Текст книги "Безопасность и экологичность проекта"

4. Травмобезопасность проектируемого нефтепромыслового объекта

Ориентируясь на технологическую документацию проектируемого процесса или по ГОСТ 12.0.003, выявите потенциальные опасности, укажите класс условий труда по травмобезопасности (оптимальный, допустимый, опасный).

4.1. Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов

Незащищенные подвижные части машин и механизмов, движущиеся заготовки, материалы и др. повышают вероятность травмирования персонала. Перечислите опасные зоны, приведите их расчет или обоснование в соответствии с нормативными документами.

Пример. Машины и механическое оборудование имеют узлы и органы, представляющие опасность по следующим причинам:

• контакт работника с движущимися частями этих узлов и органов машины, нахождение работника в рабочей зоне машины;

• попадание в работника отлетающих из рабочей зоны кусков разрабатываемой породы, перемещаемых грузов и т. п.;

• потеря устойчивости машины, наезд машины на работника и др.

Границы опасных зон вблизи движущихся частей машин и оборудования определяются в пределах 5 м, если другие повышенные требования отсутствуют в паспорте или в инструкции завода-изготовителя. Движущиеся части машин и оборудования подлежат ограждению с обязательной проверкой его на динамическую прочность с учетом возможной ударной нагрузки, кг:

где m – масса отлетающей детали, кг; V – скорость отлетающей детали, м/с; R – расстояние вылета детали, м.

Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом, при гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопроводов после испытаний также определяют опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ (табл. 25, 26).

Таблица 25

Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом

Таблица 26

Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов

При монтаже и демонтаже агрегатов на буровой установке агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Расстояние между агрегатами – не менее 1 м.

В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты устанавливают на заранее подготовленной площадке, при этом соблюдая следующие расстояния:

• от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов – не менее 10 м;

• от блок-манифольдов до агрегатов – не менее 5 м;

• между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами – не менее 1,5 м.

При приготовлении и применении жидкости на углеводородной основе для воздействия на призабойную зону пласта опасная зона составляет не менее 25 м от устья скважины и емкостей.

При химических и тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта все емкости для кислоты и щелочи устанавливают на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. Расстояние между емкостями – не менее 1 м.

В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, превенторная сборка может не устанавливаться, но обвязка устья скважины должна согласовываться с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

При передвижке вышечно-лебедочного блока на новую точку (позицию), а также при ведении сложных аварийных работ на скважине должны быть прекращены все работы на соседних объектах. Персонал из опасной зоны (высота вышки плюс 10 м) должен быть удален (кроме тех, кто занят непосредственно производством работ).

На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования радиус опасной зоны составляет не менее 50 м.

При этом расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м.

Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.

При продувке скважины или участка нагнетательного трубопровода диоксидом углерода СО₂ находиться ближе 20 м от указанных участков не разрешается.

Вокруг нагнетательной скважины на период инициирования внутрипластового горения должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 25 м.

При обработке горячими нефтепродуктами установка для подогрева нефтепродукта должна располагаться не ближе 25 м от емкости с горячим нефтепродуктом.

Емкость с горячим нефтепродуктом следует устанавливать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с подветренной стороны.

При термохимической обработке призабойной зоны скважины с помощью пороховых зарядов (пороховые генераторы давления или аккумуляторы давления) необходимо соблюдать следующие меры безопасности:

• ящики с пороховыми зарядами должны храниться в помещении, запираемом на замок и расположенном на расстоянии не менее 50 м от устья скважины;

• члены бригады и другие лица, находящиеся на рабочей площадке (кроме непосредственных исполнителей), должны быть удалены на безопасное расстояние от устья скважины не менее чем на 50 м;

• передвижные установки депарафинизации устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м от другого оборудования;

• при пропаривании выкидного трубопровода запрещается подходить к нему и к устью скважины на расстояние менее 10 м;

• на скважине должны быть подготовлены площадки, удаленные от жилых и бытовых помещений не менее чем на 100 м, от устья скважины – 50 м;

• вокруг мест работы с взрывчатыми материалами и прострелочно-взрывной аппаратуры (ПВА) границы опасных зон равны:

♦ мест снаряжения ПВА – радиусом не менее 20 м;

♦ устья скважины – радиусом не менее 50 м.

