Исходные данные и требования для разработки раздела «ИТМ ГОЧС» (стр. 3 )

При эксплуатации нефтепровода разрабатывается программа контроля безаварийной работы нефтепровода. В программе отражаются следующие вопросы:

-контроль технологических параметров процесса перекачки (объемы перекачки, давление и температура в контрольных точках);

-периодичность проведения анализов коррозионной агрессивности перекачиваемого продукта;

-выделение потенциально опасных участков трубопровода (переходы рек, ручьев, автодороги, линейные узлы) и периодичность их обследования;

-контроль эрозии почвы на эрозионно-опасных участках;

-периодичность визуальных осмотров трассы и линейных узлов;

-внутритрубный контроль состояния нефтепровода с использованием диагностических приборов.

Для контроля за надежной и безаварийной работой нефтепровода осуществляются периодические ревизии. Ревизии проводятся в соответствии с РД . Первая ревизия проводится не позднее, чем через 1 год, после ввода трубопровода в эксплуатацию. Периодичность последующих ревизий - не реже 1 раза в 4 года.

В соответствии с требованиями п.3.5.1 РД предусмотрена очистка внутренней полости нефтепроводов в процессе эксплуатации с целью восстановления его пропускной способности путем удаления парафина, песка, водяных и газовых скоплений и различных механических примесей, а также с целью снижения скорости коррозии трубы за счет удаления скопления воды и механических примесей. Для этих целей предусмотрены узлы пуска и приема скребка (в составе проекта не разрабатываются).

4.7. Решения по обеспечению взрывопожаробезопасности

Характеристика проектируемых зданий и сооружений

Взрывопожаробезопасность процесса транспортировки нефти по трубопроводу обеспечивается:

- районом расположения трассы – трасса нефтепровода проходит по ненаселенным районам, чем обеспечивается практически полное отсутствие источников зажигания;

- введением и строгим контролем, за состоянием и режимом использования охранных зон вдоль трассы нефтепровода;

- соблюдением, обслуживающим персоналом мер взрывопожаробезопасности при проведении работ на трассе нефтепровода;

- регулярным осмотром трассы нефтепровода и контролем, за состоянием труб;

- четко регламентированным порядком локализации аварий и ликвидации их последствий.

Настоящий проект разработан в соответствии с действующими нормами и правилами, требованиями взрыво – и пожаробезопасности. При этом предусмотрены следующие мероприятия:

- расположение оборудования обеспечивают безопасность и удобство его обслуживания;

- герметизация всей системы транспорта нефти;

- трубопровод принят из расчета максимально возможного рабочего давления;

- выбор труб, деталей трубопровода выполнен с учетом климатических условий.

4.8. Сведения о наличии и характеристиках систем автоматического регулирования, блокировок, сигнализаций, а также безаварийной остановки технологического процесса

Проектом предусмотрено автоматическое выключение насосной станции закачки нефти в нефтепровод при превышении заданного рабочего давления в нефтепроводе, и дистанционное управление электроприводными задвижками, установленными на водном переходе через р. Песчанка, датчики давления, сигнализатор прохождения очистного устройства, узлы контроля коррозии. Управление электроприводными задвижками и фиксирование показаний манометров осуществляется в ДП УПН Варандей.

В состав каждого устройства контроля коррозии входят:

устройство ввода (стандартное) Ру=4.0МПа, Двнут=23мм;

пробозаборник (стандартный) Ру=4.0МПа с комплектом ЗИП;

зонд LPR - Датчик линейной поляризации Ру=4.0МПа;

зонд ЕR - Датчик электрического сопротивления.

Для предотвращения застывания в нефтепроводе транспортируемой жидкости проектом предусмотрена автоматическая система регулирования температуры в составе системы электрообогрева нефтепровода. Система управления электрообогревом может работать в автоматическом, полуавтоматическом и ручном режимах. Система управления электрообогревом имеет возможность через стандартный COM – порт выдавать информацию на передающую станцию.

Структурная схема контроля и автоматизации представлена в
Приложении № 6 . Структурная схема связи и сигнализации представлена в Приложении № 5

4.9. Решения по обеспечению противоаварийной устойчивости пунктов и систем управления производственным процессом, безопасности находящегося в нем персонала и возможности управления процессом при аварии

Управление процессом перекачки нефти осуществляется дистанционно, с диспетчерского пункта УПН Варандей. Аварийные ситуации на проектируемом нефтепроводе не окажут влияние на безопасность персона ДП и его устойчивость.

