Автор: Вайншток С.М.
Теги: транспортирование, распределение и хранение жидкостей и газов установки, оборудование и аппаратура трубопроводный транспорт нефтяная промышленность
ISBN: 5-8365-0175-0
Год: 2004
Текст
ТРУБОПРОВОДНЫЙ
ТРАНСПОРТ
НЕФТИ
Под общей редакцией С.М. ВАЙНШТОКА
Допущено
Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации
по нефтегазовому образованию в качестве учебника
для подготовки дипломированных специалистов
по специальности 090700 “Проектирование, сооружение и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ" направления 650700
“Нефтегазовое дело"
В двух томах
Москва НЕДРА 2004
УДК 621.643.622.32 (075.8)
ББК 39.7
Т 77
Книга выпущена при содействии ОАО «АК «Транснефть»
Авторы:
С.М. ВАЙНШТОК, В.В. НОВОСЕЛОВ. А.Д. ПРОХОРОВ,
А.М. ШАММАЗОВ, В.В. КАЛИНИН, Ю.В. ЛИСИН, А.Е. СОЩЕНКО,
Е.Я. РАДЧЕНКО, С.А. БАКШИНА, В.М. ПИСАРЕВСКИЙ, М.В. ЛУРЬЕ,
ГА. РОЕВ, Г.Г. ВАСИЛЬЕВ, С.Г. ИВАНЦОВА Е.А. МАЗЛОВА
Г.Е. КОРОБКОВ, А.И. ГОЛЬЯНОВ, А.Г. ГУМЕРОВ, В.А. ДУШИН,
Б.Н. МАСТОБАЕВ, Ю.А. ФРОЛОВ, В.А. ИВАНОВ, С.В. КУЗЬМИН,
А.А. ТАРАСЕНКО, В.А. КРАСКОВ
Рецензенты:
кафедра «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ»
Тюменского государственного нефтегазового университета;
д-р техн, наук проф. Б.Л. Кривошеин
.7ГИТУ {
™ .««"M-и 4
Трубопроводный транспорт нефти/С.М. Вайншток,
Т 77 В.В. Новоселов, А.Д. Прохоров, А.М. Шаммазов и др.;
Под ред. С.М. Вайнштока: Учеб, для вузов: В 2 т. —
М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. — Т. 2. — 621 с.: ил.
ISBN 5-8365-0175-0
Рассмотрены теоретические основы и организация практической
деятельности нефтепроводной компании по комплексу направлений,
связанных с эксплуатацией системы нефтепроводов — диспетчерское
управление, учет нефти, диагностика и ремонт оборудования и со-
оружений объектов нефтепроводов, обеспечение надежности, эколо-
гической безопасности и др. Особое внимание уделено нормативным
требованиям при проектировании объектов нефтепроводной системы,
технологии эксплуатации подводных переходов магистральных неф-
тепроводов. Дано описание технологий и методов работы, применяе-
мых материалов, техники, оборудования. Приводятся примеры техно-
логических расчетов, необходимых для практической деятельности.
Для студентов, бакалавров и магистров, обучающихся по специ-
альности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефте-
проводов и газонефтехранилищ».
ISBN 5-8365-0117-3 © Коллектив авторов, 2004
ISBN 5-8365-0175-0 (Т. 2) © Оформление. ООО
«Недра-Бизнесцентр», 2004
список основных
СОКРАЩЕНИЙ
АРМ - автоматизированное рабочее место
АСКИД - автоматизированная система контроля исполнения дого-
воров
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологически-
ми процессами
АЭ - акустическая эмиссия
БИК - блок измерения параметров качества нефти
БПУ - блок программного управления
БСИ - блок сбора информации
ВИГ - высшие исторические горизонты
ВИП - внутритрубные инспекционные снаряды
ВЛ - высоковольтные линии
ГВВ - горизонт высоких вод
ГУС - газоуравнителъная система
ДДК - дополнительный'дефектоскопический'контроль
ДПР - дефекты, подлежащие ремонту
БАСУ - единая автоматизированная система управления
ИПТЭР - Институт проблем транспорта энергоресурсов
КПП СОД - камера пуска-приема средств очистки и диагностики
ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская станция
ЛЭП - линия электропередачи
АЭС - линейная эксплуатационная служба
МДП - местный диспетчерский пункт
МН - магистральный нефтепровод
МПР — Министерство природных ресурсов
МЧС - Министерство по чрезвычайным ситуациям
НМ - насос магистральный
ННБ - наклонно направленное бурение
НПЗ - нефтеперерабатывающий завод
НПС - нефтеперекачивающая станция
НТД - нормативно-техническая документация (ГОСТ, СНиП, РД,
Регламент, Нормы технологического проектирования и др.)
ОАО - открытое акционерное общество
ОВОС - оценка воздействия на окружающую среду
ООО - общество с ограниченной ответственностью
3
ПЗУ - приборозаборное устройство
ПИД-регулирование - пропорционально-интегрально-дифферен-
циальный закон регулирования
ГТКУ - пункт контроля и управления
ПЛВА - план ликвидации возможных аварий
ПНБ - перевалочная нефтебаза
ПНУ - передвижная насосная установка
ПОИ - проект организации испытаний
ПОР - первоочередной ремонт
ПОС - проект организации строительства
ПП - преобразователь плотности
ППИ - проект производства испытаний
ППМН - подводный переход магистрального нефтепровода
ППР - проект производства работ
ПР - преобразователи расхода
ПС - перекачивающая станция
ПСБ - полевой соединительный блок
ППН - пункт подогрева нефти
ПСП - приемно-сдаточный пункт
ПТЭ — правила технической эксплуатации
ПУН - пункт учета нефти
РДП - районный диспетчерский пункт
РИР - резервуарный измерительный радар
РП - резервуарный парк
РНУ - районное нефтепроводное управление
САР - система автоматического регулирования
СДКУ - система диспетчерского контроля и управления
СИ - средства измерения
СИКН - система измерения количества и качества нефти
СМР - сварочно-монтажные работы
СОД - средства очистки и диагностики
СОУ - система обнаружения утечек
ССН - станция смешения нефти
СУПЛАВ - специализированное управление по предотвращению и
ликвидации аварий
ТДП - территориальный диспетчерский пункт
ТОР - техническое обслуживание и ремонт
ТОУ - технологический объект управления
ТПУ - трубопоршневая поверочная установка
ТПЧ - тиристорный преобразователь частоты
ТТО - товарно-транспортные операции
УВВ - уровень высоких вод
УЗР - ультразвуковой расходомер
УМН - управление магистральных нефтепроводов
УОИ - устройство обработки информации
ФГУ - фильтры-грязеуловители
ЦДП - центральный диспетчерский пункт
ЦРС - центральная ремонтная служба
ЭВМ - электронно-вычислительная машина
ЭХЗ - электрохимическая защита
4
ВВЕДЕНИЕ
Эксплуатация магистральных нефтепроводов
(МН) - это совокупность процессов приема, перекачки, сдачи
нефти, технического обслуживания и ремонта объектов ма-
гистральных нефтепроводов. Организацию работ по эксплуа-
тации системы магистрального нефтепроводного транспорта
осуществляет эксплуатирующая организация (оператор сис-
темы магистрального нефтепроводного транспорта - Компа-
ния) и ее дочерние предприятия - открытые акционерные
общества магистральных нефтепроводов (операторы магист-
ральных нефтепроводов - ОАО (ООО) МН).
Организации, эксплуатирующие магистральные нефтепро-
воды, поднадзорны Госгортехнадзору России, Государствен-
ной противопожарной службе и другим органам государст-
венного надзора, уполномоченным Правительством РФ. Госу-
дарственный надзор осуществляется с целью обеспечения
при проектировании, строительстве, приемке объектов в экс-
плуатацию, а также эксплуатации объектов МН соблюдения
требований действующих нормативных и технических доку-
ментов и распространяется на виды деятельности, перечис-
ленные в соответствующих положениях, нормативно-
правовых актах и других документах, определяющих сферу
деятельности этих органов. Деятельность ОАО МН и других
эксплуатирующих и сервисных организаций МН разрешается
при наличии лицензий, выдаваемых органами Государствен-
ного надзора.
При эксплуатации МН должны быть обеспечены:
безопасность трубопроводов и оборудования;
надежность и экономичность работы всех сооружений и
оборудования;
систематический контроль за работой МН и его объектов
и принятие мер по поддержанию установленного режима пе-
рекачки;
разработка и внедрение мероприятий по сокращению по-
терь нефти, экономии электроэнергии, топлива, материалов и
других ресурсов, освоение новой техники;
5
организация и своевременное проведение технического
обслуживания и ремонта оборудования МН;
экологическая безопасность объектов МН;
выполнение мероприятий по организации безопасных ус-
ловий труда;
обучение, инструктажи, проверка (аттестация) знаний
производственного персонала правил охраны труда и про-
мышленной безопасности;
готовность к ликвидации аварий, повреждений и их по-
следствий;
организация учета нефти и ведение установленной отчет-
ности;
сохранность материальных ценностей на объектах МН.
Обеспечение производственной деятельности осуществля-
ется организациями магистральных нефтепроводов и их
структурными подразделениями: филиалами - районными
управлениями и управлениями магистральных нефтепрово-
дов (РНУ, УМН), линейными производственно-диспетчерс-
кими станциями (ЛИДС), нефтеперекачивающими станциями
(НПС), перевалочными нефтебазами (ПНБ); функциональны-
ми подразделениями и службами, необходимость, которых
определяется объемами перекачки, протяженностью эксплуа-
тируемых МН, числом действующих НПС и конкретными
особенностями каждого нефтепровода.
Организация технического обслуживания и ремонта (ТОР)
сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов
обеспечивается централизованным, пообъектным, смешан-
ным видом системы ТОР, который определяется норматив-
ными документами оператора системы магистрального неф-
тепроводного транспорта.
Требования к эксплуатации объектов МН должны регла-
ментироваться производственными инструкциями и техноло-
гическими схемами, разрабатываемыми филиалами и подраз-
делениями ОАО МН с учетом местных условий и на основе
государственных, ведомственных нормативных документов и
«Правил технической эксплуатации магистральных нефте-
проводов» .
1
ГЛАВА
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ
1.1. ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ
1.1.1. ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
К эксплуатации допускаются МН и его объек-
ты, как вновь построенные, так и после реконструкции или
капитального ремонта, соответствующие проекту по дейст-
вующим нормам и правилам и прошедшие приемку в уста-
новленном порядке. Приемка объектов МН должна произво-
диться в соответствии с требованиями нормативно-техничес-
кой документации [1].
Приемка в эксплуатацию вновь построенных магистраль-
ных нефтепроводов, а также замененных при реконструкции
и капитальном ремонте участков нефтепроводов должна про-
водиться в комплексе со всеми сооружениями, предусмотрен-
ными проектом - линейной частью и площадочными объектами
(насосно-перекачивающими станциями), перевалочными нефте-
базами (ПНЕ), пунктами подогрева нефти (ППН), станциями
смешения нефтей (ССН).
До ввода в эксплуатацию оборудование и устройства объ-
ектов МН, подлежащие регистрации в государственных над-
зорных органах, должны быть зарегистрированы и освиде-
тельствованы согласно требованиям действующих норм и
правил.
При вводе в эксплуатацию вновь построенных магист-
ральных нефтепроводов, а также участков нефтепроводов,
при реконструкции или капитальном ремонте проложенных
по новой трассе, владельцем трубопровода передаются в ко-
7
митеты по земельным ресурсам и землеустроительству мест-
ных органов исполнительной власти материалы фактического
расположения (исполнительная съемка) трубопровода и объ-
ектов МН для нанесения на кадастровые карты районов.
Приемка в эксплуатацию вновь построенного магистраль-
ного нефтепровода и участков, замененных при реконструк-
ции или капитальном ремонте, должна проводиться приемоч-
ной комиссией, назначаемой ОАО МН. До предъявления
вновь построенного нефтепровода приемочной комиссии
должна быть проведена приемка нефтепровода и его объек-
тов рабочей комиссией, назначаемой ОАО МН не позднее,
чем за 3 мес до планируемого срока начала работы комиссии.
Рабочая комиссия приступает к работе после получения
письменного извещения генерального подрядчика о готовно-
сти объекта к сдаче.
Генеральный подрядчик - организация, выбранная на тен-
дерной основе, и может быть как сторонней организацией,
так и структурным подразделением ОАО «АК «Транснефть»
или ОАО МН.
Приемочные комиссии назначаются не позднее чем за
3 мес до планируемого срока приемки объектов МН в экс-
плуатацию.
В состав приемочной комиссии входят: представители за-
казчика (эксплуатирующей организации), генерального под-
рядчика и субподрядчиков, генерального проектировщика
(проектной организации), трубопроводной инспекции терри-
ториального органа Госгортехнадзора России, Государствен-
ного санитарного надзора, Государственного пожарного над-
зора, Министерства по чрезвычайным ситуациям (МЧС), тех-
нического надзора. Порядок и продолжительность работы
приемочной комиссии определяется заказчиком на время,
необходимое для обследования объекта и изучения исполни-
тельной документации.
Линейная часть вновь построенного нефтепровода и заме-
ненных участков принимается в эксплуатацию после предъ-
явления генподрядчиком исполнительно-технической доку-
ментации, удостоверяющей соответствие выполнения строи-
тельно-монтажных работ проекту, строительным нормам и
правилам, ведомственным нормативным документам, а также
после выполнения комплекса работ по испытанию, наладке,
опробованию отдельных узлов и объектов или сооружений
линейной части, систем связи, очистки полости трубопрово-
да, проведения гидравлических испытаний на прочность и
герметичность (опрессовки), удаления из трубопровода оп-
8
рессовочной воды, заполнения его нефтью и комплексного
опробования.
До даты начала подключения и заполнения МН нефтью
должны быть завершены и приняты рабочей комиссией с
оформлением акта объекты и сооружения линейной части
МН: собственно трубопровод с лупингами и резервными
нитками, с переходами через естественные и искусственные
препятствия с линейными задвижками; узлами пуска-приема
очистных и диагностических устройств; линиями электропе-
редачи; электроустановки; линии связи с узлами и усили-
тельными пунктами; дома обходчиков; взлетно-посадочные
площадки для вертолетов; вдольтрассовые дороги; защитные
сооружения от аварийного разлива нефти; средства электрохи-
мической защиты (ЭХЗ); линейная телемеханика.
Заполнение трубопровода нефтью и его работа после за-
полнения в течение 72 ч считается комплексным опробовани-
ем нефтепровода. Заполнение и комплексное опробование
нефтепровода проводится согласно плану мероприятий, раз-
работанному и утвержденному заказчиком и подрядчиком.
Работы по заполнению и комплексному опробованию
нефтепровода проводятся под руководством рабочей комис-
сии.
Приемка вновь построенных объектов МН и участков МН
после реконструкции и капитального ремонта оформляется
актом приемочной комиссии, который утверждается руково-
дителем организации заказчика (эксплуатирующей организа-
ции). Датой приемки объекта считается дата подписания акта
приемочной комиссией.
При сдаче-приемке линейной части вновь построенного
МН, а также замененного при реконструкции или капиталь-
ном ремонте участка МН генподрядчик представляет рабочей
и приемочной комиссиям следующую документацию:
перечень организаций, участвовавших в производстве
строительно-монтажных работ, с указанием выполненных
ими видов работ и фамилий специалистов, ответственных за
каждый вид работ;
комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них
изменениями;
перечень всех допущенных при строительстве отступлений
от рабочих чертежей с указанием причин и предъявлением
соответствующих документов согласования на эти отступле-
ния организации, которой выполнен проект строительства,
реконструкции или капитального ремонта объекта;
документы, характеризующие качество сварочных работ -
9
сертификаты на сварочные материалы (электроды, проволо-
ку, флюс); журнал сварочных работ с привязкой одиночных
труб и плетей к пикетам; список сварщиков с указанием но-
меров их удостоверений; копии удостоверения сварщиков и
дефектоскопистов; заключения по результатам физических
методов контроля стыков и механических испытаний; доку-
менты по допускным стыкам;
документы по антикоррозионной изоляции - сертификаты,
паспорта на изоляционные материалы, журнал изоляционных
работ, акты на очистку и изоляцию труб, акт на проверку
сплошности покрытия, акты испытания участков трубопровода
на прочность и герметичность;
акты на подготовленность оснований траншей или опор,
акты на укладку в траншею и засыпку трубопровода, факти-
ческую раскладку труб по маркам стали и толщине стенок с
указанием пикета и километра;
акты пооперационной приемки работ по сооружению пе-
реходов через водные преграды и исполнительные профили
траншей на всех переходах с фактическими отметками глу-
бины заложения трубопровода и горизонтальной и верти-
кальной привязкой к реперам, акт на футеровку и балласти-
ровку сваренного в нитку подводного перехода;
акт предварительных испытаний трубопровода на подвод-
ных переходах;
акт на продувку (промывку) внутренней полости участков
трубопровода и пропуск очистного устройства;
заводские сертификаты на трубы, фасонные части и арма-
туру, паспорта на установленную арматуру и манометры (из-
мерительные приборы);
акты скрытых работ по линейным сооружениям;
документацию об отводе земель, рекультивации и возврате
части их владельцу после окончания строительства;
документы, подтверждающие сдачу местным органам вла-
сти исполнительной съемки расположения объектов линей-
ной части;
документы согласований с организациями, объекты кото-
рых расположены в охранной зоне трубопровода (или при
его пересечении);
акты приемки устройств электрохимзащиты;
акты приемки сооружений линий связи и телемеханики;
акты приемки электроустановок;
акты на приемку природоохранных сооружений и защит-
ных сооружений от аварийного разлива нефти;
акты на установку и привязку реперов.
ю
, Указанные акты должны быть оформлены с участием
службы технического надзора заказчика.
При сдаче-приемке линейной части МН после капитально-
го ремонта с заменой изоляции и ремонта стенки трубы ген-
подрядчик представляет приемочной комиссии, состав кото-
рой определен НТД, следующую документацию:
перечень организаций, участвовавших в ремонте нефте-
провода, с указанием выполненных ими видов работ и фами-
лий специалистов, ответственных за каждый вид работ;
сертификаты, технические паспорта и другие документы,
удостоверяющие качество материалов, труб, конструкций и
деталей, примененных при производстве ремонтных работ;
комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них
изменениями;
перечень всех допущенных при капитальном ремонте от-
ступлений от рабочих чертежей с указанием причин и
предъявлением документов, подтверждающих согласование
на эти отступления организации, которой выполнен проект
капитального ремонта объекта;
акты об устранении дефектов;
документы по антикоррозионной изоляции - сертификаты,
паспорта на изоляционные материалы, журнал изоляционных
работ, акты на очистку и изоляцию труб, акт на проверку
сплошности покрытия.
Указанные документы должны быть также оформлены с
участием службы технического надзора заказчика.
При вводе в эксплуатацию вновь построенных МН, трасса
которого проходит в одном техническом коридоре с другими
коммуникациями, владелец МН должен составить с владель-
цами других коммуникаций и сооружений технического ко-
ридора договор или инструкцию об условиях совместной
эксплуатации линейных сооружений и порядок действий
сторон при авариях и чрезвычайных ситуациях.
До начала пуско-наладочных работ и работ по комплекс-
ному опробованию МН, оборудования, устройств, сооруже-
ний ОАО МН и их филиалы должны укомплектовать вводи-
мые объекты обслуживающим персоналом и специалистами
соответствующей квалификации.
К началу ввода в эксплуатацию все объекты и рабочие
места должны быть укомплектованы необходимой докумен-
тацией, запасами материалов, запчастями, инвентарем со-
гласно установленным нормам.
1.1.2. ПЛОЩАДОЧНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
Нефтеперекачивающие станции, базы приема
и отгрузки нефти, станции смешения, пункты подогрева неф-
ти должны приниматься в эксплуатацию после завершения
всех строительно-монтажных работ, предусмотренных проек-
том, проведения пуско-йаладочных работ и предъявления
генподрядчиком исполнительно-технической документации,
удостоверяющей соответствие выполнения строительно-
монтажных работ проекту, строительным нормам и правилам,
ведомственным нормативным документам, а также после вы-
полнения комплекса работ по испытанию, наладке, опробова-
нию отдельных узлов [ 1 ].
Приемка в эксплуатацию вновь построенных НПС и их
объектов после реконструкции и капитального ремонта, про-
веденных с внесением изменений в первоначальный проект и
изменением технических характеристик объекта, должна
проводиться приемочной комиссией, назначаемой ОАО МН.
До предъявления вновь построенной НПС приемочной ко-
миссии должна быть проведена приемка объектов рабочей
комиссией, назначаемой ОАО МН не позднее, чем за 3 мес
до планируемого срока начала работы комиссии.
Рабочая комиссия приступает к работе после получения
письменного извещения генерального подрядчика о готовно-
сти объекта к сдаче.
Приемочные комиссии назначаются не позднее, чем за
3 мес до планируемого срока приемки объектов НПС в экс-
плуатацию.
Работоспособность и готовность оборудования, сооруже-
ний, агрегатов, резервуаров, технологических систем, систем
энергообеспечения и автоматики к работе на вновь постро-
енной НПС или после реконструкции и капитального ремон-
та должны проверяться комплексным опробованием.
При комплексном опробовании в соответствии с утвер-
жденной заказчиком программой проводится проверка ис-
правности и работоспособности оборудования, систем и со-
оружений под нагрузкой совместно с системами сигнализа-
ции, защиты, автоматики и телемеханики.
Комплексное опробование работоспособности оборудова-
ния НПС считается проведенным при условии отсутствия не-
исправностей и непрерывной работе под нагрузкой каждой
единицы оборудования совместно с системами обеспечения,
автоматики и телемеханики в течение 72 ч.
Комплексной приемке оборудования насосной станции
12
должны предшествовать опробование и регулировка всех
вспомогательных систем и защит, а также индивидуальное
опробование каждого насосного агрегата с оформлением со-
ответствующих актов.
До начала комплексного опробования объекты МН долж-
ны быть укомплектованы обученным эксплуатационным пер-
соналом; рабочие места обеспечены инструкциями, техноло-
гическими картами, схемами, технической и оперативной до-
кументацией; оснащены требуемыми материалами, инстру-
ментами и запасными частями, средствами индивидуальной
защиты. На объектах должны быть выполнены противопожар-
ные мероприятия: смонтированы, налажены автоматические
системы защиты агрегатов, общестанционные защиты, сис-
темы сигнализации и извещения о пожаре и пожаротушении.
Приемка электроустановок в эксплуатацию осуществляет-
ся согласно требованиям НТД.
При приемке в эксплуатацию любых объектов МН рабо-
чей и приемочной комиссиям подрядчиком предъявляются
следующие документы:
а) акты на скрытые работы;
б) сертификаты материалов, паспорта лабораторных испы-
таний несущих бетонных и железобетонных конструкций
резервуаров и фундаментов под оборудование;
в) документация на элементы резервуаров, изготовленных
на заводе;
г) сертификаты и прочие документы, удостоверяющие ка-
чество металла, из которого построены резервуары, качество
электродов, сварочной проволоки, флюса и других материа-
лов, примененных при монтаже резервуаров;
д) журналы работ по сооружению резервуаров и журналы
сварочных работ;
е) акты испытаний резервуаров на прочность и герметич-
ность;
ж) акты испытаний технологических трубопроводов, теп-
лосетей, водопроводных сетей, напорных канализационных
коллекторов, самотечных систем;
з) акты проверки стационарных систем пожаротушения и опо-
вещения о пожаре;
и) акты проверки герметичности разделительных стен на-
сосных.
к) заводские паспорта и инструкции на смонтированное
оборудование, акты на их ревизию и испытания;
л) заводские сертификаты на трубы, фасонные изделия,
арматуру, провода и кабели линий электропередачи;
13
м) акты на выполнение переходов и пересечений;
н) протоколы испытаний на плотность трубной электро-
проводки во взрывоопасных помещениях;
о) акты (протоколы) на испытание заземляющих устройств
(контуров);
п) паспорта, сертификаты заводов-изготовителей на элек-
трооборудование.
Все акты, составленные в процессе приемки в эксплуата-
цию, должны быть оформлены с участием службы техниче-
ского надзора заказчика.
При приемке в эксплуатацию вновь построенных НПС,
станций смешения и пунктов подогрева нефти рабочей и прие-
мочной комиссиям подрядчиком предъявляются дополнитель-
но к перечисленным в пунктах а) - п) следующие документы:
утвержденный технический проект, рабочие чертежи зда-
ний и сооружений со всеми внесенными в процессе строи-
тельства изменениями, согласованными с проектной органи-
зацией;
паспорт на земельный участок, согласования об отводе
площадки под строительство наземных сооружений;
заводские паспорта и инструкции на смонтированное обо-
рудование, акты на их ревизию и испытания;
заводские сертификаты на трубы, фасонные изделия, ар-
матуру, провода и кабели линий электропередачи;
сертификаты соответствия на оборудование;
документы, характеризующие качество работ при соору-
жении технологических трубопроводов;
документы, определяющие качество питьевой и производ-
ственной воды;
согласования сброса фекальных, производственных и лив-
невых вод;
согласования с железнодорожными организациями, раз-
решающие эксплуатацию подъездных путей и операции на
сливо-наливных станциях (эстакадах);
При приемке после реконструкции или капитального ре-
монта объекта НПС подрядчиком предъявляются приемочной
комиссии документы, перечисленные в пунках а) - п), а так-
же по принадлежности к объекту:
утвержденный технический проект и рабочие чертежи
проведенной реконструкции или капитального ремонта объ-
екта НПС со всеми внесенными изменениями, согласован-
ными с проектной организацией;
сертификаты соответствия на вновь установленное обору-
дование;
14
документы, характеризующие качество работ при рекон-
струкции или капитальном ремонте технологических трубо-
проводов.
Проектно-техническая документация по электроустановкам,
построенных НПС, ССН и ППН должна включать:
проект электроустановки;
технические условия подключения объекта к сетям энер-
госнабжающей организации;
согласование проекта с энергоснабжающей организацией;
разрешение на присоединение установленной мощности к
энергосистеме;
допуск Госэнергонадзора на включение законченной
монтажом электроустановки;
генплан с указанием зон защиты молниеприемников;
генплан с указанием взрывоопасных зон и помещений с
указанием их категорий;
инвентарную опись электрооборудования;
исполнительные чертежи по строительной части зданий и
сооружений электроустановок;
исполнительные чертежи, схемы, паспорта электрообору-
дования, кабельных и воздушных линий;
исполнительные чертежи по вторичной коммутации с
фактически выполненной прокладкой, маркировкой проводов
и кабелей;
исполнительные планы силовых, контрольных кабелей, ос-
ветительных проводок;
исполнительные чертежи по заземлению, молниезащите,
защите от вторичных проявлений молнии и статического
электричества.
Проектно-техническая документация по электроустанов-
кам после реконструкции или капитального ремонта объек-
та НПС должна включать:
исполнительные чертежи по строительной части зданиц и
сооружений электроустановок;
исполнительные чертежи, схемы, паспорта электрообору-
дования, кабельных и воздушных линий;
исполнительные чертежи по вторичной коммутации с
фактически выполненной прокладкой, маркировкой проводов
и кабелей;
исполнительные планы силовых, контрольных кабелей, ос-
ветительных проводок;
исполнительные чертежи по заземлению, молниезащите,
защите от вторичных проявлений молнии и статического
электричества.
15
1.2. ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ТРАНСПОРТОМ НЕФТИ
1.2.1. ДИСПЕТЧЕРСКИЕ СЛУЖБЫ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Диспетчеризация процесса перекачки нефти
по системе магистральных трубопроводов - это централиза-
ция оперативного контроля и управления для согласования
работы отдельных ее звеньев посредством технических
средств связи, автоматики и телемеханики. Целью диспетче-
ризации является обеспечение процесса транспортировки
нефти, повышение технико-экономических показателей, рит-
мичности работы, лучшего использования производственных
мощностей.
Современные средства автоматики и телемеханики позво-
ляют обеспечить полную автоматизацию работы технологиче-
ского оборудования перекачивающих станций, что дает воз-
можность осуществить работу основного и вспомога-тельного
оборудования в соответствии с заданными программами без
участия местного обслуживающего персонала, использовать
так называемую безлюдную технологию.
Основными задачами диспетчерских служб являются:
1. Управление и контроль по обеспечению технологиче-
ских процессов приема, хранения, перекачки и поставок
нефти в пределах установленных границ ответственности с
учетом утвержденных технологических карт режимов работы
нефтепроводов.
2. Оперативный контроль технического состояния нефте-
проводов, резервуаров и технологического оборудования в
пределах установленных границ ответственности.
3. Организация и ведение достоверного учета количества и
качества принимаемой, транспортируемой и сдаваемой неф-
ти.
4. Обеспечение своевременной выдачи информации о ра-
боте МН, необходимой для принятия оперативных решений.
5. Контроль хода выполнения плановых и аварийных работ
на объектах МН.
Оперативный контроль и управление магистральными
нефтепроводами обеспечивается с помощью многоуровневой
системы диспетчерского контроля и управления (СДКУ):
верхний уровень включает центральный диспетчерский
пункт (ЦДП) ОАО «АК «Транснефть»;
1б
средний уровень включает территориальные диспетчер-
ские пункты (ТДП) ОАО МН;
нижний уровень включает районные диспетчерские пунк-
ты (РДП) районных нефтепроводных управлений (РНУ) ОАО
МН и местные диспетчерские пункты (МДП) технологиче-
ских объектов НПС, ЛИДС или нефтебаз.
Для улучшения качества оперативного управления МН де-
лится на технологические участки. Каждый участок включает
не менее одной перекачивающей станции и ограничивается
резервуарными парками. Управление участком осуществляет-
ся районным диспетчерским пунктом.
Как правило, протяженность такого участка не превышает
400-600 км.
Организационная структура диспетчерской службы при-
ведена на рис. 1.1.
ЦДП осуществляет:
оперативный контроль и управление транспортом нефти
по системе магистральных нефтепроводов, обеспечение
приема нефти от производителей, поставки потребителям и
на экспорт в соответствии с графиком транспортировки на
основании выпущенных маршрутных поручений;
учет приема, перекачки и поставки нефти;
контроль количества нефти и свободной емкости в товар-
Рис. 1.1. Организационная структура диспетчерской службы
ных парках ОАО МН, производителей и грузополучателей
нефти;
принятие необходимых мер по изменению грузопотоков
нефти в случаях возникновения отказов на нефтепроводах и
нештатных ситуаций;
контроль за ходом выполнения аварийно-восстановитель-
ных работ;
контроль за ходом ремонтных работ, производимых в со-
ответствии с планом остановок МН;
согласование пропуска очистных устройств (ОУ) и внутри-
трубных инспекционных приборов (ВИП) на участках МН;
контроль и управление количеством и качеством транс-
портируемой нефти;
согласование с ОАО МН остановок участков нефтепрово-
дов продолжительностью до 8 ч, либо связанных с сокраще-
нием объемов перекачки.
На уровне ЦДП в СДКУ непрерывно в режиме реального
времени отображается информация по работе системы маги-
стральных нефтепроводов и резервуарных парков ОАО «АК
«Транснефть» в следующем объеме:
текущее состояние оборудования линейной части;
давление на НПС и линейной части МН;
состояние подпорных и магистральных агрегатов;
обобщенный сигнал по общестанционным (с расшифров-
кой) и агрегатным аварийным защитам;
данные по системам измерения количества и показателей
качества нефти (СИКН);
информация по резервуарным паркам;
информация по погрузке танкеров;
контроль наличия связи.
На уровне ЦДП отображаются все экраны с уровня ТДП.
На уровне ЦДП работает система контроля изменения
режима работы технологических участков, которая отслежи-
вает состояние элементов трубопроводной системы как в
штатных, так и в нештатных ситуациях.
Диспетчерская служба ТДП на основании плановых зада-
ний центрального диспетчерского управления (ЦДУ) осуще-
ствляет:
оперативное планирование и управление приемом, пере-
качкой и поставкой нефти по каждому участку нефтепрово-
да, приемо-сдаточному пункту (ПСП), нефтебазе, порту, неф-
теперерабатывающему заводу (НПЗ) в пределах ОАО МН;
учет движения нефти по отдельным или группе нефтепро-
водов, резервуарным паркам, приемо-сдаточным пунктам с
18
составлением двухчасовых сводок и передача информации в
ЦДП;
контроль и управление качеством транспортируемой неф-
ти;
обеспечение оптимальных технологических режимов и
контроль основных параметров работы магистрального неф-
тепровода;
контроль порядка и режима пропуска очистных устройств,
ВИП на участках МН;
контроль за переключениями на линейной части МН;
контроль за ходом плановых и аварийно-восстановитель-
ных работ.
На уровне ТДП в СДКУ непрерывно в режиме реального
времени отображается информация по работе магистральных
нефтепроводов, обслуживаемых ОАО МН, включая техноло-
гические участки и резервуарные парки, эксплуатируемые
совместно смежными ОАО МН. На уровень ТДП должна по-
ступать следующая информация:
состояние НПС (состояние агрегатов, положение системы
автоматического регулирования (САР), задвижек, значения
давлений, уставок, токовых нагрузок на электродвигателях
магистральных насосов);
сигналы по общестанционным аварийным и технологиче-
ским защитам;
информация по резервуарным паркам;
данные по СИКН;
информация по погрузке танкеров;
состояние линейных задвижек и давления по точкам кон-
троля.
На уровне ТДП должны отображаться все экраны с уров-
ня РДП.
На уровне ТДП работает система контроля отклонения
давлений от установившихся значений на всех технологиче-
ских участках, в том числе на участках, эксплуатируемых со-
вместно смежными ОАО МН.
На уровне ТДП осуществляется контроль нормативных
параметров [2].
Оперативное планирование осуществляется на основании
графика транспортировки нефти на месяц, квартал, год,
представляемого Департаментом транспорта, учета и качества
нефти ОАО «АК «Транснефть» с учетом «Плана остановок и
работы нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» со снижени-
ем режимов», «Плана очистки и диагностики МН ОАО «АК
«Транснефть», графика вывода в ППР основного и вспомога-
19
тельного оборудования. Управление осуществляется на осно-
вании утвержденных главным инженером ОАО МН техноло-
гических карт режимов работы МН в соответствии с техно-
логическими режимами работы МН, разработанными служ-
бой технологических режимов ОАО МН с разбивкой на су-
тки, руководствуясь «Регламентом разработки технологиче-
ских карт, режимов работы магистральных нефтепроводов,
планирования и учета потребления электроэнергии в ОАО
МН».
Учет движения нефти по нефтепроводам осуществляется
для контроля за выполнением установленных планов приема
и поставки нефти, составления оперативных двухчасовых,
вахтовых и суточных сводок по ТДП ОАО МН и составления
двухчасового, 12-часового и суточного балансов.
Учет движения нефти по резервуарным паркам осуществ-
ляется с целью контроля общего наличия нефти, количества
товарной нефти и свободной емкости как в конкретном РП,
так и в целом по ОАО МН. Данная информация необходима
диспетчеру ТДП, руководству товарно-транспортной службой
ОАО МН, диспетчеру ЦДП для принятия оперативных реше-
ний о возможном изменении режима перекачки нефти, пе-
рераспределении грузопотоков.
Учет движения нефти по приемо-сдаточным пунктам осу-
ществляется с целью контроля оперативных значений приема
и поставки нефти. Данная информация необходима диспет-
черу ТДП для контроля исполнения полученных графиков
приема и поставки нефти. На основании суточных данных
движения нефти по магистральным нефтепроводам и резер-
вуарным паркам, введенных диспетчерами РДП (РНУ, УМН)
по АСКИД, диспетчер ТДП формирует суточный отчет (свод-
ки) в АСКИДе. Контроль исполнения суточных заданий ру-
ководства товарно-транспортной службы ОАО МН диспетчер
ТДП осуществляет путем сравнения среднесуточных и нарас-
тающих плановых цифр с фактическими.
Показатели качества нефти при приеме, сдаче и в транс-
портных потоках должны соответствовать требованиям нор-
мативных документов. Контроль показателей качества нефти
осуществляют в соответствии с инструкцией по эксплуатации
соответствующего СИКН на ПСП. Физико-химические пока-
затели качества нефти определяют поточными приборами
или по результатам лабораторного анализа объединенных
проб нефти с использованием лабораторных методов или ав-
томатических анализаторов, поверенных в установленном
порядке.
20
Контролируемыми показателями, в соответствии с ГОСТ Р
51858-2002 являются: массовая доля серы (%), плотность
(кг/м3), выход фракций (%), массовая доля парафина (%), мас-
совая доля воды (%), концентрация хлористых солей (мг/дм3),
массовая доля механических примесей (%), давление насы-
щенных паров (мм рт. ст), содержание хлорорганических со-
единений (млн~ ), массовая доля сероводорода (млн-1), массо-
вая доля метил- и этилмеркаптанов (млн-1). При поставке
нефти на экспорт массовая доля воды должна быть не более
0,5 %, концентрация хлористых солей не более 100 мг/дм3.
При поставке нефти на НПЗ РФ соответственно массовая
доля воды должна быть не более 1,0 %, концентрация хлори-
стых солей не более 900 мг/дм3.
Диспетчер ТДП в своей работе ежесуточно руководствует-
ся технологическими режимами работы МН (согласно «Рег-
ламента разработки технологических карт, режимов работы
магистральных нефтепроводов, планирования и учета по-
требления электроэнергии в ОАО МН «АК «Транснефть»).
Изменение утвержденного режима работы МН на сутки раз-
решается только после получения соответствующего указания
из ЦДП, от заместителя генерального директора ОАО МН по
товарно-транспортным операциям (ТТО), начальника ТТО,
начальника диспетчерской службы ОАО МН. Основные па-
раметры работы МН (давление на приеме и давление на на-
гнетании НПС, давление в коллекторе, номера работающих и
резервных агрегатов, токовые нагрузки на электродвигателях,
транзитное давление по НПС) фиксируется СДКУ непрерыв-
но и диспетчером ТДП на суточном диспетчерском графике
каждые 2 ч на основании доклада диспетчера РДП. Значения
основных параметров работы нефтепроводов и основного
оборудования МН должны соответствовать технологическим
картам режимов работы МН и НПС, утвержденным главным
инженером ОАО МН. Изменения значений технологических
уставок работы МН и оборудования НПС допускаются только
с письменного разрешения главного инженера ОАО МН.
Пропуск очистных устройств по МН осуществляется с це-
лью очистки внутренней полости нефтепровода от механиче-
ских примесей, парафинистых отложений и для подготовки
пропуска ВИП. Порядок пропуска ОУ и ВИП определяется
«Графиком пропуска ОУ и ВИП по МН ОАО «АК «Транс-
нефть» на текущий год, месяц. Технологическими суточными
режимами работы МН на планируемый месяц с посуточной
разбивкой должны быть предусмотрены графики пропуска
средств диагностики, требующих обеспечения скоростного
21
режима пропуска ВИП с возможным сокращением объемов
перекачки на данном технологическом участке МН. Каждый
пропуск ОУ и ВИП должен быть согласован с ЦДП, а у дис-
петчера ТДП должны быть утвержденные главным инжене-
ром РНУ (ОАО МН) инструкции по пропуску снарядов. Дви-
жение снарядов по линейной части контролируется датчика-
ми контроля прохождения ОУ и ВИП с выводом информации
на автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера РДП
и ТДП, а также по данным информации бригады сопровож-
дения. В случае отсутствия сопровождения службами экс-
плуатации контроль движения ВИП осуществляется расчет-
ным путем, данные которых предоставляются диспетчером
РДП. Информация о продвижении снарядов заносится дис-
петчером ТДП в журнал «Учета продвижения средств очист-
ки и диагностики». Скорость продвижения снарядов диагно-
стики контролируется диспетчером ТДП через диспетчера
РДП на всем протяжении прохождения от камеры пуска до
камеры приема ОУ и ВИП. С целью недопущения ухудшения
качества транспортируемой нефти продукты очистки внут-
ренней полости нефтепровода необходимо принимать через
камеру приема СОД в подготовленный для этой цели резер-
вуар с ближайшим сроком вывода в ремонт с зачисткой
внутренней полости резервуара.
Переключения на линейной части МН могут быть связаны
с отключением участков МН для производства плановых и
аварийно-восстановительных работ; сезонной прогонкой и
настройкой концевых выключателей запорной арматуры;
подготовкой к пропуску средств очистки и диагностики.
При проведении переключений диспетчер ТДП должен
иметь на руках соответствующим образом оформленные:
разрешение ЦДП; мероприятия с отраженными в них пере-
ключениями, последовательностью, сроками производства
работ; разрешение главного инженера ОАО МН на произ-
водство данных работ, согласования с диспетчером РДП
смежных ОАО МН.
Контроль за ходом плановых работ производится по пла-
нам-графикам, особенно на этапах подготовки, обеспечения
необходимых запасов нефти, свободной емкости в резерву-
арных парках, откачки нефти из нефтепровода, заполнения и
вывода его на режим.
Аварийно-восстановительные работы производятся только
по мероприятиям, утвержденным главным инженером ОАО
МН. Диспетчер ТДП осуществляет контроль за ходом произ-
водства аварийно-восстановительных работ по докладам дис-
22
петчера РДП, дежурного по штабу ликвидации последствий
аварии и сверкой полученных данных с графиком и поряд-
ком производства работ. Информация о ходе аварийно-
восстановительных работ заносится диспетчером ТДП или
диспетчером СУПЛАВ в «Журнал производства аварийно-
восстановительных работ». Доклад о ходе производства работ
диспетчеру ЦДП осуществляет отдел эксплуатации ОАО МН,
направляя справки о ходе производства аварийно-
восстановительных работ, в которых отражены основные
этапы, плановое и фактическое время начала и окончания
работ по каждому этапу; согласование с ЦДУ плановых ос-
тановок участков нефтепроводов продолжительностью до
8 ч либо связанных с сокращением приема или поставки
нефти.
Диспетчерская служба РДП на основании приказа
ОАО МН о распределении функций, границ обслуживания
и грузооборотов между филиалами в пределах своих уста-
новленных границ выполняет оперативное управление прие-
мом, перекачкой и поставкой нефти по участку нефтепро-
вода, приемо-сдаточному пункту, нефтебазе, порту, НПЗ
в пределах технологического участка МН. Оперативное
управление технологическими процессами на уровне РДП
осуществляется в пределах границ управляемого технологи-
ческого участка МН. Порядок управления магистральными
нефтепроводами в пределах указанных границ должен опре-
деляться инструкцией по оперативному управлению техноло-
гическими процессами перекачки на нефтепроводе, которая
разрабатывается ОАО МН и утверждается главным инжене-
ром.
При управлении смежными участками нефтепроводов ин-
струкция утверждается совместно главными инженерами
смежных ОАО МН. Управление приемом, перекачкой и по-
ставкой нефти по каждому технологическому участку нефте-
провода, приемо-сдаточному пункту, нефтебазе, порту, НПЗ в
пределах границ управления РДП осуществляется на основа-
нии утвержденных главным инженером ОАО МН технологи-
ческих режимов работы МН на планируемый месяц с посу-
точной разбивкой. Плановые задания на текущие сутки дис-
петчеру РДП выдаются диспетчером ТДП оперативно в нача-
ле смены и заносятся сменным диспетчером РДП на суточ-
ный диспетчерский график, а по окончании смены отобра-
жаются в «Журнале приема-сдачи смен». В свою очередь,
диспетчер РДП оперативно доводит до сведения операторов
МДП планируемый режим поставки и перекачки нефти на
23
текущие сутки. Информация в «Журнале приема-сдачи
смен» должна состоять из данных: о плановом приеме, по-
ставке, перекачке нефти; о месте производства аварийно-
восстановительных, плановых работ; замечаний по работе
основного оборудования, средств телемеханики, автоматики,
связи; пропуске очистных устройств и ВИП; указаний об из-
менении режимов транспортировки.
Все переключения на линейной части МН, технологии
НПС, ПСП производятся только после получения телефоно-
грамм о готовности от оператора МДП, бригады линейной
эксплуатационной службы (АЭС). Такие телефонограммы
должны быть зафиксированы в «Журнале входящих телефо-
нограмм» диспетчера РДП.
На уровне РДП в СДКУ непрерывно в режиме реального
времени отображается информация по работе технологиче-
ских участков магистральных нефтепроводов, обслуживае-
мых РДП, включая технологические участки и резервуарные
парки, эксплуатируемые совместно со смежными РНУ. На
уровень РДП поступает следующая информация:
состояние НПС (состояние агрегатов, положение САР, за-
движек, значения давлений, уставок токовых нагрузок на аг-
регатах) ;
сигналы по общестанционным аварийным и технологиче-
ским защитам;
сигналы по агрегатным защитам;
данные по СИКН;
информация по резервуарным паркам о наличии свобод-
ной емкости;
состояние линейных задвижек и давления по точкам кон-
троля;
контроль работы автоматики и телемеханики и средств
связи;
сигналы прохождения средств очистки и диагностики МН
по точкам контроля.
На уровне РДП работает система контроля отклонения
давлений от установившихся значений на управляемых тех-
нологических участках, в том числе на участках, эксплуати-
руемых совместно со смежными районными нефтепровод-
ными управлениями (РНУ).
На уровне РДП осуществляется контроль за нормативны-
ми параметрами [2].
В РДП или ТДП, управляющим технологическим участком,
оборудовано и штатно укомплектовано оперативным диспет-
черским персоналом не менее двух рабочих мест с распреде-
24
лением обязанностей согласно специфики работы конкретно-
го технологического участка.
Каждые 2 ч на всех уровнях формируются оперативные
сводки о движении нефти и передаются на следующий верх-
ний уровень.
Оперативно количество нефти, прокаченное по данному
технологическому участку, определяется либо по СИКН или
ультразвуковым расходомерам, или резервуарным паркам,
находящимся на границах технологических участков, либо
расчетным методом. Данные оперативного учета движения
нефти по технологическому участку нефтепровода использу-
ются также для расчета оперативного баланса, оперативного
грузооборота и удельного расхода электроэнергии. Контроль
исполнения суточных заданий диспетчера ТДП осуществляет-
ся путем сравнения среднесуточных плановых цифр с факти-
ческими.
Диспетчер РДП с помощью систем диспетчерского кон-
троля и телеуправления, а также по докладам оперативного
персонала МДП осуществляет непосредственный контроль
основных параметров работы технологического участка МН:
давление на приеме и давление на нагнетании НПС;
давление в коллекторе;
номера работающих и резервных агрегатов; токовые на-
грузки на электродвигателях работающих насосных агрега-
тов;
положение САР;
состояние запорной арматуры по НПС и линейной части;
состояние вспомогательных, аварийных систем;
транзитное давление по НПС с фиксацией данных показа-
телей на суточном диспетчерском графике каждые 2 ч и пе-
редачей данных диспетчеру ТДП.
Значения параметров работающего оборудования техноло-
гического участка МН должно соответствовать утвержден-
ным технологическим картам режимов МН, РП, оборудова-
ния НПС. Анализ соответствия фактических технологических
параметров осуществляется на основе сопоставления с ут-
вержденными технологическим картами и режимами МН,
РП. Изменения значений уставок работы МН и оборудования
НПС допускается только с письменного разрешения главного
инженера ОАО МН.
Диспетчер РДП оперативно получает информацию о пока-
зателях качества нефти: в случае контроля показателей каче-
ства нефти поточными приборами - в режиме реального
времени, в случае отсутствия поточных приборов - по дан-
25
ним химических лабораторий в соответствии с графиком от-
бора и анализа проб. На основании полученной информации
принимается решение о конкретном размещении данной
партии в резервуарном парке НПС, нефтебазы. Варианты
размещения партий нефти в резервуарном парке, в зависи-
мости от значений показателей качества, выдаются диспетче-
ру РДП диспетчером ТДП до начала смены на текущие сутки
и заносятся на суточный диспетчерский график или в «Жур-
нал приема-сдачи смен». Оперативные данные о показателях
качества передаются диспетчеру РДП диспетчером МДП или
по СДКУ и заносятся на суточный диспетчерский график. В
случае получения информации об увеличении значения пока-
зателя качества нефти в партии нефти за смену относительно
средних значений за месяц, но не превышая нормируемых,
диспетчер РДП отдает команду оператору МДП об отборе
точечных проб с промежутком времени до 30 мин с приме-
нением экспресс-анализаторов, 1ч- при лабораторных ана-
лизах, постоянный контроль - с поточных анализаторов. В
случае установления факта (по показателям автоматических
анализаторов или лабораторными анализами) поступления
нефти, показатели качества которой не соответствуют требо-
ваниям ГОСТ Р 51858-2002 (нефть некондиционная), прини-
маются действия в соответствии с «Регламентом действий
оперативного персонала ОАО МН по безопасному предот-
вращению приема некондиционной нефти в систему магист-
ральных нефтепроводов».
На каждый пропуск ОУ или ВИС должна быть разре-
шающая телефонограмма за подписью главного инженера
ОАО МН, с указанием: участка пропуска снарядов, даты за-
пуска, наличия прибора обнаружения снаряда «трансмиттер»,
минимальной и максимальной скорости продвижения снаря-
да, необходимость сопровождения пропускаемого снаряда
бригадой АЭС, а также утвержденные главным инженером
РНУ (ОАО МН) технические мероприятия по пропуску сна-
рядов.
Данные технические мероприятия должны предусматри-
вать: подготовку линейной части МН и камер приема-пуска
средств очистки и диагностики; сопровождение бригадами
АЭС; контрольные точки прохождения; наличие на снарядах
средств обнаружения типа «трансмиттер»; двухстороннюю
устойчивую связь с бригадой сопровождения; технику безо-
пасности при подготовке линейной части МН, сопровожде-
нии, запасовке и выемке.
Телефонограмма диспетчера РДП диспетчеру ТДП о го-
26
товности к запуску снаряда отправляется только после полу-
чения РДП соответствующих телефонограмм о готовности с
мест, проверки работоспособности канала связи, согласова-
ний о пропуске ОУ с диспетчером РДП смежных ОАО МН.
Контроль готовности линейной части технологического
участка МН, технологии НПС осуществляется диспетчером
РДП по СДКУ со сравнением соответствия утвержденным
мероприятиям. Отклонение от мероприятий без наличия со-
гласованных главным инженером ОАО МН изменений не
допускается.
Движение снарядов по линейной части контролируется
срабатыванием датчиков контроля прохождения очистных
устройств и выводом информации на АРМ диспетчера РДП
или по информации от бригады сопровождения.
Информация о продвижении снарядов заносится диспет-
чером РДП в журнал «Учета продвижения средств очистки и
диагностики». Скорость продвижения снарядов контролиру-
ется диспетчером РДП все время пропуска по времени про-
хождения между контрольными точками.
Во время пропуска внутритрубных инспекционных снаря-
дов не рекомендуется проводить переключения на линейной
части технологического участка МН, изменение режима пе-
рекачки нефти, которые могут привести к изменению их
скорости.
В случае уменьшения скорости продвижения снаряда ни-
же рекомендуемой или его полной остановки диспетчер РДП
в течение 5 мин после получения информации докладывает
диспетчеру ТДП и в дальнейшем действует по его указанию.
Переключения на линейной части МН могут быть связаны
с отключением участков МН для производства плановых и
аварийно-восстановительных работ, сезонной прогонкой и
настройкой концевых выключателей запорной арматуры,
подготовкой к пропуску средств очистки и диагностики. При
проведении указанных действий диспетчер РДП должен
иметь на руках соответствующим образом оформленные:
разрешение ТДП; мероприятия с отраженными в них пере-
ключениями, последовательностью переключений, сроками
производства работ; разрешение главного инженера ОАО
МН на производство данных работ, согласование с диспетче-
ром РДП смежных ОАО МН. Работы по каждому этапу начи-
наются только после письменного подтверждения с места ра-
бот о готовности к производимым переключениям; устного
согласования диспетчера РДП с диспетчером ТДП произво-
димых действий и их последовательности. Контроль за пере-
27
ключениями диспетчер РДП осуществляет с АРМ и просмот-
ром «Журнала событий» по СДКУ, с обязательной сверкой
производимых действий с утвержденными мероприятиями
производства работ. В случае отклонения от утвержденных
мероприятий производства работ работы приостанавливаются
до внесения и утверждения главным инженером ОАО МН
соответствующих изменений и дополнений.
Плановые работы производятся только по мероприятиям,
утвержденным главным инженером ОАО МН или РНУ ОАО
МН. Утвержденные мероприятия производства работ с изме-
нениями и дополнениями представляются диспетчерской
службе РДП соответствующей технической службой РНУ. До
начала производства работ начальник диспетчерской службы
РДП производит анализ представленных мероприятий в части
расчета необходимого количества товарной нефти и свобод-
ной емкости в резервуарном парке технологического участка
МН.
Начало работ по утвержденным мероприятиям начинается
только при наличии письменного разрешения: ТДП, главного
инженера ОАО МН, подтверждения с места производства
работ о готовности. Диспетчер РДП осуществляет контроль за
ходом производства работ по докладам оператора МДП или
ответственного лица с места работ, по отображению инфор-
мации в СДКУ и сверкой полученных данных с графиком и
порядком производства работ, докладывает о ходе производ-
ства работ диспетчеру ТДП. Отклонение от утвержденных
мероприятий по производству работ не допускается без соот-
ветствующего согласования главного инженера ОАО МН.
Контроль за количеством откачиваемой из отключенного
участка нефти осуществляется по балансу на технологиче-
ском участке, где производятся работы; по счетчику, установ-
ленному на откачивающем устройстве. Контроль количества
нефти, ушедшей на заполнение подключаемого после работ
участка, осуществляется по балансу движения нефти на тех-
нологическом участке МН, где производятся работы. По
окончании заполнения диспетчер РДП осуществляет расчет и
контроль движения партии нефти с возможным содержанием
остатков воздуха. Данная партия принимается в резервуар-
ный парк, переведенный в режим работы «через резервуар».
Возобновление перекачки нефти по отремонтированному
участку производится на режиме, позволяющем пропустить
герметизаторы с минимальным перепадом давления. Пропуск
герметизаторов мимо НПС производится по основной нитке
при остановленной станции и закрытых секущих задвижках.
28
После поступления нефти из отремонтированного участка в
РП возможен выход на требуемый режим. Количество нефти,
ушедшей на заполнение участка, рассчитывается и заносится
диспетчером РДП в суточный диспетчерский график каждые
2 ч. Сводка о ходе производства основных работ представля-
ется согласно утвержденного списка руководству РНУ в ус-
тановленное время. Технологические переключения при про-
изводстве работ, основные этапы хода производства работ
заносятся диспетчером ТДП в «Журнал производства плано-
вых работ».
Аварийно-восстановительные работы проводятся по меро-
приятиям, утвержденным главным инженером ОАО МН. По-
рядок проведения аварийно-восстановительных работ анало-
гичен плановым работам. Диспетчер РДП осуществляет кон-
троль за ходом производства аварийно-восстановительных
работ по докладам оператора МДП, дежурного по штабу лик-
видации последствий аварии и сверкой полученных данных с
графиком и порядком производства работ; осуществляет док-
лад о ходе производства работ диспетчеру ТДП. Информация
о ходе аварийно-восстановительных работ заносится диспет-
чером РДП в «Журнал производства аварийно-восстанови-
тельных работ». Информация о ходе производства работ пе-
редается дежурным по штабу ликвидации последствий ава-
рии оператором МДП не позднее 5 мин после начала, окон-
чания этапа или по состоянию на окончание каждого часа.
Контроль за количеством откачиваемой с отключенного уча-
стка нефти осуществляется: по балансу на технологическом
участке, где производятся работы; по счетчику, установлен-
ному на откачивающем устройстве.
Заполнение производится на режимах, обеспечивающих
максимальное вытеснение воздуха из заполняемого участка.
Контроль количества нефти, ушедшей на заполнение под-
ключаемого после работ участка, осуществляется по балансу
движения нефти на технологическом участке МН, где произ-
водятся работы. По окончании заполнения диспетчер ТДП
осуществляет расчет и контроль движения партии нефти с
возможным содержанием остатков воздуха. Данная партия
принимается в подготовленные резервуары, переведенные в
режим «через резервуар». Возобновление перекачки нефти
по отремонтированному участку производится на режиме,
позволяющем пропустить герметизаторы с минимальным пе-
репадом давления. На период пропуска герметизаторов мимо
НПС станция должна быть остановлена, задвижки, отсекаю-
щие технологию НПС, закрыты. После поступления нефти в
29
РП осуществляется выход на заданный режим работы. Коли-
чество нефти, ушедшей на заполнение участка, рассчитыва-
ется и заносится диспетчером РДП на суточный диспетчер-
ский график каждые 2 ч.
На уровне МДП оперативный контроль и управление обо-
рудованием МН осуществляется с помощью средств линей-
ной и станционной телемеханики.
Оператор МДП осуществляет:
производство переключений на технологических трубо-
проводах НПС, ЛИДС, нефтебаз, линейной части МН;
обеспечение запуска и контроль режимов пропуска очист-
ных устройств и ВИП на участках МН;
контроль технологических параметров перекачки нефти;
учет движения нефти по резервуарным паркам, приемо-
сдаточным пунктам с составлением двухчасовых сводок и пе-
редачей информации в РДП;
контроль и управление качеством транспортируемой неф-
ти;
регистрацию нарядов-допусков;
контроль хода ремонтных или аварийно-восстановитель-
ных работ.
Переключение запорной арматуры на линейной части тех-
нологического участка МН осуществляется диспетчером РДП
с АРМ по СДКУ. В случае отсутствия системы телеуправле-
ния переключения запорной арматуры осуществляются в ре-
жиме «местного управления» бригадой АЭС при условии
обязательного наличия устойчивой двухсторонней связи с
оператором МДП, после согласования с диспетчером РДП.
Информация о переключениях на линейной части МН за-
носится оператором МДП на суточный диспетчерский гра-
фик и передается диспетчеру РДП в течение 5 мин после
производства переключения.
Контроль положения запорной арматуры осуществляется
по СДКУ, с отображением состояния на АРМ оператора
МДП. Положение нетелеуправлямых задвижек линейной час-
ти записывается на суточном диспетчерском графике опера-
тора МДП. Промежуточное положение задвижек не допуска-
ется. Использовать запорную арматуру в качестве регули-
рующей запрещается, кроме непродолжительного времени
при проведении испытаний и специальных работ.
Информация об отключенных участках МН заносится
оператором МДП в «Журнал отключенных участков» с отра-
жением следующих моментов: дата отключения и подключе-
ния участка; протяженность отключенного участка по пере-
зо
мычковым задвижкам; наименование нефтепровода, где от-
ключен участок; номера запорной арматуры, которой отсечен
данный участок; краткое описание проводимых работ; при-
мечание.
Переключения на технологии НПС могут быть связаны с
отключением участка МН для производства плановых и ава-
рийно-восстановительных работ; сезонной прогонкой и на-
стройкой концевых выключателей запорной арматуры; подго-
товкой к пропуску средств очистки и диагностики.
Все переключения совершаются только при наличии у
оператора МДП следующих документов: утвержденных глав-
ным инженером РНУ ОАО МН, ОАО МН мероприятий на
производство работ; согласования с диспетчером РДП. Реги-
страция положений запорной арматуры на технологии НПС
осуществляется в суточном диспетчерском графике операто-
ра МДП.
На каждый пропуск ОУ, ВИП должна быть разрешающая
телефонограмма за подписью главного инженера РНУ ОАО
МН с указанием: участка пропуска снарядов, даты запуска,
наличия прибора обнаружения снаряда «трансмиттер», ми-
нимальной и максимальной скорости продвижения снаряда,
необходимость сопровождения пропускаемого снаряда брига-
дой АЭС. Кроме того, у оператора МДП должны быть на ру-
ках технические мероприятия по обеспечению пропуска сна-
рядов. Данные мероприятия должны предусматривать реше-
ние вопросов - подготовка линейной части МН и камер
приема-пуска средств очистки и диагностики; сопровожде-
ние бригадами АЭС; контрольные точки прохождения; нали-
чие на снарядах средств обнаружения типа «трансмиттер»;
двухсторонняя устойчивая связь с бригадой сопровождения;
техника безопасности при подготовке линейной части МН,
сопровождении, запасовке и выемке.
Телефонограмма оператора МДП за подписью начальника
НПС диспетчеру РДП о готовности к запуску снаряда от-
правляется только после получения информации от бригады
АЭС о запасовке снаряда, проверки состояния запорной ар-
матуры линейной части и технологии НПС с открытием по
месту всех нетелемеханизированных задвижек, подготовки
соответствующего режима работы насосных агрегатов, про-
верки работоспособности канала связи с бригадой сопровож-
дения.
Отклонение от утвержденных технических мероприятий по
обеспечению пропуска снарядов, без наличия согласованных
главным инженером ОАО МН изменений, не допускается.
31
Движение снарядов по линейной части контролируется
срабатыванием датчиков контроля прохождения очистных
устройств и выводом информации на АРМ оператора МДП
или по информации от бригады сопровождения.
Информация о продвижении снарядов заносится операто-
ром МДП в журнал «Учета продвижения средств очистки и
диагностики».
В случае полной остановки снарядов оператор МДП не-
медленно докладывает диспетчеру РДП и в дальнейшем дей-
ствует по его указанию.
Во время пропуска ВИП не рекомендуется проводить пе-
реключения на линейной части технологического участка
МН, изменение режима перекачки нефти, которые могут
привести к изменению их скорости.
Оператор МДП с помощью систем диспетчерского кон-
троля и телеуправления или по контрольно-измерительным
приборам на щите управления осуществляет непосредствен-
ный контроль основных параметров работы участка МН,
оборудования НПС: давление на приеме и выкиде насосных
агрегатов; давление в коллекторе; номера работающих и ре-
зервных агрегатов; токовые нагрузки на электродвигателях
работающих насосных агрегатов; положение САР; состояние
запорной арматуры по НПС и линейной части; состояние
вспомогательных, аварийных систем; транзитное давление по
НПС с фиксацией данных показателей на суточном диспет-
черском графике каждые 2 ч и передачей данных диспетчеру
РДП. Кроме того, на суточном диспетчерском графике опера-
тор МДП фиксирует время запуска и остановки по каждому
насосному агрегату, отмечает вывод оборудования в ремонт и
ввод в эксплуатацию по окончании ремонта с указанием
краткой причины ремонта и плановых сроков окончания, по-
ложение запорной арматуры на технологической части.
Значения параметров работающего оборудования НПС,
участка МН должно соответствовать утвержденным техноло-
гическим картам режимов МН, РП, оборудования НПС. Ана-
лиз соответствия фактических технологических параметров
осуществляется путем сопоставления с утвержденными тех-
нологическим картами и режимами МН, РП.
Изменения значений уставок работы МН и оборудования
НПС допускается только при наличии письменного разреше-
ния главного инженера ОАО МН.
Утвержденные технологические режимы работы МН на
месяц с посуточной разбивкой, технологические карты рабо-
ты МН и оборудования НПС, а также изменения к ним нахо-
32
дятся в операторной МДП. В случае отклонения основных
параметров работы оборудования от нормируемых и не сра-
батывания защит на отключение, оператор МДП немедленно
докладывает диспетчеру РДП, специалисту по направлению о
сложившейся обстановке. В дальнейшем действует по указа-
нию диспетчера РДП с фиксацией в «Журнале входящих те-
лефонограмм».
Во время смены оператор МДП производит обход терри-
тории станции в соответствии с утвержденным начальником
НПС графиком при наличии мобильных средств связи. При
обнаружении отклонений в работе оборудования от норма-
тивных докладывает главному инженеру НПС, диспетчеру
РДП. В случаях, когда обнаруженные недостатки угрожают
жизни людей или могут спровоцировать аварию, оператор
имеет право кнопкой «Стоп по месту» остановить работаю-
щий агрегат или НПС. Все замечания по работе основного
оборудования и указания руководства НПС, диспетчера РДП
за текущую смену заносятся оператором МДП в «Журнал
приема-сдачи смен».
Информация о наличии нефти и свободной емкости в ка-
ждом резервуаре и итог по РП выводится на монитор АРМ
оператора МДП в режиме реального времени, а движение
нефти - определяется каждые 2 ч оператором МДП как раз-
ница в наличии нефти по РП между смежными временными
точками контроля. Данная информация заносится оператором
МДП на суточный диспетчерский график с определением
значения баланса прием — откачка за 12 ч, сутки, регистраци-
ей текущих взливов по каждому резервуару и передается
диспетчеру РДП каждые 2 ч.
Информация о взливе в конкретном резервуаре поступает
с датчиков уровня нефти либо на АРМ оператора, либо на
стойку системы автоматики в операторной НПС в режиме
реального времени.
Использование резервуарной емкости РП допускается
только строго в соответствии с утвержденными главным ин-
женером ОАО МН технологическими картами по эксплуата-
ции резервуаров.
Утвержденные технологические карты по эксплуатации
резервуаров, градуировочные таблицы на резервуары долж-
ны находиться в операторной НПС.
Учет движения нефти по приемо-сдаточным пунктам осу-
ществляется с целью контроля оперативных значений приема
и поставки нефти. Данная информация необходима операто-
ру МДП для контроля исполнения полученных распоряжений
2 - 9515
33
в части приема и поставки нефти. Информация принимается
оператором МДП в режиме реального времени со вторичной
аппаратуры СИКН, отображается на АРМ оператора, зано-
сится на суточный диспетчерский график каждые 2 ч с опре-
делением нарастающих значений за 12 ч и сутки, и передает-
ся диспетчеру РДП.
Для контроля качества нефти оператор МДП оперативно
получает информацию о массовой доле серы и воды в нефти
(в случае контроля показателей качества нефти поточными
приборами - каждые 2 ч, в случае отсутствия поточных при-
боров - по данным химических лабораторий в соответствии с
графиком отбора и анализа проб). На основании информации
о содержании серы выполняются указания диспетчера РДП о
конкретном размещении данной партии в резервуарном пар-
ке НПС, нефтебазы. Указания по размещению партий нефти
в зависимости от процентного содержания серы в резервуар-
ном парке выдаются оператору МДП диспетчером РДП на
текущие сутки и заносятся на суточный диспетчерский гра-
фик или в «Журнал приема-сдачи смен».
Оперативные данные о содержании воды передаются опе-
ратору МДП лаборантом химического анализа и заносятся на
суточный диспетчерский график или в оперативный (вахто-
вый) журнал оператора. В случае увеличения процентного
содержания воды в партии нефти за смену относительно
средних значений за месяц, но не превышая нормируемых,
оператор МДП информирует диспетчера РДП и отбирает то-
чечные пробы для проведения лабораторного анализа с про-
межутками времени до 30 мин с применением экспресс-
анализаторов, 1ч- при лабораторных анализах, постоянный
контроль - с поточных анализаторов содержания воды.
В случае установления факта (по показаниям автоматиче-
ских анализаторов или лабораторными анализами) поступле-
ния нефти, показатели качества которой не соответствуют
требованиям ГОСТ Р 51858-2002, оператор МДП принимает
следующие действия:
направляет телефонограмму сдающей стороне о факте по-
ступления некондиционной нефти и требованием прекратить
сдачу некондиционной нефти до устранения причины (срок
5 мин с момента установления факта);
о принятых действиях сообщает начальнику ПСП и дис-
петчеру РДП (срок 5 мин после передачи телефонограммы
сдающей стороне).
В случае если после получения телефонограммы о при-
остановке поступления некондиционной нефти сдающая
34
сторона не приняла действий к приостановке, то оператор
МДП:
сообщает начальнику ПСП и диспетчеру РДП о неиспол-
нении сдающей стороной мер по приостановке сдачи некон-
диционной нефти (срок 5 мин с момента передач и телефоно-
граммы сдающей стороне);
принимает распоряжение о прекращении приема перекач-
ки от диспетчера РДП;
передает полученное распоряжение начальнику ПСП
(срок 5 мин).
Факт поступления некондиционной нефти должен быть
удостоверен соответствующим актом за подписью представи-
телей сдающей и принимающей сторон. Указанный акт при-
лагается к акту приема-сдачи нефти за смену.
Возобновление приема нефти производится на основе об-
мена телефонограммами между диспетчерскими службами
представителей сдающей и принимающей сторон с гарантией
производителя нефти об отсутствии некондиции, устранения
причин ее появления и возмещения ОАО МН затрат на до-
подготовку нефти. Все телефонограммы фиксируются в
«Журнале входящих телефонограмм», «Журнале исходящих
телефонограмм».
Оператор МДП регистрирует наряды-до пуски, при нали-
чии оформленного в установленном порядке разрешения до-
пускает бригады к работам, каждые 2 ч перед передачей
сводки диспетчеру РДП уточняет ход работ, контролирует
окончание работ, факсограммой (телефонограммой) доклады-
вает диспетчеру РДП.
Оператор МДП ведет контроль хода ремонтных или ава-
рийно-восстановительных работ, выполняемых по планам-
графикам, информацию докладывает диспетчеру РДП каждые
2 ч. В аварийных ситуациях оператор МДП обязан действовать
в соответствии с планами ликвидации возможных аварий.
Работники оперативно-диспетчерских служб в рамках сво-
их выполняемых функций руководствуются:
технологическими регламентами Компании;
правилами технической эксплуатации магистральных неф-
тепроводов;
должностными, производственными инструкциями;
инструкцией по учету нефти при ее транспортировке;
инструкциями по пропуску внутритрубных инспекцион-
ных приборов;
технологическими картами защит, режимов работы МН,
РП, оборудования НПС;
2
35
графиком плановых остановок магистральных нефтепро-
водов;
положением о приеме и движении нефти в системе
МН;
графиками, маршрутными поручениями (заданиями на
транспортировку нефти) приема нефти от производителей
(грузоотправителей), перекачки, отгрузки и поставки ее гру-
зополучателям;
планами ликвидации возможных аварий и планами туше-
ния пожаров;
схемой технологических грузопотоков нефти в системе
Компании;
положением о диспетчерской службе, отделе;
стандартами, техническими условиями на принимаемую и
сдаваемую нефть;
правилами по охране труда, пожарной безопасности, про-
мышленной безопасности;
инструкциями по эксплуатации средств телемеханики, ап-
паратуры и передачи информации.
Работа оперативно-диспетчерской службы оформляется
записями в следующих документах: суточном диспетчерском
графике, в оперативных журналах, журнале распоряжений,
журнале регистрации входящих и исходящих телефонограмм,
журнале контроля движения средств очистки и диагностики,
журнале учета последовательной перекачки, суточных свод-
ках, журналах регистрации качества принимаемой и сдавае-
мой нефти, журналах регистрации и исполнения маршрутных
поручений, журнале приема-сдачи смены.
Срок хранения перечисленных документов 3 года.
Диспетчерские службы ОАО МН и его филиалов, опера-
тивный персонал НПС, нефтебаз, наливных станций должны
иметь следующие чертежи и схемы:
подробный профиль и план трассы нефтепровода с ситуа-
цией, указанием камер приема-пуска СОД, мест подключе-
ния путевых подкачек и сбросов нефти, расположения ли-
нейных задвижек, вантузов, КИП, сигнализаторов прохожде-
ния очистных устройств;
подробные технологические схемы НПС, ЛПДС с обозна-
чением номеров задвижек, резервуаров, основных, подпор-
ных агрегатов, фильтров-грязеуловителей, другого оборудо-
вания с указанием их основных технических характеристик;
технологические карты защит, режимов работы МН, РП,
оборудования НПС;
градуировочные таблицы резервуаров;
36
инструкцию дежурному диспетчеру при возникновении
аварийных ситуаций на объектах МН
На профилях нефтепроводов должны быть указаны:
высотные отметки расположения линейных задвижек,
вантузов, путевых сбросов, подкачек, манометров, нижней
образующей трубопровода;
места расположения по трассе (км, пикет) указанного обо-
рудования, приборов и сооружений.
На технологических схемах НПС, приемо-сдаточных пунк-
тов (ПСП), нефтебаз, наливных станций должны указываться
высотные отметки оси основных магистральных агрегатов,
днищ каждого резервуара, в том числе резервуаров грузоот-
правителей, грузополучателей, задействованных в технологи-
ческом процессе приема, перекачки, поставки нефти.
Обработка морского тоннажа и перевалка нефти в мор-
ских нефтеналивных портах осуществляется на основании
заключаемых ОАО «АК «Транснефть» договоров на оказание
услуг на транспортировку нефти по системе магистральных
нефтепроводов, графиков подачи и расстановки тоннажа
в портах, утверждаемых в установленном порядке, и опера-
тивных указаний ОАО «АК «Транснефть», а также дейст-
вующих на нефтепроводном транспорте руководящих норма-
тивных документов, регламентов, положений, правил и инст-
рукции.
Технологический процесс приема нефти в резервуарные
парки нефтебаз осуществляется согласно требованиям техно-
логических регламентов, ПТЭ магистральных нефтепроводов
и нефтебаз, а при эксплуатации оборудования, трубопрово-
дов, зданий и сооружений, в соответствии с утвержденными
технологическими картами по эксплуатации товарного парка,
операционных и технологических карт по приему нефти,
технологическими режимами перекачки по МН.
Учет принимаемой нефти в РП может проводиться как по
показаниям СИКН, так и по замерам резервуаров, предна-
значенных для ведения коммерческих операций. Значения
приема регистрируются диспетчером каждые 2 ч и заносятся
в суточную диспетчерскую сводку нарастающим итогом с
начала суток. При приеме по СИКН снимаются показания
измерительных линий каждые 2 ч с итогом на 24 ч москов-
ского времени. При приеме нефти по резервуарам оператив-
ный учет производится каждые 2 часа по взливам резервуа-
ров, в которые производится прием, с учетом количества,
принятого по актам приема-передачи от других АО МН либо
РНУ (УМН). При этом расчет производится по градуировоч-
37
ним таблицам. Каждый резервуар также оформляется актом
приема-сдачи.
