– Оповещение людей, находящихся на объекте, об аварии.
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
86 Социальная ответственность
– Вывод людей из опасной зоны. Для выхода из опасной зоны использовать средства индивидуальной защиты противогазы фильтрующие.
Спасение пострадавших
– Отыскать пострадавших и эвакуировать из очага поражения,
– Оказать первую медицинскую помощь и доставить в медицинское учреждение.
– Предупредить и эвакуировать людей, незанятых ведением технологического процесса и не участвующих в ликвидации аварии.
– Ограничить доступна территорию ---- людей и транспорта (кроме специального.
- Пожарная охрана прибывает к месту аварии, производит предварительное развертывание сил и средств для ликвидации возможного пожара. При угрозе жизни людей производит их спасение.
5.7 Основные меры оказания первой помощи
Первая доврачебная помощь при отравлениях углеводородными газами состоит в следующем
пострадавшего при проявлении признаков отравления необходимо немедленно вынести на свежий воздух
расстегнуть ему одежду
если пострадавший в бессознательном состоянии, начать делать ему искусственное дыхание
срочно позвонить в медсанчасть и вызвать скорую помощь.
Первая доврачебная помощь при поражении человека током состоит из двух этапов
освободить пострадавшего от действия током
оказать медицинскую помощь. Пострадавшего можно освободить от действия тока несколькими способами
отключения соответствующей части электроустановки
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
87 Социальная ответственность
перерубить провод (при напряжении до 1000 В) топором с деревянной рукояткой
оттянуть пострадавшего от токоведущей части за одежду, если она сухая
отбросить от него провод с помощью деревянной палки.
Меры первой помощи пострадавшему зависят от его состояния. Если пострадавший в сознании, но до этого был в обмороке или продолжительное время находился под током, ему необходимо обеспечить полный покой до прибытия врача или срочно доставить в лечебное учреждение.
При отсутствии сознания, но сохранившемся дыхании, нужно удобно положить пострадавшего на подстилку, расстегнуть одежду, обеспечить приток свежего воздуха. Следует дать понюхать нашатырный спирт, растирать и согревать тело.
При отсутствии признаков жизни нельзя считать пострадавшего погибшими до прибытия врача оказывать помощь, делать искусственное дыхание и массаж сердца.
5.8 Противопожарные мероприятия Нефть представляет собой смесь углеводородов переменного состава. Товарная нефть является легковоспламеняющейся жидкостью с температурой вспышки – (С, самовоспламенения 233 С. Индивидуальные углеводороды, входящие в состав нефтяных паров, имеют следующие концентрационные пределы воспламенения, % (по объему пропан 2.1 – 9.5; бутан 1.9 - 9.1; пентан 1.4 – 7.8; гексан 1.2 – 7.5. В таблице 5.2 приведены взрывопожароопасные свойства товарной нефти.
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
88 Социальная ответственность
Таблица 5.2 – Взрывопожароопасные свойства товарной нефти Наименование вещества Относительная плотность паров и газов по воздуху Категория и группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р
51330.5-99 Температура, С Пределы взрываемост и, % объем Удельное объемное электрическое сопротивление, Ом
*м
Ми ним аль на я энергия зажигания, м
Дж
С
корос ть вы гора ни я,
кг/(м
2
*с
) вспышки воспламенения самовоспламенения нижний верхний Нефть товарная
(ЛВЖ)
1,55 по пропану) АТ менее
-18
-
200-
300
2,1 9,5 10 10
-10 15 0,25 по гексану) по гексану) по пропану) В таблице 5.3 приведены категории проектируемых производственных сооружений, классификация взрывоопасных зон. Таблица 5.3 – Взрывопожарная и пожарная опасность проектируемых производственных помещений и наружных установок Наименование помещений, наружных установок и оборудования Категория помещений и наружных установок по взр ыво пожарной и пожарной опасности по НПБ
1 Классификация взрывоопасных зон по ПУЭ По П
Б Класс зоны Категория и группа взрывоопасных смесей Насосная магистральной перекачки
А
н
2-й класс (В-1а) АТ 1
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
