [26].

По требованиям ГОСТ 12.1.005-88, ГОСТ 12.1.007 –76 пары нефти относятся к вредным веществам 4 класса опасности [13, 14]. Характеристика опасного вещества по пожаровзрывоопасности приведена в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Характеристика опасного вещества по пожаровзрывоопасности

Наименование параметра Параметр
Название вещества Нефть
Химическое Смесь органических соединений
Температура вспышки, оС От минус 31 до минус 36
Температура самовоспламенения, оС Выше 250
Пределы взрываемости 1,1 – 6,5%

3.2 Мероприятия по предупреждению пожаров и взрывов

Мероприятия по предупреждению пожаров и взрывов направлены на недопущение выхода наружу (разлив) нефти, её испарения, образования взрывопожароопасных концентраций паров, а также образования (внесения) в опасное паровоздушное облако источников зажигания [67].

Выход наружу нефти возможен при:

– нарушении герметичности трубопровода, запорной арматуры;

– выходе из нормального режима эксплуатации технических средств обеспечения и средств автоматики;

– ошибках производственного персонала;

– преднамеренных действиях (диверсиях) и др.

3.2.1 Мероприятия по предупреждению разгерметизации

Для предотвращения указанных выше причин разлива нефти на МНП, предусмотрены следующие технические решения с установкой соответствующего оборудования, приборов контроля и автоматизации управления технологическими процессами и сигнализации его происхождения обслуживающему персоналу[75]:

– антикоррозионное покрытие наружных поверхностей трубопроводов, позволяющее снизить вероятность его разгерметизации за счет коррозийного разрушения;

– техническое обследование, диагностика и испытание в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации МНП и инструкции по их ремонту";

– техническое обслуживание, ремонт и восстановление МНП;

– соединение трубопровода и запорно-регулирующей арматуры выполняется сваркой или фланцами. Прокладки фланцевых соединений изготовляются из негорючих материалов, не разрушающимся при сборке (монтаже) и обеспечивающих герметичность соединений.

Главным фактором поддержания работоспособного состояния нефтепровода и надёжной его работы является система планово-предупредительных ремонтов магистральных нефтепроводов и их объектов[24].

С целью обеспечения надёжности работы магистрального нефтепровода на нём предусмотрена система катодной защиты. Так же необходимо проводить техническую диагностику трубопроводов.

Диагностика технического состояния нефтепроводов осуществляется путём пропуска внутритрубных диагностических снарядов [8]. На основе патентной проработки, произведенной в литературном обзоре в разделе 1.8, был сделан вывод, что для диагностики состояния магистрального трубопровода на предмет дефектов геометрии, которые возникают вследствие механического воздействия, которое и явилось причиной выхода нефти в рассматриваемой ниже ЧС, наиболее подходящим является внутритрубный профилемер ПРН. Справка об анализе патентной литературы по теме выпускной квалификационной работы приведена в приложении Г.

Одним из главных требований, выполнение которого необходимо для надежного диагностирования линейной части, является требование к подготовке линейной части МНП.

Каждый участок МНП, представленный к диагностированию, должен быть оборудован камерами пуска и приема средств очистки и диагностирования (СОД). Технологическая схема узла приема-пуска СОД приведена в приложении Г.

Камера пуска и приема предназначена для запасовки СОД в трубопровод и начала его движения, а также для остановки СОД в конце обследуемого участка и его выемки. Камера пуска и приема состоит из корпуса, затвора для открытия или закрытия камеры, арматуры и трубопроводов технологической обвязки и других комплектующих узлов, манометров, вантузов, сигнализаторов прохождения СОД. Корпус камеры состоит из расширенной части с затвором и трубы номинального диаметра, соединенных коническим переходником, и подключенных через выходную задвижку к магистральному нефтепроводу. Операции по запасовке и выемке СОД выполняются без остановки перекачки нефти [8, 82].

Так же в местах установки камер пуска и приема СОД на линейных участках МНП должна быть оборудована площадка с обязательным обвалованием. Схема площадки узла запуска и приема СОД приведена в приложении Г на рисунке 1Г.

Внутритрубный профилемер ПРН, внешний вид которого приведен на рисунке 3.1, является средством диагностики, состоит из двух секций – стальных герметичных корпусов, связанных между собой карданным соединением. В передней и задней частях первой секции установлены манжеты, предназначенные для центрирования и приведения в движение прибора в трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции, предотвращает застревание прибора в трубах, имеющих тройное разветвление – "тройниках", не оборудованных предохранительными решетками. В носовой части первой секции установлен бампер, под которым находится антенна приемопередатчика в защитном кожухе, а на задней части, на подпружиненных рычагах, размещены одометрические колеса, предназначенные для измерения пройденного расстояния. Чертеж одометра приведен на странице 68.

На второй секции установлены манжеты и измерительная система, состоящая из множества рычагов с колесами (так называемый "спайдер") для измерения проходного сечения и других геометрических особенностей трубы. Колеса спайдера прижимаются к внутренней поверхности трубы и при движении профилемера перекатываются через препятствия, встречающиеся на их пути, перемещая конец рычага, на котором они установлены. Это движение через тяги передается на качающийся диск, к центру которого через шарниры и тягу подсоединен движок потенциометра. Перемещение движка потенциометра вызывает изменение сигнала, который затем преобразуется в цифровую форму и записывается в память профилемера [8, 82]. Чертеж спайдера приведен на странице 70.

1, 5 – передний и задний бамперы, 2 – коническая манжета; 3 – одометры; 4 – блок потенциометров; 6 – спайдер; 7 – карданный узел с измерителем поворота; 8 – манжеты; 9 – маркерный приемопередатчик.

Рисунок 3.1 – Внутритрубный профилемер ПРН 16


На карданном соединении смонтирована система измерения угла поворота, состоящая из неподвижного "грибка" на передней секции и находящегося с ним в контакте подвижного подпружиненного щупа на второй секции, соединенного с потенциометром. При повороте секции относительно друг друга "грибок", благодаря своему профилю, сдвигает щуп пропорционально углу поворота, а потенциометр преобразует это перемещение в электрический сигнал [8, 82].