Способы ликвидации разливов нефти на магистральных нефтепроводах
Характеристика аварийной обстановки на магистральном нефтепроводе, терминология при ее описании. Данные о природно-климатических условиях района расположения объектов Саратовского РНУ. Методы ликвидации разливов нефти на магистральных нефтепроводах.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 23.01.2012 |
| Размер файла | 8,9 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
1
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
- Введение
- 1. Характеристика аварийной обстановки на магистральном нефтепроводе
- 1.1 Терминология при описании аварийной ситуации на нефтепроводе
- 1.2 Характеристика предприятия эксплуатирующего магистральные нефтепроводы Саратовской области
- 1.3 Данные о природно-климатических условиях районарасположения объектов Саратовского РНУ
- 1.4 Данные о топографии района расположения объектов Саратовского РНУ
- 1.5 Физико-химичиские свойства нефтей
- 2. Способы ликвидации разливов нефти на магистральных нефтепроводах
- 2.1 Возможные причины аварий и разливов нефти на объектах Саратовского РНУ
- 2.2 Описание решений, направленных на предупреждение развития аварий и локализацию выходов нефти
- 2.3 Расчет сил и специальных технических средств, необходимых для локализации и ликвидации разлива нефти
- 2.4 Прогнозируемая площадь разлива нефти
- 2.5 Необходимое количество технических средств и затрачиваемого времени, для проведения работ по ЛЧС (Н)
- 2.6 Методы ликвидации аварии
- 2.7 Приготовление отводящей траншеи и земляной емкости для сбора нефти
- 2.8 Вскрытие нефтепровода и сооружение ремонтного котлована
- 2.9 Освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти
- 2.10 Засыпка ремонтного котлована
- 3. Подразделения службы ликвидации аварий
- 3.1 Силы для ликвидации аварий
- 3.2 Распределение обязанностей между лицами участвующими в ликвидации аварий и порядок их взаимодействия
- 4. Модернизация одноковшового экскаватора HITACHI EX 200-2
- 4.1 Назначение и классификация одноковшовых экскаваторов
- 4.2 Анализ существующих конструкций одноковшовых экскаваторов
- 4.3 Техническое предложение. Описание конструкции разрабатываемого рабочего органа
- 4.4 Исходные данные
- 4.5 Тяговый и мощностной расчет
- 4.6 Оптимизация вместимости ковша с условием устойчивости экскаватора
- 4.7 Статический расчет
- 4.8 Производительность работы экскаватора
- 4.9 Расчет на прочность отдельных элементов конструкции
- 5. Безопасность жизнедеятельности
- 5.1 Организация службы охраны труда на объекте
- 5.2 Выбор и расчёт потребности средств индивидуальной защиты и спецодежды работающих
- 5.3 Техника безопасности
- 5.4 Пожарная безопасность
- 6. Раздел экономика
- 6.1 Анализ себестоимости транспортирования нефти по СРНУ
- 6.2 Расчёт экономической эффективности модернизации экскаватора HITACHI EX200-2
- Выводы
- Литература
Введение
На современном этапе развития экономики трубопроводный транспорт, являясь важнейшей составной частью транспортной системы России, играет значительную роль в обеспечении народного хозяйства топливно-энергетическими ресурсами. Экономическая эффективность и надежность доставки нефти из районов добычи в районы переработки являются основными критериями оценки функционирования трубопроводного транспорта. Отказы на магистральных нефтепроводах (МН) приводят к полному или частичному прекращению перекачки, нарушают нормальную работу промыслов, нефтеперерабатывающих заводов и нефтебаз. Аварии на МН, сопровождающиеся разливами нефти, наносят значительный ущерб окружающей среде, способны привести к взрывам и пожарам с катастрофическими последствиями. по этой причине обеспечение надежной работы МН является одной из основных задач при эксплуатации. Современные условия работы трубопроводного транспорта нефти характеризуется естественным старением основных фондов, повышением требований к их экологической безопасности и необходимостью поддержания энергомеханического оборудования в надежном, работоспособном состоянии для бесперебойного оказания транспортных услуг нефтяным компаниям. Магистральные трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в то же время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.
Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным или железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.
авария разлив нефть нефтепровод
Топливо-энергетический комплекс России представляет совокупность энергетических систем: газо-, угле-, нефтеснабжения, нефтепродуктообеспечения, электроэнергетики и др. Каждая из этих систем состоит из взаимосвязанных отдельных технологических процессов, управляемых и контролируемых человеком и предназначенных для транспорта, хранения, перевалки и распределения среди потребителей соответствующих энергоресурсов: нефти, нефтепродуктов, газа, угля, электроэнергии и т.д.
Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти, следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределённость, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приёма и сдачи нефти. В 1992 году с образованием Российской Федерации произошло разделение единой системы нефтеснабжения бывшего СССР на национальные подсистемы. С этого момента эксплуатация около 48 тысяч километров магистральных нефтепроводов России осуществляется государственной акционерной компанией по тубопроводному транспорту нефти "АК Транснефть".
Ликвидацию аварийного разлива нефти при помощи экскаватора "Хитачи" рассмотрим на примере 373 километра магистрального нефтепровода Куйбышев - Тихорецк, Ду 820, максимально разрешенное рабочее давление 5,5 мПа, давление на момент аварии в месте аварии 1,0 мПа, год ввода в эксплуатацию 1974, марка стали 17ГС, толщина стенки 10мм.
Нефтепровод остановлен ближайшими задвижками № 54* находящейся на 351км и № 55 на 381 км, ближайшая станция - НПС Терновка, 399км.
Тип ландшафта (лес, луг. болото, пашня, водоем и т.д.) - пашня, лесопосадка.
Предполагаемые причины аварии, характеристика разрушения трубы - несанкционированная врезка в нефтепровод.
Данный участок нефтепровода эксплуатируется Саратовским РНУ.
1. Характеристика аварийной обстановки на магистральном нефтепроводе
1.1 Терминология при описании аварийной ситуации на нефтепроводе
Магистральный нефтепровод - сооружение, состоящее из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними насосных станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта.
Объект магистрального нефтепровода - производственный комплекс (часть магистрального нефтепровода), включающий трубопроводы, здания, основное и вспомогательное оборудование, установки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию.
Авария - опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории или акватории угрозу жизни и здоровью людей и приводящее к разрушению зданий, сооружений, оборудования и транспортных средств, нарушению производственного или транспортного процесса, а также к нанесению ущерба окружающей природной среде (по ГОСТ Р 22.0.05). Внезапный вылив, или истечение нефти (утечки) в результате полного разрушения или повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:
- смертельным травматизмом людей;
- травмированием людей с потерей трудоспособности;
- воспламенением нефти или взрывом ее паров;
- загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов установленных стандартом качества воды
- утечка нефти объемом 10 м3 и более;
Разлив нефти - это любой сброс нефти в окружающую среду, произошедший как в результате аварийной ситуации, так и при эксплуатации объекта.
Локализация разлива нефти - это комплекс мероприятий по ограничению распространения нефтяного пятна.
Ликвидация разливов нефти - это комплекс мероприятий по локализации, сбору и утилизации разлитой нефти, независимо от времени года, места, источника и причины разлива нефти.
Ликвидация последствий разливов нефти - это комплекс мероприятий по реабилитации окружающей среды и восстановлению нормальной деятельности хозяйственных объектов.
1.2 Характеристика предприятия эксплуатирующего магистральные нефтепроводы Саратовской области
Магистральные нефтепроводы Саратовской области эксплуатирует Саратовское Районное Нефтепроводное Управление являющейся филиалом открытого акционерного общества "Приволжские магистральные нефтепроводы" (ОАО "Приволжскнефтепровод") Саратовское районное нефтепроводное управление (Саратовское РНУ).
