Боковое давление грунта:

Давление от подвижного транспорта автомобильной дороги:

nПТ - коэффициент перегрузки от подвижного транспорта,

nпт = 1,2 [7]

А - коэффициент, зависящий от глубины заложения кожуха, для автомобильной дороги Н = 2 м,

А = 0,4 [7],

q - нагрузка от подвижного автотранспорта:

q = 4099,16 [7]

Изгибающий момент:

С - коэффициент, учитывающий всестороннее сжатие кожуха,

С = 0,25 [7]

Поперечное усилие:

Толщина стенки кожуха:

R₂ - расчетное сопротивление материала кожуха:

R₂^H - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) кожуха,

R₂^H = _T [10],

R₂^H = 350МПа,

m - коэффициент условий работ,

m = 0,9 [3],

k₂ - коэффициент безопасности по материалу,

k₂ = 1,15 [7],

k_H - коэффициент надёжности,

k_H = 1,0 [7]

В соответствии с рекомендациями [7] выбираем максимальную толщину стенки кожуха для диаметра 1020 мм _к = 11 мм.

3. Расчёт мощности установки горизонтального бурения

При бурении скважины мощность расходуется на:

-разрушение грунта;

-транспортирование грунта из забоя;

-продвижение кожуха в скважине.

Мощность двигателя установки:

N_г - мощность, затрачиваемая на работу режущей головки, Вm

R_скв - радиус скважины,

[7]

V_б - механическая скорость бурения,

V_б = 1,39 10^-3 [12]

к - коэффициент удельного сопротивления резанию,

к = 9,8МПа [12]

N_ш - мощность, необходимая для работы шнекового транспортера, Вm

М_кр - крутящий момент на приводном валу шнека,

[12]

n - скорость вращения шнека,

m - коэффициент пропорциональности,

m = 0,12 [12]

N_l - мощность, необходимая для продвижения кожуха в скважину, Вm,

K_f - приведенный общий коэффициент сопротивления трения кожуха о грунт,

K_f = 2,5 [12],

q - вес одного метра длины кожуха,

q_ш - вес шнека,

q_ш = 1373,4

q_гр - вес грунта, заполняющего трубу-кожух при работе машины,

r_k - внутренний радиус кожуха,

q_k - вес одного метра только кожуха,

D_k - наружный диаметр кожуха, м

d_k - внутренний диаметр кожуха, м

_сm - плотность стали,

_сm = 7850 [12]

L_скв - длина скважины,

L_скв=50м [7]

- КПД трансмиссии,

= 0,8 [12]

По результатам расчёта выбрана установка горизонтального бурения ГБ-1421: [7]

- мощность двигателя ;

- скорость вращения шнека

- скорость бурения

Глава III. Электрохимическая защита от коррозии

Коррозия - разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней средой.

Эффективная и качественная защита стальных магистральных нефтепроводов от коррозии имеет большое значение. Убытки, причиняемые коррозией метолов значительны, а связанные с ней повреждения трубопроводов нередко приводят к серьезным авариям и нарушением технологического процесса перекачки нефти, поэтому долговечность линейной части магистрального нефтепровода и безопасность его эксплуатации во многом зависят от того, насколько хороша его защита от коррозии.

По характеру взаимодействия металла с окружающей средой различают 2 типа коррозии: химическую и электрохимическую. Химическая коррозия относится к случаям коррозии , не сопровождающейся возникновением и протеканием электрического тока. При этом продукты коррозии образуются непосредственно на всем участке поверхности металла, находящемся в контакте с агрессивной средой.

В основе электрохимической коррозии лежат электрохимические процессы, в результате их действия на трубопроводе образуются гальванические пары между участками трубы, имеющими неоднородную кристаллическую структуру, и, следовательно, различный электрический потенциал.

Сущность электрохимической коррозии можно рассмотреть по принципу работы гальванического элемента. При погружении в раствор электролита (почва) двух проводников с различными электрическими потенциалами и последующим замыканием внешней цепи на проводнике с меньшим (отрицательным) потенциалом образуется катодная зона, а на проводнике с большим (положительным) потенциалом - анодная зона. В результате электролитической диссоциации ионы металла анода переходят в раствор, а на катоде выделяется свободный водород. Переход ионов анода приводит к постепенному разрушению металла трубы.

1. Защита трубопровода от коррозии

Защита магистральных трубопроводов от коррозии осуществляется двумя способами: пассивным и активным.

Пассивная защита предусматривает нанесение на поверхность трубы соответствующего типа изоляционного покрытия, предупреждающего ее взаимодействие с электролитом. В качестве изоляции применяется полимерная пленка-лента.

Активная защита трубопроводов от коррозии включает три способа защиты в зависимости от условий, в которых эксплуатируется трубопровод: протекторную, катодную и дренажную.

Катодная защита подземного трубопровода заключается в создании на трубопроводе более отрицательного по отношению к почве потенциала с помощью внешнего источника постоянного тока - станции катодной защиты. Принцип действия катодной защиты заключается в разности потенциалов между трубопроводом - катодом и специальным анодным заземлителем. Одна станция катодной защиты охватывает определенный участок трубопровода. Чем лучше изоляция трубопровода и выше сопротивление почвы, тем больше зона действия СКЗ. Расстановка станций катодной защиты осуществляется таким образом, чтобы зоны их действия перекрывали одна другую на всем протяжении трубопровода.

2. Расчет числа станций катодной защиты, определение их мощности и типа

В данной главе представлены результаты расчетов по выбору станций катодной защиты, анодного заземления, длины защищаемого участка.

