Введение (стр. 5 )

Рис. 4.1. Графики зависимостей ЧТС и НПДН

График зависимости ЧТС от Eн изображён на рис. 4.2. Из этого графика

определена ВНР проекта, которая составила 29 %. Так как рентабельность предприятий нефтегазовой отрасли составляет 15 %, внедрение проекта обеспечит доходность выше запланированной и, следовательно, для реализации проекта могут быть привлечены заёмные средства.

Определим коэффициент отдачи капитала:

.

Рис. 4.2. График зависимости ЧТС от рентабельности проекта

Следовательно, каждый инвестированный в проект рубль принесёт 0,6 рублей прибыли.

Показатели экономической эффективности сведены в табл. 4.8.

Таблица 4.8

Показатели экономической эффективности

Показатель	Значение
ЧТС, тыс. руб.	8910,74
ВНР, %	29
T0, лет	5,62
КОК	0,6

("30") Одной из задач анализа проекта является определение чувствительности показателей эффективности к изменениям различных параметров. Чем шире диапазон параметров, в котором показатели эффективности остаются в пределах приемлемых значений, тем выше “запас прочности” проекта, тем лучше он защищен от колебаний различных факторов, оказывающих влияние на результаты реализации проекта.

Для определения чувствительности проекта, вначале определим параметры, влияющие на показатели эффективности. Такими параметрами для разрабатываемого проекта являются: капитальные затраты с наиболее вероятным изменением согласно [19] в пределах [-15%; +15%], экономия эксплуатационных затрат [-10%; +10%], ставка налога на прибыль [-5%; +5%], норма рентабельности предприятия [-4%; +4%]. Пересчитанные значения чистой текущей стоимости приведены в табл. 4.9. Диаграмма чувствительности изображена на рис. 4.3.

Таблица 4.9

Данные по чувствительности ЧТС проекта

Параметр	Изменение параметра, %	ЧТС, тыс. руб.
1. К	-15	10123,23
	+15	7698,25
2. ∆C	-10	7211,34
	+10	10610,1
3. СТпр	-5	9982,8
	+5	7838,68
4. Eн	-4	13067,1
	+4	5668,68

("31") Так как рассматриваемая диаграмма расположена в положительной области координатной сетки, то можно сделать вывод о том, что при заданной вариации факторов данный проект нечувствителен к риску. Однако наибольшее влияние на эффективность проекта может оказать изменение нормы рентабельности предприятия, так как угол наклона прямой, характеризующий зависимость ЧТС, к оси ординат самый острый.

Рис. 4.3. Диаграмма “Паук”

5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

 

1.  Введение

Обеспечение экологической безопасности, безопасности персонала и рационального природопользования является неотъемлемым условием деятельности предприятий “АК “Транснефть”. Основные принципы процесса транспортировки нефти осуществляются в соответствии с принятыми международными и национальными требованиями.

Порядок организации работы по обеспечению безопасных условий труда на предприятиях и подразделениях магистрального нефтепроводного транспорта определяется законодательством о труде РФ, общегосударственными и отраслевыми нормативными документами в области охраны труда, а также cистемой организации работ по охране труда и промышленной безопасности на нефтепроводном транспорте, действующей в “АК “Транснефть”.

Обеспечение экологической безопасности осуществляется в соответствии с федеральными законами, подзаконными нормативно-правовыми актами и ведомственной нормативно-технической базой.

В первой части раздела приведены условия труда рабочего персонала нефтеперекачивающей станции, рабочее место и безопасность работы установок и аппаратов.

Во второй части раздела рассмотрен ряд аспектов по охране окружающей среды, мероприятия по её охране и рациональному пользованию недр.

В третьей части раздела уделено внимание мероприятиям, проводимым при чрезвычайных ситуациях. В том числе произведён расчёт необходимого количества сорбентов для ликвидации аварийных разливов нефти.

 

2.  Безопасность персонала

Основным принципом деятельности управлений магистральных нефтепроводов (УМН) в области охраны труда является признание приоритета жизни и здоровья работников.

Основным направлением работ по охране труда в подразделениях УМН является планомерное осуществление комплекса организационно-технических мероприятий по созданию здоровых и безопасных условий труда на всех уровнях производства, что реализуется:

обеспечением безопасной эксплуатации производственного оборудования, безопасности производственных процессов и технологий; обеспечением персонала необходимыми санитарно-бытовыми устройствами, помещениями и надлежащим их содержанием; обеспечением персонала средствами индивидуальной и коллективной защиты; установлением единого порядка организации и проведения инструктажей персонала безопасным методам и приемам труда; укреплением трудовой и производственной дисциплины.

