Диссертация (1172859), страница 31
Текст из файла (страница 31)
А.4 [93].Тип автоматических извещателей должен приниматься с учетом первичныхпризнаков пожара (тепло, дым, пламя), а размещение должно быть выполнено в соответствии с действующими нормативными документами.Ручные пожарные извещатели устанавливаются независимо от наличия извещателей автоматической пожарной сигнализации.Ручные пожарные извещатели следует предусматривать для следующих объектов:179– зданий, сооружений, помещений – в соответствии с требованиями [93];– в резервуарных парках склада СУГ и наружных установках – по внешнему периметру резервуарного парка на расстоянии не более чем через 100 м один от другого, по периметру границы наружной установки, на расстоянии не более 5 м от защитного ограждения резервуарных парков и от границ наружных установок;– на железнодорожных сливоналивных эстакадах СУГ – вдоль эстакад через 100м один от другого, но не менее двух на каждую эстакаду (у лестниц для обслуживания эстакад), на расстоянии не более 20 м от эстакады;– у пешеходных дорожек территории склада СУГ на расстоянии не более 100 м другот друга.Размещение ручных пожарных извещателей на территории склада СУГ следуетпредусматривать на окрашенных в сигнальный цвет столбиках таким образом, чтобынажимной узел (тревожная кнопка) был расположен на высоте не более 1,5 м от уровняземли и были обеспечены свободный доступ к ним и достаточная освещенность.Ручные пожарные извещатели должны иметь степень защиты в соответствии стребованиями [144].В местах, где существует опасность механического повреждения пожарного извещателя, должна быть предусмотрена защитная конструкция, не влияющая на егоработоспособность и эффективность обнаружения загорания.Системы пожарной сигнализации должны обеспечивать подачу светового и звукового сигналов о возникновении пожара на приемно-контрольное устройство в помещении дежурного персонала или на специальные выносные устройства оповещения.Приемная станция должна обеспечивать выдачу сигнала на остановку технологического оборудования в очаге пожара и включение соответствующих систем противопожарной защиты.Склады СУГ должны быть оснащены системой обнаружения утечек газа и паровСУГ, обеспечивающей непрерывный автоматический контроль воздушной среды в производственных помещениях, в зонах хранения СУГ и приема-отпуска СУГ (эстакадах).Система обнаружения утечек газа и паров СУГ должна обеспечивать выполнение следующих функций:– обнаружение опасных концентраций горючих газов или паров СУГ;180– включение тревожной сигнализации и соответствующих систем противопожарной и противоаварийной защиты.Места установки и количество автоматических сигнализаторов довзрывоопасных концентраций (датчики системы обнаружения утечек горючих газов и паровСУГ) определяются в проекте, исходя из требования максимально быстрого обнаружения утечек горючих газов и паров.Сигнализаторы довзрывоопасных концентраций должны размещаться в зависимости от условий на каждом конкретном участке и иметь уставку на уровнях 20 % и50 % от НКПР горючего газа по [22].Сигнализаторы довзрывоопасных концентраций должны устанавливаться в местах вероятного выделения и скопления горючих газов и паров на следующих объектах предприятия:– в резервуарных парках товарных, сырьевых и промежуточных складов СУГ;– в производственных помещениях категорий А, Б;– в помещениях продуктовых насосных;– в открытых насосных и у отдельно размещенного оборудования с наличием СУГ;– на наружных установках категорий АН, БН;– на железнодорожных сливоналивных эстакадах СУГ.Сигнализаторы довзрывоопасных концентраций должны обеспечивать подачу предупредительного светового и звукового сигналов по месту и в помещение операторнойсклада при концентрации 20 %, а аварийного сигнала – при концентрации 50 % от НКПР.При получении аварийного сигнала (50 % от НКПР) от сигнализаторов довзрывоопасных концентраций дополнительно должен выдаваться сигнал для прекращения технологических операций процесса хранения СУГ и сливоналивных технологических операций на эстакаде до выявления причин загазованности и их устранения.Возврат технологического оборудования в рабочее состояние после срабатывания систем защиты должен выполняться персоналом склада, имеющим соответствующий допуск на проведение указанных операций.Система обнаружения утечек газа и паров СУГ в производственных помещениях одновременно с подачей предупредительного сигнала должна подавать команду на включение аварийной вентиляции, а при аварийном сигнале – на остановку оборудования.181Сигнализаторы довзрывоопасных концентраций должны быть во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категориям и группам взрывоопасных смесей.Технические характеристики и условия монтажа сигнализаторов довзрывоопасных концентраций и сигнальной аппаратуры должны обеспечивать их работоспособность в возможном диапазоне температур окружающей среды (климатической зоне)при нормальной эксплуатации.182ГЛАВА 3ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ МОРСКИХСТАЦИОНАРНЫХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПЛАТФОРМК особо опасным, технически сложным производственным объектам, следуетотнести объекты обустройства морских углеводородных месторождений.Проведение интенсивных разведывательных и научно-исследовательских работв области нефтегазодобычи является самым перспективным направлением в поиске иосвоении новых месторождений, в том числе морских запасов энергоресурсов, расположенных на континентальном шельфе.Для освоения морских углеводородных месторождений используются различные нефтегазодобывающие установки.