Учет движения нефти по резервуарным паркам осуществ-
ляется с целью контроля количества товарной нефти и сво-
бодной емкости в резервуарах, готовности объема судовой
партии, Данная информация передается диспетчеру ЦДУ
ОАО «АК «Транснефть» и руководству товарно-транспортной
службы ОАО МН для принятия оперативных решений о воз-
можном изменении режима перекачки нефти (увеличения
или уменьшения производительности).
Информация о наличии нефти и свободной емкости в РП
нефтебазы выводится на монитор АРМ диспетчера в режиме
реального времени при эксплуатации СДКУ. Данная инфор-
мация заносится диспетчером в суточную диспетчерскую
сводку, а также в сводные данные по РП, передаваемые в
ЦДУ ОАО «АК «Транснефть» по сети Интернет.
Наличие нефти в РП и по каждому резервуару фиксиру-
ются для обеспечения резервной схемы учета нефти при по-
грузке в танкеры.
Судовая партия считается подготовленной, если количест-
во принятой нефти соответствует количеству, заявленному
под погрузку на танкер, согласно графиковой позиции и вы-
пущенным маршрутным поручениям, а качество нефти, от-
правляемой на экспорт, соответствует ГОСТ Р 51858-2002.
Основанием для погрузки заявленных ресурсов являются
следующие документы:
маршрутные поручения, выпущенные ОАО «АК «Транс-
нефть», имеющие штамп центральной энергетической та-
можни;
соответствие заявленного ресурса графиковой позиции,
либо дополнительное согласование ОАО «АК «Транснефть»;
погрузочные поручения со штампом таможни;
подтверждение на погрузку, подготавливаемое отделом то-
варно-транспортных операций на основании погрузочного
поручения агента с отметкой таможни и маршрутного пору-
чения ОАО «АК «Транснефть» или остатков по маршрутному
поручению. Данное поручение отдел выпускает при наличии
письменного подтверждения о том, что нефть по маршрутно-
му поручению закачена в систему МН или по этому мар-
шрутному поручению имеются остатки и нет других препят-
ствий к погрузке танкера. Подтверждение на погрузку под-
писывается заместителем генерального директора по ТТО
или начальником отдела ТТО ОАО (ООО) МН.
Технологический процесс обработки танкеров осуществ-
38
ляется согласно графику подачи и расстановки тоннажа по
соответствующему порту, «Регламенту обработки морского
тоннажа, перевалки нефти, мероприятий по обеспечению
экологической безопасности при дебалластировке судов
и приема с судов льяльных, хозфекальных вод, судовых отхо-
дов в ООО «Специализированный морской нефтеналив-
ной порт «Приморск», Технологическому регламенту о по-
рядке обработки нефтеналивных судов у причалов портов
Новороссийск и Туапсе, «Положению по обеспечению тех-
нической безопасности и сохранности оборудования и со-
оружений нефтегавани «Шесхарис» порта Новороссийск»,
утвержденным операционным и технологическим картам по-
грузки нефти.
В случае досрочного прихода или опоздания судна порядок
обработки такого судна согласовывается с ОАО «АК «Транс-
нефть» .
Перед погрузкой, на основании полученных данных по
качеству принятой нефти, диспетчер производит предва-
рительный расчет и определяет количество нефти к по-
грузке.
Плановым заданием на сутки по нефтеналивным портам
является утвержденный график подачи и расстановки тонна-
жа с указанием владельцев позиций и дат подачи и отгрузки
тоннажа. Суточный план определяется датой позиций «пода-
ча» и «обработка».
Диспетчером проводится анализ возможности обработки
судов, исходя из фактического наличия нефти (с соответст-
вующими показателями качества) в РП, режима работы МН,
графика подачи и расстановки тоннажа. На основании ука-
занного графика, с учетом даты фактического подхода судов
и производительности сдающего МН, диспетчер производит
расчет наличия товарной нефти в РП для формирования су-
довой партии с соответствующими физико-химическими
свойствами.
При подготовке к обработке танкера и в процессе погруз-
ки танкера диспетчер взаимодействует:
с отделом товаро-транспортных операций, по вопросу
представления погрузочных документов и инструкций,
оформления приемо-сдаточных актов, сертификатов качества,
оформления грузовых документов, согласно морской практи-
ки (таймшит, коносамент, манифест). Отделом ТТО предос-
тавляются погрузочные поручения со штампом таможни от
агентов грузоотправителя и подтверждение на погрузку. Дис-
петчерской службой в отдел ТТО по окончанию погрузки
39
танкера представляются: предварительный расчет количества
нефти, предполагаемого к погрузке; предварительные данные
качества нефти; карго-план, телефонограмма с указанием ко-
личества отгруженной нефти на имя агента грузоотправителя
и диспетчера порта; коносамент; отчет по партии; паспорт
качества отгруженной нефти; таймшит; «оперативный лист
диспетчера о погрузке»; «режим погрузки танкера»; резуль-
таты анализа балластных вод;
с экоаналитической лабораторией по вопросам проведе-
ния анализа балластных вод и мероприятий по обеспечению
экологической безопасности при дебалластировке судов и
приема с судов льяльных, хозфекальных вод, судовых от-
ходов;
с химико-аналитической лабораторией по вопросам опре-
деления предварительного качества судовой партии и качест-
ва погруженной на танкер нефти, по вопросам проведе-
ния замеров и определения характера осадков в грузовых
танках;
с мастером по наливу по вопросам подписания капитаном
или грузовым помощником капитана карго-плана (плана по-
грузки), где указывается начальная, основная и завершающая
производительность, заявленный объем к погрузке и какой
стороной (берег-судно) будет инициироваться остановка по-
грузки; подписания чек-листа безопасности, разграничиваю-
щего ответственности сторон в процессе погрузки. В процес-
се погрузки производится сверка количества погруженной
нефти, определяемого по танкеру и СИКН;
с оперативным персоналам дежурной смены по вопросам
ведения технологического процесса приема нефти в резерву-
арный парк, погрузки танкеров и поддержания заданных
технологических параметров;
с отделами и службами порта (нефтебазы) по вопросам
эксплуатации и обеспечения работоспособности оборудова-
ния.
Диспетчером выбирается и дается оперативному персона-
лу команда на сборку технологической схемы от резервуар-
ного парка до причала.
Все переключения на технологических трубопроводах,
пуски, остановки основного оборудования, изменения режи-
мов работы, нефтепроводов должны регистрироваться в опе-
ративной документации диспетчерской службы и оператив-
ного персонала.
Основное нефтеперекачивающее оборудование должно
выводиться из работы или резерва только по согласованию с
40
диспетчером, кроме случаев их аварийного состояния или
явной опасности ддя здоровья и жизни людей. Оперативный
контроль, регистрация, анализ основных технологических
параметров работы осуществляется не реже, чем через каж-
дые 2 ч. При погрузке танкера регистрируется режим по-
грузки и все изменения режима.
В случае отклонения основных параметров работы обору-
дования от нормируемых и несрабатывания защит на отклю-
чение диспетчер немедленно докладывает старшему диспет-
черу, диспетчеру ЦДП, главному инженеру о сложившейся
обстановке. Решение о выводе неисправного основного обо-
рудования из эксплуатации принимается главным инженером
ОАО МН, совместно с главным специалистом ОАО МН по
направлению. Данное решение доводится до диспетчера те-
лефонограммой с фиксацией в «Журнале входящих телефо-
нограмм».
Оперативный учет по отгруженной нефти оформляется
диспетчером в суточный диспетчерский график. В ЦДП каж-
дые 2 ч отправляются сводки фактической отгрузки. На ко-
нец суток по системе АСКИД вводятся данные отгруженных
ресурсов. Окончательные данные отгруженных ресурсов вво-
дятся после завершения погрузки танкера.
По окончанию погрузки распечатывается отчет погру-
женной , нефти по СИКН, анализируется объединенная
проба.
Расчет количества погруженной нефти производится в
соответствии с действующими руководящими документами
и инструкциями по ведению товарно-коммерческих опе-
раций.
Показатели качества нефти при приеме, сдаче и в транс-
портных потоках должны соответствовать требованиям нор-
мативных документов
При приеме нефти в резервуарный парк контроль качест-
ва осуществляется как по поточным приборам, установлен-
ным в блоке измерения параметров качества нефти (БИК),
так и по пробам, отобранным с ручных пробоотборников.
При приеме и учете нефти по СИКН с установленной пе-
риодичностью производят отбор пробы с автоматического
пробоотборника, установленного в БИК.
При приеме нефти по резервуарам заполняется группа ре-
зервуаров в объеме, необходимом для судовой партии, про-
изводятся технологические переключения и направляется по-
ток нефти в следующую группу резервуаров для формирова-
ния судовой партии на следующий танкер.
41
На заполненном резервуаре после двухчасового отстоя
производится замер уровня и отбор проб нефти. В химиче-
ской лаборатории инженером-химиком проводятся анализы
отобранных партий нефти с выдачей результата анализа
(паспорта качества) диспетчеру и инженеру по качеству от-
дела ТТО.
В случае установления факта поступления нефти, показа-
тели качества которой не соответствуют установленным тре-
бованиям, диспетчер сообщает телефонограммой диспетчеру
Сдающего ОАО МН, заместителю генерального директора по
ТТО и начальнику отдела ТТО. Организует прием нефти в
соответствии с «Регламентом действий оперативного персо-
нала ОАО МН по безопасному предотвращению приема не-
кондиционной нефти в систему МН» с последующим отстоем
нефти в резервуаре и дренажом подтоварной воды через си-
фонные краны или зумпфовую систему резервуара в промы-
вочную канализацию.
По остальным параметрам с целью улучшения качества го-
товится технологическая схема смешения нефти с другими
партиями. По окончании дренирования воды и смешения
нефти повторно производится отбор проб и анализ качества
нефти. Перед погрузкой лаборанты химического анализа и
мастер по наливу совместно с номинированной сюрвейер-
ской компанией производят замер нефтяных остатков по ка-
ждому танку судна с составлением акта остатков согласно
ГОСТ.
В процессе погрузки диспетчер оперативно контролирует
физико-химические свойства отгружаемой нефти по поточ-
ным приборам, установленным в БИК. На потоке контроли-
руются следующие параметры: температура, плотность, вяз-
кость, содержание серы, содержание воды. Данная информа-
ция отображается на АРМ диспетчера в реальном времени и
позволяет контролировать и сопоставлять фактические физи-
ко-химические параметры с расчетными данными, получен-
ными при подготовке судовой партии. В процессе погрузки
на танкер формируется объединенная проба путем отбора
проб нефти на потоке автоматическим пробоотборником, ус-
тановленным в БИК. Установку бачков и задание объема для
формирования объединенной пробы производят не позднее,
чем за 30 мин до начала отгрузки.
После завершения погрузки нефти на судно в химико-
аналитической лаборатории производится анализ объединен-
ной пробы. Результаты оформляются паспортом качества
(сертификатом). Сертификат предоставляется агентам-экспе-
42
диторам в течение 1 ч 30 мин. Часть объединенной пробы
опечатывается и через агентов предоставляется капитану
танкера («капитанская проба»), другая часть хранится как
арбитражная проба.
Определение массы нефти при отгрузке в танки нефтена-
ливных судов производится по данным береговой системы
динамическим (по СИКН) и статическим (по береговым ре-
зервуарам) объемно-массовым методом. Резервной схемой
учета являются УЗР или танки нефтеналивных судов при на-
личии утвержденных в установленном порядке градуировоч-
ных таблиц и известном значении берегового или судового
поправочного множителя.
Взаимоотношения диспетчерской службы с Морской ад-
министрацией порта, транспортно-экспедиторскими, сервис-
ными и агентскими компаниями, пунктами пограничного, та-
моженного, ветеринарного и санитарно-карантинного кон-
троля при вывозе нефти в режиме экспорта за пределы Рос-
сийской Федерации через морские нефтеналивные порты
должны соответствовать требованиям Регламентов обработки
морского тоннажа по соответствующему порту РФ.
Диспетчерская служба и отдел ТТО взаимодействует с
указанными службами по вопросам:
порядка таможенного оформления вывоза нефти в режиме
экспорта, за пределы Российской Федерации через порты;
информации по подходу судов, прогноз погодных условий
и ледовая обстановка;
технических требований к обрабатываемым судам;
порядка обработки судов и учета стояночного времени;
определения количества и качества погруженной нефти;
представления погрузочных документов и инструкций;
оформления приемо-сдаточных актов, сертификатов каче-
ства и проб на отгруженную нефть;
оформления грузовых документов, согласно морской
практики (таймшит, коносамент, манифест).
Диспетчерской службой оформляются оперативные теле-
фонограммы и обеспечивается организация и взаимодействие
по вопросам, связанным с технологическими операциями на-
лива танкеров.
Для обеспечения технологического процесса транспорти-
ровки нефти и оперативного взаимодействия на всех уров-
нях управления системой магистральных нефтепроводов
диспетчерские службы оснащаются технологической и опе-
ративно-производственной связью (табл. 1.1).
К технологическим видам связи относятся:
43
диспетчерская телефонная связь между всеми диспетчер-
скими пунктами (ЦДП, ТДП, РДП), а также РДП с оператив-
ным персоналом НПС, наливными станциями, нефтебазами,
приемно-сдаточными пунктами, ремонтно-оперативными и
эксплуатационными службами МН, пунктами контроля и
управления (ПКУ) узлами задвижек на линейной части неф-
тепроводов, специальными транспортными средствами, а
также со смежными РУМН;
селекторная связь диспетчера РДП с операторами НПС,
наливных станций, нефтебаз, ПСП, а также для проведения
совещаний руководителей всех уровней управления;
каналы связи линейной телемеханики и станционной те-
лемеханики;
радиотелефонная УКВ связь.
Оперативно-производственная связь включает:
телефонную и факсимильную документальную (междуго-
роднюю и местную) связь;
каналы связи Internet для доступа к информационным ре-
сурсам;
каналы связи вычислительной сети ЕАСУ;
радиотелефонную связь с подвижными объектами (связь с
ремонтным персоналом на трассе).
С целью обеспечения оперативного управления работой
магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» опе-
ративно-диспетчерский персонал МДП, РДП, ТДП и ЦДП
Т аблица 1.1
Оснащенность средствами связи диспетчерских служб
ОАО «АК «Транснефть»
Вид связи ЦДП ТДП РДП Нефтеналив- ной порт МДП
Селекторная связь + + + 4- 4-
Телефонная связь 4- 4- + + 4-
Спутниковая связь + + + + —
Радиосвязь (переносные — — + 4- 4-
или стационарные ра- диостанции) Многоканальный реги- стратор телефонных и — + + + —
селекторных перегово- ров Трансивер (стационар- ная радиостанция) с выходом на каналы морской связи — — — + —
44
должен быть обеспечен устойчивой и постоянной двухсто-
ронней связью (телефон, громкоговорящая связь, радиосвязь
и другие).
Для оперативного персонала ЦДП должна работать селек-
торная и телефонная связь со всеми диспетчерами ТДП и
РДП, а также обеспечение резервного телефонного канала по
спутниковой сети связи с ТДП.
Для диспетчера ТДП должна работать:
селекторная связь с диспетчерами РДП, входящими в дан-
ное ОАО МН, и всеми операторами МДП, входящими в тех-
нологический участок, в случае управления данным участком
диспетчером ТДП;
селекторная связь с диспетчерами смежных ТДП, ЦДУ,
диспетчерскими пунктами предприятий по транспорту нефти
сопредельных с РФ государств;
телефонная и спутниковая связь со всеми перечисленны-
ми уровнями;
многоканальный регистратор телефонных и селекторных
переговоров;
в нефтеналивных портах при погрузке танкера должна
быть обеспечена устойчивая двухсторонняя связь «суд-
но-берег»; обеспечение связью должно быть по двум незави-
сим каналам (радиосвязь, телефон).
Для диспетчера РДП должна работать:
селекторная связь с операторами всех МДП, входящих в
данный технологический участок;
селекторная связь с диспетчерами РДП, входящих в один
технологический участок, а также с диспетчерами смежных
РДП;
селекторная связь с диспетчером ТДП, которому террито-
риально подчиняется данное РДП, а также с диспетчером
ТДП, управляющим технологическим участком, в котором
расположено данное РДП;
селекторная связь с объектами производителей нефти, ра-
ботающими в режиме путевых подкачек в магистральные
нефтепроводы ОАО МН, возможно применение проводной,
радио- или спутниковой сети связи, которую должны предос-
тавить производители нефти;
телефонная связь со всеми перечисленными уровнями
управления;
радиостанции, обеспечивающие устойчивую связь на всем
протяжении технологического участка с ответственными за
производство работ в охранной зоне МН, линейными обход-
чиками и подразделениями Службы безопасности;
45
многоканальный регистратор телефонных и селекторных
переговоров.
Для оперативного персонала МДП должна работать:
селекторная связь со всеми операторами МДП, входящи-
ми в данный технологический участок, а также с диспетче-
ром РДП, в чьем территориальном подчинении находится
МДП;
селекторная связь с диспетчером РДП или ТДП, управ-
ляющим технологическим участком;
телефонная связь со всем перечисленным персоналом;
переносные средства связи с радиусом действия в преде-
лах территории ЛПДС (НПС);
мобильная радиосвязь для работы с персоналом АЭС, ЦРС
и подразделениями Службы безопасности.
1.2.2. ВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
ПЕРЕКАЧКИ
Плановые технологические режимы работы
магистральных нефтепроводов на год, месяц рассчитываются
на плановую перекачку нефти в течение года, месяца с уче-
том режимов, включенных в карту технологических режимов
работы МН, а также:
плана остановок и работы нефтепроводов со снижением
режимов;
других работ продолжительностью свыше 5 ч, требующих
изменения режимов работы нефтепроводов или снижения
суточной производительности на 5 % и более;
физических параметров перекачиваемой нефти.
Карты технологических режимов включают технологиче-
ские режимы работы магистральных нефтепроводов, рассчи-
танные для производительностей в интервале от минималь-
ной до максимально-возможной производительности, исходя
из технического состояния трубопровода и оборудования,
находящегося в постоянной эксплуатации, а также физи-
ческих параметров перекачиваемой нефти. Эти карты разра-
батываются в соответствии с технологическими регламен-
тами.
Технологическая карта защит нефтепровода устанавлива-
ет основные параметры допустимых давлений, которые
должны быть установлены на НПС:
максимально-допустимое рабочее давление на выходе
НПС после регулирующего устройства, исходя из техниче-
46
ского состояния и фактической несущей способности трубо-
провода;
максимально-допустимое рабочее давление на выходе на-
сосов в коллекторе до регулирующего устройства с учетом
фактического испытательного давления трубопроводов кол-
лектора, прочностных характеристик корпусов насосов и за-
порной арматуры;
минимально-допустимое рабочее давление на приеме НПС
с учетом допустимого кавитационного запаса для магистраль-
ных насосов, вязкости и упругости паров перекачиваемой
нефти;
давление в нефтепроводе на узле подключения (проходя-
щее) при неработающей НПС. В операторной ТДП, РДП и
МДП должен быть установлен контроль этого давления све-
товой и звуковой сигнализациями при повышении давления
от установившегося на 0,2 МПа (2 кгс/см2) и снижении на
0,05 МПа (0,5 кгс/см2);
уставки защит на отключение агрегатов и НПС.
ОАО МН организует ежедневный контроль и анализ со-
блюдения ежесуточных плановых режимов перекачки нефти,
выполнения перекачки запланированного количества нефти и
соответствия фактических и плановых величин энергопо-
требления.
Транспортировка нефти по системе магистральных нефте-
проводов ОАО «АК «Транснефть» осуществляется в соответ-
ствии со «Схемой нормальных (технологических) грузопото-
ков нефти в системе магистральных нефтепроводов ОАО
«АК «Транснефть».
На основании месячных «Графика транспортировки» ОАО
«АК «Транснефть», «Плана остановок и работы нефтепрово-
дов ОАО «АК «Транснефть» со снижением режимов» и
«Графика планово-предупредительных работ (ППР) ОАО
МН» отдел главного технолога (служба технологических ре-
жимов) ОАО МН разрабатывает технологические режимы на
месяц с посуточной разбивкой по каждому технологическому
участку в соответствии с «Регламентом разработки техноло-
гических карт, режимов работы магистральных нефтепрово-
дов, планирования и учета потребления электроэнергии в
ОАО МН ОАО «АК «Транснефть».
В случаях технологической необходимости, связанной с
непредвиденными обстоятельствами (аварийные ситуации,
отсутствие налива нефти в наливные суда из-за шторма и
т.д.), а также при организации опережающих и восполняю-
щих объемов перекачки до и после производства плановых
47
или аварийно-восстановительных работ на объектах МН,
ЦДП имеет право давать указания ТДП по изменению суточ-
ных планов перекачки на отдельных технологических участ-
ках.
При переключениях на линейной части МН, технологиче-
ских трубопроводах, производимых оператором НПС или
диспетчером РДП в режиме телеуправления без остановки
перекачки, закрытие задвижки должно производиться только
после открытия задвижек в новом направлении перекачки.
Возобновление перекачки нефти по технологическому
участку МН осуществляется после открытия запорной арма-
туры линейной части участка МН, а также технологических
задвижек НПС и РП, необходимых для обеспечения полного
потока нефти.
Все пуски и остановки насосных агрегатов, вывод техноло-
гического участка МН на режим после остановки должны
осуществляться в соответствии с «Инструкцией о порядке
вывода технологических участков нефтепровода ОАО МН на
режим и их остановки».
Основной схемой управления магистральными нефтепро-
водами ОАО «АК «Транснефть» является управление с ис-
пользованием системы диспетчерского контроля и управле-
ния (СДКУ).
В схему управления Автоматизированного рабочего места
(АРМ) - диспетчера РДП и ТДП входят следующие функции:
пуск и остановка подпорных и магистральных насосных агре-
гатов, открытие и закрытие линейных задвижек.
Управление технологическим участком осуществляет дис-
петчер РДП или ТДП ОАО МН.
В случае отсутствия управляющей функции СДКУ или ее
отказа управление технологическим участком производится
по резервной схеме - с местного режима управления опера-
тивным персоналом НПС по команде диспетчера РДП, ТДП с
оформлением оперативной двухсторонней телефонограммы.
На технологических участках, принадлежащих двум и бо-
лее ОАО МН, управление работой нефтепроводов осуществ-
ляется в соответствии с утвержденной в двухстороннем по-
рядке «Схемой технологического управления работой нефте-
проводов с учетом смежных участков нефтепроводов, экс-
плуатируемых соседними ОАО МН».
На технологические участки смежных ОАО МН должны
быть разработаны «Технологические режимы перекачки» и
«Технологические карты МН», утвержденные главными ин-
женерами этих ОАО МН, и находиться в наличии на рабочих
48
местах оперативно-диспетчерского персонала МДП, РДП и
ТДП смежных ОАО МН, участвующих в управлении данным
технологическим участком. Указанные технологические кар-
ты разрабатывает отдел (служба) главного технолога того
ОАО МН, в функции которого входит управление смежным
технологическим участком в соответствии с утвержденной
схемой управления.
Диспетчеры РДП или ТДП, управляющие технологическим
участком, при повышении до 0,2 МПа (2 кгс/см2) или пони-
жении до 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) от установившегося давле-
ния, не обусловленных технологическими причинами, обяза-
ны с целью совместного выяснения причин в срок до 10 мин
после изменения давления по селекторной связи опросить
операторов МДП, диспетчеров смежных РДП или ТДП и до-
ложить результаты руководству РУМН ОАО МН.
Причиной изменения давления может быть изменение
степени закрытия задвижек на линейной части или в техно-
логии НПС, узлов подключения станций, ФГУ, влияние про-
хождения СОД, изменение частоты тока в сети, прохождение
партий нефти с отличающейся плотностью и вязкостью, на-
чало или окончание налива нефти в автоцистерны, топливные
емкости, резервуары с различными геодезическими отметка-
ми и уровнями нефти, включение или отключение насосов
откачки нефти из емкостей и т.д.
Решение об остановке перекачки нефти на технологиче-
ском участке МН, где произошло изменение давления (по-
вышение до 0,2 МПа или понижение давления до 0,05 МПа),
принимает главный инженер ОАО МН или лицо, его заме-
щающее.
Диспетчеры РДП или ТДП, управляющие технологическим
участком, при снижении давления более чем на 0,05 МПа, не
обусловленном технологическими причинами, обязаны:
немедленно в телеуправлении остановить перекачку на
участке (на нетелемеханизированном участке дать команду
операторам МДП);
закрыть линейные задвижки и локализовать место пред-
полагаемого выхода нефти. На нетелемеханизированных уча-
стках для закрытия задвижек направить на трассу бригаду
работников АЭС;
в срок до 5 мин после изменения давления доложить дис-
петчеру ТДП, главному инженеру РНУ (ТДП) или лицам, их
замещающим, а также диспетчерам РДП или ТДП смежных
ОАО МН;
приступить к выяснению причины снижения давления;
49
направить бригаду АЭС для проведения обследования,
уточнения места, характера и локализации последствий по-
вреждения и контролировать ее продвижение по трассе неф-
тепровода;
действовать в соответствии с планом ликвидации возмож-
ных аварий (ПАВА).
Диспетчер ТДП в течение 10 мин после поступления док-
лада от диспетчера РДП об остановке участка нефтепровода
из-за снижения давления более чем на 0,05 МПа оценивает
необходимость и принимает решения по изменению грузопо-
токов нефти, сообщает диспетчеру ЦДП, главному инженеру
ОАО МН, после чего:
сообщает специалистам ОАО МН по утвержденному спи-
ску;
анализирует тренды изменения давлений и электрических
характеристик работавших агрегатов;
если в результате анализа информации или обследования
трассы выявлен выход нефти, действует по ПАВА и распоря-
жениям главного инженера ОАО МН или лица, его заме-
щающего.
Диспетчеры РДП и ТДП, управляющие технологическим
участком при повышении давления более чем на 0,2 МПа, не
обусловленном технологическими причинами, обязаны:
немедленно в телеуправлении остановить перекачку (на
нетелемеханизированном участке дать команду операторам
МДП);
с помощью средств телемеханики определить место пред-
полагаемого повышения давления;
действовать по распоряжениям главного инженера ОАО
МН или лица, его замещающего.
Диспетчер ТДП в течение 10 мин после поступления док-
лада от диспетчера РДП об остановке участка нефтепровода
из-за повышения давления более чем на 0,2 МПа оценивает
необходимость и принимает решения по изменению грузопо-
токов нефти, сообщает диспетчеру ЦДП, главному инженеру
ОАО МН, после чего:
сообщает специалистам ОАО МН по утвержденному спи-
ску;
анализирует тренды изменения давлений.
При поступлении сообщения от должностного лица ОАО
МН (АЭС, центральной ремонтной службы (ЦРС), ЭХЗ,
служб эксплуатации ЛПДС и РНУ) об обнаружении выхода
нефти на линейной части МН диспетчеры РДП и ТДП,
управляющие технологическим участком, обязаны:
50
остановить участок нефтепровода;
если в техническом коридоре проложены два и более неф
тепровода и неизвестно, на котором из них произошел выход
нефти, остановить все нефтепроводы;
зафиксировать в журнале фамилию, должность, рабочий
телефон сообщившего о выходе нефти, когда и при каких
обстоятельствах обнаружен, размеры замазученности, осо-
бенности местности, близость водоемов, рек, административ-
но-хозяйственных объектов (железных или автомобильных
дорог, водных преград, жилых поселков, объектов нефтедо-
бычи и т.д.);
для проверки поступившего сообщения направить бригаду
АЭС в указанный район и контролировать ее продвижение;
в срок до 5 мин после получения сообщения о выходе
нефти доложить диспетчеру ТДП, главному инженеру РНУ
или лицу его замещающему, а также диспетчерам РДП или
ТДП смежных ОАО МН;
контролировать информацию, поступающую от АЭС;
действовать по распоряжениям главного инженера РНУ.
Диспетчер ТДП в срок до 10 мин после поступления от
диспетчера РДП доклада об обнаруженном должностным ли-
цом выходе нефти:
сообщает диспетчеру ЦДП и главному инженеру ОАО
МН;
анализирует возможность изменения грузопотоков;
сообщает специалистам ОАО МН по списку, контрольным
и надзорным органам;
контролирует и своевременно докладывает главному ин-
женеру о мерах, принятых руководителями РНУ по проверке
сообщения;
получив от руководства РНУ факсограмму с результатами
обследования трассы, докладывает главному инженеру или
лицу, его замещающему.
Получив сообщение по телефону от частного лица о выхо-
де нефти на линейной части магистрального нефтепровода,
диспетчеры РДП и ТДП, управляющие технологическим уча-
стком, обязаны:
зафиксировать в журнале фамилию, место работы и рабо-
чий телефон сообщившего, когда и при каких обстоятельст-
вах обнаружен выход нефти, размеры замазученности, осо-
бенности местности, близость водоемов, рек, административ-
но-хозяйственных объектов (железных или автомобильных
дорог, водных преград, жилых поселков, объектов нефтедо-
бычи и т.д.);
51
в срок до 5 мин после получения сообщения о предпола-
гаемом выходе нефти доложить диспетчеру ТДП, главному
инженеру РНУ или лицу, его замещающему;
определить участки нефтепроводов, проходящих в зоне
обнаруженного выхода нефти, проверить наличие отклоне-
ний фактических параметров от заданных режимов;
при наличии отклонений действовать в соответствии с
требованиями «Регламента по технологическому управлению
и контролю за работой МН»;
для проверки поступившего сообщения направить бригаду
АЭС в указанный район и контролировать ее движение;
контролировать и своевременно докладывать главному
инженеру РНУ о ходе проверки сообщения.
Диспетчер ТДП в срок до 10 мин после поступления от
диспетчера РДП доклада об обнаруженном частным лицом
выходе нефти:
сообщает диспетчеру ЦДП и главному инженеру ОАО
МН;
контролирует и своевременно докладывает главному ин-
женеру о мерах, принятых руководителями РНУ по проверке
сообщения;
получив от руководства РНУ факсограмму с результатами
обследования трассы, докладывает главному инженеру или
лицу его замещающему.
Возобновление перекачки нефти по аварийно остановлен-
ному участку нефтепровода производится диспетчерами РДП
или ТДП, управляющими технологическим участком, на ос-
новании телефонограммы, подписанной главным инженером
РНУ (УМН), после устранения причин возникновения не-
штатной ситуации, подтверждения готовности линейной час-
ти МН, технологии НПС, ЛИДС, нефтебаз и смежных ОАО
МН к транспортировке и приему нефти.
Диспетчеры РДП и ТДП информируют подразделе-
ния Службы безопасности о падении давления на линейной
части МН, срабатывании средств линейной и станционной
телемеханики, возникновении аварийных и нештатных си-
туаций на объектах МН и аварийно-восстановительных ра-
ботах.
1.2.3. ПУСК НЕФТЕПРОВОДА, ВЫВОД НА РЕЖИМ
И ЕГО ОСТАНОВКА
Пуск и остановка участков нефтепровода вы-
полняется по команде диспетчера ТДП, а НПС внутри участ-
52
ка — по команде диспетчера РДП с разрешения диспетчера
тдп.
Пуск нефтепровода, т.е. запуск НПС может производиться
в 2-х режимах:
с помощью средств автоматики и телемеханики, а в случае
их неисправности - средствами местного управления в сле-
дующей последовательности:
1. Диспетчер ТДП сообщает диспетчеру РДП о запуске и
планируемом режиме работы станций. Диспетчер РДП соот-
ветственно дает указания НПС о подготовке к запуску. Об-
служивающий персонал НПС готовит станции к запуску.
2. О готовности к запуску станции докладывают диспетче-
ру РДП, который, в свою очередь, докладывает диспетчеру
ТДП. После этого диспетчер ТДП дает телефонограмму дис-
петчеру РДП на запуск участка.
3. По команде диспетчера РДП на головной станции долж-
ны запускаться вначале подпорные агрегаты, затем магист-
ральные агрегаты один за другим в любой последовательно-
сти (рекомендуется начинать с последнего по ходу потока
нефти агрегата). Каждый последующий агрегат запускается
по исчезновению перепада давления на напорной задвижке
предыдущего агрегата.
Если запускаются четыре магистральных агрегата в парал-
лельно-последовательном соединении, то очередность их за-
пуска может быть любой: сначала запуск двух агрегатов в
одном коллекторе, потом в другом или сначала по одному в
каждом коллекторе, потом по второму агрегату.
При такой схеме отказ в работе одного из агрегатов в слу-
чае работы оставшихся более 2 мин может привести к работе
с нулевой производительностью и остановке другого агрегата,
включенного последовательно с отказавшим, по температур-
ной защите корпуса насоса. Поэтому необходим повышенный
контроль за процессом запуска агрегатов.
4. Промежуточная станция в режиме «из насоса в насос»
можёт запускать первый агрегат с началом повышения дав-
ления на приеме станции до 0,8 МПа для насосов НМ 2500-
230 и до 1,2 МПа для насосов НМ 7000-210, НМ 10000-210.
При пуске НПС в дистанционном режиме из РДП (ТДП)
или в программном режиме из операторной (МДП) осущест-
вляется запуск магистрального агрегата по одной из заранее
выбранных программ пуска - на открывающуюся, на откры-
тую или на закрытую задвижку. Программа пуска предусмат-
ривает полное открытие входной задвижки до момента пуска
электродвигателя. Если запуск станции осуществляется дис-
53
танционно из РДП или в режиме «программный запуск», то
сначала открывается задвижка на приеме агрегата, начинает
.открываться задвижка на выкиде и через 2-6 с запускается
насосный агрегат, задвижка на выкиде открывается полно-
стью. Если же запуск станции производится без использова-
ния систем автоматики и телемеханики («кнопочный ре-
жим»), то сначала открывается задвижка на приеме, приот-
крывается задвижка на выкиде, запускается агрегат, задвиж-
ка на выкиде продолжает открываться. В случае недостаточ-
ной подачи нефти на входе станции регулятор удерживает
давление на входе станции прикрытием регулирующей за-
слонки. С исчезновением перепада давления на заслонке
можно запускать следующий агрегат.
5. Промежуточная станция с подключенной емкостью мо-
жет быть запущена одновременно с головной или же с неко-
торым опережением или отставанием, в зависимости от на-
личия нефти в резервуарах.
Остановка и переход на другой режим. При устойчивом
выходе параметров агрегата или НПС за пределы граничных
рабочих значений оператор должен, с уведомлением диспет-
чера, остановить агрегат средствами местного управления, не
допуская срабатывания защит, с последующим выявлением
причин недопустимого изменения параметров.
Штатная остановка станции и участка нефтепровода мо-
жет быть произведена двумя способами:
из РДП с помощью средств телемеханики;
в случае неисправности телемеханики или АСУ ТП оста-
новка НПС или участка нефтепровода осуществляется сред-
ствами местного управления в следующем порядке.
1. При плановой остановке участка на головной станции и
на промежуточных с емкостью останавливается сначала один
агрегат и одновременно закрываются его задвижки. Следую-
щие агрегаты должны останавливаться через 2-3 мин. В по-
следнюю очередь останавливаются подпорные насосы.
2. Промежуточные станции без емкости начинают оста-
новки агрегатов по началу уменьшения давления на их входе.
Одновременно закрываются задвижки остановленных агрега-
тов. Очередность остановки агрегатов может быть любой
(желательно начинать с первого агрегата по ходу нефти). Ес-
ли на станции работают четыре магистральных агрегата в па-
раллельно-последовательном соединении, то сначала нужно
остановить два агрегата в одном коллекторе, потом два в дру-
гом или сначала по одному в каждом коллекторе, потом по
второму агрегату.
54
3. При аварийной остановке отдельного агрегата или од-
ной из станций регуляторы других станций, стремясь удер-
жать в работе наибольшее число агрегатов, прикрывают за-
слонки. При этом могут происходить частичные остановки и
других станций. Оставшиеся в работе станции могут работать
со значительным дросселированием до выяснения обстановки
и принятия решения диспетчером - восстановить прежний
режим или переходить на другой.
В аварийных ситуациях все НПС останавливаются диспет-
чером РДП либо операторами НПС по команде диспетчера
РДП.
При переходе на другой режим работы участка нефтепро-
вода диспетчер ТДП задает районным управлениям число и
схему включения агрегатов, а диспетчер РДП, в свою оче-
редь, дает указания станциям об изменении режима работы
участка.
Если при этом для увеличения производительности участка
запускаются дополнительные агрегаты на ряде станций, то
запуск агрегатов производится поочередно, начиная с голов-
ной НПС.
Если переход на другой режим работы участка нефтепро-
вода требует изменения уставки регулятора давления какой-
либо из работающих НПС, то соблюдается следующий поря-
док действий.
При повышении уставки:
сначала осуществляется переход на другой режим работы
следующих по ходу потока нефти станций, затем повышение
уставки регулятора давления данной станции и переход ее,
при необходимости, на другой режим работы.
При снижении уставки:
сначала, при необходимости, осуществляется переход на
другой режим работы данной станции, затем снижение ус-
тавки ее регулятора давления и после этого переход на дру-
гой режим работы следующих по ходу потока нефти станций.
О запусках и остановках каждого агрегата (не дожидаясь
полного запуска или остановки станции) оператор перекачи-
вающей НПС немедленно сообщает диспетчеру РДП и сосед-
ним станциям.
1.2.4. СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМАМИ ПЕРЕКАЧКИ
Автоматическая защита по давлениям являет-
ся одной из основных функций системы автоматизации НПС
55
и основным средством предотвращения аварий трубопровода
и оборудования. Автоматическая защита обеспечивает от-
ключение самого источника увеличения энергии потока - ма-
гистральных насосов перекачивающей насосной (одного или
всех) - и таким путем предотвращает возможность возникно-
вения повышенного давления. Наличие автоматической за-
щиты по давлениям является обязательным требованием лю-
бых правил по технике безопасности, инструкций по экс-
плуатации и норм технологического проектирования. Такая
защита должна обеспечиваться при любых условиях работы
насосных агрегатов и в любое время - при работе по вре-
менным схемам, ремонте систем автоматики и т.п. Контроль
давлений для работы автоматической защиты выполняется во
всех точках технологической схемы, где возможно возникно-
вение давлений, опасных для самого магистрального нефте-
провода или его оборудования.
Так, для предотвращения повышения давления в самом
магистральном нефтепроводе выше рабочего, определенного
по эпюре максимальных давлений, давление всегда контроли-
руется на нагнетании насосной.
Для насосных, на которых применяется автоматическое
регулирование давлений способом дросселирования на нагне-
тании станции, также контролируется давление перед
исполнительным механизмом системы дросселирования. Не-
обходимость независимого контроля объясняется возможным
повышением давления, опасным для насосов, арматуры или
коллектора насосной, при прикрытии исполнительного
механизма.
Поскольку снижение давления на всасывании насосных
агрегатов приводит к кавитации, вызывающей повреждение
агрегатов, требуются контроль давления на всасывании и
предотвращение снижения давления ниже минимального ра-
бочего давления. Особенность контроля давления на приеме
заключается в том, что кратковременных понижений давле-
ния невозможно избежать в процессе нормальной эксплуа-
тации. Они могут быть вызваны прохождением воздушной
пробки или их причиной может быть снижение давления при
запуске одного или нескольких агрегатов на насосной стан-
ции, а также при отключении агрегата на предыдущей
станции. Кроме того, следует учитывать, что если повышение
давления может мгновенно привести к разрыву и аварии
трубопровода, то разрушение при кавитации - процесс,
протекающий во времени. Поэтому защиты по минимальному
давлению всасывания действуют не мгновенно, а с вы-
56
держкой времени (до 15 с), достаточной для восстановления
давления в процессе нормальной эксплуатации и, с другой
стороны, незначительной по возможным кавитационным
разрушениям.
Для максимальной надежности и уменьшения числа
промежуточных элементов, снижающих надежность, защиту
по давлениям включают непосредственно в схемы управ-
ления насосными агрегатами и воздействуют одновременно
на все агрегаты. Так как отключение всех агрегатов приводит
к значительному снижению расхода по трубопроводу, наряду
с отключением всех агрегатов применяют дополнительную
защиту по давлениям, выполняющую профилактическую роль
и воздействующую на отключение только одного агрегата. В
большинстве случаев при последовательно включаемых на-
сосных агрегатах отключение одного агрегата является
достаточным для ограничения давления в рабочих пределах, в
то же время такая защита в качестве дублирующей повышает
общую надежность системы защиты по давлениям.
Для защиты магистрального нефтепровода и НПС по
давлениям (на приеме НПС, в коллекторе НПС, на выходе
НПС) должны применяться две степени защиты. Эти защиты
выполняются самостоятельными контурами, включающими
индивидуальные датчики, настраиваются на разные значения
давления (предельное и аварийное) и обеспечивают взаимное
дублирование. Двухступенчатая защита по давлению вклю-
чает в себя защиту, отключающую все насосные агрегаты,
защиту по аварийным давлениям, и защиту, отключающую
только один агрегат, - защиту по предельным давлениям. С
целью снижения давлений, возникающих в последующем при
запуске агрегата, отключение защитой по предельным
давлениям обычно производят на агрегате, работающем
первым по потоку нефти.
Если насосные агрегаты запускаются на закрытые зад-
вижки, то опасное давление может возникнуть при запуске
агрегата. Дело в том, что создаваемое насосом при нулевом
расходе давление всегда больше дифференциального напора
этого же насоса при номинальной подаче. Поскольку агрегат
запускается на закрытую задвижку, развиваемый им при
нулевой подаче дифференциальный напор, сложенный с
давлением работающих предшествующих агрегатов, может
оказаться превышающим расчетное давление для корпуса
насоса, арматуры и отрезка трубопровода до задвижки. При
крутых характеристиках насосов это может произойти в
случае, если при данном режиме давление всех насосов,
57
включая запускаемый, при номинальном расходе будет в
пределах прочности трубопровода. Поэтому на коллекторе
насосной устанавливается дополнительная защита, запрещаю-
щая запуск последних по потоку агрегатов, при наличии
определенного давления в коллекторе.
Измерительные каналы систем автоматики должны обес-
печивать получение результатов с нормируемой точностью.
Аппаратура, входящая в состав измерительного канала (чувст-
вительные элементы, датчики, усилители, блоки преобра-
зования), должны иметь сертификаты утверждения типа
средств измерения Госстандарта России.
Нормированными метрологическими характеристиками по
ГОСТ являются основная погрешность и дополнительная
погрешность.
Основная погрешность измерительных каналов не должна
превышать значений, в %: давления нефти - 0,6; давления
вспомогательных систем - 1,0.
Дополнительная погрешность не должна превышать по-
ловины основной погрешности при изменении темпера-
туры окружающей среды во всем диапазоне рабочих темпе-
ратур и отклонении напряжения питания в допустимых пре-
делах.
Для защиты по давлениям важное значение имеет пра-
вильный выбор давлений, при которых срабатывают датчики
систем защиты. Настройка приборов защиты должна обес-
печить выполнения планового режима перекачки и исклю-
чить возможность аварии из-за недопустимого отклонения
давления от рабочих значений. Значения настроек срабаты-
вания систем защиты по максимальным давлениям устанав-
ливаются всегда выше рабочих значений в пределах зазора
безопасности. Под зазором безопасности понимают интервал
от максимального рабочего давления до допускаемого дав-
ления при кратковременных перегрузках. Значение рабочего
давления и допускаемое повышение давления определяются
соответствующими Государственными стандартами, Строи-
тельными нормами и правилами и техническими условиями
на оборудование.
Приборы защиты по давлениям на приеме магистральной
насосной могут настраиваться в пределах от рабочего дав-
ления на приеме до 0,85 от этого значения. Под рабочим
давлением на приеме подразумевается допустимая величина
кавитационного запаса насосов с учетом упругости паров при
максимальной на определенный период времени пропускной
способности.
58
Разница уставок между защитами по предельному и
аварийному давлениям должна обеспечивать селективность
срабатывания защит. Для селективного срабатывания защит
рекомендуется принимать разницу между настройкой прибо-
ров на разных ступенях защиты не менее величины поло-
вины абсолютной погрешности менее точного прибора.
При отсутствии необходимого запаса по давлениям допус-
кается осуществлять настройку датчиков защиты по давле-
ниям на приеме насосной на одинаковые значения давления
и предусматривать срабатывание защит с различными выдер-
жками времени с интервалом 5-8 с.
Приборы защиты по давлению в коллекторе магистраль-
ной насосной (до узла регулирования) могут настраивать-
ся в пределах от рабочего давления рра6 в коллекторе до
1,1 рраб. Рабочее давление в коллекторе принимается по наи-
меньшему значению из рабочих давлений, указанных в
документации на насосы, задвижки, трубопроводы, фасонные
части и т.п.
Разницу уставок между защитами рекомендуется опреде-
лять также с учетом селективности их срабатывания.
Защита давления на выходе магистральной насосной (пос-
ле узла регулирования) может устанавливаться в пределах
«зазора безопасности» трубопровода в диапазоне от рабочего
давления до 1,1 рраб с учетом отклонения давления в процессе
регулирования.
Под рабочим давлением в этом случае подразумевается
давление по эпюре допускаемых максимальных давлений на
участке трубопровода после НПС с учетом несущей способ-
ности фактически уложенных труб по всему участку магист-
рального трубопровода до следующей НПС.
Разницу уставок между защитами рекомендуется опреде-
лять также с учетом селективности их срабатывания. Уставка
защиты по предельному давлению на выходе насосной стан-
ции должна устанавливаться выше, чем заданное регулятору
давление на выходе насосной в установившемся режиме (ра-
бочего давления насосной) для обеспечения «зазора безопас-
ности» при работе системы автоматического регулирования
давления в допустимых пределах.
Средства автоматического регулирования давления ма-
гистральной насосной предназначены для поддержания дав-
ления на приеме НПС не ниже допустимого значения по
условиям кавитации насосов и давления в магистральном
нефтепроводе на выходе НПС (после регуляторов давления)
не выше допустимого значения по гидравлическому расчету
59
линейной части нефтепровода или исходя из технологи-
ческого режима перекачки.
Управление исполнительными механизмами системы регу-
лирования давления должна осуществляться от двух неза-
висимых контуров регулирования, воздействующих на испол-
нительный механизм через общий блок селекции управляю-
щих сигналов.
На НПС с емкостью контур регулирования на входе НПС
может быть отключен.
Для регулирования давления в качестве исполнительного
механизма могут использоваться:
регулирующие клапаны различного типа;
поворотные регулирующие затворы;
промежуточные гидравлические (магнитные) муфты для
изменения частоты вращения ротора насоса;
электродвигатели магистрального агрегата с переменной
частотой вращения;
газотурбинные или дизельные двигатели в качестве приво-
да магистрального агрегата.
Гидравлические и магнитные муфты, а также двигатели
внутреннего сгорания не нашли своего применения на рос-
сийских магистральных нефтепроводах, хотя достаточно ус-
пешно используются за рубежом.
При использовании магистральных агрегатов с электро-
двигателем с переменной частотой вращения система автома-
тизации должна обеспечить:
поддержание заданной частоты вращения с точностью не
хуже 0,1 % от номинальной;
переключение электродвигателя с питания его статорных
обмоток от тиристорного преобразователя частоты (ТПЧ) на
сеть при номинальной частоте вращения и обратное пере-
ключение на питание от ТПЧ в диапазоне регулирования без
нарушения технологического режима перекачки;
торможение электродвигателя с рекуперацией энергии в
сеть;
самозапуск электропривода до заданной частоты вращения
после глубоких посадок силового напряжения или перерыва
питания длительностью до 2,5 с;
ручное управление из операторной, дистанционное из
МДП или РДП.
Наиболее распространенная на магистральных нефтепро-
водах схема с дросселированием на нагнетании насосной
станции использует исполнительный механизм в одной точке.
При прикрытии исполнительного механизма на нагнетании
60
НПС при работе по системе «из насоса в насос» изменяется
режим работы всего нефтепровода из-за дополнительных по-
терь давления на клапане исполнительного механизма. Про-
изводительность трубопровода уменьшается, что приводит к
увеличению дифференциального напора на каждом рабо-
тающем насосе. При этом давление на всасывании на НПС с
дросселированием возрастает, а давление на выходе насосной
снижается.
Таким образом, при необходимости ограничения либо
максимального давления нагнетания, либо минимального дав-
ления всасывания требуется выполнить одну операцию -
прикрыть исполнительный механизм. Для большей гибкости,
обеспечения ремонта и т.п. в схему включают обычно не-
сколько (два-три) параллельно установленных исполнитель-
ных механизма, работающих совместно.
Сочетание объекта регулирования с устройством автома-
тического регулирования называют системой автоматическо-
го регулирования (САР). В функциональной схеме САР выде-
ляют чувствительный элемент (датчик давления), регулирую-
щий элемент и исполнительное устройство.
Управление системой автоматического регулирования осу-
ществляется с помощью регулирующего устройства.
Регулирующее устройство включает в себя собственно ре-
гулятор, т.е. ноль-орган, и формирователь закона регулирова-
ния, один или несколько указателей или регистраторов, кото-
рые дают информацию о ходе процесса, станцию переключе-
ния с автоматического управления на ручное и обратно, за-
датчик регулируемых величин.
При работе нефтепровода на предельных по давлению
режимах с целью предотвращения отключения работающих аг-
регатов на данной НПС характеристики системы регулирова-
ния с учетом запаздывания передачи сигналов выбираются
так, чтобы отклонение давления от заданного значения сос-
тавляло не более 0,15 МПа при отключении агрегата на сосед-
ней НПС. Для этого в зависимости от диаметра трубопровода
быстродействие исполнительных механизмов (время полного
перемещения в сторону закрытия) для автоматического регу-
лирования давления способом дросселирования должно сос-
тавлять при диаметрах 1220 мм - не более 8 с; 1020 мм - не бо-
лее 12 с; 820 мм - не более 20 с; менее 820 мм - не более 40 с.
С целью улучшения динамических свойств системы регу-
лирования рекомендуется применять:
разные скорости перемещения исполнительных механиз-
мов в сторону закрытия и открытия;
61
пропорционально-интегрально-дифференциальный закон
регулирования (ПИД-регулирование).
Величина задания в системе автоматического регулирова-
ния давления на выходе НПС не должна превышать значения
давления на выходе НПС по эпюре рабочих давлений в тру-
бопроводе на данный период, определенный технологически-
ми расчетами с учетом физических характеристик трубопро-
вода.
Величина задания в САР на приеме НПС должна быть не
менее величины минимального давления на приеме первого
насоса по технологическим расчетам при максимальной на
данный период подаче.
В системе регулирования рекомендуется предусматривать
автоматическое временное изменение задания давления на
приеме (или выходе) НПС при запуске магистрального агре-
гата и возврат к старому значению после завершения запуска.
При наличии нескольких пунктов управления следует учи-
тывать возможность изменения задания давления на приеме
и выходе НПС как из операторной, так и из МДП и РДП.
При этом должен обеспечиваться «безударный» переход при
переключении с одного пункта управления на другой.
Надежность применяемых систем регулирования давлений
особенно оценивается при переходных процессах, например,
при полной остановке промежуточной НПС или только одно-
го насосного агрегата.
При отключении насосного агрегата (или всей станции)
изменение давления на всасывании и нагнетании происходит
в соответствии с кривыми «выбега». Давление на всасывании
возрастает, а давление на нагнетании снижается, и через не-
сколько десятков секунд выравниваются. При этом в сторону
предыдущей станции со скоростью звука (1000-1100 м/с)
распространяется фронт повышенного давления. Опыт пока-
зывает, что величина превышения давления на его переднем
фронте может достигнуть 0,6-0,8 МПа.
Действующая САР давления реагирует на возмущающее
воздействие, т.е. на изменение давления в контрольных точ-
ках. Учитывая, что эффективное регулирование осуществля-
ется при закрытии заслонки более чем на 50 % (время полно-
го закрытия 10-12 с), а разница между значением регулиро-
вания и уставкой защит на отключение первого по ходу ма-
гистрального насосного агрегата составляет 0,10-0,15 МПа,
при резком изменении давления обеспечить регулирование
невозможно, что приводит к остановке НПС и, как следствие,
к остановке нефтепровода.
62
Решить проблему можно с использованием централизо-
ванной системы автоматического регулирования давления в
нефтепроводе, которая должна действовать следующим обра-
зом: при аварийной остановке одной из промежуточных НПС
централизованная система автоматического регулирования
давления выдает сигналы на уменьшение давления нагнета-
ния на предыдущей НПС и на увеличение давления на вса-
сывании последующей НПС.
Применение централизованной САР позволяет повысить
надежность самой системы, уменьшить время простоя техно-
логического оборудования по причине его отказа и сократить
общее число незапланированных остановок и последующих
пусков МНА.
1.2.5. УТЕЧКИ НЕФТИ ИЗ ТРУБОПРОВОДА.
И ПРИЧИНЫ ИХ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
Существует множество причин, приводящих к
нарушению целостности трубопроводов, сопровождаемых
утечками нефти. К числу наиболее распространенных причин
относятся:
механические повреждения трубопровода;
коррозия труб (внешняя и внутренняя);
дефекты швов;
заводской брак, допущенный при изготовлении труб;
эксплуатационные ошибки;
стихийные явления (землетрясения, наводнения, оползни
и т.п.).
Статистика показывает, что на действующих нефтепрово-
дах вероятность аварий увеличивается вместе со «старением»
трубопроводов.
Механические повреждения трубопровода и линейного
оборудования составляют весомую часть аварий на нефте-
проводах. Наезды автотранспорта на трубопровод на откры-
тых его участках, повреждение трубопровода при производ-
стве земляных работ, неаккуратное обращение с трубой при
ремонтных работах и тому подобные случаи часто становятся
причиной повреждения трубопроводов.
Коррозия металла оказывает особенно пагубное влияние
на состояние труб. Металл разрушается с образованием пя-
тен и каверн значительной глубины, иногда поражающих всю
глубину стенки. При образовании в трубопроводе коррози-
63
онных каверн покрытие по его периферии интенсивно раз-
рушается, так как продукты коррозии - главный разрушитель
металлов. Внешняя коррозия образуется также под действи-
ем блуждающих токов. Изоляционные покрытия не всегда
обладают высокими диэлектрическими свойствами, что спо-
собствует проникновению в трубопровод блуждающих токов.
Несмотря на катодную защиту, при некачественной изоляции
или ее повреждении возникает внешняя коррозия, которая
впоследствии становится причиной утечек.
Существуют также причины возникновения внутренней
коррозии трубопровода. В нефтях, представляющих собой
смесь углеводородов, как правило, содержатся и неуглеводо-
родные компоненты. Если первые инертны по отношению к
металлам, то неуглеводородные компоненты вступают с ме-
таллами в сложные химические реакции, снижая прочность
стенок трубопровода. Особенно опасны сернистые соедине-
ния, которые являются причиной от 3 до 20 % случаев корро-
зионного повреждения внутренней поверхности трубопрово-
дов. Заводнение нефтяных пластов, применяемое при добыче
нефти для поддержания пластового давления, приводит к
значительному обводнению продукции скважин. Несмотря на
то, что в процессе подготовки нефти к транспорту на про-
мыслах осуществляют ее обезвоживание и обессоливание,
некоторое количество минерализованной воды все же попа-
дает в магистральные нефтепроводы, что также способствует
внутренней коррозии.
Скрытые дефекты труб, из которых состоит нефтепровод,
служат одной из распространенных причин возникновения
утечек. Эти дефекты могут возникнуть в результате низкока-
чественного проката при изготовлении труб или плохой свар-
ки стыков при монтаже трубопровода и ремонтных работах.
Обнаружить сразу такие дефекты, как правило, не удается,
хотя для этого и принимаются меры. И только после длитель-
ной эксплуатации нефтепроводов скрытые дефекты могут
проявить себя и стать причиной повреждения трубопровода и
утечки соответственно.
Нарушение технологических правил эксплуатации неф-
тепроводов также составляет одну из причин возникновения
утечек нефти. Частые пуски и остановки нефтеперекачи-
вающих агрегатов, быстрые открытия и закрытия задвижек,
всевозможные вибрации и другие причины приводят к воз-
никновению в трубопроводах нестационарных (переходных)
процессов, сопровождаемых резкими колебаниями давления.
Нефть, текущая в трубопроводе, имеет значительную плот-
64
ность (870-920 кг/м3) и, следовательно, инерцию, поэтому бы-
стрые изменения скорости потока ведут к значительным ко-
лебаниям давления, распространяющимся в виде волн вниз и
вверх по потоку. В низинах профиля, в подводных переходах,
в переходах под глубокими оврагами и других местах, где
статическое давление и без того выше, чем в других сечениях
трубопровода, могут возникать перегрузки, приводящие к
разрыву трубы.
Наконец, стихийные бедствия и всевозможные природ-
ные катаклизмы становятся зачастую причиной разрыва
трубопроводов.
Из опубликованной информации следует, что механиче-
ские повреждения нефтепроводов являются причиной около
33 % всех аварий; коррозия (как внешняя, так и внутрен-
няя) - 53 % аварий; дефекты труб - 4 %; дефекты сварки -
3 %; эксплуатационные ошибки - б %; прочие - 1 %.
В табл. 1.2 приведены данные об утечках нефти на трубо-
проводах Западной Европы за период 1989-1995 гг.
За период с 1971 по 1986 гг. на трубопроводах США про-
изошло 10 тыс. аварий, убытки от которых составили около
300 млн дол. (по ценам 1986 г.). При этом было потеряно
800 тыс. м3 сырой нефти и нефтепродуктов. В табл. 1.3 при-
ведены данные об авариях на нефтепроводах США в 1984 г.
За 10-детний период 1980-1990 гг. статистика аварий на
нефтепроводах США представлена в табл. 1.4.
Анализ аварийности на отечественных магистральных
нефтепроводах показывает, что проводимые мероприятия по
их предотвращению дают хорошие результаты. Так, если в
1970 г. на 1000 км трубопроводов приходилось в среднем око-
ло 0,5 аварий в год, то к 1991 г. эта величина уменьшилась до
0,25 аварий в год, а к 2002 г. - до 0,04.
Таблица 1.2
Утечки нефти на трубопроводах Западной Европы
Причина Объем разлитой нефти (в м3) по годам
1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995
Механические повре- ждения 188 - 591 1272 2546 1811 482
Коррозия 668 326 219 219 2597 102 1001
Ошибки эксплуатации — 359 — 285 — 3 133
Природные катаклиз- мы — — — 76 11 — —
Собрано нефти 893 376 478 995 3515 437 1175
Осталось не собран- ным 1291 531 924 929 2557 1997 654
3 - 9515
65
Табли ца 1.3
Утечки нефти на нефтепроводах США в 1984 г.
Причины аварии Аварии Потери нефти, м3
Число % от общего числа
Механические повреж- дения 77 37,93 28 730
Внутренняя коррозия труб И 5,42 970
Внешняя коррозия труб 38 18,72 5310
Дефекты швов 5 2,46 290
Заводские дефекты труб 7 3,45 920
Заводские дефекты оборудования 53 26,11 8460
Эксплуатационные ошибки 12 5,91 1750
Т аблица 1.4
Утечки нефти на нефтепроводах США в 1980-1990 гг.
Причины аварии Аварии Число отказов на 1000 км в год
Число % от общего числа
Механические 623 32,8 0,482
повреждения Внутренняя коррозия 523 27,5 0,390
труб Внешняя коррозия труб 496 26,1 0,371
Дефекты швов 54 2,8 0,045
Заводские дефекты труб 98 5,2 0,0740
Эксплуатационные 107 5,6 0,080
ошибки Все причины 1901 100 1,442
Основные причины аварий — механические повреждения
трубопровода и линейного оборудования техники, коррозия,
заводской брак, некачественная сварка, т.е. те причины, о
которых уже говорилось.
1.2.6. РАСЧЕТ УТЕЧЕК НЕФТИ
ЧЕРЕЗ ОТВЕРСТИЯ В ТРУБОПРОВОДЕ
При нарушении герметичности трубопровода
истечение нефти из отверстий в его стенке происходит, как
правило, при переменном напоре. Для преодоления жид-
костью отверстия требуется некоторая разность давлений
66
(Рвнут - Рвнеш) внутри трубопровода и вне него, или в терминах
напоров - разность напоров АН = (Рвнут - Рвнеш) /(pff)- Если при
этом размеры отверстия много меньше АН, то говорят о к ма-
лом» отверстии. Расход д нефти через отверстие выражается
формулой
q = ps^gAH, (1.1)
в которой s - площадь отверстия, а ц - так называемый ко-
эффициент расхода. Для отверстий в тонких стенках обычно
принимают ц = 0,62. Таким образом, для малых отверстий
особенности его формы не играют существенной роли, а
важна лишь площадь отверстия.
Если по нефтепроводу ведут перекачку, то давление рвнут
есть давление в том сечении трубопровода, в котором нахо-
дится отверстие, а если истечение происходит в остановлен-
ном трубопроводе (самотеком), то возможны три случая.
Первый случай. Площадь s отверстия настолько мала, что
вытекающая жидкость не создает в трубе сколько-нибудь за-
метного движения и нефть в трубе можно считать покоящей-
ся. Тогда для распределения давления в нефтепроводе спра-
ведлива гидростатическая формула
Р.»ут =Ру +Pff(z-z.).
1
где z - высотная отметка зеркала жидкости в трубопроводе, а
z* - высотная отметка сечения, в котором расположено
сквозное отверстие; если при этом внешнее давление считать
равным атмосферному, то
Рвнут Рвнеш — — ^*) Рвак '
Здесь рвак = ратм - ру - вакуумметрическое давление в полос-
ти, насыщенной парами перекачиваемой нефти [3].
Последнее уравнение можно представить в виде
АН = z-zt-^ , (1.2)
т.е. разность АН напоров, заставляющая вытекать жидкость
через отверстие в стенке трубопровода, равна высоте «давя-
щего» столба жидкости над отверстием за вычетом вакуум-
метрической высоты, создаваемой разряжением, образую-
щимся в парогазовой полости трубы над зеркалом опускаю-
щейся нефти.
3’
67
Подставляя выражение (1.2) в формулу (1.1), получаем
Q “Ц5
2gr (г - z,)-
Рвак
Pff
(1-3)
На практике формулу (1.3) используют следующим обра-
зом. На профиле нефтепровода отмечают сечение, в котором
находится отверстие, и сечение, в котором профиль имеет
максимальную высоту. Разность (z - z.) высот этих сечений
дает значение, которое входит в формулу (1.3). По мере вы-
текания жидкости высота максимального сечения изменяет-
ся, так что z есть функция времени: z = z(t). Помимо этого,
нужно учитывать, что длина столба опускающейся жидкости
может уменьшаться как непрерывно, так и скачками - из нее
могут исключаться целые участки трубопровода, имеющие
V-образную форму. Это случается всякий раз, когда зеркало
жидкости сравнивается по высоте с лежащей по ходу движе-
ния местной вершиной профиля (рис. 1.2). Например, после
достижения опускающимся зеркалом сечения В, происходит
мгновенная остановка жидкости в V-образном колене АВ. В
сечении А столб жидкости разрывается и в этом месте обра-
зуется очередная парогазовая полость. Далее зеркало жидко-
сти (нефти) продолжает опускаться, начиная с сечения А.
Второй случай. Площадь s отверстия в стенке трубы на-
столько велика, что можно пренебречь разностью напоров
ДН внутри и вне трубы в этом сечении (например, имеет ме-
сто крупный или полный разрыв нефтепровода). В этом слу-
чае предположение о гидростатическом распределении дав-
ления в трубопроводе неверно; в нем возникает интенсивное
течение нефти к месту аварии, так что значительная часть
движущего напора теряется на преодоление сил внутреннего
трения. Иными словами, в нефтепроводе имеют место гид-
равлические потери напора на трение. Поэтому для отвер-
2Л
Рис. 1.2. Истечение нефти из участка рельефного трубопровода
68
стий больших размеров разность ДИ напоров, входящая в
формулу (1.1), не выражается формулой (1.2) через высотные
отметки сечений трубопровода.
Процесс истечения нефти нужно рассматривать в динами-
ке. В данном случае расчеты облегчаются тем, что большая
величина площади отверстия позволяет считать известным
давление в том сечении, где оно расположено. Как правило,
это давление равно атмосферному. Расходы в ветвях нефте-
провода следует определять по правилам гидравлики на осно-
вании уравнения Бернулли.
Пусть отверстие находится в сечении х, трубопровода и
имеет высотную отметку zt. Обозначим абсциссу зеркала
опускающейся нефти в левой ветви трубопровода через xt(i),
а в правой - через x2(i). Тогда имеет место следующая систе-
ма уравнений:
(1.4)
Для каждого момента времени t из первого уравнения на-
ходится скорость U] движения нефти в левой ветви трубо-
провода, из второго - скорость п2 движения нефти в правой
ветви трубопровода, а затем на основании третьего и четвер-
того уравнений вычисляются изменения координат X] и х2:
dx, - uldt и dx2 = -u2dt
и затем новые координаты x((i + dt] и x2(t + di):
X,(i + dt) = xt(i) + Ujdt, x2(i + di) = x2(i) - u2dt .
Новые координаты зеркала нефти в трубе позволяют най-
ти соответствующие им высотные отметки 2\ и z2 и затем с
помощью уравнений (1.4) повторить весь расчет заново. При
этом нужно учитывать также и скачкообразные изменения
координат х( и х2 при отключении V-образных участков тру-
бопровода, о которых говорилось в предыдущем случае. Опи-
санный ранее пошаговый процесс хорошо реализуется в ком-
пьютерных программах.
69
Пример 1. На 26-м км нефтепровода (D = 377 мм, 5 = 8 мм)
произошел крупный разрыв трубы. Несмотря на то, что ав-
томатика мгновенно перекрыла задвижки на 20 и 30-м км,
предотвратить утечку все же не удалось, и она продолжа-
лась до полного вытекания нефти. Сколько нефти вытекло,
если профиль трубопровода (х - координата сечения и z -
высотная отметка) между указанными задвижками опреде-
лен следующими значениями:
х, км 20 21 22 23 24 25 26 27 28 30
z, м 100 150 120 220 150 170 100 180 75 200
Плотность нефти равна насыщенных паров -0,01 МПа. 870 кг/м3, а упругость ее
Решение. Чертеж к этому примеру представлен на рис. 1.3.
Незакрашенные фрагменты трубопровода обозначают те уча-
стки, откуда нефть вытекла.
Между 23 и 24-м километрами находится сечение х, чья
высота равна 170 м плюс вакуумметрическая высота Дак, со-
ответствующая разряжению, возникающему в нефтепроводе:
1*
21нак
(0,1-0,01) 10б
870-9,81
а 10,6 м.
Для определения составляем пропорцию:
Xj - 23 _ 170 + 10,6-220
24- 23 “ 150-220
—> xt = 22,437 км.
Последнее означает, что между этими километрами опо-
рожнилось 563 м трубы.
Между 28 и 30-м километрами'также имеется сечение х2,
чья геодезическая высота равна 180 м плюс hBaK. Для опреде-
ления х2 составляем пропорцию
Рис. 1.3. К примеру расчета истечения нефти из трубопровода
70
х2 -28 _ 180 + 10,6-75
30-28 200-75
-> х2 = 29,850
км.
Это означает, что здесь опорожнилось 150 м трубы.
Кроме того, опорожняются 2 км трубопровода от 25 до
27 км, т.е. 2000 м.
Таким образом, всего опорожнилось 2000 + 563 + 150 =
= 2713 м. Объем Vn образовавшейся полости составляет Уп =
= 3,14 0,3612/4-2713 = 277,5 м3.
Пример 2. В результате нарушения правил проведения
земляных работ был «порван» нефтепровод (D = 219 мм, 8 =
= 6 мм). Авария произошла на 12-м километре трассы. В
этот момент перекачка по трубопроводу не велась, но труба
была полностью заполнена нефтью (р = 870 кг/м3, v =
= 12 сСт). Давление в трубе в месте аварии снизилось прак-
тически до атмосферного. Перекрытие трубы было выполне-
но через 2 ч после аварии. Сколько нефти вытекло из трубо-
провода, если профиль участка (х - координата сечения, z -
высотная отметка) вблизи места аварии определен следую-
щими значениями:
х, км...................... 10 12 13 14 20 22 25
z, м....................... 50 56 52 60 72 45 60
Принять, что труба между указанными точками прямоли-
нейна, а 20-й км - это наивысшая точка профиля.
Решение. Профиль сегмента нефтепровода приведен на
рис. 1.4. Сразу же после аварии в наивысшей точке профиля
(х = 20 км) происходит разрыв сплошности столба нефти и в
вершине образуется вакуум (если упругостью насыщенных
паров нефти пренебречь). Воздух не может проникнуть в
трубу через образовавшееся отверстие, поскольку на участке
между 12 и 13-м км имеется спуск.
Уравнение Бернулли, записанное для двух сечений нефте-
провода Xi = 12 км и х = x(f), с учетом условий
71
при X! = 12 км: Zi = 56 м, pi = 0,0981 МПа;
при х - x(f): z = z(t}, р ~ 0,0 МПа
дает следующее уравнение:
Я81 Ю4 , _ Гл , „(Л] = у х-12000 и М_
870 9,81 + L° ZvJJ 0,207 2 9,81 '
где и - скорость столба нефтепродукта (и < 0); |и| = - и.
Для того чтобы определить высотную отметку z(£),‘ соот-
ветствующую свободной поверхности нефти в сечении x(f)
учитывается, что наклон трубопровода на участке между 14-м
и 20-м километрами равен 0,002, вследствие чего уравнение
его оси имеет вид
z = 0,002(х -14000)+ 60.
Исключив z из уравнения Бернулли для разности напоров,
получим исходное расчетное уравнение
0,008х - 144,12 _ л „2
х-12000 u ‘
(1.5)
1. Сначала рассчитываем скорость жидкости в начальный
момент времени, когда ее свободная поверхность находится в
точке х = 20000 м. Из (1.5) следует, что Хп* 1 2 3 = 0,002, откуда
методом последовательных приближений находим, что и =
= 0,225 м/с. Это означает, что, например, за полчаса (1800 с)
поверхность жидкости сдвинется на 0,225-1800 = 405 м влево
вдоль трубопровода и достигнет сечения х = 20000 - 405 =
= 19595 м.
2. Затем рассчитываем, как движется поверхность жидко-
сти в следующие полчаса. Для этого определяем ее скорость
при t = 1800 с и х = 19 595 м. Из (1.5) следует, что Хи2 =
= 0,0017, откуда тем же методом находим, что и = 0,206 м/с.
Это означает, что за полчаса зеркало нефти в трубопроводе
продвинется влево еще на некоторое расстояние, равное
0,206-1800 = 371 м, достигнув сечения х = 19595 - 371 =
= 19224 м.
3. Точно таким же образом рассчитывается движение сво-
бодной поверхности нефти в следующие получасовые интер-
валы времени. Результаты этих расчетов таковы:
3600 < t < 5400; и = 0,180 м/с; Дх = 324; х = 18900 м;
5400 < t < 7200; и = 0,160 м/с; Дх = 288; х = 18612 м.
Таким образом, за 2 ч истечения свободная поверхность
72
нефти переместится влево от сечения 20 км на 1388 м. Это
означает, что из трубопровода вытечет
3,14 ^2072 • 1388 « 47 м3 нефти.
Третий (общий) случай. Отверстие в стенке трубопровода
таково, что нужно учитывать как течение нефти к сечению
аварии, так и разность давлений внутри и вне трубопровода.
В этом случае процесс истечения из отверстия описывается
следующей системой уравнений:
(щ - u2)nd2 /4 = ps
dx,
—А- = U
dt
dx2
dt
~U2.
н
При известных значениях xh х2, х, и Zi, z2l z. первые три
уравнения этой системы позволяют рассчитать три неизвест-
ные величины: иг, и2 и р». Два последние уравнения дают
возможность найти смещение границ X! и х2 зеркала нефти в
трубопроводе, после чего процесс расчета повторяется.
Автоматизированный расчет утечек. Процесс расчета уте-
чек нефти из трубопровода в общем случае достаточно тру-
доемок, однако он может быть выполнен с помощью компью-
тера. Существуют специальные компьютерные программы
для расчета аварийного истечения нефти из трубопровода
при его разгерметизации. Опишем работу одной из таких
программ, позволяющей в автоматическом режиме опреде-
лить объем нефти, вытекшей из трубопровода, в зависимости
от времени, прошедшего с начала процесса. При этом учиты-
ваются профиль нефтепровода, параметры отверстия, а также
физические свойства жидкости и режимы ее истечения. Про-
грамма пригодна в равной степени для так называемых «ма-
лых» отверстий в трубопроводе, когда движением нефти по
направлению к отверстию можно пренебречь, и для больших
отверстий, когда необходимо учитывать потери напора при ее
движении по направлению к отверстию.
В программе автоматически учитываются три стадии про-
цесса:
73
первая стадия «напорного» истечения, происходящая от
момента аварии до момента отключения перекачивающей
станции;
вторая стадия «безнапорного» истечения, происходящая
после отключения перекачивающей станции и до момента
перекрытия линейных задвижек, изолирующих поврежден-
ный участок от остальной части нефтепровода (если одна из
задвижек или обе перекрывались);
третья стадия безнапорного истечения, происходящая от
момента перекрытия линейных задвижек, изолирующих по-
врежденный участок трубопровода, и до момента ликвидации
аварии (или полного вытекания жидкости - учитываются обе
возможности).
Первая стадия напорного истечения характеризует исте-
чение нефти через образовавшееся отверстие при работаю-
щей перекачивающей станции. Как правило, в этот период
давление в месте аварии не меняется во времени и количест-
во вытекшей нефти определяется разностью давлений вне и
внутри трубопровода в месте аварии, площадью отверстия и
продолжительностью этого периода.
В течение второй и третьей стадий нефть вытекает через
отверстие под действием собственного веса. При этом в наи-
высших точках трубопровода последовательно, один за дру-
гим, происходят разрывы сплошности потока и образования в
этих местах полостей, заполненных насыщенными парами
нефти, в которых давление равно упругости паров нефти.