("32") Общее руководство и ответственность за организацию работы по охране труда возлагается на начальника УМН. Непосредственное руководство организацией работы по охране труда возлагается на главного инженера управления. Методическое руководство и координация работ по охране труда возлагается на руководителя службы охраны труда УМН. Ответственность за организацию работ по обеспечению безопасных и здоровых условий труда по направлениям деятельности возлагается на руководителей соответствующих служб и отделов УМН.

Для осуществления контроля над состоянием охраны труда создаются комиссии производственного контроля (КПК), проводится санитарно-техническая паспортизация объектов УМН.

На НПС должна проводиться аттестация рабочих мест по условиям труда. При аттестации определяются и регламентируются степень вредности, опасности, тяжести и напряженности труда на конкретных рабочих местах. Сроки проведения аттестации устанавливаются с учетом изменений условий труда, но не реже одного раза в 5 лет.

Персонал НПС должен обеспечиваться средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецпитанием и другими предусмотренными средствами согласно установленным в УМН перечнем и нормам. Спецодежда, спецобувь и другие средства индивидуальной защиты, применяемые на НПС, должны иметь сертификат соответствия.

Инструкции по охране труда разрабатываются на основе типовых и должны соответствовать требованиям законодательства РФ, системе стандартов безопасности труда, положению о порядке разработки, утверждения правил и инструкций по охране труда и Методических указаний по разработке правил и инструкций по охране труда.

Инструкция по охране труда – основной документ по охране труда для персонала на рабочем месте. Инструкция является нормативным документом, требования которого обязательны для работающих. Инструкции по охране труда (в соответствии с профессией или выполняемой работой) должны находиться на рабочих местах. Все рабочие места должны быть обеспечены плакатами по охране труда, знаками безопасности, аптечками.

Обучение работников безопасным методам труда должно проводиться во всех подразделениях независимо от характера, сложности и степени опасности производства, а также от стажа работы, образования и квалификации работников по данной профессии или должности.

О каждом несчастном случае работники обязаны сообщать руководителю. Расследование и учет несчастных случаев осуществляется в соответствии с Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве. Расследование несчастных случаев должно осуществляться комиссией, результаты расследования оформляются актом. В акте указываются причины и обстоятельства несчастного случая, виновные лица и необходимые меры по предотвращению подобных случаев.

Работники всех уровней, нарушающие законодательство о труде, правила и нормы охраны труда, не выполняющие свои должностные обязанности и предписания органов государственного надзора и контроля, приказы и распоряжения руководства предприятия, несут ответственность в установленном законом порядке.

Нефтеперекачивающая станция является передовым предприятием в смысле оснащения новейшим электрооборудованием. Безопасные конструкции машин и механизмов, различное электрооборудование электроустановок промышленного предприятия призваны обеспечить безопасные условия труда для обслуживающего персонала, а также производственных рабочих, соприкасающихся с электрооборудованием по ходу технологического процесса.

Для работающих на электроустановках существует возможность получения электротравмы, то есть травмы, вызванной действием электрического тока или электрической дуги.

Значительное число электротравм происходит при работе на электроустановках напряжением до 1 кВ вследствие широкого распространением таких электроустановок и зачастую низкого уровня подготовки лиц, эксплуатирующих их.

В электроустановках напряжением свыше 1 кВ происходит меньшее количество электротравм, так как количество их меньше и обслуживает их специально обученный персонал.

Электротравмы, как правило, возникают в результате:

несоблюдения Правил устройства электроустановок (ПУЭ); пренебрежения требованиями техники безопасности; не удовлетворительного качества электрооборудования, либо его несоответствия условиям эксплуатации; низкого уровня технической эксплуатации электроустановок; недостаточной пропаганды вопросов электробезопасности.

Для безопасной эксплуатации электроустановок и электрооборудования предусматривается ряд мер, среди которых важное место отводится санитарно-гигиеническим условиям труда.

("33") Общая оценка условий труда на НПС показана в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Оценка условий труда по степени вредности и опасности

Фактор	Классы условий труда
Оптима-льный 1	Допусти - мый 2	Вредный	Опасный 4
3,1	3,2	3,3	3,4
Химический		x
Биологический		x
Физические	1.Шум		x
2.Вибрация		x
3.ЭМИ		x
4.Микрокли-мат		x
5. Инфразвук		x

("34") Продолжение таблицы 5.1

Физические	6. Ультразвук		x
7. Ионизиру-ющее излу - чение		x
5.Освещен - ность		x
Напряженность труда			x
Общая оценка условий труда		x

Для повышения безопасности обслуживающего персонала при эксплуатации и ремонте электроустановок на нефтеперекачивающих станциях предусматриваются технические и организационные мероприятия.