Наряду с их успешной эксплуатацией, история мировой морской нефтегазодобычи насчитывает ряд крупномасштабных аварий,которые показали, что аварийные ситуации, возникающие в процессе работ по бурению, добыче, подготовке и переработке добываемой продукции, а также при транспортировке нефти и газа, могут привести к большим человеческим жертвам, потереустановок, огромному экономическому и тяжелейшему экологическому ущербам.При этом, наиболее частой причиной развития крупных аварий на морских установках является возникновение пожаров и взрывов.Для освоения месторождений российского континентального шельфа в основном применяются стационарные нефтегазодобывающие платформы, устойчивые кледовым нагрузкам.Проблема обеспечения пожарной безопасности морских стационарных платформ (МСП) на российском континентальном шельфе усугубляется отсутствием вРоссии комплексного нормативного документа, регламентирующего требования пожарной безопасности к морским нефтегазодобывающим платформам.
При этом достаточность мероприятий по обеспечению пожарной безопасности, регламентированных зарубежными стандартами (например, ISO 13702:1999, ISO 10418:2003, NORSOKS-001, NORSOK C-001 и др.), применительно к условиям России также не вполнеобоснована.183Все это вызывает необходимость детальной научной проработки проблемыобеспечения пожарной безопасности этих сооружений.Исходя из вышеизложенного, задачей настоящей главы диссертационного исследования является оценка пожарной опасности МСП и разработка на её основекомплекса научно-обоснованных мероприятий по обеспечению их пожарной безопасности.Ниже представлены основные результаты, полученные при проведении исследований, направленных на решение задачи по обеспечению пожарной безопасностиморских стационарных нефтегазодобывающих платформ.3.1 Состояние проблемы обеспечения пожарной безопасности морскихстационарных нефтегазодобывающих платформ3.1.1.
Краткий обзор современной морской нефтегазодобычиПервопроходцами морской нефтегазодобычи являются Россия и США. Начинаяс конца XIX века, эти страны проводили различные научные исследования, разработки средств и технологий по проведению работ для освоения углеводородных месторождений континентального шельфа [145].В настоящее время в производство нефти и газа в мировом океане непрерывновозрастает.
На сегодняшний день проведено изучение большинства нефтегазоносныхбассейнов российского шельфа, оценены их ресурсы, открыты 45 морских и прибрежно-морских, в большинстве крупных, месторождений нефти и газа и обоснованы главные районы дальнейших поисков углеводородного сырья [146].Один из крупнейших проектов в России с прямыми иностранными инвестициями - проект «Сахалин-1» [147 - 149]. Оператором проекта «Сахалин-2» является компания Sakhalin Energy Investment Company Ltd.
(Sakhalin Energy), акционерами которой являются [150]: Gazprom Sakhalin Holdings B.V. (дочернее предприятиеОАО «Газпром», Shell Sakhalin Holdings B. V. (дочернее предприятие Royal DutchShell plc., Mitsui Sakhalin Holdings B. V. (дочернее предприятие компании Mitsui &Co. Ltd., Diamond Gas Sakhalin B. V. (дочернее предприятие компании MitsubishiCorporation).184В северной части акватории Каспийского моря в 180 км от Астрахани в 2000 году открыто месторождение им. Ю.
Корчагина, которое введено в эксплуатацию 28апреля 2010 г [151]. Оператором месторождения является одна из крупнейших российских нефтяных компаний – ОАО «Лукойл». Добыча осуществляется с помощьюледостойкой стационарной платформы ЛСП-1, для проживания персонала на месторождении предусмотрена ледостойкая стационарная платформа ЛСП-2, которая соединена с ЛСП-1 переходным мостом.Другим проектом нефтяной компании ОАО «Лукойл» является освоение Кравцовского нефтяного месторождения (Д-6), расположенного в пределах Куршскогоучастка российского шельфа Балтийского моря, в 22,5 км от побережья Калининградской области [152].В 2005 году компанией ОАО «Лукойл» открыто нефтегазоконденсатное месторождение им. В. Филановского, расположенное в северной части акватории Каспийского моря в 220 км от Астрахани.
Первую очередь освоения месторождения планируется проводить при помощи соединенных переходными мостами четырех отдельных платформ: платформы райзерного блока РБ, платформы жилого модуля ПЖМ –1, буровой и эксплуатационной платформы ЛСП-1 и центральной технологическойплатформы ЦТП.
На сегодняшний момент в Каспийском море завершены работы поустановке опорных частей ЛСП-1, ПЖМ, РБ и ЦТП. Ввод месторождения в эксплуатацию запланирован на 2016 г. Всего в настоящее время нефтяная компания ОАО«Лукойл» владеет лицензиями на разработку 11 перспективных месторождений наКаспии.В декабре 2013 г. компания ОАО «Газпром» объявила об официальном стартедобычи нефти и газа с морской ледостойкой стационарной платформы «Приразломная», которая является основным объектом обустройства месторождения Приразломное. Это месторождение открыто в 1989 году. Оно находится на шельфе Печорского моря, в 60 км от берега (пос. Варандей). Лицензией на разведку и добычу углеводородов на Приразломном месторождении владеет ООО «Газпром нефть шельф» –100-процентное дочернее общество ОАО «Газпром» (до переименования – ЗАО«Севморнефтегаз») [153].185Кроме вышеперечисленных российским нефтяными компаниями при участиииностранных инвесторов на разных стадиях реализуются и другие проекты обустройства морских месторождений континентального шельфа РФ.
При этом достаточно остро встает вопрос о совершенствовании морских нефтегазодобывающих платформ, для того чтобы сделать добычу нефти на акваториях более продуктивной ибезопасной.3.1.2 Типы и конструктивные особенности морских стационарных нефтегазодобывающих платформ, в том числе применяемых на континентальном шельфе РФДля освоения морских месторождений на протяжении всей истории морскогобурения и добычи нефти и газа использовались различные типы сооружений.Если месторождение располагается близко к суше, целесообразно бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок– дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляютконтроль прохождения скважины с берега.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