Предметом деятельности Саратовского РНУ является:
- прием, хранение, учет, перекачка по магистральным нефтепроводам и поставка потребителям нефти;
- эксплуатация, ремонт, техническое перевооружение и реконструкция магистральных нефтепроводов со всеми относящимися к ним сооружениями, социально-бытовыми объектами и другими закрепленными основными фондами.
Саратовское РНУ обеспечивает транспортирование нефти по магистральным нефтепроводам:
- Куйбышев-Тихорецк Ш 820 мм, с 188 по 501 км;
- Куйбышев-Лисичанск Ш1220 мм, с 191 по 503 км;
- Красноармейск-Саратовский НПЗ Ш 530 мм, с 0 по 82 км
- Соколовая Гора-Саратов Ш 219 мм, с 0 по 76 км;
- Саратов-Кузьмичи Ш 530 мм, с 0 по 119 км (выведен из эксплуатации).
Для обеспечения необходимых условий технической эксплуатации объектов и сооружений магистральных нефтепроводов созданы следующие производственные подразделения:
- линейно-производственные диспетчерские станции (ЛДПС) и нефтеперекачивающие станции (НПС), в функции которых входит осуществление приема, сохранности, учета перекачиваемой нефти, обеспечение работоспособности и безаварийной эксплуатации, закрепленных за ними НПС и участков линейной части;
- специальные службы, осуществляющие техническое обслуживание и ремонт объектов и сооружений магистральных нефтепроводов.
В организационную структуру Саратовского РНУ входят: ЛПДС "Грачи", НПС "Бородаевка", НПС "Терновка", ЛПДС "Красноармейская", НПС "Соколовая Гора", ГНПС "Саратов". Организационная структура Саратовского РНУ приведена на рисунке 1.
Нефтеперекачивающие станции (НПС, ГНПС, ЛПДС) представляют собой комплексы сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по магистральным нефтепроводам.
Прием и учет нефти из МН Красноармейск-СНПЗ производится на конечном пункте МН на ПСП, находящийся на территории Сартовского НПЗ.
Сведения о резервуарных парках Саратовского РНУ приведены в таблице 1.
Рисунок 1 Схема организационной структуры Саратовского РНУ"
Таблица 1 Перечень и основные характеристики резервуарных парков Саратовского РНУ
|
№ п/п |
Наименование станции |
Наличие емкостей |
|
|
1 |
ЛПДС "Красноармейская" |
РВС-50000 - 2шт. |
|
|
2 |
ГНПС "Саратов" |
РВС-5000 - 2 шт. |
Для упорядочения организации проведения планово-предупредительных ремонтов, технического обслуживания и ускорения ликвидации возможных аварий линейная часть магистральных нефтепроводов поделена на участки обслуживания, закрепленные за ЛПДС. Участки обслуживания линейной части магистральных нефтепроводов Саратовского РНУ приведены в таблице 2
Таблица 2 Участки обслуживания линейной части магистральных нефтепроводов Саратовского РНУ
|
Наименование подразделения СРНУ |
Обслуживаемые участки |
||
|
Наименование нефтепровода |
Граница обслуживания |
||
|
ЛПДС "Грачи" |
Куйбышев - Тихорецк |
188,460-327,770 |
|
|
Куйбышев - Лисичанск |
191,560-330,736 |
||
|
ЛПДС "Саратов" |
Куйбышев - Тихорецк |
327,770-428,780 |
|
|
Куйбышев - Лисичанск |
330,736-432,330 |
||
|
Красноармейск - СНПЗ |
54,740-82,000 |
||
|
Соколовая Гора - СНПЗ |
0-76,000 |
||
|
ЛПДС "Красноармейская" |
Куйбышев - Тихорецк |
428,780-500,609 |
|
|
Куйбышев - Лисичанск |
432,330-502,963 |
||
|
Красноармейск - СНПЗ |
0-54,740 |
1.3 Данные о природно-климатических условиях районарасположения объектов Саратовского РНУ
Магистральные нефтепроводы Саратовского PНУ проложены на территории Саратовской области. Климатические особенности территории формируются под воздействием Азиатского материка, переохлажденного зимой и перегретого летом. Вследствие удаленности от морских и океанических влияний для территории по сравнению с западными районами Европейской части России характерно усиление континентальности климата.
Средняя годовая температура воздуха 5,3°С. Наиболее низкие температуры наблюдаются в феврале, средняя месячная температура воздуха в этом месяце минус 11,4°С. Продолжительность устойчивых морозов составляет 109 дней.
Летом погода формируется в большей части за счет трансформации воздушных масс в антициклонах. Поэтому летом преобладает жаркая сухая погода. В самый теплый месяц года (июль) температура воздуха повышается до 21,4°С (средняя месячная). Абсолютный максимум температуры наблюдался в августе и составил 41°С.
Район расположен в зоне умеренного увлажнения. Годовая сумма осадков (средняя) составляет 451 мм. В течение года минимум осадков наблюдается в феврале, максимум - в июле. Суточный максимум осадков составил 65 мм.
Из общего годового количества осадков в виде снега в среднем выпадает 23 %. Устойчивый снежный покров образуется в первую декаду декабря. Наиболее интенсивный рост высоты снежного покрова идет от ноября к январю. Наибольшей высоты снежный покров достигает в феврале, в первой декаде апреля район от снега освобождается.
В годовом распределении ветра по направлениям преобладают ветры северо-западного отчасти западного и южного направлений. В течение года отмечается по два преобладающих направления: в холодный период - северо-западное и южное, в теплый период - северо-западное и западное. Наибольшие скорости ветра наблюдаются зимой. Сильные ветры (более 15 м/с) наблюдаются в среднем около двух-трех дней в месяц. В теплый период года скорости ветра несколько ниже, чем зимой. В этот период повторяемость дней с сильным ветром невелика, в среднем 0,6-1,2 дня в месяц. Среднее количество дней в году с сильным ветром - 24.
В таблице 3 приведены природно-климатические характеристики в районах расположения производственных площадок МН Саратовского РНУ.
Таблица 3 Характеристика районов расположения промышленных площадок НПС, ГНПС, ЛПДС
|
№ п/п |
Наименование производственной площадки |
Месторасположение |
Среднего- довая max t воздуха наиболее жаркого месяца года, t |
Средняя температура воздуха наиболее холодного месяца года, t |
Преиму- щественное направление ветра |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1 |
ЛПДС "Грачи" |
Балаковский р-н Саратовской обл. |
+22,3 |
-13,1 |
ЮЗ |
|
|
2 |
НПС "Бородаевка" |
Марксовский р-н Саратовской обл. |
+28,2 |
-16,1 |
3 |
|
|
3 |
НПС "Терновка" |
Энгельский р-н Саратовской обл. |
+27,6 |
-15,3 |
3 |
|
|
4 |
ЛПДС "Красно- Армейская" |
Красноармейский р-н Саратовской обл. |
+27,0 |
-15,2 |
3 |
|
|
5 |
ПСП Саратов- ского РНУ при ОАО "Сара- товский НПЗ" |
Заводской р-н г. Саратова |
+27,6 |
-15,2 |
СЗ |
|
|
6 |
НПС "Соколовая Гора" |
Волжский р-н г. Саратова |
+27,6 |
-15,2 |
СЗ |
|
|
7 |
ГНПС "Саратов" |
Заводской р-н г. Саратова |
+27,6 |
-15,2 |
СЗ |
1.4 Данные о топографии района расположения объектов Саратовского РНУ
За Саратовским РНУ закреплены участки МН "Куйбышев-Тихорецк", МН "Куйбышев - Лисичанск" от левого берега р.М. Иргиз (Духовицкий район, севернее с. Новозахаркино 3км) на юго-запад до границы с Волгоградской областью (юго-запад Красноармейского района) и проходят по территории следующих районов: Духовницкому, Пугачевскому, Балаковскому, Марксовскому, Энгельскому, Ровенскому, Красноармейскому.