К техническим мерам, предусмотренным на объектах нефтеперекачивающих станций, относятся:

искусственное освещение зданий и сооружений, территорий, площадок, дорог и проездов; аварийное освещение для эвакуации людей или проведения ремонтных работ; местное освещение; выбор электрооборудования, проводов и кабелей, а также способов их установки и прокладки с учетом условий среды, в которой они эксплуатируются; заземление, зануление и молниезащита электрооборудования; применение блокировок безопасности; оснащение распределительных устройств электрозащитными средствами.

("35") Электрозащитными средствами называются приборы, аппараты, переносные и перевозимые приспособления и устройства, служащие для защиты персонала, работающего в электроустановках, от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и электромагнитного поля.

По назначению электрозащитные средства условно разделяют на изолирующие, ограждающие и вспомогательные.

Организационными мероприятиями, предусмотренными на объектах НПС, являются:

осуществление допуска к работе в электрических установках напряжением выше 1 кВ только лиц, достигших 18-летнего возраста, годных по состоянию здоровья, прошедших соответствующее профессиональное обучение и имеющих соответствующую группу допуска по электробезапасности; правильное осуществление допуска к работе в электроустановках и надзора во время выполнения работ; надзор за качеством и своевременное проведение испытаний электрозащитных средств; надзор за качеством электрооборудования, проводников и электротехнических изделий; установка постоянных знаков и плакатов в соответствии с требованиями ПУЭ; пропаганда вопросов электробезопасности.

Требования электробезопасности направлены на создание таких условий эксплуатации электрооборудования, при которых исключается образование электрической цепи через тело человека.

Надежная работа электрооборудования определяется сохранением электрических, химических и механических параметров изоляции и их соответствием условиям эксплуатации. В процессе эксплуатации необходимо регулярное выполнение профилактических мероприятий (осмотр, испытания и ремонт).

Важным фактором безопасности является заземление оборудования путем надежного присоединения к контуру заземления. Заземляющее устройство является одним из средств защиты персонала в помещении от возникновения искры, от напряжения, возникающего на металлических частях оборудования, нормально не находящихся под напряжением, но могущих оказаться под ним при повреждении изоляции.

Защитное заземление – это вид защиты от поражения током при однофазных замыканиях путем снижения до безопасной величины напряжений, появляющихся на конструктивных частях оборудования и возле него, – между корпусом и землей (полом), на поверхности земли (пола).

Заземление обязательно во всех электроустановках при напряжении 380 В и выше переменного тока, 440 В и выше постоянного тока, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках – при напряжении 42 В и выше переменного тока, 110 в и выше постоянного тока.

Заземлению подлежат:

металлические конструктивные части электрических машин, трансформаторов, аппаратов, приборов, приводов электрических аппаратов, светильников, приводы, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, каркасы распределительных щитов, пультов, щитов; металлические оболочки, броня и муфты контрольных и силовых кабелей, металлорукава, металлические оболочки проводов, стальные трубы электропроводов, металлические короба, кабельные конструкции и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.

Не требуется заземлять корпуса соединительных и протяжных коробок, вводы в которые выполнены стальными проводами. Также не заземляются приборы, аппараты, устанавливаемые на заземленных щитах или металлических конструкциях в обычных помещениях.

Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению, должна быть присоединена непосредственно к сети заземления при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в заземляющий проводник заземляющих частей и электроустановки запрещается.

Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки, называется рабочим заземлением.

("36") Для выполнения заземления используют естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей применяют водопроводные трубы, металлические трубопроводы, проложенные в земле, за исключением трубопроводов горючих жидкостей и газов; обсадные трубы скважин, металлические и железобетонные конструкции зданий, свинцовые оболочки кабелей. Естественные заземлители должны быть связаны с магистралями заземлений не менее, чем двумя проводниками в разных точках. В качестве искусственных заземлителей применяют прутковую круглую сталь диаметром не менее 10 мм (не оцинкованную) и 6 мм (оцинкованную), полосовую сталь толщиной не менее 4 мм и сечением не менее 48 мм2. Сечение горизонтальных заземлителей для электроустановок напряжением выше 1 кВ выбирается по термической стойкости.

Количество заземлителей (уголков, стержней) определяется расчетом в зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. В установках с незаземленными и эффективными нейтралями требования к расчету защитного заземления принципиально отличаются.

В установках с незаземленными нейтралями (сети 6, 10 и 35 кВ) ограничивается потенциал на заземлителе, то есть нормируется сопротивление заземляющего устройства. Это объясняется тем, что замыкание фазы на землю вызывает протекание сравнительно небольшого емкостного тока, и этот режим может быть длительным. Вероятность попадания под напряжение в момент прикосновения к заземленным частям увеличивается.

5.3. Экологическая безопасность нефтеперекачивающей станции

В состав НПС, кроме электрооборудования, входят: насосная станция с насосно-силовыми агрегатами, резервуарный парк, технологические трубопроводы, системы водоснабжения и теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, автоматики и телемеханики, производственно-бытовые здания и сооружения, сооружения общего назначения.

Основная часть загрязняющих веществ при нормальном режиме работы НПС поступает в атмосферу в виде паров нефтепродуктов от резервуаров, а также через неплотности подвижных и неподвижных соединений оборудования и аппаратуры. Кроме того, выбросы паров углеводородов происходят при сборе протечек нефти через уплотнения валов насосов, хранении нефти и дизельного топлива в топливных емкостях котельной и аварийных дизельных электростанций, при эксплуатации нефтеловушки и отстойных прудов, при проведении анализов проб нефти.

Технология производства, используемое оборудование и режим работы

НПС практически исключают возможность аварийных выбросов. К залповым выбросам можно отнести выбросы при работе аварийных дизельных электростанций, которые работают в случае аварийного отключения электроэнергии.

Сточные воды поступают в протоку реки, где сформирован водоем отстойник-испаритель, сток из которого перекрыт дамбой. Через тело дамбы проходит переливная труба. Сток через трубу осуществляется только при высоких половодьях, когда формируется водосток талых вод с окружающей местности.

Отходы, образующиеся на предприятии классифицируются по 4 классам опасности, а именно:

1 класс опасности – лампы люминесцентные ртутьсодержащие; 2 класс опасности – загрязненное дизельное топливо, отработанное трансформаторное масло, отработанный электролит, отработанное моторное масло, отработанное трансмиссионное масло, отработанные фильтрующие элементы, лабораторные смеси и шламы в основном органических химикалиев; 3 класс опасности – ветошь промасленная, прочие шламы, содержащие нефть и нефтепродукты, тара металлическая из-под лакокрасочных материалов; 4 класс опасности – лом, стружка и пыль черных и цветных металлов, огарки сварочных электродов, отработанный сульфоуголь, мусор бытовой, шлам очистки котлов, мусор уличный, отходы бетона, раствора, лесоматериалов, стеклобой, отходы бумаги и картона, шлам сульфата кальция, изоляционные материалы, кабели и провода изоляции.

На предприятии организовано 29 мест хранения отходов, из которых 5 мест расположено в помещении, 24 места – на территории площадок предприятия.

В помещениях предприятия накапливаются: отходы цветных металлов, промасленная ветошь, отработанные фильтрующие материалы, отработанные ртутьсодержащие лампы.

Отходы цветных металлов не являются опасными отходами – по мере накопления передаются на переработку. Отработанные ртутьсодержащие лампы хранятся в заводской упаковке на стеллажах. Эти виды отходов являются опасными, необходимо соблюдать правила хранения и своевременный вывоз.

При оценке воздействия отходов, накапливаемых на территории предприятия, необходимо учитывать организацию мест хранения, а также физико-химические свойства отходов:

летучесть; растворимость; ("37") реакционную способность; опасные свойства отходов (взрыво - и пожароопасность); агрегатное состояние.

На территории предприятия организованы места централизованного хранения следующих видов отходов:

лом черных металлов – площадки временного накопления расположены на бетонном или асфальтированном покрытии. Воздействие на почву, поверхностные и подземные воды может проявиться при несвоевременном вывозе отходов; отработанные масла хранятся в закрытой металлической емкости (воздействие на окружающую среду может проявиться при нарушении правил безопасности при заполнении, выгрузке и разгерметизации емкости); производственные отходы, складируемые совместно – металлические контейнеры установлены на асфальтированном или бетонном покрытии (в состав вывозимых на полигон, входят такие виды отходов, как емкости из-под лакокрасочных материалов, ветошь промасленная, отработанные масляные фильтры; указанные виды отходов оказывают воздействие на почву, поверхностные и подземные воды при вывозе на полигон; их необходимо селективно накапливать и утилизировать); шлам, содержащий нефть и нефтепродукты – шламонакопитель выполнен из железобетонных плит, стыки заложены бетонным раствором, подстилающая подушка – глина, то есть сооружение гидроизолированное.

 

4.  Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Для Тюменской области характерны следующие чрезвычайные ситуации (ЧС).

Природного характера:

паводковые наводнения; лесные и торфяные пожары; ураганы; сильные морозы (ниже -40оС); метели и снежные заносы.

Техногенного характера

отключение электроэнергии; разливы сильнодействующих ядовитых веществ; взрывы; ("38") пожары; возможные террористические акты; техногенные аварии.