4.10. Сведения о наличии, местах размещения и характеристиках основных и резервных источников электро-, тепло - водоснабжения и средств связи.

Электроснабжение

В состав нефтепровода входит линия электропередачи 6 кВ, предназначенная для питания устройства электрообогева нефтепровода, а также для питания существующей КТП скин-эффект. Мощность для питания существующей КТП скинэффект составляет 360 кВт. Источником электроснабжения является проектируемая ПС35/6кВ Перевозного месторождения. В районе ПС35/6 кВ расположена существующая вертолетная площадка, поэтому проектом предусмотрено прокладка высоковольтного кабеля по существующим эстакадам до точки, где ВЛ 6 кВ не будет служить помехой вертолетному сообщению. Конечная точка трассы ВЛ6 кВ расположена в районе начала проектируемого по настоящему проекту нефтепровода. Проектом предусмотрено расположение трассы ВЛ 6 кВ в пределах полосы отвода для нефтепровода по проекту №С101 «Нефтепровод Д=273х8 ПК00 – ПК88+50» «Нефтегаз-1».

Для ВЛ 6 кВ проектом предусмотрено использование «опор 10 кВ из стальных труб для районов крайнего севера», шифр 25.0074 и использован провод СИП, сечением 120мм2. Вывод из 6 кВ ПС35/6 кВ – воздушный. На первой опоре запроектирован разъединитель РЛНД-10.

На концевых опорах около существующей КТП скин – эффект и КТП скин - эффект проектируемого нефтепровода предусмотрены разъединитель РЛНД-10.

Подключение существующей КТП скин – эффект и КТП скин – эффект проектируемого нефтепровода предусмотрены кабельными спусками.

Система электрообогрева нефтепровода включает в себя две трансформаторные подстанции с системами управления и греющий кабель. Принцип действия системы электрообогрева основан на «скин–эффекте». Система содержит термостойкий электрический изолированный медный провод, протянутый внутри греющей трубки из ферромагнитной стали. Конец провода присоединен к греющей трубке, а источник напряжения переменного тока подключен между трубкой и проводом. Переменный ток протекает по проводу и, благодаря «скин-эффекту», только по внутренней поверхности греющей трубки. Помимо этого, в трубке возникают вихревые токи. Тепло вырабатывается за счет сопротивлений изолированного провода и ферромагнитной греющей трубки. Системы на основе скин-эффекта применяются для трубопроводов большой протяженности. Длина одной системы может составлять несколько десятков километров. Такие системы отличаются большой прочностью, высокой надежностью и ремонтопригодностью. Система электрообогрева нефтепровода полностью автоматизирована и не требует постоянного присутствия персонала.

Водоснабжение

Водоснабжение объекта не предусматривается.

Средства связи

Средства связи, предусматриваемые разделом, должны обеспечивают организацию современных, надежных, отказоустойчивых каналов связи с применением аппаратных средств (цифровой РРЛ), для организации передачи необходимого объема административно-хозяйственной и технологической информации (диспетчерского управления, АСУЭ, АИИС КУЭ).

Цифровая радиорелейная линия связи (ЦРРЛ)

Между БРП Варандей и Перевозным месторождением предусматривается организация основных и резервных каналов связи с помощью цифровой радиорелейной линии связи. Тип радиооборудования, согласованный Заказчиком согласно ТУ, - ЦРРЛ «Proteus 3G» (производство Компании Microwave Networks Inc, США).

Технологически оборудование выполнено по классической схеме: блок внутренней установки (InDoor Unit, IDU) и модуль наружной установки (OutDoor Unit, ODU). Мультиплексирование линейных сигналов и модуляция/демодуляция на промежуточной частоте выполняется оборудованием IDU, а внешнее оборудование выполняет функции переноса группового модулированного сигнала в СВЧ спектр и его усиление.

Оборудование поддерживает работу в режиме стопроцентного горячего резервирования при работе на одну антенну, при этом, радиомодули соединяются с антенной через специальный волноводный разветвитель.

Оборудование сертифицировано и разрешено для ввоза на территорию Российской Федерации Решением Государственной комиссии по радиочастотам № 1 от 01.01.01 года.