Нефтепровод Соколиная гора - Саратов проходит вокруг г. Саратова.
Нефтепровод Красноармейск - Саратовский НПЗ проходит по территории Красноармейского и Саратовского района Саратовской области.
Все объекты МН Саратовского РНУ расположены в левобережье и правобережье реки Волги.
Местность правобережья сильно расчленена речными долинами и балками на небольшие массивы, труднодоступные для движения транспорта вне дорог. Речные долины узкие, крутосклонные.
Трассы МН при прохождении по территории Саратовской области пересекают следующие реки: Красная, Малый Иргиз, Большой Иргиз, Маянга, Малый Караман, Большой Караман, Волга (в районе с. Ахмат Красноармейского района).
Пересечения МН Саратовского РНУ с естественными преградами (овраги, балки, реки) и каналами выполнены воздушными и подводными переходами.
Перечень подводных переходов МН Саратовского РНУ приведен в таблице 5.
Таблица 4 Данные о топографии и месторасположении производственных площадок МН Саратовского РНУ
|
Наименование НПС |
МН |
Километр трассы |
Высотная отметка, м |
Характеристика территории площадки |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
ЛПДС "Грачи" |
Куйбышев - Тихорецк Куйбышев - Лисичанск |
225,0 228,0 |
90,13 89,7 |
Площадка НПС расположена в пределах широкого водораздела, рельеф ровный с незначительным уклоном на север. Северо-восточная часть площадки осложнена искусственной выемкой для сброса промышленных стоков. В целом район представляет увалистую равнину. Речная и балочная сеть врезаны неглубоко. |
|
|
НПС "Бородаевка" |
Куйбышев - Тихорецк Куйбышев - Лисичанск |
328,0 332,0 |
30,74 30,38 |
Поверхность площадки ровная. |
|
|
ЛПДС "Красно-армейская |
Куйбышев - Тихорецк Куйбышев - Лисичанск Красноармейск - Саратовский НПЗ |
450,0 454,0 0 |
257,45 258,0 256,8 |
Площадка расположена в пределах юго-восточной части Приволжской возвышенности и простирается вблизи линии водораздела бассейнов р. Волга и р. Карамыш. Поверхность площадки представляет собой полого - волнистую равнину с общим уклоном в западном направлении. Центральную часть площадки пересекает балка, с направлением стока в западном направлении. Эта балка перегорожена сетью дамб для регулирования стока паводковых вод в осенне-весенний период года. |
|
|
ЛПДС "Саратовская" с НПС "Соколовая гора" |
Красноармейск - Саратовский НПЗ |
82 |
125 |
Рельеф площадки и окружающей местности ровный. Геологическое строение площадки представлено суглинистыми, супесчаными и песчаными грунтами. Для перехвата поверхностных вод, стекающих по склону с верховой стороны площадки, проектом предусмотрено устройство нагорной и водоотводных канав. |
|
|
ГНПС "Саратов" |
Соколовая гора - Саратов |
75,5 |
122,7 |
Рельеф площадки пологий. |
Таблица 5 Перечень подводных переходов магистральных нефтепроводов Саратовского РНУ
|
N п/п |
Нефтепровод |
Наименование водной преграды |
Ширина, м |
Глубина, м |
Скорость течения |
|
|
1 |
Куйбышев - Лисичанск |
р. Волга |
2790 |
22 |
0,75 |
|
|
2 |
р. Маянга |
46 |
0,9 |
0,2 |
||
|
3 |
р.М. Караман |
178 |
3,5 |
0,2 |
||
|
4 |
р.Б. Караман |
36 |
1,7 |
0,3 |
||
|
5 |
р.Б. Иргиз |
146 |
7,9 |
0,3 |
||
|
6 |
р. Красная |
60 |
3,2 |
0,1 |
||
|
7 |
р.С. Саратовка |
4 |
0,5 |
0,2 |
||
|
8 |
р.М. Саратовка |
7 |
0,3 |
0,2 |
||
|
9 |
Куйбышев - Тихорецк |
р. Волга |
2705 |
18,9 |
0,4 |
|
|
10 |
р. Маянга |
55 |
2,3 |
0,2 |
||
|
11 |
р.М. Караман |
68 |
2,6 |
0,2 |
||
|
12 |
р.Б. Караман |
21,5 |
0,9 |
0,3 |
||
|
13 |
р.Б. Иргиз |
134 |
7,2 |
0,3 |
||
|
14 |
р. Красная |
4,5 |
2,9 |
0,1 |
Объекты Саратовского РНУ работают круглосуточно, обслуживающий персонал - посменно. Для определения достаточности разработанных мероприятий по защите обслуживающего персонала опасных объектов в случае возникновения на них чрезвычайных ситуаций выбрана наиболее многочисленная рабочая смена (дневная).
1.5 Физико-химичиские свойства нефтей
Физико-химические свойства нефтей, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу, зависят от их состава. Основную массу нефти составляют углеводороды (более 98%), доля других компонентов - смол, асфальтенов, солей, механических примесей, воды и др. незначительна. Количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми или ароматическими углеводородами и другими компонентами определяет свойства нефти, которые необходимо учитывать при товарно-учётных операциях (плотность, сжимаемость, коэффициент температурного расширения и др.), перекачки (вязкость, напряжение сдвига, температура застывания, теплоёмкость, теплопроводность, давление насыщенных паров и др.), переработке и использовании в качестве топлива (выход фракций, температура начала кипения, молекулярная масса и др.).
Параметры режимов транспортировки нефти по трубопроводу определяются плотностью и вязкостью нефти, зависимостью этих её характеристик от температуры и давления.
Рассмотрим некоторые из этих свойств.
Плотность нефти - масса нефти в единице объёма.
При изменении температуры плотность нефти изменяется: при повышении температуры она уменьшается, при понижении температуры увеличивается. Зависимость плотности нефти от температуры определяется формулой:
(1.1)
плотность нефти при температуре 20 градусов
коэффициент объектного расширения
Таблица 6 Значение коэффициента объёмного расширения нефти
|
Плотность , кг\м3 |
, 1/ градус |
|
|
800-819 |
0,000937 |
|
|
820-839 |
0,000882 |
|
|
840-859 |
0,000831 |
|
|
860-879 |
0,000782 |
|
|
880-899 |
0,000738 |
|
|
900-919 |
0,000693 |
|
|
920-939 |
0,000650 |
|
|
940-959 |
0,000607 |
|
|
960-979 |
0,000568 |
|
|
980-999 |
0,000527 |
|
|
1000-1020 |
0,000490 |
При изменении давления плотность нефти также изменяется. Несмотря на то что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, изменение их плотности при изменения давления всё же имеется. Плотность нефти при увеличении давления возрастает, а при уменьшении - убывает. Изменения плотности малы по сравнению с её номинальным значением. Соответствующие поправки необходимо учитывать в приёмосдаточных операциях, а также при расчётах волновых процессов в нефтепроводах.