89 Социальная ответственность
5.9 Требования к мерам пожарной безопасности К требованиям пожарной безопасности относятся
выполнение защиты насосного оборудования и технологических трубопроводов от статического электричества
постоянный контроль загазованности внутреннего помещения НМП стационарными газоанализаторами СТМ–10, количество и расположение которых определено проектной документацией
обеспечена автоматическая система пожаротушения с подачей огнетушащей вспененой смеси воды и спецреагента;
контроль наружной площадки на загазованность предусматривается периодически переносными газоанализаторами типа СГГ-20Н;
технологические трубопроводы проложены надземно на несгораемых опорах
соединения трубопроводов выполнены сваркой, фланцевые соединения используются в местах установки арматуры ив местах присоединения к оборудованию. Основные требования, которые предъявляются к системам пожарной защиты быстрое обнаружение очага пожара. Далее необходимо пожар локализировать с последующим контролируемым выгоранием или тушением. На территории -------------------- функционирует система водо- и пенотушения. Тушение НМП и трубопроводов предусматривается воздушно- механической пеной средней кратности. Охлаждение строительных конструкций от деформации при воздействии высоких температур и ликвидация очагов возгорания осуществляется с помощью передвижной пожарной техники специализированным персоналом (ДПД, ПЧ -----------). Во избежание развития небольших аварий в аварии с тяжелыми последствиями, технический персонал должен быть готов к устранению небольших поломок, разгерметизации фланцевых соединений, свищей в трубопроводах и т.д. Для этой целина объекте необходимо иметь аварийный
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
90 Социальная ответственность
неснижаемый запас слесарного инструмента, комплект соответствующего размера ключей, пассатижей и т.д. Для ликвидации небольших загораний обслуживающий персонал до прибытия передвижных средств пожаротушения должен использовать первичные средства пожаротушения, находящиеся в пожарных щитах. В случае пожара персонал должен оценить сложившуюся ситуацию и действовать согласно Плану ликвидации аварии, с учетом технологического и технического состояния оборудования. 5.10 Первичные средства пожаротушения Первичные средства пожаротушения предназначены для ликвидации небольших очагов пожара в помещениях и на открытых площадках. Количество и состав первичных средств определенна основании требований
ППБ 01-03. Нормы комплектации пожарных щитов приведены в таблице 5.4. Таблица
5.4
– Нормы комплектации пожарных щитов
ЩП-
В немеханизированным инструментом и инвентарем
№ п/п Наименование первичных средств пожаротушения, немеханизированного инструмента и инвентаря Нормы комплектации
1 Огнетушители порошковые ОП) вместимостью, л/массой огнетушащего состава, кг
10/9 1
++
5/4 2
+
2 Лом
1
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
91 Социальная ответственность
Продолжение таблицы 5.4 3 Ведро
1 4 Асбестовое полотно, грубошерстная ткань или войлок (кошма, покрывало из негорючего материала)
1 5 Лопата штыковая
1 6 Лопата совковая
1 7 Ящик с песком
1
Примечания
1. Знаком "++" обозначены рекомендуемые к оснащению объектов огнетушители, знаком "+" - огнетушители, применение которых допускается при отсутствии рекомендуемых и при соответствующем обосновании.
5.11 Экологическая безопасность
Эксплуатацияпроектируемых объектов в нормальном режиме работы не будет сопровождаться загрязнением атмосферного воздуха. Загрязнение атмосферного воздуха может произойти в следующих случаях
1. При незапланированном закрытии (прикрытии) секущей задвижки на узле подключения к магистральному нефтепроводу --------------------- и несрабатывании блокировки на отключение насосов перекачки нефти в нефтепровод
2. При незапланированном закрытии (прикрытии) промежуточной задвижки (крана) на нефтепроводе «----------------------» и несрабатывании блокировки на отключение насосов перекачки нефти
3. При незапланированном закрытии задвижки на нефтепроводе после точки подключения походу нефти (на магистральном нефтепроводе.