Трасса ЦРРЛ между БРП Варандей (п. Варандей) и Перевозным месторождением является однопролётной. Общее число радиорелейных станций - 2. Рельеф местности по трассе – спокойный, без перепадов высот. Интервал - открытый, (прямая радиовидимость), что в соответствии с техническими характеристиками радиооборудования обеспечивает устойчивое прохождение связи.

Антенно-фидерное оборудование (модули наружной установки (OutDoor Unit, ODU) радиорелейных станций размещается:

- в пос. Варандей: на сооружаемой мачте связи -Информ», высотой 50 м, (в районе АБК). Географические координаты: 68 градусов 50 мин. 34 с северной широты, и 58 градусов 15 мин. 21 с восточной долготы;

- на Перевозном месторождении: на существующей мачте связи высотой 50 м (в районе Скв.№ 7). Географические координаты: 68 градусов 57 мин. 37 с северной широты и 59 градусов 00 мин. 45 с восточной долготы. Блок внутренней установки (InDoor Unit, IDU) радиооборудования планируется установи

- на БРП Варандей: в блок-боксе, находящемся в 5 м от мачты;

- на Перевозном м/р – в блок боксе, находящемся в 5 м от мачты.

В качестве соединительного кабеля (интерфейс IDU-ODU) используется соединительный кабель типа Times Microwave LMR-400 или эквивалентный RG-8A/U.

Основное электропитание радиорелейных станций предусмотрено от существующей сети переменного тока 220 В, при пропадании которого – автоматический переход на свой ИБП (со стандартным напряжением от -36 до -60 В постоянного тока и опционным напряжением от +19 до +28 В постоянного тока). Время поддержки напряжения – до 4-х часов.

Потребляемая мощность оборудования РРС – 80 Вт (без резервирования), 165 Вт (с резервированием).

Передача информации от радиооборудования до оборудования АСУЭ (шкаф ШЭСУ), расположенного в КРУН 10 кВ ПС 35 кВ БРП Варандей и ОПУ ПС 35 кВ Перевозная осуществляется по кабелям типа 4UTP5e(PE), прокладываемым по эстакадам.

4.11. Сведения о наличии, местах размещении резервов материальных средств для ликвидации последствий аварий на проектируемом объекте.

В соответствии с законодательством Российской Федерации (Федеральный закон от 21.07.97г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Постановление Правительства Российской Федерации от 01.01.2001 г. № 000 «О порядке создания и использования резервов материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера») в предусмотрены резервы материальных ресурсов для локализации и ликвидации последствий аварий.

Приказом № 000 от 01.01.2001 г. создано нештатное аварийно-спасательное формирование для ликвидации ЧС, обусловленных нефтяными разливами на объектах нефтяного промысла № 1.

Резервы материальных ресурсов для ликвидации ЧС создаются заблаговременно в целях экстренного привлечения необходимых средств в случае возникновения ЧС и включают продовольствие, пищевое сырье, медицинское имущество, медикаменты, транспортные средства, средства связи, строительные материалы, топливо, средства индивидуальной защиты и другие материальные ресурсы.

В соответствии с “Положением о системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций для проведения аварийно-спасательных и ремонтно-восстановительных работ для ликвидации ЧС на объектах создаются аварийные запасы материально-технических ресурсов и финансовые резервы согласно порядку, утвержденному Правительством РФ.

Номенклатура, объемы, местоположение, а также порядок создания, хранения, использования и пополнения аварийных запасов и финансовых резервов определяются координирующим органом по предупреждению ЧС.

Финансирование мероприятий по ликвидации ЧС проводится за счет средств Обществ (предприятий) и объектов, находящихся в зонах ЧС, страховых фондов и других источников.

Объем и номенклатура материально - технических резервов для ликвидации аварий в структурных подразделениях нефтетранспортных предприятий включают:

- аварийный запас труб, оборудования, соединительных деталей и других материалов;

- материально-техническое имущество производственного персонала и объектовых формирований;

- транспортно-технические средства;

- горюче-смазочные материалы;

- резервы финансовых ресурсов.

В соответствии с Правилами добычи и транспорта нефти, аварийный запас труб и оборудования должен систематически пополняться, соответствовать действующим нормам аварийного запаса и параметрам эксплуатируемых труб. Порядок пополнения, хранения, учета и отчетности подразделений по использованию аварийного запаса труб, а также номенклатура и объемы аварийного запаса арматуры, соединительных деталей и др. материалов, устанавливаются .