На основе анализа статистических данных об авариях на НПС прогнозируются следующие чрезвычайные ситуации:

отключение электроэнергии; взрыв паровоздушной смеси; пожар в помещении насосной; авария в резервуарном парке; авария на трубопроводе; террористические акты.

Отключение электроэнергии на НПС происходит при аварийных и ненормальных режимах работы в системе электроснабжения и релейной защиты. При отключении электроэнергии могут возникнуть чрезвычайные ситуации, и отсутствие напряжения может негативно сказаться на их развитии. В связи с этим на НПС предусмотрен автономный источник питания – дизельная электростанция, предназначенная для питания защиты и вспомогательного оборудования, так называемых потребителей нулевой категории и исключения вредных последствий отключения напряжения.

Объекты НПС относятся к категории А класса помещений В1а и В1г и характеризуются наличием большого количества сырой товарной нефти, как в специальных емкостях-резервуарах, так и в технологических трубопроводах. Возможность возникновения пожара появляется только при наличии в окружающей среде взрывоопасных концентраций газо-воздушной смеси и электрической искры или при наличии концентраций взрывоопасных паров.

Безопасная работа оборудования во взрывоопасных помещениях осуществляется при контроле уровня загазованности и обеспечении его снижения, наличии контроля возникновения пожара и автоматического пожаротушения, а также выполнении мероприятий по электробезопасности и защитному заземлению. Для предотвращения повышения загазованности в помещениях предусматривается постоянная и аварийная вентиляция.

Объекты магистральных нефтепроводов относятся к особо важным объектам, охрана которых осуществляется подразделениями ведомственной военизированной охраны и службой безопасности. Для защиты от террористических актов на территории НПС введен пропускной и внутриобъектовый режим, имеется периметральное ограждение территории, охранно-пожарная сигнализация, выделены запретные зоны, внедрены новые эффективные инженерно-технические средства охраны, обеспечено освещение территории периметральным охранным освещением; охранное освещение площадок, кроме того, вся территория контролируется системой видеоконтроля.

Рассмотрим также аварию на трубопроводе. В настоящее время из-за особенностей режимов работы станций перекачка нефти осуществляется, как правило, при давлении, превышающем потери в нефтепроводе. Следовательно, повышаются риски разрывов трубопровода при гидравлических ударах и других гидродинамических нагрузках в сети. Применение регулируемого электропривода может снизить риски аварий на нефтепроводе, так как позволит более гибко формировать режимы перекачки и осуществлять плавный пуск и останов МНА.

Для оценки негативных последствий приведён расчёт состава и количества технических средств ликвидации разлива нефти при аварии на подводных переходах МН (ППМН).

Разливы нефти классифицируются как чрезвычайные ситуации и ликвидируются в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Правила по организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти на предприятиях трубопроводного транспорта направлены на снижение их негативного воздействия на жизнедеятельность населения и окружающую среду. Для практической реализации мероприятий разрабатываются планы по предупреждению и ликвидации разливов нефти, которые согласовываются в порядке, установленным действующим законодательством Российской Федерации.

Предприятия трубопроводного транспорта нефти обязаны:

создавать собственные подразделения для ликвидации разливов нефти, проводить аттестацию указанных подразделений в соответствии с законодательством Российской Федерации, оснащать их специальными техническими средствами или заключать договоры с профессиональными аварийно-спасательными формированиями, выполняющими работы по ликвидации разливов нефти, имеющими соответствующие лицензии и аттестованными в установленном порядке; ("39") немедленно оповещать в установленном порядке соответствующие органы государственной власти и местного самоуправления о фактах разливов нефти и организовывать работу по их локализации и ликвидации; иметь резервы финансовых средств и материально-технических ресурсов для локализации и ликвидации разливов нефти; обучать работников способам защиты и действиям в чрезвычайных ситуациях, связанных с разливами нефти; содержать в исправном состоянии технологическое оборудование, заблаговременно проводить инженерно-технические мероприятия, направленные на предотвращение возможных разливов нефти и снижение масштабов опасности их последствий; принимать меры по охране жизни и здоровья работников в случае разлива нефти.

Объем возможного разлива нефти определяется технологическими параметрами подводного перехода магистральных нефтепроводов и гидрологическими особенностями водной преграды.

От объема возможного разлива нефти зависит количество технических средств оснащения аварийных служб. При прогнозировании возможной величины аварийного разлива нефти и ее последствий необходимо исходить из максимально возможного объема разлившейся нефти: при порыве трубопровода — из расчета 25 % максимального объема прокачки в течение 6 ч. Следовательно, для рассматриваемой станции максимально возможный объём составит:

т.

Следовательно, разлив нефти относится к аварийным разливам нефти регионального значения (объем разлива до 5000 т нефти) ликвидируются силами и средствами нескольких пунктов, оснащенных средствами ликвидации аварий разлива нефти (ЛАРН).

Определение состава нефтесборного оборудования: с учетом опыта ликвидации аварий и результатов учений по ликвидации аварий, проведенных на предприятиях трубопроводного транспорта нефти, а также необходимости организации специальных пунктов хранения средств ликвидации аварийного разлива нефти, каждый пункт оснащения средствами ликвидации аварийного разлива нефти должен содержать следующее нефтесборное оборудование:

летние боновые заграждения в количестве, достаточном для установки на одном рубеже локализации через реку максимальной ширины в пределах закрепленного за пунктом участка нефтепровода (до 3000 м боновых заграждений); зимние боновые заграждения в количестве, достаточном для установки на одном рубеже локализации через реку максимальной ширины в пределах закрепленного за пунктом участка нефтепровода (до 1200 м боновых заграждений); нефтесборщики суммарной производительностью до 200 м3/ч; емкости суммарным объемом, достаточным для хранения нефти собранной нефтесборщиками за 8 ч работы, до 2000 м3.

Указанное оборудование при взаимодействии расположенных рядом пунктов, оснащенных средствами ликвидации аварийного разлива нефти, позволяет устранить последствия аварии территориального значения за 4 - 6 ч. Производительность нефтесборных устройств, суммарный объем емкостей для сбора нефти, количество сорбентов и вспомогательных средств определяются с учетом объемов утечки нефти.

Количество сорбентов, необходимых для ликвидации аварийного разлива нефти, рассчитывается с учетом следующих условий:

% вылившейся нефти находятся на поверхности воды;% загрязняет берег и растительность;% испаряется и эмульгирует;% нефти может быть убрано нефтесборщиками; ("40"% составляют нефтяную пленку на воде и грунте.

Учитывая количество нефти, находящейся на поверхности воды, загрязняющей берег и растительность, испаряющейся и эмульгирующей, а также то, что нефть, собираемая сорбентами на воде и грунте, составляет 2 - 3 % от суммарного объема вылившейся нефти, количество сорбентов необходимых для ликвидации последствий аварийного разлива нефти составит:

.

(5.1)

Где P – количество сорбентов, кг;

С – сорбционная способность сорбента, С = 8,9 кг/кг.

кг.

(5.1)

Количество сорбентов, необходимое для ликвидации аварийного разлива нефти локального и местного значения, размещается в двух соседних пунктах, оснащенных средствами ЛАРН, участвующих в ликвидации аварийного разлива такого уровня.

Количество сорбентов в каждом пункте оснащения средствами ЛАРН составит 50 % расчетного количества, т. е. 2127 кг.

Выбор конкретных типов и марок сорбентов, применяемых на предприятиях трубопроводного транспорта нефти, производится на основании результатов испытаний во время учений по ЛАРН. При выборе сорбента необходимо учитывать требования региональных организаций, отвечающих за экологическую безопасность региона, а также климатические условия и время года, характер рельефа, размеры водоема, тип растительности, технологию его нанесения, условия хранения и транспортировки, сорбирующую способность по нефти, способ утилизации, стоимость.

Для утилизации отходов, возникающих в процессе ликвидации аварии (замазученный сорбент, не подлежащий регенерации, замазученная растительность) применяется установка для сжигания отходов.

Количество боновых заграждений и средств их установки определяется параметрами водных преград (шириной и скоростью течения), через которые проложены подводные переходы.

Длина летних боновых заграждений (БЗ) обусловлена параметрами водной преграды (шириной и скоростью реки) и углом установки.

Длина зимних боновых заграждений определяется из следующих условий: река покрыта льдом, скорость воды подо льдом меньше, чем в открытом русле, угол установки зимних боновых заграждений больше чем летних на 20 — 30°. Длина зимних боновых заграждений при этом составит 40 % от длины летних боновых заграждений для рек, протекающих в средних и северных широтах и 10 % для рек, протекающих в южных широтах.

Расстановка боновых заграждений. С учетом времени, отводимого на локализацию нефтяного пятна и опыта, проводимых на предприятиях трубопроводного транспорта нефти учений силами двух пунктов оснащения средствами ЛАРН организуются два-три рубежа локализации. Первый рубеж предусматривается в районе подводного перехода, ниже по течению зоны всплытия нефти. Остальные рубежи устраиваются ниже по течению в местах, определенных в плане ликвидации аварий на данном ППМН.

Кроме этого, при неблагоприятном развитии ситуации по указанию руководителя штаба по ликвидации аварии соседними пунктами оснащения организуются дополнительные рубежи локализации.

Определение количества технических средств для установки боновых заграждений. Количество технических средств, необходимых для установки БЗ на воде, рассчитывается исходя из условия, что для установки БЗ на всех реках шириной более 300 м необходимо использовать буксировочный катер. Для рек меньшей ширины установку БЗ осуществляют при помощи двух лодок.

Хранение средств локализации и ликвидации аварии. Боновые заграждения могут храниться в контейнерах (в 3-метровых контейнерах до 500 м, в 6-метровых контейнерах до 1000 м). Средства установки боновых заграждений и комплекты нефтесборного оборудования могут храниться в 3-метровых или 6-метровых контейнерах. В случае выезда для проведения работ локализации разлива нефти два 3-метровых контейнера или один 6-метровый могут быть погружены на автоприцеп и доставлены к месту локализации.

Для защиты особо ответственных подводных переходов, к которым относятся подводные переходы с шириной зеркала реки более 1000 м и подводные переходы через судоходные реки, время доставки средств ЛАРН к которым превышает 3 ч, должны быть организованы специальные пункты (склады) хранения комплектов средств ЛАРН.

("41") К вспомогательным средствам ликвидации аварийных разливов нефти относятся:

средства сбора нефти на берегу (ручные нефтесборщики и мотопомпы для зачистки берега); средства для установки боновых заграждений летом (ручные лебедки); средства для установки боновых заграждений и обеспечения работы нефтесборщиков зимой (машины для резки льда, мотопилы, генераторы теплого воздуха, утепленные палатки); специальные средства сбора нефти, не входящие в комплекты нефтесборного оборудования (катера-нефтесборщики).

На основании опыта ликвидации аварий и результатов учений в состав вспомогательных средств пункта оснащения средствами ЛАРН должны входить:

средства сбора нефти на берегу — 1 - 2 ручных нефтесборщика и 1 - 2 мотопомпы; средства для установки боновых заграждений летом — 2 - 4 ручные лебедки; средства для установки боновых заграждений и обеспечения работы нефтесборщиков зимой — 1 машина для резки льда, 2 — 4 мотопилы, 1 генератор теплого воздуха, 1—2 утепленные палатки.

Порядок определения вреда, причиняемого окружающей природной среде в результате аварийного разлива нефти:

1. Вред окружающей природной среде включает в себя прямой и косвенный ущерб, а также убытки.

2. Исчисление убытков осуществляется путем специальных обследований и аналитических расчетов на основании действующих нормативных актов, методической документации, кадастровой оценки природных ресурсов, а также такс для исчисления размера взыскания причиненного вреда. При исчислении убытков учитываются продолжительность негативного воздействия на окружающую среду, соответствующие коэффициенты экологической ситуации и экологической значимости, а также изменение уровня цен.

При исчислении убытков используются прямые методы счета.

При исчислении убытков могут быть использованы экспертные оценки.

Полученные данные о причиненных убытках, включая упущенную выгоду, оформляются документально.

3. При исчислении общей суммы убытков учитываются в том числе:

затраты на проведение работ по оценке вредного воздействия на окружающую природную среду, по исчислению убытков и оформлению соответствующих документов; убытки потерпевшей стороны, связанные с ликвидацией последствий экологического правонарушения, которые рассчитываются по документам, представленным потерпевшей стороной.

4. По результатам работы комиссии составляется акт о размерах причиненных убытков.

5. Размер вреда, причиненного загрязнением атмосферного воздуха, определяется исходя из массы загрязняющих веществ, рассеивающихся в атмосфере. Масса загрязняющих веществ устанавливается расчетным или экспертным путем по действующим методикам.

("42") 6. Размер вреда, причиненного загрязнением водного объекта, определяется суммированием ущерба от изменения качества воды и размера потерь, связанных со снижением биопродуктивности. Размер потерь, связанных со снижением биопродуктивности водного объекта, устанавливается на основе непосредственного обследования биологических ресурсов, экспертной оценки стоимости снижения биологической продуктивности с учетом действующих методических документов.

7. Размер вреда, причиненного загрязнением земель, рекомендуется определять в соответствии с порядком установления размеров убытков от загрязнения земель химическими веществами и экспертной оценки убытков, связанных с деградацией земель в результате вредного воздействия.

8. Величина вреда, причиненного засорением поверхности водных объектов и захламлённости земель, определяется в соответствии с Инструктивно-методическими указаниями по взиманию платы за загрязнение окружающей среды, утверждёнными Минприроды России, зарегистрированными Минюстом России. Для расчёта массы, объёма, состава, класса токсичности отходов используются данные аналитических замеров и экспертных оценок.

 

5.  Выводы по разделу

Таким образом, разработанная система автоматического регулирования давления при эксплуатации позволит улучшить режимы работы НПС и обеспечить ее безопасную и безаварийную работу, так как она осуществляет контроль и сигнализацию предельных параметров, а также стабилизирует давление на нагнетании и всасывании станции, уменьшает вероятность появления человеческой ошибки при регулировании.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разработана автоматическая система регулирования давления в нефтепроводе на основе одного из самых перспективных методов – регулирования частоты вращения электропривода. Выбор оборудования произведен с учетом новейших разработок в области электропривода, полупроводниковой техники и микропроцессорных систем управления.

Проведённый технико-экономический анализ свидетельствует о том, что САР давления позволит значительно сократить издержки на транспортировку нефти, а также увеличить ресурс работы магистральных насосных агрегатов и основного электрооборудования.

Анализ безопасности и экологичности проекта свидетельствует об снижении вероятности возникновения аварийных ситуаций в гидравлической сети за счёт более мягких режимов работы оборудования и уменьшения влияния человеческого фактора на процесс перекачки нефти.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Гаспарянц -техническое обеспечение нефтепровода ВСТО // Трубопроводный транспорт нефти. – 2003. – №8. – с. 31-34 Оператор нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода. Часть II: Учебное пособие / , и др.; Под ред. . – Тюмень: Тюменский учебный центр ОАО “Сибнефтепровод”, 2005. – 208 с. Технологический регламент НПС “Тюмень-3”. – Тюмень: ОАО “Сибнефтепровод”, 2001. – 20 c. Насосы нефтяные магистральные. – Сумы: Насосэнергомаш, 2002. – 2 с. Колпаков насосы магистральных нефтепроводов. – М.: Недра, 1985. – 184 с. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ / , , . – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – 19 с. , , Яризов установки и комплексы в нефтегазовой промышленности: Учеб. Для вузов. – М.: ОАО “Издательство “Недра”, 2001. – 487 с. Автоматизированная система плавного пуска высоковольтных двигателей магистральных насосов нефтепровода “Дружба” / , , // Электротехника. – 2006. – №6. – с. 2 – 10. Туманский режимов перекачки по магистральным трубопроводам с перекачивающими станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 2005. – №8. – с. 11-14. Двигатели асинхронные серии АТД4. – Электрон. дан. – [Б. м.], [200_]. – Режим доступа: http://www. *****/production/as_engine/. – Загл. с экрана. ("43") Булгаков управление асинхронными двигателями. – 3-е перераб. изд. – М.: Энергоиздат, 1982. – 216 с. Лазарев высоковольтные преобразователи частоты для регулируемого электропривода в электроэнергетике // Электротехника. – 2005. - №11. – с. 3-8. Simovert MV Medium-Voltage Drives 660 kVA to 7200 kVA: Catalog DA 63. – Nurnberg: Siemens A&D, 2001. – 180 c. ГОСТ 27.003-90. Состав и общие правила задания требований по надёжности: – М.: Издательство стандартов, 1991. – 30 с. Трубопроводный транспорт нефти / , ёлов, , и др.; Под ред. : Учеб. для вузов: В 2 т. – М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2004. – Т. 2. – 621 с. , Ведерников управления электроприводов. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. – 115 с. Simovert Masterdrives VC 2.2 kW to 2300 kW: Catalog DA 65.10. – Erlangen: Siemens A&D, 2001. – 316 c. Метран: датчики давления. – Челябинск: Метран, 2006. – 276 с. , Ермакова указания к оценке экономической эффективности автоматизированных систем в курсовом и дипломном проектировании для студентов специальности АСОиУ, АТП, УИТС дневного и заочного обучения. – Тюмень: Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2003. – 33 с. Automation & Drives, Россия. – Екатеринбург: Технопарк Автоматизация, 2006. – 16 с. Основные отличительные особенности вакуумных выключателей ВВ/TEL-10. – Электрон. дан. – [Б. м.], [200_]. – Режим доступа: http://www. *****/products/bb_tel/?mode=const_bb. – Загл. с экрана. Решение “Об установлении тарифов на электрическую энергию, поставляемую гарантирующими поставщиками, энергосберегающими организациями, энергосбытовыми организациями потребителям Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа – Югры и Ямало-Ненецкого автономного округа в зоне централизованного энергоснабжения“. – Тюмень, 2007. – 3 с. , , Муляр технико-экономического обоснования перехода электропотребителей на дифтариф. – Краснодар: КубГТУ, 2004. – 10 с. , , Акбердин оборудования нефтеперекачивающих станций. – М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2001. – 475 с. Базовые цены на работы по ремонту электрооборудования. – М.: ОАО “ЦКБ Энергоремонт”, 2006. – 109 с. Базовые цены на работы по ремонту насосов, опор и соединительных муфт вращающихся механизмов. – М.: ОАО “ЦКБ Энергоремонт”, 2006. – 20 с.

preview_end()