«Волгоградский филиал Кафедра туризма и сервиса ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ на тему: Разработка системы сервиса при обеспечении электрохимической защиты кожуха магистрального нефтепровода при его переходе через железную дорогу по ...»

наибольшей амплитудой положительных значений разности потенциалов на сооружении.

Способы дренажной защиты определяют по результатам изысканий. В местах пересечения и/или сближения до 2 км источника блуждающих токов с магистральным нефтепроводом следует проектировать установки дренажной защиты. При удалении магистрального нефтепровода от источника блуждающих токов далее 2 км следует применять УКЗ с автоматическим поддержанием заданного потенциала.

УДЗ следует проектировать с таким расчетом, чтобы среднечасовой ток всех УДЗ, подключенных электрически к одной тяговой подстанции; не превышал 20 % обшей нагрузки подстанции.

Контрольно-измерительные пункты.

Контрольно-измерительные пункты устанавливаем для контроля параметров. КИП должны отвечать следующим требованиям:

- подключение к нефтепроводу осуществляют двужильным кабелем в двух разных точках, при этом каждая из жил должна иметь отдельную точку подключения к нефтепроводу;

- каждая жила кабеля должна иметь маркировку и отдельную клемму на клеммном щитке КИП;

- кабель для КИП должен быть гибким, иметь медные токоведущие жилы и двойную изоляцию.

КИП устанавливают, над осью магистрального нефтепровода со смещением от нее не далее 0,2 м от точки подключения к магистральному нефтепроводу контрольного провода.

В случае расположения магистрального нефтепровода на участке, где эксплуатация КИП затруднена (пашня, болото и др.), последние могут быть установлены в ближайших удобных для эксплуатации местах, но не далее 50 м от точки подключения контрольного провода к магистральному нефтепроводу.

неполяризующегося электрода сравнения с грунтом в зафиксированной на поверхности земли точке измерений над осью трубы.

Контрольные кабели следует присоединять к трубе на расстоянии не ближе трех диаметров трубы от места присоединения дренажного кабеля установки катодной или дренажной защиты.

Типы и характеристики КИП приведены в таблице 5.1.

КИП для контроля потенциала магистрального нефтепровода устанавливают вдоль его трассы через 0,5-1,0 км. При этом КИП должен быть оснащён двумя контрольными кабелями: первый кабель - основной, второй дублирующий.

Сечение контрольного кабеля (по меди) должно быть (2x4) мм2.

КИП для контроля поляризационного потенциала имеет контрольный щиток с клеммами, к которым подключают катодный вывод от магистрального нефтепровода и, кабели от стационарного долго действующего устройства, коммутирующее устройство, размыкающее цепь магистральный нефтепровод — вспомогательный электрод.

электрических перемычек должен иметь не менее двух клемм, к которым подключают объекты измерения и, шунт необходимого номинала для измерения силы тока (таблица 1.1).

Таблица 1.1 — Типы и характеристики КИП поляризационного дренажа УКЗ, мм2 устройством для изолирующего.

Контроль На пересечении (2x4) мм Один кабель от трубы, соединения (фланец,. вставка) магистрального подземными... пересекаемого нефтепровода на коммуникациям сооружения пересечении с и месте другими заземления: подключения, мм2, защиты'. наведенным сооружениями Измерение На участках. Согласн Согласно требованиям параметров опасности и магистрального согласнонд нефтепроводав кдп В месте анодных заземлений заземлителей " КИП на магистральном нефтепроводе следует устанавливать:

- на каждом километре в обычных условиях и не реже чем через 500 м при пересечении магистрального нефтепровода зоны повышенной коррозионной опасности;.

- ах дренажа УКЗ (УДЗ);

- в местах изменения направления (углов поворота) магистрального нефтепровода;

-.у крановых площадок;

- у водных и транспортных переходов (с обеих сторон);

-у пересечения магистрального нефтепровода с другими трубопроводами, не далее 10м от пересечения;

в местах максимального сближения магистрального нефтепровода с анодным заземлением;

-в пунктах подключения дренажного кабеля к трубопроводу;

- на концах заданных зон зашиты..

При многониточной системе нефтепроводов КИП устанавливаем на каждом магистральном нефтепроводе по одной линии, перпендикулярной оси магистрального нефтепровода.

На подземных сооружениях промплощадок (КС, ГРС, ГИС и др.) КИП необходимо оснащать устройствами для измерения поляризационных потенциалов и устанавливать:

- на коммуникациях длиной более 50 м - посередине или с интервалом не более.50 м;

-на расстоянии не менее трех диаметров трубопровода от точек дренажа установок электрохимической защиты;

-начале, середине, конце входных и выходных коллекторов ПУ, АВО и КЦ;

-в местах пересечения коммуникаций;

-в местах изменения направления при длине участка коммуникации более 50 м;

-в местах сближения коммуникаций с сосредоточенными анодными заземлениями;

не менее чем в четырех диаметрально противоположных точках по периметру внешней поверхности резервуара.

Во всех точках измерения потенциалов должна быть обеспечена возможность контакта неполяризуюшегося электрода сравнения с грунтом над осью нефтепровода в постоянно зафиксированной на поверхности земли точке измерений.

1.3 Характеристика исходного сырья и продукции Нефтепровод Куйбышев-Тихорецк предназначен для транспорта нефтей Ромашкинского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы г.Тихорецка, г. Новороссийска. Основные характеристики перекачиваемой нефти представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.2 – Основные характеристики перекачиваемой нефти Участок нефтепровода находится в ведении Волгоградского управления транснефти и расположен между ЛПДС «Тингута» и ЛПДС «Караичево».

Строительство и ввод нефтепровода в эксплуатацию осуществлено в 1964 году.

Нефтепровод включает в себя один эксплуатационный участок, протяжённостью 100 км. Диаметр нефтепровода 820 мм. К линейным сооружениям относятся [1]: собственно трубопровод, линейная арматура, предназначенная для перекрытия линейных участков трубопровода при авариях и ремонте, устройства для приёма и пуска очистных и диагностических устройств, станции катодной защиты (СКЗ) и протекторной защиты, линии электропередачи, предназначенные для питания вспомогательных систем трубопровода (СКЗ, привод задвижек), дренажные установки, переходы через водные препятствия, железные и автодороги, а также дома обходчиков, линии связи, аварийно-восстановительные пункты, грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопровода, вертолётные площадки.

1.4 Планирование месторасположения проектируемого объекта Электрохимическую защиту следует проектировать в соответствии с Магистральные трубопроводы". [1], "Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов" [2], "Правил устройства электроустановок" [3], "Руководства по эксплуатации противокоррозионной защиты трубопроводов [4], настоящего стандарта и другой действующей НД.

нефтепроводов применяют установки катодной зашиты, протекторные установки, установки дренажной защиты, контрольно-измерительные и др. и телеуправления и коррозионного мониторинга, а также средства их электроснабжения. В зависимости от конкретных условий эксплуатации магистральных нефтепроводов система электрохимической защиты включает все или некоторые из этих элёментов.

В проекте электрохимической защиты магистрального нефтепровода предусматриваем дистанционный контроль и телеуправление всех УКЗ." В качестве системы телеконтроля электрохимической зашиты возможно использование средств линейной телемеханики и/или специальной системы телеконтроля и дистанционного управления электрохимической зашиты.

Контролируемые параметры У КЗ - ток, напряжение, потенциал нефтепровода и, по требованию заказчика, параметры коррозионного мониторинга в соответствии с требованиями НД.

проектировать рядом с линейными кранами нефтепровода.

Для районов со сложным рельефом и болотистой местности при необходимости в проекте следует предусматривать строительство дорог вдоль магистральных нефтепроводов и подъезды к УКЗ, УДЗ; КИП и анодному заземлению.

УКЗ и автоматические дренажи имеют защиту от атмосферных перенапряжений на сторонах питания и нагрузки.

Защитные кожухи (патроны) на переходах магистральных нефтепроводов под автомобильными и железными дорогами следует защищать установками протекторной защиты или сетевыми маломощными УКЗ. Допускается совместная защита кожуха и трубы путем электрического подключения кожуха к трубе через разъемную перемычку и регулируемое электрическое сопротивление; величина этого сопротивления определяется расчетом и уточняется при пусконаладочных работах.