На период строительства нефтепровода предусматривается резерв финансовых средств на непредвиденные работы и затраты, в том числе и для ликвидации последствий возможных аварий в размере 3% от капитальных вложений, в соответствии с постановлением Правительства РФ от 01.-7.95 г. № 000, страховые фонды (резервы), предназначенные для финансирования расходов на страхование промышленных рисков. Затраты по созданию указанных фондов в пределах 1% объема реализуемой продукции (работ, услуг), относить на себестоимость.

Объектовые резервы материальных ресурсов создаются решением администраций предприятий и его структурных подразделений и включают:

- финансовые ресурсы на подготовку персонала к действиям при ЧС;

- финансовые ресурсы на мероприятия по инженерной и медицинской защите.

Структура затрат на мероприятия по ликвидации ЧС:

1. Затраты на проведение спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ:

- затраты на выполнение работ по локализации и ликвидации ЧС силами и средствами (оплата круглосуточной работы, транспорта, связи, питания, энергии);

- затраты на привлечение вневедомственных спасательных, медицинских и противопожарных сил и средств (взаимодействующих и районных);

- затраты на приобретение и доставку срочных комплектующих деталей и оснастки.

2. Затраты на ремонтно-восстановительные работы по ликвидации ЧС:

- затраты на строительные материалы и трудоемкость работ из расчета слабой степени разрушений конструкций сооружений и зданий;

- затраты на восстановительные работы по инженерным и энергетическим сетям;

- затраты на привлечение (использование) основных строительных машин и механизмов для ведения ремонтно-восстановительных работ;

- затраты на оплату работ ремонтно-восстановительных бригад (из расчета среднего времени восстановления 36 часа).

3. Затраты на оказание первой медицинской помощи.

4. Затраты, связанные с гибелью людей и/или получением ими телесных повреждений и травм.

5. Затраты на компенсацию недопоставок нефти вследствие ЧС (из расчета одних суток).

6. Затраты на выявление последствий ЧС для окружающей среды и компенсацию причиненного ущерба.

7. Затраты, связанные с работой комиссии по расследованию аварии на объекте нефтепровода.

Подготовка производственного персонала, штатных и нештатных объектовых АСФ предполагает определенные ежегодные финансовые затраты, которые должны учитываться в смете расходов.

В проекте принят аварийный запас труб, материалов, соединительных деталей и монтажных заготовок согласно РД 39-1...

Аварийный запас арматуры, труб и соединительных деталей принят с заводским антикоррозионным консервационным покрытием. Концы труб закрыты транспортными заглушками.

Перечень мобильных технических средств для ликвидации аварийных разливов нефти на нефтепромысле №1 приведен в таблицах 4.1.11-5-4.1.11-6

Таблица № 4.1.11-1

Средства для локализации нефти на воде и земле

№	Наименование технических средств	Количество	Ответственный
Средства локализации нефти на воде и земле
1.	Бон заградительный БЗ 10/600	100 п. м.	Габдулин А. В.
2.	Якорная система	1 комплект
3.	Канат полимерный на барабане для установки бонов	1х50м.
4.	Лодка надувная quicksilver	1шт.
5.	Лодка «Казанка 6М»	1 шт
6.	Мотор подвесной «Меркурий»	1шт.
7.	Буй	2шт. / items

Таблица №4.1.11-2

Средства сбора и временного хранения нефти

№	Наименование технических средств	Количество	Ответственный
Средства сбора и временного хранения нефти
1.	Нефтесборщик щеточный с откачивающим устройством СЩ-10 + гидропривод	2 комплекта.
2.	Нефтесборщик СП-3 с двумя мотопомпами (диафрагменный МНС-2 и центробежный РМУ)	1 комплект
3.	Резервуар разборный - РР-7 с пологом и сменными вкладышами.	1 шт.
4.	Резервуар разборный - РР-10 с пологом и сменными вкладышами.	1 шт.
5.	Вакуумная установка ВАУ-1	1 комплект
6.	Мотопомпа	2шт.
7.	Комплект рукавов Д40-50 для нефтесборщиков	2 комплекта
8.	шанцевый инструмент : лопаты сетчатые лопаты совковые	10 шт. 10 шт.
9.	Ведро оцинкованное	4 шт.

Таблица №4.1.11-3