Исходные параметры:

R_т - продольное сопротивление трубопровода, ;

R_п - переходное сопротивление труба-земля, ;

- постоянное распространение тока вдоль трубопровода, ;

z_B - входное сопротивление трубопровода, [Ом];

y - расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, [м];

I - сила тока катодной установки, [А];

U - напряжение на выходе катодной станции, [В];

W - мощность на выходе катодной станции, [Вт];

Продольное сопротивление трубопровода определяется по формуле [8]:

(2.1)

где: _т - удельное электрическое сопротивление, для стали рекомендуется _т=0,135 [8];

D - диаметр трубопровода, мм;

- толщина стенки, мм

Переходное сопротивление труба-земля определяется по формуле:

, (2.2)

где: R_п.из - переходное сопротивление изоляции трубопровода в зависимости от удельного сопротивления грунта, , [8];

D - диаметр трубопровода, м

Грунт: суглинки

Удельное сопротивление грунта _г = 20 Омм, [8]

Омм

Постоянная распространения тока вдоль трубопровода определяется по формуле:

(2.3)

Входное сопротивление трубопровода при одинаковых электрических параметрах левого и правого плечей определяется по формуле:

(2.4)

Расстояние между трубопроводом и анодным заземлением определяется по формуле:

 (2.5)

где: P - вспомогательный коэффициент, номограмма, [8]

Расстояние между катодными установками (плечо защиты) определяется по формуле:

(2.6)

где: Q - вспомогательный коэффициент, Q=0,81, [11, рис. 39б]

Сила тока катодной установки определяется по формуле:

(2.7)

где: U_т.з. - наложенная разность потенциалов труба-земля в точке дренажа, для влажных грунтов, U_т.з. = 0,67 В.

Напряжение на выходе катодной станции определяется по формуле:

(2.8)

где: r - сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и анодным заземлением, Ом;

R_э - сопротивление растекания анодного заземления, R_э=0,69 Ом [11, табл. 52].

Сопротивление дренажных проводов определяется по формуле:

(2.9)

где: _см - удельное сопротивление материала проводов, _см = 0,028 Ом;

l_п - длина дренажных проводов, l_п=y=219,23 м; S - сечение провода, мм.

Сечение провода определяется по формуле:

, (2.10)

где: R_с.х. - сопротивление схемы станции катодной защиты (СКЗ), R_с.х.=1,5 Ом.

Окончательно принимается S=16,4 [мм²]

Общее число электродов определяется по формуле:

, (2.11)

где: R_г - сопротивление растеканию горизонтального электрода, Ом.

 (2.12)

(2.13)

где: _э - коэффициент использования электрода, работающего совместно с соседним, (_э=0,7).

Окончательно принимается к установке на проектируемом участке газопровода n=12 шт.

Мощность на выходе катодной станции определяется по формуле:

(2.14)

Количество станций катодной защиты определяется по формуле:

(2.15)

где: L - длина нефтепровода, км.

Окончательно принимается к установке на проектируемом участке нефтепровода N=8 шт.

Параметры в конечный период работы катодной защиты:

сила тока в точке дренажа, А

 (2.16)

входное сопротивление, Ом.

, (2.17)

где: R_п - переходное сопротивление, Ом.

Переходное сопротивление определяется по формуле:

, (2.18)

где: R_п.из - переходное сопротивление изоляции через 10 лет, R_п.из=400 Омм, [11, табл.51].

Ом

Напряжение на выходе катодной станции определяется по формуле:

Мощность на выходе катодной станции (через 10 лет) определяется по формуле:

В соответствии с рассчитанной мощностью по нормальному ряду выбирается тип СКЗ: автоматический регулятор тока и потенциала защиты АРПЗ-5.

Техническая характеристика СКЗ.

1) Номинальная мощность - 5 кВт

2) Максимальное напряжение - 48 В

3) К.П.Д - 83 %

4) Защита от внешней среды: брызгозащищенное исполнение с повышенной защитой.

5) Максимальный ток - 104 А

6) Параметр, 400 ч. без проведения ремонтов (табл. 54).

В качестве анодного заземления принимается 12 электродов типа: ЗКА-140, однорядное с шагом 1 м. Сопротивление заземления составляет 69 Ом [11, табл. 52].

Вывод:

Для достижения надежной защиты проектируемого трубопровода от коррозии, в проекте предусмотрена как пассивная защита (заводская изоляция, обеспечивающая продолжительный срок работы трубопровода), так и защита линейной части с помощью сооружения станций катодной защиты в количестве 8 шт. типа АРПЗ-5, расположенных через каждые 20,7 км и состоящие из анодных заземлителей в количестве 12 шт. типа ЗКА-140 на каждой из станций. Расчетом доказано, что данная схема является наиболее приемлемой и обеспечивает надежную защиту линейной части газопровода от коррозии. Срок службы заземлителей составляет 35 лет.

Глава IV. Расчет компенсаторов теплового линейного расширения трубопровода

Надежная эксплуатация горячий трубопроводов достигается при правильном выборе и размещении опор и компенсаторов. Опоры таких трубопроводов подразделяются на неподвижные, которые обеспечивают жесткое закрепление трубопровода и воспринимают усилия, возникшие в трубе в результате температурных деформаций и внутреннего давления, и подвижные, воспринимающие только вес трубопровода. Расстояние между опорами колеблется от 3,5 до 7 м в зависимости от диаметра и веса труб.

Горячие трубопроводы, в отличие от других, обладают большим линейным расширение вследствие большего перепада температур (нагрева). Поэтому такие трубопроводы нуждаются в специальных компенсирующих это линейное расширение устройствах.

Устройства так и названы - компенсаторы.

Компенсаторы бывают различных видов и назначения. Например, для подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов применяют П-, Г-, Z-образные, трапецеидальные симметричные и несимметричные компенсаторы. Наиболее часто применяют Z-образные компенсаторы. Компенсаторы рекомендуется располагать на участках, сложенных сухими рыхлыми грунтами, или засыпать рыхлыми податливыми грунтами, обладающими малой удерживающей способностью против перемещений.