Для устранения вредного влияния на смежные коммуникации и оптимального распределения защитного тока применяем совместную или раздельную схему защиты. Схема защиты конкретного участка магистрального нефтепровода определяется по результатам изысканий. Для защиты от коррозии технологических трубопроводов промплощадок применяем, совместную схема зашиты. Для устранения вредного влияния на смежные коммуникации следует также предусматривать удаление анодных заземлений УКЗ на оптимальное расстояние от них.

Для обеспечения совместной электрохимической зашиты предусматриваем электрические перемычки между защищаемой и смежной коммуникациями.

Электрическую перемычку следует, как правило, подключать через блок совместной защиты с регулируемым сопротивлением. Сопротивление блока должно определяться расчетом и уточняться при пусконаладочных работах.

Все электрические перемычки должны быть разъемными с выводом соединительных кабелей на КИП.

Перемычки на параллельных магистральных нефтепроводах предусматриваем, как правило, в точках дренажа УКЗ (УДЗ); необходимость перемычек на участках между УКЗ (УДЗ) должна подтверждаться расчетом.

Раздельную защиту реализуют путем проектирования индивидуальных УКЗ и электрическим секционированием магистральных нефтепроводов, защищаемых раздельно. Раздельная электрохимическая защита может оказаться предпочтительной в следующих случаях:

- при большом различии в величинах сопротивления изоляции этих нефтепроводов;

- при необходимости разделения защиты коммуникаций КС (ГРС, ТИС) и линейной части или трубопроводов различного назначения и различных собственников;

при необходимости защиты участка каждого магистрального нефтепровода постоянным током более 10 А;

- при необходимости разделения защиты участков магистральных нефтепроводов, проложенных в сильно различающихся коррозионных условиях (протяженные переходы подводными преградами, разделение морских и наземных участков магистральных нефтепроводов и т.п.);

- при расстояниях между смежными магистральными нефтепроводами более 50 м;

Для подземной прокладки кабелей в цепях УКЗ предусматриваем кабель с медными токоведущими жилами в двойной полимерной изоляции и оболочке.

Оптимальной схемой электрохимической защиты промплощадок КС в умеренных и южных климатических районах является схема с одной или несколькими УКЗ с глубинными анодами. В случае необходимости проектом могут быть предусмотрены дополнительные аноды для обеспечения равномерного распределения токов защиты. В условиях вечной мерзлоты и/или при наличии многочисленных фундаментных свай предпочтительной является схема защиты с распределенными или протяженными анодами.

2 Сервисная часть 2.3 Описание технологической схемы Металлические (стальные и чугунные) трубы, уложенные в земле, подвергаются почвенной коррозии, которая по своей природе разделяется на химическую, электрохимическую и электрическую (коррозия блуждающими тиками).

Химическая коррозия возникает от действия на металл различных газов и жидких неэлектролитов. При ней толщина стенки трубы уменьшается равномерно, поэтому с точки зрения сквозного повреждения она менее опасна.

Металл в грунте подвергается преимущественно электрохимической коррозии. Электрохимическая коррозия является результатом взаимодействия металла, который выполняет роль электродов, с агрессивными грунтовыми водами, выполняющими роль электролита. Процесс электрохимической коррозии аналогичен работе гальванической пары. Электрохимическая коррозия имеет местный характер, т. е. при ней на трубопроводе возникают местные язвы и каверны большой глубины, которые могут развиться в сквозные отверстия в стенке трубы. Такая коррозия значительно опаснее сплошной коррозии.

Электрическая коррозия возникает при воздействии на трубопровод электрического тока, движущегося в грунте, в результате утечек из электрифицированного транспорта. Такие токи называют блуждающими.

Коррозию, возникающую под действием блуждающих токов, называют электрической, в отличие от электрохимической - гальванокоррозии.

Блуждающие токи, стекая с рельсов в грунт, движутся по направлению к отрицательному полюсу тяговой подстанции. Они попадают на трубопровод в местах с поврежденной изоляцией. Вблизи тяговой подстанции токи выходят из трубопровода в грунт в виде положительных ионов металла. Так происходит электролиз металла. Участки выхода тока из трубопровода представляют собой анодные зоны, в которых протекает активный процесс электрокоррозии. Зоны входа постоянного тока в трубопровод называются катодными. Электрическая коррозия блуждающими токами во много раз опаснее почвенной электрохимической коррозии и в городских условиях представляет наиболее распространенный вид коррозии.

Коррозионная активность грунта зависит от ряда факторов:

- его структуры, влажности, воздухопроницаемости, наличия в нем солей и кислот, электропроводности.

- сухие грунты менее активно воздействуют на металл, чем влажные.

- наибольшую коррозионность грунт имеет при влажности 11-13%.

интенсивности коррозии.

- основной характеристикой коррозионной активности грунта является его удельное электрическое сопротивление.

- чем выше электрическое сопротивление грунта, тем меньшей коррозионностью он обладает.

Существующие методы защиты металлических трубопроводов от коррозии разделяют на пассивные и активные. Пассивные методы защиты заключаются в изоляции трубопроводов. К активным методам относятся электрические методы защиты (рис. 2.1).

Схема катодной защиты: 1 - трубопровод; 2 - точка дренирования; 3 блуждающие токи; 4 - дренажный кабель; 5 – источник тока; 6 соединительный кабель; 7 - заземлитель-анод; 8 - защитный ток; 9 - катодная зона Для изоляции труб применяется нефтяной битум. Добавка к нему измельченных наполнителей (каолина, цемента, асбеста) повышает прочность изолирующего покрытия. Смесь битума с наполнителем называют битумной мастикой. Для усиления изоляции применяют обертку трубопровода гидроизолом - толстой бумагой из асбеста с добавлением 15-20% целлюлозы, пропитанной нефтяным битумом. В качестве оберточного изоляционного материала применяют также бризол. Он готовится на основе битума и дробленой старой вулканизированной резины.

Перед изоляцией трубу тщательно очищают стальными щетками до металлического блеска. Затем накладывают грунтовку из нефтяного битума, разведенного в бензине в отношении 1:2 или 1:3. После высыхания грунтовки на трубопровод накладывают горячую битумную мастику в несколько слоев с промежуточными слоями гидроизола.

В зависимости от числа нанесенных слоев мастики и усиливающих оберток различают следующие типы изоляции: нормальную, усиленную и весьма усиленную. Выбор типа изоляции производят в зависимости от коррозионной активности грунта.

Для защиты трубопроводов применяют и пластмассовые изоляционные покрытия.

К активным методам защиты также относятся катодная и протекторная защита и электрический дренаж.

При катодной защите на трубопровод накладывают отрицательный потенциал, т. е. переводят весь защищаемый участок трубопровода в катодную зону. В качестве анода применяют старые стальные трубы, рельсы и другие отходы черного металла, которые помещают в грунт рядом с трубопроводом.

Отрицательный полюс источника постоянного тока соединяется с трубопроводом, а положительный-с анодом. Таким образом, при катодной защите возникает замкнутый контур электрического тока, который течет от положительного полюса источника питания по изолированному кабелю к анодному заземлению. От анодного заземления ток растекается по грунту и попадает на защищаемый трубопровод, далее течет по трубопроводу, а от трубопровода по изолированному кабелю возвращается к отрицательному полюсу источника питания. Электрический ток выходит из анода в виде положительных ионов металла, поэтому анод постепенно разрушается, а трубопровод защищен от разрушения.

При протекторной защите трубопровод превращается в катод без постороннего источника тока. В качестве анода используется металлический стержень, помещаемый в грунт рядом с трубопроводом. Металл анода подбирается так, чтобы он имел более отрицательный электрохимический потенциал, чем железо, например, цинк, магний, алюминий и их сплавы. В образованной гальванической паре коррозирует протектор (анод), а трубопровод защищен от коррозии.

Электрический дренаж служит для защиты труб от блуждающих токов.