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
92 Социальная ответственность
Предохранительные клапаны устанавливаются для обеспечения сброса нефти при незапланированном закрытии задвижки на нефтепроводе после точки подключения походу нефти и (или) повышении давления более норматива. Для приема сброса нефти с предохранительных клапанов устанавливаются подземные емкости объемом V=--- м типа --- -----------. Требуемый объем рассчитан на прием аварийного сброса в течение пяти минут при максимальной перекачке нефти. Откачка нефти из емкостей осуществляется погружными электронасосными агрегатами НВ-Е-50/50 во взрывозащищенном исполнении через существующий коллектор возврата нефти в существующие резервуары
-----------. Для исключения повышения давления в аварийных емкостях при сбросе нефти, на них устанавливаются дыхательные клапаны типа КДС-1500 со встроенными огнепреградителями. Производительность дыхательных клапанов выбрана по максимальному объему вытесняемых паров из емкостей нефтью при аварийном сбросе при объемной скорости поступления нефти в емкости ------ м
3
/час. Объём паров, вытесняемых из емкостей в течение пяти минут, составит ---- м. Количество загрязняющих веществ (углеводородов по пропану, загрязняющих атмосферу, составит ----- г/сек или ---- т/год (при аварийном сбросе нефти в ёмкости один разв квартал. Технические мероприятия, предусмотренные проектом для предотвращения загрязнения атмосферного воздуха
использование труб из материалов, соответствующих климатическим условиям района строительства
подземная укладка трубопроводов
герметизированная система транспорта нефти
контроль сварных соединений трубопроводов и оборудования
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
93 Социальная ответственность
защита трубопроводов от почвенной коррозии изоляцией
использование труб повышенной коррозионной стойкости
герметичность затвора задвижек по классу А ГОСТ 9544-93;
аварийные подземные емкости комплектуются насосными агрегатами с торцовыми уплотнениями, электродвигателями во взрывозащищенном исполнении
на дыхательных линиях подземных емкостей установлены дыхательные клапана с огнепреградителями.
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
94 Социальная ответственность
Заключение Входе выполнения работы были разработаны меры по модернизации существующей схемы откачки нефти св систему магистральных нефтепроводов --------- до требований ----------- Регламента -
------------» -------------. Входе разработки ключевых вопросов был обоснован выбор основного оборудования для площадки ЧРП. Также разработаны решения касающиеся выбора месторасположения площадки ЧРП. Было однозначно доказано что применение силовых устройств регулирования частоты вращения электродвигателей является значимым мероприятием для увеличения экономического эффекта в долгосрочной перспективе.
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
95 Заключение
Список использованных источников
1. Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ. Методические указания по выполнению практических работ для студентов очного обучения направления 130500. Томск Изд-во. ТПУ,
2012 – 41 с. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов учеб. пособие Уфа Изд-во УГНТУ, 2005.– 81 с
3. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов
/ А. А. Коршак, А. М. Нечваль; Под ред. А. А. Коршака. — СПб.: Недра,
2008. — 488 с
4. -------------------------------------
5. Шабанов В.А., Хакимов ЭФ, Шарипова С.Ф. Анализ коэффициента полезного действия магистральных насосов эксплуатируемых нефтепроводов при использовании частотно регулируемого электропривода в функции регуляторов давления // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело. 2013. №1. С. 324-333. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Shabanov/ Shabanov_16.pdf
6. Шабанов В.А., Кабаргина О.В., Павлова З.Х. Оценка эффективности частотного регулирования магистральных насосов по эквивалентному коэффициенту полезного действия // Электронный научный журнал
«Нефтегазовоедело». 2011.№6. С. URL: http://ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_8.pdf
7. Технологический регламент ----------------------------- версия -----, 2014 г
8. Валиев М.А.,Кутуков С.Е.,Шабанов В.А. Анализ использования электроэнергии при решении технологических задач перекачки нефти // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2003. №1. URL: http://ogbus.ru/authors/Valiev/Valiev_1.pdf
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
96 Список использованных источников
9. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций / Акбердин А.М. , Гумеров А.Г. — СПб.: Недра, 2001. — 470 с 10. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности 11. ПУЭ Правила устройства электроустановок 12. НПБ 105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности 13. ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации 14. СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы 15. ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов 16. ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений 17. РД 39-132-94 Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов 18. РД 09-364-00 Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах 19. СНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве 20. РД 75.000.00-КТН-079-10 Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций 21. РД 39-132-94 Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов 22. ГОСТ 12.1.003-83 Шум. Общие требования безопасности 23. ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации 24. РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-0 Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 97 Список использованных источников нефтеперекачивающих станций
25. ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений
26. Методическому указанию по определению выбросов загрязняющих веществ из резервуаров (государственный комитет РФ по охране окружающей среды. 1997 г. Москва.
27. Расчетные показатели для определения продолжительности строительства. Том 1. Расчетные показатели (графики) для определения продолжительности строительства предприятий, зданий и сооружений. Ассоциация "Стройнормирование". ЦНИИОМТП Госстроя СССР.-М.:
АПП ЦИТП, 1991 - 80 с.
28. -----------------------------------------------
29. --------------------------------------------
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
98 Список использованных источников
Приложение 1 Обзорная карта-схема места проведения работ Условные обозначения
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
99 Приложение 1
Приложение лист 1, листов 4
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
100 Приложение 2
Приложение лист 2, листов 4
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
101 Приложение 2
Приложение лист 3, листов 4
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
102 Приложение 2
Приложение 2 лист 4
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
103 Приложение 2
Приложение 3 Ситуационный план
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
104 Приложение 3
Приложение 4 Лист 1 листов 2 Таблица 6. Нормы технологического режима.
№ Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима номер позиции прибора на схеме Единицы измерения Допускаемые пределы технологических параметров Требуемый класс точности или погрешность измерительных приборов примечание НАСОСНАЯ МАГИСТРАЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКИ
1 Давление нефти на нагнетании Н
PISA-1-SP1 МПа При работе с
ЧРП Триол
----- прямой пуск
------
1,5 1р/2ч с записью в реж. журнале
2 Давление нефти на нагнетании Н
PISA - 2-SP1 МПа При работе с
ЧРП Триол
------ прямой пуск
-----
1,5 1р/2ч с записью в реж. журнале
3 Давление нефти на нагнетании Н
PISA-3-SP1 МПа При работе с
ЧРП Триол
------ прямой пуск
-----
1,5 1р/2ч с записью в реж. журнале
4 Давление нефти на нагнетании Н
PISA-4-SP1 МПа При работе с
ЧРП Триол
------ прямой пуск
-----
1,5 1р/2ч с записью в реж. журнале
5 Давление нефти на нагнетании Н
PISA-5-SP1 МПа При работе с
ЧРП Триол
------ прямой пуск
-----
1,5 1р/2ч с записью в реж. журнале
6 Давление нефти на приеме Н
PISA-1-SP2
КПа
--------
1,5
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
105 Приложение 4
Приложение 4 Лист 2 Продолжение таблицы 6 7 Давление нефти на приеме Н
PISA-2-SP2
КПа
------
1,5 8 Давление нефти на приеме Н
PISA-3-SP2
КПа
------
1,5 9 Давление нефти на приеме Н
PISA-4-SP2
КПа
------
1,5 10 Давление нефти на приеме Н
PISA-5-SP2
КПа
------
1,5 11 Температура подшипников насоса и подшипников электродвигателя, температура линии разгрузки насоса В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, В, Вне более 70 С
1 разв час с записью в сменном журнале
12 Температура сальников насоса В, В, В, В, В, В, В, В, В, Вне более 80 С
1 разв час с записью в сменном журнале
13 Уровень утечек с сальников насоса
LSA–1-LE1,
2-LE1, 3-LE1,
4-LE1, 5-LE1. мм Не более 130 мм постоянно
14 Перепад давления на фильтрах насоса
PDISA-1-SP3,
2-SP3, 3-SP3,
4-SP3, 5-SP3.
КПа
Не более 25
1,5 1р/2ч с записью в реж. журнале
15 Давление в трубопроводе Нефть от насосной магистральной перекачки
PISA-2711 МПа Не более 3,2
0,5%
1р/2ч с записью в реж. журнале
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
106 Приложение 4
Приложение 5 Технологическая схема подключения объектов нефтедобычи
к магистральным нефтепроводам на НПС
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
107 Приложение 5
Приложение 6 Определение выбросов загрязняющих веществ от технологического оборудования магистральной насосной перекачки В производственном помещении магистральной насосной установлены пять центробежных насосов ЦНС с торцевым уплотнением вала. Время работы насосов – ------ ч/год. Максимальный разовый выброс углеводородов, гс, от одной единицы технологического оборудования насосной определяется по формуле
, где Q = 0,06 – удельное выделение загрязняющих веществ через торцевые уплотнения, кг/час; сек 0,06 / 3,6 = 0,01667 гс Так как в работе НМП постоянно находятся не менее двух насосных агрегатов, результат следует увеличить вдвое. 2 · сек 0,03334 гс Годовые (валовые) выбросы от одной единицы оборудования (т/год) определяют по формуле год
Q
·
T
10 3
где T = 8040 – время работы насосов, ч/год. год
-------- =
0,26805 т/год
Таким образом, максимальный разовый и валовый выбросы углеводородов с учетом одновременной работы двух насосов составят 0.03334 гс и 0,268 т/год соответственно.
Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
108 Приложение 6
|
Скачать 2.66 Mb.