Для определения плотности нефти используют специальные приборы плотномеры, называемые нефтеденсиметрами. Нефтеденсиметр - прибор, который будучи помещён в сосуд нефти со свободной поверхностью остаётся в полупогружённом состоянии, так что поверхность нефти указывает деление шкалы, соответствующее плотности жидкости. Прибор представляет собой запаянный стеклянный баллон, содержащий внутри шкалу с делениями, градуированную в единицу плотности (кг/м3). В нижней части прибора расположен утяжелитель, подобранный таким образом, чтобы средняя плотность прибора была близка к плотности нефти.
Теплоёмкость нефтей является важной характеристикой для тех нефтей, которые можно транспортировать по трубопроводам только с предварительным подогревом. Повышение температуры снижает вязкость нефти и позволяет сделать её пригодной для перекачки. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания нефти, зависит от её теплоёмкости. Теплоёмкостью (С) вещества - называется количество теплоты, которое нужно передать единице массы этого вещества, чтобы повысить его температуру на 1 градус Цельсия или Кельвина. Для большинства нефтей теплоёмкость лежит в пределах 1500-2500 Дж/ (кг*К) или 350-600 кал/ (кг*К).
Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным.
Давление насыщенных паров (ДНП) является важным показателем не только содержания лёгких углеводородов в нефти и её испаряемости, но и безопасности при транспортировке и хранении в резервуарах нефтеперекачивающих станции и нефтебаз. ДНП - это давление насыщенных паров транспортируемой нефти над её поверхностью в замкнутом объёме (резервуаре, полости трубопровода), находящихся в термодинамическом равновесии с жидкостью при данной температуре. ДНП оказывает влияние на образование паровых пробок в трубопроводах, на значение потерь от испарения при закачки нефти в резервуары и хранении в них, на глубину переработки и выход фракций. ДНП измеряется по методу Рейда в соответствии с требованиями ГОСТ 1756-52. Для проведения измерений используют стальной, состоящий из двух разъёмных частей цилиндр, называемый "бомба Рейда". Каждая часть бомбы содержит полости: одна - воздушную, другая - топливную, отношение объёмов которых равно 4:
1. После заполнения топливной камеры нефтью обе части бомбы соединяются и помещаются в термостат. ДНП измеряется в воздушной камере манометром.
Температура застывания имеет важное значение при осуществлении технологических операций с нефтью, например при определении времени безопасной остановки перекачки для проведения ремонтных работ. Так как нефти являются смесью различных углеводородов, то у них и переход из жидкого состояния в твёрдое происходит постепенно в некотором интервале температур. На температуру застывания сильное влияние оказывают содержащиеся в нефти парафины, асфальтосмесительные вещества, а также предварительная термообработка. Чем ближе фактическая температура нефти к её температуре застывания, тем больше энергозатрат требуется на её перемещение. Температурой застывания считается температура, при которой охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45 градусов в течении 1 минуты. Для снижения температуры застывания нефтей применяют депрессорные присадки. При охлаждении нефти в процессе транспортировки по магистральным нефтепроводам возможно образование пространственной структуры или выпадение в осадок отдельных компонентов, например кристаллов парафинов. Эти явления создают значительные трудности при эксплуатации магистральных трубопроводов и их оборудования, вследствие запарафинирования и уменьшения сечения трубопровода, увеличения гидравлического сопротивления, забивания фильтров на нефтеперекачивающих станциях.
Физико-химичиские свойства нефти перекачиваемой по нефтепроводам Саратовского РНУ представлены в таблице 7.
Таблица 7 Физико-химические свойства нефти перекачиваемой по нефтепроводам Саратовского РНУ
|
Наименование нефтепровода |
Плотность нефти при температуре 20 С, кг/м3 |
Содержание воды, |
Содержание хлористых солей, мг/дм3 |
Содержание мех. примесей, % |
Содержание серы, % |
Вязкость при температуре 20С, сСт |
Давление насыщенных паров, мм. рт. ст. |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
Куйбышев-Лисичанск Куйбышев-Тихорецк Красноармейск-СНПЗ Соколовая Гора-Саратов |
864 842 864 840 |
0,13 0,13 0,13 0,12 |
65 45 65 40 |
0,025 0,0028 0,025 0,01 |
1,5 0,55 1,5 0,45 |
19 10 19 8 |
315 292 315 235 |
2. Способы ликвидации разливов нефти на магистральных нефтепроводах
2.1 Возможные причины аварий и разливов нефти на объектах Саратовского РНУ
Возможными источниками разлива нефти на производственных объектах могут быть:
- магистральный нефтепровод;
- объект магистрального нефтепровода.
Исходя из особенностей технологического процесса, на объектах ЛПДС (в резервуарных парках) возможными причинами и факторами, способствующими возникновению и развитию аварий, могут быть:
1. Повреждения технологических трубопроводов и арматуры;
2. Отказ вспомогательного оборудования (системы разгрузки, торцевых уплотнений, откачки утечек, смазки, охлаждения электродвигателей, приборов КИП и автоматики);
3. Коррозия металла внешних, внутренних стенок и днища резервуара, внутренняя коррозия металла;
4. Ошибки эксплуатационного персонала;
5. Несоблюдение правил технической эксплуатации.
Разрушение стальных резервуаров в результате коррозии является основной причиной аварий. Причинами разрушения может являться низкое качество примененных в конструкции сталей с отклонениями от проекта в химическом составе, механических свойствах и хладостойкости, использование некачественных электродов, дефекты сварки в виде непроваров, не заваренных кратеров, скопления пор, шлаковых включений, подрезов и т.п.
Возможными причинами аварий и разливов нефти на линейной части МН могут быть:
1. Коррозия металла стенок трубопроводов во время эксплуатации.
2. Внутренняя коррозия металла трубопроводов, запорной арматуры, вантузов, патрубков манометрических вентилей и т.д., связанная с браком завода изготовителя или следствие скрытых механических повреждений нанесённых во время строительства.
3. Механические повреждения трубопроводов, запорной арматуры, вантузов, патрубков манометрических вентилей и т.д. в результате деятельности человека во время эксплуатациии и вследствии построннего вмешательства.
4. Несакционированные врезки с целью хищения нефти.
5. Образование провисов, оголений, недопустимая глубина залегания в грунте в русловой части ПП МН.
6. Нарушение изоляции МН.
7. Нарушение нормальной работы ЭХЗ МН.
8. Усталость, износ металла.
Вероятные сценарии развития аварийных ситуаций
Ситуационные модели наиболее опасных чрезвычайных ситуаций, связанных с разливом нефти:
Для линейной части МН:
- нарушение целостности магистрального трубопровода истечение нефти из разрушенного трубопровода образование пролива нефти на неограниченной территории загрязнение с/х угодий попадание нефти в населенные пункты возможное возгорание нефти попадание в зону поражающих факторов людей, животных, оборудования;
- нарушение целостности магистрального трубопровода истечение нефти из разрушенного трубопровода образование пролива нефти на неограниченной территории загрязнение ландшафта выход нефти в районе пересечения с автодорогой возможное возгорание нефти попадание в зону поражающих факторов людей, транспорта;
- нарушение целостности магистрального трубопровода истечение нефти из разрушенного трубопровода образование пролива нефти на неограниченной территории загрязнение ландшафта выход нефти в районе пересечения с ж/д переездом возможное возгорание нефти попадание в зону поражающих факторов людей, транспорта;
- нарушение целостности магистрального трубопровода на подводных переходах истечение нефти из разрушенного трубопровода попадание нефти в реки распространение нефти по течению реки загрязнение воды и береговой зоны попадание нефти в водозабор возможное возгорание нефти попадание в зону поражающих факторов людей, оборудования, флоры и фауны водоема.