Он заключается в отводе токов, попавших на трубопровод, обратно к источнику. Отвод осуществляется через изолированный проводник, соединяющий трубопровод с рельсом электрифицированного транспорта или минусовой шиной тяговой подстанции. При отводе тока с трубопровода по проводнику прекращается выход ионов металла в грунт и прекращается электрическая коррозия трубопровода.

Активные методы защиты трубопроводов от коррозии применяются в сочетании с пассивными методами.

Внутренние поверхности стенок стальных и чугунных труб также могут подвергаться коррозии. Причиной ее является агрессивность транспортируемой воды. Агрессивностью обладают воды с низким значением рН, содержащие значительное количество углекислоты, кислорода, сульфатов, хлоридов и др.

Коррозия внутренних поверхностей стенок труб приводит к увеличению шероховатости, росту гидравлических сопротивлений и, следовательно, к уменьшению пропускной способности труб, ухудшению качества воды и др.

Для предохранения внутренних поверхностей стенок труб от коррозии можно применять различные виды покрытий и специальную обработку воды, после которой она теряет коррозионные свойства.

За рубежом внутренние поверхности стенок труб защищают битумной изоляцией. На трубы большого диаметра ее наносят путем опускания их в ванну с жидким (разогретым) битумом. Стыки после сварки изолируют вручную. На трубы малого диаметра изоляцию наносят после сварки труб. Секции труб заполняют битумом и пропускают между трубой и специальным медным полым цилиндром, перемещаемым в трубе, постоянный электрический ток. Под действием тока частицы битума плотно пристают к поверхности стенок труб, образуя тонкую защитную пленку.

Для изоляции внутренних поверхностей стенок труб применяют также цементные покрытия. Их наносят или путем заполнения труб раствором с последующим обжатием и заглаживанием его протаскиваемым прибором, или путем разбрызгивания раствора по поверхности стенок и заглаживания его также специальным прибором, перемещаемым в трубе.

В последние годы внутренние поверхности стенок труб покрывают цементо-перхлорвинилом, эмалью и др.

Покрытия можно наносить на новые и действующие трубопроводы.

Последние перед изоляцией следует тщательно очищать.

2.4 Организационная структура сервисного объекта В состав структуры входят следующие специалисты.

1 Инженер – технолог.

Разрабатывает и внедряет прогрессивные технологические процессы, виды оборудования и технологической оснастки, инструмента и приспособлений, предусмотренных технологией.

Рассчитывает нормы расхода материалов, разрабатывает технологические нормативы, инструкции, схемы сборки, вносит изменения в техническую документацию.

Обеспечивает составление технических расчетов и условий для изготовления запасных частей оборудования.

2 Начальник ремонтного цеха.

Осуществляет руководство и надзор за работой персонала производства, координирует работу подразделений производства по всем направлениям деятельности.

Начальник цеха обеспечивает:

- ритмичную и эффективную работу производства;

- выполнение графиков ППР технологического и динамического оборудования, электрооборудования;

- оперативное устранение локальных неисправностей, для обеспечения непрерывного производственного процесса;

- контроль за проведением ремонтных работ и испытания оборудования, за соблюдением правил эксплуатации и надзор за ним.

Начальник цеха проводит работу по:

- совершенствованию организации труда и ремонтного производства, его технологии, предупреждению брака и повышению качества продукции;

- внедрению в производство средств механизации и автоматизации, способствующих повышению производительности труда, увеличению выпуска продукции;

- внедрению стандартов, технических условий и других нормативных документов по ремонту и обслуживанию оборудования.

3 Инженер по контролю качества.

Выявляет на предприятии участки производственной деятельности с регистрацией данных о качестве услуг, совершенствует систему сбора, учета и анализа информации о качестве продукции услуг.

Ведет учет, хранение и выдачу документации системы качества.

Изучает передовой отечественный и зарубежный опыт по разработке, внедрению, функционированию и совершенствованию системы качества.

Проводит контроль за соблюдением нормативных документов о системе качества.

Осуществляет руководство производственно – хозяйственной деятельностью производства по ремонту и техническому обслуживанию оборудования, зданий и сооружений производства.

Механик обеспечивает:

трубопроводов, арматуры, зданий и сооружений и их технически правильную эксплуатацию, согласно нормативным документам;

- своевременный и качественный ремонт, техническое обслуживание;

работоспособном состоянии;

- своевременный вывоз отходов производства.

Осуществляет технический надзор за состоянием и ремонтом защитных устройств на механическом оборудовании.

Своевременная подготовка ремонтной документации. Учет выполненных работ по ремонту и модернизации оборудования, контроль его качества.

Изучает условия работы оборудования. Осуществляет анализ причин и продолжительность простоев, связанных с техническим состоянием оборудования.

восстановления узлов и деталей механизмов, а также мероприятия по увеличению сроков службы оборудования, сокращению его простоев и повышению сменности, предупреждению аварий.

эксплуатации, смазке оборудования и уходу за ним, по безопасному ведению ремонтных работ. Ведет учет выполненных работ по ремонту и модернизации оборудования.

4 Старший мастер Своевременно и качественно устраняет локальных неисправностей оборудования, механизмов для обеспечения непрерывного производственного процесса, обслуживаемого производства с соблюдением технологии выполненных ремонтных работ.

Принимает участие в разработке графиков ремонта оборудования, закрепленным за участком и составляет дефектные ведомости.

Обеспечивает рабочих необходимыми материалами, запасными частями, инструментом и приспособлениями, автотранспортом для производства ремонтных работ.

Принимает меры для предупреждения простоев, обеспечивает экономию материалов, энергоресурсов, запасных частей.

Выполняет разборку, ремонт, сборку, испытание, регулировку и сдачу технологического оборудования установок, резервуаров после ремонта с использованием механизмов.

Выявляет и устраняет дефекты во время эксплуатации оборудования и при проверке в процессе ремонта.

отремонтированного оборудования.

Изготавливает приспособления для сборки и монтажа оборудования.

Вносит предложения направленные на ускорение ремонтных работ, улучшение их качества, увеличение межремонтного пробега оборудования, механизацию и автоматизацию ремонтных работ.

2.5 Сервисный план 2.5.1 Сервис объекта проектирования электрохимзащиты кожуха магистрального нефтепровода при его переходе через железную дорогу. Выполняемые проектные работы относятся к низкоконтактному обслуживанию клиентов. Взаимодействие клиента и исполнителя определяется договорными обязательствами, при этом выбор клиента сервисной организации основан на перечне работ, которые может выполнить сервисная организация в короткие сроки, с высоким качеством работ и по приемлемой цене.

Во взаимоотношениях клиента и сервисной организации при проектировании применяются следующие основные понятия:

заказчик – инвестор или уполномоченное им лицо, привлекающее проектировщика для разработки инвестиционного проекта путем заключения договора;

проектировщик – лицо, имеющее лицензию на выполнение соответствующих видов проектных работ, которое заключило договор с заказчиком и в силу акта законодательства или договора выполняет взятое обязательство лично;

выполнение соответствующих видов проектных работ, которое заключило договор с заказчиком и привлекает для выполнения своих обязательств субподрядчиков путем заключения с ними договоров;

субпроектировщик – лицо, имеющее лицензию на выполнение отдельных видов проектных работ, которое заключило договор на их выполнение с генпроектировщиком.

Заказчиком, проектировщиком и субпроектировщиком могут быть государств независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности.

Для обеспечения высокого качества проектных решений генеральный проектировщик должен широко привлекать для выполнения отдельных частей проекта специализированные проектные и изыскательские организации, имеющие большой опыт по профилю их деятельности.

