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].