Расчет Z-образного компенсатора горячего трубопровода около насосно-тепловой станции (НТС).

Данные для расчета:

D_Н= 820мм

d_ВН= 0,794мм

б_р= 0,000012 1/К

R^н₂= 412,02 МПа

Р= 5,6 МПа

ДТ= 43 К

m= 0,9; n= 1,15; К₂= 1,15; К_н= 1;

Н= 1м

С_гр=1100 кг/м³

Расчет:

Формулы для расчета взяты из [4].

1. Площадь поперечного сечения стенки трубы

2. Момент инерции сечения трубы

3. Масса единицы длины трубопровода вместе с нефтепродуктом (при расчете на воду)

4. Так как продольные перемещения трубопроводов Д₀ зависят от жесткости компенсаторов з_к, расчет последних ведут методом последовательных приближений, то есть задают параметры компенсатора, определяют компенсирующую способность Д_к и фактическое продольное перемещение трубопровода Д₀. Если Д_к< Д₀, меняют размеры компенсатора таким образом, чтобы увеличить его компенсирующую способность. Продольные перемещения трубопровода Д₀ должны быть меньше Д_к при любых условиях эксплуатации.

Принимаются размеры компенсатора:

L_к= 20м; R= 5*D_н= 5*0,82=4,1м

средний радиус трубы

5. Определяется л_н по формуле (197)

6. По формуле (196) определяется коэффициент уменьшения жесткости гнутых и сварных колен

7. По формуле (193) определяется характеристика компенсатора

8. По формуле (199) рассчитываются суммарные продольные напряжения действующие в компенсаторе,

9. По формуле (200) определяется коэффициент увеличения напряжений в коленах компенсатора

10. По формуле (198) рассчитывается компенсирующая способность компенсатора

11. По формуле (192) определяется жесткость компенсатора

12. Эквивалентное продольное сжимающее усилие, действующее на компенсатор, рассчитывается по формуле (189)

13. В соответствии с формулой (190) предельное сопротивление грунта

Здесь С_н= 0,57 - коэффициент, учитывающий образование свода грунта.

14. По формуле (191) определяется характеристику упругой работы грунта

15. Используя формулу (187), проверяется критерий отсутствия участка предельного равновесия грунта

16. Так как условие выполняется, то продольное перемещение трубопровода определяется по формуле (186)

Таким образом, выбранные размеры компенсатора вполне обеспечат безаварийное перемещение горячего трубопровода.

Если не учитывать жесткости компенсатора, то условие (187) также не выполняется, и в этом случае по формуле (188) Д₀=0,523 м, то есть суммарное сжимающее продольное усилие трубопровода вследствие большого температурного перепада несоизмеримо велико в сравнении с сопротивлением компенсатора.

17. По формуле (202) находится длина подземного участка перемещения трубопровода

Глава V. Безопасность и экологичность проекта

1. Основные производственные опасности и вредности на проектируемом объекте

К опасным и вредным производственным факторам на проектируемом объекте относятся:

- взрывоопасность и пожароопасность углеводородных паров в смеси с кислородом воздуха,

- движущиеся машины и механизмы,

- загазованность окружающей атмосферы парами нефти и сероводорода,

- плохая освещенность,

- повышенная загазованность воздуха из-за наличия насосных станций и резервуарного парка,

- повышенное значение напряжения электросети,

- повышенный уровень вибрации (насосные станции),

- повышенный уровень шума на рабочем месте (НС),

- подвижные части производственного оборудования,

- работы на высоте, ветер, пониженные температуры в зимний период,

- работы на открытом воздухе зимой при низких температурах,

- токсические вещества, проникающие в организм человека через органы дыхания и кожные покровы.

Опасными факторами на производстве являются также пыль и дым.

Пыль образуется при дроблении, резки и размоле материала (ремонтно-механический цех), для защиты существуют приспособления как общие, так и индивидуальные.

Дым возникает при сгорании топлива в котлах котельной.

Также к опасным и вредным факторам на производстве относятся взрывоопасность, и пожароопасность углеводородных паров в смеси с кислородом.

Нефть обладает способностью испаряться при любой температуре и образовывать с воздухом пожароопасные и взрывоопасные смеси. Нефть обладает способностью накапливать заряды статического электричества из-за своей низкой электропроводности. Электрические заряды возникают как в самой нефти, так и на стенках резервуаров, а электрический заряд может привести к появлению искры-источника загорания. Пары нефти в 2-2,5 раза тяжелее воздуха, поэтому особенно в тихую погоду они стелятся по земле, заполняя люки, приемки, технологические камеры и другие углубления, скапливаются внутри плохо проветриваемых помещений. Нефть также является нервным ядом, который обладает наркотическим действием и поражает центральную нервную систему человека: он повышает возбудимость, вызывает головокружения, общую слабость организма. Нефть, попадая на кожу человека, обезжиривает и сушит ее, вызывая кожные заболевания.

В помещениях насосных, помимо загазованности, имеет место такой вредный фактор как повышенный уровень шума и вибрации.

2. Перечень выполнения санитарных и противопожарных норм проектирования, строительства, правил техники безопасности, законов об охране труда

Любое предприятие или производство вводится в эксплуатацию после того, как на них созданы безопасные условия труда.

Технические решения, принятые на основании следующих нормативно-правовых актов и нормативно-технических документов:

1)Федеральный закон Российской Федерации "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.1997 г.

2) Закон РФ "О пожарной безопасности" от 18.11.1994 г.

3) Закон РФ "О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера" от 11.11.1994 г.

4) Закон РФ "Об охране окружающей природной среды".

5) Закон РФ "Об экологической безопасности".

6) Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утверждены Госгортехнадзором России 09.04.98 г.

7) ПБ 09-170-97.Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Утверждены Госгортехнадзором России 22.12.97 г.

8) НПБ-201-96. Пожарная охрана предприятий. Общие требования.

9) Правила устройства электроустановок. 1998 г.

10)Санитарные правила организации технологических процессов и гигиенические требования к производственному оборудованию. Минздрав СССР № 1042-73 от 04.04.73 г.

11) СНиП 2.05.02-85. Автомобильные дороги.

12) СНиП 2.04.03-85. Канализация. Наружные сети и сооружения.

13) СНиП 2.05.06-85^*. Магистральные трубопроводы.

14) СНиП 2.09.02-85. Производственные здания.

15) СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

16) ГОСТ 12.2.020-76 ССБТ. Взрывозащищенное электрооборудование. Классификация.

17) ГОСТ 12.1.012-78 ССБТ. Вибрация. Общие требования безопасности.

18) ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие требования безопасности. Воздух рабочей зоны.

19) ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные факторы. Классификация.

20) ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.

21) ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

22) ГОСТР 12.4.026-2001 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытания.

23) ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ^**. Шум. Общие требования безопасности.

24)ГОСТ 12.1.051-90 ССБТ. Электробезопасность. Расстояния безопасности в охранной зоне линии электропередачи напряжением свыше 1000В.

25) ГОСТ 12.1.046-85. Нормы освещения строительных площадок.

26) ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ, промышленными предприятиями.

27) ГОСТ 12.3.003-86. Работы электросварочные. Требования безопасности.

28) ГОСТ 12.1.028-80. Шум. Определение шумовых характеристик источников шума.

29) СН 467-74. Нормы отвода земель для автомобильных дорог.

30) СН 461-74. Нормы отвода земель для линии связи.

31) СН 452-73. Нормы отвода земель для магистральных нефтепроводов.

32) СН 465-74. Нормы отвода земель для электрических сетей напряжения.

3. Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда

Насосные станции эксплуатируются с учетом требований Руководства по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций и Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов.

В помещении насосной допускается хранить смазочные материалы в количестве не более суточной потребности. В случае необходимости хранения материалов в количестве трехсуточной потребности следует иметь разрешение пожарной охраны.

При отключении насосной станции следует предусмотреть возможность аварийной остановки её от кнопки "Стоп", расположенной вне пульта управления.

На всасывающем и нагнетательном трубопроводе насосной, а так же на каждом насосном агрегате должны быть установлены манометры. Исправность манометров следует проверять в сроки, установленные паспортом.

На автоматизированных насосных станциях вблизи насосных агрегатов или непосредственно на них должен быть укреплен щиток с надписью: "Внимание! Агрегат включается автоматически".

Все вращающиеся части оборудования насосной должны быть закрыты специальными кожухами, для предотвращения травм.

Для защиты оборудования от воздействия обратного потока нефти предусмотрены "быстрозакрывающиеся" обратного типа клапаны.

При автоматическом вводе резерва задвижки на насосах должны быть открыты. При вводе резервного неавтоматизированного насоса перед его включением должны быть проверены правильность открытия задвижек и готовность насоса к пуску.

При заполнении насосов, расположенных в помещениях, нефтью газовоздушную смесь и жидкую фазу необходимо отводить по закрытой системе в промканализацию.

Уплотнительные устройства в местах прохода труб через внутренние стены насосной следует содержать в исправном состоянии и проверять на герметичность не реже одного раза в полгода.

Между машинным залом и насосной должны быть обеспечена двухсторонняя звуковая связь с обособленным сигналом.

Запрещается пускать агрегат:

- без включения приточно-вытяжной вентиляции,

- без включенной маслосистемы,

- при незаполненном жидкость насосе,

- при попадании нефти в маслосистему,

- при наличии других технологических нарушений.

Необходимо использование тепловых датчиков с автоматической сигнализацией о перегреве, чтобы не допустить перегрева подшипников и сальников.

Запрещается эксплуатировать агрегат при нарушении герметичности соединений, запрещается подтягивать резьбовые соединения, находящиеся под давлением.

Насосная станция должна быть оборудована:

- принудительной приточно-вытяжной вентиляцией,

- аварийной вентиляцией, сблокированной с автоматическим газоанализатором,

- стационарными или переносными грузоподъемными устройствами,

- системой автоматического пожаротушения,

- средствами заземления и зануления.

Для снижения шума и вибрации агрегаты должны быть оборудованы различными компенсаторами.

Запрещается промывка подшипников бензином и другими легковоспламеняющимися жидкостями.

На территории насосной станции запрещается пользоваться любыми источниками открытого огня и света, курить в не специально отведенных для этого местах.

Эксплуатация резервуарного парка должна быть организована в строгом соответствии с Правилами эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и руководством по их ремонту. Каждый действующий резервуар должен иметь:

- полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом,

- заземляющее устройство сопротивлением до 100 Ом для отвода зарядов статического электричества,

- четко написанный на корпусе порядковый номер, значащийся в технологической схеме резервуарного парка; если резервуар заглублен, номер должен быть указан на специально установленной табличке.

В случае замерзания арматуры резервуаров для их разогревания должны применять пар или горячую воду.

Во избежание нарушения прочности резервуаров, заполненных нефтепродуктами, не допускаются работы с применением ударных инструментов (молотков, кувалд и т.д.).

Во избежание возможного взрыва в результате накопления зарядов статического электричества резервуар необходимо заполнить под уровень подаваемой жидкости (не падающей струей). Для предотвращения деформации резервуара скорость заполнения должна соответствовать пропускной способности дыхательных клапанов.