Для организации разработки проекта и технического руководства проектированием объектов строительства, генеральный проектировщик назначает главного инженера, который представляет проектную организацию в учреждениях, на предприятиях и в субподрядных проектных, изыскательских и других организациях по вопросам разработки, согласования и рассмотрения проектно-сметной документации, осуществления строительства по утвержденному проекту. Главный инженер руководствуется в своей деятельности законодательными и нормативными актами Российской Федерации и охватывает круг вопросов, рассматриваемых на проектном этапе инвестиционного процесса в строительстве[19] 2.5.2 Краткая характеристика выполняемых работ Главной задачей генерального проектировщика является комплексная разработка проектов, смет, обеспечение высокого технического уровня и высокой экономической эффективности проектируемых предприятий, зданий, использования новейших достижений науки и техники с тем, чтобы строящиеся предприятия и объекты ко времени их ввода в действие имели высокие показатели по производительности труда, себестоимости производства и качеству продукции, обеспечивали наибольший прирост продукции на каждый требованиям по созданию наиболее благоприятных условий для производства.

Основными функциями выполняемых работ генпроектировщика являются:

промышленного строительства, обеспечение высокого архитектурного и эффективности проектов;

2) выбор субпроектировщиков для выполнения отдельных видов проектных работ по согласованию с заказчиком или самостоятельно. В последнем случае генпроектировщик вправе организовать конкурс на право выполнения работ в качестве субпроектировщика в установленном порядке или осуществить выбор субпроектировщика путем непосредственных переговоров с ним;

3) координация деятельности субпроектировщиков, направленная на безусловное выполнение договора подряда с заказчиком и обеспечение должного качества проектной продукции, выполняемой на субподрядных началах;

4) заключение договоров с субпроектировщиками осуществляется в установленном порядке. При этом договорная цена определяется по той же методике, что и договорная цена объекта проектирования в целом;

5) передача заказчику согласованной и прошедшей экспертизу субпроектировщиков;

6) составление с участием субпроектировщиков и утверждение по согласованию с ними графиков выполнения проектных работ;

7) осуществление контроля и надзора за соответствием объемов, стоимости, качества и сроков выполняемых субпроектировщиками проектных работ. При этом генпроектировщик имеет право в любое время проверить ход и качество работ, не вмешиваясь в оперативнохозяйственную деятельность субпроектировщиков. В случае систематического нарушения ими требований графика проектирования, строительных норм и стандартов генпроектировщик имеет право приостановить производство проектных работ за счет субпроектировщика до устранения выявленных недостатков;

8) обеспечение готовности проектной документации и отдельных ее разделов, которые необходимы для производственной деятельности субпроектировщиков и являются предметом договора;

9) передача по акту работ в договорные сроки;

10) принятие от субпроектировщиков законченных видов работ и оплата их в порядке, установленном договором.

Осуществление авторского надзора на всех стадиях реализации проекта (до сдачи объекта в эксплуатацию) [ 19]. Системная модель характеристик выполняемых работ представлена на рис. 2.5. Рисунок 2.5.1 Системная модель управления проектом.

2.6 Контроль качества услуг Производственный контроль является составной частью системы управления промышленной безопасностью и проводится в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 10.03.99 № 263 «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требовании промышленной безопасности на опасном производственном объекте».

2.6.1 Наружный магнитный интроскоп МИ-10/МИ- Предназначен для наружного диагностирования линейной части водогазопаропроводов, обсадных и насосно-компрессорных труб скважин, резервуаров, в том числе без удаления защитной изоляции и остановки работы трубопроводов. Прибор МИ-10 предназначен для выявления поверхностных и подповерхностных дефектов, МИ-20 – дефектов по всей толщине стенки ферромагнитного объекта.

Принцип действия основан на регистрации магнитных полей рассеяния от дефектов, возникающих при намагничивании объектов контроля с помощью передвижных намагничивающих устройств. Регистрация осуществляется путем сканирования приповерхностного магнитного поля с помощью многоэлементных датчиков на гальваномагнитных магниточувствительных сенсорах. Интроскоп осуществляет цифровую обработку показаний датчиков, восстановление компьютерного изображения поля рассеяния от дефектов. В полевых условиях информация о выявленных дефектах первоначально записывается в портативное видеоконтрольное устройство. Дальнейшая обработка изображения дефектов и оценка их геометрических параметров осуществляется на компьютере визуально оператором с параллельной автоматической отбраковкой.

Рисунок. 2.6.1 Наружный магнитный интроскоп МИ-10/МИ- Выявляются протяженные дефекты типа нарушения сплошности (коррозионные и усталостные трещины, непровары, язвы) при толщине стенки объекта до 20 мм.

Магнитные интроскопы изготавливаются под заказ для любого объекта, радиус кривизны которого 150 мм и выше.

В конструкции наружного интроскопа предусмотрена возможность смены сканера и полюсных наконечников для диагностики объектов различной кривизны.

Для проведения бесконтактного магнитометрического обследования рекомендуются приборы СКИФ серии «МБС» НТЦ «Траснкор-К», г. Москва или магнитометры других производителей, обеспечивающие получение информации о местоположении аномалий магнитного поля, сопряженных с дефектами металла.

2.6.2 Магнитометр СКИФ «МБС-04»

Магнитометры портативные бесконтактные "МБС-03", "МБС-04 СКИФ" предназначены для бесконтактной регистрации аномалий магнитного поля над ферромагнитным объектом при помощи гальваномагнитных преобразователей феррозондовых датчиков. Электромеханическое сканирование поверхности Земли над трубопроводом осуществляется при перемещении строчных преобразователей вдоль оси трубопровода. Результирующий сигнал характеризуется разностью напряженностей магнитного поля дефектного и бездефектного участка трубопровода.

По мере эксплуатации трубопровода под воздействием различных факторов (деформация и дефекты производства трубы, внутренняя и наружная коррозия и т.п.) происходит изменение структуры металла, возникают зоны концентрации продольных и поперечных напряжений. Сварной шов как конструктивный элемент трубопровода является концентратором напряжений в стенке трубы и увеличивает напряжения в 1,5-1,6 раза. Дефектный сварной шов увеличивает напряжения более, чем в 2 раза. Как правило, старение металла приводит к росту напряжений, возникновению и развитию дефектов и предрасположенности к разрушению.

В результате компьютеризированной обработки и расшифровки полученной информации на графике-магнитограмме трубопровода выявляется местоположение участков с аномалиями магнитного поля, сопряженными с зонами отклонения уровня напряженно-деформированного состояния от фоновых значений – зонами дефектов.

Типы выявляемых дефектов: трещиноподобные дефекты (закат, плена, риски, трещины КРН); дефекты сварных швов, локальные коррозионные язвы;

изменения толщины стенок труб; вмятины, гофры; отклонения от проектной оси залегания.

2.6.3 Проведение диагностики участка нефтепровода Куйбыше-Тихорецк Диагностический неразрушающий контроль технического состояния магистрального нефтепровода в настоящее время проводится внутритрубными предварительную оценку возможности его проведения для определения внутреннего проходного сечения трубопровода с использованием снарядовпрофилемеров типа "Калипер". Профилемеры используются также для диагностики труб на наличие дефектов геометрии ( вмятин, овальности и гофр), которые согласно СНиП III-42-80 относятся к недопустимым.

2.6.4. Технические данные диагностических снарядов Профилемер "Калипер" Количество импульсов за Имеется система измерения Диаметр калибровочного Максимальная длина трубопровода, диагностируемая за один пропуск прибора 250 км в газе или воде, 500 км в нефти Минимальное проходное Минимальный радиус изгиба колена трубы 90 град., Рекомендуемая скорость пропуска прибора 0.2 - 3 м/с Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно очищенной трубе, с использованием одометра маркерной системы Дефектоскоп " Ультраскан" Дефектоскопы "Ультраскан" позволяют определять дефекты стенок трубы (внутреннюю и внешнюю коррозию, царапины, влияющие на потерю металла, задиры, расслоения, газовые поры, отложения шлаков).

Принцип работы дефектоскопа основан на измерениии разности длины пути ультразвукового луча (прямого и отраженного) на дефектных участках стенки трубы.

Максимальная длина трубопровода, диагностируемая Минимальный радиус изгиба колена трубы 90 град., Максимальное время работы в трубопроводе 72 ч Погрешность определения глубины коррозии +/- 0.5 мм.

Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно очищенной скребками трубе, с использованием одометра, маркерной системы и Погрешность определения дефекта по окружности +/- 10 о.

Все приборы снабжены устройством задержки включения для проведения диагностики длинных участков трубопровода за несколько пропусков.

2.6.4. Профилемер типа "Калипер" Профилемер типа "Калипер" предназначен для измерения проходного сечения трубопроводов с целью оценки возможности пропуска ультразвукового дефектоскопа "Ультраскан". Он оснащен системой приема-передачи электромагнитных сигналов низкой частоты (22Гц) с целью локализации снаряда в трубопроводе (при передаче сигналов) и с целью получения отметок маркера на распечатке (при приеме сигналов внешнего передатчика) и привязки сужений к маркеру на местности. Так как отметка маркера имеет на распечатке протяженность соответствующую длине 8-10 м., привязка сужений производится к сварным швам с точностью 1 м.

Система измерения расстояния основана на получении импульсов от одометрических колес. Каждый оборот колеса соответствует трем импульсам.

Распечатка результатов прогона представляет из себя линейный по отношению к импульсам одометра график, на котором вычерчивается внутренний профиль трубопровода. На графике также отображаются метки времени с интервалом сек., отметки маркера и номер ведущего колеса одометра.

Дистанция между любыми точками компьютерной распечатки профиля трубы определяется по следующему алгоритму:

1) вычисляется разность показаний одометра для этих точек.

2) полученное значение умножается на одометрический фактор (цена одного импульса в метрах).

3) изменение проходного сечения относительно 1000 мм (диаметр калибровочного кольца) определяется по графику калибровки.

На компьютерной распечатке измеряется высота интересующей точки относительно линии 1000 мм. (нанесена на распечатку).

По графику калибровки определяется величина дефекта относительно мм., соответствующее измеренному значению.

Проходное сечение определяется как разность между 1000 мм и полученным результатом.

При повторных пропусках диагностических снарядов привязка к тем же маркерным пунктам даст возможность идентифицировать и сравнить с прошлым состоянием любое сужение. Это важно для оценки скорости развития сужений.

2.6.5. Технология проведения работ по диагностированию магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС) 2.6.5.1. Требования к технической документации на диагностируемый участок МТ На каждый участок МТ, представляемый к диагностированию, составляются и предоставляются Центру технической диагностики следующие документы:

1) "Опросный лист для пропуска ВИС", представляющий собой перечень сведений об участке МТ, заполненный на основании проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

2) план организационн-технических мероприятий подготовки участка МТ к диагностированию, с согласованными всеми необходимыми службами и сроками выполнения;

3) после выполнения работ по плану организационно-технических мероприятий составляется Акт о готовности участка МТ к диагностированию, содержащий полный перечень и сведения о качестве всех проведенных работ;

4) направляется в ЦТД и инспекцию Госгортехнадзора РФ документ о готовности участка к обследованию;

5) подписывается договор на производство диагностических работ.

2.6.5.2. Требования к линейной части МТ для возможности диагностирования Каждый участок МТ, представленный к диагностированию, должен быть оборудован камерами пуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов Для обеспечения безопасной запасовки ВИС камера запуска должна быть снабжена боковым отводом для установки запасовочного устройства.

Перед камерами пуска и приема должны быть спланированы площадки с твердым покрытием размером 30*40 м, позволяющие осуществлять маневр техники при запасовке и извлечении ВИС из камер.

Подъездные дороги к камерам пуска и приема должны быть пригодны для проезда тяжелых грузовых машин и автокранов и обеспечивать свободный проезд на время проведения работ.

Внутренняя поверхность участка МТ, представляемого к диагностированию, должна быть предварительно очищена от парафиносмолистых веществ, инородных и металлических предметов ( электроды, лом, окалина) с помощью очистных скребковых устройств, а также, при необходимости, с помощью специальных очистных скребков, предоставляемых ЦТД. Качество очистки должно соответствовать рекомендациям предприятий, которые изготавливают ВИС.

Трубопровод и узлы запуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов должны быть оборудованы сигнальными инспекционными приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств и ВИС. На пусковой камере сигнальные приборы устанавливаются на расстоянии не менее 7 м после последней выходной задвижки камеры пуска. Контрольно-измерительные и регистрирующие приборы ( манометры, сигнализаторы и др.) на участке МТ должны быть в исправном состоянии.

Технологические схемы производства запуска и приема должны обеспечивать возможность плавного и надежного запуска / приема, контроль ухода и прихода ВИС.

План организационно-технических мероприятий должен включать:

- установление реального минимального проходного сечения трубопровода путем пропуска снаряда-калибра;

- очистку трубопровода от парафино-смолистых отложений, металлических и посторонних предметов;

Наличие на стенках трубы парафино-смолистых отложений приводит к проскальзыванию колес одометрической системы, что не позволяет точно определить места нахождения дефектов. Для ультразвукового дефектоскопа наличие этих отложений не допускается, т.к. происходит потеря сигналов от зарегистрированы.

- устранение крутоизогнутых колен, имеющих радиус изгиба менее 1.5 Дн и места критического сужения проходного сечения труб;

- проведение ревизии опор воздушных переходов;

- определение необходимого количества и мест расстановки маркерных систем, которые должны быть постоянно зафиксированы на трассе трубопровода;

- определение мер по обеспечению заданной постоянной скорости движения ВИС в период пропуска;

- проведение визуального обследования трассы на наличие утечеки и устранение их до начала работы по пропуску ВИС;

- предотвращение ситуаций, когда в транспортируемую нефть может попасть осадок из резервуаров, особенно перед пропуском ВИС;

- определение схемы связи персонала во время пропуска с пусковой, приемной камерами, диспетчером, группами сопровождения;

возникновении нештатных ситуаций при пропуске ВИС.

Пропуск скребков - калибров и очистных устройств оформляется актом с подробным перечислением технического состояния снаряда-калибра и очистных устройств перед пропуском и после, обращая внимание на целостность манжет и деформацию калибровочных дисков. При обнаружении механических повреждений скребков, необходимо установить причины повреждения и устранить их;

- полное открытие линейных задвижек и исключение ситуации, когда они могли быть прикрыты или закрыты во время движения ВИС, неисправные задвижки должны быть заменены на новые или отремонтированы.

Контроль качества подготовки участка МТ к диагностированию проводится путем пропуска снаряда-калибра с мерными калибровочными дисками и составлением акта.

Специалисты, непосредственно связанные с проведением работ по запасовке, пропуску и извлечению ВИС, обеспечению контроля скорости движения, должны пройти специальное обучение по программе, согласованной с Госгортехнадзором России. Особое внимание следует обратить на четкое выполнение технологии запасовки, запуска, контроля прохождения, приема и извлечения ВИС из камер приема, а также мер безопасности при проведении всех этих работ.

2.6.5.3. Проведение диагностирования участка МТ Первый этап - предварительное определение минимального проходного сечения трубы на всем протяжении участка МТ от камеры запуска до камеры приема путем пропуска снаряда - калибра с мерными калибровочными дисками.

Второй этап - получение информации о внутренней геометрии трубы на всем протяжении обследуемого участка путем пропуска профилемера "Калипер".

Перед пропуском профилемера производится очистка участка МТ очистными скребками. Перед проведением пропуска "Калипера" разрабатывается схема мест установки маркеров. Для получения информации о месте нахождения дефектов трубопровода с указанной точностью необходимо определить места под установку маркеров и размечать их через каждые 2 - 3 км.

Для исключения ситуаций, когда дефект, зарегистрированный при пропуске профилемера, был вызван каким-либо посторонним предметом или плотным сгустком парафина делается повторный - контрольный пропуск. При этом:

- дефекты "помеха" могут не регистрироваться ( или появятся в новом месте - производится максимально точная привязка существующих дефектов;

- уточняются все расстояния, регистрируемые профилемером.

Технические характеристики внутритрубного диагностического комплекса позволяют располагать маркерные системы на поверхности земли ( без рытья шурфов ) при условии залегания трубы не глубже 2.0 м от поверхности земли.

Экспресс-отчет по пропуску профилемера составляется специалистами ЦТД на месте производства диагностирования и выдается в течениие 2 суток после получения данных обследования профилемером "Калипер" по каждому участку нефтепровода.

Контрольное вскрытие дефектов трубопровода, которые препятствуют прохождению дефектоскопа, должны производится во время нахождения персонала ЦТД на объекте и не должно увеличивать продолжительность инспекционных работ.

Финальный отчет по информации, полученной при пропуске профилемера, составляется в отделе обработки информации ЦТД и выпускается в течение 15дней.

Третий этап - устранение выявленных дефектов геометрии трубы для обеспечения возможности пропуска дефектоскопа. После выполнения третьего этапа контроль за обеспечением необходимого проходного сечения трубы производит ЦТД путем пропуска либо снаряда-калибра, либо повторением второго этапа ( для каждого конкретного участка МН объем необходимых работ определяется индивидуально по наличию и достоверности необходимой информации) Четвертый этап диагностика состояния трубы путем пропуска Информация, полученная при пропуске дефектоскопа, обрабатывается в отделе обработки информации ЦТД. Финальный отчет выпускается в течение 30-120 дней ( в зависимости от протяженности участка МТ ) с момента поступления информации в ЦТД.

ЦТД каждому дефекту присваивает код и передает Заказчику и в производственный отдел АК "Транснефть". Заказчик ежеквартально дает информацию о работах по устранению дефектов.

ЦТД несет ответственность за неправильные действия своего персонала и за некачественную работу ВИС, когда данные, полученные в результате пропуска, оказались недостоверными. В этом случае дополнительный пропуск ВИС осуществляется за счет ЦТД.

2.6.6. Реконструкция камеры запуска ОУ нефтепровода Куйбышев -Тихорецк Для проведения диагностики нефтепровода Омск-Павлодар было необходимо провести реконструкцию камеры запуска ОУ на 0 км Омской ЛПДС.

Камера запуска и приема средств очистки и диагностики предназначена для периодического пропуска по магистральным нефтепроводам очистных скребков, дефектоскопов и других поточных средств.

Устройство запуска средств очистки и диагностики - УЗПЗ состоит из камеры запуска, устройства загрузочного, стойки и лебедки с тросом, которые монтируются на фундаменте при помощи накладок, опорных плит и фундаментных болтов.

В комплект устройства запуска входит устройство для запасовки, служащее для ввода поточного средства в камеру, поддон для сбора утечек продукта.

Лоток устанавливается и подсоединяется к камере запуска во время проведения операции по запуску очистного устройства.

Камера запуска состоит из корпуса, концевого затвора и сигнализатора поточных устройств.

Корпус камеры состоит из двух цилиндрических обечаек, соединенных между собой эксцентрическим переходником. Обечайка меньшего диаметра присоединяется к трубопроводу. На ней имеются штуцер с резьбой М60*2 для установки сигнализатора поточных устройств, и патрубок с фланцевой заглушкой, на место которой во время проведения операций по запуску очистного или диагностического средства монтируется устройство для запасовки скребка или дефектоскопа в эксцентрический переходник камеры. К обечайке большего диаметра приварен концевой затвор, фундаментные опоры, кронштейн для подсоединения лотка, а также серьги для строповки грузоподъемных механизмов. На обечайке расположены следующие технологические патрубки:

подачи продукта;

слива (дренажа);

вантуз и штуцер под манометр.

Концевой затвор состоит из откидной крышки, с расположенным в ней уплотнительным кольцом, двух полухомутов со стяжным винтом и двумя гайками, защищенными от попадания грязи кожухами, и фланца.

К фланцу приварен кронштейн, имеющий две взаимно-перпендикулярные оси:

ось поворота крышки относительно фланца и ось раскрытия полухомутов.

Затвор имеет блокирующее устройство, не позволяющее открыть затвор при наличии избыточного давления в камере, и состоящее из ограничительной планки, штуцера и пробки.

Сигнализатор поточных устройств предназначен для контроля за прохождением поточных средств по трубопроводу и выдачи сигнала о прохождении на пульт оператора или сигнал по месту.

2.6.7. Результаты диагностики нефтепровода Куйбыше- Тихорецк В период декабря 1995 г. была проведена внутритрубная диагностика нефтепровода Куйбыше-Тихорецк на участке 0-225 км.

По результатам первого прогона "Калипера" табл. 1.6.1. было обнаружено сужение на 190.65 км нефтепровода Омск-Павлодар. После чего был произведен повторный запуск прибора, по результатам которого сужение в данном месте подтвердилось табл.1.6.2. Расстановка маркерных точек производилась с привязкой к задвижкам, километровым столбам, автодорогам табл. 1.6.3.

3.1 Расчет определения толщины стенки магистрального нефтепровода Цель расчета: определить толщину стенки нефтепровода для высшей І, ІІ, ІІІ, ІV категорий.

Исходные данные:

Диаметр нефтепровода, Dн = 1220 мм, = 1,220 м;

Рабочее давление в нефтепроводе, Р = 5,5 МПа;

Нефтепровод предполагается изготовить из труб Челябинского трубопрокатного завода изготовленных по ТУ 14-3Р-03-94.

3.1.1 Расчет для высшей категории трубопроводов Определяем расчетную толщину стенки трубопровода где: n1 – коэффициент надежности по нагрузке, принимаем n1 = 1,1 [2];

R1 - расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений, МПа где: Rн1 – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности вр, принимаем Rн1 = 510 МПа, [2];

m0 - коэффициент условий работы трубопровода, принимаем для высшей категории трубопроводов m0 = 0,9 [2];

К1 - коэффициент надежности по материалу, принимаем К1 = 1,4 [2];

Кн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаем Кн = 1,05 [2].

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений определяем расчетную толщину стенки где: 1 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб.

(3.4) где: прN – абсолютное значение продольных осевых сжимающих напряжений, вычисляемое по действующим расчетным нагрузкам и воздействиям с учетом упруго-платической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.

где: – коэффициент линейного расширения металла трубы, принимаем = 12·10[2];

Е – модуль упругости металла (сталь), принимаем Е = 2,06·10 МПа [2];

Т – расчетный температурный перепад, град.

где: µ - коэффициент Пуассона, принимаем µ=0, прN = (-12·10 ·2,06·10 ·58,9)+0,3 / (1,1·5,5·1,220 )/0,017 = -15,3 МПа 1 = 1-0,75· (15,3 /208,2) - 0,5·15,3/208,2 = 0, По формуле (3.7) пересчитываем толщину стенки нефтепровода = 1,1·5,5·1,220 / 2· (1,1·5,5·0,961·208,2) = 0,0179 м = 17,9098 мм По формуле (4) находим расчетное сопротивление металла и принимаем для I и II категории трубопровода коэффициент условий работы m0=0, По формуле (3) находим расчетную толщину стенки трубопровода Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего по сортаменту равного =0,014 м.

По формуле (8) и (9) находим абсолютные значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов Т(-) = 260,2·(1-0,3) / 12·10 ·2,06·10 = 73,7 град По формуле (3.7) находим величину продольных осевых сжимающих напряжений прN = -12·10 ·2,06·10 ·73,7+0,3·1,1·5,5·1,220 / 0,014 = -24 МПа Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений.

Поэтому по формуле (6) находим коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние металла По формуле (3) пересчитываем толщину стенки трубопровода = 1,1·5,5·1,220 / 2· (1,1·5,5+0,951·260,2) = 0,0143 м = 14,3 мм Таким образом, ранее принятая толщина стенки трубопровода равная =14 мм может быть принята как окончательный результат.

Расчет для III и IV категории трубопровода По формуле (3.6) находим расчетное сопротивление металла и принимаем для III и IV категории трубопровода коэффициент условий работы m0=0,9 [2].

По формуле (3) находим расчетную толщину стенки трубопровода Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту равного = 0,012 м По формуле (3.8) и (3.9) находим абсолютные значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов.

Т(-) = 312,2·(1-0,3) / 12·10 ·2,06·10 = 88,4 град По формуле (7) находим величину продольных осевых сжимающих напряжений прN = -12·10 ·2,06·10·88,4 +0,3·1,1·5,5·1,220 / 0,012 = -34 МПа Знак «знак» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений.

Поэтому по формуле (3.6) находим коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла По формуле (5) пересчитываем толщину стенки трубопровода = 1,1·5,5·1,220 / 2· (1,1·5,5+0,941·312,2) = 0,0123 м = 12,3 мм Таким образом, ранее принятая толщина стенки трубопровода равная =14 мм может быть принята как окончательный результат.

3.2 Расчет протекторной защиты кожухов нефтепровода Цель расчета: рассчитать число протекторов Исходные данные:

внешний диаметр трубы кожуха, D=1,420 м;

длина трубы кожуха, = 64 м удельное сопротивление грунта, =30 Ом·м;

расстояние от поверхности земли до середины протектора, t=0,8 м;

защитная плотность тока, определяется по графику, j=1,8 ма/м [2].

выбираем магниевый протектор ПМ 10У с технической характеристикой:

длина протектора с активатором, 1 = 0,7 м;

диаметр протектора с активатором, d1 = 0,2 м;

диаметр протектора, dпр = 0,123 м;

длина протектора, пр = 500 мм.

Определяем общий ток, необходимый для защиты кожухов Определяем величину тока одного протектора где: U – наложенная разность потенциалов труба-земля после подключения протектора, принимаем U = 0,8 В;

Rпр – сопротивление протектора, Ом;

Rи.общ кожух-грунт, Ом.

dпр),Ом(3.10) Rпр = 30/2·3,14·64(n2·0,7/0,2+n(4·0,8+0,7/4·0,8n0,2/0,123)=0,18Ом где: Rи – электрическое сопротивление изоляции кожуха с учетом старения, принимаем Rи = 500 Ом·м.

Определяем количество протекторов, необходимых для защиты всего кожуха где: пр – коэффициент, учитывающий взаимное экранирование протекторов определяется по графику [2], принимаем пр = 0, Принимаем для протекторной защиты кожухов 10 магниевых протекторов Определим срок службы протектора где: K – коэффициент использования протектора, принимаем K = 0,5 [2];

G – масса протектора, принимаем G = 10 кг [2];

Э – электрохимический эквивалент, для магния, принимаем Э = 3,94 кг/а · год 4 Безопасность и экологичность проекта 4.1 Выбор и краткое описание объекта анализа Эксплуатация магистрального нефтепровода прежде всего подразумевает эксплуатацию основного оборудования, с помощью которого перекачивается нефть. Поэтому основным технологическим объектом является насосный цех.

Насосный цех также является основным источником опасности и загрязнения среды. От его работы зависит весь процесс перекачки. В насосном цехе необходимо соблюдать все меры безопасности и стремиться уменьшить вредные воздействия на организм человека Учитывая все выше перечисленные факторы, рассмотрение насосного цеха с точки зрения безопасности и экологичности является крайне важным 4.2 Производственная санитария 4.2.1 Защита от токсичных веществ включает технические, санитарные и лечебно-профилактические мероприятия:

система разгрузки торцевых уплотнений;

контроль загазованности приборами и газосигнализаторами;

оборудования, автоматически отключается вышедший из строя агрегат. Для предусматривается спецодежда, спецобувь, противогазы. Работающим на производстве с вредными веществами в дни работы выдается 0,5 л молока, ограничивается рабочий день, увеличивается длительность отпуска. Важное значение имеет проведение медицинских осмотров.

4.2.2 Защита от шума и вибрации Из мер, предусмотренных СНИП 11-12-77, рассмотрим наиболее характерные для насосного цеха:

размещение насосов и вентиляторов, являющихся источни ком шума, в разных помещениях;

дистанционное управление оборудованием;

уплотнение окон, проемов, дверей;

оборудования, являющихся источником шума;

своевременный планово-предупредительный ремонт согласно использовать наушники или антифоны.

предусматривает следующие меры:

правильное проектирование оснований под оборудование, с учетом динамических нагрузок и изоляция их от несущих конструкций и инженерных коммуникаций;

выбор бескавитационных режимов работы;

центровка и балансировка вращающихся частей агрегатов.

Рабочие, подвергающиеся воздействию вибрации должны регулярно проходить медосмотр.

4.2.3 Освещение Неправильно выполненное освещение (плохое освещение опасных зон, слепящее действие ламп и блики от них) может явиться причиной травматизма, а также привести к развитию некоторых дефектов глаз.

допущенные при проектировании и установке в насосном цехе могут привести к взрыву, пожару, ошибкам при наблюдении контрольноизмерительных приборов и автоматики, несчастным случаям.

Согласно СНИП 23-05-95 нормативные значения освещенности для машинного зала насосной 100 лк, для операторной 150 лк. Согласно ПУЭ и категорийности помещения (таблица 3.3) приняты в эксплуатацию светильники взрывозащищенного исполнения марки НОДЛ для общего освещения насосной.

4.2.4 Производственный климат Метеорологические условия на рабочем месте в производственных температурой воздуха, относительной влажностью, барометрическим увеличивает действие пониженной температуры, повышение влажности температуры. При высокой температуре воздуха (30 0С и выше) происходит перегревание организма и тепловой удар. При пониженных температурах возникают обморожения, радикулиты и так далее. Вследствие нарушения водно-солевого баланса может развиться судорожная болезнь.

относительной влажности и скорости движения воздуха в насосном цехе, соответственно для холодного и теплового периода, составляет: 18-20 0C и 21-23 0С ; 60-40%; 0,2 и 0,3 м/с.

согласно СНИП 2.04.05-86 используются:

электроприводные задвижки;

в холодное время принята водная система отопления и воздушные При работе на открытом воздухе большое значение приобретает рациональный режим труда и правильное использование спецодежды.

Согласно ГОСТ 12.4.103-83 в таблице 4.2 приведены нормы выдачи спецодежды для работающих в насосной.

Таблица 4.2 - Нормы выдачи спецодежды 4.3.1 Защита от пожаровзрывоопасности Меры по предотвращению и распространению взрыва и огня дополнение к этому предусматривается установка обратных клапанов на трубопроводе, срабатывающие термоэлементы для включения системы автоматического пожаротушения, установка дверей и окон, открывающихся наружу, заземление металлического оборудования от статического и атмосферного электричества. Соединение насосов и электродвигателей осуществляется через специальные отверстия в герметизирующей камере фрамуги разделительной стенки, к которому подается чистый воздух для вентиляция для создания избыточного давления на валу электродвигателя.

4.3.2 Защита от статического электричества электропроводные неметаллические части технологического оборудования интенсивности возникновения зарядов статического электричества жидкости от механических примесей. Согласно РД 34.21.122-87 для защиты молниеотводы устанавливаемые на защищаемом объекте неизолированные от него.

4.3.3 Защита от электроопасности Основные меры по электробезопасности в насосном цехе:

надежная электрическая изоляция токоведущих частей;

частей в сетях до 1000 В с изолированной и заземленной зануление в сетях до 1000 В;

защитное отключение при появлении напряжения на корпусе предупредительная сигнализация, блокировка, знаки безопасности;

ограждение неизолированных токоведущих частей;

эксплуатации электроустановок.

Защитные средства от поражения током по ГОСТ 12.1.009- включает в себя: диэлектрические перчатки, калоши, коврики, указатели высокого напряжения, инструменты с изолированными рукоятками.

4.3.4 Защита от чрезмерных давлений максимальное давление на выходе станций равно 20 МПа. Основными мероприятиями для предотвращения превышения давления сверх допустимого являются:

постоянный контроль за режимом работы насосов;

автоматизация процесса при превышении разрешенного давления автоматически останавливается насос;

своевременное и качественное проведение ППР оборудования и контроль за состоянием торцевых уплотнений насосов, фланцевых соединений трубопроводов;

периодическое прохождение обслуживающим персоналом инструктажа и обучение безопасным методам работы 4.4 Пожарная безопасность В зданиях и сооружениях при единовременном нахождении на этаже более 10 человек разработаны и на видных местах вывешены планы (схемы) эвакуации людей в случае пожара, а также предусмотрена система (установка) оповещения людей о пожаре.

Территории организаций, в пределах противопожарных расстояний между зданиями, сооружениями и открытыми складами своевременно очищаются от горючих отходов, мусора, тары, опавших листьев, сухой травы и т. п.

Дороги, проезды и подъезды к зданиям, сооружениям, открытым складам, наружным пожарным лестницам и водоисточникам, используемым для целей пожаротушения, всегда свободны для проезда пожарной техники, содержатся в исправном состоянии, а зимой очищены от снега и льда.

Территории организаций имеют наружное освещение в темное время суток для быстрого нахождения пожарных гидрантов, наружных пожарных лестниц и мест размещения пожарного инвентаря, а также подъездов к пирсам пожарных водоемов, к входам в здания и сооружения. Места размещения (нахождения) средств пожарной безопасности и специально оборудованные места для курения обозначены знаками пожарной безопасности, в том числе знаком пожарной безопасности "Не загромождать".

Автоматические установки (водяного и пенного) пожаротушения эксплуатируются в автоматическом режиме запуска и технически исправном состоянии.

На панелях управления установок пожаротушения, приемных станциях пожарной сигнализации, узлах управления запорно-пусковых устройств и в насосной станции имеются надписи и порядковые номера, соответствующие местной инструкции и принципиальной схеме.

Трубопроводы, узлы управления и насосы установок пожарной защиты в помещениях, особенно подверженных атмосферным осадкам, окрашены в красный цвет.

Система оповещения о пожаре с главного или центрального щита управления работает в течение расчетного времени возможной эвакуации персонала.

Для оповещения о пожаре используются общеобъектовая поисковая громкоговорящая связь, а также сигналы условных звуковых устройств (сирены, ревуна и т.п.).

Производственные, административные, складские и вспомогательные здания, помещения и сооружения обеспечены первичными средствами пожаротушения (ручными и передвижными): огнетушителями, ящиками с песком (при необходимости), асбестовыми или войлочными покрывалами и др.

Для обозначения мест расположения первичных средств пожаротушения установлены специальные знаки, отвечающие требованиям НПБ 160-97 «Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности. Виды, размеры, общие технические требования» на видных местах.

Запорная арматура (краны, рычажные клапаны, крышки горловин) углекислотных, химических, воздушно-пенных, порошковых и других огнетушителей опломбирована.

Асбестовое полотно, войлок, кошма размещаются только в тех местах, где их необходимо применять для защиты отдельного оборудования от огня или изоляции от искр и очагов загорания при аварийной ситуации.

Предусмотрено дистанционное отключение клапанов-отсекателей со щита в операторной. Вследствие малой электропроводности перерабатываемых нефтепродуктов, в них могут накапливаться заряды статического электричества при движении продуктов по трубопроводам установки.

В соответствии с «Правилами защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности», на установке у каждого сооружения выполнен наружный контур заземления, состоящий из вертикальных заземлителей и горизонтально проложенных стальных полос 4 x 12 мм. Все контуры соединены между собой.

Сопротивление заземляющих устройств не превышает 4 Ом.

4.5 Мероприятия и средства по обеспечению безопасности в ЧС Несмотря на принятые меры профилактики пожаро-взрывоопасности в нефтяной насосной, указанные выше, практика показывает возможность возникновения внезапных аварий:

• разгерметизация торцевых уплотнений магистрального насоса • разрыв прокладки корпуса магистрального насоса • разрыв трубы коллектора (выкид) В связи с этим, в соответствии с законом о промышленной безопасности (ПБ) приведен фрагмент плана работ по ликвидации внезапных аварий в нефтяной насосной:

а) При разгерметизации торцевого уплотнения магистрального насоса • отключить работающий агрегат;

• закрыть задвижки на входе и выходе магистрального насоса;

• отключить эл. двигатель;

• запустить резервный насосный агрегат;

• вызвать ремонтную службу.

Примерный график работ:

б) При разрыве прокладки корпуса магистрального насоса • отключить работающий агрегат (если не сработала автоматика);

• закрыть задвижки на входе и выходе магистрального насоса;

• отключить эл. двигатель;

• вызвать ремонтную службу, аварийную бригаду, пожарную команду;

• убрать замазученность в насосном зале, запустить резервный насосный агрегат.

Примерный график работ:

Уборка замазученности в) Разрыв трубы коллектора • отключить работающий агрегат (если не сработала автоматика), • закрыть задвижки на входе и выходе магистрального насоса;

• отключить эл. двигатель, вызвать ремонтную службу, аварийную бригаду, пожарную команду;

• убрать замазученность в насосном зале;

• откачать нефть из поврежденного участка;

• восстановить коллектор одним из способов приведенных выше способом;

• запустить резервный насосный агрегат.

Примерный график работ:

Уборка замазученности Восстановление коллектора г) Пожар в нефтенасосной • по телефону или извещателю вызвать пожарную команду;

• сообщить диспетчеру • оказать помощь пострадавшим, вывести из опасной зоны рабочих, не задействованных в тушении пожара;

• при не срабатывании автоматики пожаротушения пуск ПГС произвести вручную;

• отключить работающий агрегат (если не сработала автоматика);

• закрыть задвижки на входе и выходе магистральных насосов;

• обесточить эл.оборудование;

• приступить к тушению пожара первичными средствами.

Примерный график работ:

Отключить насосные агрегаты (если не сработала Пуск ПГС вручную (при не срабатывании автоматики) 2 мин.

мин.

Уборка замазученности Восстановление коллектора 4.6 Охрана окружающей среды На ЛПДС, где существует вероятность попаданий в воздух паров нефти, газов, можно перечислить следующие причины загрязнения окружающей среды: неисправность перекачивающих насосов, пропуск нефти, воды через сальники и сальниковые уплотнения; недостаточная герметизация резервуаров и отстойников; негерметичность систем перекачки нефти, прорывы нефтепроводов, водоводов из-за аварий, коррозийное разрушение, дефекты труб и строительно-монтажных работ, неправильная техническая эксплуатация оборудования.

На ЛПДС наиболее вероятными являются следующие источники выделения вредных веществ:

- предохранительные устройства. Выбросы возможны при их проверке и при срабатывании предохранительных клапанов;

- контрольно-измерительные приборы. Потери нефти и газа могут произойти при монтаже и демонтаже приборов и датчиков;

- узел отбора пробы. Утечки и выделения вредных веществ происходит при отборе пробы нефти, при очистке пробоотборной линии и пробоотборника;

- потери за счет наличия нефти в сбрасываемой воде в линии предварительного сброса;

- аварийные утечки вследствие коррозии оборудования, дефектов строительно-монтажных работ и самих труб или конструкций, нарушение правил эксплуатации.

Одним из последствий вредных выбросов является загрязнение почв, которое приводит к затяжным процессам регенерации природы и ухудшению санитарного состояния окружающей среды.

На ЛПДС осуществляется постоянный контроль воздушной среды. Эти данные фиксируются на рабочем месте и передаются на диспетчерский пункт.

Вокруг объекта устанавливается санитарно-защитная зона, размеры которой определяются по действующим санитарным нормам. Санитарнозащитная зона определяется исходя из объемов возможных аварийных выбросов и условий рассеивания сероводорода до концентрации 30 мг/м3.

Для удаления нефти используются природные и искусственные сорбенты: торф, полимерные материалы, песок. На пути движения потока нефти оборудуются ямы, накопители дренажные канавы.

В целых охраны, рационального использования и предупреждения загрязнения почвы, водоемов и воздушного бассейна предусматривается:

полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;

- 100%-ный контроль швов сварных соединений трубопроводов;

- компактность ЛПДС.

Благодаря компактности ЛПДС осуществляется экономия площади почвы, сведения к минимуму разъединительных соединений и удобство обслуживания:

- оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований " Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением";

- отсутствие открытого слива и налива нефтепродуктов;

- автоматическая (по уровню жидкости) откачка из дренажной емкости;

- испытание оборудования и трубопроводов на прочность после монтажа;

- оснащение резервуаров непримерзающими клапанами типа КДС;

- трубопроводы и оборудования защищаются от коррозии;

- осуществляется аварийная сигнализация предельных значений регулируемых параметров (уровня, давления, температуры);

- защитное отключение насосных агрегатов.