Для НПС, резервуарных парков:
- нарушение целостности насосного оборудования, технологических трубопроводов, емкостей вспомогательного оборудования образование пролива нефти возможное возгорание нефти попадание в зону возможных поражающих факторов людей и оборудования;
- нарушение целостности резервуара с нефтью в резервуарном парке образование пролива в обваловке образование топливо - воздушной смеси взрыв топливо - воздушной смеси попадание в зону возможных поражающих факторов людей и оборудования.
2.2 Описание решений, направленных на предупреждение развития аварий и локализацию выходов нефти
Для предупреждения развития аварий и локализации выходов нефти приняты инженерно-технические решения и проводятся следующие организационно-технические мероприятия:
резервуары хранения нефти оснащены обвалованием;
обустроено каре по всему периметру резервуарных парков;
по всей территории резервуарных парков обустроена замкнутая промышленно-ливневая канализация;
между технологическими блоками имеются отсекающие задвижки;
- проводится наземный осмотр трасс магистральных нефтепроводов (один раз в неделю) силами линейно-эксплуатационных служб;
- наземный осмотр трассы (ежедневно) силами службы безопасности;
- проводится облет трасс (25 раз в семь дней) с целью своевременного обнаружения выхода нефти;
- оснащение на всем протяжении нефтепроводов запорной арматуры с электроприводом, закрытие которой позволяет оперативно отключить поврежденный участок нефтепровода;
- для ограждения площади разлива нефти и для сбора ее в случае повреждения выполнены сооружения (обваловка, каре, амбар, котлован, земляной вал), объем которых обеспечивает прием разлитой и собранной нефти из аварийного участка. Сведения по защитным сооружениям МН Саратовского РНУ приведены в таблице 8
Таблица 8 Защитные сооружения МН
|
№ п/п |
Наименование защищаемого объекта |
километр МН |
тип сооружения |
длина защитного вала, канавы |
объем емкости, амбара, м3 |
||
|
КБШ-Тихорецк |
КБШ-Лисичанск |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
1 |
с.Н. Захаркино |
191 |
192 |
вал с амбаром |
830 |
5000 |
|
|
2 |
с. Бажаново |
206 |
209 |
вал с амбаром |
430 |
2000 - 2 шт. |
|
|
3 |
С. Маянга |
259 |
262 |
вал |
320 |
||
|
4 |
с. Андреевка |
327 |
330 |
вал |
340 |
||
|
р. Волга |
399 |
402 |
вал |
715 |
|||
|
5 |
р. Волга |
402 |
405 |
вал |
1125 |
||
|
6 |
с. Красноармейское |
413 |
416 |
вал |
175 |
||
|
7 |
с. Березовка |
416 |
419 |
вал с амбаром |
1080 |
1500 |
|
|
8 |
р. Волга |
416 |
419 |
вал |
1270 |
||
|
9 |
с. Березовка |
416 |
419 |
вал |
1130 |
||
|
10 |
с. Приволжское |
429 |
432 |
вал |
540 |
||
|
11 |
с. Ключи |
455 |
458 |
вал |
250 |
2.3 Расчет сил и специальных технических средств, необходимых для локализации и ликвидации разлива нефти
Расчет сил и средств реагирования на разливы нефти определяется объемом возможного разлива и масштабами распространения пятна нефти по рельефу местности.
При расчете сил и средств учитываются следующие условия:
- время локализации разлива нефти на воде составляет 4 ч;
- время локализации разлива нефти на суше - 6 ч.
Расчет количества необходимой техники определяется с учетом рельефа местности и время ее доставки к месту аварии.
В таблице приведен расчет сил и средств для локализации и ликвидации аварийного разлива нефти на суходолье.
Таблица 9 Расчет сил и средств для ликвидации аварийного разлива нефти на суходолье
|
№№ п/п |
Наименование мероприятий |
Состав Бригады |
Привлекаемые тех. средства |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1 |
Локализация аварии |
Лин. Труб - 12 чел Машинист бульдозера - 2 чел Машинист экскаватора - 2чел Водитель самосвала - 4чел. Водитель тягача - 2чел. Водитель - 3чел. |
Бульдозер - 2шт Экскаватор - 2 шт Самосвал - 4 шт Тягач - 2шт. Емкость вакуумная - 1шт Вахтовый автомобиль - 3шт |
|
|
2 |
Планировка (при необходимости) рабочей площадки, расстановка технических средств ликвидации аварии |
Лин. Труб - 2 чел Машинист бульдозера - 2 чел. |
Бульдозер - 2шт |
|
|
3 |
Разработка земляного котлована под перехват |
Лин. Труб - 2 чел Машинист экскаватора - 1 чел. |
Экскаватор - 1шт |
|
|
4 |
Разработка амбара для откачки нефти |
Машинист бульдозера - 2 чел. (машинист экскаватора - 1чел |
Бульдозер - 2шт Экскаватор - 1шт. |
|
|
5 |
Установка перехвата Или врезка отводов в ремонтируемый и параллельный нефтепровод для откачки-закачки нефти |
Лин. Труб - 2 чел Машинист автокрана - 1 чел Сварщик - 1/2 чел |
Сварочный агрегат - 1/2 шт Автокран - 1шт |
|
|
6 |
Опорожнение аварийного участка от нефти |
Машинист ПНУ - 1 чел Машинист эл. станции - 1 чел Лин. Труб - 2 чел |
Агрегат ПНУ - 1шт Электростанция - 1шт |
|
|
7 |
Разработка рабочего котлована на поврежденном месте |
Лин. Труб - 2 чел Машинист экскаватора - 1 чел. |
Экскаватор - 1шт |
|
|
88 |
Вырезка дефектного участка |
Лин. Труб - 4 чел Машинист автокрана (трубоукладчика) - 2 чел. |
Автокран - 1шт Трубоукладчик - 2шт Машинка МРТ - 2шт |
|
|
99 |
Демонтаж вырезанного участка |
Лин. Труб - 2 чел Машинист автокрана (трубоукладчика) - 2 чел. |
Трубоукладчик - 2шт |
|
|
110 |
Дооткачка нефти и зачистка котлованов |
Лин. Труб - 3 чел Машинист экскаватора Машинист ЦА - 1чел. |
Агрегат ЦА (Нефтевоз) - 1шт. Экскаватор - 1шт. |
|
|
111 |
Пропарка открытых концов н/пр. |
Лин. Труб - 2 чел Машинист ППУ - 1 чел. |
Агрегат ППУ - 1шт |
Необходимость привлечения дополнительных сил и средств для ликвидации аварии будет зависеть от масштабов, произошедшей аварии.
Наращивание группировки сил и специальных технических средств для проведения работ по устранению последствий аварии по локализации разлитой нефти осуществляется по мере приведения их в готовность и выдвижения в зону разлива.
Имеющихся сил и средств для ликвидации аварийных разливов нефти на суходолье (с учетом привлекаемых сил и средств подразделений Саратовского РНУ и ОАО ПМН) с учетом максимально возможного разлива - достаточно.
При порыве из расчета 25% максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефти между запорными задвижками на поврежденном участке трубопровода рассчитывался по формуле:
М = Мн + Мнпор (2.1)
М = 36103845600 + 979,7= 36103845603,92 т
Масса нефти между задвижками определяется по формуле:
Мн = D2 L сн/ 4 (2.2)
Мн = 3,14* (820) 2 * 20000*0,855= 36103845600 т
Масса нефти, вытекающего из отверстия "порыв", определяется по формуле:
Мнпор = Гзагр 6 0,25 /24 (2.3)
Мнпор = 62,7*1,5*0,25/24= 979,7т
При проколе из расчета 2 % максимального объема прокачки в течение 14 дней рассчитывался по формуле:
Мнпрок = Гзагр 14 0,02, (2.4)
Мнпрок = 62,7*14*0,02=17,556 т
где:
- М - масса разлившейся нефти, т;
- Гзагр - суточный объем прокачки, т/сутки; (62,7)
- D - диаметр трубопровода, мм;
- L - длина участка между задвижками, м; (20 км)
- н - плотность нефти, т/м3;
Средняя плотность нефти для расчетов максимальных объемов разлива взята равной 0,855 т/м3. Максимальный объем перекачки нефти по МН приведен в таблице 10
Максимально возможный разлив нефти на линейной части МН представлен в таблице 11.