Технологические трубопроводы следует оборудовать вспомогательной обвязкой для освобождения их от нефти при аварии или ремонте, а также стационарными откачивающими средствами.

4. Размещение оборудования и организация рабочего места

Оборудование насосных должно располагаться с соблюдением расстояний, обеспечивающих безопасное и свободное перемещение персонала, как во время работы, так и во время производства ремонтов.

Помещение насосной станции должно удовлетворять следующим требованиям:

- иметь не менее двух выходов, расположенных в противоположных концах помещения,

- окна, двери должны открываться наружу, двери заглубленной насосной должны быть блокированы с пусковым устройством вентиляционной установки, которая в момент открытия двери включается автоматически,

- полы должны быть выполнены из огнестойких материалов,

- для смывания разлившихся жидкостей должны быть оборудованы водяные стояки с резиновыми шлангами,

- сточные воды должны отводиться по канализационным каналам,

- трубопроводы должны быть уложены в каналы, перекрытые рифлёными металлическими сланями,

- расстояние между выступающими частями насосов, расположенных в одном ряду, должно быть не менее 1 м, при двухрядном расположении насосов проход между выступающими частями насосов должен быть не менее 2 м. Расстояние от выступающих частей насосов до стенок здания при двустороннем обслуживании агрегатов должны быть не менее 1 м,

- все насосы должны быть снабжены централизованной системой сбора утечек нефти, выведенной за пределы насосной,

- необходимо указать стрелками направление движения потока, а на двигателях направление вращения ротора,

- для безопасного обслуживания насосных агрегатов должно быть предусмотрено сооружение двухъярусных и одноярусных металлических площадок шириной не менее 0,7 м.

Территория резервуарного парк должна быть спланирована и иметь уклон для отвода ливневых вод в сборные колодцы. Земляное обвалование или оградительная стена наземных и полуподземных резервуаров должны соответствовать проекту.

Подъезжать автотранспорту и эксплуатируемому резервуару следует не ближе чем на 20 м.

Оборудование резервуаров необходимо систематически проверять в соответствии с правилами эксплуатации. Площадка, где расположены дыхательные и предохранительные клапаны, должна быть соединена с лестничной площадкой резервуара переходами шириной не менее 0,6 м с перилами высотой 1,1 м.

Организация рабочих мест предполагает выполнение требований действующих санитарных норм. На рабочих местах должны быть благоприятные метеорологические условия, хорошее освещение, необходимая вентиляция. Организация рабочих мест предполагает обеспечение их оснасткой, необходимой для выполнения отдельных видов работ (слесарный инструмент, переносные приборы, обтирочный материал, техническая документация и др.).

5. Средства и оборудование пожаротушения

Система пожаротушения включает в себя:

- насосную станцию пожаротушения,

- стальные резервуары противопожарного запаса воды,

- противопожарный водопровод,

- трубопровод подачи воды для приготовления пенораствора,

- оборудование для заправки водой пожарных машин.

Насосная станция предназначена для:

- подачи воды в систему орошения резервуаров,

- подачи воды на пожарные гидранты кольца-водотушения.

Управление задвижками станции пенотушения осуществляется с местного поста вручную. Для удаления грунтовых вод и протечек воды из системы предусмотрен ручной дренажный насос.

Насосная станция оборудована пожарным шкафчиком, укомплектованным пожарными рукавами, соединенными головками и пожарным вентилем.

При резервуарах противопожарного запаса воды имеются технологические помещения, предназначенные для размещения подающих, всасывающих трубопроводов запорной арматуры и патрубком для подключения рукавов пожарных машин. Для предотвращения замерзания воды в резервуарах при низких температурах наружного воздуха резервуары изолированы минераловатными матами, кроме того, участок трубопровода заполнения резервуара, расположенный в технологическом помещении подключен к теплообменнику, сообщающегося с системой отопления.

Сеть противопожарного водопровода системы водотушения состоит из кольцевой сети вокруг резервуарного парка и радиального отопления на производственное помещение станции пенотушения. Она выполнена из стальных электросварных труб и проложена вдоль пожарных проездов на глубине 2,2-2,5 метра. Водопроводные колодцы для размещения пожарных гидрантов и задвижек выполнены из сборных железобетонных элементов диаметром 1,6-2,0 м. Для обеспечения пожаротушения сеть оборудована сорока одним пожарным гидрантом.

Задвижки противопожарного водопровода системы орошения резервуаров расположены за обвалованием резервуаров.

Подводки системы орошения резервуаров проложены выше глубины промерзания грунта. В связи, с чем на каждом трубопроводе вварен дюймовый патрубок с вентилем для осушения трубопроводов орошения в мокрые колодцы. Внутри здания станции пенотушения находятся трубопроводы и запорная арматура для подачи воды емкостям с пенообразователем. Система автоматики пожаротушения обеспечивает выполнение следующих функций:

- сигнализация о достижении предельных уровней в резервуарах,

- дистанционное управление насосами,

- местное управление насосами,

- автоматическое отключение насосов по шквальному уровню в резервуарах,

- работа насосов в режиме АВР,

- сигнализация работы и неисправности насосов,

- щит управления и сигнализации расположен в помещении пожарного поста.

Для приведения системы пожаротушения в исходное рабочее состояние необходимо:

- подать питание на щит управления и сигнализации в соответствии с инструкцией по эксплуатации автоматики водотушения,

- подать питание на пожарные насосы,

- заполнить резервуары противопожарного запаса воды,

- заполнить противопожарный водопровод,

- провентилировать систему водотушения.

5.1 Система подслойного пожаротушения

Пожары в резервуарах, чаще всего, начинаются с взрыва паро-воздушной смеси, который выводит из строя пенокамеры и пеногенераторы установленные в верхней части резервуара. В результате пена в резервуар не попадает или не образуется на разрушенных пеногенераторах.

С появлением особого типа пенообразователей, которые формируют пены, не смешивающиеся с нефтью и углеводородами, стало актуально тушить пожары подачей пены в основание резервуара, непосредственно под слой горючей жидкости.

Применение системы подслойного пожаротушения СПТ обеспечивает надежное тушение пожара независимо от времени его протекания .

Преимущества системы подслойного пожаротушения по сравнению с традиционной:

- позволяет ликвидировать горение нефти в резервуаре, несмотря на разрушение верхнего пояса и наличие закрытых сверху участков (карманов);

- эффективность тушащего действия системы обеспечивается независимо от времени развития пожара и температуры, которую может принять нефтепродукт, что дает время на сосредоточение необходимых сил и средств для начала пенной атаки;

- хорошо сочетается с технологией газоулавливания, предотвращающей загрязнение окружающей среды;

- позволяет увеличить эффективный объем резервуара

Применение системы подслойного тушения пожаров для защиты резервуаров с нагретым, в условиях пожара нефтепродуктом, позволяет использовать одновременно два механизма воздействия: механизм тушения перемешиванием, если температура нефти намного ниже температуры вспышки и механизм создания самопроизвольно растекающейся, из низкократной пены, водной пленки. В любом случае, применение СПТ позволяет гарантировать надежное тушение пожара, несмотря на температуру, которую может принять горючее при затянувшемся пожаре.

Система подслойного тушения пожаров (СПТ) - это совокупность специального оборудования и режима его применения, позволяющая генерировать, транспортировать и вводить низко кратную пену непосредственно в слой горючего. СПТ позволяет ликвидировать горение нефти в резервуаре, несмотря на разрушение верхнего пояса и наличие закрытых сверху участков поверхности горения.

Эффективность тушащего действия СПТ практически не зависит от времени развития пожара, поскольку пена вводится в холодную, нижнюю часть нефти в резервуаре.

Настоящие рекомендации разработаны на основании СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы", разрешающих применение других средств и методов при согласовании в установленном порядке. Рекомендации являются руководящим документом при проектировании и подслойного метода тушения пожаров пленкообразующей низкократной пеной. При проектировании СПТ необходимо учитывать также: СНиП 2.09.03-85 "Сооружения промышленных предприятий. Нормы проектирования"; Указания по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах.

5.2 Основные требования к системе подслойного тушения пожаров нефтепродуктов в стальном вертикальном резервуаре

Система подслойного пожаротушения (СПТ) резервуара представляет собой совокупность оборудования и технологического режима процесса тушения. В СПТ

используется следующее оборудование:

- высоконапорные пеногенераторы (ВПГ) с соединительными фланцами и полугайками;

- наружная и внутренняя разводка пенопроводов с пенными насадками

- пакет с калиброванной разрывной мембраной;

- обратный клапан;

- система задвижек до и после обвалования;

Основные требования предъявляются:

- к технологическим параметрам процесса пожаротушения;

- к устройствам для получения и подачи пены;

- к пенообразователю и рабочему раствору;

- к внутренней и наружной разводке пенопроводов и пенных насадок;

- к разрывной мембране, обратному клапану и вентильным задвижкам.

Определение основных параметров системы подслойного пожаротушения связано с анализом конкретной ситуации для которой разрабатывается этот способ пожаротушения.

В качестве исходной информации необходимой для применения расчетно-экспериментального метода являются:

Природа горючей жидкости, включая информацию по температуре вспышки и воспламенения, температурный диапазон выкипания, вязкость и плотность при различных температурах, влажность нефти и наличие эмульсионной воды, возможность образования донного слоя воды в процессе отстаивания нефти и т.д.

Габаритные размеры резервуара, нормативная высота уровня нефти, технологический режим эксплуатации, суммарный объем нефти на одной площадки и в общем обваловании, тип обвалования и его размеры; планировочные решения, топография местности, наличие водных коммуникаций.

Основными тактико-технические характеристики (технологические параметры процесса пожаротушения) системы подслойного пожаротушения:

- нормативная интенсивность подачи пленкообразующей пены;

- расчетная величина кратности пены;

- расчетное время тушения;

- расход водного раствора пенообразователя в литрах в секунду;

- рабочая концентрация пенообразователя;

- нормативный запас пенообразователя для отдельной площадки.

Параметры системы образования и ввода пены:

- количество высоконапорных пеногенераторов с фиксированным секундным расходом пенообразующего раствора;

- количество насадок для ввода пены;

- расстояние и расположение насадок в резервуаре;

- рабочее давление водного раствора пенообразователя на входе в пеногенераторы;

- запас воды необходимый для тушения.

Система подслойного тушения может быть реализована только при использовании специального фторсодержащего пенообразователя, пены, на основе которого не смешиваются с нефтью, и специальных высоконапорных пеногенераторов, способных образовывать пену при наличии противодавления со стороны резервуара .

Подпонятием "высоконапорный пеногенератор "(ВПГ) подразумевается устройство переносного или стационарного типа имеющее следующие основные характеристики:

- коэффициент преобразования входного давления в давление пенного потока не менее 0,3;

- кратность пены при давлении раствора 8-10 [атм.] на входе и противодавлении 2 [атм.];

- производительность по водному раствору не менее 10 [л•с^-1];

- конструкция пеногенератора должна обеспечивать условия безопасной работы при давлении раствора не менее 15 [атм].

В ОАО "Варьеганнефтегаз" применяют высоконапорные пеногенераторы марки PFG-100/150S фирмы "Svenska Skum B.V.

FC-206-AF интенсивность подачи пены составляет 0,1 [кг•м^-2 •с^-1], плотность ПО - 1,038 [кг•м^-3]. производительность пеногенератора,

q = 23 - 40 [л•с^-1].

В системе СПТ может использоваться только один тип пенообразователей - способный образовывать пену, которая не смешивается с нефтепродуктом.

Основные требования предъявляемые к пенообразователям:

Эффективность пены определяется её инертностью по отношению к нефетепродукту. Если пена, всплывая через многометровую толщину слоя нефти останется чистой, т.е. не смешается и не растворит в себе горючую жидкость, то на поверхности образуется не горючий изолирующий слой пены. При низком качестве пенообразователя пена, частично захватив углеводород, будет гореть, всплывая на поверхность.

Мерой, характеризующей инертность пены к нефти является поверхностное и межфазное натяжение рабочих растворов пенообразователя, а также коэффициент растекания раствора по нефтепродукту.

Для каждого вида испытуемого пенообразователя в лаборатории определяются перечисленные выше параметры и прогнозируется величина степени поглощения нефти пеной. В дальнейшем этот параметр используется для уточнения нормативной интенсивности подачи пены.

Поверхностное натяжение рабочего раствора пенообразователя - не выше 19 [мН•м^-1].

Срок хранения концентрата пенообразователя - не менее 10 лет.

Температура замерзания не ниже минус 15 [°С].

Концентрация пенообразователя в водном растворе должна составлять для отечественных пенообразователей не менее 6 %

для ПО "Легкая вода" FC-203AF - 3 %, FC-203AF - 6 %.

Вязкость концентрата пенообразователя при температуре 20 [°С]

не более 200 [сСт].

Пенообразователь не должен содержать осадка и посторонних примесей.

По токсичности пенообразователь должен соответствовать четвертому классу опасности (ГОСТ 12.1.007).

При использовании морской и жесткой воды концентрация рабочего раствора не должна превышать 8 % (об.).

5.3 Организация тушения пожара СПТ

Передвижная система подслойного пожаротушения вводится в работу при несрабатывании автоматической системы пожаротушения, работающей на пене средней кратности или невозможностью ликвидации пожара за расчетное время основной системой пожаротушения.

По команде руководителя тушения пожара открыть задвижки на пенопроводах и осуществить подачу пены всеми расчетными средствами непрерывно до полного прекращения горения.

При подаче пены откачку продукта из горящего резервуара следует прекратить.

Рабочее давление воды на насосе пожарного автомобиля будет зависеть от уровня горящей жидкости в резервуаре. Поэтому давление воды на насосе пожарного автомобиля следует поднимать постепенно пока она не поступит в пенопровод. Время тушения пожара по данным испытания 2 - 4 минуты.

Горение проливов продукта в обваловании резервуарного парка ликвидируются путем подачи пены средней кратности из стволов.

Со времени возникновения пожара необходимо охлаждать горящий и соседние резервуары путем подачи воды в стационарную систему охлаждения резервуаров.

6. Средства индивидуальной защиты

Спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособления выдают в соответствии с Отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты, Нормами бесплатной выдачи рабочим и служащим теплой спецодежды и спецобуви по климатическим поясам. Выдаваемые спецодежда, спецобувь должны отвечать требованиям ГОСТ, ТУ и соответствовать размеру работающего.

Спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособление (респираторы, противогазы, самоспасатели и др.) выносить за пределы перекачивающей станции запрещается. Для их хранения должны быть предоставлены специальные помещения, отвечающие санитарным нормам.

Для отвода в землю статического электричества с человека применяется антиэлектростатическая обувь с электропроводящей подошвой и антиэлектростатическая спецодежда.

Виброзащитная спецобувь и спецодежда изготавливается из упругодемпфирующего материала.

Оператор насосной должен получать:

- костюм хлопчатобумажный на 12 месяцев,

- ботинки или сапоги кирзовые на нефтестойкой подошве на 12 месяцев,

- брезентовые рукавицы на 1 месяц.

Дежурные средства защиты на каждой НС:

- диэлектрические перчатки, галоши, коврики, подставки, указатели напряжения,

- щитки и маски со светофильтрами для сварщиков,

- защитные каски,

- противогазы фильтрующие марки "А" и изолирующие ПШ-1, ПШ-2, КИП-5,

- защитные очки (открытые и закрытые),

- противопыльные респираторы,

- пояса спасательные с веревками.

Во всех цехах необходимо иметь аптечки, содержащие перевязочные материалы, жгут, пластырь, обезболивающие, желудочные и сердечные средства.

Администрация перекачивающей станции обязана обеспечить регулярные испытания и проверку исправности предохранительных приспособлений в соответствии с установленными сроками, а также своевременную замену фильтров, стекол и других частей с понизившимися защитными свойствами. Предохранительные пояса и спасательные веревки должны периодически испытываться на прочность в сроки и по нормам, предусмотренным соответствующими стандартами и техническими условиями.

7. Приёмы безопасной работы

Научная организация труда (НОТ) в области охраны труда направлена на создание наилучших условий труда. Большое внимание уделяется организации рабочих мест.

Работа по охране труда и промышленной безопасности ведется в соответствии с действующими правилами и нормами. На предприятиях создаётся специальная постоянно действующая комиссия. Она осуществляет проверки соблюдения на предприятиях и в организациях правил и норм по технике безопасности, промышленной санитарии, пожарной безопасности, трудового законодательства, а также проверку выполнения приказов, постановлений вышестоящих органов по этим вопросам и принимают меры к устранению имеющихся недостатков. Организует научные исследования по повышению безопасности труда работающих, совершенствованию организации производства труда. Особое внимание уделяется состоянию производственного травматизма. Проводится целенаправленная работа по повышению квалификации работников. Наиболее опасные работы по насосной станции: пуск, остановка, переключение агрегатов, ремонт, сварка, ликвидация аварий. Пуск насосного агрегата следует производить в следующей последовательности:

- проверка исправности насоса, привода, задвижек, крепления агрегата,

- заливка чистого масла в подшипники. Проверка уровня масла по маслоуказателю,

- заполнение корпуса насоса нефтью, не открывая задвижку на напорной линии,

- открыть вентили подачи масла в сальниковые уплотнения, вентили линии охлаждения насоса водой,

- включать электродвигатели необходимо в диэлектрических перчатках.