При гидравлическом разрыве пласта радиус опасной зоны составляет не менее 50 м от зоны линий высокого давления.

На период инициирования внутрипластового горения опасная зона равна не менее 25 м либо рассчитывается по формуле

где r_о – радиус оторочки при прорыве горячей продукции в добывающие скважины, м; G_см – масса смеси прореагировавшего объема воздуха V, кг; С_см – удельная теплоемкость смеси, кДж/(кг · К); ρ_см – плотность смеси, кг/м³; С_п – удельная теплоемкость смеси в пластовых условиях, кДж/(кг · К); ρ_п – плотность смеси в пластовых условиях, кг/м³; G_п – масса воздуха объемом V, кг.

Для предварительных расчетов опасной зоны на период инициирования внутрипластового горения принимают: r_о равным расстоянию между нагнетательными и добывающими скважинами; ρсм = 0,93 кг/м³; С_см = 11,23 кДж/(кг · К); ρ_п = 4,95 кг/м³ ; С_п = 253 кДж/(кг · К).

Радиус опасной зоны для защиты людей, зданий, сооружений от поражающего и разрушающего действия воздушной волны между местами возможного взрыва (хранения взрывчатых материалов), нахождения людей и размещения охраняемых объектов при производстве взрывных работ рассчитывают и указывают в паспорте взрывных работ.

Пример. Определить расстояние r_разл, опасное для людей по разлету отдельных кусков породы при взрывании с помощью скважинных зарядов в карьере при следующих исходных данных:

коэффициент крепости взрываемых грунтов f = 12;

высота уступа H = 8 м;

диаметр взрываемой скважины d = 0,15 м;

число рядов скважин – 3.

Параметры сетки скважин:

• расстояние между скважинами в ряду а = 4,5 м;

• расстояние между рядами 5 м;

• длина заряда в скважине ℓ₃ = 6 м;

• глубина скважины L = 9,5 м;

• коэффициент заполнения скважины забойкой μ_заб = 1.

Решение. Коэффициент заполнения скважин взрывчатым веществом μ₃ равен отношению длины заряда в скважине ℓ₃ к глубине пробуренной скважины L:

Расчетное значение расстояния, опасного для людей по разлету отдельных кусков породы при взрывании скважинных зарядов,

При производстве взрывов на косогорах, а также в условиях превышения верхней отметки взрываемого участка над участками границы опасной зоны более чем на 30 м размеры опасной зоны r_разл в направлении вниз по склону увеличивают и безопасные расстояния R_разл, м, по разлету отдельных кусков породы составят:

где R_разл – опасное расстояние по разлету отдельных кусков породы в сторону уклона косогора или местности, расположенной ниже 30 м, считая от верхней отметки взрываемого участка; К_р – коэффициент, учитывающий особенности рельефа местности; при взрывании на косогоре:

где φ – угол наклона косогора к горизонту, град.

Пример. Определить безопасное расстояние по разлету отдельных кусков породы при взрывных работах на косогоре с углом наклона к горизонту φ = 30^о. Радиус опасной зоны r_разл = 250 м.

Решение. Коэффициент, учитывающий рельеф местности,

Безопасное расстояние по разлету отдельных кусков породы

При подводных взрывах критерием опасности для подводных сооружений и ихтиофауны является удельная энергия гидроударной волны (ГУВ). Расчетные безопасные значения удельной энергии Е_б по действию ГУВ на некоторые охраняемые объекты, ихтиофауну приведены в табл. 27.

Таблица 27

_{Расчетные безопасные значения удельной энергии} Е_б по действию ГУВ на некоторые охраняемые объекты

Таблица 28

Степень снижения удельной энергии ГУВ при локализации места взрыва пузырьковой завесой

При взрыве сосредоточенного накладного заряда радиус, м, опасной зоны определяют по формуле

где К – коэффициент, зависящий от свойств ВВ (для аммонита № 6 ЖВ К = 220, для тротила К = 270); В_е – степень снижения удельной энергии ГУВ при локализации места взрыва пузырьковой завесой (табл. 28), при отсутствии пузырьковой завесой В_е = 1); Q – масса накладного заряда, кг.

4.2. Требования безопасности к производственному оборудованию

Предусмотрите ограждения мест производства работ, возможных зон обрушения грунтов и опасных зон, а также обозначение границ опасных зон знаками в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026–2001. ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний. Знаки устанавливают из расчета видимости границы опасной зоны на закрепленных стойках для предотвращения опасности от их падения при проходе людей и передвижении транспортных средств, в темное время суток они должны быть освещены.

Сигнально-предупреждающую окраску выполните по ГОСТ 12.4.026– 2001. ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний, ГОСТ 12.2.058–81. ССБТ. Краны грузоподъемные. Требования к цветовому обозначению частей крана, опасных при эксплуатации.

Изложите требования безопасности к производственному оборудованию, сосудам и системам, работающим под давлением, подъемно-транспортным машинам и др.

Опишите приборы и устройства безопасности, а также спецодежду, спецобувь и другие СИЗ от механических опасностей.

Пример. Буровая установка должна быть укомплектована:

• ограничителем высоты подъема талевого блока;

• ограничителем допускаемой нагрузки на крюке;

• блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10 % выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;

• станцией (приборами) контроля параметров бурения (тип станции устанавливается заказчиком);

• приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 14 м, шириной не менее 2 м и стеллажами. При укладке труб должны использоваться специальные прокладки и боковые упоры. Высота укладки труб – не более 2 м, но не выше ширины стеллажа. Стеллажи должны иметь не менее двух проходов на приемный мост на каждой стороне. При высоте стеллажа ниже приемного моста подача труб на последний должна быть механизирована;

• оборудованием для приготовления, обработки, утяжеления, очистки, дегазации и перемешивания раствора, сбора шлама и отработанной жидкости при безамбарном бурении;

• устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему управления буровой установки;

• успокоителем ходового конца талевого каната;

• системами обогрева рабочих мест;

• блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ротора;

• приспособлением (поясом) для А-образных мачт и вышек с открытой передней гранью, предотвращающих падение устанавливаемых (установленных) за палец свечей;

• системой запасных и приемных емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией для контроля уровня жидкости в них;

• градуированной мерной емкостью для контролируемого долива скважины, оснащенной уровнемером для контроля заполнения скважины.

При производстве буровых работ основание буровой вышки должно обеспечивать возможность монтажа:

• противовыбросового оборудования на устье скважины и демонтажа основания при установленной фонтанной арматуре или ее части;

• стола ротора на уровне пола буровой, а также рационального размещения:

• средств автоматизации, механизации и пультов управления;

• обогреваемого подсвечника со стоком раствора;

• воздухо-, масло-, топливопроводов и средств системы обогрева;

• механизма крепления неподвижной ветви талевой системы;

• механизмов по изменению положения машинных ключей по высоте;

• механизма крепления рабочих и страховочных канатов машинных ключей;

• шурфов для наращивания, установки ведущей трубы и (при необходимости) утяжеленных бурильных труб;

• устройств по механизации установки ведущей трубы и утяжеленных бурильных труб в шурфы.

При этом буровая установка должна иметь блокировку, запрещающую пуск бурового насоса при закрытой шаровой задвижке на верхнем силовом приводе и подъем-опускание верхнего силового привода при отклоненных сверх нормы штропах.

4.3. Требования безопасности к производственным помещениям, зданиям и сооружениям нефтепромыслового объекта

Пример. Для учета ответственности зданий и сооружений, характеризуемой экономическими, социальными и экологическими последствиями их отказов, устанавливаются три уровня:

I – повышенный;

II – нормальный;

III – пониженный.

Повышенный уровень ответственности принимают для зданий и сооружений, отказы которых могут привести к тяжелым экономическим, социальным и экологическим последствиям (резервуары для нефти и нефтепродуктов вместимостью 10 000 м³ и более, магистральные трубопроводы, производственные здания с пролетами 100 м и более, сооружения связи высотой 100 м и более, а также уникальные здания и сооружения).

Нормальный уровень ответственности принимают для зданий и сооружений массового строительства (жилые, общественные, производственные, сельскохозяйственные здания и сооружения).

Пониженный уровень ответственности принимают для сооружений сезонного или вспомогательного назначения (небольшие склады и подобные сооружения).

4.4. Опасность поражения электрическим током

Охарактеризуйте применяемую электрическую сеть (рабочее напряжение, режим нейтрали) в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ). Укажите категории электроприемников по надежности электроснабжения (табл. 29, 30), класс помещения по степени опасности поражения электрическим током (без повышенной опасности, с повышенной опасностью, особо опасные, особо неблагоприятные), величины малого напряжения для питания ручного электрифицированного инструмента и переносных светильников.

Таблица 29

Категории электроприемников по надежности электроснабжения нефтепромысловых объектов в районах Крайнего Севера и местностях, приравненных к ним

Таблица 30

Категории электроприемников по надежности электроснабжения нефтепромысловых объектов других нефтедобывающих районов страны

При проектировании распределительных электросетей напряжением 6(10) кВ следует предусматривать:

• количество скважин, оборудованных УЭЦН, подключаемых к одной линии электропередачи, не более 12, а оборудованных УЭЦН и станками-качалками, а также газлифтных – не более 20;

• резервирование электроснабжения в электросетях 6(10) кВ нефтепромысловых объектов путем кольцевания и секционирования при помощи шкафов наружной установки с двумя воздушными вводами;

• электроснабжение кустов скважин при количестве в кусте более 5 скважин, оборудованных УЭЦН, а для районов Крайнего Севера и приравненных к ним районов, независимо от числа скважин, от двух линий электропередачи. При этом количество скважин, подключенных к одной линии, ограничивается только пропускной способностью линии, одна из которых может использоваться для питания буровых установок, задвижек трубопроводов, установок электрохимзащиты, резервного питания УПС, камер пуска скребка, опорных баз промысла, опорных пунктов бригад.

Перечислите возможные причины поражения электрическим током. Укажите допустимые значения напряжения прикосновения и токов при нормальном и аварийном режимах работы электроустановок на нефтепромысловом объекте.

Обоснуйте выбор методов, средств коллективной и индивидуальной защиты от поражения электрическим током.

Перечислите основные требования безопасности при работе машин вблизи воздушных линий электропередачи.

Произведите расчет защитного заземления, защитного зануления, защитного отключения.

4.5. Опасность статического электричества

Укажите причины и источники статического электричества в рабочей зоне. Дайте количественную оценку этого фактора на рабочих местах, опишите его опасность и сравните с допустимым уровнем. Скорости движения продуктов по трубам при определении диаметров технологических трубопроводов принимают по данным табл. 31.

Таблица 31

Рекомендуемые скорости движения продуктов по трубам

Предусмотрите мероприятия по уменьшению статического электричества.

4.6. Опасность атмосферного электричества

Определите интенсивность грозовой деятельности, ожидаемое в год количество поражений молнией объекта.

Укажите категорию молниезащиты, объект молниезащиты и требования к молниезащите.

Пример. В соответствии с нормативами установлены следующие категории для объектов горюче-смазочных материалов:

I категория – складские помещения для светлых нефтепродуктов в таре;

II категория – резервуары, пункты налива, открытые склады нефтепродуктов в таре, причалы, пирсы, нефтеловушки, трубопроводы;

III категория – насосные станции, лаборатории, водомаслостанции, склады тары, резервуарное маслохранилище.

4.7. Опасность разгерметизации сосудов и систем, работающих под давлением

Укажите причины разгерметизации сосудов и систем, работающих под давлением.

Определите количество и места установки гидроамортизаторов для защиты от гидроударов трубопровода.

Пример. Скорость течения топлива W = 1,7 м/с;

время распространения ударной волны t_ф = 0,52 с;

рабочее давление Р_р = 7 кгс/см²;

допустимое превышение давления ∆Р_доп = 5 кгс/см²;

диаметр трубопровода D_вн = 200 мм.

Определить необходимый объем гидроамортизаторов.

Решение. Начальное сжатие воздуха (газа) в гидроамортизаторе

Необходимый объем гидроамортизаторов для защиты от гидроударов трубопровода

4.8. Предупреждение аварийных ситуаций

Выявите возможные опасности, возникающие при аварийных режимах работы оборудования (тепловые и механические перегрузки, внезапное отключение электроэнергии и др.).

Пример. Авария на объекте магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов – это внезапный вылив или истечение нефти и нефтепродуктов в результате полного разрушения или частичного повреждения трубопровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемое одним или несколькими из следующих событий:

а) смертельный травматизм;

б) травмирование с потерей трудоспособности;

г) воспламенение опасной жидкости или взрыв ее паров;

д) загрязнение любого водостока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега;

е) объем утечки составил 10 м³ и более, а для легкоиспаряющихся жидкостей объем утечки превысил 1 м³ в сутки.

Аварийная утечка на объектах магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов возникает с истечением транспортируемых нефти и нефтепродуктов на трассе трубопровода, на территории или в помещениях магистральных насосных станций или резервуарных парков без признаков событий, указанных выше, но которая потребует проведения ремонтных работ для обеспечения безопасности дальнейшей эксплуатации объекта.

Пример. В зависимости от объема и площади разлива нефти и нефтепродуктов на местности, во внутренних пресноводных водоемах выделяются чрезвычайные ситуации следующих категорий:

• локального значения – разлив от нижнего уровня разлива нефти и нефтепродуктов (определяется специально уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области охраны окружающей среды) до 100 т нефти и нефтепродуктов на территории объекта;

• муниципального значения – разлив от 100 до 500 т нефти и нефтепродуктов в пределах административной границы муниципального образования либо разлив до 100 т нефти и нефтепродуктов, выходящий за пределы территории объекта;

• территориального значения – разлив от 500 до 1 000 т нефти и нефтепродуктов в пределах административной границы субъекта Российской Федерации либо разлив от 100 до 500 т нефти и нефтепродуктов, выходящий за пределы административной границы муниципального образования;

• регионального значения – разлив от 1 000 до 5 000 т нефти и нефтепродуктов либо разлив от 500 до 1 000 т нефти и нефтепродуктов, выходящий за пределы административной границы субъекта Российской Федерации;

• федерального значения – разлив свыше 5 000 т нефти и нефтепродуктов либо разлив нефти и нефтепродуктов вне зависимости от объема, выходящий за пределы государственной границы Российской Федерации, а также разлив нефти и нефтепродуктов, поступающий с территорий сопредельных государств (трансграничного значения).

В зависимости от объема разлива нефти и нефтепродуктов на море выделяются чрезвычайные ситуации следующих категорий:

• локального значения – разлив от нижнего уровня разлива нефти и нефтепродуктов (определяется специально уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области охраны окружающей среды) до 500 т нефти и нефтепродуктов;

• регионального значения – разлив от 500 до 5 000 т нефти и нефтепродуктов;

• федерального значения – разлив свыше 5 000 т нефти и нефтепродуктов.

Предложите методы и устройства предупреждения аварийных ситуаций.

Пример. В производственных помещениях устанавливают по одному датчику довзрывоопасных концентраций газов и паров на каждые 100 м² площади заглубленных помещений и в приямках с технологическим оборудованием в пределах территории взрывопожароопасной установки.

Предупреждающую и аварийную световую и звуковую сигнализацию устанавливают от каждого или от группы датчиков в помещениях управления и аварийную сигнализацию – на пульте дежурного газоспасательной службы.

Для обеспечения устойчивости работы объекта предусмотрите необходимый резерв важнейших видов оборудования, электродвигателей, комплектующих изделий и запасных частей, а также материалов для ремонта и технического обслуживания машин.

Предусмотрите аварийный запас СИЗОД соответствующих типов и марок. Количество фильтрующих аварийных противогазов для каждого объекта комплектуется из расчета 3–5 комплектов соответствующих марок. В каждом комплекте должен быть набор шлем-масок всех размеров. Количество шланговых аварийных противогазов должно быть не менее двух комплектов.

План по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов с учетом максимально возможного объема разлившихся нефти и нефтепродуктов определяют для следующих объектов:

• нефтеналивное судно – 2 танка;

• нефтеналивная баржа – 50 % ее общей грузоподъемности;

• стационарные и плавучие добывающие установки и нефтяные терминалы – 1 500 т;

• автоцистерна – 100 % объема;

• железнодорожный состав – 50 % общего объема цистерн в железнодорожном составе;

• трубопровод при порыве – 25 % максимального объема прокачки в течение 6 ч и объем нефти между запорными задвижками на порванном участке трубопровода;

• трубопровод при проколе – 2 % максимального объема прокачки в течение 14 дней.

План по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов включает:

• прогнозирование возможных разливов нефти, нефтепродуктов и газоводонефтепроявлений (ГНВП);

• количество сил и средств, необходимых для ликвидации чрезвычайных ситуаций (ЧС), связанных с разливом нефти, нефтепродуктов, ГНВП, соответствие имеющихся на объекте сил и средств задачам ликвидации и необходимость привлечения профессиональных аварийно-спасательных формирований;

• организацию взаимодействия сил и средств;

• состав и дислокацию сил и средств;

• организацию управления, связи и оповещения;

• порядок обеспечения постоянной готовности сил и средств с указанием организаций, которые несут ответственность за их поддержание в установленной степени готовности;

• связь и сигнализацию, а также систему взаимного обмена информацией между организациями по ликвидации разлива нефти, нефтепродуктов и ГНВП;

• географические, навигационно-гидрографические, гидрометеорологические и другие особенности района разлива нефти и нефтепродуктов, которые учитываются при организации и проведении операции по его ликвидации;

• первоочередные действия при получении сигнала о ЧС;

• обеспечение безопасности населения и оказание медицинской помощи;

• график проведения операций по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;

• организацию материально-технического, инженерного и финансового обеспечения операций по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов.

Пример. Нефтепромысловые объекты должны обеспечиваться следующими видами связи и сигнализации (табл. 32):

• общепроизводственной телефонной связью;

• внутрипроизводственной диспетчерской, директорской связью;

• распорядительно-поисковой и громкоговорящей связью;

• передачей данных;

• радиофикацией;

• охранной и пожарной сигнализацией.

Для руководства и управления работой подразделений, служб и предприятий нефтедобычи предусматривают общепроизводственную связь – автоматическую по коммутируемым телефонным каналам.

Емкость автоматических телефонных станций определяется количеством включаемых абонентских точек с учетом перспективы развития данного района, в соответствии со схемой развития нефтедобывающей промышленности.

Телефонные станции ЦПС, УПН должны иметь соединительные линии с телефонными станциями ЦДНГ или НГДУ.

Количество соединительных линий следует принимать:

• при емкости АТС 50 номеров 7 односторонних или 5 двухсторонних;

• при емкости 100 номеров 11 односторонних или 7 двухсторонних;

• при емкости 200 номеров 15 односторонних.

Внутрипроизводственная связь обеспечивает обмен информацией обслуживающего персонала, непосредственно управляющего технологическими процессами.

Для передачи информации между абонентами, имеющими постоянные технологические связи, предусматривают диспетчерскую связь по некоммутируемым телефонным проводным и радиоканалам связи, которая обеспечивает:

• связь диспетчеров ЦДНГ и ЦПС (УПН) с диспетчером НГДУ;

• связь диспетчеров ЦДНГ и ЦПС между собой;

• связь диспетчера ЦПС с диспетчером сооружений, принимающих нефть, газ и др. продукты с ЦПС или УПН;

• связь диспетчера ЦПС (УПН) с объектами этих сооружений;

• связь диспетчера ЦДНГ с опорными пунктами бригад по добыче нефти и газа;

• радиосвязь опорного пункта бригады с операторами бригады.

Для обеспечения передачи информации между узким кругом абонентов, имеющих постоянные административные связи (руководитель, главный инженер ЦДНГ, ЦПС и др.), предусматривают директорскую связь.

Таблица 32

Виды связи и сигнализации

Для передачи массовой информации от общегосударственной сети и односторонней распорядительной информации от центрального усилителя на ЦПС (УПН) и ЦДНГ предусматривается сеть радиофикации и радиопоисковой связи. Радиофикацией оборудуют все помещения с постоянным присутствием дежурного персонала.

Расчет необходимого количества сил и средств проведите с учетом:

• максимально возможного объема разлившихся нефти и нефтепродуктов;

• площади разлива;

• года ввода в действие и года последнего капитального ремонта объекта;

• максимального объема нефти и нефтепродуктов на объекте;

• физико-химических свойств нефти и нефтепродуктов;

• влияния места расположения объекта на скорость распространения нефти и нефтепродуктов и возможности их попадания в морские и речные акватории, во внутренние водоемы;

• гидрометеорологических, гидрогеологических и других условий в месте расположения объекта;

• возможности имеющихся на объекте сил и средств, а также профессиональных аварийно-спасательных формирований, дислоцированных в регионе (при условии их письменного согласия на участие в ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов);

• наличия полигонов по перевалке, хранению и переработке нефтяных отходов;

• транспортной инфраструктуры в районе возможного разлива нефти и нефтепродуктов;

• времени доставки сил и средств к месту чрезвычайной ситуации;

• времени локализации разлива нефти и нефтепродуктов, которое не должно превышать 4 ч при разливе в акватории и 6 ч при разливе на почве.

Пример. Рассчитать время распространения пятна нефтепродукта по акватории реки и места установки боновых заграждений при следующих исходных данных:

время с момента аварийного разлива до поступления сигнала на пункт связи Т₀ = 2 ч;

время на сборы и подготовку аварийной бригады Т_сб = 1 ч;

время в пути аварийной бригады до места аварии Т_п1 = 1ч;

время закрытия двух задвижек Т_з = 1,5 ч;

средняя скорость течения реки у перехода v_ср = 0,3 м/с;

время движения технических средств до места установки боновых заграждений Т_п2 = 1,5 ч;

расчетное время установки комплекта боновых заграждений (пять секций) Т_б.з = 4 ч.

Решение. Время распространения нефтепродукта Т₁ по рекам с момента аварии до закрытия задвижек оценивают как сумму следующих составляющих:

За время Т₁ пятно нефтепродукта распространится от места аварии вниз по течению реки на расстояние

где 1,28 – коэффициент, учитывающий неравномерность распределения скоростей течения реки по ее глубине; v_ср – средняя скорость течения реки у перехода, км/ч.

Для определения места установки боновых заграждений оценим время Т₂ с момента аварии на переходе до прибытия аварийной бригады и окончания установки боновых заграждений.

Допуская, что для установки боновых заграждений аварийная бригада выезжает одновременно с бригадой по перекрытию задвижек на месте аварии, то время Т₂ составит: