Обеспечение безопасности прогнозирование и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации 2 (стр. 14 из 33)
Таким образом, в запоминающем устройстве происходит одновременная регистрация и хранение данных спайдера, угла поворота, сигналов одометра, сигналов маркерных передатчиков.
Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические параметры и места расположения определяются по распечатке данных профилеметрии после пропуска профилемера по трубопроводу.
Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для пропуска профилемера, составляет 70 % внутреннего диаметра трубопровода.
Чувствительность измерительной системы прибора составляет 2 мм.
Точность измерения высоты вмятин на прямых участках трубопровода составляет 0,4-0,6% относительно внешнего диаметра трубы [82].
Таким образом, при оборудовании линейной части магистрального нефтепровода камерами пуска и приема средств очистки и диагностирования и использовании для выявления дефектов геометрии трубопровода внутритрубного профилемера, можно заблаговременно выявить дефектные участки и устранить их, тем самым предупредить возможные чрезвычайные ситуации, а значит и повысить промышленную и экологическую безопасность [82].
3.2.2 Мероприятия, направленные на предупреждение развития ЧС и локализацию выбросов нефти
В целях повышения надёжности МНП УБКУА осуществлены следующие технические решения:
- внутритрубная диагностика путём прогона внутритрубных диагностических снарядов ПРН для определения дефектных мест нефтепроводов, замена дефектных мест нефтепроводов, замена дефектных мест МНП по результатам диагностики [8, 82];
- внедрение линейных контроллеров ЛКА-2 для линейной части по системе телемеханики;
- увеличение толщины стенки трубопроводов и строительство защитных сооружений, позволяющих локализовать аварийные разливы нефти на участках МНП, проложенных вблизи населённых пунктов и переходах через водные препятствия;
- водные переходы МНП при ширине водных преград с меженным горизонтом 75 м и более, выполнены с резервной ниткой. Заглубление трубопровода, в дно водоёма, выполняются на глубину исключающую повреждение труб [8];
При получении сообщения об аварии:
- немедленно определяется место аварии;
- остановка перекачки нефти по повреждённому участку нефтепровода;
- закрытие линейных задвижек на повреждённом участке нефтепровода.
По прибытию бригады на место аварии руководитель аварийно-восстановительных работ принимает решения по обеспечению безопасности и локализации аварии. С этой целью:
- останавливается движение транспорта на участках автодорог, железных дорог, находящихся в опасной близости к разлившейся нефти;
- оповещается население близлежащих населённых пунктов об опасности и мерах предосторожности (вплоть до эвакуации); соответствующие службы в соответствии со схемой оповещения информируют органы местного самоуправления, КЧС и ПБ и другие органы.
В местах, где отсутствуют сооружения для задержания нефти, устанавливаются временные запруды. Если на пути движения нефти заблаговременно созданы запруды или амбары нефти, руководитель работ организует дежурство с целью своевременного принятия мер по предотвращению перелива нефти.
В случае попадания нефти в реку принимаются меры по её улавливанию и утилизации. Улавливание производится с помощью матов из соломы или других подручных средств. Улавливаемую нефть направляют к одному из берегов, где собирают специальными нефтесборщиками и откачивают в специальные ёмкости. Места устройства заграждений определяются с учётом того, чтобы к подходу головной части нефтяного потока работы по сооружению заграждений были закончены [82].
Для поддержания в МНП определенного давления, предусмотренного технологическим режимом, применяются системы автоматического регулирования давления на выходе насосной, автоматические регуляторы (гидравлические заслонки) и исполнительные механизмы, установленные на площадках регуляторов давления. Исполнительным механизмом является электропривод, который от получения команды из операторной приводит в движение заслонку в трубопроводе; датчики также установлены в камере регуляторов до заслонки и после заслонки, сигналы от датчиков давления суммируются в процессе, где вырабатывается команда на необходимое давление в магистрали в зависимости от необходимости величины давления заслонки приоткрывают или прикрывают трубопровод [82].
При недостаточности превентивным мероприятий возможно возникновение техногенной аварии, приводящей к ЧС. Поэтому рассмотрим чрезвычайную ситуацию, возникшую на МНП УБКУА.
3.3 Описание чрезвычайной ситуации
При проведении дорожно-ремонтных работ на пересечении автодороги Иглино-Павловка и магистрального нефтепровода произошло повреждение нефтепровода дорожной техникой. Это привело к разгерметизации нефтепровода по сварному шву. Как следствие, в результате аварийного истечения из МНП "Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск" (Ду 500мм) на 1512 км объем вышедшей нефти составил 250 м3, при этом загрязненной оказалась площадь, равная 5024 м2 (см. раздел 2, пункты 2.4.2 – 2.4.6). ЧС произошла 15 апреля в 10:30 местного времени. В это время производился пал сухой травы, что и явилось источником зажигания. Начался пожар.
Метеообстановка: температура воздуха 10°С, влажность воздуха 65 %, ветер северный, со скоростью 3 м/с.
Карта района, где произошла ЧС, представлена в разделе 2, пункте 2.1 на рисунке 2.2.
3.4 Обоснование пожаровзрывоопасности объекта
Для обоснования пожаровзрывоопасности объекта исследования, т.е. для определения категории наружной установки, чем и является магистральный нефтепровод, по пожарной опасности необходимо провести расчеты по определению:
- горизонтальных размеров зон, ограниченных газопаровоздушной смесью с концентрацией горючего выше НКПР, при аварии с разливом нефти;
- избыточного давления и импульса волны давления при сгорании смесей газов и паров с воздухом в открытом пространстве;
- интенсивность теплового излучения при пожаре пролива нефти;
- индивидуального и социального рисков.
3.4.1 Определение горизонтальных размеров зон, ограничивающих газопаровоздушные смеси с концентрацией горючего выше нижнего концентрационного предела распространения пламени, при аварии с разливом нефти
Нижний концентрационный предел распространения пламени (НКПР) – минимальное содержание горючего вещества в однородной смеси с окислительной средой, при которой возможно распространение пламени по смеси на любое расстояние от источника зажигания. Невозможность воспламенения горючей смеси при концентрации ниже НКПР объясняется малым количеством горючего вещества и избытком воздуха.
В соответствии с [17] определяются размеры зон, ограниченных НКПР газов и паров:
, (3.1) 
, (3.2)где m- масса паров ЛВЖ, поступивших в открытое пространство за время полного испарения, 1881 кг (см. раздел 2 пункт 2.4.7);
rп - плотность паров нефти при расчетной температуре и атмосферном давлении, кг/м3;
рн - давление насыщенных паров нефти при расчетной температуре, кПа;
К - коэффициент (К =
для ЛВЖ);Т - продолжительность поступления паров нефти в открытое пространство, 3600 c;
СНКПР— нижний концентрационный предел распространения пламени паров нефти, 1,1 % (об.).
Плотность паров нефти при расчетной температуре [17]:
(3.3)где М – молярная масса, кг/кмоль;
V0 – мольный объем (равен 22,4 м3/кмоль);
t1 – расчетная температура, ºС (расчетная температура принимается равной 19˚С).
= 2, 57 кг/м3.Плотность паров нефти при расчетной температуре по формуле (3.3) составляет 2,57 кг/м3.
Размеры зон, ограниченных НКПР газов и паров по (3.1) и (3.2):
= 88 м; 
= 3,5 м.Граница зоны, ограниченной НКПР по горизонтали будет проходить на расстоянии 88м от места разрушения трубопровода, а по вертикали на высоте 3,5м от поверхности земли.
3.4.2 Определение избыточного давления и импульса волны давления при сгорании смесей газов и паров с воздухом в открытом пространстве
При реализации сценария аварии с разливом нефти и горением газопаровоздушной смеси развивается избыточное давление, воздействующее на людей, здания, сооружения и вызывающее повреждения и разрушения различной степени.
Величина избыточного давления, развиваемого при сгорании газопаровоздушных смесей [43]:
, (3.4)где p0 – атмосферное давление, p0=101 кПа;
r- расстояние от геометрического центра газопаровоздушного облака до д. Минзитарово, r = 600 м;
mпр – приведенная масса паров, кг;
Приведенная масса паров нефти определяется по формуле:
, (3.5)где
- удельная теплота сгорания пара, = 4,3∙107 кДж/кг; 
- константа, равная 4,52∙106 Дж/кг;