8. Охрана окружающей среды

С целью охраны окружающей среды должны предусматриваться:

- соблюдение действующих стандартов, норм и правил в области охраны окружающей среды,

- рациональное использование природных ресурсов,

- систематический контроль степени загрязнения вредных акваторий, атмосферы и почвы,

- своевременная ликвидация последствий загрязнения окружающей среды.

Для предотвращения загрязнения атмосферы применяется комплекс средств сокращения потерь нефти: понтоны различной конструкции, не примерзающие дыхательные клапана и др.

Загрязнение водных акваторий нефтью устраняется локализацией и сбором или адсорбированием разлитой нефти. Загрязнение почвы нефтью ликвидируется путем сбора разлитой нефти, выжигания остатков, удаления продуктов сгорания с последующей рекультивацией.

Представленные нефтепроводному управлению во временное использование сельскохозяйственные и лесные угодья должны быть возвращены в состоянии, пригодном для использования.

Мероприятия по охране водоёмов:

- сокращение потребления воды в технологических процессах,

- сокращение сброса сточных вод в водоёмы и уменьшение концентрации вредных веществ в сбрасываемых стоках,

- повторное использование очищенных сточных вод,

- утилизация нефти,

- защита источников водоснабжения организацией зон санитарной охраны второго и первого пояса.

Мероприятия по охране воздушного бассейна:

- создание контрольно-регулировочного пункта по проверке и снижению,

- токсичности отработанных газов автотранспорта,

- установить приборы контроля: дымометр "Смог-1", газоанализаторы ГИАМ 27-01, газоанализаторы 102ФА-01

Мероприятия по охране земель:

- организация химлаборатории очистных сооружений для осуществления экологического контроля;

- установка экологически мягкого пенообразователя ТЭАС.

9. Расчёт числа пеногенераторов, расхода пенообразователя и воды для системы подслойного тушения пожара нефти в резервуаре РВС-50000

В соответствии со СНиП резервуары могут быть оборудованы стационарными автоматическими установками подслойного тушения пожаров пеной средней кратности.

Диаметр резервуара - D_Р = 60,7 [м],

высота резервуара - h_Р = 18[м].

9.1 Расход раствора пенообразователя, [л•с^-1]

g - интенсивность подачи раствора,

g = 0,1-для нефти [17],

S - площадь горения, [м²], определяется по размерам резервуара.

9.2 Производительность пеногенератора, [л•с^-1]

- производительность пеногенератора, q = 23 - 40 [л•с^-1], q_cp == 35 [л•c^-1] при напоре раствора перед пеногенераторном 1,0 [МПа].

9.3 Число пеногенераторов

9.4 Запас пенообразователя [м³]

G_max - максимальный расход пенообразователя при получении пены средней и высшей кратности,

G_max = 1,2 [л•с^-1],

- время тушения пожара,

= 600 [с],

k - запас пенообразователя,

k = 3 [17],

9.5 Расход воды на получение пены, [л•с^-1]

G_В - расход воды [л•с^-1],

9.6 Расход воды на охлаждение горящего резервуара [м³]

g_охл - норма воды на метр окружности резервуара,

g_охл = 0,5 [л•с^-1],

с - длина окружности,

с = 190,60 [м],

- время охлаждения,

= 21600 [с] [17].

9.7 Расход воды на охлаждение соседних резервуаров, [м³]

g_охл' - норма воды на метр периметра окружности резервуара,

g_охл' = 0,2 [л•с^-1],

9.8 Потребное число стволов для охлаждения, горящего резервуара

9.9 Потребное число стволов для охлаждения соседнего резервуара

D_C - диаметр соседних резервуаров,

D_C = 60,7 [м],

Округление производится в большую сторону.

Глава VI. Экономический расчет

1. Характеристика проектируемого трубопровода

Диаметр трубопровода ,

протяжённость трассы ,

число насосных станций .

2. Определение капитальных вложений

Суммарные капитальные вложения на строительство нефтепровода включают в себя:

- капитальные вложения в линейную часть;

- капитальные вложения в насосные станции и резервуарные парки.

C_Л - удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода [6]:

C_Л = 24403,37 тыс.руб.

L - длина трубопровода,

L = 153 km

Так как перевальных точек на трассе нефтепровода нет, то

Сгпс - капитальные вложения в головную насосную станцию [6]:

Сгпс = 2282000 тыс. руб.

l_Р - длина эксплуатационного участка,

l_Р = 153 км,

С_ПС - капиталовложения в одну промежуточную насосную станцию без резервуарного парка:

Спс = 1865000 тыс. руб.

n - число НС на нефтепроводе, n =1 шт.

C учетом топографического и территориального коэффициента K_Т капитальные затраты составят:

К_Т- поправочный коэффициент на топографические условия трассы.

Трубопровод, проходит по низменно-холмистой местности:

К_Т = 1 [5],

lp = 153км - по территории Ханты-Мансийского авт. округа,

Ктер - территориальный коэффициент,

Ктер =1 для территории Ханты-Мансийского авт. округа [5],

3. Расчёт оборотных средств

Инвестиционные затраты на формирование оборотных средств состоят из затрат, связанных с приобретением технологической нефти на заполнение трубопроводов и резервуаров, и затрат на материалы и комплектующие.

Объем технологической нефти на заполнение нового нефтепровода и резервуарного парка на головной перекачивающей станции составит: