Яковлев В.В. Экологическая безопасность, оценка риска

Подождите немного. Документ загружается.

181

БТС обеспечивает:

- создание нового, независимого и экономически перспективного экс-

портного направления через российский нефтеналивной терминал на

Балтийском море;

- укрепление влияния России в Прибалтийском регионе;

- налоговые поступления в бюджет. По оценкам, за 20 лет эксплуатации

первой очереди БТС в казну поступит около 400 млн. долл. США (в том

числе в федеральный бюджет

до 100 млн. долл. и в региональные бюд-

жеты до 300 млн. долл.). При этом большая их часть (259,6 млн. долл.)

поступит в виде налогов и отчислений в бюджет Ленинградской облас-

ти;

- привлечение инвестиций в топливно-энергетический комплекс;

- увеличение транзита нефти из стран СНГ через Россию.

Основные показатели БТС приведены в табл. 10.1.3.

Транспортировка

нефти по системе БТС позволит отказаться от до-

рогостоящих услуг транзитных государств. Транспортные затраты компа-

ний-грузоотправителей по маршрутам БТС на 3 - 4 долл. США за 1 тонну

ниже, чем затраты по маршрутам через Вентспилс (Латвия) и Одессу (Ук-

раина).

Проект будет реализуется поэтапно.

На первом этапе предусматривалось создание нового транспортного

направления мощностью 12

млн. тонн в год за счет использования сущест-

вующей системы магистральных нефтепроводов "Транснефти", строитель-

ства лупингов на действующем нефтепроводе Ярославль - Кириши и ново-

го нефтепровода на участке Кириши - Приморск с нефтяным терминалом в

Финском заливе. Стоимость этого проекта оценивается в

460,2 млн. долл. США.

Таблица 10.1.3.

Основные показатели первой очереди БТС.

№№

п/п

Наименование показателя

Единица

измерения

Значение

показате-

ля

1 Мощность трубопровода Кириши-Приморск млн.т/год 12

Протяженность новых трубопроводов

км. 453,3

3 Инвестиционные издержки.

В том числе:

Магистральный нефтепровод Ярославль-Кириши

Магистральный нефтепровод Кириши-Приморск

Нефтеналивной терминал в Приморске

млн. долл. 460,2

127,4

163,2

169,6

4 Директивная продолжительность строительства

(ориентировочная)

мес. 18

5 Срок окупаемости лет 12

182

№№

п/п

Наименование показателя

Единица

измерения

Значение

показате-

ля

6 Поступления в бюджет.

Всего:

В том числе:

в Федеральный бюджет

в Местные бюджеты

млн. долл.

401,5

106,0

295,5

Вторая очередь строительства ВТС предусматривала повышение

объемов транспортируемой нефти до 30 млн. тонн в год, что требовало

строительства дополнительной трубопроводной системы с внутренним

диаметром трубы 1000 мм и дополнительных систем обеспечения перекач-

ки нефти.

Третья очередь рассчитана на повышение объема транспортируемой

нефти до 62 млн. тонн в год с использованием трубопроводной системы

первой и

второй очереди строительства.

Рис. 10.1.3. Схема Балтийской трубопроводной системы.

Порт «Приморск»

Кириши

Ярославль

Палкино

53 млн.т.

12 млн.т.

18 млн.т.+32 млн.т.

12 млн.т.

183

Гидравлические удары в трубопроводах.

Большие внутренние напряжения в стенках трубопроводов и техно-

логических аппаратов могут возникать в результате резкого торможения

движущегося потока жидкости, т.е. в результате так называемого гидрав-

лического удара.

Воздействию гидравлических ударов чаще всего подвержены трубо-

проводы и насосы. Гидравлические удары возникают обычно в результате

быстрого закрытия

или открытия вентилей на трубопроводах, при больших

пульсациях подаваемой насосами жидкости, при резком изменении давле-

ния на конкретном участке трубопровода.

Величину ∆Р, на которую повысится давление в трубопроводе при

гидравлическом ударе, можно определить по формуле Н.Е. Жуковского:

wcP

∆

⋅

⋅=∆

, (10.1.2)

где ρ

- плотность жидкости, кг/м

;

с – скорость распространения ударной волны по трубе, м/с;

∆w – изменение скорости движения жидкости, м/с.

Скорость распространения ударной волны может быть определена из

следующего выражения:

)1(

⋅+⋅

, (10.1.3)

где d – внутренний диаметр трубопровода, м;

δ - толщина стенки трубопровода, м;

E – модуль упругости материала трубопровода, Па ;

– модуль упругости жидкости, Па.

Модуль упругости жидкости – величина, обратная коэффициенту ее

сжимаемости.

Пример 10.1.1.

Определить силу гидравлического удара при быстром закрытии за-

движки трубопровода, имеющем наружный диаметр 1020 мм и толщину

стенки (табл. 10.1.1) 15.3 мм. По трубопроводу перекачивают нефть плот-

ностью 850 кг/м

со скоростью 4.5 м/с при рабочем давлении 7.5 МПа.

Модуль упругости нефти Е

= 1.324⋅10

Па.

Модуль упругости стали Е = 206.01⋅10

Па,

Решение.

Внутренний диаметр трубопровода d = 1.020-2⋅0.0153 =0.9894 м.

Подставив соответствующие значения величин в формулу (10.1.3),

получим:

184

смс /59.1222

1001.2060153.0

101359894.0

1850

81.910135

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

⋅⋅

+⋅

⋅⋅

Приращение давления от гидравлического удара будет равно:

(

)

МПаwcP

69.405.459.1222850

≈

−

⋅

⋅=∆

⋅

⋅=∆

Такое избыточное над рабочим давление с вероятностью, близкой к

единице, может вызвать разрыв трубопровода.

Резервуарные парки хранения представляют собой сложные инже-

нерно-технические потенциально опасные объекты. Устройство типового

наземного резервуара для хранения светлых нефтепродуктов приведено на

рис. 10.1.4.

Наиболее распространены стальные вертикальные цилиндрической

формы резервуары РВС-5000, РВС-10000, РВС-20000. Кроме того, разра-

ботаны

и применяются типовые проекты стальных резервуаров объемом от

50000 м

, до 100000 м

Основные параметры стальных резервуаров приведены в табл. 10.1.4.

Для резервуаров, расположенных в обваловании, интенсивность ава-

рий оценивается величиной 10

-5

1/год при площади обвалования менее

1500 м

Таблица 10.1.4.

Основные габаритные параметры резервуаров, рассчитанных на вет-

ровую нагрузку до 10 МПа и снеговую нагрузку до 20 МПа.

Толщина стенки по поясам, мм.

Вместимость,

Диаметр,

м.

Высота

стенки, м.

1 2 3 4

700 10.43 8.94 4 4 4 4

1000 10.43 11.92 4 4 4 4

3000 18.9 11.92 6 6 6 6

5000 20.92 14.9 9 7 7 7

20000 39.90 17.88 16 13 12 12

30000 45.6 17.9 15 14 13 11

50000 60.7 17.9 17 16 14 13

100000 88.7 17.9 16 14 14 14

Особую значимость имеют средства защиты резервуаров от разрядов

статического электричества и вторичного воздействия грозовых разрядов.

Например, расчетное значение вероятности возникновения в зоне резер-

вуара РВС-20000 взрыва или пожара вследствие удара молнии (в течение

года) при надежности системы молниезащиты на уровне 0.95 составляет

примерно 2.9⋅10

-4

. Все резервуары вместимостью 5000 м

и более обору-

дуются стационарными системами пожаротушения и охлаждения.

Для сообщения внутреннего пространства резервуара с атмосферой

служит так называемый дыхательный клапан, который (рис. 10.1.5) пред-

185

ставляет собой литую металлическую коробку, в которой размещены два

клапана. Клапан 2 открывается при повышении давления в паровом про-

странстве и обеспечивает возможность выхода паровоздушной смеси в

атмосферу. Клапан 1 открывается при разряжении и дает возможность воз-

духу войти в резервуар.

Рис. 10.1.4. Оборудование резервуара для светлых нефтепродуктов.

На рис. 10.1.4 приняты обозначения: 1 – люк световой; 2 – вентиляционный пат-

рубок; 3 – предохранитель огневой; 4 – канал дыхательный; 5 – люк замерный; 6 – при-

бор для замера уровня; 7 – люк-лаз; 8 – кран сифонный; 9 – «хлопушка» (предохрани-

тельное устройство утечки нефтепродукта при повреждении приемо-раздаточных тру-

бопроводов; 10 – приемо-раздаточный патрубок; 11 – перепускное устройство; 12 –

управление «хлопушкой»; 13 – клапан предохранительный.

186

Рис. 10.1.5. Дыхательный механический клапан резервуара.

1 – клапан вакуума; 2 – клапан давления; 3 – крышка; 4 – прокладка;

5 – сетка; 6 – обойма сетки.

Чтобы предотвратить возможность проникновения разлившегося в

случае аварии нефтепродукта за пределы резервуарного парка, вводят до-

полнительные земляные или бетонные валы (производят обвалование ре-

зервуаров) и строят отводные канавы. Объем обвалования должен быть на

20% больше объема резервуара.

Согласно СНиП 11-106-79 в парке резервуары размещают группами

или каждый резервуар отдельно в зависимости от

объема хранящегося

нефтепродукта. Общий объем группы резервуаров с плавающими крыша-

ми или с понтонами не должен превышать 120000 м

, а объем резервуаров

со стационарными крышами - 80000 м

(при хранении легковоспламеняю-

щихся жидкостей) или 120000 м

(при хранении горючих жидкостей).

В резервуарных парках хранения нефтепродуктов предусматривают

систему аварийного слива. Пример такого оборудования показан на рис.

10.1.6.

187

Рис. 10.1.6. Схема аварийного слива нефтепродуктов из резервуара

постоянного по высоте профиля с использованием инертных газов.

1 - освобождаемый от нефтепродукта резервуар; 2, 4, 5, 6, 7 - задвижки; 3 - ма-

нометр; 8 - гидравлический затвор; 9 - аварийная емкость; 10 - приемная горловина; 11

- дыхательная линия.

При перекачке высоковязкой и быстро застывающей нефти, а также

некоторых марок мазута и масел применяют их подогрев на перекачечных

станциях и в специальных промежуточных пунктах подогрева.

Наиболее характерными авариями в резервуарных парках хранения

нефтепродуктов являются пожары в резервуарах, пожары разлития, взры-

вы паровоздушных смесей в резервуарах и в открытом пространстве.

При

этом возможно развитие аварии по принципу «домино», когда пожар в од-

ном резервуаре провоцирует возгорание или взрыв соседнего резервуара.

Типовая картина пожара в резервуарном парке хранения нефтепро-

дуктов показана на рис. 10.1.7.

188

Рис. 10.1.7. Схема пожара в резервуарном парке.

Заштрихованная область – площадь разлития и пожара (∼13 000 м

.), 1- обвало-

вание, 2, 3, 4 – развернутая взрывом стенка резервуара, его днище и сброшенная крыша

резервуара, 5 – эстакада трубопроводов, 6 – узел задвижек, 7 – операторная.

Пожары в резервуарных парках хранения нефтепродуктов являются

следствием нарушения условий эксплуатации резервуаров или технологи-

ческого оборудования, нарушением техники безопасности при выполнении

огнеопасных операций и могут быть результатом стихийных бедствий, на-

пример, разрядов атмосферного электричества.

Наземное хранение газа.

Для снабжения газом крупных потребительских центров необходимо

обеспечить подачу газа в требуемом количестве

и под постоянным давле-

нием.

В промышленности эксплуатируются различные емкости для хране-

ния сжиженных и сжатых газов. Безопасность эксплуатации емкостей оп-

ределяется их конструктивной прочностью. Однако аварии на таких объек-

тах могут возникать вследствие недостатков существующей системы кон-

троля и мониторинга состояния конструкций, а также отсутствия исчерпы-

вающей нормативно-технической документации

Аварии резервуаров большой емкости чреваты тяжелыми последст-

виями, связанными с поражением людей, разрушением промышленных

объектов, загрязнением окружающей среды вследствие разлива продукта,

его испарения, возгорания или взрыва облака газовоздушной смеси.

189

Особую опасность представляют изотермические резервуары для

хранения сжиженных газов при температурах от минус 33°С до минус

160°С, представляющие собой крупные инженерные сооружения диамет-

ром 15…46 м, высотой 20…35 м и объемом 10000…50000 м

, содержащие

до 30000 тонн легковоспламеняющихся жидкостей и горючих газов. По-

следствия аварий таких резервуаров могут быть сравнимы с последствия-

ми аварий на атомных электростанциях.

Согласно «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов,

работающих под давлением», используется следующая терминология.

Сосуд – герметически закрытая емкость, используемая для хранения,

транспортировки сжатых, сжиженных и растворенных газов и

жидкостей

под давлением, а также ведения тепловых и химических процессов.

Цистерна – сосуд, установленный на раму железнодорожного вагона

или шасси автомобиля (прицепа).

Баллон – сосуд, работающий под давлением и имеющий одну или

две горловины для ввертывания вентилей, штуцеров или пробок.

Бочка – цилиндрический сосуд, который можно перекатывать и ус-

танавливать на торцы.

В отечественном

резервуаростроении проектируют, возводят и экс-

плуатируют стальные вертикальные цилиндрические резервуары, емкость

которых меняется в пределах от 100 м

до 30000 м

, шаровые и горизон-

тальные резервуары и газгольдеры для различных продуктов, мокрые и су-

хие газгольдеры для газов.

Возводимые резервуары по прочности должны выдерживать ветро-

вые нагрузки до 0.85 кПа, снеговые нагрузки на крышу или верхнее по-

крытие до 2 кПа, внутреннее давление в газовом пространстве – также до 2

кПа.

Сжиженные газы под давлением 0.25…2.5

кПа хранят в шаровых ре-

зервуарах объемом 600…2000 м

. Толщины стенок резервуаров, в зависи-

мости от их размеров и рабочего давления, колеблются от 16 до 40 мм.

Например, в районе г. Тобольска Тюменской области вертикальный

резервуар емкостью 10000 м

для хранения сжиженного этилена (темпера-

тура кипения - 104°С) имеет двустенную конструкцию. Внутренняя обо-

лочка выполнена из 11 поясов с шириной листа 2 м. Высота оболочки

22.37 м, диаметр 22.87 м. Толщина листов первого и второго (нижних)

поясов равна 12 мм, остальных – 10 мм. Высота налива сжиженного газа

плотностью 560 кг/м

равна 21.8 м. Внешняя теплоизоляционная оболочка

представляет собой слой перлита плотностью 200 кг/м

и толщиной 100 см.

Масса крыши, опертой на оболочку, составляет 54 т. Внешняя защитная

оболочка имеет высоту 24.48 м, диаметр 24.87 м. Обе оболочки выполнены

из стали 0Н6 с расчетным сопротивлением 334 МПа.

Другие резервуары емкостью 30000 м

(одностенные и двустенные)

предназначены для хранения сжиженных нефтяных и природных газов при

190

температуре от - 15°С до - 60°С, а также сжиженных пропилена при тем-

пературе - 47°С, этилена при температуре - 104°С, аммиака при темпера-

туре - 34°С, кислорода при температуре - 183°С и азота при температуре

минус 196°С.

Показатели некоторых вертикальных изотермических и шарообраз-

ных резервуаров приведены в табл. 10.1.5, табл. 10.1.6, табл. 10.1.7.

Для хранения

газов применяются также естественные подземные

пустоты или комплексы, совмещенные с разработкой минералов.

Примером такого комплекса является предприятие подземного хра-

нения газа (ПХГ) и производства поваренной соли «Экстра» на базе Сере-

говского месторождения (республика Коми). Комплекс должен произво-

дить от 360000 до 510000 тонн соли в год и обеспечить хранение газа с ак-

тивным

объемом 1 млрд. м

производительностью 30⋅10

/сутки.

Подобные хранилища необходимы для регулирования сезонной не-

равномерности потребления газа, компенсации пикового расхода и обеспе-

чения надежного газоснабжения.

Таблица 10.1.5.

Характеристики вертикальных изотермических резервуаров.

Полный объем, м

1000 5000 10000 20000 30000

Вместимость, тыс. м

0.8 4.8 8.8 15 29.1

Наружный диаметр, м 13.3 21.8 24.3 36.0 -

Внутренний диаметр, м 10.4 19.4 22.8 34.2 35.5

Высота наружной стен-

ки, м

13.0 18.0 23.85 17.55 -

Высота внутренней

стенки, м

8.9 16.4 22.35 14.7 29.9

Масса резервуара, т 77 226 416 714 685

Таблица 10.1.6.

Показатели шаровых (сферических) резервуаров.

Объем резервуара, м

600 2000

Избыт. давление, МПа 0.6 1.8 0.6 1.6

Диаметр, м 10.5 10.5 16.0 16.0

Масса резервуара, т 56.2 116.5 142.0 277.0

Таблица 10.1.7.

Показатели вертикальных резервуаров высокого давления (диаметр 3.2 м).

Объем резервуара, м

50 100

Избыт. давление, МПа 0.4 0.8 1.25 0.4 0.8 1.25

Рабочий объем, м

49.3 49.3 49.3 97.6 97.6 97.6

Высота, м 7.2 7.2 7.2 13.2 13.2 13.2

Масса резервуара, т 5.59 7.23 8.27 9.61 13.18 15.19