Исходные данные и требования для разработки раздела «ИТМ ГОЧС» (стр. 2 )

С точки зрения потенциального воздействия на окружающую среду аварийное разрушение нефтепроводов сопровождается:

- загрязнением территории при разливе нефти без возгорания;

- термическим воздействием пожара на окружающую среду в случае воспламенения нефти.

- барическим воздействием из-за образования волн сжатия при воспламенении и расширении продуктов сгорания;

На основе анализа причин возникновения и факторов, определяющих исходы аварий, учитывая особенности технологического процесса проектируемого объекта, свойства и распределение опасных веществ можно выделить следующие типовые сценарии аварии:

Сценарий С 1- нарушение целостности нефтепровода ® истечение нефти из разрушенного нефтепровода ®образование пролива нефти на неограниченной территории ® загрязнение с/х угодий ® попадание в зону поражающих факторов людей, животных;

Сценарий С 2-нарушение целостности нефтепровода ® истечение нефти из разрушенного нефтепровода ®образование пролива нефти на неограниченной территории ® загрязнение с/х угодий ® возможное возгорание нефти ® попадание в зону поражающих факторов людей, животных;

Сценарий С 3-нарушение целостности нефтепровода ® истечение нефти из разрушенного нефтепровода ®образование пролива нефти и попадание нефти в водоемы ® загрязнение водной поверхности.

4.2. Определение зон действия основных поражающих факторов при авариях

Объем разлива нефти рассчитывается согласно постановлениям Правительства РФ от 1.08.2000 г. № 000 и № 000 от 01.01.2001 г.

- При прорыве трубопровода – 25 % объема прокачки в течение 6 часов плюс количество нефти в аварийном участке трубы между соседними запорными задвижками;

- При образовании свища (прокола) - 2 % от объема прокачки в течение 14 дней;

Объем вылившейся нефти распределяется по поверхности суши. Площадь первичного загрязнения и глубина проникновения в почву существенно зависят от шероховатости поверхности (микро - и макрорельеф, пористость, трещиноватость и др.).

Приближенная оценка площади загрязненной поверхности суши S производится по формуле:

где Vp - объем разлившейся нефти, попавшей в водные объекты, м3;

Sp - площадь загрязненной поверхности, м2,

0,05- толщина слоя нефти на поверхности суши в метрах.

При образовании свища объем пролившейся нефти может составить 19,6 м3, что вызовет загрязнение территории площадью 392 м2 ( загрязнение радиусом 52 м) на поверхности суши и 6533 м2 на водной поверхности.

Расчет объемов разлившейся нефти при прорыве трубопровода приведен в таблице 4.2-1

Таблица 4.2.-1

Объемы разлившейся нефти при прорыве трубопровода

Участок между задвижками, м	Расстояние между задвижками м	Объем V между задвижками м3	25 % Объема прокачики за 6 часов	Объем V /масса m разлития м3/т	Площадь S Загрязнения территории м2
ПК 00- ПК 100+85	10085	522	105	627/545	12540
ПК100+85-ПК103+57	272	14	119/103	39666,6
ПК 103+57-ПК167+96	6439	333	438/381	8760,0
ПК 167+96-ПК175+37	741	38	143/124	47666,6
ПК 175+37-ПК252+01	7664	397	502/436	10040,0
ПК252+01-ПК264+98	1297	67		172/149	57333,3
ПК264+98-ПК269+12	414	21,19		126,19/109	2523,8

Расчет зон поражения при возможном пожаре пролива приведен в таблице 4.2-2.

При расчетах принято допущение, что площадь пожара соответствует площади пролива.

Таблица 4.2-2

Участок между задвижками	Площадь S Пожара м2	Диаметр пожара м
ПК 00- ПК 100+85	12540	126
ПК100+85-ПК103+57	39666,6	224
ПК 103+57-ПК167+96	8760,0	105,6
ПК 167+96-ПК175+37	47666,6	246
ПК 175+37-ПК252+01	10040,0	113
ПК252+01-ПК264+98	57333,3	270
ПК264+98-ПК269+12	2523,8	56,6

Интенсивность теплового излучения, согласно расчетам по ГОСТ 12.3.047-98 ,на границе пожара составит от 1,04 до 0,71 кВт/м2, что соответствует безопасному расстоянию для человека без спецодежды.

Согласно расчетам, произведенным по «Методике оценки последствий аварий на пожаро - и взрывоопасных объектах » Москва, ВНИИ ГОЧС, зоны поражения тепловым излучением от границы пламени составят:

Зона смертельного поражения 37 кВт/ м2- 48 м

Зона санитарного поражения 12 кВт/м2- 85,9 м

Зона безопасная для человека в брезентовой одежде - 4,2 кВт/ м2- -120 м

Зона безопасная для человенка без спецодежды,4 кВт/ м2- 156 м.

Максимальные разливы нефти могут составить на твердой поверхности 545 тонн и на водной поверхности 149 тонн, что согласно 240 Постановлению Правительства РФ от 01.01.2001 г. классифицируется как ЧС территориального значения.

Наиболее опасной аварией на объекте проектирования прогнозируется разгерметизация нефтепровода на водном переходе через реку Песчанка с попадаем нефти в акваторию реки. Максимальная площадь пролив на данном участке может составить 57333 м кв. Максимальная площадь пролива нефти на твердой поверхности может составить 12540 м кв.

Анализ вероятностей возникновения аварий на нефтепроводах показывает, что наиболее вероятными и наиболее тяжелыми авариями будут аварии, связанные с нарушением герметичности нефтепроводов, проливом нефти и загрязнением окружающей природной среды.. Анализ безопасности нефтепроводов показывает, что частота возникновения (риск) аварий на аналогичных нефтепроводах 1 –10-2 , что соответствует величине эффективности отказа 0,1-0,3. Этот показатель надежности функционирования соответствует характеристикам безопасности зарубежных нефтепроводов ( Англии - 0,75, США – 0,74, Канады – 0,56) На основании вышеприведенных данных можно констатировать, что риск возможных аварий на проектируемом нефтепроводе является приемлемым.

4.3. Сведения о численности и размещении производственного персонала проектируемого объекта, объектов и/или организаций, которые могут оказаться в зоне действия поражающих факторов в случае аварии.

В случае возникновения аварии на проектируемом нефтепроводе в зоне аварии может оказаться - 1 линейный обходчик и 1 водитель.

Ввиду отдаленности населенных пунктов, население гарантированно не пострадает.

4.4. Решения по исключению разгерметизации оборудования и предупреждению аварийных выбросов опасных веществ.

Герметичность оборудования и трубопроводов является важнейшим условием предупреждения аварийных ситуаций связанных с возникновением пожаров и взрывов, отравлениями персонала токсичными веществами, используемыми в ходе технологического процесса на проектируемом объекте. Меры, направленные на предотвращение разгерметизации оборудования и трубопроводов следующие.

Технические мероприятия:

Выбор материалов и изделий для строительства нефтепровода соответствует климатическим условиям и технологическим параметрам эксплуатации, обеспечивает высокую степень надежности работы объекта

Эффективным способом обеспечения надежности является применение бесшовных горячедеформированных труб по ГОСТ 8732-78*/ГОСТ 8731-74* из стали марки 09Г2С группы В, которая характеризуется высокой свариваемостью и прочностью. Эксплуатация нефтепровода из труб стали марки 09Г2С возможна при температурах от -70 °С до +425 °С под давлением.

Выбор труб для строительства нефтепровода произведен с учетом требований действующих нормативных документов и номенклатуры продукции, выпускаемой прокатными заводами.

Выполняются дополнительные требования к изготовлению труб:

− 100%-ый контроль сплошности металла неразрушающими методами;

− величина ударной вязкости (KCU) металла труб не менее 3кгс*м/см2 при температуре минус 60 °С;

− заводское гидроиспытание каждой трубы.

Задвижки с ручным управлением Ду=250мм, Ру=4,0МПа установлены на обоих концах перехода через ручей Вангдетосе и ручей Роман-Яха, с целью исключения поступления транспортируемого продукта в водоем, согласно требованиям СП п.6.4.

Согласно требованиям СП п.6.5 на переходе через реку Песчанка на основной и резервной нитках с обеих сторон устанавивается запорная арматура с электроприводом, обеспечивающющая дистанционное управление.

Согласно п.6.8 РД 153-39. с обеих сторон водного перехода устанавливаются манометры.

Для снижения скорости внутренней коррозии на нефтепроводе в процессе эксплуатации предусмотрена периодическая очистка его внутренней поверхности в соответствии с требованиями РД п. 3.5.1.

Для контроля коррозии внутренней поверхности нефтепровода, предусмотрены узлы контроля коррозии, состоящие из пробоотборника, датчика линейной поляризации и датчика электрического сопротивления.

На переходе через р. Песчанка предусмотрена резервная нитка, диаметром 273мм с толщиной стенки 10мм, на расстоянии 10м от основного перехода.

Для компенсации продольных деформаций нефтепровода, вызванных изменениями температуры и давления, проектом предусмотрена установка трапецеидальных компенсаторов по трассе трубопровода. Компенсаторы устанавливают на подвижные опоры. Места установки компенсаторов определены с учетом самокомпенсации нефтепровода. Между компенсаторами устанавливаются неподвижные опоры, а между неподвижными опорами устанавливаются продольно-подвижные опоры. Компенсаторы собираются с помощью сварки из прямолинейных отрезков труб и серийно изготавливаемых гнутых отводов с углом 45° и радиусом поворота не менее 1,5Ду.

Для предотвращения застывания нефти проектом предусмотрен обогрев нефтепровода греющим кабелем (скин - эффект).

Организационные мероприятия:

· ППР оборудования, плановый осмотр трубопроводов, проверка системы блокировок и ППК;

· ежедневный обход производственных участков с целью осуществления контроля за состоянием оборудования и трубопроводов (во время приема–сдачи смен, в начале рабочего дня и оперативно в течение смены) с записью в журнале приема-сдачи смены;

· планово - профилактические осмотры оборудования и арматуры;

· периодическое обследование и дефектоскопия сварных соединений трубопроводов и оборудования;

· ежегодная ревизия трубопроводов с заменой прокладок;

· периодические (по утвержденному графику в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей) обследования и ремонты оборудования;

· проведение регламентных испытаний оборудования и трубопроводов на прочность и герметичность в соответствии с графиком;

· осуществление эксплуатации оборудования в соответствии с «Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» ПБ , а также специализированных правил по электробезопасности, перевозке опасных грузов, эксплуатации трубопроводов и сосудов, работающих под давлением и т. д.

4.5.Сведения о наличии и характеристиках систем контроля радиационной, химической обстановки, обнаружения взрывоопасных концентраций

Для предотвращения образования взрывоопасных концентраций в укрытиях задвижек предусмотрен дистанционный контроль загазованности.

4.6.Решения, направленные на предупреждение развития аварий и локализацию выбросов (сбросов) опасных веществ.

Необходимый уровень конструктивной надежности нефтепровода обеспечивается путем категорирования нефтепровода и его участков и определения коэффициентов надежности, характеризующих назначения и условия работы трубопроводов, применяемые для трубопроводов материалы и действующие на них нагрузки. Коэффициенты надежности использованы в расчете нефтепровода на прочность и устойчивость.

Для обеспечения надежности нефтепровода предусмотрены следующие принципиальные проектные решения:

− выбран материал труб, способный работать в условиях крайнего севера;

− выбрана толщина стенки труб и отводов из условия рабочего давления нефтепровода с запасом на коррозию;

− применена качественная защита от внешней коррозии нефтепровода;

− выбрана арматура, соответствующая рабочему давлению нефтепровода и условиям эксплуатации;

− в местах переездов техники через нефтепровод предусмотрена прокладка нефтепровода в футляре;

− применена температурная компенсация изменения линейного размера нефтепровода;

− применена качественная теплоизоляция и электрообогрев нефтепровода;

− предусмотрены устройства контроля коррозии внутренней поверхности нефтепровода;

− применены гнутые отводы с радиусом 1,5Ду;

− ВЛ 6 кВ спроектирована с применением специальных опор, предназначенных для эксплуатации в районах крайнего севера;

− Фундаменты опор ВЛ 6 кВ спроектированы исходя из данных геологических изысканий.

Мероприятия реализуемые в процессе эксплуатации:

Транспортировка нефти осуществляется при соблюдении регламентированных значений технологических параметров, что предотвращает возможность утечек, которые могут способствовать возникновению аварийных ситуаций.

Осуществляется периодический осмотр трассы нефтепроводов.

В летний период года контроль состояния нефтегазосборной сети месторождения осуществляется периодическим облетом вдоль трассы с помощью вертолета.

Наблюдение за трассой и элементами нефтепроводов, находящимися на поверхности, является одной из основных обязанностей обслуживающего персонала. Работники, выполняющие обслуживание и ремонт линейной части, знают трассу и технологическую схему нефтепровода, устройство и работу отключающей арматуры.

При осмотрах трасс выявляются:

- размывы и оползни грунта по трассе, угрожающие целостности нефтепровода;

- посторонние работы в охранной зоне;

- появление не регламентированных переездов через трубопровод;

- состояние балочных переходов через ручьи и овраги.

Периодичность осмотров трассы не менее 3-х раз в год:

- при подготовке к работе в зимний период;

- при подготовке к весеннему паводку и после него.

Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий и в случае обнаружения утечек нефти по падению давления или по отсутствию баланса перекачиваемой жидкости.

При подготовке к работе в зимний период выполняются ремонт и ревизия запорной арматуры со сменой летней смазки на зимнюю, подтяжка фланцевых соединений, проверка задвижек на полное открытие и закрытие.

При подготовке к весеннему паводку осуществляется:

-осмотр переходов через ручьи и овраги;

-замена смазки и проверка задвижек на полное открытие и закрытие;

-назначение дежурных постов на особо ответственных местах.