Таблица 10 Максимальный объем перекачки нефти
|
Наименование МН |
Максимальный объем перекачки нефти, т/час |
|
|
Куйбышев - Тихорецк |
2740 |
|
|
Куйбышев - Лисичанск |
7797 |
|
|
МН Красноармейск-СНПЗ |
982 |
|
|
Соколовая Гора-СНПЗ |
80 |
Таблица11 Максимально возможный разлив нефти на линейной части МН
|
Линейные задвижки |
Максимально возможный разлив нефти при аварии на МН, т |
Примечание |
|||
|
№№ задвижек |
км по трассе |
Мнпор |
Мнпрок |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
МН "Куйбышев - Лисичанск" |
|||||
|
11-21 |
191,949-196,000 |
15583,28 |
52395,84 |
Граница зоны ответственности Саратовского РНУ |
|
|
21-22 |
196,000-209,785 |
24925,1 |
52395,84 |
||
|
22-23 |
209,785-216,377 |
18021,91 |
52395,84 |
||
|
23-24 |
216,377-227,9 |
22754,23 |
52395,84 |
||
|
24-71 (25) |
227,9-228,000 |
11791,47 |
52395,84 |
НПС "Грачи" |
|
|
74 (25) - 26 |
228-239,861 |
23078,62 |
52395,84 |
||
|
26-27 |
239,861-260,000 |
31023,09 |
52395,84 |
||
|
27-28 |
260,000-261,560 |
13192,65 |
52395,84 |
ППМН р.Б. Иргиз |
|
|
28-31 |
261,560-265,455 |
15433,57 |
52395,84 |
||
|
31-32 |
265,455-265,935 |
12156,16 |
52395,84 |
ППМН р. Маянга |
|
|
32-35 |
265,935-277,163 |
22471,12 |
52395,84 |
||
|
35-36 |
277,163-289,303 |
23346,37 |
52395,84 |
||
|
36-37 |
289,303-311,000 |
32518,32 |
52395,84 |
||
|
37-38* (39*) |
311,000-329,868 |
32682,43 |
52395,84 |
||
|
38* (39*) - 40* (41*) |
329,868-330, 193 |
12007,41 |
52395,84 |
ППМН р.М. Караман |
|
|
40* (41*) - 41 (39) |
330, 193-332,0 |
13429,7 |
52395,84 |
НПС "Бородаевка" |
|
|
41А-42 (44) |
332,0-351,128 |
30052,83 |
52395,84 |
||
|
42 (44) - 43 (45) |
351,128-351,673 |
12218,54 |
52395,84 |
ППМН р.Б. Караман |
|
|
43 (45) - 46 |
351,673-371,0 |
30243,81 |
52395,84 |
||
|
46-47* |
371,0-395,4 |
35112,41 |
52395,84 |
||
|
47*-48* |
395,4-402,510 |
18519,04 |
52395,84 |
||
|
48*-47 (48) |
402,510-403,0 |
12165,76 |
52395,84 |
НПС "Терновка" |
|
|
52 (53) - 49 |
403,0-404,0 |
12655,21 |
52395,84 |
||
|
49-50 |
404,0-414,0 |
21292,6 |
52395,84 |
||
|
50-50А |
414,0-431,0 |
28010,56 |
52395,84 |
||
|
50А-14 |
431,0-432,225 |
12871,14 |
52395,84 |
ППМН р. Волга |
|
|
14-24 |
432,225-435,375 |
14718,59 |
52395,84 |
||
|
24-51 |
435,375-441,0 |
17093,87 |
52395,84 |
||
|
51-52 |
441,0-452,417 |
22652,5 |
52395,84 |
||
|
52-35 |
452,417-454,0 |
13214,72 |
52395,84 |
НПС "Красноармейская" |
|
|
38-53 |
454,0-453,6 |
12079,38 |
52395,84 |
||
|
53-54 |
453,6-466,248 |
23833,91 |
52395,84 |
||
|
54-55 |
466,248-483,0 |
27772,56 |
52395,84 |
||
|
55-56 |
483,0-502,922 |
30814,83 |
52395,84 |
граница зоны ответственности СРНУ |
|
|
МН "Куйбышев - Тихорецк" |
|||||
|
17-31 |
160,490-191, 200 |
17040,07 |
18412,8 |
||
|
31-32 |
191, 200-192,400 |
4615,245 |
18412,8 |
||
|
32-33 |
192,400-219,000 |
15309,61 |
18412,8 |
||
|
33-66 |
219,000-225,000 |
6636,227 |
18412,8 |
НПС "Грачи" |
|
|
198-34 |
225,000-240,000 |
10425,57 |
18412,8 |
||
|
34-35 |
240,000-249,300 |
8025,652 |
18412,8 |
||
|
35-36 (37) |
249,300-256,635 |
7198,313 |
18412,8 |
||
|
36 (37) - 39 (38) |
256,635-258,165 |
4754,188 |
18412,8 |
ППМН р.Б. Иргиз |
|
|
39 (38) - 40 (41) |
258,165-262,725 |
6029,933 |
18412,8 |
||
|
40 (41) - 43 (42) |
262,725-263,075 |
4257,363 |
18412,8 |
ППМН р. Маянга |
|
|
43 (42) - 44 |
263,075-285,000 |
13341,26 |
18412,8 |
||
|
44-44В |
285,000-298,500 |
9794,012 |
18412,8 |
||
|
44В-45 |
298,500-308,000 |
8109,86 |
18412,8 |
||
|
45-46 |
308,000-326,638 |
11957,3 |
18412,8 |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
46 (47) - 49 (48) |
326,638-326,962 |
4246,416 |
18412,8 |
ППМН р.М. Караман |
|
|
49 (48) - 23 |
326,962-328,000 |
4547,037 |
18412,8 |
НПС "Бородаевка" |
|
|
21Б-50 |
328,000-340,000 |
9162,455 |
18412,8 |
||
|
50-51 (52) |
340,000-347,964 |
7463,146 |
18412,8 |
||
|
51 (52) - 54 (53) |
347,964-348,244 |
4227,891 |
18412,8 |
ППМН р.Б. Караман |
|
|
54 (53) - 54А |
348,244-361,000 |
9480,759 |
18412,8 |
||
|
54А-54В |
361,000-369,000 |
7478,303 |
18412,8 |
||
|
54В-55 |
369,000-379,000 |
8320,379 |
18412,8 |
||
|
55-55А |
379,000-381,000 |
4952,076 |
18412,8 |
||
|
55А-102* |
381,000-399,000 |
11688,68 |
18412,8 |
НПС "Терновка" |
|
|
33-57 |
399,000-411,000 |
9162,455 |
18412,8 |
||
|
57-58 |
411,000-417,000 |
6636,227 |
18412,8 |
||
|
58-59 |
417,000-428,000 |
8741,417 |
18412,8 |
||
|
59-6 |
428,000-428,270 |
4223,68 |
18412,8 |
||
|
6-16 |
428,270-432,000 |
5680,471 |
18412,8 |
ППМН р. Волга |
|
|
16-160 |
432,000-450,000 |
11688,68 |
18412,8 |
НПС "Красноармейская" |
|
|
161-77А |
450,000-456,000 |
6636,227 |
18412,8 |
||
|
77А-77Б |
456,000-462,000 |
6636,227 |
18412,8 |
||
|
77Б-78А |
462,000-489,000 |
15478,02 |
18412,8 |
||
|
78А-78Б |
489,000-491,8 |
5288,906 |
18412,8 |
||
|
78Б-79В |
491,8-500,000 |
7562,511 |
18412,8 |
||
|
79В-81 |
500,000-517,000 |
11267,64 |
18412,8 |
граница зоны ответственности СРНУ |
|
|
МН "Красноармейск - СНПЗ" |
|||||
|
158-160 |
0-26,313 |
5934,632 |
6599,04 |
НПС "Красноармейская" |
|
|
160-161 |
26,313-54,721 |
6289,86 |
6599,04 |
||
|
161-162 |
54,721-68,641 |
3833,275 |
6599,04 |
||
|
162-162А |
68,941-78,000 |
3009,044 |
6599,04 |
СНПЗ |
|
|
МН "Соколовая Гора - ГНПС Саратов" |
|||||
|
17-1 |
0-11,950 |
435, 19 |
537,6 |
НПС "Соколовая Гора" |
|
|
1-2 |
11,95-24,000 |
437,83 |
537,6 |
||
|
2-3 |
24,000-36,000 |
436,512 |
537,6 |
||
|
3-4 |
36,000-56,180 |
652,27 |
537,6 |
||
|
4-2С |
56,180-76,000 |
642,77 |
537,6 |
ГНПС "Саратов" |
Примечание: Расчет разливов нефти для ППМН в таблице 11 выделен цветом.
2.4 Прогнозируемая площадь разлива нефти
На размеры площади разлива нефти на суходолье и направление движения нефтяного пятна влияют:
- время года в момент разлива;
- объём разлитой нефти;
- рельеф, подстилающая поверхность и грунты в месте разлива;
- возможность попадания разлитой нефти в водотоки и водоемы;
- наличие защитных сооружений от распространения разлива;
- уровень обводнённости местности, где произошёл разлив;
- наличие растительности;
- метеорологические условия;
- время локализации разлива нефти.
Растекание нефти будет происходить в сторону естественного уклона местности, попадая в ямы, канавы дорог, дренажные каналы.
Для расчетов площади разливов нефти на суходолье с учётом условий разлива, средняя толщина слоя нефти, попадающей на незащищенный рельеф (авария на МН), принята равной 50 см.
S=М/ (нa) (2.5)
где:
S - площадь, м2;
н - плотность нефти, т/м3;
М - количество вылившейся нефти, т;
a - средняя толщина слоя разлива нефти, м.
S= 979.7/ (0.855*0.5) =2299,7 м2
Объём загрязнённого нефтью грунта определяется по формуле:
Vгр= Sгр*hср (2.6)
Vгр=2299,7*0,5=1149,85 м3
Объём впитавшейся в грунт нефти рассчитывается по формуле:
Vвп= Кн*Vгр (2.7)
где Кн - коэффициент нефтенасыщенности грунта (0,21)
Vвп= 0,21*1149,85=241,5 м3
Объём оставшейся разлитой нефти будет равен:
V= Vобщ - Vвп= 1145,9-241,5=904,4 м3 (2.8)
Для предотвращения разлива и возможности попадания вытекшей нефти в водоемы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог, животноводческих ферм, с учетом рельефа местности должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора разлитой нефти.
В зависимости от характера аварии и местных условий для этой цели могут быть использованы существующие защитные сооружения, эластичные резинотканевые резервуары, естественные складки местности, резервуары близлежащих НПС, неповрежденные участки аварийного нефтепровода или параллельно проложенные нефтепроводы.
Рассчитаем параметры амбара для сбора разлитой нефти.
При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться условия
объем сооружаемого амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и вылившейся самотеком нефти из нефтепровода;
основание и стенки амбаров должны быть уплотнены или покрыты пленками;
уровень заполнения нефтью амбара должен быть ниже от верха обвалования на 0,5 м;
Амбар для сбора нефти должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения АВР (допускается уменьшить это расстояние до 50 м при температуре воздуха ниже 10°С).
В целях предотвращения перелива нефти из амбара необходимо предусмотреть отвод и дренаж ливневых и грунтовых вод.
Для отвода разлитой нефти в амбар или в сторону обвалования должна быть устроена траншея или проложен временный нефтепровод диаметром 150-200 мм.
Сооружение земляного амбара и нефтеотводной траншеи осуществляется землеройными машинами (бульдозерами, экскаваторами) или с использованием энергии взрыва.
В данном дипломном проекте мы используем экскаватор "Хитачи"
Рассчитаем параметры амбара для сбора разлитой нефти. Принимаем глубину амбара равной 2,5 метра. Амбар должен вмещать 904,4 м3 нефти.
Заложение откосов амбара 1: 1, угол 450.
Объём амбара рассчитывается по формуле:
Vамб = (2.9)
Где Н - глубина амбара, м (2,5)
S1 - площадь верхнего основания, м2
S2 - площадь нижнего основания, м2
Принимаем длину верхнего основания 40 м, ширину - 15 м,
длину нижнего основания - 35 м, ширину - 10м.
Vамб = 1/3*2,5* (600+350+) =1173 м3
2.5 Необходимое количество технических средств и затрачиваемого времени, для проведения работ по ЛЧС (Н)
Необходимое количество технических средств и затрачиваемого времени, для проведения работ по ЛЧС (Н). (экскаваторы, бульдозеры, специальная техника) в каждом конкретном случае может быть ориентировочно определено по формулам:
Тдоставки - время доставки технических средств:
Тдоставки = S/ Vтехнических средств = 60/40 = 1,5 ч (2.10)
где:
Vтехнических средств - скорость передвижения технических средств, км/час (для расчетов принята 30 км/час);
S - расстояние от места дислокации технических средств до места АРН. (от базы до места аварии 60 км.)
Бульдозеры используются на работах по планировке площадки, обеспечению прохождения транспортных средств и сбору замазученного грунта. Один бульдозер за час работы сможет срезать и собрать в отвалы грунт толщиной 5 см (0,05 м) с участка длиной L=100 м на ширину ножа бульдозера 2 м.
Несколько бульдозеров выполнят работу по зачистке загрязненной нефтью территории за следующее время (Т):
Т = S = 2299,7/ (200*2) = 5,75 ч (2.11)
(100 х 2) х n
где:
S - площадь аварийного разлива нефти, м2;
100 х 2 - часовая производительность бульдозера, м2/час;
n - количество бульдозеров (n=2)
Объем собранного одним бульдозером грунта определяется по формуле:
Vгрунта = L х 2 х 0.05 = 0,1 L= 150*0,1= 15 м3 (2.12)
Для перевозки замазученного грунта потребуются автосамосвалы при следующих количествах рейсов:
n = Vгрунта/Vc = 1149,85/30 = 38 рейсов (2.13)
где:
Vс - общая грузоподъемность имеющихся самосвалов (3 самосвала по 10 т).
2.6 Методы ликвидации аварии
Ликвидация аварий нефтепровода может быть выполнена методами постоянного или временного ремонта.
К постоянным методам относится вырезка катушки или участка нефтепровода с повреждением и варка новой катушки или секции трубы, заварка свищей с установкой “чопиков” (металлических пробок), приварка патрубков с заглушками.
В качестве временного метода аварийного ремонта могут быть применены на срок не более одного месяца установка необжимной приварной муфты, муфты с коническими переходами, галтельные муфты, с обязательной последующей заменой их с применением методов постоянного ремонта.
Восстановление аварийного участка нефтепровода путем вырезки и замены на новый проводится при:
наличии на трубопроводе сквозной трещины в сварном шве и в основном металле трубы;
разрыве кольцевого монтажного шва;
разрыве продольного сварного шва или металла трубы.
Ремонт нефтепровода путем вырезки и замены разрушенного участка на новый проводится с обеспечением безопасных условий выполнения сварочно-монтажных работ (остановки перекачки нефти, закрытия линейных задвижек, уборки разлитой нефти на месте повреждения, герметизации внутренней полости нефтепровода).
При замене поврежденных участков ввариваемые катушки должны соответствовать следующим требованиям:
катушки должны быть изготовлены из труб, прошедших гидравлические испытания давлением, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % нормативного предела текучести (заводское испытательное давление) в соответствии со СНиП 2.05.06-85*;
труба, из которой изготовлена катушка должна быть подвергнута дефектоскопии металла и сварных швов, не должна иметь дефекты в виде трещин, закатов, расслоений, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки;
катушки должны иметь маркировку, паспорт и сертификат на трубу, из которой они изготовлены.
Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать требованиям СНиП III-42-80*, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативным документов.
Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий (свищей) диаметром до 12 мм могут быть устранены забивкой стальных пробок (чопиков) и обваркой. Для обеспечения плотности чопики" изготавливаются диаметром до 12 мм конической формы с уклоном поверхности не более 110. Чопик не должен препятствовать прохождению очистных и внутритрубных инспекционных снарядов и выступать внутрь трубы не более, чем на 5 мм.
Чопик забивают до полного устранения течи, после чего наружную выступающую часть обваривают электросваркой с формированием на поверхности трубы усиления высотой не более 3 мм, с шириной обварки 4-5 мм по периметру “чопика”. “Чопики" должны изготавливаться из низкоуглеродистых сталей Ст3, 10 согласно ГОСТ 11050.
Не допускается устанавливать более одного чопика" по периметру поперечного сечения нефтепровода. Расстояние между чопиками" по продольной оси нефтепровода должно быть не менее 0,5 м.
2.7 Приготовление отводящей траншеи и земляной емкости для сбора нефти
Одновременно с выполнением всех необходимых переключений, связанных с локализацией поврежденного участка нефтепровода, ЛЭС приступает к рытью отводящей траншеи в емкости для сбора вытекающей нефти. Размеры емкости зависят от объема нефти, который должен сойти с поврежденного участка с учетом его продольного профиля.
При сооружении нефтесборных емкостей необходимо использовать складки прилегающей местности (овраги, балки) перекрывая их земляными дамбами. Нефтеотводящие траншеи отрываются глубиной 1,5 - 2 м с уклоном в сторону нефтесборной емкости.
После подготовки емкости для сбора нефти и отводящей траншеи производится полное опорожнение поврежденного участка нефтепровода от нефти самотеком через дефектное место и далее по отводящей траншее в емкость. Или путем откачки через специально врезанные патрубки 100-200 мм с задвижками на расстоянии не менее 100 м от дефекта в соответствии с рисунками 2.1 и 2.2.
1 - ремонтный котлован; 2 - нефтепровод; 3-отводящая траншея; 4 - бульдозер; 5 - отвал грунта; 6 - ёмкость для сбора нефти
Рисунок 2 Схема разработки ёмкости для сбора нефти бульдозером"
Рисунок 3 Котлован для ликвидации мелких дефектов в верхней части трубы: 1 - трубопровод; 2-лестница
2.8 Вскрытие нефтепровода и сооружение ремонтного котлована
Работы по вскрытию аварийного участка нефтепровода и сооружению ремонтного котлована должны выполняться только после определения точного места аварии.
Вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована выполняется одноковшовым экскаватором с соблюдением мер предосторожности, исключающих повреждения поверхности трубы, особенно за пределами дефектного участка. Необходимое количество экскаваторов определяется в зависимости от объема земляных работ. Наиболее эффективно выполняется разработка котлована двумя экскаваторами одновременно. Котлован разрабатывается механизированным способом на расстояние не ближе 0,2 м от верхней образующей стенки трубопровода с последующей доработкой вручную. Размеры котлована должны обеспечить свободное пространство всех работ по ликвидации отказа (центровка труб, сварка неповоротных стыков, изоляция трубопроводов и т.д.), но при этом следует учитывать и возможности работы трубоукладчика и крана, находящихся над ремонтным котлованом на расстоянии вылета стрелы. Глубину котлована принимают не менее чем 0,5 - 0,6 м ниже нижней образующей трубопровода, ширину по основанию - не менее одного диаметра плюс 1,0 - 1,5 м, а длину в зависимости от вида дефекта или разрушения. В зависимости от глубины, вида и состояния грунта котлованы устраиваются с вертикальными стенками без крепи, с применением крепи и с откосами в соответствии с рисунком 10. Наибольшая допустимая крутизна откосов котлована при глубине от 1,5 до 3 м в грунтах естественной влажности принимается в соответствии с таблицей 12.
Подобные документы
Характеристика загрязнения вод Финского залива. Технология морских работ по ликвидации аварийных разливов нефти. Расчет водоизмещения и размеров судна-нефтесборщика, его основные устройства и системы. Организационно-технологическая схема постройки судна.
дипломная работа [4,5 M], добавлен 03.03.2013Подготовка нефти к транспортировке. Обеспечение технической и экологической безопасности в процессе транспортировки нефти. Боновые заграждения как основные средства локализации разливов нефтепродуктов. Механический метод ликвидации разлива нефти.
реферат [29,6 K], добавлен 05.05.2009Общие сведения о потерях нефти и нефтепродуктов при транспортировке по трубопроводам. Борьба с авариями на нефтепроводах, способы их ликвидации. Методы контроля утечек и предупреждения аварий. Организация эффективной защиты трубопроводов от коррозии.
реферат [748,7 K], добавлен 01.06.2015Сведения о деятельности ОАО "Томскнефть" ВНК. Трубопроводная система транспортировки нефти. Анализ аварийности. Предотвращение аварийных разливов нефти. Расчет затрат на строительство защитного кожуха. Профессиональная и экологическая безопасность.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 07.10.2016Количество и свойства производственных сточных вод. Системы канализации предприятий нефтяной промышленности. Технология очистки воды от примесей нефтепродуктов гидрофобизированными по объему пористыми материалами. Способы ликвидации нефтяных разливов.
курсовая работа [58,4 K], добавлен 04.09.2015Проблема качества нефти в системе магистральных нефтепроводов. Технологический расчет параметров компаундирования Западно-Сибирской и Арлано-Чекмагушевской нефтей. Расчет модели, прогнозирующей качественные показатели по содержанию серы в нефти.
дипломная работа [3,3 M], добавлен 14.07.2014Классификация и характеристика основных объектов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. Вспомогательные сооружения нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. Резервуарные парки НПС. Нефтепродуктопроводы и отводы от них.
контрольная работа [831,1 K], добавлен 14.10.2011Значение проблемы переработки и захоронения отходов в связи с развитием атомной энергетики. Типовые конструкции выпарных аппаратов, их эксплуатация и производственный контроль. Особенности организации работ по ликвидации разливов радиоактивных растворов.
дипломная работа [627,2 K], добавлен 15.06.2012Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. нефти подбором более дешевого реагента.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 28.03.2017Физико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитический крекинг и гидрокрекинг. Коксование и изомеризация нефти. Экстракция ароматики как переработка нефти.
курсовая работа [71,9 K], добавлен 13.06.2012
