Обеспечение безопасности, прогнозирование и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации, вызванной аварией на магистральном нефтепроводе

Выход наружу нефти возможен при:

– нарушении герметичности трубопровода, запорной арматуры;

– выходе из нормального режима эксплуатации технических средств обеспечения и средств автоматики;

– ошибках производственного персонала;

– преднамеренных действиях (диверсиях) и др.

3.2.1 Мероприятия по предупреждению разгерметизации

Для предотвращения указанных выше причин разлив

а нефти на МНП, предусмотрены следующие технические решения с установкой соответствующего оборудования, приборов контроля и автоматизации управления технологическими процессами и сигнализации его происхождения обслуживающему персоналу[75]:

– антикоррозионное покрытие наружных поверхностей трубопроводов, позволяющее снизить вероятность его разгерметизации за счет коррозийного разрушения;

– техническое обследование, диагностика и испытание в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации МНП и инструкции по их ремонту";

– техническое обслуживание, ремонт и восстановление МНП;

– соединение трубопровода и запорно-регулирующей арматуры выполняется сваркой или фланцами. Прокладки фланцевых соединений изготовляются из негорючих материалов, не разрушающимся при сборке (монтаже) и обеспечивающих герметичность соединений.

Главным фактором поддержания работоспособного состояния нефтепровода и надёжной его работы является система планово-предупредительных ремонтов магистральных нефтепроводов и их объектов[24].

С целью обеспечения надёжности работы магистрального нефтепровода на нём предусмотрена система катодной защиты. Так же необходимо проводить техническую диагностику трубопроводов.

Диагностика технического состояния нефтепроводов осуществляется путём пропуска внутритрубных диагностических снарядов [8]. На основе патентной проработки, произведенной в литературном обзоре в разделе 1.8, был сделан вывод, что для диагностики состояния магистрального трубопровода на предмет дефектов геометрии, которые возникают вследствие механического воздействия, которое и явилось причиной выхода нефти в рассматриваемой ниже ЧС, наиболее подходящим является внутритрубный профилемер ПРН. Справка об анализе патентной литературы по теме выпускной квалификационной работы приведена в приложении Г.

Одним из главных требований, выполнение которого необходимо для надежного диагностирования линейной части, является требование к подготовке линейной части МНП.

Каждый участок МНП, представленный к диагностированию, должен быть оборудован камерами пуска и приема средств очистки и диагностирования (СОД). Технологическая схема узла приема-пуска СОД приведена в приложении Г.

Камера пуска и приема предназначена для запасовки СОД в трубопровод и начала его движения, а также для остановки СОД в конце обследуемого участка и его выемки. Камера пуска и приема состоит из корпуса, затвора для открытия или закрытия камеры, арматуры и трубопроводов технологической обвязки и других комплектующих узлов, манометров, вантузов, сигнализаторов прохождения СОД. Корпус камеры состоит из расширенной части с затвором и трубы номинального диаметра, соединенных коническим переходником, и подключенных через выходную задвижку к магистральному нефтепроводу. Операции по запасовке и выемке СОД выполняются без остановки перекачки нефти [8, 82].

Так же в местах установки камер пуска и приема СОД на линейных участках МНП должна быть оборудована площадка с обязательным обвалованием. Схема площадки узла запуска и приема СОД приведена в приложении Г на рисунке 1Г.

Внутритрубный профилемер ПРН, внешний вид которого приведен на рисунке 3.1, является средством диагностики, состоит из двух секций – стальных герметичных корпусов, связанных между собой карданным соединением. В передней и задней частях первой секции установлены манжеты, предназначенные для центрирования и приведения в движение прибора в трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции, предотвращает застревание прибора в трубах, имеющих тройное разветвление – "тройниках", не оборудованных предохранительными решетками. В носовой части первой секции установлен бампер, под которым находится антенна приемопередатчика в защитном кожухе, а на задней части, на подпружиненных рычагах, размещены одометрические колеса, предназначенные для измерения пройденного расстояния. Чертеж одометра приведен на странице 68.

На второй секции установлены манжеты и измерительная система, состоящая из множества рычагов с колесами (так называемый "спайдер") для измерения проходного сечения и других геометрических особенностей трубы. Колеса спайдера прижимаются к внутренней поверхности трубы и при движении профилемера перекатываются через препятствия, встречающиеся на их пути, перемещая конец рычага, на котором они установлены. Это движение через тяги передается на качающийся диск, к центру которого через шарниры и тягу подсоединен движок потенциометра. Перемещение движка потенциометра вызывает изменение сигнала, который затем преобразуется в цифровую форму и записывается в память профилемера [8, 82]. Чертеж спайдера приведен на странице 70.

1, 5 – передний и задний бамперы, 2 – коническая манжета; 3 – одометры; 4 – блок потенциометров; 6 – спайдер; 7 – карданный узел с измерителем поворота; 8 – манжеты; 9 – маркерный приемопередатчик.

Рисунок 3.1 – Внутритрубный профилемер ПРН 16

На карданном соединении смонтирована система измерения угла поворота, состоящая из неподвижного "грибка" на передней секции и находящегося с ним в контакте подвижного подпружиненного щупа на второй секции, соединенного с потенциометром. При повороте секции относительно друг друга "грибок", благодаря своему профилю, сдвигает щуп пропорционально углу поворота, а потенциометр преобразует это перемещение в электрический сигнал [8, 82].

Таким образом, в запоминающем устройстве происходит одновременная регистрация и хранение данных спайдера, угла поворота, сигналов одометра, сигналов маркерных передатчиков.

Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические параметры и места расположения определяются по распечатке данных профилеметрии после пропуска профилемера по трубопроводу.

Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для пропуска профилемера, составляет 70 % внутреннего диаметра трубопровода.

Чувствительность измерительной системы прибора составляет 2 мм.

Точность измерения высоты вмятин на прямых участках трубопровода составляет 0,4-0,6% относительно внешнего диаметра трубы [82].

Таким образом, при оборудовании линейной части магистрального нефтепровода камерами пуска и приема средств очистки и диагностирования и использовании для выявления дефектов геометрии трубопровода внутритрубного профилемера, можно заблаговременно выявить дефектные участки и устранить их, тем самым предупредить возможные чрезвычайные ситуации, а значит и повысить промышленную и экологическую безопасность [82].

 Скачать реферат