Процесс истечения заканчивается либо тогда, когда авария
ликвидируется (восстанавливается герметичность нефтепро-
вода), либо тогда, когда нефть прекращает вытекать из отвер-
стия сама. Последнее происходит когда давление внутри тру-
бы в месте аварии снижается до атмосферного.
Программа решает задачу, которая состоит в том, чтобы
найти объем вытекшей нефти в зависимости от времени ис-
течения с учетом различных стадий процесса истечения. Ис-
ходными данными служат данные о профиле и диаметре
нефтепровода, характеристики перекачивающих агрегатов,
физические свойства нефти (плотность, вязкость, упругость
насыщенных паров), координаты и параметры отверстия. В
качестве результатов расчета программа дает зависимость
объема вытекшей нефти от времени, а также общий объем
выброса.
Процесс истечения жидкости демонстрируется на экране
монитора во время работы программы. Пользователь может
наблюдать, как происходит процесс истечения во времени,
74
Рис. 1.5. Окно результатов расчета на мониторе компьютера
где в нефтепроводе и сколько образовалось пустот (рис. 1.5),
а также указывается объем вытекшей нефти на каждой ста-
дии процесса.
1.2.7 МЕТОДЫ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК НЕФТИ
ИЗ ТРУБОПРОВОДА
Проблема обнаружения утечек нефти, осо-
бенно «малых», из магистральных трубопроводов - одна из
наиболее острых и непростых проблем эксплуатации нефте-
проводов. Несмотря на то, что постоянно ведется поиск эф-
фективных и технологичных решений, говорить об оконча-
тельном решении этой проблемы пока не приходится. Пред-
лагается множество методов обнаружения утечек, как рас-
четных, так и аппаратурных, однако большинство из них ли-
бо не универсально, либо технологически сложно, либо не-
обычайно дорого.
Изложим сущность нескольких наиболее простых методов
определения утечек.
Метод сравнения расходов. Метод основан на постоянстве
75
массового расхода нефти в различных сечениях трубопровода
при установившемся режиме. В начале и в конце контроли-
руемого участка устанавливают расходомеры (турбинного
или объемного типа), информация с которых по каналам те-
леметрии непрерывно поступает на компьютер, расположен-
ный в диспетчерском пункте. Информация содержит мгно-
венные значения плотности р нефти, ее температуры Т и
объемного расхода Q. В автоматическом режиме происходит
сравнение массовых расходов и р2(?2 нефти в двух сече-
ниях трубопровода. В том случае, если разность расходов
превышает допустимый предел, срабатывает аварийная сиг-
нализация, означающая появление утечки.
Недостаток данного метода заключается в ложных сраба-
тываниях системы, вызываемых нарушением стационарного
характера транспортировки нефти.
Метод сравнения скорости изменения расходов. Метод
основан на измерении мгновенной скорости изменения рас-
хода в различных сечениях нефтепровода. В начале и в конце
контролируемого участка трубопровода устанавливают изме-
рительные диафрагмы (калиброванные сужения, позволяю-
щие по разности давлений до и после сужения рассчитать
скорость и расход жидкости) и оборудованные устройствами
дифференцирования (рис. 1.6).
Электрические сигналы, пропорциональные скорости из-
менения расхода, по каналам телеметрии поступают в ЭВМ,
где сравниваются с заранее рассчитанными значениями. По-
вреждение или разрыв трубопровода вызывает резкое изме-
Рис. 1.6. Схема обнаружения утечек по методу сравнения скоростей изме-
нения расходов:
1 - диафрагмы; 2 - преобразователи; 3 - компьютер
76
нение расхода транспортируемой нефти. Приближенно место
утечки можно определить по разности времен появления
всплесков скорости изменения расходов в контрольных сече-
ниях.
Недостаток данного метода, так же как и у предыдущего
метода, заключается в ложных срабатываниях системы, вы-
зываемых нарушением стационарного характера транспорти-
ровки нефти.
Метод сравнения закачек и отборов. Метод основан на
сопоставлении масс нефти, закачанной на контролируемый
участок трубопровода и отобранной из него. В начале и в
конце контролируемого участка нефтепровода устанавливают
турбинные или ультразвуковые счетчики измерения массы
транспортируемой нефти. Информация со счетчиков непре-
рывно поступает на ЭВМ центрального диспетчерского пунк-
та, где через определенные промежутки времени (15-30 с)
сопоставляется между собой. При отсутствии допустимо-
го рассогласования делается вывод о герметичности трубо-
провода, в противном случае подается сигнал о появлении
утечки.
Для обнаружения менее значительной утечки и определе-
ния ее объема в ЭВМ производится суммирование и сравне-
ние закачанного и полученного объемов нефти за более дли-
тельный период времени (1-2 ч).
Недостатком данного метода является неучет тех измене-
ний, которые могут происходить на участке трубопровода
при нестационарном или квазистационарном режиме пере-
качки. Например, в трубопроводе может происходить на-
прессовка или депрессия трубы, может изменяться темпера-
тура жидкости или, наконец, могут появляться и исчезать
пустоты или самотечные участки.
Метод материального баланса нефти на участке трубо-
провода. Этот метод является обобщением предыдущего ме-
тода. Он допускает дисбаланс между массами нефти, зака-
чанной на контролируемый участок трубопровода и отобран-
ной из него, однако разность этих масс должна коррелиро-
вать с изменением массы жидкости, происшедшим на рас-
сматриваемом участке нефтепровода.
В начале и в конце контролируемого участка нефтепрово-
да устанавливают турбинные или ультразвуковые расходоме-
ры, записывающие расходы <?i(/) и С?2(/), а также датчики
давления, записывающие давления p\(t) и p2(f) в соответст-
вующих сечениях трубопровода. Информация с расходоме-
ров и датчиков непрерывно поступает на ЭВМ центрального
77
диспетчерского пункта, где через определенные промежутки
времени (At = 15 -г 30 с) вычисляется изменение AM массы
нефти на рассматриваемом участке трубопровода:
At
ДМ = j p,(t)Q,(t)-p2(t)Q2(t) dt.
О
(1.6)
Если в предыдущем методе превышение этой разностью
некоторой допустимой величины означало наличие утечки, то
в рассматриваемом методе эта разность сравнивается с
изменением массы нефти, происшедшим на участке
нефтепровода в течение интервала времени At:
t+At
f
t
p,(t)Q,(t) - p2(t)O2(t)]dt v M(f + At) - M(t),
(1.7)
L L
где M(t)=fp(x,t)5(x,t)dx , M(t + At) = Jp(x,t + At)5(x,t + At)dx -
Q 0
массы нефти на участке трубопровода в моменты времени t и
t + At, соответственно; 5(х,t) - площадь сечения трубопровода,
занятого нефтью; L - протяженность контролируемого участ-
ка; v - знак сравнения.
Трудность такого метода состоит в том, что если левая
часть равенства (1.6) определяется достаточно просто, то пра-
вая его часть прямому измерению не поддается, а в неста-
ционарных процессах - даже и расчету. Разработанная в РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина теория неустановившихся те-
чений жидкости в трубах с учетом возможного разрыва
сплошности потока (т.е. образования или исчезновения паро-
газовых полостей) и основанная на ней компьютерная про-
грамма (изменение режимов эксплуатации нефтепроводов)
позволяют преодолеть указанную трудность.
Для расчета изменений массы нефти на контролируемом
участке трубопровода используются давления pj(t) и р2(£), оп-
ределяемые датчиками в начальном и конечном сечениях
участка. Разработанная теория и действующая в масштабе
реального времени и применяемая компьютерная программа
позволяют вычислить величину M(t + At) - M(t) с учетом по-
правок на давление и возможное наличие пустот в трубопро-
воде, а затем сравнить рассчитанную величину с разностью
масс закачанной и отобранной нефти, как того требует ра-
венство (1.7).
Данный метод свободен от многих недостатков, присущих
78
предыдущим методам, но требует более сложного программ-
ного обеспечения.
Ультразвуковой (зондовый) метод. Метод основан на зву-
ковом эффекте (в ультразвуковом диапазоне частот), возни-
кающем при истечении жидкости через сквозное отверстие в
стенке трубопровода. Возникновение звука (шумов) при
утечке обусловлено, во-первых, вибрацией потока при исте-
чении через отверстие, а во-вторых, возникновением кавита-
ции. Ультразвуковые волны создают звуковое поле внутри
трубопровода, причем интенсивность акустических шумов,
создаваемых утечкой, гораздо выше, чем интенсивность ана-
логичных шумов, создаваемых турбулентным течением жид-
кости в трубе. Спектр частот, генерируемых утечкой, нахо-
дится в диапазоне от 200 Гц до 100 кГц. Акустический шум,
создаваемый утечкой, улавливается высокочувствительными
автономными поточными приборами, пропускаемыми по тру-
бопроводу (рис. 1.7).
Недостаток данного метода состоит в том, что он не отно-
сится к непрерывным методам контроля, а может использо-
ваться лишь периодически.
Метод акустической эмиссии. Метод основан на регист-
рации высокочувствительными пьезоэлектрическими датчи-
ками, установленными на контролируемом участке нефте-
провода, сигналов акустической эмиссии от напряженного
состояния стенки трубопровода, микротрещин и от утечек
нефти.
Акустическая эмиссия (АЭ) является результатом высво-
бождения энергии из материала, находящегося в напряжен-
ном состоянии. Пьезоэлектрические датчики, расположенные
на поверхности трубопровода, фиксируют упругие волны в
Рис. 1.7. Определение утечек ультразвуковым (зондовым) методом:
1 - поточный прибор; 2 - гидрофон; 3 - утечка
79
металле трубопровода, создаваемые истекающей через отвер-
стие жидкостью; затем эти сигналы усиливаются в 106 ч-
ч- 107 раз. Для обнаружения места утечки разработано специ-
альное оборудование анализа амплитуды и частоты приходя-
щих импульсов акустической эмиссии.
Недостаток этого, как и предыдущего метода, состоит в
периодичности работы системы, а также в значительном
времени, требующемся для обследования трубопроводов
большой протяженности.
Метод анализа статического давления (опрессовка). Ме-
тод основан на измерении скорости падения давления в сек-
циях между задвижками при наличии утечки в процессе гид-
равлических испытаний трубопровода. Участки трубопровода
между закрытыми задвижками выдерживают под повышен-
ным давлением в течение 15 мин. Если давление в каждой
секции сохраняется, то утечка отсутствует. Если же давления
в каких-либо секциях изменяются и предполагаемые утечки
составляют более 0,5 м3/ч, то переходят к испытаниям по ме-
тоду дифференциального давления.
Недостаток данного метода, так же как и двух предыду-
щих, состоит в его периодичности. Кроме того, применение
метода возможно только при полной остановке трубопровода.
Метод дифференциальных давлений. Метод основан на
постоянстве градиента перепада давлений в смежных секциях
при отсутствии утечек и в условии температурного равнове-
сия нефти с окружающей средой. Для применения данного
метода нефтепровод останавливают, создают в нем повышен-
ное давление и закрывают полностью все задвижки (рис. 1.8).
С помощью высокочувствительных дифференциальных
манометров, установленных на задвижках, контролируют из-
менения во времени разностей давления в смежных секциях.
Рис. 1.8. Схема метода «дифференциальных давлений»:
1 - датчики дифференциальных давлений; 2 - компьютер
80
При отсутствии утечек эти разности связаны друг с другом
простыми соотношениями. Если скорости изменения разно-
стей давления в смежных секциях противоречат установлен-
ным соотношениям, то определяются секции, в которых воз-
можна утечка нефти.
Недостаток данного метода состоит в его периодичности и,
кроме того, для полного цикла испытаний требуется длитель-
ное время - от 3 до 10 сут.
Метод обработки кривой падения давления. Опрессовку
участков трубопровода можно использовать для диагностиро-
вания утечек нефти. Сущность метода состоит в следующем.
В испытуемый участок нефтепровода закачивают жидкость
(ту же нефть) и поднимают давление до достаточно высокого
значения, чтобы все сечения трубы оказались заполненными
жидкостью и чтобы существовал запас давления над упруго-
стью насыщенных паров. Затем наблюдают, как это давление
изменяется в зависимости от времени.
Если давление в рассматриваемом участке трубопровода
не изменяется с течением времени, то это свидетельствует об
отсутствии в нем утечки. Если же давление в контрольном
сечении падает, то это означает, что в испытуемом участке
трубопровода имеется отверстие и задача состоит в том, что-
бы оценить величину этого отверстия и, по возможности,
точно указать его местоположение.
Для решения задачи используется уравнение баланса мас-
сы нефти в испытуемом участке трубопровода
d-((VP) = -Ро<Г'
(1.8)
где V - объем данного участка; р - плотность нефти; р0 - ее
невозмущенное значение (dp « р0); q - расход утечки.
С точностью до малых высшего порядка это уравнение
может быть переписано в развернутом виде:
dV тл dp
Ро ~dt + di = -Pol
(1.9)
где Vo = Lnd2/4: - невозмущенное значение объема участка
нефтепровода (dV « Vo).
Для дальнейших преобразований учитываем зависимости
приращений dV объема трубопровода и dp плотности нефти
от приращения dp давления:
dV = ^dp; dp = ^-dp,
(1-10)
81
где 8 - толщина стенок трубопровода; К, Е - модуль упруго-
сти нефти и модуль Юнга металла трубы. Кроме того, ис-
пользуем формулу (1.1) для связи расхода q жидкости через
отверстие в стенке трубы и разности АН напоров внутри и
вне трубопровода.
С учетом этих соотношений уравнение баланса массы
нефти в рассматриваемом участке трубопровода приобретает
следующий вид:
(1.11)
где
АН = zK- z. + Рл™ .
(Ы2)
Здесь z*, zK - высотные отметки сечений утечки и кон-
трольного сечения (т.е. сечения, в котором производятся за-
меры давления), соответственно.
Подставляя (1.12) в (1.11), получаем обыкновенное диффе-
ренциальное уравнение
V dp(t) „
л~di~ “ PP°S\ 2
р(0,Ратм + /
Poff v
(1-13)
для определения зависимости давления p(t) в точке замера от
времени t.
Входящая в уравнение (1.13) величина с имеет размер-
ность скорости. Согласно Н.Е. Жуковскому, она называется
скоростью распространения волн давления в трубопроводе:
1
/рр Pod
V К &Е
(1-14)
Как правило, значение величины с близко к 1000 м/с.
Решение дифференциального уравнения (1.13) с началь-
ным условием р(0) = ро позволяет определить, как будет
уменьшаться давление в испытуемом участке нефтепровода в
зависимости от времени;
Р(0 Ратм
Poff
/PCL_PaTM + /z
V Poff V
(1-15)
(.
82
Из формулы (1.15) следует, что выражение, стоящее в ле-
вой части равенства, должно быть линейной функцией от
времени t, ибо линейна его правая часть, т.е.
Здесь А - коэффициент, зависящий от разности (zK - z,) вы-
сотных отметок сечения замера давления и неизвестного за-
ранее сечения утечки; В - коэффициент, пропорциональный
неизвестной площади отверстия.
Таким образом, если давление p(t) в контрольном сечении
испытуемого участка известно, то нужно подобрать разность
(zK - z*) так, чтобы значения функции /(£) ложились на пря-
мую. При этом определятся как высотная отметка z, сечения
утечки, так и площадь s отверстия, поскольку угловой коэф-
фициент В прямой пропорционален этой площади:
s = '^-B. (1.16|
Алгоритм обработки кривой р(£) падения давления состоит
в следующем. Пусть р, = р(£,) - значения измеренных давле-
ний в контрольном сечении испытуемого участка, относя-
щиеся к последовательным моментам времени th а
f. - ^(Pi ~ РатмУробг + (^к “*•) ” значения левой части урав-
нения (1.15) для какого-нибудь выбранного значения Az = zK -
z.. Тогда коэффициенты А и В могут быть определены мето-
дом наименьших квадратов.
Величина коэффициента А есть значение правой части
(1.15) в начальный момент времени, т.е. при t = 0, поэтому
она должна выражаться через разность Az высотных отметок.
Следовательно, должно быть справедливым равенство
Az = А2-Ро^Ра™ . (1.17)
Poff
Однако вычисленное по этой формуле значение Az может
не совпадать со значением Az, заложенным в расчет значе-
ний fj. Если это так, то берется следующее из возможных
значений Az и процесс расчета коэффициентов А и В повто-
ряется заново. Например, возможные значения Az берутся с
шагом 1 м и перебираются до тех пор, пока заложенное в
расчет значение Az не совпадет с рассчитанным по формуле
83
(1.17). После того как это произойдет, величина Az определя-
ется формулой (1.17), а площадь s отверстия в стенке тру-
бы - выражением (1.16).
Метод гидравлической локации места утечки нефти. Этот
метод основан на анализе гидравлических характеристик
участка нефтепровода. Пусть плечо АВ нефтепровода между
двумя нефтеперекачивающими станциями работает в стацио-
нарном режиме, не имеет самотечных участков и транс-
портирует однородную нефть с некоторым расходом Qo
(рис. 1.9).
Если в некоторой точке х0 этого плеча возникает утечка
нефти с расходом q, то линия гидравлического уклона иска-
жается и становится ломаной. При этом в интервале от пер-
вой нефтеперекачивающей станции до места утечки гидрав-
лический уклон увеличивается, а в интервале от места утечки
нефти до второй перекачивающей станции - уменьшается.
Метод локации места утечки нефти и оценки ее интен-
сивности основан на измерении гидравлических уклонов на
двух специально выбранных базисных сегментах, находящих-
ся вблизи перекачивающих станций. Задача состоит в том,
чтобы указать место утечки нефти и оценить ее интенсив-
ность по изменению гидравлических уклонов на этих сегмен-
тах.
Рис. 1.9. Расчетная схема метода «гидравлической локации» утечки
84
Пусть протяженность участка АВ равна L. Выбирем два ба-
зисных сегмента - один ААХ с протяженностью АА{ =
вблизи первой нефтеперекачивающей станции и второй BiB с
протяженностью = А2 вблизи второй.
Гидравлический уклон i на рассматриваемом плече нефте-
провода есть функция от расхода Q последнего:
= (1.18)
где v = Q/S. Его величина легко вычисляется по дифференци-
альным напорам на концах базисных сегментов:
. _нВ1 -Нв
1АА, - 1В,В
Буквой Н обозначены напоры в соответствующих сечени-
ях трубопровода.
Если в точке х0 возникает утечка нефти, то гидравличе-
ские уклоны /дд и B перестают быть равными; их измене-
ния 8ц и 3z2 находятся по показаниям дифференциальных
манометров:
s(ha
Имеют место также соотношения
5г - у Д1 ~
О(2 л
(1.19)
ММ,801; ММ°2'
(1.20)
в которых (8i/8Q)o - частные производные от функции /(О)
по Q, вычисленные при номинальном расходе <?о- Эти произ-
водные могут быть определены как теоретическим путем (с
помощью дифференцирования той или иной формулы для
зависимости гидравлического уклона i от расхода Q), так и
экспериментально, путем исследования изменений гидравли-
ческого уклона рассматриваемого участка нефтепровода при
изменениях его пропускной способности.
Из равенств (1.20) можно найти изменения 8Q1 и 8Q2 рас-
ходов перекачки до и после сечения утечки
80, = , —\ . 8О2 = —,
(Si/SO)0o (5i/SO)0o
85
а также расход q истечения нефтепродукта
(1-21)
Нетрудно также определить координату х0 сечения утечки
нефти. Поскольку величины и 6i2 чрезвычайно малы, то
имеет место уравнение
V't = ~(L"xo)54;
х0 (Sij - 5i2) = -LS>i2
или
(1-22)
где L - протяженность трубопроводного плеча АВ.
Формулы (1.21) и (1.22) в совокупности с измеренными ве-
личинами и |Si2| решают поставленную задачу.
Анализ возможностей предлагаемого метода проиллюстри-
руем расчетами перекачки нефти по участку трубопроводов
протяженностью L = 100 км, имеющим условные диаметры
300 и 500 мм. В расчетах принималось, что перекачка топлива
ведется в турбулентном режиме (в зоне гидравлически глад-
ких труб), так что зависимость гидравлического уклона
от расхода перекачки определяется следующими формулами
[3]:
Результаты расчетов приведены в табл. 1.5 и 1.6.
В табл. 1.5 приведены результаты расчетов для нефтепро-
вода условным диаметром 300 мм при расходе Qo = 500 м3/ч.
Из этой таблицы видно, в частности, что при выбранной
базе измерений фиксация дифференциального напора с точ-
ностью до 0,5 м столба нефти обеспечивает выявление утечки
с интенсивностью не менее 7,3 м3/ч; при повышении точно-
сти, с которой фиксируются изменения дифференциального
напора, интенсивность определяемой утечки может быть и
ниже.
В табл. 1.6 представлены результаты расчетов, выполнен-
86
Таблица 1.5
Результаты расчетов для нефтепровода с Д - 300 мм и = 500 м3/ч
8Н|, м ЗАЛ, м 8ц105 3/2 -10s q, м'1/ч
0,1 0,1 3,33 3,33 1,5
0,2 0,2 6,67 6,67 3,0
0,3 0,3 10,00 10,00 4,4
0,4 0,4 13,32 13,32 5,8
0,5 0,5 16,71 16,71 7,3
0,1 0,5 3,33 13,32 4,4
0,1 0,4 3,33 13,32 3,7
0,1 0,3 3,33 10,00 2,9
0,1 0,2 3,33 6,67 2,2
Т а блица 1.6
Результаты расчетов для нефтепровода с Dy = 500 мм и = 1000 м3/ч
8Н|, м ЗН2, м 811 105 8(2'10 s q, м ’/ч
0,1 0,1 3,33 3,33 10,0
0,2 0,2 6,67 6,67 20,0
0,3 0,3 10,00 10,00 30,0
0,4 0,4 13,32 13,32 40,0
0,5 0,5 16,71 16,71 50,0
ные для нефтепровода диаметром 500 мм, ведущим перекачку
с номинальным расходом 1000 м3/ч.
Из этой таблицы видно, что увеличение диаметра нефте-
провода требует для фиксации малых утечек жидкости более
высокой точности измерения гидравлических уклонов на ба-
зисных сегментах.
Таким образом, метод гидравлической локации утечек по-
зволяет фиксировать дисбаланс расходов жидкости и рассчи-
тывать сечения, в которых они происходят. Однако возмож-
ности этого метода ограничены ибо при уменьшении интен-
сивности утечки точность метода снижается.
Метод улавливания волн давления при возникновении
утечки. Если перекачка нефти по участку трубопровода вре-
менно не ведется, то возможен метод обнаружения утечек
жидкости, основанный на улавливании волн разряжения, ро-
ждаемых утечкой в момент ее возникновения. Согласно тео-
рии неустановившихся процессов, в момент возникновения
утечки (или отбора) жидкости в трубопроводе возникают
волны разряжения, которые распространяются от места
утечки в обе стороны. Скорость с этих волн определяется
формулой (1.14).
87
Пусть L - протяженность участка нефтепровода, ах- не-
известная координата сечения, в котором возникает утечка.
Предположим, что в начале и в конце участка имеется реги-
стрирующая аппаратура, которая фиксирует моменты и t2
прихода волн разряжения соответственно к началу и к концу
участка. Тогда разность (Zt - моментов прихода волн сви-
детельствует о смещении места утечки относительно середи-
ны рассматриваемого участка. Координата х места утечки
определяется через разность моментов прихода волн к началу
и концу участка трубопровода формулой
х = 4 + |(G -t2). (1.23)
Исследование возможностей этого метода показывает, что
волны давления, генерированные возникновением утечки,
распространяются в покоящейся жидкости без существенного
затухания и поэтому могут быть зарегистрированы измери-
тельной аппаратурой.
В работающем трубопроводе применение данного метода
имеет существенные трудности, связанные со значительным
затуханием возникших волн при их распространении в тру-
бопроводе.
Необходимым условием применения данного метода явля-
ется отсутствие в трубе парогазовых полостей, для этого уча-
сток трубопровода во время простоя держится под избыточ-
ным давлением.
1.2.8. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ
НЕФТЕПРОВОДА
Всякое разумное управление должно быть це-
ленаправленным, а не представлять собой набор случайных,
ничем между собой не связанных управляющих воздействий.
Это означает, что должна быть известна цель управления. Под
этим понимают некоторое конечное состояние системы, на-
бор количественных значений параметров, характеризующих
состояние системы, которые надо обеспечить на данной ста-
дии управления.
Система управления должна иметь возможность выбора
принимаемого решения из некоторого набора или множества
возможных решений. Чем меньше это множество, тем уже
возможность решений у управляющей системы, тем менее
эффективно управление. Это объясняется тем, что в условиях
88
жестких ограничений наиболее эффективные решения часто
остаются за пределами разрешенной области.
Система управления должна располагать материальными,
финансовыми, трудовыми и другими ресурсами, обеспечи-
вающими реализацию выбранных управляющих воздействий.
Управление без ресурсов невозможно.
Для правильного выбора характера и степени управляю-
щих воздействий управляющая система должна знать не
только цель, не только конечное состояние, к достижению
которой она стремится, но и текущее состояние управляемой
системы. Только в этом случае может быть выбран правиль-
ный путь или траектория движения системы и приняты ре-
шения, направляющие ее по этому пути. Без информации о
состоянии управляемой системы управление невозможно
или, в лучшем случае, неэффективно.
Управляемая система находится под действием не только
систем управления, но и той среды, которая ее окружает и на
которую она в определенной степени влияет. Благодаря нали-
чию взаимосвязей между всеми объектами, явлениями и
процессами в природе движение управляемого объекта или
изображающей точки в пространстве состояний происходит
как под влиянием управляющих воздействий, так и под влия-
нием внешней среды. Эти воздействия могут отклонять дви-
жение системы от выбранной траектории. Естественно, что
чем лучше изучено поведение системы под влиянием внеш-
них воздействий и чем полнее сведения о самих внешних
воздействиях, тем более правильно могут быть выбраны
управляющие воздействия. Отсутствие информации о внеш-
ней среде и поведении управляемой системы под ее влияни-
ем снижает эффективность управления.
Чтобы управлять наилучшим образом, надо уметь оцени-
вать качество управления, т.е. иметь критерий эффектив-
ности.
В качестве критерия эффективности может быть выбрана
целевая функция, минимум (или максимум) которой соответ-
ствует оптимальному управляющему воздействию. При этом
должны быть учтены все ограничения, характеризующие до-
пустимые предельные состояния объекта управления, его
элементов, а также ограничения со стороны внешней среды.
В реальных практических задачах управления имеют дело
не с одним критерием, а с многими. Причем эти критерии
часто противоречивы. В таких случаях выбирают один из
критериев, а для других устанавливаются некоторые порого-
вые значения.
89
Системы магистральных нефтепроводов как объект управ-
ления предназначены для перекачки больших объемов нефти
от поставщиков к многочисленным потребителям, находя-
щимся как внутри, так и за рубежами страны. Управление
процессами перекачки для таких систем подчинено жесткому
требованию, а именно, управление должно обеспечивать вы-
полнение планов сдачи нефти по всем потребителям системы,
а также выполнение планов приема нефти от поставщиков за
некоторый плановый период.
Управление собственно процессом перекачки сводится к
выбору и выполнению определенных режимов работы систе-
мы нефтепроводов.
В качестве критерия оптимальности управления процессом
перекачки нефти можно принять стоимость электроэнергии,
израсходованной на перекачку, а задача оптимального управ-
ления процессом перекачки сводится к определению режи-
мов работы системы, минимизирующих стоимость израсхо-
дованной электроэнергии при обязательном выполнении пла-
на приема и сдачи нефти на некоторый плановый период. В
качестве критерия оптимизации могут быть приняты, напри-
мер, суммарная мощность работающих насосов, выплаты
энергосистемам (в денежном выражении), число включенных
НПС или магистральных насосов, затраты на дросселирова-
ние и др.
Режим работы технологического объекта управления
(ТОУ) - определенная комбинация одновременно включен-
ных насосных агрегатов данного ТОУ (рис. 1.10).
Программой перекачки ТОУ за плановый период Т назы-
вается совокупность некоторых режимов и времени работы
ТОУ на каждом из этих режимов.
По отношению к отдельному ТОУ системы можно выде-
лить следующие виды возмущений:
1) планово-предупредительные ремонты;
2) пуск очистных устройств;
3) отказы основного оборудования;
4) отказы в энергоснабжении;
5) для ТОУ, имеющих подкачку от поставщиков - перебои
в поставках плановых объемов нефти;
б) для ТОУ, непосредственно связанных с потребителями -
отказы приема плановых объемов нефти;
7) отсутствие нефти в резервуарах, из которых выходит
ТОУ, или недостаточное по сравнению с плановым поступле-
ние нефти в эти резервуары;
8) отсутствие свободного объема в резервуаре, в который
90
Рнс. 1.10. Функциональная схема выбора режимов работы ТОУ
входит ТОУ, или недостаточная по сравнению с плановой от-
качка нефти из этого резервуара.
Перекачивающие станции магистрального нефтепровода
относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энерго-
затрат на перекачку составляет порядка 25...30 % от годовых
эксплуатационных расходов. При отсутствии перекачиваю-
щих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора на-
соса эксплуатация нефтепровода может происходить на раз-
личных режимах, смена которых происходит дискретно при
изменении вариантов включения насосов и перекачивающих
станций. При этом возникает задача выбора из ряда возмож-
ных режимов наиболее целесообразных, соответствующих
наименьшим затратам электроэнергии на перекачку.
В свою очередь, в зависимости от уровня текущей загруз-
ки нефтепровода, из ряда рациональных режимов, входящих
в карту технологических режимов, должны выбираться такие,
которые обеспечивали бы выполнение планового объема пе-
рекачки за фондовое время.
Магистральный нефтепровод разделяется на эксплуатаци-
онные участки, в пределах которых перекачивающие станции
работают по системе «из насоса в насос».
91
Режим работы нефтепровода в пределах эксплуатационно-
го участка определяется совместным решением уравнений,
описывающих гидравлическую характеристику линейных
участков трубопровода и напорную характеристику перека-
чивающих станций. При этом должны учитываться разре-
шенные давления, определяемые исходя из технического со-
стояния трубопровода на каждом линейном участке, а также
ограничения на работу насосов.
Пропускная способность нефтепровода при рассматривае-
мом режиме перекачки определяется из решения системы
уравнений (баланса напоров)
И = т, + bz.] + h;
7=1 n , U-24)
Н =h + УУф Ji
пс п i—i £-1 т ifc м гк'
j=l k=l
где Hjp - напор, необходимый для преодоления гидравличе-
ского сопротивления трубопровода, разности геодезических
отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатаци-
онного участка; Нпс - напор, развиваемый всеми работающи-
ми насосами при рассматриваемом режиме перекачки; Az; -
разность геодезических отметок на j-м линейном участке; п -
число линейных участков (перекачивающих станций); /1ОГТ -
остаточный напор на конечном пункте трубопровода; htj -
потери напора на трение на j-м линейном участке трубопро-
вода; nMj - число магистральных насосов, установленных на
j-й перекачивающей станции (ПС); Лп - напор, развиваемый
подпорными насосами; Лм jk - напор, развиваемый А-м маги-
стральным насосом j-й ПС; ф;к - индекс состояния к-го маги-
стрального насосного агрегата j-й ПС (фу* = 1 при работаю-
щем насосе и cpjk = 0 при остановленном насосе).
Потери напора на трение hq могут быть определены лю-
бым из известных методов, например, по формуле Лейбензо-
на.
Для выполнения технологических расчетов с применением
ЭВМ рабочие характеристики насосов h(Q) и т]н(О) могут
быть представлены в виде полиномов
h = а0 + a1Q + a2Q2; (1.25)
т|н = kQ + k,Q + k2Q2 + k3Q3, (1.26)
где а,, к, - коэффициенты аппроксимации, определяемые ме-
тодом наименьших квадратов.
92
Напор на выходе с-й перекачивающей станции определя-
ется из соотношения
Нпсс=АНс+Нстс,
(1-27)
где ЛНС - подпор на входе с-й перекачивающей станции;
HCTf. - напор, создаваемый работающими насосами с-й ПС,
с
77 ст с — Фск-^м ск '
к=1
(1.28)
Подпор на всасывающей линии с-й ПС определяется как
разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачиваю-
щими станциями и потерями в трубопроводе, состоящем из
(с-1) линейных участков
ДНС = + Е Е фjkhM „ - Е(1,О2Л, + Az) (1.29)
/=1 k=l J=1 J
Напоры на входе и на выходе с-й перекачивающей стан-
ции должны удовлетворять условию, накладываемому огра-
ничениями по минимально допустимому подпору A7fminc и
максимальному напору Нпс тах с:
1_Л
“псс — lie max с '
АНС > A/7minc.
(1-30)
Энергозатраты характеризуются величиной активной по-
требляемой мощности электродвигателя насоса, определяе-
мой из соотношения
- QP9h
2¥потр _ „
ЛнЛэЛмех
(1-31)
где р - расчетная плотность нефти; д - ускорение свободного
падения; h - напор, развиваемый насосом при подаче Q; цн,
ц3, Цмех - соответственно значения КПД насоса, электродвига-
теля и механической передачи.
Величины Н и г|н вычисляются по формулам (1.25) и (1.26),
коэффициент полезного действия электродвигателя цэ опре-
деляется выражением
Пэ = Го + Л*3 + Гг-Кз 1
(1-32)
где К3 - коэффициент загрузки электродвигателя, равный от-
93
ношению мощности на валу электродвигателя N3 к его номи-
нальной мощности N3HI
К3 =-^= ®РЯ- (1.33)
^эн ^энЛнЛмех
Для каждого из вариантов включения насосов на ПС оп-
ределяется сумма потребляемой мощности для всех насосов,
включенных в работу. В качестве критерия оценки эффек-
тивности режимов перекачки могут быть приняты удельные
энергозатраты на 1 т нефти, транспортируемой при рассмат-
риваемом режиме
(1-34)
При заданном плане перекачки V за плановое время Т
расход нефти в трубопроводе должен составлять Q = V/T.
Выполнение заданного плана возможно при циклической пе-
рекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию
Qi < Q < Q2,
(1.35)
где Qi и - производительность трубопровода на первом и
втором дискретных режимах.
Время работы нефтепровода на двух дискретных режимах
определяется из решения системы уравнений
fQ]7’1 + Q2T2 = V;
т\ + т2 = т,
(1.36)
откуда
= tq2 -V . ? = V-TQi
(1-37)
О2 - Qi ' Q2 - ^1
С учетом V = QT окончательно получим
Удельные затраты электроэнергии в этом случае будут оп-
ределяться уравнением
р _ ^уд 1^101 + £уд 2T2Q2 _ £уд 101(02 ~ О) + £уд 2О2(О-01) ..
УА ОТ 0(02-оГ) • 1 1
В интервале расходов от Qi до Q2 суммарные удельные
энергозатраты, определяемые из выражения (1.39), изменя-
ются по закону гиперболы (рис. 1.11).
94
Рис. 1.11. Зависимость
удельных энергозатрат
от расхода перекачи-
ваемой нефти
Задачей анализа расчетных режимов перекачки из множе-
ства возможных является поиск рациональных режимов, ха-
рактеризующихся наименьшими энергозатратами. Очевидно,
что такие режимы будут принадлежать кусочно-выпуклой
линии, ограничивающей область возможных режимов, и яв-
ляться ее узловыми точками (рис. 1.12).
Левой границей кусочно-выпуклой линии будет режим,
имеющий, наименьшиие удельные энергозатраты на перекач-
ку. Значения остальных узловых режимов будут определяться
из условия
Рис. 1.12. Определение
границы области рацио-
нальных режимов (/)
v 'пип u «J min
Таким образом, параметры циклической перекачки, отве-
чающие наименьшим энергозатратам, будут определяться из
условия работы нефтепровода на двух ближайших узловых
режимах, принадлежащих граничной линии. С увеличением
числа ПС и типов применяемых роторов магистральных на-
сосов существенно возрастает и число возможных режимов
эксплуатации нефтепровода. Поэтому поиск рациональных
режимов необходимо выполнять на ЭВМ.
1.3. УЧЕТ НЕФТИ
1.3.1. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ
При транспортировке нефти по магистраль-
ным нефтепроводам осуществляется прием нефти от произ-
водителей (от нефтедобывающих предприятий), перекачка по
трубопроводам и сдача потребителям (сдача на НПЗ или неф-
тебазу, поставка на экспорт, перевалка на другой вид транс-
порта - железнодорожный или водный). При приеме и сдаче
нефти на приемо-сдаточных пунктах (ПСП), а также на та-
моженной границе РФ, на границах технологических участ-
ков осуществляются товарно-коммерческие операции: опре-
деляется количество и качество нефти, оформляется акт при-
емки-сдачи в соответствии с действующей нормативно-тех-
нической документацией.
Методы измерений массы нефти при проведении учетно-
расчетных операций подразделяются на прямые и косвенные.
Реализация прямых методов заключается в определении
массы продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и уст-
ройств, преобразователей массового расхода с интеграторами
(массометрами).
Косвенные методы подразделяются на объемно-массовый
и гидростатический. Объемно-массовый метод, в свою оче-
редь, на динамический и статический в зависимости от спо-
соба измерения объема продукта.
Применение объемно-массового метода сводится к изме-
рению объема V и плотности р продукта при одинаковых или
приведенных к одним условиям (по температуре и давлению),
определению массы брутто продукта как произведения зна-
чений этих величин и последующего вычисления массы нетто
продукта:
96
^бр ~ Vpt pptr
(1-41)
где Мбр - масса брутто продукта, т; Vpf - объем продукта, м3;
рр, - плотность продукта, приведенная к условиям измерения
объема, т/м3.
Плотность нефти измеряют поточными плотномерами или
ареометрами в условиях аналитической лаборатории по объ-
единенной (среднесменной) пробе, отобранной, например,
автоматическим пробоотборником, с последующим ее пере-
мешиванием перед измерением плотности. Температуру неф-
ти и давление при условиях измерения плотности и объема
измеряют соответственно термометрами и манометрами.
Объемно-массовый, динамический метод применяют при
измерении массы нефти непосредственно на потоке в нефте-
проводах. При этом объем нефти измеряют счетчиками или
преобразователями расхода с интеграторами.
Объемно-массовый статический метод применяют при
измерении массы нефти в градуированных емкостях (верти-
кальные и горизонтальные резервуары, транспортные емко-
сти и т.п.).
Объем нефти в резервуарах определяют с помощью гра-
дуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня на-
полнения, измеренным уровнемером, метроштоком или ме-
таллической измерительной рулеткой с лотом. В емкостях,
градуированных на полную вместимость, контролируют уро-
вень наполнения и определяют объем по паспортным дан-
ным.
При применении гидростатического метода массу нефти
рассчитывают из соотношения произведения величины гид-
ростатического давления столба нефти и средней площади
заполненной части резервуара к ускорению свободного паде-
ния, т.е.
М = ^-, (1.42)
где р - гидростатическое давление нефти в резервуаре отно-
сительно уровня отсчета, измеренное прибором, Па; Fcp(Hp) -
средняя площадь сечения резервуара, определяемая из гра-
дуировочных таблиц на резервуар; д - ускорение свободного
падения.
Массу отпущенной (принятой) нефти при использовании
гидростатического метода можно определять по двум вариан-
там:
4 — 9515
97
как разность масс, определенных в начале и в конце то-
варной операции (используя изложенный метод);
как произведение разности гидростатических давлений в
начале и в конце товарной операции на среднюю площадь
сечения части резервуара, деленное на местное ускорение
силы тяжести.
Измерение гидростатического давления столба нефти про-
изводят манометрическими приборами с учетом давления
насыщенных паров нефти.
Определение массы нетто продукта. При определении
массы нетто нефти определяют массу балласта. В балласт
входят содержащиеся в нефти вода, хлористые соли и меха-
нические примеси.
Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых со-
лей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и со-
лемерами или определяют по результатам анализов объеди-
ненной (среднесменной) пробы нефти, проведенных в анали-
тической лаборатории.
Массу нетто нефти при учетно-расчетных операциях оп-
ределяют как разность массы брутто нефти и массы балласта
Мб
Мн = Мбр-Мб. (1.43)
На магистральных нефтепроводах, имеющих системы из-
мерения количества и качества нефти (СИКН), массу балла-
ста в нефти определяют по формуле
Мб= Мбр(^мп + W. + Шхс)/100, (1.44)
где Мбр - масса брутто нефти, т; соответственно
Мн = Мбр(1 - (РИЫП + WB + Wxc)/100)H, (1.45)
где И/мп - массовая доля механических примесей в нефти, %;
И<в - массовая доля воды в нефти, %; Wxc - массовая доля
хлористых солей в нефти, %.
1.3.2. ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
При проведении измерений любых величин
результат измерений будет содержать погрешность.
Отклонение результатов измерения х от истинного значе-
ния А измеряемой величины называют абсолютной погреш-
ностью измерения:
98
/\х = х - А.
(1-46)
Отношение абсолютной погрешности измерения к дейст-
вительному или измеренному значению измеряемой величи-
ны называют относительной погрешностью
л _ Дх _ х - А
~~А А~
(1.47)
но поскольку истинное значение А измеряемой величины не-
известно, приходится в формулу вместо истинного значения
подставлять его наилучшую оценку хнаилуч.
В общем случае результат любого измерения величины х
записывают в виде
X — Хдаидуц ± Дх. (1.48)
Экспериментальные погрешности, которые можно опреде-
лить (обнаружить) с помощью многократных измерений, на-
зываются случайными, а те, которые нельзя обнаружить та-
ким способом, называются систематическими ошибками.
Промахами и грубыми погрешностями называют погреш-
ности измерений, существенно превышающие оправдывае-
мые объективными условиями измерений систематические
или случайные погрешности. Как правило, результаты изме-
рений, содержащие промах, не принимаются во внимание.
Причинами промахов обычно являются ошибки наблюдателя.
Причинами грубых погрешностей могут являться неисправ-
ность измерительной аппаратуры, резкое изменение условий
измерений и другие случайные воздействия. Обнаружить
промах бывает не всегда легко, особенно при единичном из-
мерении.
В процессе измерения оба вида погрешностей проявляют-
ся одновременно, и погрешность измерения можно предста-
вить в виде их композиции:
Дх Дел + Асистг
где Дсл - случайная погрешность; Дсист - систематическая по-
грешность.
К систематическим погрешностям относятся:
Инструментальные погрешности, обусловленные свойст-
вами применяемых средств измерений, например конструк-
ции, несовершенства или неправильной технологии изготов-
ления, износа, старения или неисправности средств измере-
ний.
4*
99
Погрешности, возникающие в результате неправильной
установки средств измерений, например, неправильной уста-
новки весов, недостаточной длины прямых участков турбин-
ного преобразователя расхода (ТПР) и т.д.
Погрешности, обусловленные влиянием внешних условий -
температуры окружающего воздуха и измеряемой среды, их
свойств, например влиянием вязкости жидкости на погреш-
ность ТПР, влиянием температуры и давления на объем тру-
бопоршневой установки и т.д.
Субъективные систематические погрешности связаны с
индивидуальными свойствами человека и укоренившимися
неправильными навыками. Эти погрешности возникают в тех
случаях, когда измерения выполняются непосредственно
операторами.
Систематические погрешности могут быть постоянными
или переменными - постепенно возрастающими или убы-
вающими, или изменяющимися по определенным законам.
Знание характера систематических погрешностей очень важ-
но для исключения их из результатов измерений. Так как
систематические погрешности вызывают постоянное смеще-
ние результатов измерений, необходимо их исследовать и
постараться максимально исключить. Способы исключения и
учета систематических погрешностей можно разделить на
четыре основные группы:
1. Устранение источников погрешностей до начала изме-
рений (профилактика погрешностей).
2. Исключение погрешностей в процессе измерения (экс-
периментальное исключение погрешностей) способами за-
мещения, компенсации погрешностей по знаку, противопос-
тавления, симметричных наблюдений и др.
3. Внесение известных поправок в результат измерения
(исключение погрешностей вычислением).
4. Оценка границ систематических погрешностей, если их
нельзя исключить.
Наиболее эффективными являются первый и второй спо-
собы. Для этого все систематические погрешности метода и
средств измерений должны быть исследованы и исключены
путем введения поправок, чтобы получить исправленные ре-
зультаты измерений. Такие исследования проводят в процес-
сах разработки, испытаний и частично - поверки средств из-
мерений. Так, при измерении массы нефти систематические
погрешности исключаются в электронных преобразователях
введением поправок, учитывающих влияние температуры,
давления, вязкости и других факторов.
100
1.3.3. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ,
ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В РАСЧЕТНЫХ АЛГОРИТМАХ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СРЕДСТВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ
МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТИ
Использование косвенных методов измерений
количества нефти при проведении учетно-расчетных опера-
ций, какими бы точными приборами эти измерения ни про-
изводились, всегда содержат некоторые ошибки. Поэтому
исходные данные для расчетов, а следовательно, и расчеты
количества нефтепродуктов являются всегда приближенны-
ми, и их точность зависит не только от точности приме-
няемых измерительных приборов и технических средств, но
и от точности или адекватности выбранных математических
моделей методов и моделей погрешностей методов.
Основным методом измерения массы при проведении
коммерческих операций является объемно-массовый динами-
ческий метод. Формула для расчета принятой или отпущен-
ной массы продукта М должна учитывать приведение значе-
ния плотности к условиям измерения объема (по температуре
и давлению) и может быть представлена в виде
М= Vp(l + P5t) (1 + у5р), (1.49)
где М - масса продукта, кг; р - плотность продукта, кг/м3;
&t = (/р - tv) - разность температур нефти при измерении
плотности (fp) и объема (tv), °C; 0 - коэффициент объемного
расширения нефти, 1/°С; 8Р = (pv - рр) - разность давлений
при измерении объема (pv) и плотности рр; у - коэффициент
сжимаемости от давления, 1/МПа.
Формула для расчета погрешности метода имеет вид [4]:
ДМ = ±1,1JAV2 + Др2+fp-^lOof + Дш2 , (1.50)
у \ 1 + J
где ДМ - относительная погрешность измерения массы неф-
ти, %; ДУ - относительная погрешность измерения объема, %;
Др - относительная погрешность измерения плотности, %;
АЗ, - абсолютная погрешность измерения разности темпера-
тур 8(, °C; Ат - относительная погрешность центрального
блока обработки и индикации данных, %.
При учетно-расчетных операциях с применением СИКН
на магистральных нефтепроводах при различии термодина-
мических условий в блоке измерения параметров качества
101
(БИК) и турбинных преобразователей расхода (ТПР) масса
брутто нефти определяется по формуле
Мбрпр = Мбр(1 + 05,)(1 + у5р), (1.51)
где Мбр пр - масса брутто нефти с учетом поправок на раз-
ность температур и давления нефти, проходящей ТПР и блок
измерения параметров качества, т.
При замене и 5Р принимают £бл, tv - среднесменное зна-
чение температуры нефти, проходящей через ТПР и блок из-
мерений параметров качества, °C:
tp - ^бл - — ; tv - ~^tVi । (1 -52)
i=1 t=l
где n - число измерений за смену; ?бл, - результат i-го изме-
рения температуры нефти в блоке измерений параметров
качества, °C; tVi - результат z-ro измерения температуры неф-
ти, проходящей через ТПР, °C; ру, рр - среднесменное значе-
ние давления при измерении объема и плотности нефти,
МПа,
Pv=^tPv,: Po=^t,Po,’ (1.53)
1=1 1=1
где pv. - результат i-го измерения давления нефти, проходя-
щей через ТПР, МПа; рР1 - результат i-го измерения давле-
ния нефти в блоке измерения параметров качества, МПа.
Данная модель применяется, если среднее значение разно-
сти давлений и температур нефти, проходящей через преоб-
разователь расхода и блок измерения параметров качества в
процессе работы СИКН, равно или превышает 0,3 МПа и
0,5 °C соответственно при отсутствии автоматического при-
ведения значения плотности нефти к условиям измерения
объема.
Объемно-массовый статический метод используют при
оперативном контроле и коммерческом учете нефти. Для
этого метода формула определения массы имеет вид
М = М,- - М,+1 = Vf(l + 2аб,ст)Р/(1 + р5(1) -
- Vi+1(l + 2a3f((+1)cT )pi+1 (1 + p5f(/+1)), (1.54)
где Vj, Vi+i - объем продукта соответственно в начале и кон-
це товарной операции, определяемые по градуировочной таб-
102
лице резервуара, м; р,, pi+l - средние плотности продукта со-
ответственно в начале и в конце товарной операции, кг/м3;
а - коэффициент линейного расширения материала стенок
резервуара, 1/°С; 5(ст = (tv - t^) - разность температур сте-
нок резервуара при измерении объема (fv) и при градуировке
резервуара (?гр), °C.
Модель погрешности объемно-массового статического ме-
тода имеет вид [4]:
ДМ =
+ Д/С2 + Др2 +1 - РД^+|. 100
^1 + рЧ+1
+ Дш2 ,
(1.55)
где Н - уровень нефти в резервуаре (емкости), м; ДН - абсо-
лютная погрешность измерения уровня наполнения нефти, м;
Д/С — относительная погрешность градуировки резервуара, %.
Для гидростатического метода измерения массы нефти
или нефтепродукта формулу массы можно представить в
виде
M = (1.56)
или
M = (1.57)
где Fj, Fi+[ - средние значения площади сечения резервуара
- 2
соответственно в начале и конце товарной операции, м ;
у. _ у. ,
Fcp = J J ~ среднее значение площади сечения части ре-
п, - н,+i
зервуара, из которого отпущена нефть, м2; д - ускорение
свободного падения, м/с2; р,, pi+1 - давление продукта в нача-
ле и конце товарной операции, Па; £,р = р, - р|+1 - разность
давлений нефтепродукта в начале и конце товарной опера-
ции, Па.
Модель погрешности гидростатического метода в случае
применения формулы (1.56) имеет вид
103
ДМ = ±1,1 + д< + рЦЙ1 А/Й1 + ; (1.58)
\ д2 М2 д2 М2
в случае применения формулы (1.57)
ДМ = ±1Д^Р2 + AF2p + Дш2 , (1.59)
где ДН(, ДГ,-+1 ~ относительные погрешности измерения сече-
ния резервуара, соответственно, в начале и конце товарной
операции, %; Apj = р(, Др,+1 - относительные погрешности из-
мерения давлений, соответственно, в начале и конце товар-
ной операции, %; Д^р - относительная погрешность измере-
ния разности давлений с,р, %; AFcp - относительная погреш-
ность измерения среднего значения площади сечения резер-
вуара, из которого отпущен продукт, %.
Пределы относительной погрешности методов измерения
массы нефти должны быть не более:
при прямом методе измерения массы брутто ±0,25 % и из-
мерении массы нетто ±0,35 %;
при объемно-массовом статическом методе измерения
массы нетто ±0,5 %;
при гидростатическом методе измерения массы нетто
±0,5 %.
1.3.4. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ,
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
И ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
В настоящее время для измерения количества
нефти на магистральных трубопроводах используются техни-
ческие средства, работа которых основана на различных фи-
зических принципах и эффектах. При этом расход нефти
может быть определен в единицах объема и (или) единицах
массы.
По принципу действия различают объемные, турбинные,
электромагнитные, ультразвуковые, вихревые счетчики. Из-
вестны другие конструкции, находящиеся в стадии разработ-
ки, среди которых можно выделить тепловые, ионизацион-
ные, ядерно-магнитные и т.д.
Широкое распространение в практике трубопроводного
транспорта при малых производительностях имеют объемные
счетчики, в которых поток разделяется на порции механиче-
ским способом. Разделение на порции происходит при помо-
щи эксцентрично укрепленных вращающихся лопастей или
104
шестерен, движимых ротором. В процессе движения в оп-
ределенные моменты образуются измерительные камеры,
размер которых вымерен с высокой степенью точности. Чис-
ло порций в единицу времени, пропущенных через камеры,
определяется частотой вращения ротора. Измерительный
элемент объемных счетчиков с овальными шестернями со-
стоит из двух прецизионных шестерен. Под действием давле-
ния жидкости шестерни вращаются. При каждом обороте
пары овальных шестерен протекает точно специфицирован-
ный объем жидкости через счетчик. Обороты пары овальных
шестерен передаются при помощи магнитной муфты с пере-
дачей на счетный механизм с индикатором, или без обратно-
го влияния на магнитоуправляемый датчик, где единственны-
ми движущимися элементами являются овальные шестерни.
В зависимости от выбора материала для корпуса, овальных
шестерен и подшипников и в зависимости от установки так
называемых температурных удлинителей, счетчики с оваль-
ными шестернями каждого типоразмера могут быть приспо-
соблены к следующим рабочим режимам:
режиму высоких и низких температур;
к низким и экстремально высоким вязкостям;
к режиму рабочего давления до 10 МПа.
Принцип действия и устройство объемного счетчика с
овальными шестернями представлены на рис. 1.13 и 1.14.
Лопастные расходомеры работают по принципу вытесне-
ния. Установленный на шариковых опорах ротор с лопастя-
ми, равномерно расположенными в щелях на его периферии,
вращается вокруг зафиксированного на центральном валу
кулачкового диска в зависимости от направления и скорости
потока жидкости. Кулачковый диск выполнен таким образом,
что вызывает радиальное выдвижение лопастей, направлен-
ных к стенке измерительной камеры. В целях уменьшения
трения управляющий механизм лопастей оснащен шарико-
подшипниками.
Рис. 1.13. Схема принципа действия объемного счетчика
105
Рмс. 1.14- Расходомер с ов&чклмчи шеспфмнлиг
I корпус. 2 И1м»тм<»ельнаи ммедо; 3 - unxTvpKM; i дагигк 1<мпулм.ои,
.5 нрсдугкАнтом»
После завершения радиального выдвижения лопасти фор-
мируют со стенками и днищем кожуха закрытую камеру. Ис-
тирание деталей исключено, поскольку ни ротор, ни лопасти
не прикасаются к неподвижным узлам измерительной каме-
ры. Капиллярный эффект оптимально минимизирует утечку
через зазор между лопастью и стенкой измерительной каме-
ры, что и гарантирует сверхвысокую точность измерения.
При использовании объемных счетчиков на узле учета пе-
ред ними обязательно должны устанавливаться фильтры тон-
кой очистки.
Счетчик данного типа определяет количество жидкости
путем прямого измерения объема потока. Счетчики других
конструкций обеспечивают измерение объема косвенными
методами. Они могут измерять такие динамические парамет-
ры, как скорость потока, скорость звука в потоке, динамиче-
ский напор, частоту возникновения вихрей и на основании
физических закономерностей преобразуют измеренные па-
раметры в расход и количество.
Наибольшее распространение для измерения количества
ню
нефти имеют турбинные счетчики. В них для определения
количества жидкости используют помещенное в поток вра-
щающееся тело (турбинка, зубчатая шестерня и т.д.). Враще-
ние турбинки происходит за счет передачи энергии потока на
лопасти. Частота вращения непосредственно зависит от ско-
рости потока, что и позволяет определить расход в трубопро-
воде.
Для преобразования частоты вращения ротора в потоке
используют магнитные или магнитно-индукционные датчики.
В магнитном датчике взаимодействуют постоянный магнит,
закрепляемый в лопастях и вращающийся вместе с ротором,
и катушка индуктивности, закрепленная на корпусе. При
прохождении магнита вблизи катушки в ней возникает пере-
менный магнитный поток и индуцируется напряжение.
Наибольшее распространение для турбинных счетчиков
получил магнитоиндукционный датчик. Он состоит из посто-
янного магнита, укрепленного в корпусе соленоида, и сер-
дечника из магнитомягкого материала. При прохождении ло-
пастей турбинки вблизи магнитоиндукционного датчика в
соленоиде наводится ЭДС, которая зависит от частоты вра-
щения турбинки. Частота ЭДС определяется частотой изме-
нения поля соленоида, т.е. частотой вращения.
Устройство турбинного счетчика показано на рис. 1.15. Ро-
тор счетчика, помещенный в корпус, вращается в подшипни-
ках, и крепящихся в опорном кольце. На ступице ротора
Рис. 1.15. Схема турбинного расходомера:
i - корпус; 2 - индуктивный датчик; 3 - сердечник (постоянный магнит); 4 -
обмотка датчика; 5 - передние опоры; 6 - турбина; 7 - задние опоры
107
смонтирован зубчатый диск из ферромагнитного материала.
В головке счетчика укреплены постоянный магнит и катушка
индуктивности с сердечником. При прохождении зубцов
диска вблизи катушки в ней происходит изменение магнит-
ного поля, создающего импульс в соединительной линии с
прибором. Максимальная частота импульсов при максималь-
ном расходе составляет 1000 Гц, амплитудное значение на-
пряжения при минимальном расходе - 20 мВ.
Турбинные счетчики в диапазоне измерения расходов
имеют следующие характеристики: погрешность ±0,15 %; по-
вторяемость 0,1 %; температура окружающей среды от -50 до
+ 150 °C. Подшипники счетчиков могут быть изготовлены из
тефлона, стеллита, вольфрамкарбида, бронзы. Допускаемая
кратковременная перегрузка не превышает 125 % от номи-
нального расхода.
Вид турбинного мультивязкостного счетчика показан на
рис. 1.1.
Для ориентировочного измерения расхода и количества
жидкости могут использоваться погружные счетчики. Эти
счетчики измеряют скорость жидкости в одной определенной
точке. При турбулентном режиме течения потока точка сред-
ней скорости расположена на окружности радиуса 0,758 от
радиуса трубы.
Погружной счетчик следует устанавливать в точке средней
скорости. При установке в другом месте можно использовать
соотношение
Q = kuuMF, (1.60)
где О - расход; кц - коэффициент отношения средней скоро-
сти к местной скорости; пм - скорость в месте установки; F -
внутренняя площадь поперечного сечения трубы.
Величина ки остается постоянной во всем диапазоне ско-
ростей турбулентного режима. Принцип действий погружных
счетчиков аналогичен турбинным. Естественно, что погреш-
ность измерения несколько увеличивается. Преимуществами
погружных счетчиков являются низкая стоимость, а также
малое сопротивление, создаваемое в потоке. Конструкция
погружных счетчиков позволяет устанавливать и демонтиро-
вать их без остановки трубопровода и снижения давления в
нем. По сравнению с объемными турбинные счетчики имеют
меньшие габаритные размеры и массу, более долговечны в
эксплуатации, имеют большую пропускную способность. Од-
нако наличие вращающегося тела, помещенного в поток,
10В
приводит к износу опор, а также к большим гидравлическим
потерям. Поэтому в настоящее время активно ведутся разра-
ботки счетчиков новых типов без подвижных частей.
В вихревых счетчиках используется эффект возникнове-
ния вихревых колебаний в движущемся потоке. В поток по-
мещают установленное в корпусе датчика неподвижное тело
плохообтекаемой формы (пластина, цилиндр). За этим телом
происходит периодиче-
ский срыв вихрей (рис.
1.16, а). Частота генериро-
вания вихря при однород-
ных потоках пропорцио-
нальна только скорости
потока. Линейный эффект
существует в потоках, в
которых число Рейнольдса
превышает 10 000. В этом
случае частота образова-
ния вихрей f определяется
формулой
f = ^U. (1.61)
где X - постоянная Стру-
халя; d - лобовая поверх-
ность тела возмущения;
и - скорость потока.
В качестве чувстви-
тельных элементов, вос-
принимающих вихревые
колебания, могут исполь-
зоваться терморезисторы,
представляющие тонкий
провод, намотанный на
теплоизолирующее осно-
вание. От воздействия
внешней среды элемент
защищается металличе-
ским колпачком или слоем
теплопроводного стекла.
Резистор подогревается за
VZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZh
JZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZh
Рис. 1.16. Схема вихревого счет-
чика
109
счет тока внешнего источника. При прохождении измеряемо-
го потока происходит охлаждение датчика, степень охлажде-
ния зависит от скорости потока. Колебания скорости, свя-
занные с возникновением вихрей, вызывают колебания со-
противления датчика, которые фиксируются вторичным
устройством.
В зависимости от конструкции датчика чувствительные
тепловые элементы 1 устанавливаются непосредственно в
теле датчика или в вихревой дорожке. Размещение чувстви-
тельных элементов в передней стенке треугольного тела об-
текания показано на рис. 1.16, б, в сквозном канале в центре
треугольного тела - на рис. 1.16, в. В последнем случае пре-
образователь реагирует на изменение температуры с одной
или с другой стороны датчика, в зависимости от возникнове-
ния вихря. На рис. 1.16, г датчики установлены в вихревой
дорожке. Если в тело, образующее вихри, установить магнит;
то он может служить датчиком (рис 1.16, д). Реакция, возни-
кающая при срыве вихрей, заставляет помещенный в поток
цилиндр 3 колебаться с частотой вихреобразования. Весь ци-
линдр или его часть делают из ферромагнитного материала.
На корпусе прибора устанавливается индуктивный датчик 2,
импеданс которого меняется при приближении к нему фер-
ромагнитного диска.
Из-за ограничений по минимальному значению числа Рей-
нольдса вихревые счетчики не могут быть использованы при
малых диаметрах трубопроводов, для применения на больших
диаметрах возникают сложности в связи с очень низкой час-
тотой срыва вихрей (меньше 1 Гц). Поэтому вихревые счет-
чики обычно изготовляются диаметром 50-150 мм.
Представляют интерес методы, в которых отсутствует те-
ло, помещенное в поток.
Ультразвуковые методы основаны на изменении скорости
распространения ультразвуковой волны в жидкости при на-
личии потока (рис. 1.17). При распространении волны по на-
правлению потока скорость возрастает, а против потока -
уменьшается. Эффект этот проявляется в изменении времени
распространения ультразвука от излучателя В к приемнику А
в том случае, если ультразвуковая волна распространяется в
жидкости под некоторым углом к оси трубопровода. Исполь-
зующие ультразвуковые методы счетчики разделяются на
типы в зависимости от схемы измерения. Приборы, изме-
ряющие скорость распространения ультразвука только в од-
ном направлении, называются одноканальными, а в двух на-
правлениях - двухканальными. Время прохождения расстоя-
110
Рис. 1.17. Схема принципа действия ультразвуковых счетчиков
ния между излучателем и приемником по направлению пото-
ка т, и против потока т2 определяется формулами
L . , L
Т J----— । Т 2-----------।
1 С + U с - и
(1.62)
где L - длина пути между излучателями; с - скорость ультра-
звука в среде; и - скорость потока.
Для повышения точности используют схему, измеряющую
разность времен Ti и Г2
у* _2-Lu
2 1 с2
Датчики ультразвуковых счетчиков представляют собой
пьезоэлектрические керамические диски, покрытые титаном,
эпоксидной смолой или тефлоном. Они устанавливаются в
стенке трубопровода таким образом, чтобы нижний край
датчика совпадал с внутренней поверхностью трубопровода,
при этом отсутствуют какие-либо дополнительные сопротив-
ления, влияющие на поток жидкости. Рабочая частота ультра-
звуковых колебаний обычно 1-2 МГц. Из-за асимметрии гео-
метрических размеров акустических каналов одноканальные
111
датчики осуществляют измерение с большей погрешностью,
чем двухканальные.
При учете поправок на изменение скорости ультразвука в
измеряемой среде ультразвуковые счетчики могут измерять с
предельной погрешностью порядка ±0,15 %.
В табл. 1.7 приведена общая выборка основных парамет-
ров, характерных для счетчиков каждого класса. В табл. 1.8
Таблица 1.7
Основные параметры счетчиков
Счетчики Типовые диаметры, мм Максимальный номи- нальный расход, м3/ч Диапазон измерения расходов Погрешность, % Повторяемость, % Максимальное давле- ние, МПа Потери давления, кПа Максимальная вяз- кость, 10Бм2/с
Объемные 25-250 1200 1:10 ±0,20 0,1 5 20 100
Турбинные 8-600 6500 1:15 ±0,15 0,05 25 40 50
Ультразвуковые 25 - 600 8000 1:15 ±0,15 0,1 2 — 50
Вихревые 50-150 2500 1:10 ±0,5 0,2 10 40 50
Таблица 1.8
Преимущества и недостатки различных по принципу действия счетчиков
и их влияние на достоверность учета
Факторы Счетчики
турбинные ультразвуко- вые вихревые объемные
Градуировоч- ная характе- ристика Практиче- ски линей- ная Линейная Линейная Линейная
Дополнитель- ная потеря напора Значитель- ная Отсутствует Незначитель- ная Значительная
Наличие пря- мого участка трубопровода Требуется Требуется Требуется Не требуется
Изменение плотности и вязкости жидкости Не влияет в ограничен- ных преде- лах Влияет Не влияет Не влияет
Изменение температуры Влияет Влияет Влияет Влияет
Изменение давления Не влияет Влияет Не влияет Не влияет
112
указаны преимущества и недостатки различных по принципу
действия счетчиков. Кроме рассмотренных счетчиков четы-
рех основных типов промышленное развитие получили элек-
тромагнитные счетчики. Эти счетчики измеряют электро-
движущую силу, индуцируемую в потоке, пересекающем
магнитное поле.
Основной метрологический характеристикой счетчика яв-
ляется коэффициент пропорциональности к, определяющий
зависимость количества жидкости, прошедшей через счетчик,
от частоты вращения ротора (для объемных и турбинных
счетчиков) или от частоты возникновения вихрей для вихре-
вых счетчиков. Значение коэффициента соответствует числу
импульсов на единицу объема жидкости и называется факто-
ром счетчика. Из-за ряда причин значение фактора не оста-
ется постоянным во всем диапазоне расходов, измеряемых
счетчиком. Сказываются влияние трения в подшипниках, не-
точности изготовления, изменение структуры потока и т.п.
У турбинных счетчиков в идеальном случае частота вра-
щения ротора линейно связана со скоростью потока. В ре-
альных условиях неравномерности потока, дисбаланса рото-
ра, сжимаемости среды действительная частота вращения
будет отличаться от расчетной. Эти отличия определяют су-
ществование погрешности, особенно сказывающейся при ма-
лых значениях измеряемых расходов (рис. 1.18). При исполь-
зовании счетчиков регламентируется нижнее значение рас-
хода, при котором обеспечивается измерение с гарантиро-
ванной погрешностью. Другой характеристикой счетчика яв-
Рис. 1.18. Зависимость
частоты вращения п рото-
ра турбинного счетчика от
скорости жидкости v:
1 - теоретическая зависи-
мость; 2, 3 - кривые соот-
ветственно при малой и
повышенной вязкостях
113
ляется номинальный расход - наибольший длительный рас-
ход, при котором погрешность показаний не выходит из ус-
тановленных норм, а потери напора не создают в счетчике
усилий, способствующих быстрому износу трущихся частей.
Номинальный расход турбинных счетчиков Ос в зависимости
от плотности р можно определить по рис. 1.19.
Верхним пределом измерений называется кратковремен-
ный (не более 1 ч) расход, при котором погрешность показа-
ний и нагрузка на опоры не выходят за пределы, установлен-
ные для данной конструкции. Наряду с погрешностью, т.е.
максимальным отклонением показаний от линейной характе-
ристики во всем установленном диапазоне измеряемых рас-
ходов О, для счетчиков различают повторяемость, т.е. воз-
можную погрешность измерения в одной определенной зара-
нее откалиброванной точке. Повторяемость % у счетчиков
значительно меньше погрешности 80 (рис. 1.20). Погрешность
и повторяемость определяются относительно суммарных по-
казаний на указателе счетчика.
С изменением вязкости существенно нарушается эпюра
скоростей потока по сечению. Из-за изменения коэффициен-
та вязкого трения на различных режимах течения меняется
закономерность торможения ротора силами поверхностного
трения о поток. При одной и той же скорости потока это
приводит к ускорению частоты вращения ротора при увели-
чении вязкости и снижению его скорости - при уменьшении.
Возникающая при этом погрешность может существенно
превысить допускаемые пределы. При отсутствии специаль-
ных устройств, компенсирующих влияние вязкости, для счет-
Рис. 1.19. Зависимость
номинального расхода от
плотности при расчетах
по воде (/) и по нефти (2)
114
Рис. 1.20. График повто-
ряемости турбинного счет-
чика
чиков всегда оговариваются пределы вязкости рабочей жид-
кости, в которых сохраняется номинальное значение по-
грешности.
Сигналы, получаемые от измерительных преобразователей
на трубопроводе, воспроизводятся на показывающих прибо-
рах. Основным показывающим прибором является сумматор,
в котором определяется общее количество пропущенной
жидкости. На сумматор периодически поступают импульсы в
соответствии с частотой вращения ротора (объемные или
турбинные счетчики), частотой срыва вихря (вихревые счет-
чики). В сумматоре эти импульсы умножаются на фактор
счетчика и складываются с предыдущим значением пропу-
щенного количества жидкости. При большой скорости посту-
пления импульсов их счет выполняется на электронных ука-
зателях. Для повышения точности измерения обычно стре-
мятся к достижению определенной частоты следования им-
пульсов (до 500 Гц). Для удобства отсчета наряду с электрон-
ными указателями сумматоры имеют электромеханические
указатели, показывающие в единицах объема жидкости и
производящие счет с меньшей скоростью (до 10 Гц). Сумма-
тор имеет также шкалу для воспроизведения расхода. По-
скольку значение расхода определяется как число импульсов,
поступившее за некоторое ограниченное время, точность из-
мерения расхода ниже, чем измерения суммарного количест-
ва жидкости.
Наряду с основными приборами указания расхода и коли-
чества можно использовать ряд других приборов. К ним от-
носятся:
прибор-дозатор, обеспечивающий выдачу релейного сиг-
нала для управления задвижкой при проходе через счетчик
заранее заданного количества жидкости;
печатающее устройство, позволяющее после пропуска
порции продукта отпечатать документ с указанием числа,
шифра продукта или партии, отпущенного количества;
суммирующее устройство, воспринимающее сигналы от
115
указателей ряда параллельно установленных счетчиков и по-
казывающее суммарное количество нефти, пропущенной че-
рез все счетчики;
вычислительные устройства, обеспечивающие преобразо-
вание сигналов от счетчика и датчика температуры и вычис-
ление объема, приведенного к стандартной температуре.
1.3.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ПОВЕРКА СЧЕТЧИКОВ
При установке счетчиков следует выполнить
ряд условий, обеспечивающих их правильную работу. При
наличии в жидкости механических примесей больших, чем
допускает конструкция счетчика, в начале участка должны
быть установлены дополнительные фильтры. Фильтр пред-
ставляет собой цилиндрическую емкость, у которой с проти-
воположных сторон имеются два патрубка - входной и вы-
ходной. Диаметры патрубков примерно вдвое больше диа-
метров соответствующих счетчиков. Внизу цилиндрического
днища - штуцер для дренажа и спуска грязи, вверху в съем-
ной крышке монтируется кран для выпуска воздуха. Внутри
корпуса установлен фильтрующий элемент. Сетка фильтра
задерживает твердые механические частицы, размер которых
зависит от размера ячеек сетки фильтров. Для турбинных
счетчиков размер ячеек может составлять 2-10 мм. В случае
загрязнения фильтра снимают крышку, сетку вынимают и
чистят.
Перед счетчиком и после него должны быть прямые уча-
стки необходимой длины для создания равномерного потока
по сечению трубопровода. Для снятия счетчика при ремонте
или поверке с обеих сторон его должны быть установлены
задвижки. При наличии любого обвода вокруг счетчика уста-
навливаемые задвижки должны обеспечивать герметичное
перекрытие и иметь устройство для проверки герметичности.
Аналогичные условия должны соблюдаться при параллельной
установке нескольких счетчиков. При компоновке узла сле-
дует обращать внимание, чтобы имелся достаточный запас
давления для преодоления потерь на счетчике и фильтре. По-
тери на фильтре зависят от степени его загрязнения и могут
составлять до 0,2 МПа.
При обычных условиях прямой участок перед счетчиком
должен быть равен примерно 20 диаметрам. Нормируемая
длина прямого участка уменьшается с уменьшением скорости
потока, плотности жидкости и увеличением вязкости. Для
lie
сокращения длины прямого участка применяют струевыпря-
мители, представляющие набор труб более мелкого диаметра,
устанавливаемых внутри трубы (рис. 1.21), Диаметр таких
труб должен быть не больше 0,1 Dv (Dy - условный диаметр),
число их - не меньше 4. Длина секции струевыпрямителя
2-3 Dy. При наличии струевыпрямителя длина прямого участ-
ка перед счетчиком должна составлять не менее 10Ву. При
больших производительностях применяют несколько парал-
лельно устанавливаемых счетчиков. Параллельная установка
дает определенные преимущества по сравнению со схемой с
одним счетчиком. Эти преимущества заключаются в следую-
щем:
при установке нескольких счетчиков расширяется диапа-
зон пропускной способности, при котором обеспечивается их
нормальная эксплуатация с заданной погрешностью; возмож-
ность отключения счетчиков поодиночке снижает общую
пропускную способность узла и соответственно нижнюю
границу допускаемых расходов;
учитывая возможности некоторой перегрузки счетчиков,
схема может остаться полностью работоспособной и при не-
исправности одного из них и его ремонте;
учитывая, что распределение потоков по параллельным
линиям практически постоянно, показания счетчиков на па-
раллельных линиях могут сопоставляться на электронном
приборе, и таким образом их можно сравнивать; неисправ-
ность одного из счетчиков может быть немедленно обнару-
жена и соответствующий сигнал передан дежурному персо-
налу;
параллельно устанавливаемые счетчики поверяются на
прувере меньшего объема; при параллельной установке каж-
дый счетчик должен иметь свой показывающий прибор.
Во время эксплуатации необходимо регулярно смазывать
опоры вращающихся частей и промывать фильтры, периоди-
чески осматривать состояние внутренней поверхности и про-
верять значение фактора.
В последнее время применяют так называемые блочные
узлы учета. В состав блочного узла входит все оборудование,
необходимое для количественного учета (рис. 1.II). На общей
раме устанавливаются кроме основного, резервного и кон-
трольного счетчиков также запорная арматура, фильтры,
струевыпрямители, датчики температуры, плотности, давле-
ния, содержания воды, автоматический пробоотборник и т.д.
В состав узла может входить трубопоршневая установка для
поверки показаний счетчиков. При измерениях больших рас-
117
Рис. 1.21. Схема установки струевыпрямителя:
1 - струевыпрямитель; 2 - турбинный расходомер
ходов в состав блочного узла входит несколько рабочих счет-
чиков. Вся эта аппаратура заранее собирается вместе на за-
воде-изготовителе, проверяется и поставляется потребителю
в виде блочного узла учета.
Показания счетчиков выводятся на общую панель, объе-
диняющую показывающие приборы для всех измеряемых
параметров; обычно шкаф управления блочного узла имеет
вычислительные устройства, с помощью которых определя-
ются значения приведенного и неприведенного расходов, пе-
ресчет количества в единицы массы, определение массы
«нетто» и т.д. В этом случае отклонение от линейности может
автоматически исправляться, и измерение осуществляется с
большей точностью.
При работе счетчика из-за износа частей нарушается ли-
нейность соотношения между частотой вращения и скоро-
стью потока. Это нарушение приводит к увеличению по-
грешности прибора (разности между измеренным и истин-
ным количеством перекачанной нефти). Поэтому правиль-
ность показаний и погрешность счетчика должны системати-
чески поверяться для определения момента потери точности.
Частота и методы поверки зависят от конструктивных дан-
ных, условий работы и назначения.
Основные требования к поверке турбинных счетчиков за-
ключаются в следующем:
погрешность средств поверки не должна превышать одной
трети погрешности, требуемой от рабочих счетчиков;
определение погрешности должно осуществляться на ра-
бочей жидкости;
при поверке необходимо обеспечить расходы во всем по-
веряемом диапазоне измерений;
при поверке должна обеспечиваться стабильность расхода
(в пределах до 2,5 %), температуры (±0,2 °C).
Измерения проводятся по 3 раза в точках с расходом 40,
60, 80, 100 % от номинальной пропускной способности. Для
каждого измерения вычисляется погрешность
где п,- - показания счетчика импульсов поверяемого счетчика
при [-измерении; К - фактор поверяемого счетчика по гра-
дуировке; noi - показания счетчика импульсов образцового
счетчика при [-измерении; КО1 - фактор образцового счетчика
в точке, соответствующей данному расходу.
119
Погрешность счетчика принимается равной максимально-
му значению погрешности из полученного ряда.
Если фактическое значение погрешности меньше или рав-
но пределу допускаемой погрешности счетчиков, то он до-
пускается к применению. В противном случае должна быть
произведена переградуировка и установлено новое значение
фактора.
Коэффициент преобразования проверяемого преобразова-
теля определяется для каждого измерения по формуле
к.=-^ко, (1.64)
где к, ~ коэффициент преобразования поверяемого счетчика;
kQ - коэффициент преобразования образцового счетчика при
данном расходе (по свидетельству аттестации); п„ по, - число
импульсов, накопленное за время измерения счетчиками им-
пульсов от датчиков соответственно поверяемого и образцо-
вого счетчиков.
При каждом расходе производится не менее трех измере-
ний. По ним определяется среднее значение коэффициента
преобразователя в данной точке расхода по формуле
Л
= (165)
где т - число измерений.
Значение фактора поверяемого счетчика вычисляется по
формуле
£ = (1.66)
где к - фактор поверяемого счетчика в заданном диапазоне
расходов; kinin, kmax - соответственно минимальное и макси-
мальное средние значения коэффициентов преобразования
при разных расходах.
Наиболее удобным устройством, обеспечивающим поверку
счетчиков с достаточной точностью, является трубопоршне-
вая поверочная установка (ТПУ) или, как ее иначе называют,
прувер. Основную часть прувера составляет точно вымерен-
ный по объему участок калиброванной трубы между двумя
предельными отметками. Вытеснение объема жидкости осу-
ществляется с помощью шара (поршня). Шар представляет
резиновую полость, несколько большую диаметра трубы, в
которую под давлением накачивают жидкость (вода, анти-
120
фриз). В начальной и конечной точках калиброванного уча-
стка устанавливаются детекторы-сигнализаторы прохождения
шара (рис. 1.22). Идея поверки счетчиков на прувере заклю-
чается в подсчете числа импульсов от счетчика за период
движения поршня между детекторами. Эти импульсы фикси-
руются на специальном указателе от детекторов. Сигнал от
первого детектора включает схему счета импульсов на указа-
теле, сигнал от второго датчика - отключает схему. Произве-
дение числа зафиксированных на указателе импульсов на
фактор счетчика составляет показания счетчика. Эти показа-
ния сопоставляются с известным с высокой точностью объе-
мом ТПУ, и при наличии отклонений соответственно изменя-
ется фактор счетчика. Так как погрешность измерения объе-
ма на прувере не превышает ±0,09 %, число зафиксирован-
ных при проверке импульсов от счетчика должно составлять
не менее 10 000. Минимальная емкость прувера определяется
пропускной способностью счетчиков, для калибровки кото-
рых его предполагается использовать, и должна составлять не
менее 0,5 % от часового номинального расхода. Для поверки
счетчика пропускной способностью 4000 м3/ч необходим
прувер объемом не менее 20 м3, представляющий очень
большую и дорогую конструкцию.
Все полученные при проверке данные должны быть при-
ведены к значениям при стандартных условиях (базовой тем-
пературе и давлению). Для определения условий поверки
Рис. 1.22. Схема поверки счетчика на трубопоршневой установке:
/ - сигнализаторы прохождения шара; 2 - счетчик; 3 - указатель поверки
121
прувер снабжается термометрами и манометрами. Маномет-
ры устанавливаются на входе и выходе установки, а термо-
метры в трех точках - в начале, середине и конце. Абсолют-
ная погрешность термометра не более ±0,1 °C.
1.3.6. СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА
И КАЧЕСТВА НЕФТИ
Для реализации перечисленных ранее мето-
дов определения массы нефти, с целью эффективной экс-
плуатации и рационального обслуживания средств, исполь-
зуемых при учете нефти, их объединяют в единые техноло-
гические узлы или пункты.
В зависимости от назначения узлов учета существует не-
сколько вариантов их компоновки. Наиболее простой вари-
ант - с одной измерительной линией и без резервирования
используется для оперативного учета нефти, но этот вариант
в последнее время находит все меньшее применение. На
приемо-сдаточных пунктах (ПСП) в настоящее время для
оперативного учета нефти все большее применение находит
компоновка узлов, состоящая из двух измерительных линий -
рабочей и резервной.
Для товарных (коммерческих) узлов учета наибольшее
распространение получила компоновка, состоящая из трех
измерительных линий - рабочей, резервной и контрольной,
причем рабочая линия может состоять как из одной, так и из
нескольких «ниток», число которых определяется пропускной
способностью применяемых счетчиков и максимальной про-
изводительностью перекачки через узел учета. Такая компо-
новка наиболее характерна для систем магистральных нефте-
проводов.
Наряду с развитием и разработкой различных конструк-
ций самих счетчиков в настоящее время большое внимание
уделяется самой организации учета нефти и нефтепродуктов.
С этой целью в состав узлов учета входит различное обору-
дование и средства измерения: запорная арматура, фильтры,
струевыпрямители, датчики температуры, давления, плотно-
сти, содержания воды, а также может входить и трубопорш-
невая установка (ТПУ) для поверки счетчиков.
С внедрением средств автоматики, телемеханики, средств
вычислительной техники с учетом взаимозаменяемости раз-
личных методов определения массы нефти и нефтепродуктов,
обеспечивающих надежность и достоверность учетной ин-
122
формации, узлы учета превратились в современные системы
измерения количества и качества нефти и нефтепродуктов
(СИКН).
Основным методом измерения массы брутто нефти на ма-
гистральных нефтепроводах является объемно-массовый ди-
намический метод.
Массу брутто нефти определяют с помощью преобразова-
телей расхода (ПР) и поточных преобразователей плотности
(ПП), входящих в состав блока измерения качества (БИК). В
этом случае массу вычисляет устройство обработки инфор-
мации (УОИ), входящее в состав СИКН. При определении
объема применяют преобразователи расхода, преобразовате-
ли давления и температуры, УОИ. При определении плотно-
сти нефти применяют поточные ПП, преобразователи давле-
ния и температуры, УОИ. Значение плотности нефти, изме-
ренное ПП при температуре и давлении в БИК, приводят к
условиям измерения объема или к нормальным условиям (t =
= 20 °C, ризб = 0).
На выходном коллекторе или на выходе каждой измери-
тельной линии, а также на линии ТПУ должны быть установ-
лены манометр, преобразователь давления, термометр и пре-
образователь температуры.
ПР должны поверяться на месте эксплуатации с помощью
ТПУ с пределом допускаемой относительной погрешности
± 0,09 %, пропускная способность которой должна соответст-
вовать проектному диапазону расхода ПР.
При отключении рабочего и при отсутствии резервного
ПП плотность нефти определяют по лабораторному плотно-
меру или ареометру.
УОИ должно обеспечивать выполнение следующих функ-
ций:
вычисление объема нефти при рабочих условиях;
вычисление текущего значения плотности нефти при тем-
пературе и давлении в БИК;
вычисление среднесменного значения плотности;
приведение среднесменного значения плотности нефти к
условиям измерения объема и к нормальным условиям;
вычисление массы брутто нефти;
управление пробоотбором;
ввод и изменение предельных значений параметров, ука-
занных в проекте СИКН, в свидетельстве о поверке СИ и
техническом паспорте.
УОИ может выполнять следующие дополнительные функ-
ции:
123
приведение объема нефти к нормальным условиям (Z =
= 20 °C, ризб = 0);
приведение текущего значения плотности нефти к услови-
ям измерения объема нефти;
приведение текущего значения плотности нефти к нор-
мальным условиям;
автоматическую корректировку коэффициента преобразо-
вания ПР от изменения расхода или расхода и вязкости;
автоматическое выполнение поверки ПР без нарушения
процесса измерения количества и качества нефти;
контроль метрологических характеристик рабочих ПР по
ТПУ или контрольному;
сравнение показаний двух одновременно работающих
преобразователей плотности и выдача сигнала при превыше-
нии установленного предела;
автоматический контроль, индикация и сигнализация пре-
дельных значений параметров нефти;
расчет массы нетто нефти при ручном вводе содержания
воды, хлористых солей и мехпримесей или при наличии ана-
лизаторов качества;
формирование отчетов, актов, паспортов на нефть;
индикация и автоматическое обновление на экране мони-
тора следующих параметров: массы, расхода по каждой из-
мерительной линии, температуры, давления на измеритель-
ных линиях и в БИК, плотности и вязкости нефти.
В процессе эксплуатации СИКН, реализующей объемно-
массовый динамический метод, должны контролироваться
следующие параметры:
а) расход нефти через измерительные линии; расход неф-
ти должен находиться в пределах рабочего диапазона, ука-
занного в свидетельстве о поверке ПР;
б) расход нефти через БИК; при отборе пробы нефти в
БИК должно обеспечиваться соответствие расходов потока в
трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе БИК. Кон-
троль соотношения расходов осуществляется с использовани-
ем расходомера, установленного в БИК;
в) давление нефти на выходном коллекторе; давление
нефти на выходе СИКН должно обеспечивать бескавитаци-
онную работу ТПР и должно быть не менее значения, оп-
ределенного по формуле
р = 2,0брн + 2Др, (1.67)
где р - минимальное избыточное давление на выходе СИКН,
МПа; рн - давление насыщенных паров, определенное в соот-
124
ветствии с ГОСТ 1756 при максимальной температуре нефти
в СИКН, МПа; Ар - перепад давления на ТПР, указанный в
техническом паспорте на данный тип, МПа.
г) перепад давления на фильтрах; перепад давления на
фильтрах должен быть не более значения, указанного в пас-
порте на данный тип фильтра, или не должен превышать
2Арф, где Арф - перепад давления на фильтре на максималь-
ном расходе, определенный на месте эксплуатации после чи-
стки фильтра;
д) вязкость нефти.
При отсутствии устройства по корректировке коэффици-
ента преобразования ТПР по вязкости, вязкость нефти не
должна превышать пределы, установленные при проведении
испытаний.
Другой метод измерения количества продукта (массы
брутто нефти) - массовый динамический метод.
В процессе эксплуатации массомеров контролируют сме-
щение нуля массомера в соответствии с техническим описа-
нием на конкретный массомер.
Поверку массомеров проводят как на месте эксплуатации,
так и на поверочном стенде. Контроль массомеров проводят
на месте эксплуатации не реже одного раза в месяц по сле-
дующей методике.
При любом значении расхода из рабочего диапазона мас-
сомера одновременно производят измерение массы массоме-
ром и комплектом ТГГУ и ПП или комплектом ПР и ПП.
Отклонение показаний массомера по результатам контро-
ля вычисляют по формуле
М - м
S = rLJ2iL.100 %, (1.68)
Мр
где М - масса брутто нефти, измеренная массомером, т; Мр -
масса брутто нефти, измеренная комплектом ТПУ и ПП или
комплектом контрольного ПР и ПП, т.
Измерение массы нефти объемно-массовым статическим
методом на магистральных нефтепроводах в настоящее время
считается резервным.
Обеспечение единства измерений при определении коли-
чества и качества нефти и нефтепродуктов на всем пути их
движения обеспечивается выполнением следующих основных
условий.
СИ должны пройти испытания для целей утверждения их
типа, иметь сертификат об утвержденнии типа и быть вклю-
ченными в Государственный реестр.
125
СИ подлежат поверке органами Государственной метроло-
гической службы или аккредитованными метрологическими
службами юридических лиц при выпуске из производства
или ремонта, при ввозе по импорту и эксплуатации в соот-
ветствии с требованиями правил по метрологии и норматив-
ных документов.
Периодическую поверку СИ производят по графику, со-
ставленному организацией, проводящей обслуживание
СИКН, согласованному с руководителем территориального
органа Государственной метрологической службы, осуществ-
ляющей поверку СИ, с предоставлением графиков прини-
мающей и сдающей сторонами, но не реже 1 раза в год - ве-
сов, мерников, передвижных ТПУ, контрольных ПР, пикно-
метров, рабочих эталонов плотности, гирь, рабочих СИ (мас-
сомеров; ПР; ПП; преобразователей влагосодержания, соле-
содержания, серосодержания; вискозиметров; преобразовате-
лей давления и температуры; вторичных приборов ПР; сум-
мирующих приборов; устройств обработки информации
(УОИ); уровнемеров, рулеток); 1 раза в 2 года - стационар-
ных трубопоршневых поверочных установок (ТПУ) - 1 раза в
5 лет - УОИ поставки Японией.
В случае использования гирь, весов, мерников только для
целей поверки стационарных ТПУ - 1 раза в 2 года.
Градуировку резервуаров производят не реже 1 раза в
5 лет.
После каждого ремонта, связанного с изменением вмести-
мости, резервуар должен быть переградуирован, а после из-
менения оснащенности его внутренним оборудованием гра-
дуировочная таблица должна быть пересмотрена и утвержде-
на в установленном порядке.
Расходомеры в БИК, перепадомеры или манометры, изме-
ряющие перепад давления на фильтрах, подлежат калиб-
ровке.
Внеочередную поверку СИ производят при получении от-
рицательных результатов при текущем контроле метрологи-
ческих характеристик СИ.
Суммарную погрешность СИКН определяют и оформляют
в соответствии с НД один раз в пять лет, а также при замене
одного или нескольких СИ.
1.3.7. МАССОВЫЕ РАСХОДОМЕРЫ
Массовые расходомеры (называемые в России
массомерами) предназначены для прямого измерения массы
продуктов в динамике. Они появились в 70-х годах, непре-
рывно совершенствовались и стали одним из прогрессивных
средств измерений массы самых разнообразных продуктов.
В России применение массовых расходомеров для учета
нефти и нефтепродуктов началось в 90-х годах прошлого
века.
Практика применения выявила ряд несомненных преиму-
ществ массомеров: прямое измерение массы, высокая точ-
ность измерения, отсутствие влияния свойств жидкости -
вязкости, плотности, высокая надежность, отсутствие дви-
жущихся частей и малые затраты на обслуживание.
Наибольшее распространение получили так называемые
кориолисовые расходомеры, действие которых основано на
эффекте Кориолиса.
Расходомер состоит из сенсора и электронного преобразо-
вателя сигнала (датчика). Сенсор имеет одну или две измери-
тельные трубки (обычно U-образные), концы которых закре-
плены неподвижно. Под воздействием электромагнита, рас-
положенного в центре трубки, и контура обратной связи
трубка совершает колебания с собственной резонансной час-
тотой (амплитуда-около 1 мм, частота около 80 циклов в се-
кунду).
Благодаря этому жидкость, протекающая по трубке, при-
обретает вертикальную составляющую движения. Во время
первой половины цикла при движении трубки вверх жид-
кость, протекающая через первую половину трубки, сопро-
тивляется движению вверх и оказывает давление на трубку
сверху вниз.
Жидкость, движущаяся во второй (выходной) половине
трубки, сопротивляется уменьшению вертикальной состав-
ляющей движения, оказывая давление на трубку снизу вверх.
Это приводит к закручиванию трубки (рис. 1.23). Во время
второй половины цикла колебания, когда трубка движется
вниз, она закручивается в противоположенную сторону.
Для определения зависимостей рассмотрим отрезок труб-
ки с движущейся в ней жидкостью, совершающей враща-
тельно-колебательное движение (рис. 1.24).
Частица жидкости массой М, движущаяся поступательно
со скоростью v и вращающаяся с угловой <о скоростью во-
127
1
Рис. 1.23. Схема действия сил в кориолисовом расходомере:
1 - колебания трубы сенсора; 2 - силы, действующие на трубу при ее дви-
жении вверх; 3 - труба сенсора и пара сил, приводящая к ее закручиванию
Угол
закручи-
вания
круг точки О, имеет две составляющие ускорения: радиаль-
ное ускорение аг = ш2г, окружное ускорение at = 2сюу. Корио-
лисова сила, действующая на частицу массой М и действую-
щая в обратном направлении на трубку, F = atM = 2<ovM. Лю-
бой отрезок трубки длиной AL испытывает действие корио-
Рис. 1.24. Схема вращательно-колебательного движения трубки
128
лисовой силы, равной AF = 2<ovSALpz где S - площадь попе-
речного сечения трубки, р - плотность жидкости.
Учитывая, что массовый расход Qm = vSp, имеем
АН = AL.
При колебании измерительной трубки угловая скорость ее
изменяется в диапазоне -ш < 0 < ш по синусоидальному зако-
ну, поэтому кориолисова сила также изменяется по такому
же закону. Трубка закреплена в точках входа и выхода и ко-
леблется таким образом, что максимальная амплитуда нахо-
дится в средней точке между точками закрепления. Кориоли-
совы силы, образуемые в каждой половине трубки, имеют
одинаковую величину, но противоположное направление. Эта
пара сил создает изгибающий момент, который закручивает
трубку и вызывает асимметричную деформацию ее. Величина
деформации трубки (угла ее закручивания) прямо пропор-
циональна массовому расходу жидкости. В кориолисовых
расходомерах деформация трубки может преобразовываться
в выходной сигнал путем измерения временного сдвига меж-
ду сигналами детекторов, расположенных с двух сторон
трубки симметрично и фиксирующих ее прохождение. При
отсутствии потока жидкости между сигналами детекторов
временной сдвиг отсутствует, при наличии потока вследствие
закручивания трубки появляется сдвиг, прямо пропорцио-
нальный массовому расходу.
С помощью сенсора можно также получить сигнал, позво-
ляющий измерять плотность жидкости. Вибрирующая трубка
сенсора аналогична трубке вибрационного плотномера. Труб-
ка сенсора колеблется с собственной резонансной частотой,
которая зависит от размеров и массы трубки с жидкостью.
Поскольку размеры и масса трубки постоянны, резонансная
частота колебаний трубки пропорциональна плотности жид-
кости. Управление сенсором, преобразование сигналов и вы-
дача их осуществляется электронными преобразователями
различных типов.
1.3.8. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ПЛОТНОМЕРЫ
На УУН плотность продукта измеряется в ди-
намике с помощью автоматических плотномеров. Наиболь-
шее распространение получили вибрационные плотномеры,
принцип работы которых основан на зависимости между па-
раметрами упругих колебаний трубки, заполненной жидко-
5 - 9515
129
стью, или помещенного в ней тела, и плотностью жидкости.
Наибольшую точность, надежность имеют вибрационные
частотные плотномеры, в которых измеряют функционально
связанную с плотностью жидкости частоту (период) собст-
венных колебаний резонатора, представляющего собой вме-
сте с системой возбуждения и обратной связи, электромеха-
нический генератор. Частота колебаний такого генератора
зависит только от параметров резонатора (формы, размеров,
жесткости, массы резонатора и жидкости в нем). Резонатор
может иметь одну или две параллельных трубки (рис. 1.25).
Резонатор 1 выполняется в виде трубки, которая через уп-
ругие элементы (сильфоны) 2 соединяется с подводящим и
отводящим трубопроводами. Трубка изготавливается из спе-
циального сплава с низким коэффициентом термического
расширения. Внутренняя поверхность для исключения отло-
жений отполирована. Частота колебаний трубки измеряется с
помощью приемной катушки 4 и подается в электронный
преобразователь 5. В последние годы на УУН в основном ис-
пользуются датчики плотности с однотрубным резонатором.
Зависимость между частотой датчика (периодом колебаний) и
плотностью жидкости выражается уравнением
р - Ко+ К{Т+ K-J7, (1.69)
где р - плотность при рабочих температуре и давлении, кг/м3;
Т - 1/f - период колебаний трубки, мкс; f - частота; Ко, К[ и
Ki - постоянные коэффициенты, зависящие от параметров
резонатора и определяемые изготовителем при градуировке
датчика.
Когда датчик работает при температуре, отличающейся от
Рис. 1.25. Схема вибрационного плотномера с однотрубным резонатором:
1 - резонатор; 2 - сильфон; 3 - возбуждающая катушка (электромагнит); 4 -
приемная катушка; 5 - электронный преобразователь; 6 - корпус
130
20 °C, то необходимо произвести корректировку значения
плотности по формуле
р, = р[ 1 + K18(f - 20)] + Kl9(f - 20). (1.70)
где К1В, К19 - постоянные коэффициенты, приведенные в сер-
тификате и градуировке датчика; t - температура жидкости.
Аналогично производится корректировка плотности на
давление
Ptp “ Pf (1 + TGoP) + ^21 Pi
где X2o> ^2i - коэффициенты, учитывающие влияние давления
и указанные в сертификате о градуировке; р - избыточное
давление, при котором работает датчик плотности.
Обычно датчик плотности устанавливают на байпасе в
блоке контроля качества нефти и нефтепродуктов (БКН).
Датчик плотности применяется или в комплекте с преоб-
разователем (компьютером), или в комплекте с системой об-
работки информации УУН, с которыми соединяется через
искробезопасные барьеры той же фирмы.
1.3.9. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВИСКОЗИМЕТРЫ
Вискозиметры предназначены для измерения
вязкости продуктов, которая является неинформативным па-
раметром, влияющим на показания почти всех расходомеров
(счетчиков).
Для измерения вязкости жидкостей в потоке, в основном,
используются вибрационные вискозиметры и вискозиметры
с падающим шариком. Из отечественных вискозиметров
можно отметить вибрационный вискозиметр низкочастотный
ВВН-5М, который предназначен для измерения вязкости
жидкостей в диапазоне от 1 до 50 000 Па-с. Вискозиметр со-
стоит из измерительного преобразователя (ПИ), электронного
блока (БЭ) и цифрового прибора (ЦИ).
Измерительный преобразователь, выполненный на базе
цифрового вольтметра Ф295-4, предназначен для преобразо-
вания электрических колебаний автогенератора в механиче-
ские колебания вибратора. БЭ возбуждает и поддерживает
колебания автогенератора и вибратора с постоянной ампли-
тудой и выдает электрический сигнал в виде постоянного то-
ка 0-5 мА. Для цифровой индикации значения вязкости и
выдачи сигнала в виде двоично-десятичного кода 8-4-2-1
предназначен цифровой прибор.
5*
131
Принцип работы вискозиметра основан на том, что сила
тока, протекающего через возбуждающую систему, сооб-
щающую погруженному в жидкость вибратору колебания с
постоянной амплитудой, пропорциональна вязкости жид-
кости.
Технические данные вискозиметра ВВН-5М
Диапазон измерения, Па*с....................... 1 10 — 5000-50 000
Пределы допускаемой основной приведенной по-
грешности, %.................................... ±2,5
Суммарная дополнительная относительная погреш-
ность от влияния температуры окружающего воздуха,
колебания напряжения питания, % ............... ±3,75
Напряжение питания, В ......................... 220
Потребляемая мощность, В-А .................... 50
Некоторые зарубежные вискозиметры могут одновремен-
но измерять плотность и температуру продукта. Вискозиметр
состоит из сенсора и электронного преобразователя. Сенсор
представляет собой виброэлемент, его можно рассматривать
как камертон, поддерживаемый в состоянии резонанса, кото-
рый устанавливается на трубопроводе. Затухание колебаний
зубцов камертона зависит от вязкости жидкости. Вязкость
обратно пропорциональна квадрату коэффициента добротно-
сти, определяемого как отношение резонансной частоты к
ширине полосы, соответствующей ослаблению 3 дБ [4]:
ц = к/а2,
где Q = fp/(f2 ~ Л) “ коэффициент добротности; fp = (Д +
+ f2)/2 - резонансная частота; К - коэффициент пропорцио-
нальности (рис. 1.26).
Рис. 1.26. Зависимость затухания колебаний от вязкости жидкости
132
Плотность жидкости определяется путем измерения резо-
нансной частоты. Одновременное измерение плотности по-
зволяет измерять не только динамическую, но и кинематиче-
скую вязкость. Вискозиметр имеет несколько диапазонов из-
мерения вязкости. Если вязкость жидкости выходит за уста-
новленный диапазон, то в электронном преобразователе пре-
дусмотрено автоматическое переключение на другой диапа-
зон.
1.3.10. ПОТОЧНЫЕ ВЛАГОМЕРЫ
Влагомеры предназначены для измерения со-
держания воды в товарной или сырой нефти. Содержание
воды обычно выражается в объемных или массовых процен-
тах от общего объема или массы нефти (жидкости). Среди
различных методов измерения содержания воды наибольшее
практическое применение получил диэлькометрический ме-
тод. Метод основан на зависимости диэлектрической прони-
цаемости (ДП) нефти от содержания воды в ней. Эту зависи-
мость приближенно можно выразить эмпирическими форму-
лами: при содержании воды до 15 %
£
3W >
+ 1-W)
и при содержании воды больше 15 %
3W . , «о а
1~ к +
1 +
£ — £н
(0,92-И7)2
1-W
где £н - ДП «сухой» нефти; W - содержание воды в объемных
долях.
Практически эти зависимости гораздо сложнее вследствие
влияния многих факторов. Поэтому разработчики влагомеров
реализуют функции преобразования, полученные экспери-
ментальным путем. Поточный влагомер состоит из измери-
тельного преобразователя и электронного преобразователя
(блока). Измерительный преобразователь - емкостный пре-
образователь, в котором между двумя электродами протекает
нефть (эмульсия), и емкость его зависит от содержания воды.
Обычно используют коаксиальные емкостные преобразовате-
ли, в которых потенциальный электрод выполнен в виде
стержня, а нулевым электродом служит трубопровод (кор-
пус). Стержень покрывается изоляционным материалом (на-
133
пример, фторопластом), который одновременно предотвра-
щает отложения парафина и других осадков. ДП измеряют
нулевыми (на частотах до 50 МГц) или резонансными (на
частотах до сотен МГц) методами. Нулевые методы реализу-
ют с помощью мостовых схем. Среди резонансных методов
различают:
контурный, основанный на измерении параметров преоб-
разователя, заполненного нефтью и включенного в колеба-
тельный контур, который питается от генератора высокой
частоты;
генераторный, в котором используют один или два генера-
тора, рабочие параметры их изменяются в зависимости от
содержания воды в жидкости.
При диэлькометрическом методе на результаты измерений
оказывают большое влияние различные неинформативные
параметры. Наибольшее влияние оказывает компонентный
состав нефти. ДП нефтей различного компонентного состава
изменяется в пределах от 2 до 2,65. Считается, что влияние
компонентного состава нефти пренебрежимо мало, если из-
менение ее ДП не превышает ±0,01. Исследования показали,
что компонентный состав нефти может быть оценен по ее
плотности. Изменение плотности на ±0,4 кг/м3 соответствует
изменению ДП на ±0,01.
По способу компенсации влияния компонентного состава
нефти диэлькометрические влагомеры разделяются на сле-
дующие виды:
на определенный компонентный состав (изменение ДП не
более ±0,01) с подстройкой на каждый компонентный состав
при монтаже влагомера;
на разные компонентные составы с подстройкой на каж-
дый компонентный состав при монтаже и переключении на
другой компонентный состав при изменении ДП;
на разные компонентные составы нефтей с автоматиче-
ским переключением.
Устранение влияния компонентного состава нефти на ре-
зультаты измерений достигают дифференциальным включе-
нием двух емкостных преобразователей - рабочего, запол-
ненного исследуемой нефтью, и эталонного, заполненного
«сухой» обезвоженной нефтью (влагомер ВИ-2М ИИПИнеф-
техимавтомат и др.). В этих влагомерах рабочий и эталонный
емкостные преобразователи поочередно подключаются к ко-
лебательному контуру генератора. Параллельно колебатель-
ному контуру подключен конденсатор переменной емкости,
ротор которого соединен с двигателем. При изменении влаж-
134
ности нефти изменяется емкость рабочего преобразователя и
вырабатывается сигнал в виде импульсов, ширина которых
пропорциональна содержанию воды. Недостатком таких вла-
гомеров является старение нефти в эталонном преобразова-
теле и изменение физических свойств ее, в том числе ДП.
Этот недостаток устранен в другой конструкции влагомера
путем непрерывной подачи обезвоженной нефти в эталон-
ный преобразователь. Обезвоживание нефти достигается с
помощью фильтра, через который пропускается часть потока.
Упомянутые диэлькометрические влагомеры удовлетвори-
тельно работают при содержании воды в нефти до 60 %, ко-
гда имеют место эмульсии типа «вода в нефти». При содер-
жании воды свыше 60 % диэлькометрические влагомеры не-
работоспособны из-за расслоения эмульсии.
Существенное уменьшение влияния компонентного соста-
ва нефти и расширения диапазона измерений диэлькометри-
ческих влагомеров достигается использованием их на сверх-
высоких частотах (СВЧ).
Влагомер товарной нефти ВТН-1п разработан и выпуска-
ется КБ ПО «Саратовнефтегаз» и предназначен для измере-
ния содержания воды на коммерческих УУН (рис. 1.27).
ВТН-1п состоит из первичного измерительного преобразо-
вателя, источника питания искробезопасного и электронного
блока, осуществляющего обработку сигнала с первичного
преобразователя и индикацию значений влажности на циф-
ровом индикаторе. В составе первичного преобразователя
СВЧ-генератор на диоде Ганна, аттенюатор поглощающего
типа с ослаблением 5-7 дБ, ответвитель с переходным ослаб-
лением 10-15 дБ и направленностью не хуже 10 дБ, проточ-
ный датчик, опорный и сигнальный детекторы, генератор пи-
лообразного напряжения, усилитель напряжения переменно-
го тока, логарифмирующий преобразователь, преобразова-
тель напряжения - ток.
Измерение влажности нефти влагомером BTH-ln основано
на поглощении водой СВЧ-энергии. При изменении влажно-
сти нефти от нижнего до верхнего предела (от 0 до 3 %) про-
исходит ослабление СВЧ-сигнала по мощности на 20 дБ. При
этом напряжение на выходе сигнального детектора изменяет-
ся от 0,3 до 0,003 В (значения условные). Напряжение на вы-
ходе опорного детектора (около 0,3 В) при изменениях влаж-
ности не изменяется и служит для компенсации временной и
температурной нестабильности СВЧ-тракта, а также неста-
бильности напряжения питания СВЧ-генератора. Питание на
СВЧ-генератор подается с генератора пилообразного напря-
135
Сеть 220 В, 50 Гц
Рис. 1.27. Структурная схема влагомера ВТН-1п
жения. Пилообразное напряжение амплитудой около 4 В и
частотой 1000 Гц служит для модуляции и сглаживания ам-
плитудно-частотной характеристики СВЧ-сигнала.
С выходов детекторов импульсы напряжения частотой
около 1000 Гц поступают на входы логарифмирующего пре-
образователя, при этом напряжение с сигнального детектора
предварительно усиливается. На выходе логарифмирующего
преобразователя получается постоянное напряжение, про-
порциональное влажности. Далее это напряжение преобразу-
ется в ток и через линию связи передается для дальнейшей
обработки на электронный блок, в состав которого входят
преобразователь ток-напряжение, преобразователь напряже-
ние-ток, аналого-цифровой преобразователь, линеаризатор,
дешифратор, индикатор.
Сигнал с первичного преобразователя (ток 0-20 мА) после
преобразования в напряжение подвергается линеаризации
для компенсации нелинейной характеристики первичного
преобразователя. Характеристика линеаризатора настраива-
ется индивидуально для каждого комплекта «первичный пре-
образователь - электронный блок». Линеаризованный сигнал
преобразуется в ток (4-20 мА) и в цифровой код, а после де-
шифрования высвечивается на индикаторе.
Влагомер работает в автоматическом режиме и обслужи-
вающего, персонала не требует. Информация о текущей
влажности отображается на трехзначном цифровом индика-
торе в процентах по объему, а также выводится на разъем
блока электронного в виде унифицированного сигнала посто-
янного тока 4-20 мА.
Техническая характеристика влагомера ВТН-1п
Диапазон измерения влажности нефти, объемная доля, %.. 0-3,0
Пределы допускаемого значения основной абсолютной по-
грешности, объемная доля, %.......................... ±0,06
Изменение показаний и выходного сигнала при изменении
температуры нефти на каждые 10 °C от номинальной ( + 20 °C)
не превышает, объемная доля, % ....................... ±0,02
Изменение показаний и выходного сигнала при изменении
плотности нефти, объемная доля, %..................... ±0,02
Изменение показаний и выходного сигнала от изменения со-
держания свободного газа на 1 %, объемная доля, % .... ±0,02
Изменение показаний при изменении температуры окружаю-
щего воздуха на каждые 10 °C от номинальной не превышает,
объемная доля, %....................................... 0,02
Изменение показаний влагомера и выходного сигнала при
изменении напряжения питающей сети 220^зВ не должно
превышать, объемная доля, %............................ 0,03
Потребляемая мощность, Вт, не более.................... 40
Максимальное давление, МПа............................. 6,3
137
1.3.11. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ПРОБООТБОРНИКИ
Автоматические пробоотборники предназна-
чены для отбора средней, так называемой объединенной про-
бы нефти из трубопровода за отчетный период (смену, сутки)
или из перекаченной партии нефти. По отобранной пробе в
лаборатории определяются параметры качества продукта,
которые не измеряются автоматически в процессе перекачки:
как правило, содержание воды, солей, механических приме-
сей, серы, упругости паров и других параметров. Хотя
пробоотборник не является средством измерения, но он мо-
жет оказывать существенное влияние на точность определе-
ния массы нетто продукта.
К отбираемой пробе предъявляются очень серьезные тре-
бования: во-первых, проба должна быть представительной,
т.е. ее состав и свойства должны соответствовать составу и
свойствам продукта, протекающего по трубопроводу; во-
вторых, она должна сохранять свой состав и свойства во
времени.
Выполнение этих требований зависит от метода отбора
проб и конструкции пробоотборника. Обычно объединенная
проба собирается из отдельных проб одинакового объема,
отбираемых из трубопровода через равные промежутки вре-
мени или равные откаченные дозы продукта.
Автоматические пробоотборники устанавливаются или не-
посредственно на трубопроводе, или на байпасе в блоке кон-
троля качества. Продукт отбирается из трубопровода в блоке
контроля качества через пробозаборное устройство, соответ-
ствующее требованиям ГОСТ.
На УУН используются различные типы отечественных и
импортных пробоотборников. Наиболее распространенным
из отечественных является пробоотборник типа «Проба- 1М»,
выпускаемый Бугульминским опытным заводом «Нефтеавто-
матика».
Пробоотборник состоит из пробоотборного и пробозабор-
ного устройств (ПЗУ), блока программного управления (БПУ)
и осуществляет отбор пробы, ее дозирование и сбор в балло-
не. Конструкция пробозаборного устройства зависит от диа-
метра трубопровода.
Пробоотборник работает в режимах: объем, время, отбор
внешний, отбор ручной.
Обычно пробоотборник на УУН работает в режиме объем,
для чего на вход в БПУ подаются импульсы от СОИ, пропор-
циональные измеряемому объему.
138
Техническая характеристика пробоотборника «Проба-1М»
Объем дозы, отбираемой за 1 цикл, см3 ................ От 2 до 20
Объем баллона, дм3 ................................... 3000
Давление в трубопроводе, МПа.......................... До 6,3
Минимальное давление в трубопроводе, при котором отби-
рается проба, МПа..................................... 0,01
Питание БПУ - переменный ток, В ...................... 220
Параметры входных сигналов БПУ:
амплитуда импульса, В............................... 12
длительность импульса, мс.......................... 1
1.3.12. РАДИОЛОКАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
ИЗМЕРЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ
В РЕЗЕРВУАРАХ
В настоящее время за рубежом большое рас-
пространение получили измерительные системы для резер-
вуаров, основанные на использовании радаров, Преимущест-
ва использования резервуарных радаров для измерения ко-
личества жидкости следующие:
измерительное оборудование не имеет движущихся час-
тей, которые могут внезапно отказать;
измерительное оборудование не контактирует с содержи-
мым резервуара, и только один его компонент находится
внутри - это антенна в верхней части резервуара. Все элек-
тронные компоненты находятся вне резервуара и легко дос-
тупны. Если произошел какой-либо сбой, система немедленно
выдает сообщение об ошибке и показывает, что именно нуж-
дается в ремонте.
для обслуживания измерительного оборудования не воз-
никает необходимости открывать резервуар. Благодаря трем
контрольным стержням на 4-дюймовом патрубке измеренные
значения можно проверить, не открывая резервуар;
не имеет значения, чем наполнен резервуар - сырой неф-
тью, газовым конденсатом, подогретой нефтью, сжиженным
газом или агрессивными химическими соединениями;
установка системы проста и недорога. Резервуары не
нужно опорожнять или приостанавливать их работу на время
монтажа оборудования, вне зависимости от того, имеют ли
они неподвижную или подвижную крышу.
На рис. 1.III показан принцип действия измерительных уз-
лов радиолокационного уровнемера для резервуаров разных
типов. Резервуарный измерительный радар (РИР) излучает и
139
принимает радиоволны, измеряя уровень содержимого ре-
зервуара.
Эта информация поступает на последовательную шину
данных. РИР оборудованы соответствующими антеннами и
соединениями для резервуаров с неподвижными крышами,
для успокоительных патрубков на резервуарах с подвижной
крышей (рис. 1.IV). На резервуаре с неподвижной крышей
РИР монтируется на существующем контрольном люке. На
резервуаре с подвижной крышей РИР монтируется на суще-
ствующем успокоителе.
Полевой соединительный блок (ПСБ) собирает и передает
информацию от РИР (до 32 радаров) и блока сбора информа-
ции (до 32 устройств). Совокупность ПСБ может быть под-
ключена к шине.
Персональный компьютер для обслуживания и конфигу-
рирования системы может быть подсоединен к ПСБ. Этот
ПСБ также может быть соединен с центральным обрабаты-
вающим компьютером для оперативного контроля уровня и
температуры.
Блок сбора информации (БСИ) дополняет РИР в сборе и
обработке информации о температуре, давлении, состоянии
клапанов и т.д. Независимый БСИ имеет свой собственный
источник питания и собственный интерфейс шины, входы и
для устройств измерения температуры, и для устройств изме-
рения давления и способно выдавать выходные сигналы на
реле. Каждый резервуар может иметь до 14 усредняющих
или точечных температурных элементов.
1.4. НАДЕЖНОСТЬ И ДОЛГОВЕЧНОСТЬ
ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ
Существующая система магистральных неф-
тепроводов создавалась с 1960 г,, и потому действующие
нефтепроводы отличаются друг от друга по степени надеж-
ности, т.е. по уровню принятых технических решений, нор-
мативам проектирования, технологии строительства, качеству
труб, методам технической диагностики и технологиям про-
ведения технического обслуживания и ремонта.
В развитии системы магистральных нефтепроводов можно
выделить 4 основных этапа строительства, характеризующих-
ся различными уровнями надежности.
140
1 этап - нефтепроводы, построенные до 1970 г., общая
протяженность которых составила 37 400 км. Ввод этих неф-
тепроводов в эксплуатацию осуществлялся, в основном, без
активной защиты от коррозии с битумной изоляцией невы-
сокого качества со сроком службы 8-12 лет. Фасонные дета-
ли нефтепроводов были только сварные, полевого изготовле-
ния. Предпусковые испытательные давления составляли
110 % от рабочего при продолжительности испытаний на
прочность б ч.
2 этап - нефтепроводы, построенные в 1971-1975 гг., об-
щая протяженность - 19,2 тыс. км. В эксплуатацию вводились
преимущественно нефтепроводы большого диаметра Само-
тлор - Тюмень - Альметьевск протяженностью 2119 км;
Александровское - Анджеро-Судженск - Красноярск - Ир-
кутск протяженностью 1766 км; Куйбышев - Тихорецкая -
Новороссийск протяженностью 1522 км; Нижневартовск -
Курган - Куйбышев (участок протяженностью 1183 км). За-
вершена II очередь нефтепровода «Дружба» (было уложено
2618 км труб диаметром 1020 мм), производство труб для ко-
торых только осваивалось промышленностью. Общая протя-
женность данной системы достигла 10 тыс. км. Частично ста-
ли применяться фасонные изделия трубопроводов заводского
изготовления, а в проектах предусматривалась электрохим-
защита. с электроснабжением от местных энергоисточников,
которые' в большинстве случаев вводились во вторую оче-
редь. Время испытаний для нефтепроводов большого диамет-
ра было увеличено до 24 ч.
3 этап - нефтепроводы, построенные в период 1975-
1992 гг. (более 20 тыс. км). Например, протяженность нефте-
провода Сургут - Полоцк составила 3250 км, а диаметр труб
1220, 1020 мм. Они характеризуются применением фасонных
деталей только заводского изготовления; предпусковые испы-
тательные давления в нижней точке нефтепровода были
увеличены до заводского испытательного давления, создаю-
щего в металле труб напряжения 95 % от нормативного пре-
дела текучести. Испытания проводились в течение 24 ч. По-
высилась категорийность отдельных участков нефтепроводов.
Предусматривалось строительство вдольтрассовых ЛЭП, а
также систем регулирования и гашения волн давления.
4 этап - нефтепроводы, построенные после 1992 г. (КТК,
Балтийская трубопроводная система, Суходольная - Родио-
новская (262 км), в обход Чечни - более 312 км). В эксплуата-
цию вводились нефтепроводы с пассивными изоляционными
покрытиями заводского изготовления на основе экструдиро-
141
ванного полиэтилена. После 1998 г. стали применяться новые
комбинированные покрытия с использованием термоусажи-
вающихся лент и полимерных мастик, имеющих гарантиро-
ванный срок службы более 20 лет. Начиная с 2001 г. при
строительстве начинают применять трубы в заводской изоля-
ции (полиэтиленовое покрытие), срок эксплуатации которого
равен сроку эксплуатации тела трубы. Нефтепроводы прошли
внутритрубную диагностику. В составе единой АСУ АК
«Транснефть» создана система СКУТОР, предназначенная
для автоматизированного распределенного контроля и управ-
ления процессами технического обслуживания и ремонта
нефтепроводов и сооружений.
1.4.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
ТЕОРИИ надежности
Надежность трубопроводов - важнейший по-
казатель обеспечения безопасности в трубопроводном транс-
порте, характеризует свойство объекта (магистрального неф-
тепровода) сохранять свои эксплуатационные показатели, со-
ответствующие заданным режимам и условиям работы, тех-
нического обслуживания и ремонтов, в течение заданного
промежутка времени.
Объектом в системе магистральных нефтепроводов может
рассматриваться:
система магистральных нефтепроводов России;
отдельная группа МН или их эксплуатационных участков,
имеющих единую систему оперативного управления;
магистральный нефтепровод в целом или его отдельные
эксплуатационные участки;
линейная часть, НПС, резервуарный парк;
технологические элементы (конструкции) объектов (ре-
зервуар, нефтеперекачивающий агрегат и др.);
арматура, предохранительные и измерительное оборудо-
вание.
Надежность является комплексным свойством, которое в
зависимости от назначения объекта и условий его эксплуата-
ции может включать ряд свойств в отдельности или опреде-
ленных сочетаниях, основными из которых являются: безот-
казность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняе-
мость.
Безотказность - свойство объекта непрерывно сохранять
142
работоспособность в течение некоторого времени или нара-
ботки.
Долговечность - свойство объекта сохранять работоспо-
собность до наступления предельного состояния с необходи-
мыми перерывами для технического обслуживания и ремон-
та. Предельное состояние объекта устанавливается по крите-
риям, указанным в регламентах безопасности или другими
нормативно-техническими документами предприятия.
Ремонтопригодность - свойство объекта, заключающееся
в приспособленности к поддержанию и восстановлению ра-
ботоспособного состояния путем проведения технического
обслуживания и ремонтов.
Сохраняемость - свойство объекта непрерывно сохранять
исправное состояние или только работоспособное состояние,
при котором он способен выполнять все или часть заданных
функций в полном или частичном объеме после хранения
или транспортирования.
Это свойство имеет важное значение для отдельных изде-
лий (трубы, нефтеперекачивающий агрегат, задвижка, расхо-
домер и др.). Например, для труб проходит значительный пе-
риод времени с момента изготовления на заводе до сварки и
укладки в траншею на трассе. Поэтому важно обеспечить
сохраняемость заводского изоляционного покрытия, непо-
врежденно поверхности и металла труб в процессе транспор-
тировки й укладки.
Для магистрального нефтепровода в целом или для отдель-
ных его составляющих (насосных станций, линейной части)
это свойство не играет важной роли.
С понятием надежности тесно связаны понятия устойчи-
воспособность, живучесть и безопасность.
Устойчивоспособность - свойство объекта непрерывно
сохранять способность возвращаться к рабочему или близко-
му к нему режиму после различного рода воздействий в те-
чение заданного периода времени.
Живучесть - свойство объекта противостоять различным
возмущениям (отключение электроэнергии, гидравлический
удар и др.), не допуская их каскадного развития и прекраще-
ния перекачки нефти.
Безопасность - свойство объекта не допускать ситуаций,
опасных для людей и сопровождающихся загрязнением ок-
ружающей среды.
Состояние объектов системы магистральных нефтепрово-
дов можно характеризовать их способностью выполнять за-
данные функции в заданном объеме, с соответствующими
143
уровнями работоспособности: полностью работоспособное
состояние, неработоспособное состояние, предельное состоя-
ние (при достижении которого дальнейшая эксплуатация
объекта должна быть прекращена из-за неустранимого нару-
шения требований безопасности или неустранимого сниже-
ния уровня работоспособности или эффективности эксплуа-
тации, либо когда восстановление работоспособного состоя-
ния объекта нецелесообразно).
Выполнение заданных функций объектом характеризуется
различными уровнями функционирования: полностью рабо-
чее состояние, частично рабочее состояние (при котором
объект выполняет часть заданных функций в полном или час-
тичном объеме или все заданные функции, но хотя бы одну
из них в частичном объеме) и нерабочее состояние (при ко-
тором объект не применяется по назначению). Нерабочее
состояние в свою очередь подразделяется на два состояния:
дежурство (резерв) и плановый простой.
Уровень работоспособности каждого объекта системы
нефтеснабжения определяется перечнем и объемом функций,
которые он способен выполнять, а уровень функциониро-
вания - перечнем и объемом функций, которые он выпол-
няет.
Рабочее состояние системы нефтепроводов характеризу-
ется режимами их работы. В качестве основных параметров
режимов для сети магистральных нефтепроводов являются
величины потоков нефти по нефтепроводам, уровни приема
и поставки нефти, темпы отбора и закачки нефти в узловые
(системные) резервуарные парки. Полностью рабочему со-
стоянию соответствует нормальный режим. При этом подача
по нефтепроводам равна заданному плановому значению,
обеспечены плановые значения приема нефти у всех постав-
щиков, и все потребители получают плановые объемы нефти,
запасы нефти и свободной емкости не используются (если,
конечно, это не предусматривается нормальным ходом техно-
логического процесса, например, для организации последова-
тельной перекачки сортных нефтей), т.е. при нормальном
режиме его параметры соответствуют заданным и обеспечи-
вается установленный уровень резервирования.
Объект может находиться в неисправном состоянии, но в
то же время быть работоспособным, т.е. в таком состоянии,
при котором значения всех параметров, характеризующих
способность выполнять заданные функции, соответствуют
требованиям нормативно-технической и (или) конструктор-
ской (проектной) документации.
144
Например, при отказе одного из магистральных нефтепе-
рекачивающих агрегатов он может быть заменен резервным,
и нефтепровод будет работать в том же проектном режиме,
однако, при этом не будет обеспечиваться заданный уровень
резервирования на насосной станции.
Снижение уровня работоспособности и снижение относи-
тельного уровня функционирования, как и обратный переход,
происходит в результате определенного события, вызванного
отказом элементов системы (объекта).
Необходимо отличать отказы работоспособности, при ко-
тором объект переходит на более низкий уровень работоспо-
собности, определяемый заданным перечнем и заданным
объемом функций, выполняемых объектом, от отказов функ-
ционирования.
Требования к работоспособности системы магистральных
нефтепроводов и ее объектов задаются в виде перечня необ-
ходимых функций на предварительных этапах - проектиро-
вания и планирования. Обеспечение выполнения заданных
функций в заданных объемах осуществляется на этих этапах
с учетом возможных вариаций требований и условий. Поэто-
му отказ работоспособности - снижение уровня работоспо-
собности, по сравнению с заблаговременно предусмотрен-
ным, может не приводить к отказу функционирования за
счет избыточности, введенной в систему на предварительных
этапах.
Отказы работоспособности и функционирования могут
быть полными и частичными. Они переводят систему или
объект из полностью работоспособного или рабочего состоя-
ния соответственно в частично или полностью неработоспо-
собное и нерабочее состояние. Также возможны переходы на
более низкие уровни частично работоспособных состояний и
частично рабочих состояний.
Проведение планово-предупредительного ремонта на ли-
нейной части нефтепровода, требующего остановки, приво-
дит к отказу работоспособности системы в том случае, если
ремонт проводят не в регламентированные сроки или он не
согласован с режимами смежных нефтепроводов. Однако,
если запасы нефти и свободной емкости позволяют поддер-
жать уровни перекачки смежных нефтепроводов на заданном
уровне необходимое время, то отказа функционирования не
наступает. Если к моменту проведения следующей плановой
остановки этого же нефтепровода состояние резервуарного
парка не будет восстановлено, то отказ работоспособности
повлечен за собой отказ функционирования.
145
Отказы можно классифицировать по форме и причинам
возникновения.
1. По времени возникновения:
внезапный, характеризующийся скачкообразным измене-
нием одного или нескольких параметров объекта (отключе-
ние насосного агрегата из-за прекращения подачи
электроэнергии);
постепенный, возникающий в результате постепенного
изменения значений одного или нескольких параметров объ-
екта (остановка нефтепровода для проведения ремонтных
работ из-за снижения остаточного ресурса до недопустимого
значения).
2. По зависимости от других отказов:
независимый, не обусловленный другими отказами;
зависимый, обусловленный другими отказами (лавинное
отключение насосных станций при отключении одной из них
и снижением подпоров перед насосными агрегатами).
3. По причине возникновения:
конструктивный, возникший по причине, связанной с не-
совершенством или нарушением установленных правил и
(или) норм проектирования и конструирования;
производственный, возникающий по причине, связанной
с несовершенством или нарушением установленного про-
цесса изготовления или ремонта, выполняемого на ремонт-
ном предприятии (разрушение сварного шва из-за непро-
вара) ;
эксплуатационный, возникающий по причине, связанной
с нарушением установленных правил и (или) условий экс-
плуатации;
деградационный, обусловленный естественными процес-
сами старения, изнашивания, коррозии и усталости при со-
блюдении всех установленных правил и (или) норм проекти-
рования, изготовления и эксплуатации;
4. По возможности обнаружения:
явный, обнаруживаемый визуально или штатными мето-
дами и средствами контроля и диагностирования при подго-
товке объекта к применению или в процессе его применения
по назначению;
скрытый, не обнаруживаемый визуально или штатными
методами и средствами контроля и диагностирования, но вы-
являемый при проведении технического обслуживания или
специальными методами диагностики.
Отказы на магистральных нефтепроводах могут оказывать
различное влияние на объект и сопровождаться материаль-
но
ними потерями и ущербами (взрывы, пожары, разливы неф-
ти, повреждения линейной части и оборудования, ранения и
смерть людей, загрязнение окружающей среды).
Показатели надежности могут быть определены расчетным
методом, по данным лабораторных или стендовых испытаний,
по данным эксплуатации, а также путем экстраполяции
имеющихся данных на другую продолжительность эксплуата-
ции.
Основными количественными показателями надежности
являются:
Вероятность безотказной работы Р(/), т.е. вероятность то-
го, что в пределах заданной наработки не возникнет ни одно-
го отказа. Под наработкой подразумевают период времени т
нахождения объекта в рабочем состоянии, или объем работы,
выполненный объектом за этот период.
Вероятность отказа как функцию времени можно опреде-
лить следующим образом:
P{x<t} = F(t), f>0,
где т - случайная величина, обозначающая наработку до от-
каза; F(t] - функция распределения вероятности того, что
система (объект) выйдет из строя до или к моменту времени
t. Тогда вероятность безотказной работы, или функция на-
дежности:
P(t) = l-F(t) = P{T>t}.
Интенсивность отказов Х(/), определяемая как предел от-
ношения условной вероятности отказа объекта на интервале
времени или наработки непосредственно после данного мо-
мента времени при условии, что до этого момента отказ объ-
екта не возник, к продолжительности этого интервала при
его неограниченном уменьшении:
х(<) = птр11-р(у/*) = > Г-*р(()1 =
At->0 At P(t) P(f)L dt ' ' J P(0
где f(t\ - плотность распределения наработки на отказ, или
плотность вероятности безотказной работы.
Для технических объектов интенсивность отказов опреде-
ляют по отдельным элементам. Для линейной части магист-
ральных нефтепроводов можно также находить интенсив-
ность отказов для труб у сварных стыков, тройников и др.
147
Однако большое количество элементов и их достаточно вы-
сокая надежность позволяют определять X(t) относительно к
единичной протяженности, как правило, к 1000 км трубопро-
вода.
Интенсивность отказов является экспериментальным по-
казателем, определяемым непосредственно из статистики от-
казов. На рис. 1.28 приведены данные об отказах магистраль-
ных нефтепроводов АК «Транснефть» [5], из которых видно,
что с увеличением протяженности обследованных и ремон-
тируемых по данным диагностики нефтепроводов количество
отказов стало снижаться.
Средняя наработка до отказа Т равна математическому
ожиданию соответствующей случайной величины наработки
объекта до отказа
00 00 00
Т = ft f(t)dt =f[l - F(t)ldt = jP(t)dt.
о о 0
Для восстанавливаемых объектов, при эксплуатации кото-
рых допускаются многократно повторяющиеся отказы, вме-
сто средней наработки до отказа используют показатель
«средняя наработка на отказ» Tcp(t):
Рис. 1.28. Анализ аварийности и объемы диагностических обследований
магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» в 1991-1997 гг.:
1 - аварии и отказы; 2 ~ отказы; 3 - аварии; 4 - суммарная протяженность
обследованных нефтепроводов
148
м{1(0)'
где A(t) - число отказов, поступивших в течение суммарной
наработки t; M{A(f)} - математическое ожидание случайной
величины, стоящей в скобках.
Параметр потока отказов p(t), равный отношению мате-
матического ожидания числа отказов за достаточно малую
наработку объекта, к значению этой наработки:
+ дА-а(01 1
/ At-Ю At rcp(t)
Параметр потока отказов характеризует частотность их
возникновения.
Время восстановления характеризует период времени от
момента снижения уровня работоспособности или относи-
тельного уровня функционирования до момента восстановле-
ния требуемого уровня работоспособности или относительно-
го уровня функционирования.
1.4.2. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ НА ЭТАПЕ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Надежность магистрального нефтепровода
планируется на этапе его проектирования. При этом стремят-
ся решить две задачи - спроектировать магистральный неф-
тепровод с заданными характеристиками и с заданным сро-
ком службы. Однако выбор проектного решения затрудняет-
ся, когда нужно найти решение, удовлетворяющее одновре-
менно требованиям к надежности и требованиям к эксплуа-
тационным характеристикам. Как правило (но не всегда), к
вопросам надежности подходят с позиций экономической
целесообразности.
Начальным этапом проектирования нефтепровода является
выбор трассы.
В процессе изысканий стремятся по возможности проло-
жить трассу будущего магистрального трубопровода по рав-
нинной местности и с минимальными естественными и ис-
кусственными препятствиями (болота, озера, обрывы, реки и
149
пр.) и тем самым создать более благоприятные условия для
его эксплуатации.
Повышение надежности элементов магистрального неф-
тепровода и его в целом требует определенных и больших
затрат, но недостаточная надежность приводит, в свою
очередь, к потерям средств, труда, времени, ущербу для по-
требителя и поставщика, значительным затратам для прове-
дения плановых и аварийных ремонтных работ в период экс-
плуатации.
При проектировании надежности необходимо использо-
вать вероятностный анализ, который может обеспечить пра-
вильный выбор конструктивного решения, так как надеж-
ность, являющаяся вероятностным понятием, обычно полно-
стью исключает интуицию.
Надежность магистрального нефтепровода зависит от на-
дежности его элементов. Мерой надежности элемента явля-
ется интенсивность отказов. При их отсутствии элемент об-
ладает стопроцентной надежностью.
Конструкция магистрального нефтепровода и его отдель-
ных элементов (объектов) определяет частоту внезапных от-
казов и их долговечность. Поэтому на стадии проектирования
закладывается частота отказов, если со стороны заказчика не
предъявляется конкретных количественных требований к на-
дежности. Если такие требования заданы, то при проектиро-
вании необходимо выбрать такую конструкцию элементов
магистрального нефтепровода, чтобы интенсивность отказов
не превышала бы требуемого уровня.
На этапе проектирования на основании требований к ха-
рактеристикам системы в целом необходимо выработать тре-
бования к характеристикам отдельных элементов магист-
рального нефтепровода, включая надежность.
Требования к надежности магистрального нефтепровода
зависят от таких факторов, как степень важности отдельных
элементов системы для обеспечения ее функционирования,
метода выполнения системой своих функций, сложности сис-
темы и изменения надежности ее элементов во времени и
характера выполняемых функций.
Распределение заданной надежности Ps по элементам сис-
темы требует решения неравенства:
/(д, Л....(1.71)
где Р, - заданная вероятность безотказной работы z-го эле-
мента системы магистрального нефтепровода: f - функцио-
150
а б
2
Рис. 1.29. Расчетные схемы:
а - последовательное соединение элементов МН: 1,3 — эксплуатационные
участки № 1, № 2, 2, 4 - нефтеперекачивающие станции № 1, № 2;
б - параллельное соединение элементов МНП: 1 - основная магистраль тру-
бопровода, 2 - лупинги
нальное соотношение между элементами и системой; п -
число элементов.
Для невосстанавливаемой системы с последовательным со-
единением n-элементов (рис, 1.29, а) надежность системы
равна произведению значений надежности отдельных эле-
ментов. Вероятность отказа системы Us вычисляется путем
вычитания из единицы вероятности безотказной работы сис-
темы:
Л = ГР,;
1=1
Us =1-Л.
(1.72)
(1.73)
Для системы с параллельным соединением ш-элементов
(рис. 1.29, 6) вероятность отказа системы равна произведе-
нию вероятностей отказа ее элементов:
т
U,=Y[U,. (1.74)
1=1
где U, - вероятность отказа z-го элемента.
Так как Р + U = 1, то
т
р,=1-1/, = 1-П(1-Л).
1=1
(1.75)
При смешанном соединении элементов системы ее на-
дежность может быть решена путем применения формул
(1.72)—(1.75). В отдельных случаях сложных систем соотноше-
ние для Ps не может быть представлено в виде простых мате-
матических выражений.
Выбор надежности каждого элемента магистрального неф-
тепровода должен производиться с учетом степёни трудности
151
ее достижения и величиной ущерба, возникающего при его
отказе.
Например, нарушение герметичности подводного перехода
может нанести материальный и экологический ущерб во
много раз больший, чем разрыв перехода под автомобильной
дорогой.
Рассмотрим два метода распределения требований к на-
дежности.
1. Метод равномерного распределения основан на
обеспечении требуемого уровня надежности системы при
задании одинаковой надежности всех п последовательно
соединенных подсистем.
Если вероятность безотказной работы i-й системы Р, =
= const, то из (1.72} найдем:
Р,=(л)‘/Л. (1.76)
Основным недостатком этого метода является то, что
заданный уровень надежности подсистем устанавливается
без учета степени трудности его достижения и затрат на
реализацию.
Пример. Рассмотрим эксплуатационный участок МНП,
включающий 4 подсистемы (3 перекачивающие станции и
линейную часть). Какую надежность должна иметь каждая
подсистема, чтобы вероятность безотказной работы эксплуа-
тационного участка была равна 0,98?
Из (1.76) найдем
Р, = (0,98)1/п = 0,995 .
Если отказы отдельных элементов системы независимы
друг от друга, а выход из строя одного из них вызывает отказ
всей системы, то при допущении постоянства интенсивности
отказов элементов из (1.71) получим следующее неравенство:
p2(t)...
При экспоненциальном распределении потока отказов
Р, (t) = (1.77)
получим
... e-x,i( > e k,(; (1.78)
152
л
XX, < X*,
1=1
где X. - интенсивность отказа системы.
2. Метод весовых множителей основан на расчете тре-
буемой надежности подсистем с учетом их интенсивности
отказов, т.е. необходимо определить X, так, чтобы выполня-
лось условие
^Х;Ф < X, .
1=1
Предполагается, что подсистемы соединены последова-
тельно и имеют постоянную интенсивность отказов, и нара-
ботка подсистем равна заданной наработке системы. При от-
казе любой подсистемы происходит отказ всей системы.
По известным интенсивностям отказа подсистем X,, най-
денным по результатам наблюдений, рассчитаем весовые
множители у„ показывающие уязвимость ьй подсистемы:
у,- i = 1, 2......п. (1.79)
i=l
Требуемую (максимально допустимую) интенсивность от-
казов подсистемы определим с помощью соотношения
X ।« Y j X,.
Требуемая (максимально допустимая) интенсивность отказа
системы X* определяется из формулы (1.77) по требуемой ве-
роятности безотказной работы системы Ps
X. =-llnP,(t). (180)
а требуемые значения вероятной безотказной работы подсис-
тем найдем по формуле
P,(t) = e-^ . (1.81)
Пример. Эксплуатационный участок имеет длину L =
= 550 км с 3 НПС. Определить требуемую надежность ли-
нейной части и НПС, если прогнозируемая удельная
интенсивность потока отказов линейной части МН X(t) = 0,55
на 1000 км год, а НПС ХНпс = 0,56-10-3 1/ч. Проектная надеж-
ность системы Ps = 0,95.
153
Решение. Определяем интенсивность потока отказов ли-
нейной части
x> = 40i^o = 2^F=°’3O21/r°A;
Х2 = ?.нпс 350 24 = 0,56 Ю 3 350 24 = 4,704 1/год.
Весовые множители
0,302
Y1 " 0,302 + 3 4,704
=
= 0,021;
4,704
14,414
= 0,326.
Требуемая интенсивность отказов системы:
X* = -1п0,95 = 0,0513.
Требуемая интенсивность отказов элементов системы
= 0,0513 0,021 = 0,001;
Х2. = 0,0513 0,326 = 0,017.
Требуемая вероятность безотказной работы элементов
системы
Р, = ехр(-0,001) = 0,999;
А = ехр(-0,017) = 0,983.
Проверка заданной вероятности безотказной работы сис-
темы
Ps = pjpi = 0,999 0,9833 = 0,95.
Магистральный трубопровод представляет собой техниче-
скую систему с восстанавливаемыми и резервированными
элементами. Под конструктивной надежностью магистраль-
ных трубопроводов будем подразумевать их свойство сопро-
тивляться внешним и внутренним нагрузкам и воздействиям,
сопутствующим транспортировке продукта без нарушения
герметичности и оговоренных предельных состояний при со-
блюдении правил эксплуатации, технического обслуживания
и ремонта.
Повышение конструктивной надежности магистральных
трубопроводов во многом способствует повышению их функ-
154
циональной надежности, т.е. повышению эффективности
снабжения потребителей нефтью и нефтепродуктами.
Основными задачами повышения конструктивной надеж-
ности является уменьшение числа отказов на единицу длины
трубопровода в единицу времени (т.е. повышение безотказ-
ности трубопровода); повышение долговечности, т.е. срока
службы трубопровода.
Оценка конструктивной надежности и вероятности раз-
рушения формируется на основе понятия о запасе прочности
и не превышения предельных состояний.
Для получения расчетных показателей надежности участка
линейной части МН требуется знание и формализация типов
предельных состояний и критериев их возникновения.
На этапе проектирования основными критериями пре-
дельных состояний являются:
1. Критерий допускаемых напряжений.
2. Критерий допустимых пластических деформаций.
3. Критерий общей устойчивости трубопровода в продоль-
ном направлении.
4. Критерий положения трубопроводов (против всплытия),
прокладываемых на обводненных участках трассы.
Существующий метод расчета магистральных нефтепро-
водов на прочность разработан лишь с учетом статического
нагружения. В реальных условиях линейная часть трубопро-
водов и их сварные узлы испытывают действие как статиче-
ских, так и цикловых (повторно-статических) нагрузок.
За срок работы 30-33 года суммарное число циклов на-
гружения внутренним давлением может составлять в среднем
более 104 циклов. Это может приводить к малоцикловому раз-
рушению труб.
Малоцикловое разрушение весьма чувствительно к кон-
центраторам напряжения, создаваемым различными дефек-
тами конструкционного, технологического и эксплуатацион-
ного происхождения, поэтому выявлению дефектов в процес-
се сооружения и эксплуатации необходимо уделять самое
пристальное внимание.
Линейная часть МН как объект исследования может быть
разбита на отдельные элементы, влияющие на возникновение
отказов системы. К ним относятся:
1. Состав и свойства основного металла труб.
2. Сварные соединения.
3. Конструктивные элементы трубопроводов (отводы, трой-
ники и др.).
4. Способ прокладки.
155
5. Противокоррозионная защита.
6. Антикоррозионное покрытие трубопровода.
Эти элементы могут быть сгруппированы по участкам, вы-
деленным в соответствии с принципом равной надежности и
однородных по способу прокладки, грунтово-геологическим,
климатическим и эксплуатационным условиям.
Надежность линейной части МН длиной L за период экс-
плуатации Т с учетом разбиения на л групп однородных уча-
стков может быть оценена по формуле (1.72) и записана в
виде:
Р(£, Т) = ПЛ(АД . Т). (1.82)
1^1
где Л1( - суммарная протяженность i-й однородной группы
участков, отказы на которых не зависят друг от друга.
К конструктивным методам повышения надежности отно-
сятся: улучшение качества стали и труб, совершенствование
методов сварки и использование лучших сварочных материа-
лов, совершенствование строительного оборудования и при-
менение более прогрессивных методов строительства нефте-
проводов, обеспечение эффективной электрохимической и
пассивной защиты трубопровода от коррозии, совершенство-
вание методов расчета на прочность и устойчивость, методов
и средств контроля за сооружением объектов и их испыта-
ния, а также резервирование отдельных элементов системы,
отказ которых приводит к полному или частичному прекра-
щению функционирования системы.
Разрушения участка МН происходят в результате образо-
вания и роста трещин и других дефектов в стенках трубо-
провода, развития недопустимых пластических деформаций в
элементах конструкций, недопустимого утончения стенки из-
за коррозионного и абразивного износа.
Различают металлургические, технологические и строи-
тельные дефекты труб. К металлургическим относятся дефек-
ты листов и лент, из которых изготавливаются трубы, т.е.
расслоения, прокатная плена, вкатанная окалина, поперечная
разнотолщинность, неметаллические включения и др. Под
технологическими понимают дефекты, связанные с несовер-
шенством технологии изготовления труб. Условно их можно
разделить на дефекты поверхности (наклеп при экспандиро-
вании, смещение или угловатость кромок, овальность труб) и
дефекты сварки (трещины, свищи, поры, непровар, неметал-
лические шлаковые включения, подрезы). К строительным
156
относятся дефекты, обусловленные несовершенством техно-
логии строительно-монтажных работ, нарушениями техноло-
гических и проектных решений по транспортировке, монта-
же, сварке, изоляционно-укладочным работам (царапины, за-
диры, вмятины на поверхности труб, дефекты сварных швов
и изоляционного покрытия).
Одним из наиболее эффективных методов повышения на-
дежности трубопроводной системы в целом является резер-
вирование имеющих наибольшую вероятность отказа ее эле-
ментов, и, естественно, тех элементов, выход из строя кото-
рых приводит к полному или частичному прекращению
функционирования системы.
Как правило, резервированию подлежат:
Подводные переходы. Подводные переходы, в том числе
все переходы, построенные методами наклонно направлен-
ного бурения и микротоннелирования, через водные прегра-
ды шириной по зеркалу более 75 м в межень должны быть
оборудованы резервными нитками.
Насосные агрегаты. На каждую группу рабочих насосов
магистрального нефтепровода необходимо предусматривать
установку одного насосного агрегата. В группе до четырех
подпорных насосов необходимо устанавливать один резерв-
ный.
Резерв может быть подключен параллельно с основным
оборудованием на все время эксплуатации или включаться
при выходе из строя основного оборудования. В зависимости
от этого различают постоянный (или нагруженный) резерв и
резерв замещения (или ненагруженный резерв).
Так, резервный насос включают в работу только при вы-
ходе из строя основного на время ремонта последнего. При
параллельной работе в нагруженном режиме все элементы
работают одновременно, а при ненагруженном режиме ре-
зервные элементы находятся в отключенном состоянии и на-
чинают работать, когда основной элемент выходит из строя.
Сделаем предположение, что прибор, обнаруживающий
отказ, и переключатель имеют 100%-ную надежность и что
работающие и резервные элементы имеют одинаковую ин-
тенсивность отказов X(f).
Можно рассматривать группу резервных элементов как
единую цепь или систему, в которой допускается несколько
отказов до того, как система окончательно прекратит выпол-
нение своих функций. Если для резервирования одного ос-
новного элемента включаются п элементов, то мы имеем в
системе (п + 1) элементов, и в ней может произойти п отка-
157
зов, не вызывая отказа системы. Только отказы (л + 1) эле-
ментов вызовут отказ всей системы.
Для определения распределения вероятностей для выбор-
ки из л элементов используют биноминальное распределение
(p + U)n = р"+np"-4J + ^^pn4P + ... + Ua =1, (1.83)
в котором каждое слагаемое представляет определенную ве-
роятность. Если необходимо сделать выборку л = 4 элемен-
тов, из которых три работающих, а один неработающий, то
вероятность выбрать хороший элемент р = 3/4 = 0,75, а веро-
ятность выбрать неработающий U = 1/4 = 0,25. Вероятность
того, что все четыре элемента будут хорошими, рп = 0,754 =
= 0,316, а вероятность npn~lU - 4 0,753 0,25 = = 0,422 означает,
что три элемента будут хорошими, а один дефектным.
Используя тождество =1 и разлагая в ряд
с учетом, что Ps + Us = 1, из (1.83) получаем
Ps + Us = e~W 1 + X(t)f
X(f)2f2 x(t)ntn
2! + ЙГ-
(1-84)
Вероятность того, что произойдет один отказ или не про-
изойдет одного отказа для системы при ненагруженном ре-
зерве, состоящем из одного работающего элемента (или по-
следовательно соединенной группы элементов) с постоянной
интенсивностью отказов X(t) = const и резервного элемента
(или группы элементов) (n = 1) с той же самой интенсивно-
стью отказов, будет равна
Лр =e^(f)'[l + X(£)t]. (1.85)
Ненадежность системы Usp при ненагруженном резерве
равна вероятности того, что произойдет два отказа:
Usp=l-Psp, (1.86)
а средняя наработка на отказ
Тср р = jPspdt = (1.87)
Для единичного элемента при экспоненциальном распре-
делении плотности отказов вероятность безотказной работы
за время t
158
Ps = e'W.
Так как
^ = Г1+х(А1>1,
L
(1.88)
(1.89)
то надежность системы увеличивается при резервировании.
Если интенсивности отказов двух элементов, один из ко-
торых рабочий, а другой резервный, равны Л.((t) и X2(f)r то
sp x2(f)-M(t) МЬМ)
(1-90)
a
c₽p X1(0 x2(t)'
(1.91)
Пример. Определить надежность системы, состоящей
из двух одинаковых насосных агрегатов, если 'k(t) = 0,154х
хЮ 3 1/ч.
Решение. По формуле (1.85) найдем
Р5р = е-ОД54.10-^ 350.24 . (1 + 0,154 10’3 • 350 • 24) =
= 0,274-(1 + 0,2936) = 0,354.
Так как надежность одного насосного агрегата равна 0,274,
то ненагруженный резерв увеличивает надежность системы
на 29,2 %.
С целью повышения надежности поставок нефти на маги-
стральных нефтепроводах большой протяженности должна
предусматриваться организация эксплуатационных участков
протяженностью от 400 до 600 км, обеспечивающих незави-
симую работу нефтеперекачивающих станций по схеме «из
насоса в насос» без использования емкости.
Деление МН на несколько эксплуатационных участков с
НПС, на границах которых должны сооружаться резервуар-
ные емкости в размере 0,3-0,5 суточной производительности
нефтепровода, позволяет при остановке перекачки на одном
эксплуатационном участке не останавливать ее на других.
Важное значение имеет правильный выбор конструкций
опор, закрепление трубопровода на проектных отметках и
защита против всплытия при прохождении болот, водонасы-
щенных грунтов и рек, а также участков с разломами.
159
Важную роль в повышении конструктивной надежности
трубопроводов играют предпусковые испытания, позволяю-
щие выявить часть тех дефектов, которые не были обнару-
жены в процессе входного, операционного и приемочного
контроля качества.
Большое значение в обеспечении конструктивной надеж-
ности трубопроводной конструкции имеет уровень техноло-
гического процесса ее изготовления. В целом технологиче-
ский процесс представляет собой совокупность взаимосвя-
занных технологических операций, формирующих отдельные
конструктивные элементы и трубопровод в целом в строгом
соответствии с регламентированными допусками.
При разработке (проектировании) технологического про-
цесса трубопроводного строительства обязательному расчету
подлежат такие показатели надежности, которые характери-
зуют его способность обеспечивать в течение всего периода
строительства трубопровода выполнение технологических
операций (строительно-монтажных работ) с показателями
качества, устанавливаемыми нормативно-технической доку-
ментацией при одновременном обеспечении заданной рит-
мичности работ.
Надежность трубопровода является одним из его важней-
ших функциональных свойств, обеспечивающим необходи-
мый уровень экологической безопасности на весь период
эксплуатации объекта.
Поскольку оценка надежности и экологической безопас-
ности опирается на систему количественных критериев и по-
казателей, то методологически ставится задача информаци-
онного обеспечения исследуемых функциональных характе-
ристик и свойств. В этом смысле можно выделить два аспекта
проблемы информационного обеспечения надежности трубо-
проводов:
1) оценка и прогнозирование конструктивной надежности
трубопровода как меры качества, определяемого в процессе
строительства трубопроводов по результатам входного, опе-
рационного и приемочного контроля;
2) оценка фактической конструктивной надежности и эко-
логической безопасности на этапе эксплуатации трубопрово-
да по результатам инструментального контроля и техническо-
го диагностирования.
Развитие обоих направлений имеет принципиальное зна-
чение для гарантированного обеспечения нормативных тре-
бований, предъявляемых к надежности и экологической безо-
пасности трубопроводов.
160
В соответствии с требованиями НТД по обеспечению рас-
четного времени работы МН (с учетом остановки на регла-
ментные работы и ремонт), равного 8400 ч или 350 сут в году,
нормативная вероятность безотказной работы МН должна
быть принята равной
Ps = 350/365 = 0,958.
Решение вопроса об информационном обеспечении кон-
структивной надежности трубопровода с целью поиска, обос-
нования и реализации эффективных способов и средств
объективной количественной оценки нормируемых показате-
лей и свойств трубопроводной конструкции на всех стадиях
ее жизненного цикла связано с метрологическим обеспече-
нием.
В качестве технической реализации метрологического
обеспечения конструктивной надежности трубопроводов
можно выделить следующие основные решения:
1) создание информационно-измерительных систем пас-
сивного и активного контроля параметров напряженно-
деформированного состояния трубопровода до эксплуатации
(локальные деформации стенки трубы, топографическая ха-
рактеристика дефектов стенки, поперечные и продольные
перемещения трубопроводного участка, фактические радиусы
изгиба и< другие параметры пространственного положения
трубопровода);
2) разработка систем регистрирующего контроля фактиче-
ских нагрузок и воздействий (амплитудно-частотная характе-
ристика пульсации давления по длине трубопровода, харак-
теристики теплообмена в системе нефть - стенка трубопро-
вода - грунт, гидро- и пневмодинамические скачки давления
нефти, коррозионно-эрозионный износ стенки трубопровода,
интенсивность роста аномальных отложений на внутренней
стенке трубопровода - парафин, наледь и др.;
3) техническое диагностирование трубопровода на этапах
его строительства и эксплуатации с целью решения двух са-
мостоятельных групп задач:
определение наиболее вероятных факторов и причин, обу-
словивших фактический уровень состояния трубопроводной
конструкции (установление технического диагноза);
прогнозирование технического состояния трубопроводной
конструкции на отдаленный период времени по совокупности
полученной измерительной информации на текущий момент
диагностирования;
6 — 9515
161
4) разработка активных форм управления конструктивной
надежностью в процессе эксплуатации трубопровода (лока-
лизация критически опасных точек, зон и участков путем
программного использования следящих систем, средств бло-
кировки и активного резервирования).
Для надежной и устойчивой работы магистральных трубо-
проводов на этапе проектирования необходимо предусматри-
вать средства контроля и автоматики, которые должны обес-
печивать:
безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопровода,
его сооружений и оборудования, незамедлительное обнару-
жение возникшей аварии и создание условий для быстрей-
шей ее локализации и ликвидации;
сокращение простоев, благодаря повышению оперативно-
сти и надежности контроля и управления.
Кроме того, автоматизация и телемеханизация трубопро-
вода имеет целью:
улучшение и облегчение условий работы обслуживающего
персонала, снижение эксплуатационных затрат, сокращение
штатов;
сбор и обработку информации для использования автома-
тизированных систем управления.
Телемеханизация и автоматизация должны обеспечивать
управление и контроль всеми перекачивающими станциями и
линейными сооружениями из центрального диспетчерского
пункта (ЦДП).
На каждой перекачивающей станции должна предусмат-
риваться централизация контроля и управления всеми ее со-
оружениями из местного пункта управления (МДП). Из МДП
станции может предусматриваться также контроль примы-
кающих к ней трубопроводов и отводов.
1.4.3. ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ НАДЕЖНОСТЬ
НЕФТЕПРОВОДОВ
Эксплуатационной надежностью трубопрово-
да является его свойство выполнять заданные функции в те-
чение требуемого промежутка времени с сохранением в ус-
тановленных пределах всех характерных параметров. Ука-
занная способность, в свою очередь, раскрывается через сис-
тему объективных критериев технического состояния трубо-
провода, обусловливающих его нормативную работоспособ-
162
ность в режиме активного воздействия эксплуатационных
факторов. Таким образом, уровень эксплуатационной надеж-
ности определяется техническим состоянием магистрального
трубопровода [6].
Рассмотрим техническое состояние действующих ныне
МН, выделив основные структурные единицы - линейную
часть и нефтеперекачивающие станции.
Линейная часть магистральных нефтепроводов. Техниче-
ское состояние линейной части МН характеризуется ее не-
сущей способностью, герметичностью, работоспособностью
запорно-регулирующей и предохранительной арматуры и
других устройств. На эксплуатационную надежность линей-
ной части МН влияют следующие факторы:
коррозионное состояние металла труб;
наличие дефектов стенки трубы;
состояние изоляционного покрытия, электрохимической
защиты;
наличие пересечений с электрокоммуникациями (ВЛ, ЛЭП,
электрифицированные железные дороги и т.д.);
глубина заложения трубопровода в грунт;
наличие оползневых и карстовых явлений на трассе МН;
техническое состояние переходов МН через водные пре-
грады, планово-высотное положение трубопровода в русло-
вой части;
техническое состояние воздушных переходов;
состояние охранных зон;
работоспособность и герметичность запорной арматуры.
1. Коррозионное состояние металла труб.
В процессе эксплуатации труб происходит их коррозион-
но-механический износ. Неизбежность процесса коррозии
предопределена термодинамической неустойчивостью стали,
неоднородностью ее структуры, коррозионными свойствами
грунта и транспортируемой среды. Установлено, что под дей-
ствием механических нагрузок коррозия металлов протекает
интенсивнее.
Утончение металла из-за коррозии приводит к усилению
напряжений в металле, что в свою очередь вызывает увели-
чение скорости коррозии и т.д. Внешние коррозионные по-
вреждения труб появляются, как правило, в местах наруше-
ния сплошности изоляционного покрытия. Внутренние кор-
розионные повреждения МН возникают, как правило, в мес-
тах скоплений воды.
Причина присутствия воды в товарной нефти очевидна: ее
не удается полностью отделить от нефти в процессе промы-
6*
163
еловой подготовки, а также после проведения гидравлических
испытаний и переиспытаний участков МН.
Для удаления водо-парафинистых отложений и скоплений
воздуха из участков трубопровода проводится периодическая
очистка полости трубы специальными очистными устройст-
вами (ОУ). Периодичность очистки зависит от скорости пе-
рекачки нефти и ее вязкости.
2. Наличие дефектов стенки трубы.
Для выявления дефектов стенки трубопроводов проводит-
ся их внутритрубная диагностика специальными внутритруб-
ными инспекционными приборами (ВИП). При этом выявля-
ются следующие дефекты стенки трубы:
Дефекты, образовавшиеся при изготовлении труб, - рас-
слоения, закаты, включения, дефекты продольных и спираль-
ных сварных стыков.
Дефекты, образовавшиеся при строительстве трубопрово-
да, - риски, задиры, вмятины, гофры, дефекты кольцевых
стыков.
Дефекты, образовавшиеся при эксплуатации, - внешняя и
внутренняя коррозия, усталостные трещины тела трубы и
сварных стыков по причине воздействия малоцикловых на-
грузок.
Для определения скорости коррозии проводится повтор-
ная диагностика трубопроводов с интервалом в 3-5 лет.
Сравнение результатов повторной диагностики с первичной
позволяет рассчитать время утончения стенки трубы до кри-
тической величины.
Под действием малоцикловых нагрузок, вызванных пуска-
ми, остановками и изменениями режима работы МН проис-
ходит развитие скрытых дефектов, приводящее к потере тру-
бой герметичности. Прогноз развития дефектов выполняется
по специальной методике для своевременного их выявления
до наступления критического состояния трубопровода.
С целью повышения надежности проводится плановое
устранение выявленных и прогнозируемых дефектов с уче-
том приоритетов их опасности.
3. Состояние изоляционного покрытия и электрохимиче-
ской защиты.
Состояние изоляционного покрытия трубопроводов в ос-
новном зависит от срока его службы. При строительстве но-
вых трубопроводов в последние годы применяются трубы с
изоляционным покрытием заводского изготовления, имею-
щим длительный срок службы (до 30 лет). В дополнение к
изоляционным покрытиям применяется электрохимическая
164
защита металла труб от коррозии - катодная и дренажная
защита. Особенно эффективно ее применение в местах пере-
сечений нефтепроводов с электрокоммуникациями, где воз-
можно наличие зон с блуждающими токами. При электро-
коррозии имеет место локальное разрушение анодных участ-
ков на поверхности металла, где блуждающие токи стекают в
грунт. Разрушение внутренней поверхности труб в виде ка-
навок встречаются на восходящих участках трубопровода, где
имеются скопления воды, в результате совместного действия
электрохимической коррозии и абразивного действия меха-
нических частиц, циркулирующих в застойной зоне.
Для восстановления свойств изоляционного покрытия
проводится его замена с применением современных материа-
лов на основе мастик.
Для контроля состояния электрохимической защиты про-
водятся периодические замеры защитного потенциала, позво-
ляющие своевременно выявить локальные повреждения изо-
ляции для проведения ремонта.
4. Глубина заложения трубопровода в грунт.
На надежность линейной части МН влияет соответствие
нормативу глубины заложения трубопровода в грунт, особен-
но на пахотных землях и в районах с развитой хозяйствен-
ной деятельностью. Уменьшение глубины заложения проис-
ходит в результате эрозии и размыва почвы. Недостаточное
заглублеййе нефтепровода чревато возможностью его повре-
ждения при проведении плановых сельскохозяйственных ра-
бот.
Также недостаточное заложение трубопровода в грунт
влияет на срок службы изоляционного покрытия по причине
воздействия сезонных колебаний - промерзание и оттаива-
ние грунта.
Для определения глубины заложения нефтепровода прово-
дятся ее периодические промеры различными методами.
Для восстановления глубины заложения трубопровода вы-
полняется его ремонт подсыпкой грунта.
5. Наличие оползневых и карстовых явлений на трассе
МН.
Наличие оползневых и карстовых явлений на трассе МН
вызывает в металле труб дополнительные напряжения от
внешних воздействий за счет перемещения масс грунта. Для
уменьшения воздействия от подвижек грунта проводятся ме-
роприятия по укреплению оползней и засыпке карстовых
провалов и линз.
б. Техническое состояние переходов МН через водные
165
преграды (ППМН), планово-высотное положение трубопро-
вода в русловой части.
Техническое состояние переходов МН через водные пре-
грады оказывает значительное влияние на надежность неф-
тепровода. Для определения и поддержания технического со-
стояния ППМН проводятся следующие мероприятия:
Первоочередная внутритрубная диагностика ППМН.
Оснащение резервных ниток камерами пуска-приема ОУ
и ВИП для проведения очистки и диагностики.
Приоритетное устранение выявленных дефектов.
Изучение русловых процессов на участке реки в створе
перехода.
Периодическое наружное обследование планово-высотно-
го положения трубопровода в границах ППМН.
Ремонт ППМН с восстановлением планово-высотного по-
ложения.
Расчет сроков гарантийной эксплуатации ППМН по ре-
зультатам внутритрубной диагностики и анализа русловых
процессов для своевременного проведения ремонтных работ.
7. Техническое состояние воздушных переходов.
Воздушные переходы МН через овраги и водотоки испы-
тывают дополнительные нагрузки в процессе эксплуатации:
изгибающее усилие пролета, и нагрузка от продольных пере-
мещений. Для поддержания технического состояния воздуш-
ных переходов проводятся следующие мероприятия:
Периодические обследование и нивелировка переходов с
определением деформаций и стрелы прогиба.
Ремонт опор и мест выхода труб из земли.
Замена воздушных переходов на подземные (подводные).
8. Состояние охранных зон.
Определенное влияние на надежность линейной части МН
оказывает состояние охранных зон, предназначенных для
предотвращения повреждения трубопровода от внешних воз-
действий. Размеры охранных зон устанавливаются «Прави-
лами охраны магистральных трубопроводов». Любые рабо-
ты в пределах охранных зон проводятся после выполне-
ния мероприятий, исключающих повреждение трубопровода.
Содержание охранных зон в соответствии с нормативны-
ми требованиями выполняется эксплуатирующим предпри-
ятием.
9. Работоспособность и герметичность запорной арматуры.
Работоспособность и герметичность линейной запорной
арматуры влияет на надежность линейной части МН по при-
чине необходимости периодически отключать отдельные уча-
166
стки МН для проведения регламентных и ремонтных работ,
при этом смежные и параллельные участки системы должны
оставаться в работе или резерве с отсутствием перетока неф-
ти в отключенный участок. Для поддержания исправного со-
стояния запорной арматуры проводятся периодические рег-
ламентные работы по проверке ее работоспособности и гер-
метичности.
На эксплуатационную надежность линейной части МН
влияют и другие факторы, но в меньшей степени: наличие
коммуникаций, пересекающих нефтепровод и проходящих в
одном техническом коридоре, сложные условия прохождения
(вечная мерзлота, скальные грунты, болота и др.), квалифика-
ция обслуживающего персонала, соблюдение графиков тех-
нического обслуживания и ремонта и т.д.
Нефтеперекачивающие станции. При анализе техническо-
го состояния объекты, входящие в состав НПС, можно раз-
бить на четыре группы:
1. Энергомеханическое оборудование: магистральные, под-
порные и вспомогательные насосы; запорная арматура
диаметром до 1220 мм, установленная на НПС и линейной
части МНП; вспомогательные системы (компрессоры, обору-
дование систем смазки и охлаждения электродвигателей ма-
гистральных и подпорных насосов); вентиляционные системы
и нагревательные установки (центробежные и осевые венти-
ляторы, ' электронагревательные установки, отопительно-
вентиляционные агрегаты); технологические устройства (блок
регуляторов давления, система сглаживания волн давления,
фильтры-грязеуловители, предохранительные клапаны, сис-
тема откачки утечек, установки пожаротушения).
2. Электрооборудование: электрические машины (элек-
тродвигатели привода насосов, генераторы стационарных и
передвижных дизельных электростанций, частотно-регули-
руемые электроприводы); линии электропередачи, электриче-
ские аппараты (рубильники и переключатели, выключатели
автоматические, пускатели магнитные и др.); конденсаторные
установки, предназначенные для повышения коэффициента
мощности, аккумуляторные батареи, устройства молниезащи-
ты оборудования.
3. Технологические и вспомогательные нефтепроводы.
4. Инженерные сооружения и коммуникации (системы
водоснабжения, канализации и очистных сооружений, систе-
мы теплоснабжения и др.).
Эксплуатация энергомеханического оборудования ведется
согласно действующей НТД.
167
В руководящих документах определен порядок сбора и
обработки статистических данных о работе оборудования с
использованием следующих показателей надежности:
средняя наработка на отказ;
среднее время восстановления;
коэффициент относительной частоты пусков.
Отказ в работе магистральных или подпорных насосов
может привести к значительным потерям, ущербу, авариям,
поэтому их необходимо рассматривать как ответственные
объекты. Насосы относятся к обслуживаемым, восстанавли-
ваемым и ремонтируемым необезличенным способом объек-
там. При эксплуатации насосов наибольшее значение имеет
процесс изнашивания. Магистральные насосы перед запус-
ком проходят определенную подготовку и относятся к изде-
лиям, контролируемым перед применением.
Об основных причинах отказов магистральных насосов
можно судить по данным табл. 1.9.
Основной причиной отказов магистральных насосных аг-
регатов являются отказы торцевых уплотнений (потеря гер-
метичности при износе поверхности уплотнительных колец и
эластомеров; вибрации; из-за раскрытия пары трения; чрез-
мерного нагрева узла уплотнения; дефектов при изготовле-
нии, сборке деталей и узлов торцевых уплотнений; наруше-
ний условий эксплуатации; разрушение или недопустимые
дефекты вала или рабочего колеса; отказы подшипников,
муфты, соединяющей валы насоса и двигателя).
Для магистральных и подпорных насосов необходимо на-
значение показателей надежности (табл. 1.10).
Для оценивания показателей надежности насосов необхо-
димо фиксировать в специальных журналах статистические
данные (табл. 1.11).
Структура отказов магистральных насосов
Таблица 1.9
Причины отказов Число отказов, %
Торцовые уплотнения валов 30,4
Маслосистема 9,3
Подшипники 15,4
Повышенная вибрация 4,3
Система утечек и разгрузки 3,9
Ошибки обслуживающего персонала 12,1
Прочие 24,6
168
Таблица 1.10
Показатели надежности магистральных и подпорных насосов
Свойства надежности Показатели надежности
Безотказность и ремон- топригодность Коэффициент готовности Коэффициент оперативной готовности Среднее время восстановления
Долговечность Процентный ресурс до списания - суммарная наработка, в течение которой объект не достигнет предельного состояния с вероятностью у, выра- женной в процентах Процентный ресурс до капитального ремонта - календарная продолжительность эксплуатации, в течение которой объект не достигнет срока капи- тального ремонта с вероятностью у, выраженной в процентах
Сохраняемость Средний срок сохраняемости
Таблица 1.11
Параметры базы данных для оценки показателей надежности насосов
Параметр Параметры фиксируемой информации
Время включения насо- са Время выключения на- соса Наработка Время возникновения отказа Наработка между отка- зами Место возникновения отказа Причина возникновения отказа Вид отказа Затраты времени на устранение отказа Способ устранения от- каза Последствия отказа Переключение на ре- зерв Время проведения диагностики Наработка до проведе- ния диагностики Дата, время включения Дата, время выключения Наработка определяется как интервал времени между включением и выключением насоса Дата, время возникновения отказа Сумма наработок со времени устранения преды- дущего отказа до времени возникновения теку- щего Отказавший узел, деталь и т.д. Название причины Поломка, износ детали, уход параметра и т.п. Время, затраченное на обнаружение причины отказа, и время, затраченное на устранение отка- за Замена элемента, регулировка, перестановка эле- ментов и т.п. Затраты на ремонт, потери от простоя и т.п. Наличие резерва, данные об оперативности пере- ключения на резерв Дата, время проведения диагностики Суммарная наработка со времени окончания пре- дыдущего события (диа1'ностики, технического обслуживания, ремонта, в том числе после отка- за)
169
Продолжение табл. 1.11
Параметр Параметры фиксируемой информации
Контролируемые пара- метры Обнаруженные неис- правности Способ устранения не- исправности Время проведения ТО, ремонта (текущего, ка- питального) Наработка до проведе- ния ТО, ремонта Проведенные работы Послеремонтная диаг- ностика Контролируемые технические параметры и их значения Обнаруженные при диагностике неисправности, место обнаружения неисправности, вид неис- правности Замена элемента, регулировка, перестановка эле- мента и т.п. Дата и время проведения ТО, ремонта Суммарная наработка до проведения ТО, ремонта Замена, регулировка, перестановка элементов и т.п. Контролируемые технические параметры, их значения
В соответствии с классификацией для насосов вспомога-
тельных систем НПС необходимо назначение показателей
надежности (табл. 1,12).
Под вспомогательными системами НПС I категории пони-
маются: маслосистема, система охлаждения, система венти-
ляции и система беспромвального уплотнения магистральных
насосных агрегатов. Данные системы с точки зрения безо-
пасности эксплуатации и по экономическим показателям от-
носятся к ответственным системам, которые не могут быть
допущены до отказа.
К вспомогательным системам НПС II категории относятся:
система откачки утечек, система пожаротушения, система
предохранительных клапанов, блок фильтров грязеуловите-
лей, блок регуляторов давления. Условно к данной группе
оборудования можно отнести технологические трубопроводы
и запорную арматуру.
Таблица 1.12
Показатели надежности насосов вспомогательных систем НПС
Свойства надежности Показатели надежности
Безотказность и ремонтопри- годность Коэффициент технического использования Средняя наработка на отказ Среднее время восстановления Коэффициент оперативной готовности Среднее время восстановления
Долговечность Средний ресурс до капитального ремонта
Сохраняемость Средний срок сохраняемости
170
Основными причинами отказов запорной арматуры явля-
ются: нарушение герметичности разъема и сальников; нару-
шение герметичности частей, работающих под давлением;
разрушение или потеря прочности сварных швов; заклинива-
ние подвижных частей; отказы редуктора.
Для электродвигателей магистральных и подпорных насо-
сов перечень показателей надежности совпадает с соответст-
вующим перечнем для насосов (см. табл. 1.12). Для электро-
двигателей вспомогательных систем НПС перечень показате-
лей надежности совпадает с соответствующим перечнем для
насосов вспомогательных систем (см. табл. 1.12).
По характеру функционирования электродвигатели отно-
сятся к изделиям непрерывного длительного действия. Одна-
ко для электродвигателей, используемых на объектах МН,
режим работы необходимо определять как циклический мно-
гократного применения. При выборе показателей надежности
необходимо учесть такую двойственность классификации.
Электродвигатели относятся к изделиям конкретного назна-
чения, они являются ответственными объектами, но их отка-
зы, как правило, не вызывают катастрофических последст-
вий.
Основными причинами отказов электродвигателей явля-
ются:
1. Повреждения изоляции обмоток ротора и статора.
2. Отказы возбудителей.
3. Неисправности подшипников.
4. Повреждения активной стали.
5. Повреждения демпферных обмоток ротора.
6. Разрушение или недопустимые дефекты вала.
7. Отказы беличьего колеса ротора (для асинхронных элек-
трических машин).
8. Неисправности щеток.
Д.\я электродвигателей - приводов запорной арматуры —
к отказам также следует отнести неисправности конечных
выключателей и неисправности муфт ограничения крутящего
момента.
При эксплуатации электротехнического оборудования ча-
ще всего встречаются следующие отказы:
для воздушных и кабельных ЛЭП - повреждения изолято-
ров и изоляции; обрыв проводов, тросов и их соединений;
межфазное короткое замыкание в кабелях, пробой и разру-
шение соединительных муфт кабелей; повреждение опор и
их фундаментов и т.д.
для силовых трансформаторов - деформация обмоток; по-
171
теря эластичности витковой изоляции всех фаз из-за повре-
ждения вводов и разрушения проходных изоляторов распре-
делительных устройств (РУ) напряжением 6—10 кВ, изолято-
ров тяги масляных выключателей, обгорания изоляции в цепи
вторичной коммутации в шкафу ячейки РУ напряжением 6 —
10 кВ и др.;
для распределительных устройств - отказы выключателей;
для системы автоматики - ложное срабатывание защит (в
порядке убывания частоты срабатывания - затопление отде-
ления насосной, пожар в насосной, исчезновение оператив-
ного напряжения, повышение вибрации агрегата, перепад
давления на заслонках выше 2,0 МПа, высокий уровень в ре-
зервуаре сбора волны, опасная концентрация горючих газов
и т.д.).
Отказы системы теплоснабжения, инженерных сооруже-
ний и коммуникаций не влияют непосредственно на надеж-
ность МН и поэтому не рассматриваются.
1.4.4. СИСТЕМНАЯ НАДЕЖНОСТЬ
Система магистральных нефтепроводов Рос-
сии тесно связана с другими отраслями промышленности
(нефтедобывающей, энергоснабжения, машиностроительной
и др.), имеет значительную территориальную распределен-
ность и сложность, что приводит к необходимости использо-
вать системный подход при решении задач надежности, а
также методы декомпозиции и эквивалентирования. Систем-
ный подход позволяет органично увязать показатели надеж-
ности объектов магистральных нефтепроводов различных
иерархических уровней в территориальном, временном и си-
туационном разрезе.
Статистические, прямые методы оценки надежности путем
испытания серии опытных образцов применимы к деталям и
узлам оборудования, отдельным машинам и устройствам,
трубопроводной арматуре и небольшим участкам трубопро-
вода или трубам,
С позиций системного подхода можно выделить три уров-
ня надежности, а именно:
надежность конструкции, характеризующую техническое
совершенство объектов МН. Обеспечение заданной надеж-
ности в этом случае может быть достигнуто выбором соот-
ветствующей «конструкции» системы, повышением надежно-
сти и улучшением технических характеристик оборудования
и систем управления, резервированием и др.;
172
надежность функционирования, характеризующая экс-
плуатационные параметры объектов МН. Она может быть
обеспечена повышением надежности и технических характе-
ристик оборудования контроля технологических режимов,
совершенствованием системы технического обслуживания,
диагностики состояния, планово-предупредительных и вос-
становительных ремонтов, повышением качества работы и
квалификации персонала;
надежность технологических систем, характеризующая
взаимодействие как объектов магистрального нефтепровода
или нефтепроводов, так и объектов в смежных отраслях.
На основе параметров надежности технологических сис-
тем могут строиться стратегии управления отраслями, напри-
мер, выбираться мероприятия по обеспечению надежности
функционирования технологического комплекса (добыча -
транспорт - переработка - потребитель).
1.4.5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ ЛИНЕЙНОЙ
ЧАСТИ ДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Действующие МН при эксплуатации испыты-
вают как статические, так и повторно-статические малоцик-
ловые нагрузки, которые могут быть причиной усталостного
разрушения трубопровода. В зонах сварочных швов, участ-
ках, воспринимающих нагрузку от давления грунта нагрузки,
близки к пределу пропорциональности, а в местах концен-
трации напряжений они близки к пределу прочности, что
приводит к ускорению разрушения от усталости металла
труб.
Эксплуатационная надежность МН обеспечивается приме-
нением эффективных методов испытаний труб на заводах-
изготовителях, гидравлических испытаний в период строи-
тельства, а также в период эксплуатации при проведении пе-
реиспытаний МНП.
Каждая труба на отечественных трубных заводах должна
проходить кратковременные гидравлические испытания (не
менее 20 с) гидравлическим давлением, при котором в трубе
создается напряжение, равное 80 % от нормативного предела
текучести металла от для бесшовных труб и 95 % от для всех
остальных труб.
Для выявления дефектов металлургического и технологи-
ческого происхождения, оставшихся в трубах при их произ-
водстве, а также дефектов строительно-монтажного характе-
173
ра проводят гидравлические испытания по действующим
СНиП.
Испытание проводят гидравлическим способом (водой).
Для предохранения трубопровода от коррозии в процессе
испытаний вода должна иметь pH в пределах 6,0-9,0, а со-
держание механических примесей не должно превышать
60 мг/л. В зависимости от категорий участков трубопроводов
и их назначения принимают от одного до трех этапов испы-
таний, с определенными максимальными величинами давле-
ний в нижней точке трубопровода, при проверке на проч-
ность 24 часа и проверке на герметичность 12 ч.
Предпусковые испытания на первом этапе проводятся по-
сле сварки на стапеле или площадке до нанесения изоляции
для участков путепроводов при переходе через водные пре-
грады.
Второй этап испытаний проводится после укладки, но до
засыпки, а третий - испытания одновременно с прилегаю-
щими участками.
Испытательное давление в наиболее высокой точке трассы
принимается не менее 1,1 рраб для участков категорий III-IV,
1,25 Рраб для участков I и II категорий, 1,5 ррае для трубопро-
водов категории В (ррае - рабочее давление трубопровода).
Гидравлические испытания трубопроводов водой при от-
рицательной температуре воздуха допускаются только при
условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и
приборов от замораживания. МН испытывают отдельными
участками, ограниченными заглушками или линейной арма-
турой.
При эксплуатации нефтепроводов для повышения надеж-
ности и безопасности осуществляют внутритрубную диагно-
стику, по результатам которой производится выборочный ре-
монт участков трубопровода.
Выявление дефектов различного уровня, не обнаруженных
при неразрушающем контроле, а также проверка прочности
трубопровода для оценки его возможности работать с про-
ектной пропускной способностью, т.е. при проектных рабо-
чих давлениях, могут быть обеспечены только при проведе-
нии гидравлических переиспытаний.
При испытании повышенным давлением выявляются
опасные дефекты, которые могли бы привести к авариям.
При таких испытаниях имеют место эффекты, изменяющие
несущую способность трубопровода. Например, при испыта-
ниях под давлением, соответствующим напряжению 0,95 от,
за счет релаксации устраняются остаточные сварочные на-
174
пряжения, меняется геометрия дефектов и остаточное поле
напряжений, в результате замедляется рост дефектов.
Размеры дефектов, остающихся в стенке трубопровода, и
их состояние после проведения гидравлических испытаний
зависят от уровня испытательного напряжения и времени
выдержки.
Гидравлические переиспытания нефтепроводов должны
проводиться:
на нефтепроводах, на которых по различным причинам не
может проводиться внутритрубная диагностика (конструк-
тивные особенности, недостаточный режим перекачки и др.);
перед вводом в работу нефтепроводов, которые были вы-
ведены из эксплуатации на срок 3 года и более без освобож-
дения от нефти, независимо от того, проводилась на этих
нефтепроводах перед выводом их из эксплуатации внутри-
трубная диагностика или не проводилась;
перед вводом в работу нефтепроводов, которые были вы-
ведены из эксплуатации на срок 1 год и более с освобожде-
нием от нефти, независимо от того, проводилась на этих
нефтепроводах перед выводом их из эксплуатации внутри-
трубная диагностика или не проводилась.
Нефтепровод испытывается участками, протяженность ко-
торых не должна быть более 30-40 км.
Протяженность испытываемых участков определяется ис-
ходя из максимального и минимального испытательного дав-
ления и не должна превышать 30-40 км.
Давление переиспытания и испытания, как правило, рас-
считывается так, чтобы по результатам испытаний и устра-
нения выявленных дефектов трубопровод готов был к работе
на проектных давлениях. Испытания МН проводятся на
уровне напряжений, соответствующих 80 % от нормативного
предела текучести металла (стт) для бесшовных труб и 95 % от
от для всех остальных труб.
Давление гидравлического испытания в нижней точке ис-
пытываемого участка МН определяется по формуле
Рисп - _ 25 - U92)
где 8 - минимальная (по исполнительной документации, с
учетом минусового допуска) толщина стенки трубы, м (мину-
совой допуск на толщину стенки трубы определяется по тех-
ническим условиям на изготовление труб. Для новых нефте-
проводных труб диаметром от 530 до 1220 мм минусовой до-
пуск рекомендуется принимать равным 0,8 мм); DH - номи-
175
нальный наружный диаметр трубы, м; R - расчетное значе-
ние напряжения, которое определяется по формуле
R = kaT, (1.93)
где к - коэффициент, устанавливающий испытательное дав-
ление при гидравлических испытаниях в зависимости от за-
данного уровня долговечности трубопровода на период после
испытаний; к = 0,8 для бесшовных труб и 0,95 для всех ос-
тальных труб; от - нормативный предел текучести стали тру-
бы, МПа, принимаемый по ТУ или сертификату на трубы
(принимается минимальное его значение на испытываемом
участке).
Суммарное время выдержки под испытательным давлени-
ем при испытании на прочность должно составлять 24 ч при
однократном нагружении.
Прочность трубопровода зависит от относительной глуби-
ны дефекта (рис. 1.30) г] = Л/8, где h - глубина дефекта; 5 -
толщина стенки трубы.
Сниженное рабочее давление по результатам испытаний
определяется по формуле
Р^=#^Рр««. (1-94)
где р‘сп - испытательное давление, определяемое по формуле
(1.92); Рраб - проектное рабочее давление.
Рис. 1.30. Зависимость раз-
рушающих кольцевых на-
пряжений труб от относи-
тельной глубины дефекта
Перед проведением испытаний необходимо определить
перечень работ, сроки их выполнения, численность персона-
ла и необходимые для этого материально-технические ресур-
сы и средства.
Для проведения испытаний требуется разработать Проект
производства работ (ППР), включающий в себя проект орга-
низации испытаний (ПОИ) и проект производства испытаний
(ППИ), сделать заявку на остановку нефтепровода и подго-
товить документы о предупреждении организаций, ведущих
работы в зоне испытываемого участка.
В ПОИ указываются: технологическая схема проведения
испытаний; протяженность испытываемых участков; испыта-
тельное давление; привлекаемый для испытаний персонал;
даты и время начала и окончания испытаний (по участкам);
точные границы участков и параметры испытаний (давление
испытания на опрессовочных агрегатах, контрольное давле-
ние на постах наблюдений); время прибытия персонала на
закрепленные объекты трубопровода; режимы работы и от-
дыха обслуживающего персонала в период испытаний и дру-
гие необходимые сведения. Технологическая схема проведе-
ния испытаний включает профиль трассы, эпюры испыта-
тельных давлений по длине трубопровода, технологические
схемы трубопроводов с имеющейся и устанавливаемой арма-
турой, ситуационный план трассы в пределах охранной зоны,
сведения'о раскладке труб по трассе, эпюры давлений при
предыдущих гидравлических испытаниях, границы испыты-
ваемых участков и последовательность их испытаний, места
расположения постов наблюдения, наполнительных и опрес-
совочных агрегатов, приборов для измерения давления и
температуры, места размещения бригад аварийно-восста-
новительных служб, схему организации оперативной связи и
иные необходимые сведения и данные.
ППИ разрабатывается на основе ПОИ и должен преду-
сматривать комплекс организационно-технических мероприя-
тий подготовительных работ и порядок (технологию) прове-
дения испытаний МН. Организационно-технические меро-
приятия включают согласование сроков и порядок испытаний
нефтепровода с местными органами власти, органами ГУ ГПС
МВД РФ и Госгортехнадзора, Минприроды России, Государ-
ственной бассейновой инспекцией, с землепользователями,
поставщиками и потребителями нефти, с организациями и
предприятиями, эксплуатирующими сооружения и коммуни-
кации, пересекающие МН или расположенные в пределах его
охранной зоны.
177
В ППИ уточняются источники и места забора воды для за-
полнения МН, а также необходимые устройства и системы
для отделения нефти от воды с последующей ее утилизацией.
В ППИ также разрабатываются мероприятия по укомплекто-
ванию рабочих бригад инженерно-техническими кадрами, по
обеспечению служб техническими средствами: транспортом,
ремонтными механизмами, агрегатами, инструментами, а так-
же средствами связи, необходимыми материалами, приспо-
соблениями для безопасного ведения работ и т.п.
Испытания предусматривают следующие основные этапы:
1. Освобождение нефтепровода от нефти и очистку его
полости от отложений перед испытаниями.
2. Заполнение испытываемого участка водой магистраль-
ными насосами НПС или наполнительными агрегатами.
3. Повышение давления в трубопроводе до испытательного
опрессовочными агрегатами.
4. Выдержка МН под испытательным давлением и наблю-
дение за показаниями приборов контроля давления и темпе-
ратуры воды.
В процессе выдержки под испытательным давлением мо-
жет наблюдаться изменение температуры воды и стенки тру-
бы, вследствие этого будет изменяться давление в трубопро-
воде.
Чтобы определить причину падения давления из-за не-
плотности трубопровода или влияния температурного факто-
ра, найдем зависимость между изменением давления и тем-
пературой в трубопроводе.
При изменении температуры на Л/ = f2 - t\ происходит:
увеличение (уменьшение) объема за счет удлинения (сжа-
тия) металла трубы
ДУМ+ =Утр2аЛП
увеличение (уменьшение) объема воды из-за температур-
ного расширения
ду; =утрр,дг
Если ДУВ+ >ДУМ+, то происходит увеличение давления в
трубопроводе на величину Др, и соответственно увеличение
объема трубопровода за счет упругих свойств металла:
В свою очередь, объем воды уменьшится на величину
178
AVB- = VTpApC .
Из равенства объемов
V,p = (-2аД1 + Р, Д( - ДрС) VTp
найдем
Др = (Р^£,
^+с
где Ар - изменение давления; А£ = t2 — ft; - температура
воды в трубопроводе в начале опрессовки; t2 - температура
воды в трубопроводе в конце опрессовки; р( - коэффициент
температурного расширения воды (объемный); а - коэффи-
циент температурного расширения стали (линейный); DBH -
внутренний диаметр трубопровода; С - коэффициент объем-
ного сжатия воды (45-10“5 МПа-1); Е - модуль упругости ме-
талла (2,1-105 МПа).
Коэффициенты а, С и Е в области температур и давлений,
при которых испытывается трубопровод, можно считать по-
стоянными.
Коэффициент pt ддя воды зависит от температуры и мо-
жет быть рычислен по формуле
-6,4286(^2 -ti) + 0,850975(tj -fj2)-
С -
-0,0067989^2
-tj3) + 0,00004 -t4)
t2 -fl
•10-5.
Температуру воды на испытываемом участке МН необхо-
димо измерять не менее чем в трех точках, которые жела-
тельно равномерно располагать по длине участка. Средняя
температура воды на участке определяется как среднеариф-
метическое из всех показаний.
Изменение испытательного давления, вследствие охлажде-
ния (нагрева) воды, может быть компенсировано ее подкач-
кой (сбросом).
Гидравлические испытания трубопровода должны быть
прерваны и давление снижено до 0,5 от уровня рабочего дав-
ления на данном участке МН в случаях:
179
резкого падения давления на испытываемом участке МН;
подъема давления на участках, соседних с испытываемым;
обнаружения выхода воды;
возникновения непредвиденных обстоятельств, при кото-
рых продолжение испытаний может привести к аварии или
опасной ситуации.
Выявленные при испытаниях дефекты должны быть уст-
ранены в порядке, предусмотренном действующими норма-
тивными документами.
Результаты гидравлических испытаний МН на прочность и
герметичность признаются удовлетворительными, если во
время испытаний не произошло разрывов, видимых дефор-
маций, падения давления, а в основном металле, сварных
швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и в местах
приварки патрубков не обнаружено течи и отпотин.
О проведении гидравлических испытаний каждого из
участков МН составляется акт, к которому прилагаются:
график режима испытаний участка МН с фактическими
данными об условиях и параметрах испытаний (рис. 1.31);
диаграммы с записью в непрерывном режиме давления и
Рис. 1.31. График режима испытаний участка нефтепровода:
/,, - время заполнения участка водой; t„ - время начального подъема давления
до Риеп, Тис„ „ - время испытания постоянным давлением ри,:„; tc - время сни-
жения давления до рраб в конце испытания; Т() - время, необходимое для ос-
мотра трассы нефтепровода, но не менее 12 ч
180
температуры воды при испытаниях и соответствующие вы-
писки из журналов наблюдений;
акты на устранение выявленных дефектов и повреждений.
Меры безопасности при проведении гидравлических ис-
пытаний должны быть отражены в документации. В частно-
сти, при испытаниях устанавливается охранная зона по 100 м
в обе стороны от оси трубопровода. Размещение людей, ме-
ханизмов и оборудования в охранной зоне запрещается.
1.4.6. ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ И АТТЕСТАЦИЯ
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ
Основная цель оценки работоспособности и
аттестации линейной части магистрального нефтепровода
заключается в установлении допустимого рабочего давления
и срока, в течение которого гарантируется целостность и
безопасная работа нефтепровода при нормативных внутрен-
них и внешних нагрузках. Срок безопасной работы ограни-
чен временем развития дефектов (трещины, коррозионные
повреждения) до критических размеров. Для своевременного
выявления и устранения дефектов до того, как их параметры
достигнут критических размеров, требуется периодическое
обследование магистральных нефтепроводов.
Установление периодичности диагностики (в том числе
внутритрубной) основано на принципе обеспечения безопас-
ной эксплуатации нефтепровода. Сроки проведения повтор-
ных пропусков ВИП определяются в результате оценки оста-
точного ресурса труб по следующим критериям.
Периодичность пропуска дефектоскопов типа MFL, CD и
периодичность проведения АЭД спирально-шовных труб ус-
танавливается по критерию прогнозируемой цикличности
нагружения, приводящей к развитию трещины от ее началь-
ного состояния (не обнаруживаемого при диагностике) до
70 % от толщины стенки трубы (максимально допустимая ве-
личина) .
Периодичность пропуска дефектоскопа типа WM
устанавливается по двум критериям:
по критерию достижения глубины коррозионного дефекта
50 % толщины стенки трубы;
по критерию перехода коррозионных дефектов в катего-
рию первоочередного ремонта.
Последовательность действий при определении исходных
данных и соответствующие функциональные зависимости для
181
расчетов периодичности проведения диагностики приведены
определены нормативными документами.
Допустимое рабочее давление устанавливается путем
сравнительного анализа фактической и проектной несущей
способности трубопровода; значений давления, достигнутого
при ранее проведенных гидравлических испытаниях и дав-
лений гидравлического испытания, установленных проектом
(или нормативными документами).
Если фактическая несущая способность нефтепровода и
фактические давления гидравлических испытаний соответст-
вуют проектным, то рабочее давление на выходе НПС также
принимается равным проектному. В противном случае допус-
тимое рабочее давление на выходе НПС рассчитывается с
учетом фактической несущей способности трубопровода,
эпюры максимальных рабочих давлений для возможных ус-
ловий эксплуатации и реологических свойств нефти (кинема-
тическая вязкость, плотность). Разрабатываются и реализу-
ются специальные мероприятия, связанные с устранением
лимитирующих (имеющих несущую способность ниже про-
ектной) секций и обеспечением проектной пропускной спо-
собности нефтепровода.
Срок до следующей аттестации определяется как макси-
мальное значение из расчетных сроков проведения диагно-
стики плюс 1 год.
До проведения аттестации необходимо:
провести комплексное диагностическое обследование уча-
стка внутритрубными инспекционными приборами типа
Ультраскан WM, магнитный дефектоскоп MFL и Ультраскан
CD и приборами, выявляющими дефекты в спиральных
сварных швах (например, на основе метода акустической
эмиссии);
устранить все дефекты первоочередного ремонта (ПОР);
устранить все дефекты и временные ремонтные конструк-
ции, допустимый срок эксплуатации которых завершается
к планируемой дате аттестации и в межаттестационный пе-
риод;
провести комплексное обследование противокоррозион-
ной защиты с обязательным измерением защитных потен-
циалов и установлением причин возникновения и роста кор-
розии;
обеспечить работоспособность предохранительных клапа-
нов на приемном трубопроводе НПС с резервуарным парком;
систем сглаживания волн давления на промежуточных НПС,
предусмотренных проектом нефтепровода.
182
Специфические особенности возникают при аттестации
участков нефтепроводов с ограниченными возможностями
проведения внутритрубной диагностики (с подкладными коль-
цами на поперечных стыках, с различными проходными се-
чениями труб, труб малого диаметра, с недостаточными объе-
мами перекачки и т.д ) - Для аттестации таких МН необходимо:
При расчете несущей способности трубопровода фактиче-
скую толщину стенки труб принимать по исполнительной
документации.
Заменить секции труб нефтепровода, эпюра несущей спо-
собности которых находится ниже линии проектного гидро-
уклона.
По исполнительной документации определить и заменить
трубы, изготовленные по ТУ-14-3-602-77 и из сталей марок
14ХГС, 19Г, и «Ц», у которых истекает допустимый срок экс-
плуатации.
Заменить участки на переходах через реки, железные до-
роги и автодороги с твердым покрытием (или, если это воз-
можно для указанных участков, провести комплексное диаг-
ностическое обследование дефектоскопами трех типов с
применением временных камер).
Провести АЭД. Выявленные при этом дефекты должны
быть устранены.
Провести гидравлические испытания.
Устранись все дефекты и временные ремонтные конст-
рукции, допустимый срок эксплуатации которых завершается
к планируемой дате аттестации и в межаттестационный пе-
риод.
Провести комплексное обследование противокоррозион-
ной защиты с обязательным измерением защитных потен-
циалов и установлением причин возникновения и роста кор-
розии.
Обеспечить работоспособность предохранительных клапа-
нов на приемном трубопроводе НПС с резервуарным парком;
систем сглаживания волн давления на промежуточных НПС,
предусмотренных проектом нефтепровода.
Допустимое рабочее давление на выходе НПС устанавли-
вается по результатам гидравлических испытаний.
1.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДВОДНЫХ
ПЕРЕХОДОВ НЕФТЕПРОВОДОВ
1.5.1. ОСНОВНЫЕ НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
Магистральные трубопроводы, проложенные
под дном водоема (моря, реки, озера) называются подводны-
ми переходами (ПП).
В соответствии с нормативно-технической документацией
(НТД) к подводным переходам относится линейная часть
нефтепровода, пересекающая водные преграды шириной бо-
лее 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной более 1,5 м.
Граница подводного перехода магистрального нефтепрово-
да: для многониточных переходов - участок, ограниченный
запорной арматурой, установленной на берегах водоема; для
однониточных переходов - участок, ограниченный горизон-
том высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10%-ной обеспечен-
ности.
В состав подводного перехода входят:
участок магистрального нефтепровода в границах ПМН;
узлы береговых задвижек и камер пуска-приема средств
очистки и диагностики;
береге- и дноукрепительные сооружения, предназначен-
ные для предотвращения размыва береговой и русловой час-
ти перехода;
информационные знаки ограждения охранной зоны пере-
хода на судоходных и сплавных водных путях, указательные
знаки оси трубопроводов на береговых участках, стационар-
ные реперы и знаки закрепления геодезической сети;
пункт наблюдения - блокпост обходчика (на судоходных
реках);
вдольтрассовая линия электропередачи (ЛЭП) в границах
ПМН;
средства электрохимзащиты (ЭХЗ) в границах ПМН;
трансформаторная подстанция для обеспечения электро-
энергией электроприводных задвижек и средств ЭХЗ, линей-
ной телемеханики, освещения и др.;
средства и оборудование телемеханики;
стационарные маркерные пункты для выполнения работ
по внутритрубной диагностике;
датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнали-
заторы прохождения очистных устройств, системы обнару-
184
жения утечек (СОУ), вантузы, системы контроля межтрубно-
го пространства перехода, выполненного методом микротон-
нелирования или «труба в трубе»;
стационарные боновые заграждения.
Подводные переходы нефтепроводов строятся и эксплуа-
тируются на основании требований действующей НТД и
СТП.
В соответствии с нормативными документами переходы
классифицируются по группам сложности в зависимости от
ширины водного объекта (табл. 1.13).
Проектирование подводных переходов магистральных
нефтепроводов должно выполняться в полном соответствии
с действующими нормами, отраслевыми руководящими доку-
ментами.
Подводные переходы нефтепроводов следует проектиро-
вать на основании данных геодезических, гидрологических,
инженерно-геологических и топографических изысканий с
учетом условий эксплуатации в районе строительства.
Топографо-геодезические и гидрографические работы
проводятся для получения плана участка, продольных и попе-
речных профилей дна водоема на участке перехода.
Гидрологические изыскания проводятся для оценки влия-
ния на трубопровод русловых и пойменных деформаций.
Перед началом топографо-геодезических работ проводит-
ся предварительное определение границ обследуемого участ-
ка водной преграды, определяется схема размещения сети
планово-высотной привязки участка работ к намечаемому
створу перехода, выявляются характерные особенности мест-
ности и водной преграды.
В результате проведения геодезических изысканий для
подводного перехода необходимо получить крупномасштаб-
ный топографический план его участка и профили по наме-
ченным створам перехода в полосе проведения изысканий.
Т аблица 1.13
Группы сложности подводных переходов
Группа сложности Характеристика условий пересечения водного объекта
Средняя глубина, м Ширина зеркала воды в межень для створа пе- ресечения трассой, м
Малые переходы 1,5 <30
Средние переходы 1,5 31-75
Большие переходы — >75
185
Гидрологические изыскания выполняются в соответствии с
действующими нормами, РД и инструкциями.
При проведении гидрологических изысканий определяют-
ся: наличие водоносных горизонтов, их мощность и глубина
залегания; границы распространения, степень водонасыщен-
ности и фильтрационные свойства грунтов; интенсивность
поступления воды из водоносных горизонтов в реку; химиче-
ский состав воды.
Состав и объем гидрологических изысканий зависят от
физико-географических условий района, степени изученно-
сти реки и ее гидрологического режима. При недостаточной
изученности реки предусматривают годовой цикл гидрологи-
ческих наблюдений.
В результате гидрологических изысканий составляются:
схематический план гидрологического обследования уча-
стка ППМН;
план русловой съемки;
схемы геологического рекогносцировочного обследования
участка с геологическими разрезами по створам перехода;
совмещенные поперечные профили участка реки;
предварительный вариант поперечного профиля возмож-
ного размыва русла.
В результате выполнения геологических изысканий должны
быть получены следующие материалы, в том числе с учетом
ННБ:
определение проницаемости грунтов;
определение просачивания бурового раствора и подпорной
жидкости при бурении;
определение коэффициента трения для расчета величины
тягового усилия;
прогнозирование русловых деформаций для подводных
переходов;
построение расчетного профиля бурения скважины;
результаты лабораторных исследований по прочности
грунта, сопротивляемости деформации и т.д.
Проект подводного перехода нефтепровода включает:
рабочую документацию (чертежи);
пояснительную записку;
сметную документацию;
проект организации строительства (ПОС);
раздел охраны окружающей среды (ОВОС);
оценку степени промышленного риска;
согласование с заинтересованными организациями и орга-
нами надзора.
186
Рабочая документация содержит ситуационный план и
профиль перехода.
В состав пояснительной записки входят основные конст-
руктивные и технологические решения при проектировании
подводного перехода. В ней обосновывается выбор диаметра
и толщины стенки трубопровода, метод укладки трубопрово-
да и конструкция берегоукреплений, установка запорной ар-
матуры, выполнение защиты трубопровода от коррозии, сис-
темы контрольно-измерительных приборов и автоматики.
Диаметр трубопровода подводного перехода определяется
при расчете диаметра линейной части нефтепровода в зави-
симости от расчетной пропускной способности.
Выбор места перехода нефтепровода через водную пре-
граду - один из наиболее ответственных этапов работ. Выбор
створа основывается на анализе съемок прежних лет, гидро-
логических и геологических данных, а также данных об усло-
виях судоходства, лесосплава и других работ, осуществляе-
мых в районе строительства перехода. Створ будущей трассы
должен быть согласован со всеми заинтересованными орга-
низациями.
Переходы нефтепроводов следует предусматривать, как
правило, ниже по течению от мостов, промышленных пред-
приятий, пристаней, гидротехнических сооружений, водоза-
боров, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб.
При необходимости расположения створа выше по течению
выполняется технико-экономическое обоснование и разраба-
тываются специальные мероприятия, обеспечивающие на-
дежность работы перехода. Минимальные расстояния от оси
перехода нефтепровода до указанных объектов принимаются
в соответствии с действующей НТД.
При выборе створов переходов необходимо избегать сле-
дующих участков рек: ниже слияния основного русла и при-
тока реки, с широкой зоной блуждания русла на низкой пой-
ме, в местах возможного прохождения по руслу «критиче-
ских» расходов воды, ниже зоны искусственного сужения
русла дамбами мостов, с ярко выраженными и сложными ру-
словыми процессами.
На стадии изыскательских работ при выборе створа пере-
хода следует предусмотреть на каждом из берегов водной
преграды отвод строительно-монтажной площадки: на од-
ном - для монтажа основного рабочего оборудования; на дру-
гом - для монтажа, сварки и испытания рабочего трубопро-
вода.
При проектировании створ выбирается так, чтобы длина
187
проходки трубопровода была наименьшей и угол пересечения
трубопровода с водной преградой был близким к 90°.
Величина заглубления подводных трубопроводов в дно во-
доема должна составлять от линии возможного размыва рус-
ла до верха забалластированного трубопровода не менее 0,5 м
при траншейной прокладке и 3 м при бестраншейной про-
кладке.
Крутизна откосов подводных траншей при ширине водной
преграды более 30 м или глубине более 1,5 м (при среднем
рабочем уровне воды) с учетом безопасных условий произ-
водства работ принимается в соответствии с табл. 1.14.
Длину подводной траншеи принимают равной ширине
русла водной преграды плюс длина разрабатываемых урез-
ных участков водной преграды.
Наибольшая крутизна откосов обводненной береговой
траншеи принимается в соответствии с табл. 1.15.
Материалы и изделия, применяемые при строительстве
ППМН должны соответствовать требованиям действующей
нтд.
Трубы применяются в заводской изоляции. Требования к
конструкции и качеству стальных труб, прокладываемых ме-
тодом ННБ, должны быть повышены по сравнению с обыч-
ными переходами с учетом более сложных условий строи-
тельства. При выборе труб необходимо выполнить комплекс
расчетов, определяющих нагрузки на трубопровод во время
монтажа, протягивания трубопровода в грунтовую скважину
и дальнейшей эксплуатации трубопровода. Кроме того, дан-
Таблица 1.14
Параметры крутизны откосов траншеи в русловой части
Грунт Крутизна откосов подводных траншей при глубине траншеи, м
<2,5 >2,5
Пески пылеватые и мелкие 1:2,5 1:3
Пески средней крупности 1:2 1:2,5
Пески неоднородного зер- 1:1,8 1:2,3
нового состава Пески крупные 1:1,5 1:1,8
Гравийные и галечниковые 1:1 1:1,5
Супеси 1:1,5 1:2
Суглинки 1:1 1:1,5
Глины 1:0,5 1:1
Предварительно разрыхлен- 1:0,5 1:1
ный скальный грунт Заторфованные грунты и илы По пр оекту
188
Т аблица 1.15
Параметры крутизны откосов береговой траншеи
Грунт Крутизна откосов обводненных береговых траншей при глубине траншеи, м
<2 >2
Пески мелкие 1:1,5 1:2
Пески средней зернистости 1:1,25 1:1,5
и крупные
Суглинки 1:0,67 1:1,25
Гравийные и галечниковые 1:0,75 1:1
Глины 1:0,5 1:0,75
Предварительно разрыхлен- 1:0,25 1:0,25
ный скальный грунт
Примечание. Крутизна откосов дана с учетом грунтовых вод.
ный комплекс расчетов должен включать расчет по балласти-
ровке трубопровода при протаскивании в бентонитовом рас-
творе и наличии максимальных тяговых усилий.
Для защиты трубопровода от коррозии используют специ-
альные изолирующие покрытия и средства электрохимиче-
ской защиты. Противокоррозионные покрытия подводных
трубопроводов должны удовлетворять требованиям, обеспе-
чивающий сохранность покрытия в процессе строительства и
эксплуатации подводного перехода нефтепровода. Это преж-
де всего высокая механическая прочность, устойчивость к
изменению температур (или пластичность при различных
температурах), химическая и биологическая стойкость, во-
донепроницаемость, высокие диэлектрические свойства,
а также хорошая адгезия (сцепление с поверхностью мате-
риала) .
Дополнительно для защиты подводных трубопроводов от
электрохимической коррозии, возникающей при взаимодей-
ствии металла трубы с жидкой токопроводящей средой под
воздействием блуждающих электрических токов, применяет-
ся электрохимическая защита. Подводный переход обычно
подключается к единой технологической системе электрохи-
мической защиты всего трубопровода. В случае невозможно-
сти подключения к единой системе подводный переход дол-
жен быть защищен электрохимической защитой самостоя-
тельно.
Требования к изоляции трубопроводов ПП прокладывае-
мых методом ННБ должны быть повышены. Изоляцию следу-
189
ет выполнять только в заводских условиях. Сварные стыки
требуется изолировать непосредственно при производстве
монтажа трубопровода.
Установку запорной арматуры необходимо предусматри-
вать на обоих берегах водных преград при их пересечении
нефтепроводом в две нитки и более и на однониточных пере-
ходах через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу
воды в межень и глубиной более 1,5 м.
Место размещения запорной арматуры на однониточных
переходах принимается в зависимости от рельефа местности,
примыкающей к переходу, из условия невозможности посту-
пления транспортируемого продукта в водоем. Размещение
допускается на отметках не ниже отметок ГВВ 10%-ной обес-
печенности и выше отметок ледохода.
На берегах горных рек отключающую арматуру следует
размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2%-ной обеспе-
ченности.
Задвижки, установленные на ППМН, должны быть элек-
трифицированы, телемеханизированы и находиться в режиме
телеуправления. Энергоснабжение задвижек требуется осу-
ществлять от двух независимых источников.
Испытания трубопровода подводного перехода нефтепро-
вода производят гидравлическим способом, основанным на
заполнении трубопровода водой и затем повышении давления
до испытательного.
Количество этапов, величины давлений и продолжитель-
ность испытаний трубопровода на прочность и герметичность
на каждом этапе следует принимать по табл. 1.16 в соответст-
вии с действующими нормами.
Трубопровод считается выдержавшим испытание на проч-
ность и проверку на герметичность, если за время испытания
давление осталось неизменным, не произошло разрушений
тела трубы, а при проверке на герметичность не обнаружены
утечки.
При проектировании подводных переходов методом ННБ
необходимо выполнять весь комплекс исследований, прису-
щий траншейному методу, но анализ материалов должен
быть более основательным, так как требования к качеству
строительства подводных переходов, выполненных бестран-
шейным методом, более высоки. При проектировании ПП
методом ННБ требуется выполнять специальные расчеты,
связанные с применением этого метода: расчеты минималь-
ного изгиба, радиусов, допустимых напряжений при протас-
кивании.
190
Т абли ца 1.16
Параметры испытаний трубопроводов на прочность и герметичность
Этапы испытания на прочность и провер- ки на герметичность Давление при испытании на прочность и герметичность Продолжитель- ность испытания, ч
В верхней точке (не менее) В нижней точке
1-й - после сварки на площадке, но до изоляции для трубо- проводов категории:
В — Рнси = Рзан 6
I — Рисп ” Рзап 6
2-й - после укладки дюкера, но до за- сыпки для трубопро- водов категорий:
В Рисп = 1<5рраб Рнси = Р'ЬШ 12
I 3-й - совместно с Рисп = 1|-25р|Ид Рисп = Рмв 12
прилегающими уча- стками категорий:
1-П Рисп = 1|25р[иб Рисп — Рми 24
III-IV Рисп = I, IppaO Рисп = Рзав 24
Так, угол входа скважины следует принимать в пределах
6-20°, а угол выхода - в пределах 5-12°. Радиус изгиба проек-
тируемой’скважины должен быть не менее радиуса упругого
изгиба нефтепровода, укладываемого методом ННБ. Мини-
мально допустимый радиус упругого изгиба, обеспечивающий
прокладку трубопроводов без опасных напряжений в стенках
трубы, должен быть не менее
Rg > 1200 £)н,
где DH - наружный диаметр трубопровода.
Продольный профиль перехода нефтепровода, проклады-
ваемого методом ННБ, проектируется в зависимости от ха-
рактеристики водной преграды, диаметра трубопровода, тех-
нических характеристик используемого оборудования, техно-
логии бурения и других факторов. Проектные отметки верха
нефтепровода на переходе следует назначать не менее чем на
3 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва дна
водной преграды, но не менее 8-10 м от наинизших отметок
Дна.
Минимальный диаметр скважины рекомендуется прини-
мать на 25 % больше диаметра трубопровода.
191
Диаметр скважины в зависимости от диаметра рабочего трубопровода
£)рлб трубопровода, мм........ 530 720 820 1020 1220 1420
D„„n скважины, мм............. 670 900 1025 1275 1525 1775
1.5.2. ОСНОВНЫЕ НОРМАТИВНЫЕ
ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ
ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
Эксплуатация ППМН - это совокупность
процессов перекачки, технического обслуживания и ремонта.
Безопасность, эффективность и надежность в эксплуата-
ции ППМН должны обеспечиваться следующими мероприя-
тиями [2]:
периодическими осмотрами и комплексными диагностиче-
скими обследованиями с использованием технических
средств;
поддержанием в исправном состоянии всех устройств на
переходе и собственно трубопровода за счет своевременного
выполнения ремонтных работ;
своевременной модернизацией устаревшего или износив-
шегося оборудования;
соблюдением требований к охранной зоне (зона вдоль
подводного перехода нефтепровода - в виде участка от вод-
ной поверхности до дна, заключенного между параллельными
плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток трубопро-
водов на 100 м с каждой стороны);
соблюдением условий пожаровзрывобезопасности и про-
тивопожарной защиты;
контролем за наличием и исправностью информационных
знаков ограждения перехода, сохранностью реперов, ледоза-
щитных устройств.
Организация, эксплуатирующая подводный переход, обя-
зана иметь и вести техническую документацию, перечислен-
ную в табл. 1.17.
Паспорт перехода МН через водную преграду должен со-
держать следующую информацию:
общие сведения о переходе:
наименование нефтепровода;
владелец перехода (ОАО МН/РНУ);
проектная организация;
строительная организация;
конструктивный тип ПМН (траншейный, «труба в тру-
бе», ННБ, МТ);
192
Таблица 1.17
Перечень обязательной документации по технической эксплуатации
переходов нефтепроводов через водные преграды
Наименование технической документации Утверждаю- щая инстан- ция Ведение и хранение документации
Исполнительная документация по законченному строительст- вом переходу МН через водную преграду ОАО МН Хранится в РНУ (УМН) до замены или снятия с ба- ланса перехода
Паспорт перехода в утвер- жденной форме То же Составляется и ведется РНУ (УМН), копия нахо- дится в ОАО МН
График проведения осмотров переходов РНУ (УМН) Разрабатывается РНУ (УМН)
План обследований переходов ОАО МН Разрабатывается ОАО МН
Журнал осмотра перехода То же Ведется обходчиком, на- чальником АЭС
Отчеты об обследованиях пе- реходов МН через водную пре- граду РНУ (УМН) Составляются организаци- ей, проводившей обследо- вание, и передаются в ОАО МН, РНУ (УМН)
Исполнительная документация по выполненным ремонтам переходов МН через водную преграду ОАО МН Находится в РНУ (УМН)
Проектная документация на переходы МН через водную преграду То же Находится в РНУ (УМН)
число ниток на переходе;
технические данные труб (диаметр, толщина стенки,
завод-изготовитель, номер ТУ, марка стали, тип изоля-
ции);
сведения о балластировке подводных трубопроводов;
краткое описание опорных конструкций (для воздушных
переходов);
наименование категории участка трубопровода;
характеристики перекачиваемых нефтей;
расположение и технические характеристики задвижек;
пространственные характеристики подводных трубопрово-
дов:
длина подводной части при разных уровнях воды;
общая протяженность от задвижки до задвижки;
глубина заложения при меженном уровне воды;
расстояние между нитками на различных участках;
сведения о гидроиспытаниях трубопровода;
7 - 9515
193
сведения о внутритрубной диагностике трубопроводов;
сведения об очистке и промывке перехода;
сведения об оборудовании перехода;
сведения о контрольно-измерительных приборах и пунк-
тах;
сведения об установках электрохимической защиты;
сведения о кривых вставках на переходе;
сведения о пунктах и кабелях связи в районе перехода;
сведения о техническом состоянии трубопроводов по дан-
ным частичного и полного обследований;
сведения о капитальном ремонте и техническом обслужи-
вании на переходе;
гидроморфологическую характеристику участка реки в
районе перехода:
метеорологические условия в районе перехода;
физико-географические характеристики реки, пересе-
каемой переходом;
гидрологические сведения об участке реки в районе
перехода;
характерные уровни и расходы воды;
отметки обеспеченных уровней воды реки;
совмещенный график колебания уровня воды по
водомерному посту;
описание гидротехнических сооружений в районе
перехода;
результаты гидрометрических измерений на реке в
створе перехода;
план подводного перехода (русловая и топографическая
съемка);
профиль подводного перехода от задвижки до задвижки;
реперы с высотными отметками и геодезическими при-
вязками.
1.5.3. МЕТОДЫ ПРОКЛАДКИ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
Существуют следующие методы строительст-
ва подводных переходов трубопроводов [7]:
траншейный метод;
ННБ;
микротоннелирование.
Из указанных методов выбор предпочтительного основы-
вается на рассмотрении совокупности условий прохождения
194
трассы нефтепровода и требований к переходу - техниче-
ских, экономических, экологических и др.:
инженерно-геологические условия трассы перехода;
стоимость работ;
ширина водной преграды.
Траншейный метод. Наиболее распространенный тран-
шейный метод сооружения подводных переходов трубопро-
водов наряду с достоинствами имеет ряд недостатков и в
полной мере не отвечает современным требованиям, предъ-
являемым к надежности этих переходов.
Основным недостатком траншейного метода является
большой объем подводно-технических и земляных работ, свя-
занных с разработкой траншеи, которая, к тому же, нарушает
целостность водоема, что приводит к значительному экологи-
ческому ущербу. Все чаще траншейный метод строительства
подводных переходов применяется лишь в случаях невоз-
можности использования бестраншейных методов из-за
предъявляемых к ним ограничений и на малых реках.
Магистральный трубопровод на пересечении с водной
преградой прокладывают с заглублением в дно водоема. Зем-
ляные работы под водой выполняются с помощью специаль-
ной землеройной техники (земснарядов, грунтососов, гидро-
мониторов, скреперов и т.д.). На мелких водоемах, глубина
которых не превышает 2-3 м, разработку подводных траншей
осуществляют с помощью экскаватора, устанавливаемого на
понтоне.
Применяются три метода укладки трубопровода в подвод-
ные траншеи:
1) протягивание по дну;
2) погружение с поверхности воды трубопровода полной
длины;
3) укладка с плавучих средств и опор.
Каждый из перечисленных методов укладки при опреде-
ленных условиях имеет свои преимущества.
Перед укладкой в траншею трубы сваривают, изолируют
поперечные стыки, футеруют матами из деревянных реек,
балластируют.
Футерование трубопровода используют в целях предохра-
нения изоляционных покрытий при транспортировке, монта-
же в секции и укладке его в траншею. В зависимости от ме-
тода укладки трубопровода и условий его эксплуатации фу-
теровку производят по всей длине или на отдельных участ-
ках. Так, при укладке подводного трубопровода методом про-
тягивания по дну траншеи применяют сплошное футерование
7*
195
по всей длине дюкера, а при укладке трубопровода методом
свободного погружения футерование осуществляют на участ-
ках, где возможно повреждение изоляции (под пригрузами
и т.п.).
Бестраншейные методы. В настоящее время при строи-
тельстве трубопроводов все чаще при переходе через водные
преграды применяется бестраншейная прокладка труб. При
использовании бестраншейных технологий строительства
ППМН, таких как наклонно направленное бурение и микро-
тоннелирование, отсутствуют недостатки традиционных ме-
тодов, уменьшается неблагоприятное воздействие на окру-
жающую среду, повышается надежность трубопровода.
Метод наклонно направленного бурения
(ННБ) (рис. 1.V) для преодоления водных преград при про-
кладке трубопроводов в мировой практике начали применять
в 1970-х годах; сейчас метод ННБ является одним из наиболее
прогрессивных в строительстве подводных переходов. Диа-
метр трубопроводов, уложенных этим методом, увеличился до
1400 мм, а максимальная протяженность выполненного пере-
хода достигла 1800 м.
Строительство подводных переходов нефтепроводов мето-
дом ННБ в зависимости от характеристики водных преград,
технических характеристик используемых буровых устано-
вок, технологии бурения, конструктивных параметров про-
таскиваемого трубопровода (длины криволинейного участка,
диаметра и др.) осуществляется по различным технологиче-
ским схемам, имеющим определенные отличия.
Общим для всех технологических схем строительства ПП
методом ННБ являются следующие основные этапы:
бурение пилотной скважины;
расширение скважины в один или несколько приемов в
различных направлениях;
протягивание трубопровода в разработанную скважину.
Технологический комплекс выполняемых операций по
укладке трубопровода методом наклонно направленного бу-
рения предусматривает выполнение следующих видов ра-
бот:
устройство основания под проходческую буровую уста-
новку;
монтаж проходческой буровой установки;
монтаж вспомогательного технологического оборудования;
сварка рабочего трубопровода (дюкера);
контроль качества сварных стыков;
бурение пилотной скважины;
196
предварительное гидравлическое испытание трубопровода
на площадке (I этап);
нанесение изоляции на сварные стыки (труба в заводской
изоляции) и контроль сплошности изоляционного покрытия;
устройство основания под направляющие опоры спуско-
вой (стапельной) дорожки, установка направляющих опор и
укладка на них трубопровода;
однократное или многократное расширение пилотной
скважины до заданного диаметра;
калибровка скважины;
протягивание в грунтовую скважину рабочего трубопро-
вода, забалластированного водой;
испытание уложенного в грунтовую скважину трубопро-
вода (II этап);
демонтаж технологического оборудования.
Преимущества метода ННБ:
большая надежность построенного объекта;
сокращение эксплуатационных затрат (исключаются водо-
лазные обследования, необходимость периодических работ по
ликвидации размывов берегов и ремонту берегоукреплений);
сокращение сроков строительства за счет использования
высокотехнологичных буровых комплексов с большой скоро-
стью проходки;
возможность строительства в любое время года;
минимизация затрат на энергообеспечение буровых ком-
плексов вследствие их полной автономности и экономично-
сти используемых агрегатов;
сохранение природного ландшафта и экологического ба-
ланса в месте проведения работ, исключение техногенного
воздействия на флору и фауну, размыва берегов и донных
отложений водоемов;
значительное уменьшение риска аварийных ситуаций и,
как следствие, гарантия длительной сохранности трубопрово-
дов в рабочем состоянии;
возможность обхода препятствий по трассе трубопровода
и формирование траектории скважины практически любой
конфигурации в пределах естественного изгиба буровых
штанг; отсутствие необходимости производства работ по во-
допонижению в условиях высоких грунтовых вод;
сокращение материалоемкости объекта за счет исключе-
ния балластировки.
Технические ограничения при использовании метода ННБ:
1. По геологическим условиям. Предпочтительными для
применения метода ННБ являются связные однородные грун-
197
ты - суглинки, супеси, алевриты. Несколько сложнее выпол-
нять бурение в плотных глинах, водонасыщенных песках, од-
нородных скальных породах. Наибольшую сложность пред-
ставляют грунты с большим содержанием гравия (более
30 %], илистые и карстовые грунты, а также грунты, содер-
жащие галечник, булыжники и валуны. Рискованными для
бурения являются водоносные пласты, оползни.
2. По максимальной длине и диаметру перехода. Это огра-
ничение связано в первую очередь с тяговыми возможностя-
ми буровых установок. С увеличением длины и диаметра
скважины повышается риск обвала скважины в процессе
расширения.
3. По геометрии скважины. Кривизна скважины должна
позволять протянуть рабочий трубопровод без изломов и за-
клиниваний.
Метод микротонне ли рования (рис. 1.VI) основан на
строительстве тоннеля с помощью дистанционного управляе-
мого проходческого щита. Микротоннельный щит работает
из заранее подготовленной стартовой шахты в заданном пря-
молинейном или криволинейном направлении. Выемка щита
производится из приемной шахты.
Технологический комплекс выполняемых операций по ук-
ладке трубопровода методом микротоннелирования сводится
к выполнению следующих основных видов работ:
устройство стартовой шахты;
устройство приемной шахты;
монтаж технологического оборудования;
щитовая проходка с обустройством тоннеля железобетон-
ными трубами;
сварка и предварительное гидравлическое испытание ра-
бочего трубопровода на площадке;
устройство опор для укладки рабочего трубопровода;
протягивание трубопровода в тоннель;
гидравлическое испытание трубопровода (П этап);
контроль сплошности изоляционного покрытия;
забутовка межтрубного пространства (если необходимо).
Преимущества микротоннелирования. По сравнению с
обычным траншейным способом метод микротоннелирования
имеет следующие преимущества:
полностью отсутствующее отрицательное воздействие на
русловые процессы пересекаемой водной преграды;
надежная защита руслового участка подводного перехода
от размыва и высокая степень защиты трубопровода от меха-
нических повреждений, обеспечиваемая прокладкой трубо-
198
провода на глубине не менее 7 м от дна и значительно ниже
линии предельного размыва русла реки;
отсутствие ущерба биоценозу в районе строительства;
отсутствие воздействия на режим судоходства;
возможность строительства перехода в любой период года;
значительное сокращение сроков проведения строительно-
монтажных работ;
уменьшение полосы отвода при проведении строительных
работ.
Метод прокладки труба в трубе (рис. 1.VII) ис-
пользуется при реконструкции нефтепроводов и предусмат-
ривает расположение внутри существующего трубопровода
нового трубопровода меньшего диаметра. При этом методе
увеличивается надежность нефтепровода, сокращается время
реконструкции и практически исключается негативное влия-
ние на окружающую среду. Его целесообразно применять на
резервных нитках, имеющих многочисленные дефекты кор-
розионного характера либо дефекты типа трещина или вмя-
тина, требующие замены трубы.
Выполнение капитального ремонта методом труба в трубе
возможно при соблюдении следующих условий:
отсутствие на ремонтируемом трубопроводе искусственно
гнутых вставок (к ним относят участки ремонтируемого тру-
бопровода с радиусом изгиба меньшим либо равным радиусу
упругого изгиба ремонтного трубопровода);
отсутствие дефектов геометрии тела трубы, препятствую-
щих прохождению рабочей трубы внутри ремонтируемой;
допустимое изменение режимов перекачки (к изменениям
режимов перекачки относятся уменьшение пропускной спо-
собности рабочего трубопровода по отношению к ремонти-
руемому, а также падение напора).
Падение производительности ППМН при выполнении ре-
монта методом труба в трубе рассчитывается по формуле:
50 = 100 1-
где Хв - длина рабочего трубопровода, м; L - расстояние ме-
жду насосными станциями, м; т - показатель режима движе-
ния жидкости;
D v~m
199
DH - диаметр ремонтируемого трубопровода, мм; DB - диаметр
рабочего трубопровода, мм.
Относительное падение напора в рабочем трубопроводе
рассчитывается по формуле:
8h = lOO(Q-l)^-.
При невыполнении хотя бы одного из перечисленных вы-
ше условий капитальный ремонт требуется производить дру-
гим методом.
Конструкция подводного перехода, прокладываемого мето-
дом труба в трубе, представляет собой кожух - трубопровод,
выводимый из эксплуатации, внутри которого размещается
рабочий трубопровод меньшего диаметра, оснащенный опор-
но-центрирующими устройствами. В качестве устройств
можно использовать ролики, трубчатые опоры, капролоновые
кольца и т.д. Межтрубное пространство заполняется неагрес-
сивным инертным раствором.
Технология прокладки подводного перехода трубопровода
методом труба в трубе состоит из следующих основных про-
цессов:
вытеснение из заменяемого участка трубопровода нефти и
отсечение его от магистрали;
очищение полости кожуха от загрязнений путем пропуска
очистных устройств;
пропуск калибра через подводный трубопровод для выяв-
ления дефектов или других причин, которые могли бы ока-
зать негативное влияние на протаскивание трубопровода;
сварка и испытания на прочность и проверка на герме-
тичность плетей рабочего трубопровода, расположенных на
монтажной площадке;
установка колец на рабочий трубопровод;
заполнение межтрубного пространства инертным раство-
ром;
протаскивание (проталкивание) рабочего трубопровода в
кожух посредством оголовника, соединенного с первой пле-
тью трубопровода.
При разработке проекта реконструкции подводного пере-
хода с использованием конструкции труба в трубе необходи-
мо:
установить отсутствие кривых искусственного гнутья в
подводных и береговых участках перехода, большой эллипс-
ности сечения трубы и вмятин, препятствующих протаскива-
нию трубопровода меньшего диаметра;
200
определить наличие провисающих участков трубопровода
в подводной части, так как они могут при дальнейшей экс-
плуатации разрушиться и в случае обнаружения таких участ-
ков предусмотреть их устранение;
оценить приемлемость некоторого снижения производи-
тельности и напора в трубопроводе после подключения ПП
меньшего диаметра.
Для протаскивания рабочего трубопровода в кожух необ-
ходимо устроить рабочие и приемный котлованы, оборудо-
ванные колодцами для водоотлива.
1.5.4. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ
ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
В процессе эксплуатации подводных перехо-
дов периодически необходимо проводить оценку их техниче-
ского состояния [2].
Техническое состояние подводных переходов определяет-
ся по результатам внутритрубной диагностики, обследований
состояния антикоррозионной изоляции трубы, проверки пла-
ново-высотного положения трубопровода, целостности бере-
гоукрепления, измерений и анализа влияния гидрологических
характеристик водотока на состояние и положение трубопро-
вода и пб сопоставлению фактического состояния переходов
с нормативными и проектными показателями.
Основными параметрами, определяющими техническое
состояние трубопровода ППМН, являются:
наличие или отсутствие дефектов, подлежащих ремонту
(ДПР), и дефектов первоочередного ремонта (ПОР);
величина и соответствие нормативным требованиям и
проекту заглубления нефтепровода в русле и береговой части
водной преграды, наличие и протяженность оголений и про-
висов подводного трубопровода;
состояние антикоррозионной изоляции;
наличие и состояние балластировки;
состояние берегоукрепления;
состояние информационных и береговых знаков;
состояние опорной планово-высотной топографической
основы, реперов на участке подводного перехода.
В зависимости от значений параметров (табл. 1.18) техни-
ческое состояние подводных переходов оценивается как ис-
правное, неисправное состояние и критическое.
При выявлении неисправного или критического техниче-
201
bj
о
bJ
Категории технического состояния подводного перехода МН
Т аблица 1.18
Техничес- кое со- стояние ППМН Основные параметры, определяющие состояние ППМН
Наличие дефектов Величина заглубления нефтепро- вода Состояние антикорро- зионной защиты Обеспечение возможности ежедневного контроля фак- тического давления в ос- новной и резервной нитках, КППСОД и замкнутых объ- емах между задвижками Состояние берегоукреп- ления Состоя- ние ин- форма- ционных и берего- вых зна- ков Состояние опорной планово- высотной топогра- фической основы, реперов
Исправ- ное Дефекты ДПР от- сутствуют Соответст- вует норма- тивам, про- екту Защитный потенциал соответст- вует нор- мам2 Средства контроля давления имеются и находятся в ис- правном состоянии Соответствует проекту Все знаки в наличии, исправны
Неисправ- ное Имеется один или более де- фектов ДПР, де- фекты ПОР от- сутствуют Толщина защитного слоя грунта над трубо- проводом менее нор- мативной1 Защитный потенциал не соответ- ствует нор- мам Средства контроля давления отсутствуют или неисправ- ны Имеются раз- рушения бере- гоукрепления (отсутствие от- дельных плит, наличие про- моин) без ого- ления нефте- провода Отсутст- вует или повреж- ден один знак Отсутству- ет или поврежден один репер
Критичес- кое Имеется один или более де- фектов ПОР Имеется провис более 20Ду — — — —
1 СНиП 2.05.06 — 85’. Магистральные трубопроводы. 2 ГОСТ Р 51164—98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
ского состояния подводного перехода должны быть приняты
меры по восстановлению исправного технического состоя-
ния.
Для обеспечения надежной работы подводных переходов
важное значение имеет прогнозирование возможных повре-
ждений и своевременное устранение причин, которые могут
вызвать предаварийное и аварийное состояния. К ним отно-
сятся:
переформирование русла и берегов реки в створах пере-
ходов, в результате чего размытые участки трубопровода
подвергаются силовому воздействию потока, льда, опасности
механического разрушения;
коррозионное разрушение металла трубы вследствие
взаимодействия с внешней (коррозионной или агрессивной)
средой;
возникновение и развитие эрозионных зон вдоль при-
брежной трассы перехода (растущие овраги, промоины).
В целях своевременного выявления и устранения выше-
указанных причин разрушения трубопровода проводятся
эксплуатационные обследования подводных переходов.
В течение эксплуатационного периода производятся два
вида обследования подводных переходов: периодическое час-
тичное и периодическое полное.
При периодическом частичном обследовании выполняются
следующие работы:
определение состояния береговых участков, берегоукреп-
ления, информационных знаков, реперов и маркерных пунк-
тов;
организация водомерного поста;
определение планово-высотного положения трубопровода;
выявление участков с недостаточным заглублением, оголе-
ниями и провисами, определение их размеров, нанесение на
профиль перехода;
камеральная обработка результатов полевых изысканий
частичного обследования, подготовка отчета.
При периодическом полном обследовании выполняются
все работы, предусмотренные периодическим частичным об-
следованием, и дополнительные работы:
гидрографическая съемка дна водотока (водоема);
гидрологические измерения водотока;
камеральная обработка результатов полевых изысканий
полного обследования.
Периодичность проведения частичного и полного обследо-
ваний подводного перехода устанавливается в соответствии с
203
табл. 1.19, в зависимости от ширины водной преграды в ме-
жень, судоходности и метода строительства перехода. Для
вновь построенных переходов (кроме построенных методами
ННБ и микротоннелирования), переуложенных или отремон-
тированных методом подбивки и засыпки ППМН, первое об-
следование производится через 1 год в объеме полного об-
следования независимо от ширины водной преграды.
Границы обследования подводного перехода магистрально-
го нефтепровода принимаются следующими (см. рис. 1.32):
русловая часть выше и ниже створа перехода - по 100 м; бе-
реговая часть - в границах подводного перехода, но не менее
50 м от уреза воды полоса шириной 25 м от оси крайних ни-
ток перехода. Обследование - периодическое (частичное и
полное).
Порядок и объемы выполняемых работ при проведении
обследования ППМН. Техническое состояние береговых уча-
стков определяется как при частичном, так и полном обсле-
довании подводного перехода.
Определение технического состояния береговых участков
подводного перехода проводится визуально с регистрацией
результатов осмотра на фотоснимках и с измерением разме-
ров размытых участков берегов, оврагов, обвалов и провалов
грунта, оползней, промоин, оголений трубопровода. Результа-
ты обследования наносятся на топографический план под-
водного перехода.
Полоса земли шириной не менее 3 м от оси с каждой сто-
роны нефтепровода, вдольтрассовых линий электропередачи
Таблица 1.19
Периодичность проведения обследования переходов
Ширина водной преграды в межень, м Периодичность обследования
Частичное Полное
Реки: судоходные несудоходные, более 200 несудоходные, 100-200 несудоходные, 30-100 несудоходные, 10-30 Переходы, построенные методами ННБ и МТ, независимо от ширины русла Ежегодно1 То же « 1 раз в 2 года1 Ежегодно 1 раз в 2 года 1 раз в 3 года 1 раз в 4 года 1 раз в 4 года 1 раз в 10 лет
1 Кроме года проведения полного обследования.
204
Рис. 1.32. Границы обследования (штриховая линия) подводного перехода
МН:
1-4 - номера реперов
и связи должна быть очищена от деревьев, кустарника и по-
росли.
Техническое состояние берегоукрепления в зависимости
от его типа определяется следующими параметрами: состоя-
ние и крутизна откосов, толщина наброски, зазоры между
отдельными плитами, прочность дернины.
Состояние информационных знаков, реперов, маркерных
пунктов определяется их исправностью. Примеры информа-
ционных знаков представлены на рис. 1 .VIII, 1.IX.
При обследовании береговых участков используются фо-
тоаппарат или видеокамера со средствами оцифровки кадров,
рулетка или безотражательный ручной дальномер.
Результаты обследования представляются в виде текстово-
го отчета, с документальным подтверждением фактов в виде
фотоматериалов.
При частичном и полном обследовании для наблюдения за
уровнем воды в период проведения обследования подводного
205
перехода сооружается водомерный пост. Устанавливается и
привязывается к системе высот водомерная свая или рейка
для наблюдения за уровнем воды.
Водомерные наблюдения на посту осуществляют 2 раза в
день - в 8 и 20 ч местного времени. Результаты наблюдений
записывают в журнал измерений.
Планово-высотное положение трубопровода определяется
при частичном и полном обследовании подводного перехода.
Планово-высотное положение трубопровода определяется в
створе подводного перехода с привязкой к пикетажу.
Проводится топографическая съемка участка берега в
масштабах 1:500 - 1:5000 с точностью, регламентированной
нормативными документами.
На топоплан наносятся: координаты трубопровода, выяв-
ленные на береговых участках овраги, обрушения (обвалы)
грунта вдоль берега, оползни, промоины, провалы и пучения
грунта.
Определяются отметки верхней образующей нефтепрово-
да, отметки дна по оси нефтепровода, их координаты и пи-
кетные значения, наличие, величина и координаты оголений,
провисов трубопровода.
Устанавливается состояние балластировки, футеровки и
изоляции на размытых участках трубопровода, подводной
части берегоукрепления.
Обследование выполняется приборами поиска подземных
коммуникаций, работающих на основе электромагнитных и
акустических методов, с использованием водолазной станции,
щупами.
На берегах закрепляется вехами створ, в котором выпол-
няются промеры глубин. Число промерных вертикалей опре-
деляется масштабом съемки в соответствии с нормативными
документами.
При обследовании оголенных и провисающих участков ус-
танавливается длина участка с указанием высоты провиса
низа образующей трубы до дна водоема через 1 и 2 м при
длине провиса соответственно до 10 и более 10 м.
Результаты обследования заносят в журнал и оформляют
акт обследования.
При определении планово-высотного положения трубо-
провода применяется современный комплекс приборов.
Цель гидрографической съемки - определение состояния
русла на момент обследования. Промеры, полученные при
гидрографической съемке, используются для анализа русло-
вого процесса. Определяется тип русла, составляется прогноз
206
развития руслового процесса. На основании данного прогно-
за делаются выводы о необходимости выполнения ремонтных
работ.
Гидрографическая съемка производится только при пол-
ном обследовании подводного перехода и может выполняться
традиционными методами и с применением современных
средств определения координат промерных точек с помощью
спутниковых GPS-приемников.
Электромагнитные приборы используются для точечных
статических (за несколько секунд) определений высоты (глу-
бины) на сухопутных участках ППМН или со льда. Прибор-
ные комплексы (электромагнитные трассопоисковые систе-
мы, работающие совместно с системами автономного опреде-
ления координат), устанавливаемые на плавсредствах, приме-
няются для установления координат планово-высотного по-
ложения подводного нефтепровода.
Акустический или георадарный профилограф используется
совместно с электромагнитным трассоискателем, промерным
цифровым эхолотом и DGPS-приемником для определения
величины заглубления или провиса нефтепровода, а также
для анализа руслового процесса по информации, получаемой
профилографом. При этом требуется учитывать естествен-
ные ограничения при работе профилографов и электромаг-
нитных систем из-за неопределенности физико-механических
свойств грунтов и химических свойств воды в любом месте
акватории ППМН.
Необходимость применения профилографов устанавлива-
ется организацией, производящей обследование по согласо-
ванию с заказчиком.
Для обнаружения и предварительной оценки размеров
оголенных участков ППМН, наличия посторонних объектов,
а также мест движения донных наносов (гряд), характери-
зующих русловые процессы, используются обзорно-
поисковые гидролокаторы бокового (ГАБО) и кругового
(ГЛКО) обзора с аналоговым (на бумажном носителе) и циф-
ровым представлением данных с разрешающей способностью
по дальности 0,5 м. Технология применения гидролокаторов -
способ крепления на судне, скорость транспортирования
ГАБО и период локации (или шаг углового поворота ГЛКО) —
должна обеспечивать разрешающую способность по направ-
лению 0,5 м при наклонной дальности 70 м; система геодези-
ческой привязки точек зондирования, контроля направления
антенн локатора и математической обработки (трансформи-
рования) данных должна обеспечивать погрешность получе-
207
ния плановых координат подводных объектов не более 2 мм в
масштабе плана.
При гидрологических измерениях полного обследования
подводного перехода, кроме организации водомерного поста,
требуется определить следующие параметры:
уровень высоких вод (УВВ) и высших исторических гори-
зонтов (ВИГ);
тип и интенсивность руслового процесса;
расходы, скорости и направления потока;
размеры подвижных макроформ (пойменных массивов,
речных излучин, островов) и скорости их смещения, скоро-
сти планово-высотных деформаций русла водоема, приводя-
щих к возможному оголению трубопровода перехода.
Также необходимо проведение отбора донных и береговых
проб грунта.
Уровни высоких вод и высших исторических горизонтов
устанавливают по данным государственной гидрометеороло-
гической службы, меткам и опросам местных жителей. От-
метки УВВ и ВИГ сравнивают с отметками расчетных уров-
ней 1 и 10 % обеспеченности.
На основе визуального осмотра с фотографической реги-
страцией проводится оценка типа и интенсивности естест-
венного руслового процесса реки.
Проводится исследование скорости потока, уровенного и
волнового режима русла реки. С этой целью измеряется рас-
ход воды вертушкой «детальным способом» и изучается рас-
пределения скоростей потока в живом сечении русла и рас-
считывается гидравлическая кривая
О = /(Н).
При необходимости определяется тип обтекания потоком
берегов (плавно огибающий или ударно-отраженный). Для
этого с помощью поплавков находят поверхностные скорости
и направления потока в пределах коридора подводного пере-
хода.
Размеры подвижных макроформ и скорости их смещения,
а также величину скорости планово-высотных деформаций
рассчитывают на основании данных предыдущих и текущего
обследований.
Прозрачность воды, химический состав воды, грануломет-
рический состав донных отложений, количество взвешенных
наносов устанавливаются лабораторным анализом проб воды,
донных и береговых отложений.
208
Камеральная обработка результатов полевых изысканий
при проведении эксплуатационных обследований. Каме-
ральные работы при частичном периодическом обследова-
нии:
сбор и анализ имеющихся материалов исследований гид-
рологического режима реки прошлых лет;
составление плана с нанесенными трассой МН, промер-
ными точками, береговой линией, указанием начала пикета-
жа, исходных реперов;
построение профиля перехода магистрального нефтепро-
вода и нанесение на него координат береговых маркеров,
дефектов ДПР и ПОР, выявленных внутритрубной диагно-
стикой;
разработка рекомендаций по проведению ремонтных ра-
бот;
составление отчета по обследованию.
Камеральные работы при полном периодическом обследо-
вании:
сбор и анализ имеющихся материалов исследований ре-
жима реки прошлых лет;
составление топографического плана, совмещенного с ру-
словой съемкой, нанесение на план береговой съемки, нане-
сение нулевого пикета «О»;
построение профиля перехода магистрального нефтепро-
вода, нанбсение на него координат береговых маркеров, де-
фектов ДПР и ПОР, выявленных внутритрубной диагности-
кой;
составление технического отчета о гидрометеорологиче-
ских исследованиях;
составление чертежа-плана направлений и скоростей те-
чений в пределах участка подводного перехода (эпюры по-
верхностных, средних и донных скоростей);
разработка чертежей - распределение скоростей потока в
поперечных сечениях русла по створам измеренных расхо-
дов;
составление чертежа - продольный профиль дна русла по
тальвегу в пределах русловой съемки;
расчет и построение гидравлической кривой О = f(H);
лабораторные работы - определение гранулометричес-
кого состава проб донных отложений, сокращенный химиче-
ский анализ воды, определение количества взвешенных на-
носов;
расчет взаимодействия потока и донных отложений, ха-
рактеристика дна в районе производства обследования;
209
определение типа руслового процесса, его тенденции и
интенсивности;
разработка рекомендаций по проведению ремонтных ра-
бот;
составление технического отчета.
Отчетная документация выполненная по результатам об-
следования ППМН, должна включать:
первичную документацию - акты на выполненные работы
при обследовании подводного перехода;
окончательный документ - технический отчет по обследо-
ванию подводного перехода с приложениями (на бумажном
носителе и в электронном виде).
Технический отчет составляется организацией, проводив-
шей обследование. Технический отчет должен состоять из
текстовой и графической частей (картографические материа-
лы, профили, фотографии).
Текстовая часть должна содержать:
место расположения ППМН, название водоема, дату про-
ведения и объем выполненных работ по обследованию;
наименование организации, выполнившей обследование
ППМН, фамилии и должности исполнителей;
перечень нормативных документов, на основании которых
проводилось обследование ППМН;
перечень используемого оборудования, приборов и инст-
румента;
краткую техническую характеристику ППМН, данные о
проведенных ремонтных работах и трех предыдущих обсле-
дований;
расчет и прогноз планово-высотных деформаций водотока
(для полного обследования);
анализ данных внутритрубной диагностики и нивелировки,
расчет;
анализ данных обследования несущих конструкций;
срок следующего обследования согласно регламенту или
обоснованные рекомендации по проведению внеочередного
обследования (для полного обследования);
заключение о гарантийном сроке эксплуатации ППМН;
рекомендации по выполнению ремонтных работ.
Графическая часть должна содержать:
топографический план перехода;
профиль с нанесенными на него оголениями, провисами и
участками с недостаточным заглублением трубопровода с
указанием координат в системе координат перехода;
нанесенные на профиль результаты внутритрубной ин-
210
спекции - дефекты ДПР, ПОР с указанием координат в сис-
теме координат перехода;
графические материалы по гидрологическим изысканиям;
фотоматериалы, видеоматериалы.
1.5.5. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
Техническое обслуживание и эксплуатация
подводных переходов осуществляется линейной эксплуатаци-
онной службой (АЭС) и обходчиком.
В обязанности организаций, эксплуатирующих ППМН, в
качестве одной из основных задач входят техническое об-
служивание и контроль за состоянием подводных переходов,
их ремонт и реконструкция.
Производственная инструкция обходчика, содержащая
технические и эксплуатационные параметры перехода, опи-
сание, объем и периодичность работ по обслуживанию пере-
хода, разрабатывается в службе эксплуатации РНУ (УМН) на
основе действующей НТД и СТП с учетом условий эксплуа-
тации конкретного перехода.
Обходчик должен иметь постоянную радио- или телефон-
ную связь' с операторной.
Техническое обслуживание и эксплуатация береговых
участков подводных переходов. Обходчик ежедневно и бри-
гада АЭС 1 раз в квартал и после прохождения паводка про-
водят осмотры технического состояния берегоукрепительных
сооружений и береговых участков ППМН с целью определе-
ния:
размывов берега;
развития оврага;
развития оползней;
наличия провалов и пучения грунта;
наличия кустарника и растительности по оси нефтепро-
вода.
Ежегодно в соответствии с планом проводится очистка от
древесной поросли и другой растительности полосы шириной
по 3 м от оси МН.
Ежедневно обходчик и ежеквартально бригада АЭС про-
веряют наличие и состояние информационных знаков ограж-
дения охранной зоны перехода на судоходных и сплавных
водных путях, указательных знаков оси трубопроводов на
211
береговых участках и знаков закрепления геодезической
сети.
Ежегодно проводятся ремонт или замена столбиков и ука-
зателей, покраска и восстановление надписей.
Техническое обслуживание и эксплуатация камер пуска-
приема средств очистки и диагностики. Ежедневно обходчик
и еженедельно бригада АЭС проводят внешний осмотр, кон-
троль отсутствия скопления воды внутри обвалованного про-
странства.
Спуск воды из обвалований камеры приема-пуска средств
очистки и диагностики (КППСОД) осуществляется открыти-
ем дренажной задвижки с обеспечением на месте постоянно-
го, на время выпуска воды, дежурства и контроля работника-
ми АЭС. Оставлять задвижку в открытом состоянии без не-
прерывного контроля запрещается.
Ежемесячно проводится техническое обслуживание по-
гружного насоса.
Ежеквартально перед каждым пропуском СОД проводятся
осмотр и при необходимости замена уплотняющего элемента
концевого затвора, ревизия погружного насоса, подкраска
трубопроводных узлов.
Два раза в год проводится контроль геодезических отметок
оси камер (нивелировка камер) по двум отметкам на корпусе.
Техническое обслуживание и эксплуатация оборудования
ППМН. Техническое обслуживание береговой запорной ар-
матуры производится в соответствии с НТД [2]. Ежеквар-
тально проверяются все задвижки перехода:
на полное закрытие и открытие с регулировкой (при не-
обходимости) концевых выключателей;
на герметичность с составлением акта на каждую прове-
ренную задвижку с отметкой в паспорте подводного перехода
и формуляре запорной арматуры.
Проверка всех задвижек перехода (основной и резервных
ниток) на полное закрытие и открытие выполняется в режи-
мах телеуправления и местного управления.
Контроль герметичности береговых задвижек производит-
ся по изменению давления в отсеченном участке не менее 6 ч
и акустическим течеискателем при перепаде давления на за-
крытых задвижках 1-2 МПа. Избыточное давление в отсе-
ченной нитке в начале измерения должно быть не ниже
0,1 МПа.
Увеличение (рост) давления в отсеченном участке и нали-
чие акустического шума в задвижке характеризуют негерме-
тичность задвижки.
212
В случае выявления негерметичности береговой задвижки
немедленно должны быть приняты меры по восстановлению
ее герметичности или замене задвижки.
Результаты промывки, очистки ниток перехода, проверки
береговых задвижек на герметичность и полное закрытие-
открытие, работ по техническому обслуживанию и ремонту
оборудования и сооружений перехода заносятся в соответст-
вующие разделы паспорта подводного перехода, составляют-
ся акты.
Для обозначения положения колодцев, вантузов и отборов
давления в зимнее время рядом с ними устанавливаются ука-
затели и вешки высотой не менее 2,5 м от поверхности
земли.
Техническое обслуживание и эксплуатация электрообору-
дования перехода осуществляются в соответствии с требова-
ниями Правил устройства электроустановок, Правил эксплуа-
тации электроустановок потребителей, Межотраслевых пра-
вил по охране труда при эксплуатации электроустановок, а
также эксплуатационной документации.
Обходчики (ежедневно) и бригады АЭС (еженедельно)
осуществляют внешний осмотр датчиков отбора давления,
манометрических узлов, сигнализаторов прохождения СОД,
вантузов, контроль отсутствия механических повреждений
оборудования и изоляции, коррозии.
Техническое обслуживание приборов контроля состояния
среды в межтрубном пространстве проводится в соответст-
вии с требованиями инструкций заводов-изготовителей спе-
циалистами службы высоковольтных линий (ВЛ) и ЭХЗ.
Проверка технического состояния приборов производится
специалистами службы ВЛ и ЭХЗ не реже 1 раза в квартал.
Результаты проверки, данные по техобслуживанию, ре-
монту, замене приборов заносятся в соответствующие разде-
лы Паспорта подводного перехода, составляются акты.
Не реже 1 раза в месяц проверяется состояние колодцев
для размещения систем контроля состояния среды в меж-
трубном пространстве на отсутствие подтопления их грунто-
выми или паводковыми водами.
По результатам проверки делается запись в Журнале ос-
мотра подводного перехода.
Стальной кожух перехода, выполненного методами микро-
тоннелирования и труба в трубе, не должен иметь электриче-
ского контакта с рабочим трубопроводом. Возможность кон-
троля отсутствия контакта обеспечивается конструкцией пе-
рехода.
213
Обследование с проверкой отсутствия электрического
контакта рабочего трубопровода с защитным кожухом прово-
дится не реже 2 раз в год.
В процессе эксплуатации подводного перехода проводится
техническое обслуживание сооружений для улавливания и
сбора нефти.
Ежегодно проводится технический осмотр: в целях выяв-
ления размывов береговой части реки и берегоукрепления,
амбара для сбора и локализации нефти; креплений береговых
и донных якорей, приемного и переливного трубопровода.
Кроме того, амбар очищают от растительности.
Ежедневно обходчик и один раз в неделю, в период от-
крытого русла, бригада АЭС проводят осмотр состояния со-
оружения, состояния креплений береговых и донных якорей,
приемного и переливного трубопровода, рольганговой пере-
правы, уборку мусора из мусоропропуска (по мере необхо-
димости), исправление незначительных дефектов
Работы, связанные с эксплуатацией и техническим об-
служиванием подводных переходов. В процессе техническо-
го обслуживания в соответствии с планом производятся очи-
стка и промывка основной и резервной ниток подводного
перехода.
В соответствии с годовым планом проводятся внутритруб-
ная диагностика, полное или частичное обследование подвод-
ного перехода.
Ежемесячно проверяют техническое состояние узлов от-
бора давления в соответствии с эксплуатационной докумен-
тацией.
Обходчик в зимний период обязан 3 раза в неделю бурить
лунки во льду для контроля наличия нефти подо льдом.
При подготовке переходов к эксплуатации в осенне-
зимних условиях предусматриваются следующие виды ра-
бот:
проводится ревизия запорной арматуры со сменой смазки
на зимнюю;
промываются тупиковые участки и камеры приема-пуска
средств очистки и диагностики (КППСОД);
проверяется и восстанавливается защитное обвалование
узлов задвижек и КППСОД, указателей и вешек у колодцев и
вантузов;
заливается незамерзающая жидкость в разделительные со-
суды и импульсные линии на узлах отбора давления;
после завершения навигации осуществляется демонтаж
аккумуляторных батарей створных знаков и их консервация;
214
перед ледоставом демонтируются стационарные боновые
заграждения и перемещаются в безопасное место для пре-
дотвращения повреждения их ледоходом.
1.5.6. ДИАГНОСТИКА
ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
НЕФТЕПРОВОДОВ
Все основные и резервные нитки переходов
магистральных нефтепроводов через водные преграды под-
лежат обязательному обследованию внутритрубными инспек-
ционными приборами (ВИП) с применением стационарных
или временных камер ППСОД. Периодичность пропуска
ВИП определяется результатами мониторинга, аттестации, но
не реже 1 раза в 3 года.
Перед вводом в эксплуатацию вновь построенных ППМН
обязательно проведение профилеметрии .
Проведение диагностики способствует раннему обнаруже-
нию дефектов, их своевременному устранению, сокращению
трудовых затрат и времени, необходимых для выполнения
ремонтных работ.
Техническая диагностика подводных переходов МН вклю-
чает наружное обследование и внутреннее обследование с
применением внутритрубных инспекционных снарядов.
Контролируемые параметры при наружном обследовании
подводных переходов:
герметичность и целостность ПП;
фактическое плановое и высотное положение ПП;
состояние изоляционного покрытия и работоспособность
станций катодной защиты нефтепровода;
состояние тела трубы ПП (коррозионные повреждения,
трещины, расслоения, царапины и т.п.);
высотные и плановые деформации реки в районе ПП;
состояние сооружений защиты берегов от размыва и вол-
новых воздействий;
сохранность опорной плановой и высотной топографиче-
ской основ, наличие и состояние знаков закрепления про-
мерных створов;
изменение гидравлических характеристик потока и русло-
вого процесса по сравнению с периодом первоначальных
изысканий;
состояние информационных знаков;
215
состояние пригрузов трубопровода ПП.
Контролируемые параметры ПП с применением внутри-
трубных средств технической диагностики:
толщина стенки трубы;
состояние продольных и поперечных сварных швов;
геометрия трубы;
состояние выявленных дефектов.
Внутритрубная диагностика подводных переходов произ-
водится при помощи комплекса внутритрубных инспекцион-
ных приборов:
профилемер;
ультразвуковые дефектоскопы;
магнитные дефектоскопы.
Предварительно перед прогоном снаряда трубу очищают
специальными скребками до нормативной степени очистки
трубы.
Информация, полученная в результате внутритрубной де-
фектоскопии, используется в следующих целях:
проведение мониторинга, аттестации подводных перехо-
дов;
составление плана ремонтных работ методами замены
трубы и выборочного ремонта выявленных дефектов;
своевременное выявление и устранение дефектов ПОР;
расчет прогнозного роста дефектов;
принятие оперативных мер для безаварийной работы
ППМН.
При выявлении на ППМН дефектов ПОР эксплуатирую-
щая организация должна в течение суток после получения
технического отчета по результатам внутритрубной диагно-
стики принять меры по выводу дефектного участка из экс-
плуатации, а при невозможности вывода ППМН из эксплуа-
тации - меры по обеспечению безопасной эксплуатации пе-
рехода:
1. Снижение максимального рабочего давления в нефте-
проводе до величины, не превышающей указанную в «Отчете
по результатам расчета на прочность труб с дефектами, об-
наруженными ВИП», переутверждение технологической кар-
ты нефтепровода и карты уставок защит.
2. Пересмотр технологических режимов работы нефтепро-
вода с обеспечением его эксплуатации на технологических
режимах, обеспечивающих минимальное проходящее давле-
ние на переходе МН через водную преграду.
3. Пересмотр плана инспекции магистральных нефтепро-
водов на текущий год, предусматривающий дополнительное
216
внутритрубное обследование дефектного участка различными
типами приборов.
4. Пересмотр плана проведения дополнительного дефекто-
скопического контроля и плана устранения дефектов на те-
кущий год, включающего первоочередной ДДК и устранение
дефектов ПОР на переходах через водные преграды.
5. Ремонт дефектов ПОР временными методами.
1.6. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ
ЧАСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ
1.6.1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ДИАГНОСТИКИ
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ
Под диагностикой понимается получение
и обработка информации о состоянии технических систем
в целях обнаружения их неисправностей, выявления тех
элементов, ненормальное функционирование которых при-
вело (или может привести) к возникновению неисправнос-
тей.
С технологической точки зрения техническая диагностика
трубопроводов включает в себя:
1) обнаружение дефектов на трубопроводе;
2) проверку изменения проектного положения трубопро-
вода, его деформаций и напряженного состояния;
3) оценку коррозионного состояния и защищенности тру-
бопроводов от коррозии;
4) контроль за технологическими параметрами транспорта
нефти;
5) оценку теплового воздействия трубопроводов на вечную
мерзлоту, влияние трубопроводов на гидрологию трассы, учет
результатов экологического и технологического мониторинга;
6) оценку результатов испытаний и диагностики трубопро-
водов, целесообразность проведения переиспытаний и по-
вторной диагностики;
7) интегральную оценку работоспособности трубопрово-
дов, прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса
трубопровода.
При разработке системы технической диагностики линей-
ной части нефтепроводов решаются следующие задачи:
определение оптимальной номенклатуры контролируемых
217
параметров состояния трубопровода на этапах его создания и
эксплуатации;
выбор методов контроля параметров состояния трубопро-
вода;
выбор технических средств для контроля параметров со-
стояния трубопроводов и методик контроля;
установление возможности применения унифицированных
(стандартных) средств и методик контроля;
определение порядка сбора, подготовки и долговременного
хранения данных о состоянии объекта диагностирования;
определение порядка решения спорных вопросов и юри-
дической ответственности исполнителя за качество пре-
доставляемой информации и по гарантийным обязательст-
вам;
определение мер защиты от несанкционированного досту-
па к информации, ее искажения и распространения.
Эффективная система комплексной диагностики линейной
части нефтепроводов как линейно-протяженных объектов
должна базироваться на использовании:
статистических методов оценки эксплуатационных свойств
элементов антикоррозионной защиты и интенсивности отка-
зов нефтепроводов, реализуемых в системе нормативных и
проектных требований;
внутритрубной диагностики состояния металла с помощью
внутритрубных инспекционных приборов;
дополнительного дефектоскопического контроля дефектов,
выявленных ВИП;
металлографических и неразрушающих методов оценки
качества и состояния металла трубы;
электрометрических методов оценки состояния пассивной
и активной защиты нефтепроводов;
инструментальной диагностики электрохимической и био-
логической активности среды на потенциально опасных уча-
стках трассы нефтепроводов;
контрольной шурфовки потенциально опасных участков
нефтепроводов;
инструментальной диагностики напряженного состояния
потенциально опасных участков нефтепроводов;
периодических гидравлических переиспытаний потенци-
ально опасных участков нефтепроводов.
Алгоритм мониторинга конструкций и элементов нефте-
проводов, эксплуатируемых при воздействии коррозионно-
опасных сред, с учетом сочетания факторов, способствующих
развитию процессов коррозии, может быть различным. Дей-
218
ствия, вызываемые ими, также неодинаковы. На такой про-
цесс, как коррозия, в самом общем виде влияют все факторы.
Учесть эти факторы в моделях процесса практически невоз-
можно без предварительной оценки степени воздействия ка-
ждого и выявления наиболее значимых из них в каждом кон-
кретном случае. Поэтому для постановки задачи целесооб-
разно базироваться на физико-химической модели механо-
коррозионной прочности, т.е. сопротивляемости конструкций
разрушению под действием механических нагрузок и корро-
зионных сред.
Сущность такой модели состоит в следующем. Каждому
виду коррозионного разрушения металлов соответствует оп-
ределенная группа действующих факторов. Необходимое ус-
ловие оценки опасности коррозионных процессов, установ-
ления эффективности применяемых методов диагностики и
методов защиты от коррозии - выявление значимости фак-
торов.
Многообразие факторов, определяющих сопротивление (/?)
и обратную ему величину - склонность металлических конст-
рукций к разрушениям, может быть выражено следующими
основными условиями:
состоянием антикоррозионной защиты нефтепроводов (3);
напряженно-деформированным состоянием элементов
конструкции нефтепроводов (Н);
воздействием группы основных факторов, изменяющих
свойства металла трубы (М) и влияющих на развитие корро-
зионных процессов;
воздействием среды (С).
Таким образом,
R(t) = f(3 + H+ М + С). (1.95)
Эти условия изменяются во времени (£) на всех стадиях
жизненного цикла нефтепроводов.
В зависимости от конкретных условий в системе 3 - Н -
М - С возможны различные виды разрушения конструкций:
от механического разрушения с высокой скоростью развития
трещины (например, разрушение при низких температурах)
до видов разрушения типа сплошной коррозии при относи-
тельно малых скоростях разрушения без трещинообразова-
ния.
С учетом изложенного выше мониторинг элементов кон-
струкций нефтетранспортных систем при воздействии корро-
зионно-опасных сред должен включать:
219
оценку свойств и состояния антикоррозионной защиты
нефтепроводов (3);
оценку напряженно-деформированного состояния элемен-
тов конструкции нефтепроводов (Н);
комплексную систему оценки свойств и состояния металла
труб (М);
непрерывную оценку воздействия среды (С) как внутри
трубопровода - перекачиваемой, так и окружающей его, ха-
рактеризующуюся ее исходными (расчетными) параметрами
и их изменением в процессе строительства, эксплуатации,
ремонта и вывода из эксплуатации.
При этом система комплексной диагностики элементов
конструкций нефтетранспортных систем, учитывая их ли-
нейную протяженность, должна быть привязана к геоинфор-
мационным системам обеспечения эксплуатационной надеж-
ности нефтепроводов.
1.6.2. ВИДЫ
И КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТОВ
ТРУБОПРОВОДОВ
Дефекты линейной части магистральных неф-
тепроводов подразделяются по виду:
дефекты изоляционных покрытий;
дефекты трубы;
дефекты, связанные с изменением проектного положения
трубопровода, его деформаций и напряженного состояния.
Дефекты трубы по степени опасности классифици-руются
по двум категориям:
дефекты подлежащие ремонту (ДПР);
дефекты первоочередного ремонта (ПОР).
В качестве критерия опасности дефекта приняты величина
разрушающего давления на уровне испытательного давления
и геометрические параметры.
Параметры, по которым классифицируют дефекты трубы,
приведены в табл. 1.20.
Дефектность изоляционных покрытий по степени опасно-
сти регламентируется согласно ГОСТ. В качестве интеграль-
ного критерия предельного состояния изоляционных покры-
тий используется минимальная величина переходного сопро-
тивления изоляции 7?п = 103 Ом м2. Кроме того, оцениваются
эксплуатационные параметры: толщина изоляционных по-
крытий, влагопроницаемость, во до поглощение, сплошность,
220
Таблица 1.20
Классификация дефектов по очередности ремонта
Описание дефекта Дефекты, подлежащие ремонту (ДПР) Дефекты первоочеред- ного ремонта (ПОР)
Дефект геометрии без дополнительных де- фектов и примыкания к сварным швам Глубиной, равной или более 3,5 % диаметра трубы
Дефект геометрии, примыкающий к свар- ному шву или расположенный на сварном шве Глубиной более 6 мм Глубиной, равной или более 1 % диаметра трубы
Дефект геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной, потерей металла Все дефекты Глубиной, равной или более 1 % диаметра трубы, но не менее б мм
Потеря металла Глубиной равной или бо- Глубиной, равной или
(внешняя и внутрен- лее 20 % от толщины стен- более 50 % толщины
няя) ки трубы трубы. Опасные по результа- там расчета на статиче- скую прочность
Риска, царапина, за- дир Все дефекты Глубиной, равной или более 0,2 мм
Трещины по телу тру- бы или в сварном шве — Все дефекты
Расслоение Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Расслоение в около- шовной зоне Размером более 20 мм вдоль продольного и спи- рального швов в зоне 10 мм от линии сплавления и размером более 3,2 мм вдоль кольцевого шва в зоне 25 мм от линии сплавления То же
Расслоение с выходом на поверхность Все дефекты «
Аномалия поперечного Суммарной длиной по Суммарной длиной по
шва окружности, равной или более I/GjlDi, размерами, превышаю- щими допустимые значе- ния по СНиП Ш-42 - 80 и ВСН 012 - 88 окружности равной или более L/3nD„ Опасные по результа- там расчета на статиче- скую прочность
Несплошность плоско- стного типа попереч- ного шва Суммарной длиной по окружности, равной или более 1/6яД,
221
Продолжение табл. 1.20
Описание дефекта Дефекты, подлежащие ремонту (ДПР) Дефекты первоочеред- ного ремонта (ПОР)
Несплошность плоско- стного типа попереч- ного шва Смещение поперечно- го шва Аномалия продольного (спирального) шва Несплошность плоско- стного типа продоль- ного (спирального) шва Смещение продольно- го (спирального) шва Примечание. О( щина стенки трубы. Размерами, превышаю- щими допустимые значе- ния по СНиП Ш-42 — 80 и ВСН 012-88 Размерами, превышаю- щими допустимые значе- ния по СНиП III-42 —80 и ВСН 012-88 Один дефект длиной по оси трубы более 13 мм на длине 150 мм по оси тру- бы или два дефекта дли- ной по оси трубы более 7 мм на длине 150 мм по оси трубы Глубиной равной или бо- лее 10 % от толщины стен- ки трубы Глубиной равной или бо- лее 10 % от толщины стен- ки трубы эозначения: D„ - наружный Опасные по результа- там расчета на статиче- скую прочность Глубиной, равной или более 25 % толщины стенки трубы, и длиной по окружности трубы, равной или более 1/ЗяД„. Опасные по результа- там расчета на статиче- скую прочность Длиной по оси трубы, равной или более Опасные по результа- там расчета на статиче- скую прочность Длиной по оси трубы, равной или более 2^/DHt, при любой глубине. Опасные по результа- там расчета на статиче- скую прочность Длиной по оси трубы, равной или более 3^DH1, при любой глубине смещения. Опасные по результа- там расчета на статиче- скую прочность диаметр трубы; t - тол-
стойкость к отслаиванию под действием катодного тока, адге-
зия, термостойкость и долговечность, которые должны нахо-
диться в пределах нормативных требований.
222
Дефекты, связанные с изменением проектного положения
трубопровода, а также его деформаций и напряженного со-
стояния, оцениваются индивидуально.
1.6.3. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ДЕФЕКТОВ
ТРУБОПРОВОДОВ
Контроль дефектов линейной части трубопро-
водов заключается в проверке соответствия показателей
структурных элементов трубопровода установленным норма-
тивно-техническим требованиям. Главными критериями
оценки являются физические, геометрические и функцио-
нальные показатели, а также технологические признаки ка-
чества, например, отсутствие недопустимых дефектов типа
нарушения сплошности материала, соответствие физико-
механических свойств и структуры материала, геометриче-
ских размеров и чистоты состояния внутренней поверхности
требованиям технической документации и др.
При проведении диагностических работ применяют раз-
рушающие и неразрушающие виды контроля.
К разрушающим методам контроля относятся:
механические испытания образцов, предназначенные для
оценки прочностных свойств материалов;
гидроиспытания отдельных труб или участков трубопрово-
да, предназначенные для оценки, прочностных свойств трубо-
провода и его герметичности.
Разрушающие методы контроля применяются во время
приемосдаточных операций и расследования аварий.
Неразрушающие виды контроля, позволяющие проверить
качество продукции без нарушения ее пригодности к исполь-
зованию, применяются в следующих целях:
выявление дефектов типа нарушения сплошности мате-
риала изделий;
контроль геометрических параметров изделий;
оценка физико-химических свойств материала изделий.
Неразрушающий контроль основан на получении инфор-
мации в виде электрических, световых, звуковых и других
сигналов о качестве проверяемых объектов при взаимодейст-
вии их с физическими полями (электрическим, магнитным,
акустическим и др.) и (или) веществами.
В зависимости от принципа работы средств контроля все
известные в промышленности методы неразрушающего кон-
троля подразделяются на акустические, ультразвуковые, маг-
223
нитные, вихретоковые (электромагнитные), электрические,
оптические, радиационные, радиоволновые, тепловые и ка-
пиллярные.
Сравнительный анализ достоинств и недостатков боль-
шинства из используемых методов представлен в табл. 1.21.
Выбор приборов и оборудования для проведения диагно-
стики должен определяться следующими факторами:
основные технические характеристики и диапазон приме-
нимости диагностической аппаратуры;
технологичность процесса проведения диагностики с по-
мощью данной аппаратуры, включая необходимость доработ-
ки конструкции нефтепровода для прохождения диагностиче-
ской аппаратуры;
выявляемые дефекты;
точность измерения размеров и локализации дефектов;
разграничение внутренних и внешних дефектов;
стоимость проведения диагностики с помощью данной
аппаратуры в сравнении со значимостью полученных дан-
ных;
стоимость проведения диагностики с помощью данной ап-
паратуры в сравнении с альтернативными методами;
наличие программного обеспечения для обработки резуль-
татов диагностики;
интерпретация результатов, удобная для практического
использования.
Для выявления дефектов трубопроводов, относящихся к
заводскому браку, не обнаруженному при приемке труб и
браку СМР, металлургическим дефектам трубы, дефектам
сварочных соединений, дефектам противокоррозионной за-
щиты, в процессе приемо-сдаточных процедур должны быть
проведены:
гидроиспытания отдельных труб, участков трубопровода и
трубопровода в целом;
внутритрубная диагностика трубопровода в целом;
комплексная оценка противокоррозионной защиты трубо-
провода методом измерения разности потенциалов труба -
земля.
Комплексный контроль коррозионного состояния нефте-
проводов основан на применении:
внутритрубных инспекционных профилемеров и дефек-
тоскопов (ультразвукового и магнитного принципа дейст-
вия);
инструментальных электрометрических обследований;
инструментальных магнитометрических обследований.
224
9515 225
Т аблица 1.21
Сравнительный анализ методов контроля, используемых в нефтяной промышленности
Метод НК Дефекты Область применения Преимущества Недостатки
Визуально- оптический Относительно крупные трещины, механические и коррозионные повре- ждения поверхности, нарушения сплошности защитных покрытий, остаточные деформа- ции, течь, следы износа и др. Осмотр Изделий Возможность осмотра боль- ших поверхностей изделий из различных материалов, имеющих разную форму: возможность проведения эффективного контроля в труднодоступных местах кон- струкции (на наличие отно- сительно крупных дефектов) Низкая вероятность об- наружения мелких по- верхностных дефектов; зависимость выявляемо- сти дефектов от субъек- тивных факторов (остро- та зрения, усталость, опыт работы) и условий контроля (освещенность, оптический контраст и ДР)
Цветной [с при- менением соста- вов «К» и «М») Поверхностные откры- тые трещины, поры и коррозия Контроль дета- лей из немагнит- ных материалов Возможность контроля изде- лий, различных по размерам и форме; высокая чувстви- тельность метода и достовер- ность результатов контроля; простота технологии контро- ля; наглядность и докумен- тальность результатов кон- троля Необходимость удаления с контролируемой по- верхности защитных покрытий, смазок, ока- лины и других загрязне- ний; относительно высо- кая трудоемкость ручно- го контроля: большая длительность процесса контроля (0,5-1,5 ч)
Люмин есцентно- красочный Поверхностные откры- тые трещины, поры и коррозия Контроль дета- лей из немагнит- ных материалов Возможность контроля изде- лий, различных по размерам и форме; высокая чувстви- тельность; простота методики контроля; наглядность ре- зультатов: возможность ме- ханизации и автоматизации операций контроля Необходимость удаления с контролируемой по- верхности защитных покрытий, смазок, ока- лины и других загрязне- ний; пониженная по сравнению с цветным красочным методом |
226
Продолжение табл. 1.21
Метод НК Дефекты Область применения Преимущества Недостатки
достоверность результа- тов контроля; относи- тельно большая длитель- ность процесса контроля; необходимость высокой чистоты обработки поверхности
Магнитопорош- ковый Поверхностные и под- поверхностные дефекты - трещины, волосовины, неметаллические вклю- чения, надрывы и др. Контроль дета- лей из ферро- магнитных ма- териалов Возможность контроля изде- лий, различных по размерам и форме; высокая чувстви- тельность, производитель- ность и достоверность ре- зультатов контроля; простота методики контроля; докумен- тальность результатов кон- троля Необходимость удаления относительно толстых защитных покрытий (тол- щиной более 0,1-0,3 мм); сложность автоматизации всего процесса контроля; в ряде случаев затрудне- на расшифровка резуль- татов контроля в связи с выявлением мнимых де- фектов
Вихретоковый Открытые и закрытые поверхностные и подпо- верхностные дефекты. Контроль изде- лий из электро- проводных ма- териалов Возможность выявления трещин без удаления защит- ных покрытий, окислов, сма- зок; возможность выявления малораскрытых трещин (ши- риной у выхода на поверх- ность 0,5 мкм и более) и трещин, перекрытых «мости- ком» деформированного ме- талла; возможность бескон- тактного контроля; возмож- ность легко автоматизировать контроль Зависимость чувстви- тельности метода от раз- меров датчика, которые ограничены возможно- стями технологии его изготовления, в связи с чем она по глубине рас- пространения трещин ниже магнитного и цвет- ного; отсутствие нагляд- ности результатов кон- троля (косвенное наблю- дение); относительная
Ультразвуковой импульсный ме- тод Внутренние скрытые дефекты, а также по- верхностные трещины Контроль изде- лий из магнит- ных и немагнит- ных мате- риалов, об- ладающих свой- ствами упруго- сти
Рентгенографи- ческий Внутренние скрытые дефекты Контроль изде- лий различного назначения
227
сложность определения характера дефектов и их размеров
Высокая чувствительность; возможность выявления по- верхностных и внутренних дефектов при одностороннем доступе к проверяемому объ- екту; высокая производи- тельность и низкая стоимость контроля; относительная про- стота автоматизации контро- ля; прямое измерение толщи- ны стенки и глубины дефекта Необходимость разра- ботки специальных мето- дик и ультразвуковых приборов для каждого контролируемого изде- лия; тщательная очистка поверхности; относи- тельная трудность, а в ряде случаев невозмож- ность контроля деталей сложной формы и с гру- бой поверхностью
Возможность контроля изде- лий различной формы; доку- ментальность результатов контроля Громоздкость и слож- ность рентгеновской аппаратуры; относитель- i но низкая чувствитель- I ность к усталостным i трещинам; недостаточная технологическая манев- ренность при просвечи- вании в полевых услови- ях; относительно низкая производительность и более высокая стоимость контроля на внутренние дефекты по сравнению с ультразвуковым методом; необходимость защиты от рентгеновского излу- чения
Продолжение табл. 1.21
Метод НК Дефекты Область применения Преимущества Недостатки
Г аммаграфиче- ский Внутренние скрытые дефекты Контроль изде- лий различного назначения Автономность, портативность и маневренность гамма- дефектоскопов; документаль- ность результатов контроля Ограниченная интенсив- ность излучения и не- возможность регулиро- вания его энергии, необ- ходимость набора изото- пов; более низкая чувст- вительность по сравне- нию с рентгеновским методом; изменение ин- тенсивности излучения применяемых источников с течением времени
Контроль за изменением проектного положения трубо-
провода, а также за механическими повреждениями, нано-
симыми третьими сторонами, основан на патрулировании
трассы.
Контроль за деформациями и напряженным состоянием
трубопровода в целом не производится. Контроль за дефор-
мациями и напряженным состоянием отдельных участков
трубопровода в особо сложных условиях {при просадках
и пучении на вечной мерзлоте, на переходах через вод-
ные препятствия, в районах оползневых и карстовых прояв-
лений, тектонических разломов и т.д.) возможен с использо-
ванием:
акустико-эмиссионного метода;
тензометрирования.
1.6.4. ПОДГОТОВКА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
НЕФТЕПРОВОДОВ ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ
При подготовке линейной части нефтепрово-
дов к проведению работ по диагностированию его состояния
необходимо учесть данные о предшествующей эксплуатации
нефтепровода, которые должны включать следующие пара-
метры:
ситуацйонный план и профиль трассы;
конструктивные и технологические параметры нефтепро-
вода;
режимы перекачки;
данные о предшествующих процедурах по очистке полос-
ти нефтепровода от парафиносмолистых отложений и посто-
ронних предметов;
данные об исследовании геометрии нефтепровода;
результаты предшествующих инспекций;
данные о ремонтных работах и ликвидации утечек на неф-
тепроводе;
характеристики перекачиваемой нефти, если за основу
взята ультразвуковая дефектоскопия;
требования промышленной безопасности при проведении
диагностики нефтепровода и возникновении нештатных си-
туаций.
В зависимости от используемых методов контроля дефек-
тов трубопроводов требуется различная специальная подго-
товка линейной части нефтепроводов для проведения диагно-
стики.
229
Оценка противокоррозионной защиты на законченном
строительством участке трубопровода методом измерения
разности потенциалов труба — земля требует, чтобы участок
не имел электрических и технологических перемычек с дру-
гими подземными сооружениями. Не допускается также кон-
такт неизолированных концов трубы контролируемого участ-
ка с соседними участками и с грунтом.
На действующих трубопроводах вдоль участка трубопро-
вода в соответствии с проектом должны быть установле-
ны контрольно-измерительные колонки (катодные выводы).
Если эти контрольно-измерительные колонки не установле-
ны, то такой участок считается не подготовленным к испыта-
ниям.
Для проведения инструментальных электрометрических и
магнитометрических обследований, обхода трассы трубопро-
вода требуется вдольтрассовый проход.
Использование шурфования, акустико-эмиссионного мето-
да и тензометрирования требует доступа к трубопроводу и
непосредственного контакта с ним.
При гидроиспытаниях отдельных труб, участков трубопро-
вода и трубопровода в целом, помимо специального оборудо-
вания и доступа к трубопроводу, необходимы источники во-
дозабора и места для сброса воды после гидроиспытаний. В
случае проведения гидроиспытаний зимой с применением
антифризов перед сбросом воды после гидроиспытаний тре-
буется ее очистка.
В результате обследования большого числа трубопроводов,
транспортирующих различные типы нефти и эксплуатирую-
щихся в широком диапазоне природно-климатических усло-
вий, были разработаны наиболее приемлемые правила и по-
рядок внутритрубного диагностического обследования маги-
стральных нефтепроводов.
Одним из главных требований, выполнение которого не-
обходимо для надежного диагностирования линейной части,
является требование к подготовке линейной части МН.
Каждый участок МН, представленный к диагностирова-
нию, обязательно должен быть оборудован камерами пуска и
приема ВИП и очистных устройств (рис. 1.33).
Камеры пуска и приема предназначены для запасовки
внутритрубного инспекционного прибора в трубопровод и
начала его движения, а также для остановки ВИП в конце
обследуемого участка и его выемки. Камера пуска или прие-
ма состоит из корпуса, затвора для открытия или закрытия
камеры, арматуры и трубопроводов технологической обвязки,
230
Рис. 1.33. Схема узла приема-пуска:
/ - камера приема: II - камера пуска; / - магистральный нефтепровод; 2 -
запасовочный патрубок
патрубка для установки запасовочного устройства {на камере
пуска) и других комплектующих узлов, манометров, вантузов,
сигнализаторов прохождения ВИП и скребков. Корпус каме-
ры состоит из расширенной части с затвором и трубы номи-
нального диаметра, соединенных коническим переходником,
и подключенных через выходную задвижку к магистральному
нефтепроводу. Операции по запасовке и выемке ВИП выпол-
няются без остановки перекачки нефти.
Опыт проведения дефектоскопии позволил разработать
оптимальную стратегию как подготовительных, так и непо-
средственно диагностических работ, которые обязательно
должны включать в себя следующие составляющие (для пер-
вичного обследования):
очистку трубопровода от парафиносмолистых отложений,
металлических и посторонних предметов путем пропуска
очистных скребков;
установление реального минимального проходного сечения
трубопровода путем пропуска снаряда-калибра;
устранение крутоизогнутых колен, имеющих радиус изги-
ба менее 1,5 DH и мест критического сужения проходного се-
чения труб (менее 85 % Он);
проведение ревизии опор воздушных переходов;
определение необходимого числа и мест расстановки мар-
керных точек, которые должны быть постоянно зафиксиро-
ваны на трассе нефтепровода и установлены строго над его
осью;
231
определение мер по обеспечению заданной постоянной
скорости движения внутритрубного инспекционного прибора
в период пуска;
предотвращение ситуаций, когда в транспортируемую
нефть может попасть осадок из резервуаров, особенно перед
пропуском внутритрубных инспекционных приборов;
определение схемы связи персонала во время пропуска
ВИП с пусковой, приемной камерами, диспетчером, группами
сопровождения;
определение действий, которые должны быть предприняты
при возникновении нештатных ситуаций при пропуске внут-
ритрубных инспекционных приборов;
полное открытие линейных задвижек и исключение си-
туации, когда они могли быть прикрыты или закрыты во
время движения ВИП, причем неисправные задвижки долж-
ны быть заменены на новые или отремонтированы.
Для обеспечения свободного пропуска ВИП в трубопрово-
де не должно быть отклонений от номинального диаметра и
препятствий (таких как вмятины, гофры ит.д.), из-за которых
ВИП может застрять. Минимальное значение проходного
диаметра должно быть не менее 85 % от наружного диаметра,
поэтому все сужения больших размеров должны быть зара-
нее удалены.
Для получения качественной информации при проведе-
нии внутритрубной диагностики внутреннюю полость тру-
бопровода необходимо тщательно очистить от парафино-
смолистых отложений, остатков глиняных тампонов, появив-
шихся при ремонте трубопровода, а также от посторонних
предметов. Наилучшие результаты очистки получают при
использовании очистных устройств с чистящими дисками,
изготовленными из высококачественного полиуретана по со-
временной технологии, которые обладают лучшими физико-
механическими характеристиками (в том числе по износо-
стойкости) из всех применявшихся для этих целей материа-
лов. В ОАО «АК «Транснефть» разработаны и серийно вы-
пускаются скребки нескольких типов (рис. 1.34):
стандартные типа СКР1 с чистящими дисками;
щеточные типа СКР1-1 с чистящими и щеточными дис-
ками;
двухсекционные типа СКР2 с чистящими и щеточными
дисками и подпружиненными щетками;
магнитными скребками типа СКРЗ с чистящими дисками и
магнитными щетками, предназначенными для сбора металли-
ческих предметов из полости трубы.
232
Основные очистные скребки, используемые в произведет*
венных объединениях - типа СКР1. Этими скребками перио-
дически очищают нефтепровод от парафиносмолистых отло-
жений, а также перед пропуском внутритрубных инспекци-
онных приборов.
Перед пропуском дефектоскопов необходимо также очи-
стить нефтепровод от металлических предметов (огарки элек-
тродов и т.п.), которая проводится при помощи магнитного
скребка типа СКРЗ.
На заключительной стадии очистки, непосредственно пе-
ред пропуском дефектоскопа, очищают трубу путем пропуска
не менее двух специальных (щеточных) скребков типа СКР1-1
или двухсекционными СКР2, которые обеспечивают очистку
и коррозионных карманов на внутренней поверхности трубы.
Объем работ по очистке нефтепровода зависит от типа
перекачиваемой нефти и чистоты внутренней поверхности. В
частности, при дефектоскопии нефтепроводов Западной Си-
бири, транспортирующих малопарафинистую нефть, в боль-
шинстве случаев достаточно использовать штатные средства
очистки, позволяющие получать вполне удовлетворительные
результаты. Для трубопроводов, транспортирующих парафи-
нистую нефть с высоким содержанием асфальтосмолистых
веществ, приходится прибегать к неоднократным очисткам и
использовать при этом специальные устройства.
Перед проведением работ по очистке нефтепровода пер-
сонал, непосредственно участвующий в работе, должен прой-
ти обучение по технологии очистки.
Бригады, сопровождающие очистные скребки по трассе
трубопровода, должны быть обучены принципам работы и
обращения с низкочастотными передатчиками и локаторами,
используемыми для контроля прохождения очистных скреб-
ков по трубопроводу.
Лупинги, резервные нитки и перемычки между параллель-
ными трубопроводами должны быть отключены от основного
трубопровода в течение всего периода от запуска первого
прибора (скребка) до приема последнего прибора (скребка -
при периодической очистке или дефектоскопа - при прове-
дении внутритрубных инспекций).
Пропуск очистных скребков допускается при скорости по-
тока перекачиваемого продукта свыше 0,2 м/с. Наилучшие
условия очистки обеспечиваются при скорости потока около
2 м/с.
Минимальное время между запусками двух очистных
скребков не регламентируется и определяется технологиче-
233
скими возможностями узлов запуска и приема очистных уст-
ройств.
Допускается одновременный прием двух очистных скреб-
ков в камеру приема при наличии конструктивных и тех-
нологических возможностей узла приема очистных уст-
ройств.
Рекомендуемый порядок пропуска очистных скребков:
первый очистной скребок пропускается с открытыми бай-
пас-отверстиями для размыва парафиносмолистых отложений
и предупреждения образования парафиновой пробки;
второй очистной скребок пропускается с закрытыми бай-
пас-отверстиями и обязательно оснащается передатчиком.
При проведении внутритрубных инспекций в течение
пропусков всех снарядов должны быть приняты меры для
предотвращения попадания осадка из резервуаров в диагно-
стируемые трубопроводы.
Число пропускаемых очистных устройств перед проведе-
нием внутритрубных инспекций должно определяться дости-
жением результата, при котором последнее очистное устрой-
ство приходит в приемную камеру без механических повре-
ждений корпуса, ведущих и чистящих дисков, а количество
принесенных парафинсодержащих примесей и металличе-
ских предметов не превышает критериев оценки очистки
нефтепроводов, соответствующих инструкциям по эксплуата-
ции на диагностические снаряды и указанных в табл. 1.22
(опыт очистных работ, проводимых при подготовке к пропус-
ку внутритрубных инспекционных приборов, показывает не-
обходимость 6-14 пропусков очистных устройств).
По результатам очистки специалистами предприятия, вы-
полняющего диагностические работы, принимается решение
о производстве диагностических работ.
Необходимая полнота контроля участка МН должна дости-
гаться на основе реализации 4-уровневой интегрированной
системы диагностирования, предусматривающей определение
параметров дефектов и особенностей трубопровода, выходя-
щих за пределы допустимых значений, которые указаны в
нормативных документах:
Рис. 1.34. Серийные скребки типа СКР:
а - СКР1; б - СКР1-1; в - СКР2; г - СКРЗ; 1 - байпас-отверстия; 2 - бампер;
3 - ведущие диски; 4 - чистящие диски; 5 - манжета; 6 - трансмиттер в за-
щитной раме; 7 - прокладочные диски; 8 - щеточные диски; 9 - прокладки с
радиальными соплами; 10 - подпружиненные щетки; 11 - карданное соеди-
нение; 12 - передатчик для скребка в защитной раме; 13 - ведущий диск
уменьшенного диаметра; 14 - щетки на магнитах
235
Таблица 1.22
Вид внутритруб- ной диагностики Количество парафина или грунта, л, не более Металл — число электродов, шт., не более
взвешенный твердый на 10 км при длине уча- стка более 150 км
Ультразвуке- 5 0,5 1 15
вая Магнитная 10 0,5 1 15
Профилемет- рия 20 1 1 15
дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмя-
тин, гофров, овальности поперечного сечения, выступающих
внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к
уменьшению его проходного сечения;
дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину
стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов
металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке
трубы;
поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в коль-
цевых сварных швах;
продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и
трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.
Работы по внутритрубной инспекции должны проводиться
с применением комплексов технических средств, соответст-
вующих типам определяемых дефектов.
На первом уровне диагностирования (для участков, обсле-
дуемых впервые) прежде всего должна быть получена ин-
формация об особенностях и дефектах геометрии трубопро-
вода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для
получения такой информации следует использовать комплекс
технических средств в составе скребка-калибра и внутри-
трубного профилемера.
По результатам профилеметрии предприятие, эксплуати-
рующее участки нефтепровода, должно устранить сужения,
уменьшающие проходное сечение менее 85 % от наружного
диаметра трубопровода.
На втором уровне диагностирования требуется выявлять
дефекты типа потери металла, вызывающие уменьшение
толщины стенки трубопровода, расслоений, включений в
стенке трубы с использованием внутритрубного ультразвуко-
вого дефектоскопа типа WM с радиально установленными в
236
плоскости поперечного сечения трубы ультразвуковыми дат-
чиками.
На третьем уровне диагностирования необходимо выяв-
лять поперечные трещины и трещиноподобные дефекты в
кольцевых сварных швах с использованием внутритрубного
магнитного дефектоскопа типа MFL или внутритрубного
ультразвукового дефектоскопа типа CD с наклонно располо-
женными в плоскости продольного сечения трубы ультразву-
ковыми датчиками.
Некоторые типы дефектов выявляются различными типа-
ми дефектоскопов (WM, MFL), например коррозия, но отсле-
дить ее рост при пропуске ВИП в разное время невозможно
из-за различий в погрешности определения размеров дефек-
тов (для WM - это ±0,5 мм, а для MFL - ±0,22 t, где t - толщи-
на стенки трубы).
Четвертый уровень диагностирования включает в себя вы-
явление продольных трещин в стенке трубы, трещин и тре-
щиноподобных дефектов в продольных сварных швах с при-
менением внутритрубного ультразвукового дефектоскопа ти-
па CD с наклонно расположенными в плоскости поперечного
сечения трубы ультразвуковыми датчиками.
‘ 1.6.5. МЕТОДЫ
И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА.
ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ
НЕФТЕПРОВОДОВ
При дефектоскопии трубопроводов использу-
ют различные физические методы и приборные средства не-
разрушающего контроля. Ранее основным видом контроля
трубопроводов был контроль кольцевых сварных швов на
стадии строительства или ремонта трубопровода, а также
контроль прочности и герметичности трубопровода, осущест-
вляемый в процессе его гидравлических испытаний повы-
шенным давлением.
Случаи разрушения трубопроводов от дефектов в период
нормативного срока службы показали недостаточность такого
объема контроля.
Для проведения приборного контроля подземного трубо-
провода, находящегося в эксплуатации, требовался доступ к
его наружной поверхности, что влекло за собой необходи-
мость шурфовки, экскавации трубопровода, определяло огра-
237
ниченность объемов и, следовательно, низкую информатив-
ность данного метода контроля. В настоящее время, когда ос-
новным методом контроля находящихся в эксплуатации тру-
бопроводов стала внутритрубная дефектоскопия, осуществ-
ляемая путем сканирования их внутренней поверхности, кон-
троль со стороны наружной поверхности стали применять
только для дополнительной проверки, уточнения параметров
дефектов перед проведением ремонта трубопровода по ре-
зультатам внутритрубной дефектоскопии. Такой контроль
получил название дополнительного дефектоскопического
контроля (ДДК).
С использованием внутритрубных приборов-дефектоско-
пов, перемещаемых по трубопроводу потоком перекачивае-
мого продукта, стало возможным проведение сплошного кон-
троля трубопровода в течение всего срока службы, начиная
от момента ввода в эксплуатацию. При этом область контро-
лируемых параметров значительно расширилась. Кроме де-
фектов в кольцевых сварных швах стало возможным прово-
дить контроль на наличие дефектов в продольных (заводских)
сварных швах; дефектов (аномалий) геометрии - вмятины,
гофры, возникающие при проведении строительно-монтаж-
ных работ; дефектов стенки трубопровода коррозионного и
механического происхождения. К наиболее опасным дефек-
там механического происхождения относятся продольные
риски (царапины) во вмятинах, возникшие под воздействием
рабочих органов землеройных машин (ковша экскаватора,
ножа бульдозера).
Эффективный контроль нефтепроводов на наличие дефек-
тов обеспечивается при использовании внутритрубных при-
боров высокого разрешения, в которых реализованы различ-
ные виды неразрушающего контроля и которые производят
измерения размеров дефектов с достаточно высокой точно-
стью.
Это дает возможность производить экскавацию и устране-
ние в процессе ремонта только тех, ограниченных по числу,
дефектов, которые представляют реальную опасность для це-
лостности нефтепровода.
Необходимая полнота информации о дефектах достигается
при реализации 4-уровневой системы диагностирования, пре-
дусматривающей определение как минимум:
дефектов геометрии трубопровода (вмятин, гофров, оваль-
ности поперечного сечения), ведущих к уменьшению его
проходного сечения;
дефектов потери металла, уменьшающих толщину стенки
238
трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла
и т.п.), а также расслоений, включений;
поперечных трещин в теле трубы, поперечных трещин и
трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;
продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и
трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.
Профилеметрия. Для обнаружения дефектов геометрии
трубопровода - вмятин, гофр, овальностей поперечного сече-
ния используется электронно-механический способ измере-
ний, реализованный в приборах - внутритрубных профиле-
мерах.
Для получения геометрической информации о трубопро-
воде используются электронно-механические устройства —
профилемеры со множеством щупов, которые касаются
внутренней поверхности трубы, отслеживая ее геометрию. В
одноканальной системе перемещения всех щупов суммиру-
ются механическим устройством и датчик (например, потен-
циометр) преобразует их в электрический сигнал, который
после обработки регистрируется в запоминающем устрой-
стве.
В многоканальной системе перемещения одного или не-
скольких щупов преобразуются датчиком в электрический
сигнал и затем регистрируются, при этом число датчиков со-
ответствует числу каналов.
Для Определения положения геометрической особенности
по окружности трубы в приборе предусматривается устрой-
ство для определения местной вертикали (обычно в виде ме-
ханического маятника с датчиком угла поворота), электриче-
ский сигнал которого также регистрируется в запоминающем
устройстве прибора.
Для измерения радиусов поворота внутритрубный профи-
лемер чаще всего выполняют двухсекционным, при этом ме-
ханическое устройство для измерения утла между осями сек-
ций (по типу кулачкового механизма, соединенного с датчи-
ком угла поворота) встраивают в карданный шарнир.
Примером реализации данного метода получения геомет-
рической информации о трубопроводе является внутритруб-
ный профилемер, который применяется на трубопроводах
ОАО «АК «Транснефть».
Внутритрубный профилемер (рис. 1.Х) состоит из двух
секций - стальных герметичных корпусов, связанных между
собой карданным соединением. В передней и задней частях
первой секции установлены манжеты, предназначенные для
центрирования и приведения в движение прибора в трубо-
239
проводе. Коническая манжета, установленная на передней
секции, предотвращает застревание прибора в трубах, имею-
щих тройное разветвление - «тройниках», не оборудованных
предохранительными решетками. В носовой части первой
секции установлен бампер, под которым находится антенна
приемопередатчика в защитном кожухе, а на задней части,
на подпружиненных рычагах, размещены одометрические
колеса, предназначенные для измерения пройденного рас-
стояния.
На второй секции установлены манжеты и измерительная
система, состоящая из множества рычагов с колесами (так
называемый «спайдер») для измерения проходного сечения и
других геометрических особенностей трубы. Колеса спайдера
прижимаются к внутренней поверхности трубы и при дви-
жении профилемера перекатываются через препятствия,
встречающиеся на их пути (поперечные сварные швы, вмя-
тины, выступы и впадины конструктивных элементов трубо-
провода и т.п.), перемещая конец рычага, на котором они ус-
тановлены. Это движение через тяги передается на качаю-
щийся диск, к центру которого через шарниры и тягу под-
соединен движок потенциометра. Перемещение движка по-
тенциометра вызывает изменение сигнала, который затем
преобразуется в цифровую форму и записывается в память
профилемера.
На карданном соединении смонтирована система измере-
ния угла поворота, состоящая из неподвижного «грибка» на
передней секции и находящегося с ним в контакте подвиж-
ного подпружиненного щупа на второй секции, соединенного
с потенциометром. При повороте секций относительно друг
друга «грибок», благодаря своему профилю, сдвигает щуп
пропорционально углу поворота, а потенциометр преобразует
это перемещение в электрический сигнал.
Минимальное проходное сечение трубопровода, необхо-
димое для пропуска профилемера, составляет 70 % внутрен-
него диаметра трубопровода.
Чувствительность измерительной системы прибора состав-
ляет ±2 мм.
Точность измерения высоты вмятин на прямых участках
трубопровода составляет (0,4-0,6) % относительно внешнего
диаметра трубы.
Минимальный радиус отвода, преодолеваемого прибо-
ром (цельнотянутого колена), составляет 1,5 DH при повороте
на 90°.
Внутренний локаторный блок, который защищен бампе-
240
ром, передает электромагнитные сигналы, позволяющие об-
наружить прибор с поверхности земли при помощи перенос-
ного локаторного приемника. В дополнение к этому данный
блок принимает электромагнитные сигналы от внешнего мар-
керного передатчика, которые записываются вместе с теку-
щими измерениями диаметра. Эти маркерные сигналы слу-
жат для поправки одометрической информации о пройден-
ном расстоянии и привязки дефектов к контрольным точкам
на местности, благодаря чему обеспечивают точность до пер-
вого метра относительно ближайшего поперечного сварного
шва.
За один прогон прибора может быть обследован участок
нефтепровода длиной от 300 до 350 км.
Таким образом, в запоминающем устройстве происходит
одновременная регистрация и хранение данных спайдера,
угла поворота, сигналов одометра, сигналов маркерных пере-
датчиков, а также временных отметок.
Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их
геометрические параметры и места расположения определя-
ются по распечатке данных профилеметрии после пропуска
профилемера по трубопроводу.
Некоторые фирмы используют бесконтактный метод про-
филеметрии, основанный на магнитных сенсорах. Каждый
сенсор создает внутри трубы магнитное поле, изменения ко-
торого, возникающие при прохождении дефектов геометрии,
определяют датчики. При обработке информации после про-
гона наряду с дефектами геометрии определяются также ра-
диусы и направление поворота трубы. Недостаток метода -
существенно меньшая, по сравнению с электромеханическим
методом, чувствительность и точность.
При необходимости определения больших радиусов изгиба
трубы могут использоваться навигационные системы на ос-
нове гироскопических приборов, которые обладают высо-
кой чувствительностью и точностью. Эти данные могут ис-
пользоваться для расчета напряженно-деформированного со-
стояния трубы и определения высотно-планового положения
трубы.
Ультразвуковая дефектоскопия. Ультразвуковые дефек-
тоскопы типа WM. Дефекты, обнаруживаемые внутритруб-
ным ультразвуковым дефектоскопом типа WM:
дефекты геометрии без дополнительных дефектов и при-
мыкания к сварным швам;
дефекты геометрии, примыкающие к сварным швам или
расположенные на сварных швах;
241
дефекты геометрии в комбинации с потерей металла;
потери металла точечные, сплошные;
риски, царапины, задиры;
расслоения, расслоения в околошовной зоне;
расслоения с выходом на поверхность;
смещения поперечного сварного шва труб;
разнотолщинности свариваемых труб;
недопустимые конструктивные элементы, ремонтные кон-
струкции и методы ремонта.
Физической основой ультразвуковой дефектоскопии явля-
ется свойство ультразвуковых волн отражаться от несплош-
ностей.
Действие приборов ультразвукового контроля основано на
посылке ультразвуковых импульсов и регистрации отражен-
ных акустических эхосигналов или ослабленных сигналов (в
случае нахождения приемника сигналов в акустической тени,
созданной дефектом).
Посылка ультразвуковых импульсов и прием ультразвуко-
вых сигналов производится пьезоэлементами (пьезоэлектри-
ческими преобразователями), преобразующими переменное
электрическое поле в акустическое поле и наоборот.
В зависимости от типа дефекта ввод ультразвуковых волн
осуществляется по нормали или под определенным углом к
поверхности изделия. При контроле толщины стенки трубы и
контроле дефектов, параллельных стенке трубы (расслоений,
неметаллических включений), ультразвуковые колебания вво-
дятся по нормали к поверхности трубы. При ручном контроле
для этого используются прямые пьезопреобразователи-
искатели (рис. 1.35).
Во внутритрубных дефектоскопах преобразователи ус-
танавливаются в гибком носителе, обеспечивающем фик-
сированный отступ между излучающей поверхностью пре-
образователя и внутренней поверхностью трубопровода
(рис. 1.36).
Толщина стенки трубы или расстояние до несплошности
определяется путем измерения времени прохождения зонди-
рующего (т.е. излучаемого в изделие) импульса от наружной
до внутренней поверхности трубы или от наружной поверх-
ности до несплошности и отраженного импульса в обратном
направлении. При известной скорости распространения
ультразвука в стали (5850 м/с для продольных волн) указан-
ный временной промежуток пропорционален двойной тол-
щине стенки трубопровода или двойному расстоянию до де-
фекта.
242
Рис. 1.35. Схема ультразвукового контроля прямым преобразователем:
1 - зондирующий импульс; 2 - эхоимпульс; ПЭП - пьезоэлектрический пре-
образователь; Д - дефект
Рис. 1.36. Схема установки пьезоэлектрического преобразователя в упругом
носителе внутритрубного дефектоскопа при радиальном прозвучивании
стенки трубопровода:
ПЭП - пьезоэлектрический преобразователь; Т - трубопровод; SO - значе-
ние отступа (stand off); Н - носитель датчиков (ПЭП)
Рассмотрим принципиальную схему работы внутритрубно-
го ультразвукового прибора - толщиномера.
Вне зависимости от некоторых технических отличий на
поверхности подобных устройств всех типов размещены
ультразвуковые датчики, работающие по иммерсионному ме-
тоду (методу погружения), суть которого заключается в том,
243
что пространство между датчиком и исследуемым объектом
полностью заполнено жидкостью (нефтью или нефтепродук-
том).
Ультразвуковые датчики устанавливаются в держателе
прибора так, чтобы они находились перпендикулярно к стен-
ке трубы. После излучении датчиком ультразвукового им-
пульса происходит отражение ультразвукового сигнала сна-
чала от внутренней, а затем от внешней стенки трубы. Отра-
женные сигналы фиксируются ультразвуковым датчиком.
Время прихода первого отраженного сигнала (рис. 1.37)
при известной скорости распространения ультразвука в жид-
кой среде преобразуется в расстояние от датчика до внут-
ренней поверхности стенки трубы (stand off —SO).
Время прихода второго отраженного сигнала при извест-
ной скорости распространения звука в металле преобразует-
ся в толщину стенки трубы (wall thickness — WT).
В случае наружной коррозии время прохождения сигнала
в стенке стальной трубы уменьшается, что дает непосредст-
венно количественную меру потери металла. В случае внут-
ренней коррозии увеличивается время прохождения сигнала
в нефти.
Ультразвуковой метод контроля технического состояния
МН был положен в основу при разработке конструкции
внутритрубного ультразвукового дефектоскопа типа WM.
Ультразвуковой дефектоскоп типа WM (Wall thickness
Measurement - измерение толщины стенки) представляет со-
бой автономное устройство, предназначенное для обследова-
ния трубопроводов в целях определения дефектов стенки
трубы методом ультразвуковой толщинометрии радиально
установленными ультразвуковыми датчиками. Наличие и рас-
положение дефекта в стенке трубы определяется по времени
прихода ультразвуковых сигналов, отраженных от внутрен-
ней и наружной поверхности или неоднородности внутри
стенки трубы, что позволяет устанавливать, кроме наружных
и внутренних потерь металла, различного рода несплошности
в металле трубы, такие как расслоения, шлаковые и иные
включения.
Ультразвуковой дефектоскоп типа WM снабжен системой
измерения пройденного расстояния (одометрические колеса),
системой приема-передачи электромагнитных сигналов низ-
кой частоты, а также программируемой микропроцессорной
системой управления (мастер-системой).
Ультразвуковой дефектоскоп типа WM (рис. 1.XI) состоит
из секций - стальных цилиндрических герметичных корпусов
244
6
1<>нЛирунгщий
импульс данниаи
лхосигнал 1~й яхосшмал 2~й лхосишал
(от внутренней от внешней от внешней
стенки трубы) стенки трубы стенки трубы
Гнг 1.37. Пмищии работы ультровуяовыт датчиков (а) п пцд формируем»»•
«л гагпаяа IM
(с расположённой внутри электроникой, накопителями ин-
формации и батареями) - и носителя датчиков, связанных
между собой при помощи карданных соединений и кабелей.
Число секций и состав каждой секции определяются воз-
можностью компоновки электроники и батарей в ограничен-
ном объеме корпуса, габаритные размеры которого должны
обеспечить контроль трубопровода с определенным проход-
ным сечением и минимальным радиусом поворота трубы. Для
трубопроводов диаметром 1220/1020 мм дефектоскоп выпол-
нен двухсекционным, для трубопроводов диаметром 820 мм и
менее он состоит из трех-пяти секций. В передней части ве-
дущей секции установлен бампер, закрывающий антенну
приемопередатчика, находящуюся в защитном кожухе. Каж-
дая секция и носитель датчиков снабжены полиуретановыми
манжетами, предназначенными для центрирования и обеспе-
чения движения прибора по трубопроводу потоком перека-
чиваемого продукта. На каждом герметичном корпусе раз-
мещены также конические манжеты, служащие для предот-
вращения застревания прибора в тройниках, не оборудован-
ных предохранительными решетками. В задней части секции
электроники на подпружиненных рычагах установлены два
одометрических колеса, предназначенных для получения ин-
формации о пройденном расстоянии.
Носитель датчиков состоит из полиуретановых полозов
коробчатого сечения с установленными в них ультразвуко-
выми датчиками, обеспечивающими постоянное расстояние
от каждого датчика до поверхности трубы. Полозы соедине-
ны между собой плоскими пружинами, благодаря которым
они плотно прилегают к внутренней поверхности трубы. Дат-
чики соединены с модулем электроники специальными кабе-
лями с герморазъемами. Для того чтобы на датчиках не от-
кладывались парафиносмолистые отложения, конструкцией
прибора предусмотрен проток перекачиваемого продукта че-
рез каналы полозов.
Минимальное проходное сечение трубопровода, необхо-
димое для пропуска ультразвукового дефектоскопа, состав-
ляет 85 %, а минимальный радиус поворота на 90° цельнотя-
нутого колена трубы, проходимый прибором, составляет
1,5 DH.
В качестве источника электропитания во внутритрубных
инспекционных приборах используются литиевые батареи,
как имеющие наиболее высокую емкость на единицу объема.
Количество датчиков на дефектоскопе предусмотрено та-
кое, чтобы обеспечить контроль всей внутренней окружности
246
трубы смыкающимися пятнами ультразвуковых лучей (для
1220 мм дефектоскопа, например, количество датчиков - 448).
Вдоль оси трубы опрос ведется через 3,3 мм при скорости
движения прибора 1 м/с. Таким образом обеспечивается
толщинометрия всей внутренней поверхности трубы за один
прогон прибора. Информация от каждого датчика обрабаты-
вается бортовыми компьютерами, сжимается и записывается
в накопителях информации. Информация по любому отрезку
участка может быть извлечена из сжатых данных во время
интерпретации прогона.
Маркерная система дефектоскопа и система определения
местной вертикали построены аналогично таким же системам
внутритрубного профилемера. Внешние маркерные передат-
чики располагаются в точно определенных местах вдоль
трассы нефтепровода, благодаря чему точность определения
координат дефектов достигает ±204-25 см относительно бли-
жайшего кольцевого сварного шва.
Данные, непрерывно поступающие от ультразвуковых дат-
чиков, записываются одновременно с информацией одомет-
рических колес, местной вертикали, временными метками и
поступающими сигналами маркеров, благодаря чему при об-
работке данных осуществляется привязка информации к ме-
стности и окружности трубы. Другими регистрируемыми
данными являются давление среды и температура внутри де-
фектоскойа.
Мастер-система, программируемая перед каждым прого-
ном прибора, контролирует все устройство во время движе-
ния в трубопроводе и позволяет дефектоскопу выполнять
специфические задачи по дистанционному включению и вы-
ключению дефектоскопа.
После окончания прогона по участку трубопровода и из-
влечения дефектоскопа из камеры приема информация счи-
тывается из накопителей и поступает на обработку.
Ультразвуковые дефектоскопы типа CD. Дефекты, выяв-
ляемые внутритрубным ультразвуковым дефектоскопом типа
CD:
дефекты геометрии без дополнительных дефектов и при-
мыкания к сварным швам;
дефекты геометрии, примыкающие к сварному шву или
расположенные на сварном шве;
риски, царапины, задиры;
трещины по телу трубы или в сварных швах;
дефекты сварных швов;
смещения поперечных, продольных швов;
247
расслоения* с выходом на поверхность;
дефекты поверхности (неоднородности поверхности).
При контроле дефектов, ориентированных перпендику-
лярно стенке трубы, и дефектов в сварных швах используют-
ся наклонные преобразователи. При ручном контроле преоб-
разователи устанавливаются в специальных призмах, изго-
товленных из оргстекла (рис. 1.38). Преобразователь в ком-
плекте с такой призмой называется призматическим искате-
лем. На границе между призмой и изделием происходит пре-
ломление луча ультразвуковых волн, вследствие чего угол
ввода а отличается от значения угла падения ультразвукового
луча р. Контроль дефектов в сварных швах может осуществ-
ляться прямым (рис. 1.39, а) или однократно отраженным лу-
чом (рис. 1.39, 6). Чем меньше толщина контролируемого из-
делия, тем больше должен быть угол ввода луча.
Существует несколько методов (схем) ультразвукового
контроля. Наиболее распространенным является импульсный
эхометод, или просто эхометод. Метод основан на регистра-
ции ультразвуковых волн, отраженных от несплошности при
импульсном прозвучивании. Амплитуда эхосигнала при этом
пропорциональна площади несплошности, служащей отража-
телем.
При контроле трещин весьма эффективными оказываются
методы, основанные на регистрации волн, дифрагированных
на концах трещин.
В современных компьютеризированных приборах ультра-
звукового контроля используются блоки из одновременно
работающих 6—14 преобразователей по 3-7 с каждой стороны
шва с различными углами ввода и прозвучиванием всего се-
чения сварного шва по различным схемам. При переме-
рке. 1.38. Схема ультразвуко-
вого контроля наклонным
преобразователем:
ПЭП - пьезоэлектрический
преобразователь; П - призма;
Д - дефект; а, р - углы ввода
и падения ультразвукового
луча соответственно
248
Рис. 1.39. Схема УЗК тонкостенного сварного соединения прямым (о) и од-
нократно отраженным (6) лучами:
П|, П2 - положения призматического искателя при контроле прямым лучом;
П;(, П+ - положения призматического искателя при контроле однократно от-
раженным лучом; 3|, 3-2 ~ зоны прозвучивания сварного шва соответственно
прямым и однократно отраженным лучами
щении блока преобразователей вдоль шва обеспечиваются
непрерывная регистрация амплитуд каждой из схем, обра-
ботка результатов измерений по определенному алгоритму. В
результате удается получить близкие к реальным (а не услов-
ные, как при обычном ультразвуковом контроле) размеры
дефектов, построить объемное изображение дефекта, сохра-
нять полученную информацию в запоминающем устройстве
прибора.
Ультразвуковой контроль используется при производстве
труб на трубных заводах, при строительстве трубопроводов, а
также при их ремонте с заменой «катушки». Контроль свар-
ных соединений производится в соответствии с требования-
ми НТД.
В последнее время разработаны и применяются внутри-
трубные дефектоскопы, позволяющие определять и измерять
трещины и трещиноподобные дефекты в продольных и попе-
речных сварных швах, а также в теле трубы.
Наиболее приемлемым методом определения трещинопо-
добных дефектов, который в основном и используется при
249
разработке дефектоскопов, является теневой с использовани-
ем наклонно расположенных ультразвуковых датчиков.
Метод заключается во введении наклонного ультразвуко-
вого луча в тело трубы и получении этим же датчиком отра-
женного от дефекта сигнала. Угол падения луча (наклона дат-
чика) выбирается таким, чтобы угол распространения пре-
ломленного луча в стенке трубы составлял 45° к поверхности
(рис. 1.40). Необходимый угол падения луча вычисляется по
закону преломления:
sinat _ V]
sina2 v2 '
где cti - угол падения; a2 - угол преломления (угол распро-
странения в стенке трубы а2 = 45°); vt - скорость ультразвука
в связующей среде (в данном случае в нефти V] — 1,2-е-
4-1,7 м/с); v2 - скорость ультразвука в исследуемом материале
(в данном случае в стали v2 = 3,23 м/с).
При заданном угле преломления и в зависимости от типа
нефти получаем угол ввода ультразвукового луча от 15° до 21°
от вертикали.
Ультразвуковая волна, распространяющаяся в стенке тру-
бы, отражается встречающимися трещинами, а частично рас-
сеивается. Наибольший отраженный сигнал приходит от
трещин, расположенных перпендикулярно направлению рас-
Ультразвуковой
датчик
Рис. 1.40. Схема работы на-
клонного ультразвукового
датчика
250
пространения волны. С увеличением угла между направлени-
ем распространения луча и трещиной амплитуда отраженного
луча, приходящего к датчику, уменьшается. Поэтому для об-
наружения разнонаправленных трещин необходимо иметь
как минимум две системы датчиков, расположенных взаимно
перпендикулярно.
На вход ультразвукового датчика приходит очень слож-
ный отраженный сигнал, из которого необходимо извлечь
полезную информацию о наличии трещин и их параметрах.
Это достигается обработкой приходящего сигнала электрон-
ными и программными средствами на борту прибора-
дефектоскопа. Если этого не делать, то потребуется очень
большой объем запоминающего устройства для регистрации
информации.
Вышеописанный принцип обнаружения трещин реализо-
ван во внутритрубном ультразвуковом дефектоскопе типа CD
(Crack Detection - обнаружитель трещин).
Носитель датчиков ультразвукового дефектоскопа CD
сконструирован таким образом, чтобы за один пропуск ска-
нировался весь периметр трубы. Для обнаружения трещин
используется большое число датчиков, расположенных под
углом к осевой плоскости трубы, половина которых сканиру-
ет в одном направлении, а половина - в другом. Число
датчиков подобрано таким, что каждый следующий датчик
сдвинут йа половину диаметра датчика в сторону прозвучи-
вания; кроме того, сканирование осуществляется в обе сто-
роны (рис. 1.41). При этом обеспечивается избыточное
сканирование всех участков стенки трубы, благодаря чему
осуществляется более надежное обнаружение трещин на
фоне возможных ложных сигналов из-за изменений геомет-
рии стенки трубы. Кроме того, часть датчиков расположена
перпендикулярно стенке трубы для осуществления толщино-
метрии. Это необходимо для измерения реальной толщины
стенки, а также для обнаружения поперечных швов и арма-
туры, что требуется для точной привязки дефектов. В реаль-
ности число датчиков, например для прибора 28" (труба
диаметром 720 мм), составляет 480 датчиков, расположен-
ных на 16 полозах, при этом 240 датчиков сканируют по ча-
совой стрелке, 240 - против часовой стрелки. На каждом по-
лозе установлены два датчика для осуществления толщино-
метрии.
Датчики размещены на полиуретановых полозьях, из ко-
торых монтируется очень гибкий носитель, обеспечивающий
неизменное расстояние между датчиками и внутренней по-
251
Рис. 1.41. Схема работы системы ультразвукового дефектоскопа типа CD
верхностью трубы, при этом поддерживается необходимый
угол падения ультразвукового луча.
Для обнаружения продольных трещин используется носи-
тель с поперечным наклоном датчиков, а для обнаружения
поперечных трещин - с продольным наклоном.
Вследствие необходимости использования большого числа
датчиков, а также сложных алгоритмов обработки информа-
ции резко возрастают объем электроники, потребляемая
мощность и, как следствие, число секций и длина внутри-
трубного дефектоскопа.
Внутритрубный дефектоскоп типа CD (рис. 1.XII) состоит
из нескольких стальных герметичных секций (для диаметра
1020/1220 мм - из двух, 820-426 мм - из трех) и носителя
датчиков. На ведущей (батарейной) секции установлен прие-
мопередатчик и три одометрических колеса, два из которых
работают в системе измерения расстояния, а третий участву-
ет в назначении частоты опросов датчиков. При вращении
этого колеса, независимо от скорости движения (в диапазоне
скоростей от 0,25 до 1 м/с), через каждые 2-3 мм дистанции
вырабатывается сигнал на запуск ультразвуковых систем.
При скорости более 1 м/с ультразвуковые системы запуска-
ются с постоянной частотой от встроенного генератора, что
приводит к уменьшению разрешающей способности прибора,
а при обследовании поперечных дефектов и к необнаруже-
нию части дефектов.
В других секциях расположены ультразвуковые блоки, а
также модули электроники и записи данных. Прибор снаб-
жен программируемой микропроцессорной системой управ-
ления, маркерным приемопередатчиком и маятниковой сис-
темой вертикали. Прибор обнаруживает дефекты минималь-
ной длины 50 мм, минимальной глубины 1,5 мм.
252
Магнитная дефектоскопия. Магнитный дефектоскоп MFL.
Дефекты, обнаруживаемые магнитным дефектоскопом;
дефекты геометрии без дополнительных дефектов и при-
мыкания к сварным швам;
дефекты геометрии, примыкающие к сварным швам или
расположенные на сварных швах;
дефекты геометрии в комбинации с потерей металла;
потери металла точечные, сплошные;
риски, царапины, задиры (поперечно ориентированные);
трещины по телу трубы или в сварном шве (поперечно
ориентированные);
расслоения с выходом на поверхность;
дефекты поперечного шва;
смещения поперечного шва;
недопустимые ремонтные конструкции и методы ремонта.
Физическая сущность метода магнитной дефектоскопии
основана на регистрации рассеяния магнитного потока (Mag-
netic Flux Leakage - MFL).
Магнитный контроль основан на индикации эффекта
взаимодействия магнитного поля с контролируемым объек-
том, изготовленным из ферромагнитного материала. Если в
намагниченном металле встречаются области с дефектами-
несплошностями, магнитная проницаемость которых отлича-
ется от магнитной проницаемости основного металла, то по-
являются магнитные поля рассеяния, выходящие наружу.
Индикация этих полей позволяет получить информацию о
дефектах.
Магнитный контроль проводится в приложенном или ос-
таточном магнитном поле. Выбор направления магнитного
поля, а следовательно, и способа намагничивания зависит от
ориентации дефектов. Магнитное поле должно быть перпен-
дикулярно направлению дефекта.
В магнитных приборах, используемых при проведении
внутритрубной дефектоскопии, индикация магнитных полей
рассеяния осуществляется специальными магниточувстви-
тельными датчиками, установленными на упругих носителях
и сканирующими внутреннюю поверхность трубопровода.
Показания датчиков преобразуются в электрические сигналы,
регистрируемые запоминающей системой прибора. Продоль-
ное намагничивание до полного насыщения стенки трубопро-
вода осуществляется мощными постоянными магнитами, ус-
тановленными на корпусе внутритрубного прибора. Замыка-
ние магнитного потока на стенку трубы производится через
гибкие магнитопроводы. Современные магнитные приборы
253
высокого разрешения способны выявлять как дефекты поте-
ри металла, вызывающие уменьшение толщины стенки тру-
бопровода, так и дефекты в сварных швах, и определять, на
какой поверхности находятся дефекты потери металла - на-
ружной или внутренней.
Конструктивная схема внутритрубного магнитного дефек-
тоскопа типа MFL показана на рис. 1.XIIL Магнитное поле,
вектор которого направлен по оси трубопровода, создается
мощными магнитами, установленными на корпусе передней
(магнитной) секции снаряда. Замыкание магнитного контура
между полюсами магнитов и стенкой трубопровода осущест-
вляется через гибкие магнитопроводы, выполненные в виде
стальных щеток.
Первое кольцо датчиков, расположенное между полюсами
магнитов, образуют датчики двух типов - 1 и 3. Основную
часть из них составляют высокочувствительные индуктивные
датчики типа 1, реагирующие только на магнитный поток
рассеяния, обусловленный какими-либо особенностями, де-
фектами стенки трубопровода. Датчики типа 3, которых в
20 раз меньше, чем датчиков типа 1 - это датчики Холла, из-
меряющие абсолютное значение магнитного поля на внут-
ренней поверхности трубопровода. Сигналы таких датчиков
используются для определения толщины стенки трубы.
На второй (приборной) секции магнитного дефектоскопа
имеется кольцо датчиков типа 2, аналогичных датчикам типа
1, но обладающих меньшей чувствительностью и реагирую-
щих только на дефекты потери металла, имеющиеся на внут-
ренней поверхности трубопровода. По сигналам датчиков
типа 1 и типа 2 можно определить, на какой поверхнос-
ти - внутренней или наружной находится особенность (де-
фект).
Для того чтобы обеспечить беспрепятственное прохожде-
ние прибора через сужения, датчики устанавливаются на уп-
ругих носителях, а собственно носители закреплены на «пла-
вающих» кольцах, которые могут перемещаться относительно
корпуса прибора в радиальном направлении, приспосаблива-
ясь к геометрии трубопровода (например, в зоне односторон-
ней вмятины).
Для трубопроводов диаметрами 1020 и 1220 мм прибор
выполнен двухсекционным, для трубопроводов меньших диа-
метров - с числом секций три и более. Секции соединены
между собой буксировочными тягами с универсальными шар-
нирами.
Передняя секция удерживается в центре трубы с помо-
254
щью щеток магнитного контура, а также поддерживающих
колес, расположенных в передней части корпуса равномерно
по окружности и поджимаемых к стенке трубы с помощью
пружин. Спереди и сзади секции размещены манжеты, пред-
назначенные для приведения в движение дефектоскопа.
Вторая секция дефектоскопа содержит систему обработки
и записи данных, батареи. На внешней части корпуса распо-
ложены: второе кольцо датчиков, датчики температуры и
дифференциального давления, элементы внешней электрони-
ки. На передней и задней частях корпуса размещены под-
держивающие колеса, предназначенные для центрирования
прибора в трубе, сзади установлены также три одометриче-
ских колеса, которые работают в системе измерения прой-
денной дистанции и выдачи сигналов опроса датчиков.
В приборах, предназначенных для трубопроводов диамет-
ром 820 мм и менее, электроника размещена в нескольких
секциях.
Магнитный дефектоскоп имеет бортовую систему записи
данных, в состав которой входит счетчик реального времени.
Бортовое время магнитного дефектоскопа перед прогоном
синхронизируется со временем используемого при подготов-
ке персонального компьютера и с приборами маркерной сис-
темы - маглоггерами. Маглоггеры, расставляемые в маркер-
ных точках, реагируют на магнитное поле, создаваемое при-
бором и регистрируют время его прохождения. После прого-
на дефектоскопа информацию с маглоггеров переписывают
на компьютер и используют при обработке данных для опре-
деления местоположения дефектов.
Опрос датчиков производится по сигналам одометриче-
ских колес через 3,3 мм и не зависит от скорости движения
прибора в диапазоне рабочих скоростей от 0,35 до 4 м/с.
1.6.6. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
СОСТОЯНИЯ
ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ
НЕФТЕПРОВОДОВ
При всех способах прокладки кроме надзем-
ной противокоррозионную защиту трубопроводов осуществ-
ляют комплексно: изоляционными покрытиями и средствами
электрохимической защиты, независимо от коррозионной
агрессивности грунта.
При надземной прокладке трубопроводов противокорро-
зионную защиту осуществляют изоляционными покрытиями.
255
Для контроля за состоянием комплексной защиты тру-
бопроводов устанавливают контрольно-измерительные пунк-
ты над осью трубопровода со смещением от нее не далее
0,2 м от точки подключения к трубопроводу контрольного
провода.
В случае расположения трубопровода на участке, где экс-
плуатация контрольно-измерительных пунктов затруднена,
последние могут быть установлены в ближайших удобных
для эксплуатации местах, но не далее 50 м от точки под-
ключения контрольного провода к трубопроводу. Эти кон-
трольно-измерительные пункты должны иметь особую мар-
кировку.
На магистральных трубопроводах контрольно-измеритель-
ные пункты подключают:
на каждом километре (не реже чем через 500 м при пере-
сечении трубопроводом зоны действия блуждающих токов
или грунтов с высокой коррозионной агрессивностью);
на расстоянии трех диаметров трубопровода от точек дре-
нажа установок электрохимической защиты (за исключением
одиночных протекторов) и от электрических перемычек;
у запорной арматуры;
у пересечения трубопроводов с другими металлическими
коммуникациями;
в местах пересечения с естественными и искусственными
препятствиями.
При многониточной системе трубопроводов контрольно-
измерительные пункты устанавливают на каждом трубопро-
воде на одном поперечнике.
На подземных сооружениях насосных станций и других
объектах провода контрольно-измерительных пунктов под-
ключают:
к коммуникациям длиной более 50 м — посередине с ин-
тервалом не более 50 м;
на расстоянии не менее трех диаметров трубопровода от
точек дренажа установок электрохимической защиты;
в местах пересечения коммуникаций;
в местах изменения направления при длине участка ком-
муникации более 50 м;
в местах сближения коммуникаций с сосредоточенны-
ми анодными заземлениями при расстоянии между ними до
50 м.
Допускается не устанавливать контрольно-измерительные
пункты в указанных местах (кроме точек дренажа установок
катодной, протекторной и дренажной защиты), если обес-
256
печена возможность электрического контакта с трубопро-
водом.
Контроль защитных покрытий трубопровода в услови-
ях эксплуатации должен выполняться при комплексном
обследовании интегральными и локальными методами их
оценки.
Интегральная оценка защитных покрытий трубопровода
должна выполняться на основании данных о силе тока уста-
новок катодной защиты и распределения потенциалов вдоль
трубопровода, а также выборочно методом катодной поляри-
зации.
В качестве источника постоянного тока используют катод-
ные станции, действующие на трубопроводе, и их анодные
заземления, в качестве амперметра — амперметр катодной
станции. Подключение вольтметра к трубопроводу осуществ-
ляется в контрольно-измерительных пунктах. Не менее чем
за сутки до проведения измерений выключают установки ка-
тодной защиты на участках трубопровода, примыкающих к
контролируемому.
Во время проведения испытаний измеряют потенциал тру-
бопровода Ue при выключенных установках катодной защиты
(естественную разность потенциалов труба —земля) по всей
длине контролируемого участка. Включают установку катод-
ной защиты и не ранее чем через 3 ч поляризации измеряют
силу тока 7 установки и потенциал L/T31 во всех контрольно-
измерительных пунктах зоны действия этой катодной уста-
новки. После окончания испытаний все отключенные уста-
новки катодной защиты включают и устанавливают требуе-
мые защитные токи.
Сопротивление изоляции (Ом) на контролируемом участке
вычисляют по формуле:
^S=y-Rp. (1-96)
где U — среднее значение смещения потенциала на длине
зоны действия одной установки катодной защиты, В,
I7
и=Г^ 11'97)
V;=i 7
L — длина, определяемая расстоянием между минимальными
защитными значениями потенциалов по обе стороны от мес-
9 - 9515
257
та установки катодной защиты, м; L, — длина z-го участка
(половина расстояния между соседними с данным контроль-
но-измерительными пунктами), м, с потенциалом Uh В, вы-
числяемым по формуле:
(Ji t-Д-з 1
(1.98)
L/T31 — потенциал на z-м участке, измеренный после включе-
ния установки катодной защиты, В; Ue — естественная раз-
ность потенциалов на z-м участке, В; к — число контрольно-
измерительных пунктов на контролируемом участке; j —
плотность тока, А/м,
I
nDL'
(1.99)
I — сила тока установки катодной защиты, A; D — диаметр
трубопровода, м.
Сопротивление изоляции трубопровода 7?из1, Ом м2, нахо-
дят из выражения
L2
RK3l=7----(1.100)
/ Л1 Г 1
V Li
где т — число установок катодной защиты на участке трубо-
провода длиной L, м.
Локальная оценка состояния защитных покрытий трубо-
провода должна производиться выборочно (согласно НТД)
осмотром изоляции в шурфах по результатам измерений: по-
тенциала методом выносного электрода сравнения и/или
обследования искателем повреждений изоляции; продоль-
ного или поперечного градиента потенциалов в грунте с пре-
рыванием или без прерывания тока установок катодной за-
щиты.
Предельный срок службы изоляционных покрытий под-
земных трубопроводов обусловлен временем, в течение кото-
рого значение переходного сопротивления изоляции Rn сни-
зится до 103 Ом-м2. Переходное сопротивление изоляции для
всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 8
раз через 20 лет эксплуатации.
При контроле защитных покрытий трубопроводов при
надземной прокладке проверяют:
для металлических покрытий сплошность, толщину, адге-
258
зию — не менее чем на 1 % труб и в местах, вызывающих
сомнение, по НТД;
для лакокрасочных и стеклоэмалевых покрытий состояние
поверхности, толщину, сплошность, адгезию лакокрасочных
покрытий — не менее чем на 1 % труб и в местах, вызываю-
щих сомнение;
для покрытий из консистентных смазок сплошность, тол-
щину.
При контроле установок электрохимической защиты про-
водят:
измерение силы тока и напряжения на выходе стан-
ций катодной защиты (по встроенным приборам или внеш-
ними приборами, подсоединяемыми к измерительным клем-
мам);
снятие показаний прибора оценки суммарного времени
работы под нагрузкой катодной станции в заданном режиме
и/или счетчика электроэнергии;
измерение среднечасовой силы тока дренажа и защитных
потенциалов в точке дренажа в период минимальной и мак-
симальной нагрузок источника блуждающих токов в соответ-
ствии с НТД;
измерение силы тока протекторной установки;
измерение защитных потенциалов в точках дренажа уста-
новок катодной и протекторной защиты;
определение скорости коррозии трубопровода при катод-
ной поляризации по НТД.
Защитные потенциалы на всех контрольно-измерительных
пунктах следует измерять не реже 2 раз в год относительно
неполяризующегося электрода сравнения прибором с вход-
ным сопротивлением не менее 10 МОм.
Эти измерения проводят один раз в год в следующих слу-
чаях:
если проводится дистанционный контроль установок элек-
трохимической защиты;
если проводится контроль защитного потенциала не реже
1 раза в 3 мес в отдельных наиболее коррозионно-опасных
точках трубопровода, расположенных между установками
электрохимической защиты;
если период положительных среднесуточных температур
окружающего воздуха менее 150 сут в году.
На коррозионно-опасных участках трубопроводов (в том
числе при длине защитной зоны менее 3 км) и участках,
имеющих минимальные (по абсолютной величине) значения
защитных потенциалов, дополнительные измерения защит-
9*
259
ных потенциалов должны проводиться с помощью выносного
электрода сравнения, в том числе с использованием метода
отключения, непрерывно или с шагом не более 10 м (в соот-
ветствии с НТД) не менее 1 раза в 3 года, в период макси-
мального увлажнения грунта, а также дополнительно в случа-
ях изменения режимов работы установок катодной защиты и
при изменениях, связанных с развитием системы электрохи-
мической защиты, источников блуждающих токов и сети
подземных трубопроводов.
Защищенность трубопроводов оценивают по протяженно-
сти и по времени, а также интегрально по произведению за-
щищенности по протяженности на защищенность по вре-
мени.
Защищенность по протяженности определяют ежегодно,
как отношение длины участков, имеющих защитные потен-
циалы не менее требуемых значений, к общей длине данного
трубопровода.
Защищенность по времени определяют ежеквартально,
как отношение суммарного времени нормальной работы в
установленном режиме всех средств защиты за отчетный пе-
риод к длительности отчетного периода, умноженного на ко-
личество средств защиты данного участка.
Проверку работы установок электрохимической защиты
следует осуществлять в соответствии с НТД на конкретные
виды трубопроводов с периодичностью:
2 раза в год — на установках электрохимической защиты,
обеспеченных дистанционным контролем, и установках про-
текторной защиты;
2 раза в месяц — на установках электрохимической защи-
ты, не обеспеченных дистанционным контролем;
4 раза в месяц — на установках электрохимической защи-
ты, не обеспеченных дистанционным контролем, в зоне блу-
ждающих токов.
При комплексном обследовании противокоррозионной
защиты трубопроводов должно быть определено состояние
изоляционного покрытия (сопротивление изоляции, места
нарушения ее сплошности, изменение физико-механических
свойств за время эксплуатации и др.), степень электрохими-
ческой защиты (наличие защитного потенциала на всей по-
верхности трубопровода) и коррозионное состояние трубо-
провода (по результатам электрометрии, шурфовки, при-
борами внутритрубной дефектоскопии или другими мето-
дами) .
Комплексное обследование трубопроводов для определе-
260
ния их коррозионного состояния и состояния противокорро-
зионной защиты должно проводиться на участках высокой
коррозионной опасности не реже 1 раза в 5 лет, а на осталь-
ных участках — не реже 1 раза в 10 лет.
1.6.7. ДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ
МАГНИТОМЕТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ
Бесконтактный магнитометрический метод
основан на регистрации и анализе аномалий напряженности
магнитного поля в зонах концентрации продольных и попе-
речных напряжений, обусловленных процессами пластиче-
ской деформации, изменением структуры в зонах предраз-
рушения и разрушения металла. Метод обеспечивает обна-
ружение и регистрацию участков зарождающихся и разви-
вающихся дефектов, оценивает скорость развития дефектов,
а также позволяет классифицировать дефекты по степени их
опасности.
Особенности магнитометрического метода обнаружения и
регистрации аномалий не гарантируют выявления дефектов,
не вызывающих изменение уровня напряженно-деформиро-
ванного состояния металла (сквозные дефекты, питтинговые
коррозионные поражения).
Комплексное магнитометрическое обследование техниче-
ского состояния трубопровода предусматривает следующих
проведение работ:
анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной
документации;
визуально-измерительный контроль трассы трубопровода;
подготовительные работы для магнитометрического обсле-
дования;
магнитометрическое бесконтактное обследование трубо-
провода;
камеральная обработка данных магнитометрического об-
следования;
разметка участков трубопровода под контрольные шурфы;
обследование трубопровода в контрольных шурфах;
идентификация выявленных дефектов трубопровода и
ранжирование их по степени опасности;
оформление результатов диагностического обследования.
Для проведения бесконтактного магнитометрического об-
следования используются приборы СКИФ.
261
Типы выявляемых дефектов: трещиноподобные дефекты со
следующими характеристиками: дефекты сварных швов; ло-
кальные коррозионные язвы; изменения толщины стенок
труб; вмятины, гофры; отклонения от проектной оси залега-
ния.
Параметры выявляемых дефектов: минимальная длина
выявляемого дефекта — от 10 мм; раскрытие выявляемого
дефекта — 300 мкм; глубина выявляемых дефектов — начи-
ная от 10 % от толщины стенки трубы.
Погрешности определения: длины трещин — до 20 % (при
длине трещин более 10 мм); глубины поверхностных тре-
щин — 50 %: погрешность определения потери толщины
стенки трубы — 30 %.
Требования к контролируемой поверхности: обнаружение
дефектов и изменения потери площади сечения трубы воз-
можно бесконтактно в рабочем режиме эксплуатации, с изо-
ляционным покрытием и при наличии объемных продуктов в
коррозии.
Расстояние между магнитометром и трубопроводом (от-
клонения от оси, глубина заложения): 1,5+3 диаметра трубы в
горизонтальной плоскости и до 12 диаметров по глубине за-
легания в зависимости от рабочего давления. Конструкция
дефектоскопа позволяет отслеживать ось трубопровода и глу-
бину заложения.
Регистрация данных: первичная информация отображает-
ся на табло и записывается в память прибора с шагом 0,25 м.
Емкость памяти накопителя достаточна для непрерывной за-
писи информации на 30 км трассы.
Технические характеристики
Габаритные размеры, мм..........................
Подключение IBM PC..............................
Скорость контроля, м/с, не более................
Шаг сканирования, м.............................
Диапазон рабочих температур, °C.................
Диаметры обследуемых трубопроводов, мм..........
Толщина стенок трубы, мм........................
Класс защиты внешней оболочкой..................
Масса магнитного дефектоскопа МБС-04 СКИФ, кг...
Питание:
аккумуляторные батареи.......................
230x600x130
Через линию RS-232
2
> 0,1
-15ч-+ 40
56-1420
2,8-22
IP-66
4,9
PS1212 или аналогич-
ные
внешний источник постоянного тока напряжением 9 — 12 В
Время непрерывной работы, ч, не менее......... 8
Регистрация аномалий магнитного поля над ферромаг-
нитным объектом производится при помощи гальваномагнит-
ных преобразователей — феррозондовых датчиков. Электро-
262
механическое сканирование поверхности земли над тру-
бопроводом осуществляется при перемещении строчных
преобразователей вдоль оси трубопровода. Результирую-
щий сигнал характеризуется разностью напряженностей маг-
нитного поля дефектного и бездефектного участков трубо-
провода.
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 концентра-
ции продольных и поперечных напряжений. Сварной шов
как конструктивный элемент трубопровода является концен-
тратором напряжений в стенке трубы и увеличивает напря-
жения в 1,5—1,6 раза. Дефектный сварной шов увеличивает
напряжения более чем в 2 раза. Как правило, старение ме-
талла приводит к росту напряжений, возникновению и раз-
витию дефектов и предрасположенности к разрушению. Ос-
новные результаты обследования представляются графиками
автоматической регистрации параметров магнитного поля с
выявленными аномалиями напряженно-деформированного
состояния металла.
В результате компьютеризованной обработки и расшиф-
ровки полученной информации на графике-магнитограмме
трубопровода выявляется местоположение участков с анома-
лиями магнитного поля, сопряженными с зонами отклонения
уровня напряженно-деформированного состояния от фоно-
вых значений — зонами дефектов.
1.6.8. ОБРАБОТКА И ПРЕДСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ НЕФТЕПРОВОДОВ
Принцип измерения ультразвуковым дефек-
тоскопом типа WM. Внутритрубный инспекционный при-
бор WM предназначен для оценки состояния трубопроводов
методом ультразвукового сканирования. Его измерительная
система, основанная на методе ультразвуковой локации, ис-
пользуется для определения остаточной толщины стенок
труб.
Принцип работы дефектоскопа основан на измерении
времени прихода отраженных сигналов от внутренней и
внешней поверхностей стенки трубы. Время прихода первого
отраженного сигнала преобразуется в расстояние от датчика
263
до внутренней поверхности стенки трубы, а время прихода
второго — в толщину стенки (рис. 1.42).
Местоположение коррозии, которая проявляется в виде
уменьшения толщины стенки, определяется при анализе рас-
стояния между датчиком и стенкой трубы (отступ, или stand
off):
если отступ увеличивается, то дефект интерпретируется
как внутренняя потеря металла;
Рис. 1.42. Принцип работы ультразвукового дефектоскопа
264
если отступ остается неизменным, то дефект интерпрети-
руется как внешняя потеря металла.
Ультразвуковой сигнал отражается также и от различных
неоднородностей в толще металла стенки трубы, позволяя
тем самым определять кроме наружных или внутренних по-
терь металла различного рода несплошности в металле тру-
бы — расслоения, шлаковые и иные включения (рис. 1.43).
Для того чтобы избежать ложных замеров толщины стен-
ки, что может быть вызвано переотражениями ультразвуко-
вого сигнала, системой электроники прибора фиксируются
отраженные импульсы через определенный временной про-
межуток — так называемое время задержки триггерного сиг-
нала.
После того, как от внутренней поверхности стенки трубы
принято ультразвуковое эхо, прием прерывается для того,
чтобы подавить многократные отражения. Во время задержки
триггерного сигнала ультразвуковые эхосигналы не прини-
маются, поскольку они могут быть ложно интерпретированы
как значения толщины стенки. Следовательно, значения тол-
щины стенки, находящиеся в пределах времени задержки
триггерного сигнала, не могут быть замерены при первом
эхосигнале от задней стенки. В этом случае производится за-
мер первого эхосигнала после окончания времени запаздыва-
Ультразвуковой
датчик
Расслое
Расслоение,
примыкающее к
' сварному шву
Рис. 1.43. Схема определения ультразвуковым сигналом несплошности в
металле трубы
265
ния триггерного сигнала (обычно это второе по счету эхо от
внешней поверхности стенки), причем замеренное значение
показывает удвоенную толщину стенки. Практический опыт
показывает, что такие вторичные эхосигналы могут быть
обнаружены и интерпретированы.
ВИП WM движется в потоке жидкого продукта внутри
трубопровода. Внутритрубный ультразвуковой дефектоскоп
автоматически осуществляет периодические замеры толщины
стенок трубопровода с дискретностью 3 мм по длине (при
скорости потока 1 м/с) и 8 мм по окружности трубопровода.
В результате одного диагностического обследования трубо-
провода прибор приносит информацию объемом в десятки
Гбайт. Во время проведения инспекции информация от ульт-
развуковых датчиков обрабатывается внутри прибора и по-
ступает на хранение в устройства памяти ВИП (DAT-
накопители) .
Записываемые данные представляют собой совокупность
ультразвуковых измерений толщины стенки трубы и рас-
стояния от датчиков до внутренней стенки трубы, показаний
одометрической информации (информации о пройденном
прибором расстоянии), давлении окружающей среды, темпе-
ратуре и т.п. Все эти данные жестко увязываются друг с дру-
гом при помощи микропроцессорных систем дефектоскопа,
подвергаются компрессии и в сжатом виде записываются на
магнитную ленту.
Система измерения расстояния основана на получении
импульсов от одометрических колес. Каждому обороту колеса
соответствуют восемь импульсов. Дистанция, соответствую-
щая одному импульсу, определяется автоматически бортовым
компьютером прибора по заданному диаметру одометриче-
ского колеса.
ВИП WM оснащен системой приема-передачи электромаг-
нитных сигналов низкой частоты (22 Гц) с целью локализации
прибора в трубопроводе (при передаче сигналов), а также для
получения по дистанции отметок маркерных пунктов (при
приеме сигналов внешнего передатчика) на информации по
ультразвуковой диагностике для привязки дефектов к мест-
ности.
Дефекты привязываются к ближайшим точкам-ориенти-
рам (маркерным пунктам, задвижкам, вантузам), а также к
ближайшим поперечным кольцевым сварным швам с точно-
стью ±0,25 м.
Необходимо отметить важность сохранения маркерных
пунктов на весь срок функционирования нефтепровода. При
266
повторных пропусках ВИП привязка к одним и тем же мар-
керным пунктам даст возможность идентифицировать любой
обнаруженный дефект и сравнить нынешнее состояние с
прошлым его состоянием. Это представляется важным для
оценки скорости развития дефектов нефтепровода.
Процедура обработки данных ультразвуковой диагности-
ки. После прогона дефектоскопа носители диагностической
информации о состоянии трубопровода переписываются на
носители прямого доступа: оптические диски (WORM) или
компакт-диски (CD-ROM), и затем обрабатываются на специ-
альных компьютерах.
В фазе обработки специалисты интерпретируют данные
диагностики с целью идентификации особенностей и выдачи
сертификатов на дефекты трубопровода с их описанием и
привязкой к ближайшим точкам — ориентирам и попереч-
ным кольцевым сварным швам.
Результаты внутритрубного обследования представляются
на экране дисплея высокого разрешения в виде развернутых
фрагментов стенки трубопровода длиной 1,5 — 2 м, окрашен-
ных в различные цвета в зависимости от значений толщины
стенки.
Номинальная толщина стенки трубопровода имеет на эк-
ране черный цвет. Изменения толщины стенки в сторону ее
утонения отображаются оттенками красного цвета. При
утолщении стенки изменения отображаются оттенками сине-
го цвета.
Работа по обработке данных ультразвуковой диагностики
заключается в постепенном просмотре внутренней полости
трубопровода для обнаружения отклонений толщины стенки
от номинального значения. Специалисты по обработке дан-
ных называют отклонения «особенностями трубопровода».
По результатам ультразвуковой диагностики получают ин-
формацию о геометрических размерах обнаруженных дефек-
тов: длине, ширине и глубине; угловом местоположении, ори-
ентации относительно оси трубы и угле к поверхности стенки
трубы (рис. 1.XIV).
Таким образом, метр за метром, осуществляется обработка
данных. В среднем оператор за рабочую смену обследует
1,0—1,5 км трубопровода. Все обнаруженные особенности
заносятся в Журнал особенностей трубопровода. Этот жур-
нал содержит полное описание различного рода дефектов
(потерь металла, расслоений, вмятин и т.д.), а также специ-
фических элементов, расположенных на данном участке неф-
тепровода (задвижки, вантузы, трубная арматура, заплаты и
267
др.), с указанием всех геометрических параметров (мм) и их
местоположения в нефтепроводе по дистанции (м) и угловому
положению (градус).
Одновременно с описанием особенностей трубопровода
составляется Журнал раскладки труб. Этот журнал представ-
ляет собой полный перечень всех труб нефтепровода с ука-
занием дистанции, длины, средней толщины стенки трубы,
типа труб (прямошовная, бесшовная, спирально-шовная, за-
движка, тройник), а также с указанием на угол примыкания
продольного или спирального шва к кольцевому сварному
стыку. Эта информация необходима для поиска дефектов при
вскрытии нефтепровода, т.е. организация, эксплуатирующая
нефтепровод, всегда сможет проверить правильность попада-
ния на искомую дефектосодержащую трубу. В журнал зано-
сится фактически выполненная строителями раскладка труб
на диагностируемом участке трубопровода.
На наиболее опасные дефекты, требующие первоочеред-
ного ремонта, составляются сертификаты, а если дефект
очень глубокий, т.е. остаточная толщина стенки составляет
менее 50 % номинальной толщины или коррозия затронула
сварные швы, то эксплуатирующую нефтепровод организа-
цию немедленно извещают о таком факте.
На заключительном этапе обработки формируются Жур-
нал особенностей и Журнал раскладки труб на весь продиаг-
ностированный участок трубопровода. Тщательно выверяется
расположение маркерных пунктов и составляется список то-
чек-ориентиров, в который входят задвижки линейной части,
вантузы, маркерные пункты, установленные на местности и
зафиксированные прибором. Этот список используется орга-
низацией, эксплуатирующей нефтепровод, для нахождения
дефектов трубопровода на местности.
По результатам обработки выпускается Технический от-
чет. В его текстовой части описывается порядок исполнения
и приводятся результаты диагностических работ, а также
присутствует разнообразная статистическая информация:
распределение особенностей по видам и по дистанции, де-
фектность труб.
Информация, предоставляемая организации, эксплуати-
рующей нефтепровод, в таком объеме, позволяет знать о ре-
альном состоянии эксплуатируемого участка трубопровода.
Кроме этого, организации, эксплуатирующей нефтепровод,
высылается полная электронная копия технического отчета
на дискете.
После завершения обработки данных Журнал особенно-
268
стей служит основой для расчетов на прочность обнаружен-
ных дефектов. На этой стадии выявляются дефекты стенки
труб обследованного участка нефтепровода. Сведения об
этих дефектах содержатся в оформленных на каждый из них
сертификатах.
В зависимости от вида дефекта расчет на статическую
прочность осуществляется по одной из семи схем расчета:
1) расслоение;
2) расслоение с выходом на поверхность;
3) расслоение в околошовной зоне (продольный или спи-
ральный швы);
4) механическая или металлургическая потеря металла;
5) риска;
6) коррозийная потеря металла;
7) изменение толщины стенки.
Расчет на статическую прочность секций трубопровода с
дефектами проводится из условия нагружения каждой из них
внутренним нормативным давлением перекачки нефти. Зна-
чения коэффициентов для расчета нормативного давления
берутся из СНиП. Для расчетов используются следующие
данные: год постройки трубопровода, марка стали трубы и ее
характеристики, категории участков трубопровода и проект-
ное давление.
В результате расчетов по степени опасности дефекты де-
лятся на дефекты первоочередного ремонта (ПОР) и дефекты,
подлежащие ремонту (ДПР). Дефектами первоочередного ре-
монта являются дефекты, представляющие повышенную
опасность для целостности трубопровода при его эксплуата-
ции и подлежащие ремонту в первую очередь.
В стенках трубопроводов ВИП WM регистрирует те де-
фекты, которые связаны с уменьшением толщины стенки
(коррозия, эрозия, риски), с нарушением сплошности (рас-
слоения) и однородности (инородные включения, газовые ра-
ковины) металла стенки трубы и с изменением геометрии
трубы (вмятины и гофры).
Можно отметить, что подавляющая часть дефектов, обна-
руживаемых во время обработки данных прогонов дефекто-
скопа WM, относятся к металлургическим дефектам труб
(расслоения различного вида, включения, закаты, риски). Ре-
же встречаются дефекты строительно-монтажных работ (ца-
рапины, задиры, вмятины, гофры), а также коррозийные по-
вреждения, возникающие вследствие нарушения изоляцион-
ного покрытия трубопровода, слабой эффективности или
полного отсутствия средств электрохимической защиты.
269
Обработка и представление результатов диагностики ли-
нейной части магистральных трубопроводов магнитным де-
фектоскопом типа MFL. Внутритрубный инспекционный
прибор — магнитный дефектоскоп MFL предназначен для
оценки состояния стенок трубопровода методом регистрации
изменения в рассеянии магнитного потока. Принцип, на ко-
тором основан метод магнитной диагностики, относительно
прост. Диагностический прибор MFL оснащен постоянными
магнитами, которые создают в теле трубы мощное магнитное
поле. Магнитный поток передается на стенку трубы с помо-
щью стальных щеток, крепящихся к магнитному контуру
ВИП. Во время движения дефектоскопа вдоль трубопровода
датчики, установленные между магнитными полюсами, реги-
стрируют изменения (нарушения) магнитного потока.
Дефектоскоп MFL оснащен датчиками трех разных типов.
Датчики высокого разрешения типа 1 являются основными
и предназначены для обнаружения и точного измерения де-
фектов. Они являются пассивными датчиками, расположен-
ными между полюсами магнитов. В трубах с постоянной (но-
минальной) толщиной стенки не происходит рассеяние маг-
нитного потока за пределы поверхности трубы и датчики
сигнал не регистрируют. Наличие в трубе дефекта (трещины,
аномалии) вызывает рассеяние магнитного потока, в резуль-
тате датчики регистрируют сигнал (рис. 1.44).
Датчики вырабатывают импульсы при прохождении через
особенность, которая вызывает нарушение магнитного поля.
В зависимости от полярности сигнала можно определить, чем
вызвано изменение магнитного поля — потерей или прирос-
том металла.
Для определения местоположения потери металла на внут-
магнитного контура
магнитного контура
Рис. 1.44. Принцип регистрации сигналов датчиками типа 1
270
ренней или внешней поверхности трубы предназначены дат-
чики низкого разрешения типа 2. В нижнюю часть блока дат-
чиков этого типа встроены небольшие постоянные магниты.
Они создают локальное магнитное поле, сфера действия ко-
торого позволяет обнаружить наличие особенностей только в
области внутренней поверхности стенки трубы (рис. 1.45).
Датчики типа 3 отличаются от датчиков двух предыдущих
типов. Они представляют собой активные датчики, принцип
работы которых основан на эффекте Холла. Эти датчики
способны измерять абсолютные значения силы магнитного
поля, действующего на внутреннюю поверхность стенки тру-
бы. Сигналы датчиков типа 3 преобразуются в значения но-
минальной толщины стенки.
Информация от датчиков обрабатывается внутри прибора
непосредственно во время прогона и поступает на хранение в
устройство памяти ВИП MFL.
Датчики типов 1 и 2 опрашиваются через каждые 3,3 мм
дистанции, а датчики типа 3 через каждые 100 мм дистанции.
Полученные от датчиков сигналы в электронной системе
ВИП MFL интегрируются и преобразуются из аналоговой
формы в цифровую, после чего записываются на магнитную
ленту.
Система измерения расстояния основана на получении
импульсов от одометрических колес. Одному импульсу соот-
ветствуем дистанция 3,3 мм.
Процедура обработки данных магнитной диагностики.
После прогона данные магнитной диагностики переписыва-
ются на магнитный носитель длительного хранения (DLT-
кассета) и обрабатываются на компьютерах. Обработка дан-
ных производится на сертифицированном оборудовании с
использованием лицензионного программного обеспечения и
Рис. 1.45. Принцип регистрации сигналов датчиками типа 2
271
предварительной проверкой оборудования на наличие ком-
пьютерных вирусов.
С магнитного носителя данные инспекции транслируются
на жесткий диск вычислительной машины. Обработка данных
магнитной диагностики происходит автоматически при по-
мощи специализированного программного обеспечения. При
этом используются соответствующие математические модели,
которые позволяют определять размеры и тип особенностей
трубопровода.
Заключительной фазой является анализ полученных дан-
ных специалистами с целью проверки результатов машинной
обработки, идентификации всех арматурных элементов,
уточнения типов особенностей, расчета степени потерь ме-
талла и выдача сертификатов на дефекты, требующие перво-
очередного ремонта, с их описанием и привязкой к ближай-
шим точкам-ориентирам и поперечным кольцевым сварным
швам. По результатам обработки формируется база данных
инспекции. Сопоставление ее с базой данных, полученной
при ультразвуковой диагностике, позволяет сохранить одина-
ковую нумерацию соответствующих труб, номеров обнару-
женных ранее особенностей и при условии сохранения орга-
низацией, эксплуатирующей нефтепровод, маркерных пунк-
тов, номеров соответствующих точек-ориентиров.
На заключительном этапе обработки формируются Жур-
нал особенностей и Журнал раскладки труб. Содержание
этих документов аналогично журналам, составляемым при
обработке результатов ультразвуковой дефектоскопии. По
результатам обработки выпускается Технический отчет, в
текстовой части которого описывается порядок исполнения и
приводятся результаты диагностических работ, а также при-
сутствует разнообразная статистическая информация: рас-
пределение особенностей по видам и по дистанции, дефект-
ность труб.
На наиболее опасные дефекты, требующие первоочеред-
ного ремонта, выдаются сертификаты.
Сертификат состоит из трех частей:
1. Характеристика дефекта — в данной части сертификата
излагается описание дефекта и его параметры (длина, глуби-
на и т.д.).
2. Координаты дефекта (местонахождение) — в данной
части сертификата приводится информация, позволяющая
вычислить координаты дефекта для его экскавации. Местона-
хождение дефекта соотносится с ближайшими точками-
ориентирами.
272
3. Графическая часть. Каждый сертификат сопровождает-
ся рисунками с графическим отображением линий магнитно-
го поля в районе опасного дефекта (рис. 1.XV). При наличии
информации о результатах предыдущих внутритрубных ин-
спекций и электрометрических исследований проводится
анализ динамики изменения технического состояния трубо-
провода, а именно: развитие дефектов во времени, с учетом
влияния условий трассы, состояния изоляции и катодной за-
щиты.
1.6.9. ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ДИАГНОСТИКИ
Как уже было отмечено, для магистральных
трубопроводов типичны повреждения следующих видов:
нарушения формы (эллиптичность трубы, вмятины, гофры,
сварные швы);
нетрещиноподобные повреждения (царапины, задиры,
коррозионные пятна);
технологические дефекты (расслоения, непровары, подре-
зы, несплавления, шлаковые включения, поры и т.д.);
дефекты, возникающие при эксплуатации (свищи, устало-
стные и коррозионные трещины).
Кроме разнообразия возможных повреждений необходимо
учитывать < различные и изменяющиеся во времени условия
эксплуатации трубопроводов:
переменные нагрузки (эксплуатационные, маневренные,
сезонные);
переменные температуры и температурные напряжения;
воздействие коррозии.
Широкий диапазон возможных повреждений и условий
эксплуатации приводит к необходимости анализа различных
«предельных» состояний:
образование трещины у неострого концентратора;
страгивание трещины;
чрезмерно быстрый рост трещины при циклической на-
грузке;
нестабильное (хрупкое) разрушение;
пластическая нестабильность и т.д.
Кроме того, в ряде случаев прочностные свойства металла
трубопроводов существенно отличаются в радиальном, ок-
ружном и осевом направлениях, что также следует учитывать
при оценке опасности того или иного повреждения.
Основной фактор, снижающий прочность поврежденного
273
участка, — концентрация напряжений и деформаций вблизи
дефекта. В настоящее время для учета концентрации напря-
жений используются многочисленные методы, базирующиеся
на теории упругости и пластичности, теории концентрации
напряжений, линейной и нелинейной механике трещин и
вырезов. Для точного определения полей напряжений, де-
формаций, возможно, и температур применяются численные
методы, например метод конечных элементов. Напряженно-
деформированное состояние оценивается по различным кри-
териям, показывающим, насколько «далеко» текущее напря-
женно-деформированное состояние от «предельного». Необ-
ходимость оценки опасности наступления того или иного
«предельного» состояния и применимость методов определе-
ния напряженно-деформированного состояния решающим
образом зависит от вида концентратора, условий нагружения,
свойств металла.
В соответствии с этим критерием допустимости дефекта
геометрии трубы принято условие неразрушаемости трубо-
провода при испытательном давлении, по соответствующем
95 % нормативного предела текучести материала трубы:
(1.Ю1)
и — о
где ст0.2 ~ нормативный предел текучести трубной стали; 5 —
номинальная толщина стенки трубы; D ~ наружный диаметр
трубы.
В соответствии с классификацией, принятой в методике,
все дефекты геометрии по степени опасности подразделяют-
ся на опасные, неопасные и недопустимые [8].
Исходя из технических характеристик снарядов «Ультра-
скан WM» и MFL по возможности преодоления сужений в
трубопроводе, дефекты геометрии, приводящие к уменьше-
нию проходного диаметра трубы ниже 85 % нормативного,
независимо от расчетной несущей способности дефектной
трубы, относят к недопустимым.
Критерием, по которому выделяются неопасные дефекты,
является сохранение общей прочности трубопровода на
уровне бездефектной трубы (т.е. разрушающее давление для
данного дефекта не менее нормативного испытательного).
Все остальные дефекты относятся к опасным, т.е. требуют
снижения рабочего давления на трубопроводе.
В качестве критерия образования разрушения трубопро-
вода с дефектом геометрии при статическом нагружении
внутренним давлением принимается равенство интенсивно-
274
сти максимальных местных напряжений €Г,.тах предельной
прочности материала Sc:
$с = ов(1 + 1,35 Ч^),
(1.102)
где ов — нормативное значение временного сопротивления
трубной стали; % — нормативное предельное сужение об-
разцов из трубной стали.
При расчетах прочности для всех дефектов учитывается
накопленное малоцикловое повреждение с момента возник-
новения дефекта. Накопленные повреждения в вершине вмя-
тины из-за малоцикловых повреждений учитывают введени-
ем коэффициента запаса
Ку = 1 + 0,0009(Квм — 1)7;
(1.103)
где Квм — коэффициент концентрации напряжений во вмяти-
не; Т — время эксплуатации с момента нанесения вмятины в
годах.
Значение коэффициента запаса Ку определяется наклоном
нормативной кривой малоцикловой усталости трубных сталей
и предположением цикличности нагружения внутренним
давлением с частотой одного цикла в сутки на уровне 50 % от
расчетного рабочего.
Значения теоретических коэффициентов концентрации
напряжений Квм зависят от вида и геометрических парамет-
ров вмятин и определяются прямым расчетом методом ко-
нечных элементов в предположении упругого деформирова-
ния материала.
С учетом всех указанных допущений номинальные ок-
ружные разрушающие напряжения в трубе с дефектом будут
связаны с пределом прочности соотношением
где лр = 1,2 — коэффициент запаса прочности.
При аОКр.ра3 > 0,95 о0,2 дефект относится к неопасным, а при
Оокр.раз 0,95 Оо,2 - К опасным.
В случае, когда проведено дополнительное обследование
вмятины и в ней обнаружена риска, коэффициент запаса по
прочности пр принимается равным единице, а расчет коэф-
фициента концентрации проводится по формуле для комби-
нированного дефекта:
275
K = l + e»coS’a-^+*^.sin’a.^
Л d(14) 2-И e(l-|
L h h
(1.105)
где с — длина риски; b — глубина риски; d — эффективная
ширина риски; h — толщина стенки трубы; a — угол наклона
оси риски к оси трубы; Н — глубина вмятины; р — коэффи-
циент Пуассона.
Допустимое (предельное) давление для трубы с опасным
дефектом геометрии определяется по формуле:
Рдоп ~ ‘'р'Рнорм!
(1.106)
где Рдоп — значение расчетного допустимого давления в слу-
чае опасного дефекта; рнорм — значение нормативного (по
СНиП) рабочего давления в трубопроводе; Кр — коэффици-
ент снижения рабочего давления, определяемый из условия
— q°KPPa3
p“0,95a0i2
(1.107)
Здесь окружные разрушающие напряжения стокрраз для
вмятины определяются по формуле (1.104).
Расчет на прочность ведется при нагружении норматив-
ным внутренним давлением по СниП 2-05-06 — 85*:
_ 23/иств
Рнорм " nk^D^
(1.108)
где С7В — предел прочности (временное сопротивление) мате-
риала; 8 — толщина стенки трубы; т — коэффициент усло-
вий работы трубопровода; п — коэффициент надежности по
нагрузке; к1( кн — коэффициенты надежности соответственно
по материалу и по назначению трубопровода; £)вн — внутрен-
ний диаметр трубы.
Оценка прочности трубопроводов с дефектами по дан-
ным ультразвуковых дефектоскопов типа WM. Конечная
цель диагностирования — количественная оценка техниче-
ского состояния магистральных нефтепроводов. Использова-
ние для диагностики внутритрубных инспекционных прибо-
ров высокого разрешения позволяет выполнять такие оценки
на основании расчетов прочности трубы в зоне дефекта не-
посредственно по данным внутритрубной инспекции, не при-
бегая к экскавации трубы и проведению дополнительного
обследования.
276
Применение для этих целей уточненных расчетных моде-
лей (МКЭ в трехмерной постановке) оказывается трудоемким
и неэффективным, что связано с неполнотой исходных дан-
ных (прежде всего по реальным условиям нагружения и фак-
тическим характеристикам сопротивляемости материала в
зоне дефекта на момент расчета) и необходимостью проведе-
ния массовых расчетов по данным ВИС.
Поэтому появилась задача разработать методику расчета,
которая позволяла бы в условиях неполноты информации с
достаточной точностью оценивать опасность обнаруживае-
мых дефектов по данным ультразвуковых внутритрубных де-
фектоскопов типа WM (потерь металла, расслоений). Досто-
верность такой методики может быть обеспечена только на
основе обобщения экспериментальных данных по испытани-
ям труб с дефектами.
С этой целью были проведены необходимые эксперимен-
тальные исследования прочности натурных труб из отечест-
венных марок сталей (17ГС и 19Г) с различными дефектами
(коррозионными, механическими типа рисок, а также внут-
ристенными нес плотностями типа расслоений). Трубы испы-
тывались как непосредственно после нанесения дефектов, так
и после предварительного малоциклового нагружения, соот-
ветствующего 20 — 30 годам эксплуатации. Испытания труб
проводились на статическую прочность до разрушения при
нагружении внутренним давлением на специальной гидрав-
лической установке.
Основная расчетная зависимость методики оценки опас-
ности дефектов по данным ультразвуковых дефектоскопов
типа WM позволяет определить разрушающие напряжения в
зоне поверхностного дефекта стенки трубы в зависимости от
несущей способности бездефектной трубы и геометрических
параметров дефекта.
Критерием, по которому дефекты подразделяются на
опасные и неопасные, как и в методике для профилемера,
является обеспечение прочности трубопровода на уровне
нормативной. При нормативной прочности трубопровод вы-
держивает испытательное давление, соответствующее окруж-
ным напряжениям, равным 95 % предела текучести материала
трубы [формула (1.101)].
Если расчетное разрушающее давление окажется ниже
испытательного, то дефект относится к категории опасных. В
этом случае предусматривается соответствующее снижение
рабочего давления.
Коэффициенты условий работы трубопровода т, надежно-
277
сти по нагрузке п, надежности по материалу ki и надежности
по назначению трубопровода кн определяются СНиП.
В результате расчета по разработанной методике все де-
фекты классифицируются по степени опасности на опасные
и неопасные. Опасные дефекты должны быть устранены в
первую очередь. Если ремонт участка с опасным дефектом
сразу невозможен, то эксплуатация нефтепровода с таким
дефектом должна осуществляться только при пониженном
рабочем давлении:
Рдоп = РнОрМг (1.109)
где рдоп — допустимое давление в зоне дефекта; Кр — коэф-
фициент снижения рабочего давления,
~~ Рразр/Рисш (1.110)
Рисп ~ испытательное давление; рразр — разрушающее давле-
ние трубы с дефектом, при величине разрушающего напря-
жения бездефектной трубы S* = ств/1,15.
В результате формула примет вид:
К =____________________________ (111
р 1,15/1^2 0,95ст02 1 Ad
1/~х2
А) 1 ) + 1
где — коэффициент, учитывающий тип дефекта, щ =
= 1,0 — для дефектов «потеря металла», щ = 1,1 — для
«риски»; п2 — коэффициент, учитывающий опасность по-
следствия разрушения для труб диаметром 1220 мм, л2 =
= 1,0 при L* < 4 и л2 = 1-05 при I* > 4; L* — относительная
длина дефекта,
р = |о,812
\ D8
L — расчетная длина дефекта; Ad — расчетная площадь де-
фекта в продольной плоскости трубы; Ао — 18 — площадь
условного сквозного дефекта.
Если в результате расчета получено Кр < 1, то дефект клас-
сифицируется как опасный и необходимо снижение рабочего
давления по сравнению с нормативным по формуле (1.109);
если Кр > 1, то дефект неопасный и снижения рабочего дав-
ления не требуется.
Опасность трещиноподобных дефектов определяется пу-
(1.112)
278
Рис. 1.46. Парамет-
ры трещиноподобно-
го дефекта
А-А (повернуто)
тем расчета разрушающего давления и сравнения его с нор-
мативным испытательным.
Разрушающее давление для трубы с трещиной или трещи-
ноподобным дефектом вычисляют по формуле
Pt ~
<ТВ Т] Е R . 2 П
_В_ . п----1-------Sin й
Ш Лк Р 5
cos2 р>+ р. — sin2 р
Пк
(1.113)
где Е — модуль упругости материала трубы; R = D/Q. — но-
минальный радиус трубы; р — радиус упругого изгиба участ-
ка трубопровода (по [5] минимальное значение радиуса упру-
гого изгиба участка трубопровода pmin = 2000 R, что соответ-
ствует максимальным напряжениям изгиба трубы около
100 МПа; при отсутствии упругого изгиба р = оо); 8 — номи-
нальная толщина стенки трубы; Р — угол наклона трещино-
подобного дефекта к оси трубы (рис. 1.46); т| = -, цк =
1----
— коэффициенты, характеризующие дефект;
М
,2 А0,5
1 + 0,04—
Я8
— коэффициенты,
279
учитывающие относительную длину дефекта; ц — коэффици-
ент, учитывающий соотношение продольных и кольцевых
напряжений в трубе цри нагружении ее внутренним давле-
нием, ц = 0,5 для «свободного» трубопровода (на водных пе-
реходах, в поймах рек, в болотах, слабонесущих грунтах) и
р. = 0,3 для «защемленного» трубопровода (в плотных грун-
тах); L — длина дефекта (см. рис. 1.46) Ао = 16 — площадь
условного сквозного дефекта; А — расчетная площадь дефек-
та; d — расчетная глубина дефекта.
За расчетную глубину дефекта d принимается максималь-
но зафиксированная глубина дефекта.
Расчетная площадь дефекта определяется как
Д = £ djAl,
i=l
где п — число замеров по длине дефекта; d, — глубина де-
фекта при z-м измерении; А7 — шаг измерения вдоль оси де-
фекта.
Для всех типов дефектов допускается использовать эллип-
тическую аппроксимацию площади дефекта А = nLd/4 при
длине дефекта менее 10 толщин стенки трубы и прямоуголь-
ную аппроксимацию А = Ld при длине дефекта более или
равной 10 толщинам.
Зависимость (1.113) определяет условие образования мест-
ного разрыва (свища) трубы по трещиноподобному дефекту.
Критерием, по которому выделяются неопасные дефекты,
является сохранение статической прочности трубопровода на
уровне нормативной, при которой разрушающее давление
трубы с дефектом [(формула (1.73)] не должно превышать
нормативное испытательное давление:
>0,95ст°25, (1.114)
R
где сто,2 — предел текучести материала трубы.
1.7. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
1.7.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Линейная часть магистрального нефтепровода
состоит из следующих элементов:
трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной и
регулирующей арматурой, переходов через естественные и
искусственные препятствия, узлов подключения насосных
станций, узлов пуска и приема очистных и диагностических
устройств, узлов автоматического перекрытия трубопроводов
(УАПТ);
противопожарных средств, противоэрозионных и защит-
ных сооружений;
установок электрохимической защиты нефтепроводов от
коррозии;
линий и сооружений технологической связи, средств ав-
томатики и телемеханики;
линий электропередач и электроустановок;
земляных амбаров для сброса нефти из МН;
сооружений для обслуживания МН (АВП, дома обходчи-
ков, блокпосты);
вдольтрассовых проездов и переездов через нефтепрово-
ды, постоянных дорог, вертолетных площадок, расположен-
ных вдоль трассы нефтепровода, и подъездов к ним, опозна-
вательных и сигнальных знаков местонахождения нефтепро-
водов, сигнальных знаков при пересечении нефтепроводами
судоходных рек.
Под техническим обслуживанием (ТО) объекта понимают
комплекс операций по поддержанию работоспособности или
исправности данного объекта.
Техническое обслуживание линейной части МН включает
[1.2]:
патрулирование трассы нефтепровода — визуальные на-
блюдения для своевременного обнаружения опасных ситуа-
ций, угрожающих целостности и безопасности МН и безо-
пасности окружающей среды;
регулярные осмотры и обследования всех сооружений с
применением технических средств с целью определения их
технического состояния.
Контроль технического состояния трубопровода осущест-
281
вляется специальными целевыми проверками, обследования-
ми, осмотрами, измерениями с применением средств техни-
ческой диагностики, а также при проведении плановых и ре-
монтных работ.
Все работы по ТО производятся в соответствии с Прави-
лами технической эксплуатации магистральных нефтепрово-
дов, положением о техническом обслуживании и ремонте ли-
нейной части магистральных нефтепроводов и регламентами,
рассматривающими вопросы организации и планирования
работ по ТО линейной части включая период консервации и
режим содержания в безопасном состоянии [1, 2]:
Основная работа по техническому обслуживанию линей-
ной части производится линейной эксплуатационной службой
(АЭС), которая является структурным подразделением ли-
нейно-производственной диспетчерской службы (АПДС)
нефтеперекачивающей станции (НПС). АЭС подчиняется на-
чальнику (заместителю начальника) АПДС (НПС). Функцио-
нально АЭС подчиняется отделу эксплуатации нефтепровод-
ного управления. За АЭС закрепляется участок трассы маги-
стрального нефтепровода протяженностью 200 — 250 км в
обычных условиях и 80— 100 км в болотистых и горных усло-
виях.
На АЭС возлагаются следующие основные задачи:
выполнение необходимого комплекса профилактических
мероприятий, обеспечивающих сохранность и работоспособ-
ность оборудования и сооружений линейной части МН;
разработка перспективных и текущих планов работ АЭС и
отчетность по их выполнению;
содержание линейной части в соответствии с требования-
ми Правил технической эксплуатации магистральных нефте-
проводов и Правил охраны магистральных нефтепроводов.
В процессе работы АЭС ведется следующая документация:
1) оперативная (планы работ, схема объезда трассы неф-
тепровода, журналы патрулирования трассы, протоколы о
нарушении охранной зоны, акты проверок технического со-
стояния объектов, наряды-допуски на производство работ
повышенной опасности и др.);
2) исполнительная (технологические схемы нефтепроводов,
паспорта нефтепровода и переходов, акты испытаний нефте-
провода, перечень имеющихся и устраненных дефектов и др.);
3) прочая (положение о АЭС, приказы и распоряжения о
закреплении участков трассы и техники за АЭС, табель тех-
нического оснащения АЭС, различные регламенты и инст-
рукции и др.).
282
1.7.2. РЕГЛАМЕНТНЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
Трасса нефтепровода должна патрулироваться
с целью контроля состояния охранной зоны и прилегающей
территории, выявления факторов, которые могут создавать
угрозу безопасности и надежности эксплуатации нефтепро-
вода.
Периодичность осмотра нефтепровода путем обхода, объ-
езда или облета устанавливается руководством эксплуати-
рующей организации в зависимости от местных условий и
времени года.
Осмотр должен осуществляться:
воздушным патрулированием — не менее 2 — 5 раз в
7 дней;
наземным патрулированием на транспортных средствах —
не менее 1 раза в 7 дней, а в зависимости от конкретных ус-
ловий эксплуатации — ежедневно;
наземным патрулированием, выполняемым обходчика-
ми — ежедневно.
При патрулировании ЛЧ МН особое внимание должно
быть уделено:
наличию признаков утечек нефти;
строительным и земляным работам, в том числе проводи-
мым сторднними организациями;
эрозии грунта;
льдообразованию;
образованию промоин и размывов;
оползневым участкам;
оседанию грунта над трубопроводом;
оголению трубопровода;
пересечению нефтепроводом водотоков, железных и авто-
мобильных дорог.
О замеченных утечках нефти, любых неисправностях и
повреждениях сооружений по трассе, угрожающих нормаль-
ной работе нефтепровода или безопасности людей и находя-
щихся вблизи предприятий, населенных пунктов, а также о
нарушениях охранной зоны нефтепровода лица, выполняю-
щие патрулирование, должны немедленно сообщать непо-
средственному руководителю и диспетчеру.
Результаты патрулирования заносятся в Журнал патрули-
рования.
Трасса нефтепровода на местности обозначается опозна-
вательно-предупредительными знаками в виде столбиков со
283
щитами-указателями высотой 1,5 — 2 м от поверхности земли,
устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже
чем через 500 — 1000 м, а также на углах поворота и пересе-
чениях с другими трубопроводами и коммуникациями.
На щите-указателе должны быть приведены:
наименование нефтепровода или входящего в его состав
сооружения;
местоположение оси нефтепровода от основания знака;
привязка знака на трассе (км);
охранная зона нефтепровода, телефоны и адрес организа-
ции, эксплуатирующей данный участок нефтепровода.
Трасса нефтепровода, особенно в местах переходов через
железные и автомобильные дороги и водные препятствия, у
линейной арматуры и на опасных участках, должна быть чет-
ко обозначена на местности постоянными предупреждающи-
ми знаками (аншлагами).
На всем протяжении трассы МН для исключения повреж-
дений устанавливают охранную зону:
вдоль трассы МН — в виде участка земли, ограниченного
условными линиями, находящимися в 25 м от оси трубопро-
вода с каждой стороны;
вдоль трасс многониточных нефтепроводов — в виде уча-
стка земли, ограниченного условными линиями, проходящи-
ми в 25 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;
вдоль подводных переходов нефтепроводов — в виде уча-
стка от водной поверхности до дна, заключенного между па-
раллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ни-
ток трубопроводов на 100 м с каждой стороны;
вокруг емкостей для хранения и дренажа нефти — в виде
участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей
от границ территории указанных объектов на 50 м во все
стороны;
вокруг головных и промежуточных перекачивающих и на-
ливных насосных станций, резервуарных парков, узлов учета
нефти, наливных и сливных эстакад, пунктов подогрева неф-
ти — в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией,
отстоящей от границ территорий указанных объектов на
100 м во все стороны.
Земельные участки, входящие в охранные зоны, не изы-
маются у землепользователей и используются ими для прове-
дения сельскохозяйственных и иных работ с обязательным
соблюдением требований Правил охраны магистральных тру-
бопроводов.
Эксплуатирующие организации должны принимать необ-
284
ходимые меры для обеспечения нормативных, минимально
допустимых расстояний до населенных пунктов, отдельных
промышленных и сельскохозяйственных предприятий, со-
оружений, зданий от оси нефтепроводов.
При производстве строительно-монтажных и ремонтных
работ в охранной зоне должны выполняться требования
правил охраны МН.
В охранной зоне любые работы независимо от производи-
теля работ должны выполняться с оформлением наряда-
допуска и под надзором организации, эксплуатирующей МН.
Строительные и ремонтные работы в охранных зонах ли-
ний и сооружений технологической связи, телемеханики и
электрических сетей, входящих в состав магистральных неф-
тепроводов, выполняются с соблюдением требований норма-
тивных документов по охране линий и сооружений связи и
электрических сетей, а также Правил технической эксплуа-
тации нефтепроводов.
Все изменения, касающиеся строительства объектов в ох-
ранной зоне МН, пересечений нефтепровода коммуникация-
ми другого назначения, а также конструктивные изменения
объектов линейной части МН своевременно вносятся в ис-
полнительную документацию.
Персонал эксплуатирующей организации при выездах на
трассу нефтепровода независимо от основных обязанностей
и целей выезда должен следить за состоянием охранной зоны
магистрального нефтепровода. При обнаружении любого ви-
да деятельности или событий, которые могут отрицательно
повлиять на безопасность эксплуатации нефтепровода, на его
нормальную работу или на возможность выполнения техни-
ческого обслуживания и ремонта нефтепровода, работник
предприятия, эксплуатирующего МН, обязан провести пред-
варительное расследование и сообщить руководству своего
предприятия.
На всех участках нефтепровода должна быть обеспечена
возможность вдольтрассового проезда и подъезда к любой
точке нефтепровода для выполнения профилактических, ре-
монтных и аварийных работ.
Полоса земли шириной не менее 3 м от оси нефтепровода
с каждой его стороны периодически расчищается от деревь-
ев, кустарников, поросли для обеспечения видимости трассы
с воздуха, для свободного передвижения техники и пожаро-
безопасности. Выполнение этих работ производится без
оформления лесорубочных билетов и без согласования с соб-
ственниками земельных участков (землепользователей).
285
По всей трассе должна поддерживаться проектная глубина
заложения нефтепровода; при возникновении оголения, про-
висания, размыва участков нефтепровода они должны быть
отремонтированы в соответствии с требованиями строитель-
ных норм и правил.
Фактическая глубина заложения нефтепровода должна
контролироваться на непахотных землях не реже 1 раза в
5 лет, на пахотных — 1 раз в год. Контроль производится че-
рез 100 м по длине и в характерных точках (низины, овраги
и др.).
По окончании работ, связанных с вскрытием нефтепрово-
да, его оголенные участки должны быть засыпаны в соответ-
ствии с нормативными требованиями.
Для защиты от размыва траншеи и обнажения нефтепро-
водов должны предусматриваться соответствующие меро-
приятия: организация стока поверхностных вод, крепление
оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград
и ДР-
Растущие овраги и промоины, расположенные в охранной
зоне и в стороне от трассы, которые при своем развитии мо-
гут достичь трубопровода, должны укрепляться.
Внеочередные осмотры трассы МН проводятся после сти-
хийных бедствий, при обнаружении утечек нефти, падении
давления, нарушении баланса нефти и других признаках по-
вреждения нефтепровода.
Запорная арматура, узлы пуска и приема очистных и ди-
агностических устройств должны быть легкодоступны для
обслуживания персоналом и защищены от повреждения и
управления посторонними лицами. Вантузы, а также отдельно
стоящие манометры и сигнализаторы прохождения средств
очистки и диагностики должны быть ограждены, обозначены,
находиться в колодцах с обеспечением защиты от несанк-
ционированного доступа. Запорная арматура должна быть
пронумерована в соответствии с технологическими схемами,
иметь указатели положения затвора и содержаться в исправ-
ном состоянии. На арматуре должны быть надписи, пояс-
няющие управлению ею. Площадки расположения запорной
арматуры линейной части внутри ограждений должны быть
спланированы, защищены от затопления поверхностными и
грунтовыми водами и иметь твердое покрытие (гравий, ще-
бень и т.п.). К площадкам необходимо предусмотреть воз-
можность подъезда транспортных средств.
Техническое обслуживание запорной арматуры проводит-
ся не менее 1 раза в месяц и включает:
286
внешний осмотр запорной арматуры для выявления утечек
нефти, утечек масла через неплотности редуктора, наруше-
ний герметичности кабеля и электродвигателя;
проверку наличия смазки в редукторе и ванне конечных
выключателей, отсутствия мелких неисправностей и поломок,
наличия колпаков для защиты штока задвижки от пыли, гря-
зи, осадков, наличия четко обозначенных знаков и надписей,
указателей положения (штока);
устранение всех выявленных при внешнем осмотре недос-
татков;
устранение при необходимости с наружных поверхностей
задвижек, обратных клапанов, с площадок самообслуживания
грязи, ржавчины, льда, воды, подтеков масла.
Подтяжка сальников проводится по необходимости, но не
реже 2 раз в год.
Протяжка всех фланцевых соединений проводится не ре-
же 2 раз в год при подготовке к работе в осенне-зимний и
весенне-летний сезоны.
Обследования узлов пуска и приема очистных и диагно-
стических устройств должны выполняться 2 раза в год —
весной и осенью с целью определения возможных переме-
щений обвязки узлов.
В процессе эксплуатации подземных переходов нефтепро-
водов через железные и автомобильные дороги необходимо
проверять:
состояние смотровых и отводных колодцев, отводных ка-
нав для выявления утечек нефти, нарушений земляного по-
крова, опасных для нефтепровода проседаний и выпучиваний
грунта (не реже 1 раза в месяц);
положение защитного кожуха и нефтепровода, а также
состояние изоляции нефтепровода.
В процессе эксплуатации балочных, подвесных и арочных
надземных переходов необходимо вести визуальный контроль
за общим состоянием воздушных переходов трубопровода,
береговых и промежуточных опор, их осадкой, состоянием
мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукре-
пительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода тру-
бопроводов из земли, креплений трубопроводов в опорах зем-
ляных насыпей.
Обследования воздушных переходов должны выполняться
не реже 2 раз в год: весной — после паводка, летом — в пе-
риод подготовки к осенне-зимней эксплуатации.
Результаты обследований оформляются актами и записы-
ваются в соответствующие паспорта и журналы.
287
Для обеспечения надежной работы ППМН необходимо
выполнять следующие основные мероприятия:
поддержание в исправном состоянии электрохимзащиты
труб перехода, устранение повреждений изоляции, металла
труб, берегоукреплений, выявление подмывов, оползней,
размывов;
поддержание установленных проектом отметок заглубле-
ния трубопроводов;
контроль за наличием информационных знаков, ог-
раждения, сохранностью реперов и ледозащитных уст-
ройств;
контроль за состоянием и техническое обслуживание за-
порной арматуры;
систематический контроль за давлением в основной и ре-
зервной нитках перехода.
Техническое обслуживание подводных переходов вклю-
чает:
визуальные наблюдения — в соответствии с утвержден-
ным графиком;
регулярные осмотры (1 раз в месяц) береговых участков и
пойменных участков переходов, проверку состояния откосов
и укрепления берегов;
промывку резервных ниток;
осмотр и проверку исправности информационных знаков,
ледозащитных устройств;
регулярные контрольные осмотры ППМН в течение года
после ледохода и паводка с целью выявления размывов русла
реки и обнажения трубопровода, размыва и разрушения под-
водной части берегоукрепительных сооружений;
обследование технического состояния нефтепровода с со-
оружениями.
При подготовке к эксплуатации МН в зимних условиях
проводятся следующие мероприятия:
ревизия и ремонт запорной арматуры со сменой летней
смазки на зимнюю (контроль уровня всесезонной смазки),
проверка арматуры на полное закрытие и открытие;
создание необходимого запаса материалов и инструментов
на складах и труднодоступных местах трассы;
перевод на зимнюю эксплуатацию аварийно-ремонтной
техники;
промывка нефтью тупиковых и непроточных участков и
арматуры;
установка указателей и вешек у колодцев и вантузов на
случай заноса их снегом;
28В
заливка незамерзающей жидкости в разделительные сосу-
ды и импульсные линии на узлах отбора давления.
В плане мероприятий по подготовке объектов и сооруже-
ний линейной части МН к весенним паводкам должны быть
предусмотрены:
подготовка аварийной техники;
проверка запорной арматуры с опробованием на пол-
ное открытие и закрытие в местном и дистанционном режи-
мах;
создание временных опорных пунктов в труднодоступных
местах трассы нефтепровода, оснащенных необходимой тех-
никой, материалами и инструментами;
создание необходимых запасов, в том числе горюче-
смазочных материалов;
проверка и (при необходимости) устройство водоотводов и
водопропусков;
очистка водопропускных, водоотводящих и других соору-
жений от наносов снега и льда;
восстановление защитных сооружений и проведение
противопожарных мероприятий;
восстановление нагорных водоотводных каналов и водо-
пропускных устройств;
проверка и ремонт ледорезов в местах возможных заторов
льда;
обрубКа льда в урезах рек над подводными переходами
(при необходимости);
ремонт лежневых дорог;
подготовка средств передвижения по воде и средств сбора
нефти с водной поверхности;
размещение дежурных постов на особо ответственных
участках для своевременного обнаружения угрозы поврежде-
ния нефтепровода и его сооружений, организация связи и
другие мероприятия, направленные на обеспечение беспере-
бойной работы нефтепровода во время паводка;
организация взаимодействия с районными, областными и
республиканскими противопаводковыми комиссиями.
1.7.3. ОЧИСТКА НЕФТЕПРОВОДА
С целью поддержания пропускной способно-
сти и предупреждения скапливания воды и внутренних отло-
жений, а также для подготовки участка нефтепровода к внут-
ритрубной инспекции и переиспытаниям должна проводиться
10 — 9515
289
очистка внутренней полости МН пропуском очистных уст-
ройств.
Существуют следующие виды очистки:
периодическая — для удаления парафиновых отложений,
скоплений воды и газа с целью поддержания проектной про-
пускной способности нефтепроводов и предупреждения раз-
вития внутренней коррозии трубопроводов;
целевая — для удаления остатков герметизаторов после
проведения ремонтных работ на линейной части магистраль-
ных нефтепроводов;
преддиагностическая — для обеспечения необходимой
степени очистки внутренней полости нефтепровода в соот-
ветствии с техническими характеристиками внутритрубных
инспекционных приборов.
Очистка производится в соответствии с разработанными и
утвержденными главным инженером эксплуатирующей орга-
низации инструкциями для каждого участка магистральных
нефтепроводов.
Периодическая и преддиагностическая очистка трубопро-
вода осуществляется пропуском не менее двух очистных уст-
ройств в соответствии с Положением о проведении работ по
очистке внутренней полости магистральных нефтепроводов
[2]. Время между пуском очистного устройства с закрытыми
байпасными отверстиями на нем и очистного устройства с от-
крытыми байпасными отверстиями не должно превышать 24 ч.
Целевую очистку допускается проводить пропуском одно-
го очистного устройства с закрытыми байпасными отвер-
стиями.
Планирование работ по очистке нефтепровода произво-
дится путем формирования годового и на его основе месяч-
ных планов работ с учетом:
требований периодичности очистки;
годового плана внутритрубной диагностики;
необходимости проведения целевой очистки после прове-
дения ремонтных работ в соответствии с планом остановок
нефтепровода.
При наличии на участках нефтепроводов резервных ниток
подводных переходов через реки и болота, лупингов и обвод-
ных линий сначала планируется их очистка, а потом очистка
непосредственно участка. Лупинги, резервные нитки и пере-
мычки между параллельными трубопроводами должны быть
отключены от основного трубопровода на период прохожде-
ния очистных устройств, калибров и диагностических при-
боров.
290
Для восстановления качества нефти (содержание солей,
механических примесей, воды и пр.), ухудшающегося в про-
цессе очистки, разрабатываются мероприятия по исправле-
нию качества некондиционной нефти. Мероприятия должны
предусматривать выделение свободных резервуаров для лока-
лизации некондиционной нефти, организацию дополнитель-
ного контроля качества нефти, компаундирование и другие
работы по доведению качества нефти до установленных
норм.
Очистка нефтепроводов должна выполняться очистными
устройствами, имеющими полный комплект разрешительной
и эксплуатационной документации, в том числе:
сертификат соответствия государственным стандартам;
разрешение Госгортехнадзора России на применение;
заключение о взрывобезопасности;
паспорт;
формуляр;
руководство по эксплуатации;
инструкция по монтажу;
ведомость запасных принадлежностей;
ведомость эксплуатационных документов.
Очистные устройства рекомендуется оборудовать низко-
частотными передатчиками во взрывозащищенном исполне-
нии, которые в комплекте с наземными переносными детек-
торами позволяют контролировать прохождение очистных
скребков по участку нефтепровода и обнаруживать места их
возможной остановки (застревания).
Периодичность очистки определяется индивидуально для
каждого нефтепровода в зависимости от особенностей его
эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта, но не
реже 1 раза в квартал.
При снижении пропускной способности нефтепровода в
промежутках между периодическими очистками на 2 % и бо-
лее необходимо проводить внеочередные очистки.
Для освобождения от воды внутренней полости нефтепро-
вода, работающих на сниженных режимах, рекомендуется
1 раз в неделю вести перекачку нефти по схеме «через
резервуары» со скоростью более 1,5 м/с в течение не менее
2 ч.
При проведении очистки оформляют следующую доку-
ментацию: акт готовности очистного скребка к пропуску, акт
готовности трассы к пропуску очистного скребка, акт приема
очистного скребка [2].
1(У
1.7.4. СРЕДСТВА ЭХЗ
В состав средств электрохимической защиты
металлических сооружений от коррозии и блуждающих то-
ков входят:
устройства по созданию катодной поляризации (катодная
и протекторная защиты) на подземных металлических со-
оружениях с сопутствующими элементами (анодные заземле-
ния, соединительные провода и кабели, соединительные пе-
ремычки между параллельно проходящими трубопроводами,
контрольно-измерительные колонки, электроды сравнения,
блоки совместной защиты);
станции дренажной защиты (СДЗ), кабельные линии под-
ключения к источнику блуждающих токов.
Для обеспечения эффективной и надежной работы высо-
ковольтных линий (ВЛ) и средств электрохимической защиты
организуется производственный участок ВЛ и ЭХЗ.
Принята следующая периодичность проверки работы
средств ЭХЗ:
2 раза в год на установках, обеспеченных дистанционным
контролем, и на установках протекторной защиты;
2 раза в месяц на установках, не обеспеченных дистанци-
онным контролем;
4 раза в месяц на установках, находящихся в зонах дейст-
вия блуждающих токов и не обеспеченных дистанционным
контролем.
При проверке работы установок ЭХЗ измеряют и фикси-
руют следующие показатели:
напряжение и ток на выходе станций катодной защиты
(СКЗ), потенциал в точке дренажа;
суммарное время наработки СКЗ под нагрузкой и потреб-
ление активной энергии за прошедший период;
среднечасовой ток дренажа и защитный потенциал в точке
дренажа в период минимальной и максимальной нагрузки
источника блуждающих токов;
потенциал и ток протекторных установок.
Данные показатели фиксируются в журнале эксплуатации
средств ЭХЗ.
Измерение защитных потенциалов на нефтепроводе на
всех контрольно-измерительных пунктах проводится 2 раза в
год. При этом внеочередные измерения проводятся на участ-
ках, где произошло изменение:
схем и режимов работы средств ЭХЗ;
режимов работы источников блуждающих токов;
292
схем прокладки подземных металлических сооружений
(укладка новых, демонтаж старых).
Электрохимическая защита должна обеспечивать в тече-
ние всего срока эксплуатации непрерывную во времени ка-
тодную поляризацию трубопровода на всем протяжении не
меньше минимального ( — 0,85 В для поляризационного и
— 0,9 В для потенциала с омической составляющей) и не
больше максимального ( — 3,5 В для потенциала с омической
составляющей) защитных потенциалов.
Сроки включения средств электрохимической защиты с
момента укладки участков подземного трубопровода в грунт
должны быть минимальными и не превышать 3 мес. При
проведении ремонтных и регламентных работ перерыв в дей-
ствии каждой установки системы ЭХЗ допускается не более
80 ч в квартал.
В зоне действия блуждающих токов дренажная защита
должна включаться в работу в течение периода не более
1 мес после укладки участка трубопровода в грунт.
При ремонте нефтепровода с заменой изоляции восста-
новление узлов подключения средств ЭХЗ (КИП, перемычки,
СКЗ, СДЗ) к трубопроводу должна выполнять организация,
ведущая ремонт изоляции, в присутствии представителя
участка ВЛ и ЭХЗ. Заключение о необходимости усиления
(ремонта) средств ЭХЗ до полной замены (ремонта) изоля-
ции трубопровода на основании электрометрических изме-
рений, визуального осмотра состояния трубопровода и изо-
ляции в наиболее опасных местах выдается участком ВЛ и
ЭХЗ.
После укладки и засыпки законченных строительством
или ремонтом участков трубопровода специалисты участка
ВЛ и ЭХЗ должен провести определение сплошности изоля-
ционного покрытия.
При обнаружении искателями дефектов в покрытии уча-
стки с дефектами должны быть вскрыты, изоляция отремон-
тирована.
Для контроля за состоянием защитного покрытия и рабо-
той средств ЭХЗ каждый трубопровод должен быть оснащен
контрольно- изм ерительными пунктами:
на каждом километре нефтепровода;
не реже 500 м при прохождении нефтепровода в зоне
действия блуждающих токов или при наличии грунтов с вы-
сокой коррозионной активностью;
на расстоянии трех диаметров трубопровода от точек дре-
нажа установок ЭХЗ и от электрических перемычек;
293
у водных и транспортных переходов с обеих сторон гра-
ницы перехода;
у задвижек;
у пересечений с другими металлическими подземными со-
оружениями;
в зоне культурных и орошаемых земель (арыки, каналы,
искусственные образования).
При многониточной системе трубопроводов пункты уста-
навливаются на каждом трубопроводе (на одной линии).
На вновь построенных и реконструируемых МН кон-
трольно-измерительные пункты должны быть оборудованы
электродами для контроля за уровнем поляризационного по-
тенциала и для определения скорости коррозии.
Комплексное обследование МН с целью определения со-
стояния противокоррозионной защиты требуется проводить
на участках высокой коррозионной опасности не реже 1 раза
в 5 лет, а на остальных участках — не реже 1 раза в 10 лет в
соответствии с нормативными документами. При комплекс-
ном обследовании противокоррозионной защиты трубопро-
водов должны быть определены состояние изоляционного
покрытия (сопротивление изоляции, места нарушения ее
сплошности, изменение ее физико-механических свойств за
время эксплуатации), степень электрохимической защиты
(наличие защитного потенциала на всей поверхности трубо-
провода) и коррозионное состояние (по результатам электро-
метрии, шурфовки). Все обнаруженные при обследовании
повреждения защитного покрытия должны быть точно при-
вязаны к трассе нефтепровода, учтены в эксплуатационной
документации и устранены в запланированные сроки.
Электрохимическая защита кожухов трубопроводов под
авто- и железными дорогами выполняется самостоятельными
защитными установками (протекторами). В процессе эксплуа-
тации трубопровода следует проводить контроль наличия
электрического контакта между кожухом и трубопроводом.
При наличии электрического контакта его необходимо устра-
нить.
Таким образом, техническое обслуживание средств ЭХЗ в
эксплуатационных условиях сводится к следующему:
к периодическому техническому осмотру всех доступных
для внешнего наблюдения конструктивных элементов средств
ЭХЗ;
к снятию показаний приборов и регулировке потенциалов;
к своевременному техническому обслуживанию и устра-
нению неисправностей.
294
В состав технической документации участка ВЛ и ЭХЗ
входят:
проект ЭХЗ по магистральному нефтепроводу;
протоколы измерений и испытаний изоляции;
план работы участка ВЛ и ЭХЗ;
графики планово-предупредительного ремонта и ТО;
журнал эксплуатации средств ЭХЗ;
журнал учета отказов ЭХЗ;
журнал распоряжений;
полевые журналы эксплуатации СКЗ и СДЗ;
годовые графики измерений потенциалов по трубопрово-
дам;
дефектные ведомости на оборудование ЭХЗ;
исполнительные чертежи на анодные заземления и схемы
их обвязки;
заводские инструкции на средства ЭХЗ;
Положение о службе ЭХЗ;
должностные и производственные инструкции;
инструкции по ТБ и другая документация.
Документацию по контролю состояния ЭХЗ и защитного
покрытия необходимо хранить в течение всего периода экс-
плуатации МН.
Список литературы к главе 1
1. Правила технической эксплуатации магистральных
нефтепроводов. РД 153-39.4-056 — 00. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,
2001. - 204 с.
2. Технологические регламенты (стандарты предприятия) акционерной
компании по транспорту нефти «Транснефти»: В 2 т. Под ред. С.М. Вайн-
штока. — М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
2003.
3. Трубопроводный транспорт нефти: Учеб. Для вузов/Г. Г. Васильев,
Г.Е. Коробков, М.В. Лурье и др.: В 2 т. Т. 1; Под ред. С.М. Вайнштока. — М.
ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000, — 407 с.
4. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Ханов Н.И., Золотухин Е.А., Немиров
М.С., Фатхутдинов Т.А. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов
при добыче, транспорте и переработке. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,
2002. - 417 с.
5. Обеспечение надежности и продление службы магистральных нефте-
проводов на основе внутритрубной диагностики (по материалам конгресса
CITOGIC-98)/Трубопроводный транспорт нефти. — 1998. -№7. - С. 17 — 22.
б. Черняев В.Д., Ясин Э.М., ГалюкВ.Х. и др. Эксплуатационная надежность
магистральных нефтепроводов. — М.: Недра, 1992. — 264 с.
7. Забела К.А., Красков В.А., Москвич В.М., Сощенко А.Е. Безопасность пе-
ресечений трубопроводами водных преград; Под общ. ред. К.А. Забелы. —
М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 195 с.
8. Безопасность России. Правовые социально-экономические и научно-
технические аспекты. Безопасность трубопроводного транспорта. — М.:
МГФ «Знание», 2002. — 752 с.
295
2
ГЛАВА
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ЭНЕРГОМЕХАНИЧЕСКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ
2.1. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
2.1.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ ОСНОВНОГО
И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НПС
Техническая эксплуатация и обслуживание
насосных агрегатов и вспомогательного оборудования - это
совокупность организационно-технических мероприятий по
систематическому надзору за оборудованием для поддержа-
ния его длительное время в надежном состоянии, выполняе-
мых эксплуатационными службами.
Эксплуатация оборудования осуществляется путем меж-
ремонтного обслуживания (техническое обслуживание) и ре-
монтов. Техническое обслуживание (ТО) осуществляется в
профилактических целях. В объем ТО входят эксплуатацион-
ный уход и мелкий ремонт. Для насосных агрегатов ТО
включает в себя: наблюдение за состоянием агрегатов, запор-
ной арматуры и трубопроводов; надзор за контрольно-
измерительными приборами и системами автоматики и их
регулирование; наблюдение за нормальной работой системы
смазки, охлаждения и уплотнений; периодический контроль
технологических и технических показателей, предусмотрен-
ных инструкцией; подтяжку болтовых соединений, регули-
ровку уплотнений, чистку оборудования, устранение мелких
296
неисправностей и др. ТО осуществляется обычно в плановом
порядке и позволяет удлинить срок службы оборудования.
Система ППР - это совокупность организационно-техни-
ческих мероприятий по надзору, обслуживанию и ремонту
агрегатов по заранее составленному плану, способствующих
увеличению долговечности деталей и узлов при номинальных
рабочих параметрах, по предупреждению аварий, повыше-
нию культуры эксплуатации и уровня организации ремонта.
Система ППР должна быть экономичной. Плановые виды ре-
монтных работ насосов делятся на текущий, средний и капи-
тальный ремонты.
Текущий ремонт - это минимальный по объему вид плано-
вого ремонта, когда при частичной разборке насоса произво-
дится замена или восстановление быстроизнашивающихся
деталей оборудования, устранение мелких дефектов и регу-
лирование узлов и механизмов, что обеспечивает нормальную
эксплуатацию агрегата до очередного планового ремонта. Те-
кущий ремонт производится на месте эксплуатации.
Средний ремонт - это вид планового ремонта, при кото-
ром производятся разборка насоса, капитальный ремонт от-
дельных узлов, замена и восстановление значительного числа
изношенных деталей; агрегату восстанавливают предусмот-
ренные техническими условиями его основные параметры и
характеристики. В объем среднего ремонта входят также все
работы, предусмотренные текущим ремонтом.
Капитальный ремонт - наибольший по объему плановый
ремонт, при котором оборудование для детального выяснения
его состояния подвергают полной разборке и проводят ре-
монт и замену всех без исключения износившихся и уста-
ревших деталей и узлов. В результате капитального ремонта
работоспособность машины должна полностью восстановить-
ся. Этот ремонт отличается от других наибольшей продолжи-
тельностью и наименьшей частотой. Его часто осуществляют
специальные централизованные организации - центральные
базы производственного обслуживания (ЦБПО).
Сущность системы ППР заключается в том, что после от-
работки агрегатом заданного числа часов и в зависимости от
его технического состояния назначается определенный вид
планового ремонта.
Система ППР определяет структуру ремонтных циклов в
зависимости от конкретных условий эксплуатации машины;
продолжительность межремонтных периодов; объем и виды
профилактических и ремонтных работ в каждом виде ремон-
та (технологические карты ремонтов); продолжительность
297
простоев в ремонте; потребность в материалах и запасных
частях для выполнения ремонтных работ.
Структурой ремонтного цикла называется перечень видов
ремонта и последовательность их выполнения в период меж-
ду капитальными ремонтами.
Применительно к ремонту магистральных насосов принята
годовая система ППР, одновременно она рассчитывается и на
период между капитальными ремонтами.
Ремонтным циклом Тк называется время работы оборудо-
вания между двумя плановыми капитальными ремонтами (для
оборудования в эксплуатации) или время работы от начала
эксплуатации до первого планового капитального ремонта
(для нового, вновь установленного оборудования). График
структуры составляется обычно на ремонтный цикл. Ремонт-
ный цикл Тк совпадает с ресурсом насоса между капитальны-
ми ремонтами.
Основу любой системы ремонта составляют периодиче-
ские плановые ремонты, которые производятся через равные,
заранее назначенные промежутки времени Г(, называемые
межремонтными периодами. При этом Тк = п7\, где п - число
ремонтов в цикле.
Объем и виды ремонтных работ в каждом виде ремонта
определяются технологической картой ремонта.
Продолжительность простоев в ремонте определяется
средним временем восстановления Тв.
Теория надежности позволяет обосновать систему техни-
ческого обслуживания и ремонтов с заданной вероятностью
безотказной работы насосов, что повышает экономические
показатели эксплуатации оборудования.
Основные нормативные требования к проектированию и
эксплуатации НС МН закреплены в нормативной документа-
ции по организации эксплуатации и технологии технического
обслуживания, ремонта оборудования и сооружений нефте-
перекачивающих станций.
Этими нормативами вводятся требования обязательного
контроля и диагностического обследования основных объек-
тов НПС, устанавливаются критерии работоспособности от-
дельных изделий и систем, регламентируются мероприятия
по обеспечению сохранности и готовности к эксплуатации
оборудования законсервированных или временно выведен-
ных из эксплуатации НПС. НТД содержат перечни и порядок
выполнения основных операций по техническому обслужи-
ванию, ремонту и диагностическому контролю технического
состояния оборудования, нормативы трудоемкости работ,
298
расхода и резерва запасных частей, требования безопасности
при техническом обслуживании и ремонте, определяют
обязанности оперативного, эксплуатационно-ремонтного пер-
сонала НПС при ведении технологического процесса пере-
качки нефти, предусматривают меры предупреждения отка-
зов.
2.1.2. ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ
ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ НПС
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Система технического обслуживания и ре-
монта (ТОР) по техническому состоянию основывается на
проведении профилактических, восстановительных и диагно-
стических работ через интервалы времени (наработки), опре-
деленные по фактическим показателям надежности, резуль-
татам предыдущих обследований, а также оценки работоспо-
собного состояния данного вида оборудования с учетом его
срока службы каждой единицы оборудования.
В системе технического обслуживания и ремонта по фак-
тическому техническому состоянию производятся: техниче-
ское обслуживание; диагностический контроль, в том числе
оперативный, плановый, неплановый; ремонт по факти-
ческому состоянию в объеме текущего, среднего и капиталь-
ного ремонта; проведение диагностических обследований с
оценкой работоспособности оборудования и прогнозиро-
ванием дальнейшей эксплуации; выполнение ремонтных ра-
бот по результатам диагностических обследований; ведение
нормативной, исполнительной, оперативной (эксплуатацион-
ной) баз данных, формирование периодических сводок по
наработке оборудования, ведение базы данных отказов, хра-
нение в электронном виде документации по организации и
выполнению ремонтных работ на уровнях РНУ, АО МН в со-
ставе разрабатываемой и внедряемой на предприятиях АК
«Транснефть» системы СКУТОР.
В перечень оборудования, которое по экономическим по-
казателям переводится на систему ТОР по техническому со-
стоянию по мере необходимости, входят: система водоснаб-
жения и фекальной канализации, очистные сооружения;
котлы и котельно-вспомогательное оборудование, тепловые
сети; камеры пуска, приема и пропуска средств очистки и
диагностики; компрессоры;
Обрудование, которое по экономическим показателям не-
299
целесообразно переводить на систему ТОР по техническому
состоянию: емкости подземные, топливные; здания и соору-
жения, при обязательных обходах; водоснабжение, в случае
наличия резервных емкостей запаса воды.
Расчет периодичности диагностического контроля прово-
дится с учетом фактически полученных показателей надеж-
ности, срока службы оборудования и основывается на методе
слабого звена (значение наработки между двумя плановыми
диагностическим контролями tK должно быть не больше зна-
чения средней наработки на отказ слабого звена Тсл зв, т.е.
того звена, которое наиболее часто отказывает в данном виде
оборудования).
Если отработанный ресурс оборудования ?от меньше пас-
портного ресурса tn
^от < tm
то контроль осуществляется через время не более чем fK1 ко-
торое определяется по формуле
tK = 0,9Тслзв.
Если отработанный ресурс оборудования t0T больше или
равен паспортному ресурсу ?п
t > t
1ОТ Ifir
ТО
t =Т -0 9-^5-
‘к 1 СЛ ЗВ
4 от
На переходном этапе (до получения достоверной инфор-
мации о Гслзв) периодичность диагностических контролей
определяется на основании показателей надежности прошлых
лет.
В процессе эксплуатации состояние насосного агрегата
меняется вследствие износа деталей и узлов (табл. 2.1).
Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при
снижении напора насоса от базовых значений на 5-6 % и бо-
лее для насосов горизонтального исполнения и на 7 % - для
вертикальных подпорных насосов. Целесообразность ремонта
из-за возможного снижения КПД относительно базовой ве-
личины может уточняться для конкретного типоразмера на-
соса на основании экономической оценки из условия пере-
расхода электроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для на-
зоо
Таблица 2.1
Возможные причины изменений характеристик насоса
в зависимости от выработки его эксплуатационного ресурса
Описание изменения характеристик насосов Возможные причины
Напор и КПД ниже нор- мативных паспортных данных, мощность без изменения Грубая, некачественно обработанная поверх- ность межлопаточных каналов рабочего колеса и корпуса Увеличенная шероховатость проточной части корпуса насоса Колесо установлено несимметрично относи- тельно вертикальной оси улитки насоса Работа насоса в режиме кавитации
Напор и мощность ниже нормативных паспортных данных, КПД без измене- ния Уменьшенный наружный диаметр рабочего колеса Частота вращения ниже номинальной Искажение отливки рабочего колеса
Напор и КПД ниже нор- мативных паспортных данных, мощность выше нормативных паспортных данных Чрезмерные перетоки через уплотнения рабо- чего колеса из-за большого зазора в щелевом уплотнении Неравномерный по окружности зазор в щеле- вом уплотнении рабочего колеса Пропускает обратный клапан
Напор без изменений, мощность выше норма- тивных паспортных дан- ных, КПД ниже норма- тивных паспортных дан- ных Дефекты подшипниковых узлов и их сборки Расцентровка насоса и электродвигателя Прогиб вала Перезатянуто торцовое уплотнение Деформация корпуса насоса из-за дополни- тельных напряжений от всасывающего и на- порного патрубков Повышенные механические потери
Напор и мощность выше нормативных паспортных данных, КПД без измене- ний Увеличенный наружный диаметр рабочего ко- леса Частота вращения выше номинальной
Допустимый кавитацион- ный запас выше паспорт- ных данных Износ входных кромок лопаток рабочего коле- са Чрезмерный износ щелевых уплотнений рабо- чего колеса
сосов типа НМ эта величина составляет 2-4 % в зависимости
от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - на 4 %; НМ 1250-
260 - на 3,5 %; НМ 2500-230 - на 3 %; НМ 3600-230, НМ 5000-
210, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные насосы - на
2 %; подпорные вертикальные насосы - на 3,5 %).
Решение о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата
или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов
диагностирования.
301
2.1.3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
К вспомогательным системам относятся: мас-
лосистемы, системы оборотного водоснабжения, системы
утечек.
В объеме оперативного диагностического контроля прово-
дятся:
для маслосистемы - контроль температуры масла на входе
в подшипниках насосных агрегатов, давления в конце масля-
ной линии, уровня масла в емкостях, отсутствия течи масла в
патрубках и технологических трубопроводах;
для систем охлаждения электродвигателей - контроль раз-
ности температур между охлаждаемой средой и охладителем;
температуры нагрева частей двигателя; давления воды (возду-
ха) в коллекторе водонасоса (на входе радиаторов), отсутст-
вие течи воды в патрубках и технологических трубопроводах;
уровень воды в емкостях.
В объеме планового диагностического контроля осуществ-
ляется контроль качества масла, измеряются вибрация и шум,
проверяется крепление оборудования к фундаментным бол-
там и искрение в электродвигателях маслонасосов системы
смазки, водяных насосов и вентиляторов системы охлажде-
ния электродвигателей.
Признаки и возможные причины возникновения нера-
ботоспособности вспомогательных систем приведены в
табл. 2.2.
Таблица 2.2
Признаки неработоспособности вспомогательных систем
Признаки неработоспособности Приборы и методы контроля Причины неработоспособности
Давление в конце мас- ляной линии менее 0,118 МПа (1,2 кгс/см2) или указанного в пас- порте на маслосистему Перепад давления масла в маслофильтре более указанного в паспорте Маслосистема По показаниям манометров По показаниям манометров Неправильно отрегулирован предохранительно-перепуск- ной клапан Рабочее давление больше давления перепуска Недостаточно масла в баке Засорение маслофильтров Неисправен маслонасос Засорение маслофильтров
302
Продолжение табл. 2.2
Признаки неработоспособности Приборы и методы контроля Причины неработоспособности
Температура масла на входе в подшипники насосных агрегатов более 55 °C или указан- ной в паспорте Наличие воды и меха- нических примесей в масле Наличие нефти в масле Систем Перегрев обмоток ста- тора и ротора при про- чих устраненных при- чинах Течь воды из трубопро- водов Уменьшение разности температур между ох- лажденной водой и во- дой перед охладителем; перегрев электродвига- теля при прочих устра- ненных причинах Давление воды в кол- лекторе в одо нас оса менее номинального Термодатчики По результатам анализа масла По результатам анализа масла а охлаждения элект Термометр сопро- тивления Визуальный. Для определения места течи испы- тать гидравличе- ским давлением 5-Ю5 Па Термометром сопротивления или другого типа По показаниям манометров Неисправности в агрегатах воздушного (водяного) охлаждения Недостаточное поступление масла к подшипникам Грязное масло Недостаточно произведена очистка трубопроводов, мас- лобаков и маслоохладителей Повреждены уплотнения подшипников насосных агре- гатов между масляной и неф- тяной полостями Переполнение полостей слива нефти из торцовых уплотне- ний (корыт насоса) в резуль- тате повышенной утечки че- рез торцовые уплотнения родвигателей Неисправность в системе ох- лаждения, например, водяного насоса Негерметичность трубопрово- дов Засорение трубок водоподачи; трубки промыть слабым (3 — 5 %) раствором соляной ки- слоты и прочистить специаль- ными щетками Недостаточно воды в емкости Неисправен водонасос Засорение коллектора
2.1.4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ
ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ,
ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
В состав вентиляционного и нагревательного
оборудования входят: центробежные и осевые вентиляторы,
303
электронагревательные установки, отопительно-вентиляцион-
ные агрегаты.
Наряду с обслуживанием и ремонтом установок в плано-
вом порядке при переходе к ТОР по фактическому
техническому состоянию необходимо осуществлять контроль
безопасности и эффективности их работы. Выполнение ТОР
по фактическому техническому состоянию предполагает про-
ведение осмотров оборудования 1 раз в неделю, замеры виб-
рации на подшипниковых опорах и фундаментных болтах
установок переносными вибродиагностическими комплек-
сами.
Повышенные вибрация и шум вентиляционных установок,
нагрев подшипников свидетельствуют о необходимости про-
ведения непланового обследования. Проверка эффективности
Таблица 2.3
Признаки неработоспособности вентиляционных установок
Признаки неработоспособности Причины неработоспособности
Повышенная вибрация, шум Неудовлетворительная центровка Дисбаланс ротора агрегата Ослабление крепления фундаментных болтов или болтов крепления корпуса подшипника Неправильно установлены зазоры в подшипни- ках Неправильная пригонка соединительных паль- цев полумуфт Нагрузка от присоединенных воздухопроводов передается на кожух вентилятора из-за переко- са и натяга соединительных фланцев Воздухопровод засорен
Повышенный нагрев под- шипников Неправильно установлены зазоры в подшипни- ках Недостаточное количество смазки Отсутствие воды на охлаждение подшипников Заедание смазочных колец подшипников скольжения Плохое качество масла
Стук внутри механизма Попадание посторонних предметов в корпус механизма Задевание вращающихся частей о неподвиж- ные части
Недостаточное поступле- ние масла в систему при- нудительной смазки Засорение всасывающей линии насоса или фильтра Неправильно установлены зазоры между шес- тернями насоса и кожухом Недостаточный уровень масла в маслобаке Засорение напорных трубопроводов
304
вентиляционных систем должна проводиться в соответствии с
графиком, утвержденным руководством ОАО МН, но не ре-
же 1 раза в год, а также после капитального ремонта и ре-
конструкции. Проверка эффективности работы установок
проводится также в случае отключения насосного агрегата по
сигналу АСУ «Повышенная загазованность». Признаки и
возможные причины возникновения неработоспособности
вентиляционных установок приведены в табл. 2.3.
Дефекты и неполадки, выявленные при осмотрах, фикси-
руют в журнале ремонтной службы как подлежащие устра-
нению при плановом, а при необходимости — неплановом
ремонте.
2.1.5. СТРАТЕГИИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
Надежная работа НПС неразрывно связана с
организацией ремонта и межремонтного обслуживания экс-
плуатируемого оборудования и аппаратуры. Как известно,
при этом расходы на поддержание работоспособности обору-
дования зачастую значительно превосходят его первоначаль-
ную стоимость.
Однако, как показывает опыт эксплуатации, широко при-
менявшаяся до настоящего времени планово-предупре-
дительная система (ППР), регламентирующая заранее уста-
новленные сроки и объемы ремонта, имеет ряд существен-
ных недостатков, главные из которых: недоиспользование
ресурса деталей, что приводит к завышению общего количе-
ства, а следовательно и суммарной трудоемкости ремонтных
работ; эксплуатация магистральных и подпорных насосных
агрегатов с заниженными значениями КПД и напора; невоз-
можность поддержания требуемых показателей надежнос-
ти, что может привести к невыполнению требований про-
мышленной безопасности и сокращению объемов перекачки
нефти.
Кроме того, анализ фактического состояния системы тех-
нического обслуживания и ремонта, выполненный по ряду
предприятий, показывает очень большие отклонения факти-
ческих сроков проведения ремонтов по основному тех-
нологическому оборудованию.
Это объясняется тем, что действующие нормативные до-
кументы системы ППР, оборудования нефтеперекачивающих
305
станций недостаточно учитывают влияние условий эксплуа-
тации на техническое состояние машин.
С точки зрения достижения реального снижения тру-
дозатрат на ТОР более эффективным считается в настоящее
время применение качественно нового подхода к системе
планирования и организации ТОР, основывающегося на ре-
зультатах контроля и оценки фактического технического со-
стояния оборудования НПО. Сохраняя, в принципе, плановый
характер организации ремонта и контроля технического со-
стояния оборудования, такая система ТОР в перспективе бу-
дет опираться на широкое применение средств технической
диагностики. Ее эффективность предопределяется тем, что
сроки вывода в ремонт и объемы работ определяются не как
заранее определенные среднестатистические и нормирован-
ные величины, а назначаются индивидуально для каждого
агрегата путем математической обработки диагностических
параметров его состояния.
С учетом изложенного для выявления и предупреждения
отказов можно выделить следующие стратегии ТОР оборудо-
вания НПС: по потребности после отказа; планово-
предупредительная в зависимости от наработки; по состоя-
нию.
Стратегия ТОР после отказа состоит в том, что оборудова-
ние НПС и их составные части ремонтируют по потребности
после возникновения отказа, поломки в случайные моменты
времени. Трудоемкость восстановления в этом случае тоже
величина случайная. Система обеспечивает почти полное ис-
пользование ресурса (долговечности), отдельных деталей, так
как элементы эксплуатируются до отказа. В то же время
показатель безотказности остается низким в связи с отсутст-
вием работ по предотвращению отказов. Кроме того, аварий-
ный ремонт сопровождается большими материальными из-
держками. Факт отказа при такой стратегии ТОР может при-
вести к серьезным последствиям, влекущим за собой сокра-
щение перекачки, длительный простой оборудования, ухуд-
шению безопасности эксплуатации объекта.
Основу планово-предупредительной системы ТОР сос-
тавляет плановый предупреждающий отказ, ремонт (обслу-
живание) оборудования, осуществляемый регламентно через
заранее назначенные промежутки времени tM. Если обору-
дование отказывает в случайный момент f, в межремонт-
ном периоде, то проводится внеплановый ремонт длительно-
стью tb.
Следующий плановый ремонт осуществляется через время
306
tH или через время fM + tlt т.е. данная система ТОР имеет две
разновидности: с учетом наработки до отказа в межремонт-
ном периоде и без учета наработки до отказа. В первом слу-
чае возникает необходимость постоянной корректировки
графиков планово-предупредительного ремонта. По этой сис-
теме при планировании технического обслуживания и ремон-
та оборудования НПС используют так называемые календар-
ный и регламентный методы.
Календарный метод состоит в проведении технического
обслуживания в зависимости от срока службы оборудования
(узла или элемента), т.е. календарного времени их эксплуата-
ции. Интенсивность использования оборудования при этом
не учитывается. Этот метод применяется для оборудования,
находящегося в эксплуатации в режиме ожидания (задвижки,
вентиляторы, компрессоры и т.п.). Замена и ремонт по кален-
дарным срокам без учета использования оборудования ведет
к неоправданным материальным и трудовым потерям.
Регламентный метод состоит в проведении технического
обслуживания оборудования по достижении определенной
наработки, при достижении которой происходит выработка
ресурса. Организация технического обслуживания остается
сравнительно простой, но возможности экономии сил и
средств используются неполностью.
Ввиду высоких требований к безотказности агрегатов и
систем НПС межремонтный ресурс должен назначаться та-
ким образом, чтобы все его узлы и детали отработали с ве-
роятностью безотказной работы не менее ун = 95 %.
Практический опыт и исследования показывают, что тра-
диционный метод замены узлов и деталей оборудования по
отработке установленного межремонтного ресурса имеет це-
лый ряд существенных недостатков. К ним относятся: низкий
коэффициент использования деталей из-за частых снятий и
выполнения неоправданно большого объема ремонтных ра-
бот; недоиспользование индивидуальных ресурсов подавляю-
щего большинства деталей; отрицательное влияние на надеж-
ность оборудования из-за повышения, интенсивности после-
ремонтных отказов. Кроме того, при данном методе замены
не исключаются случаи внезапных отказов и требуется нали-
чие большого обменного фонда запасных частей и значитель-
ных трудовых затрат при восстановлении работоспособности
оборудования.
Одним из радикальных путей повышения надежности и
эффективности использования узлов и деталей оборудования
на перспективу является разработка и внедрение в практику
307
эксплуатации нефтепроводного транспорта метода обслу-
живания оборудования по техническому состоянию. При
этом элемент подвергается замене только тогда, когда значе-
ние прогнозируемого параметра данного элемента (агрегата)
приблизилось к предельному уровню. В остальных случаях
эксплуатация продолжается до очередной проверки его со-
стояния. При этом значительно сокращаются трудозатраты на
обслуживание, сокращается расход дорогостоящих узлов и
деталей. Принципиальная возможность и внедрение метода
замены по техническому состоянию обеспечивает увеличение
средней наработки деталей и узлов между заменами в 1,5 —
2 раза, сокращение удельных приведенных затрат на ТОР и
восстановление работоспособности в 1,5 раза.
Эта стратегия ремонта наиболее целесообразна для маги-
стральных и подпорных насосных агрегатов, на долю которых
приходится 90-96 % всей потребляемой электроэнергии НПС,
и отказы которых могут привести к серьезным последствиям.
При реализации этой стратегии ТОР периодически проводят
проверку состояния насосного агрегата, по результатам кото-
рой оценивают его состояние в момент контроля tKi и прогно-
зируют его к моменту последующего контроля tKf+i- На осно-
вании анализа текущих прогнозных параметров состояния
насосного агрегата в сопоставлении с предельно допустимы-
ми определяют потребность в ремонте его на межпровероч-
ном интервале времени (ZK(, ZK(+i). В этом случае проводят ре-
монт агрегата по потребности, характеризующейся тем, что
срок его заранее не регламентируется, а определяется оста-
точным ресурсом. Объем ремонта определяют потребностью
в замене узлов или деталей, обусловивших предотказовое со-
стояние оборудования. В случае возникновения отказа на пе-
риоде (tKi, fK(+1) агрегат подвергается восстановительному ре-
монту.
Стратегия ТОР по состоянию может иметь две разновид-
ности: первая характерна для ремонта по потребности без
диагностирования состояния насосных агрегатов, когда от-
клонение параметра состояния превышает предельно допус-
тимое значение; вторая - для ремонта по потребности с диаг-
ностированием состояния (или дефектовкой), когда отклоне-
ние фактического значения параметра состояния равно пре-
дельно допустимому.
Обслуживание и ремонт по состоянию с контролем пара-
метров предусматривают непрерывный или периодический
контроль и измерение параметров, определяющих техниче-
ское состояние функциональных систем и изделий. Такими
308
параметрами для насосных агрегатов могут быть вибрация,
температура, напор, КПД, кавитационный запас, сила тока
и пр.
Данная стратегия требует разработки методов и средств
диагностирования, обладающих большой информативностью.
Стратегия ТОР по состоянию обладает максимальными
возможностями по управлению техническим состоянием
оборудования НПС.
Реализация стратегии ТОР по «состоянию» потребует зна-
ния характеристик надежности функциональных систем и
изделий в процессе эксплуатации, четкой организации ин-
формационного обеспечения; наличие средств контроля и
диагностики. Это, в свою очередь, повлечет перестройку тех-
нологии и организации эксплуатационных и ремонтных
служб предприятия.
При каждой системе технического обслуживания и ремон-
та используют определенные управляющие показатели
(табл. 2.4).
Совершенство любого метода обслуживания и ремонта
определяется тем, насколько полно он обеспечивает взаимо-
действие между объективно существующим процессом изме-
нения технического состояния конкретного оборудования и
процессом его технической эксплуатации.
Контроль фактического технического состояния обору-
дования требует совершенной системы диагностики, обу-
чения персонала, организации единой автоматизированной
Таблица 2.4
Управляющие показатели, используемые различными системами ТОР
Управляющие показатели Системы ТОР
по по- требности планово- предупре- дительная по нара- ботке ТОР по состоя- нию
Межконтрольная наработка (или перио- дичность обслуживания и ремонта) - + +
Допускаемые без технических воздейст- вий отклонения параметров состояния - - +
Погрешность измерения параметров - +
Степень восстановления параметров при ремонте + + +
Остаточный ресурс до ремонта - +
Полный срок службы + + +
309
системы сбора и анализа показателей надежности, разработ-
ки мероприятий по снижению погрешностей определения
технологических параметров, создания системы метрологиче-
ского обеспечения измерений и обработки сигналов и т.д. Без
выполнения всех этих условий переход на новую систему
ТОР невозможен.
2.1.6. ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ
И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ НПС
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ
Система технического обслуживания и ре-
монта по фактическому техническому состоянию включает в
себя проведение технического обслуживания, диагностиче-
ских контролей технического состояния, выполнение работ
при регламентных остановках и восстановление работоспо-
собного состояния в случае отклонения значений диагно-
стируемых параметров от установленных в нормативно-
технической документации.
Вид системы ТОР для каждого типа оборудования выбира-
ется на основании технико-экономического обоснования.
Рекомендуемые виды системы ТОР для различных типов
оборудования НПС представлены в табл. 2.5.
Система телемеханики, автоматизации и АСУ должна
обеспечивать надежный контроль, измерение и регистрацию
технологических параметров перекачки и эксплуатационных
параметров оборудования и систем, которые используются
для принятия решения о необходимости ремонта.
Выполняет плановый диагностический контроль бригада
диагностики с соответствующей аппаратурой, ЦБПО или
эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, имеющий до-
пуск к работе с диагностической аппаратурой или стороннее
предприятие, имеющее лицензию на проведение работ по
диагностике на объектах НПС.
Анализ изменения контролируемых параметров осуществ-
ляется главными специалистами предприятии с использова-
нием базы данных по номенклатуре и начальным параметрам
работы оборудования.
В случае резкого изменения постоянно контролируемых
(оператором или приборами телеметрии) параметров прово-
дится неплановый диагностический контроль с последующим
решением о выводе в ремонт данного оборудования. Решение
310
Таблица 2.5
Рекомендуемые виды системы ТОР оборудования НПС
Оборудование Вид системы ТОР
Магистральные насосы ТОР по техническому состоянию
Подпорные насосы Маслосистема Система охлаждения электродвигателей Система воздушного охлаждения масла Система воздушного охлаждения воды Система вентиляции Трубопроводная арматура: задвижки обратные клапаны клапаны СППК Система откачки утечек Блок регуляторов давления Узлы учета нефти Блок фильтров-грязеуловителей Устройство систем сглаживания волн давления (ССВД) Котлы и котельно-вспомогательное оборудование Инженерные коммуникации Магистральные, подпорные и насосы собствен- ных нужд, трубопроводная арматура, все вспо- могательные и технологические системы в слу- чае, если они не эксплуатировались более 0,5 года и не были законсервированы Примечание. Сохранение работоспособн временно выведенной из эксплуатации без вы по? ции, обеспечивается поддержанием в помещения: ниже +10 °C и относительной влажности не бол контролем технического состояния, осмотром и т ем зарезервированного оборудования по график} инженером НУ. Рекомендуется обкатка оборудс полгода. ТОР по техническому состоянию, ППР ТОР по техническому состоянию, ППР ППР ости оборудования НПС, тения работ по консерва- х средней температуры не ее 70 % и периодическим ехническим обслуживани- т, утвержденному главным эвания не реже 1 раза в
о выводе в ремонт механоэнергетического оборудования
принимается старшим инженером НПС по согласованию с
главным механиком или главным энергетиком предприятия.
Неплановый диагностический контроль осуществляется
также и в случае, если по результатам оперативного контроля
выносится решение о предполагаемом развитии дефекта.
Анализ изменения контролируемых параметров проводится с
учетом возможных изменений режимов перекачки.
При реализации системы ТОР по фактическому техниче-
скому состоянию для оборудования, оставляемого на обслу-
живании по планово-предупредительной системе, устанавли-
вают периодичность оценки (проверки) технического состоя-
ния, равную межремонтной наработке, а для оборудования,
311
обслуживаемого по фактическому техническому состоянию, -
допускаемое значение контролируемого параметра и меж-
контрольную наработку.
Межконтрольную наработку, а следовательно, и перио-
дичность диагностического контроля можно устанавливать
различными способами. Периодичность контроля может быть
жесткой и гибкой.
При жесткой системе последовательность проверок опре-
делена заранее и в процессе эксплуатации не изменяется.
При гибкой системе срок очередного контроля устанавлива-
ется в ходе диагностического процесса, т.е. решение о прове-
дении следующего контроля принимается после анализа ре-
зультатов предыдущего контроля, на основании прогнозных
оценок надежностных параметров с учетом наработки и фак-
тических эксплуатационных показателей.
Так как на первоначальном этапе перевода системы на об-
служивание и ремонт по фактическому техническому со-
стоянию опыт прогнозных оценок не накоплен, то следует
говорить о жесткой системе проверок. В этом случае меж-
контрольная наработка регламентируется и остается неиз-
менной в процессе всего времени эксплуатации.
Для обеспечения достаточной надежности работы
оборудования, обслуживаемого по фактическому техниче-
скому состоянию, значение межконтрольной наработки
должно быть не больше чем значение наработки на отказ уз-
ла с самым большим значением параметра потока отказов,
т.е. определение объема и сроков выполнения ТОР базирует-
ся на методе «слабейшего звена».
Для выбора «слабейшего звена» диагностируемого обору-
дования следует воспользоваться данными по отказам, про-
вести определение элементов оборудования и систем, лими-
тирующих надежность НПС. Например, обобщенные причи-
ны отказов насоса по данным различных предприятий
приведены в табл. 2.6.
Таблица 2.6
Усредненные значения отказов (в %) основных элементов
насосных агрегатов
Причины отказов НМ 10000-210 НМ 7000-210 НМ 3600-210
Отказы торцовых уплотнений насоса 31 36 38
Отказы подшипниковых узлов 26 13 19
Отказы вспомогательных систем 19 14 18
Прочие причины 24 37 25
312
Из анализа приведенных данных следует, что «слабейшим
звеном» насосов марки НМ следует считать торцовое уплот-
нение.
2.2. НАДЕЖНОСТЬ РАБОТЫ
ОБОРУДОВАНИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Для обеспечения эффективной эксплуатации
насосного оборудования необходимо выполнять ее в соответ-
ствии с требованиями теории надежности. Теория надежно-
сти - это научная дисциплина, изучающая общие закономер-
ности, которых следует придерживаться при проектировании,
изготовлении, испытаниях и эксплуатации изделий для полу-
чения максимальной эффективности их использования. Ос-
новные положения теории надежности сформулированы в
ГОСТ 13377-75, определяющем основные понятия надежно-
сти, показатели и методы их оценки. Основываясь на этих
понятиях, анализируя их в конкретных условиях эксплуата-
ции насосных станций, можно разработать наиболее эффек-
тивную систему эксплуатации и планово-предупредительных
ремонтов оборудования, обеспечивающую наименьшие за-
траты на обслуживание.
Надежность - свойство объекта выполнять заданные
функции, сохраняя во времени значения установленных по-
казателей в определенных пределах, соответствующих задан-
ным режимам и условиям. Надежность - это главный качест-
венный показатель объекта, содержащий комплекс свойств.
Работоспособность - состояние объекта, при котором он спо-
собен выполнять заданные функции с параметрами, установ-
ленными требованиями нормативно-технической документа-
ции. Отказ - событие, заключающееся в нарушении работо-
способности объекта, т.е. это понятие вероятностное. Отказ
насоса может быть по функционированию - это потеря насо-
сом работоспособности из-за поломки, резкого износа дета-
лей (щелевых уплотнений, подшипников и др.) с последую-
щим увеличением вибраций и т.д. Отказ насоса по парамет-
ру - это выход основных параметров насоса (КПД напора,
мощности) за пределы, установленные технической докумен-
таций. Неисправность - состояние объекта, при котором он в
данный момент не соответствует хотя бы одному из требова-
ний технической документации.
С понятием работоспособности непосредственно связано
313
такое свойство объекта, как безотказность. Безотказность -
свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность в
течение некоторого времени или некоторой наработки. При
этом под наработкой понимается продолжительность или
объем работы изделия в часах, километрах, циклах и других
единицах.
Другим важным свойством объекта, характеризующим на-
дежность, является долговечность. Долговечность - свойство
объекта сохранять работоспособность до наступления пре-
дельного состояния при установленой системе технического
обслуживания и ремонтов. Предельное состояние для пере-
монтируемого объекта определяется возникновением отказа
или достижением заранее установленного предельно допус-
тимого значения срока службы или суммарной наработки.
Для ремонтируемых объектов переход в предельное состоя-
ние определяется наступлением момента, когда дальнейшая
эксплуатация невозможна или нецелесообразна.
Третье важное свойство - ремонтопригодность. Ремонто-
пригодность - свойство объекта, заключающееся в его при-
способленности к предупреждению, обнаружению и устра-
нению отказов и неисправностей путем проведения техниче-
ского обслуживания и ремонтов.
Понятие надежности достаточно глубоко раскрывается
совокупностью трех свойств объектов: безотказности, долго-
вечности, ремонтопригодности.
Многие показатели надежности не могут быть измерены
точно и непосредственно. Они являются величинами случай-
ными, и получают их поэтому по статистическим данным,
используя понятия теории вероятности. Поэтому в теории
надежности находят применение такие математические мето-
ды, как общая теория вероятностей, теория информации,
теория массового обслуживания и др.
Наиболее распространенными показателями безотказности
являются для невосстанавливаемых объектов вероятности
безотказной работы, средняя наработка до отказа, интенсив-
ность отказов; для восстанавливаемых объектов - вероят-
ность безотказной работы, наработка на отказ, параметр по-
тока отказов. Вероятность безотказной работы P(t) - основ-
ной показатель надежности для всех объектов. Под объектом
можно понимать деталь, элемент, узел, изделие, машину, сис-
тему машин и т.д. Вероятность безотказной работы - это ве-
роятность того, что в пределах заданной наработки отказ
объекта не возникает. Вероятность безотказной работы P(f)
часто называют функцией надежности. Рассмотрим ее для
314
объектов, работающих до первого отказа (без восстановле-
ния). Пусть в момент t = 0 объект начинает работу, а в мо-
мент t = т происходит отказ. Величина т называется наработ-
кой до отказа. Очевидно, что величина т случайная. Поэтому
для нее можно записать функцию распределения - вероят-
ность отказов
F(t) = Р{т < t}. (2.1)
Функция F(t) есть вероятность отказа элемента до момента t.
Предполагая эту функцию непрерывной, можно сказать, что
вид этой функции монотонно возрастает от 0 до 1. Всегда
можно найти такое время tmax, при котором обязательно про-
изойдет отказ (вероятность Р = 1). При меньших временах t
вероятность отказов F(t) будет падать.
Как это следует из теории вероятностей, производная от
функции распределения дает плотность распределения. В
данном случае плотность вероятности отказа (частота отка-
зов)
a(0 = if(t) = F'(i). (2.2)
Еще более важной функцией является функция надежно-
сти P(f) - вероятность безотказной работы. По смыслу не-
трудно записать
P(t) = 1 - F(t) = Р{т > 0- (2-3)
Примерный вид функции надежности P(t) изображен на
рис. 2.1. Этот график показывает, что с увеличением времени
работы элемента, несмотря на различный характер функции,
вероятность безотказной работы его падает от 1 до 0.
Согласно (2.2) и (2.3) плотность распределения вероятно-
стей безотказной работы
Рис. 2.1. Графики функ-
ции надежности
315
P(t) = Р'Щ = = -a(0. (2.4)
т.е. численно плотность вероятности отказа (частота отказов)
и плотность вероятностей безотказной работы совпадают,
имея размерность, обратную времени. В интегральной форме
связь между указанными функциями выражается в виде
P(t) = fP(t)dt (2.5)
t о
Величина P[t), являясь дифференциальной формой функ-
ции надежности, характеризует вероятность безотказной ра-
боты объекта в интервале (t, t + dt). Функции P(t) и a(t) при-
меняются редко и имеют вспомогательное значение.
Чаще применяется понятие интенсивности отказов X(t) -
условная плотность вероятности возникновения отказов пе-
ремонтируемого объекта. Она определяется при условии, что
до наработки t отказ не возник. Интенсивность отказа можно
рассматривать как относительную скорость уменьшения
функции надежности P(t) с увеличением интервала t.
Пусть объект проработал безотказно до момента t. Какова
вероятность того, что он не откажет на участке (t, h), где =
— t + At (см. рис. 2.1). Очевидно, при такой постановке
необходимо найти условную вероятность отказа
гу И» Ч)----------
где P(t) - P(ft) - приближенное выражение безусловной веро-
ятности отказа на интервале At.
Условная вероятность отказа зависит от крутизны функ-
ции надежности и вероятности безотказной работы до
момента t.
При стремлении At 0 Fy(t, tj будет уменьшаться, и
формально можно записать
Fy(t, t + At) = XAt,
где
dP(t)
W = ~$T = $b (2-6)
Знак минус указывает на уменьшение функции P(t). Вели-
чина А., называемая интенсивностью отказов, есть вероят-
ность того, что элемент, проработавший безотказно до мо-
316
мента t, откажет в следующую единицу времени (если эта
единица мала). Величина X есть локальная единица
надежности, определяющая надежность элемента в каждый
данный момент времени. Согласно теории вероятности, это -
плотность условной вероятности отказа в момент t при усло-
вии, что до этого момента элемент работал безотказно. Ин-
тенсивность отказов как количественная характеристика
применяется для оценки надежности невосстанавливаемых
изделий.
Зная функцию интенсивности отказов, нетрудно найти
функцию надежности. Из (2.6)
t
P(t) = е " . (2.7)
Средняя наработка до отказа Т - математическое ожида-
ние наработки объекта до первого отказа. Согласно теории
вероятности, это время работы до первого отказа группы од-
нотипных изделий, т.е. это случайная величина. Индивиду-
альные наработки до первого отказа каждого изделия рас-
сматриваются как возможные реализации этой случайной
величины. Средняя наработка до отказа при известной
функции надежности определяется из выражения
Т = Jp(£)dL (2.8)
о
как площадь под кривой P(t) (см. рис. 2.1).
Изложенный метод определений показателей безотказно-
сти относится к случаю непрерывного функционального за-
дания их. На практике значения показателей безотказности
находят приближенно на основе статистической обработки
данных наблюдений.
Функцию P(t) можно приближенно найти следующим об-
разом. По смыслу P(t} - это вероятность того, что в заданных
условиях работы в течение промежутка времени t не про-
изойдет ни одного отказа. Пусть No - число изделий, исправ-
ных в начальный момент t = 0. Фактически - это число испы-
тываемых изделий; N(t) - число изделий, безотказно прорабо-
тавших до момента 1; n(t) - число изделий, отказавших в пе-
риод от 0 до t. Если число No достаточно большое, то эмпири-
ческое значение функции надежности P*(f) найдем из выра-
жения
p.(t) = ^l = 2Yo;^(0 = 1_^ = 1_F.(f). (2.9)
317
В данном случае отношение N(t)/N0 следует понимать как
приближенное выражение вероятности безотказной работы
изделий за период t.
Практически, чтобы построить эмпирическую функцию
надежности, нужно отмечать моменты возникновения отка-
зов, образуя для изделий (или наблюдений) временной ва-
риационный ряд {tj}. Времена в нем располагаются в возрас-
тающем порядке.
Рассмотрим пример, где в качестве невосстанавливаемого
изделия рассматривается пара трения торцовых уплотнений.
В результате сбора статистических данных по отказам торцо-
вых уплотнений типа ТМ получен вариационный ряд нарабо-
ток до отказа {t,} пар трения из силицированного графита в
часах: 438, 606, 834, 994, 1129, 1145, 1161, 1240, 1265, 1360,
1375, 1432, 1469. 8456, 8457, 8468, 9358, 9773, 10248, 16329,
19747. Резко выделяющиеся значения наблюдений из стати-
стического ряда исключаются.
Всего изделий (наблюдений) No = 82. Сгруппируем этот
ряд с одинаковой шириной интервалов At. Ширину интерва-
лов определим по формуле теории вероятности
A f — ^tnax ^min
l + 3,21gN0’
(2.10)
Принимая, согласно (2.10), ширину интервала 3000 ч,
имеем семь интервалов (число интервалов обычно нахо-
дится в пределах 6 — 20). Материалы группируются в виде
табл. 2.7.
По полученным данным строится график эмпирической
функции надежности P*(f) (рис. 2.2). Можно также построить
эмпирическую функцию А.*( t)
N(t)-N(t + At)
_ ЛИ ~ P(t) ~ P(t + At) ~ Np _ An f211.
U P(t) ~ AtP(t) ~ AtN(t)/N0 AtN(t) ’ 1 J
Следовательно, если An - число отказов на участке (t, 1 +
+ At) и At достаточно мало, a N(t) при этом велико, то
V|<) = ^). (2.12)
Значит, статистически интенсивность отказа равна числу
отказов, происшедших за единицу времени, и отнесенных к
числу не отказавших к данному времени изделий.
318
Таблица 2.7
Интервальная группировка статистических данных функции надежности
Номер интер- вала Граница интер- вала Af, ч Середина интервала t, ч Число отказов в интервале Ал Число отказов к моменту (середина интервала) n(t) Эмпириче- ская функ- ция надеж- ности Р'Ц)
1 0-3000 1500 29 14,5 0,823
2 3000-6000 4500 27 42,5 0,482
3 6000-9000 7500 18 65 0,207
4 9000-12000 10500 4 76 0,073
5 12000-15000 13500 2 79 0.037
6 15000-18000 16500 1 80,5 0,019
7 18000-21000 19500 1 81,5 0,006
Продолжим рассмотренный пример и найдем X*(t)
(табл. 2.8).
По полученным данным строится график X*(t) (рис. 2.3).
Имея вариационный вид, нетрудно найти эмпирическое
значение математического ожидания - средней наработки до
отказа:
No
т* = £t,-/n0
1
(2.13)
где т, - наработка до отказа отдельных изделий. Для получе-
ния высокой точности Т необходимо, чтобы число испыты-
ваемых изделий было достаточно большим.
Наработка до отказа отдельных изделий т, - величина слу-
чайная, поэтому она имеет дисперсию. Оценка эмпирическо-
го значения дисперсии 52 находится из выражения
Рис. 2.2. График эмпи-
рической и теоретичес-
кой функции надежнос-
ти
Таблица 2.8
Интервальная группировка статистических данных
интенсивности отказов
Номер интер- вала Граница интервала Д1, ч Середина интервала t. ч Число отказов в интервале Ап Число неотка- завших элементов (середина интервала) МО Х'(Г)104, 1/ч
1 0-3000 1500 29 67,5 1,432
2 3000-6000 4500 27 39,5 2,278
3 6000-9000 7500 18 17 3,529
4 9000-12000 10500 4 6 2,809
5 12000-15000 13500 2 3 1,904
6 15000-18000 16500 1 1,5 2,22
7 18000-21000 19500 1 0,5 6,66
-Г*)2
<j2 *S2
М)-1
(2.14)
где q - среднее квадратическое отклонение; S - его эмпири-
ческое значение.
Зная эмпирическое значение средней наработки до отказа
и эмпирическое значение среднего квадратического отклоне-
ния его
Кг.-Г)2
5 = Ч 1 No - 1 '
(2-15)
можно найти очень важный показатель эмпирического рас-
пределения - коэффициент вариации v. Коэффициент
вариации - это относительная (безразмерная) характеристика
рассеивания показателя надежности, удобная для выбора и
оценки теоретического закона распределения. Коэффициент
вариации
v = S/T*. (2.16)
Для возможности теоретических исследований надежности
работы различного оборудования необходимо от гистограммы
перейти к теоретическим функциям, описывающим измене-
ние интенсивности отказов во времени и надежность.
Рассмотрим сначала основные виды теоретических рас-
пределений, встречающиеся в теории надежности, а затем
познакомимся с методами их построения.
Виды распределений определяются закономерностями X(i)
или характером отказов. В общем случае эта закономерность
может быть различной. Однако можно проследить следую-
щую общую закономерность (рис. 2.4).
Весь интервал времени по закономерности изменения ин-
тенсивности отказов А, можно разделить на три периода: при-
работку I, нормальную эксплуатацию II, период износовых
отказов - старение III. В период I природа отказов заключа-
ется в не идеальности изготовления и сборки изделия. Неза-
меченные дефекты являются концентраторами напряжений,
что приводит к уменьшению запасов прочности и разруше-
нию в течение короткого периода функционирования изде-
Рис. 2.4. Типичный гра-
фик интенсивности от-
казов
14 9515
321
лия. Малая длительность этого периода и более высокая ин-
тенсивность отказов по сравнению с периодом II обусловле-
ны тем, что вероятность появления разрушений дефектных
изделий велика по сравнению с вероятностью внезапных
отказов, обусловленных высокими значениями нагрузки в
период И.
Внезапные отказы (период II) считаются неустранимыми,
но их интенсивность при нормальной эксплуатации мини-
мальна и меняется во времени мало, пока износ деталей не
достиг некоторой величины. Тогда наступает период III, когда
интенсивность отказов начинает возрастать из-за снижения
прочности деталей от износа.
Указанная схема не является универсальной, однако боль-
шинство элементов имеет более или менее длительный пери-
од нормальной работы с постоянным значением Л.. По этой
причине часто принимают интенсивность отказов X = const,
пренебрегая периодом приработки.
При Л = const из (2.7) получаем
P(t) = e~kt. (2.17)
Такой закон надежности называется экспоненциальным
(см. рис. 2.1, кривая 3).
Для этого распределения (2.8) получаем
Т = fex,dt = 1/Х, (2.18)
о
т.е. для экспоненциального закона интенсивность отказа об-
ратна средней наработке до отказа. Последнюю в этом случае
удобно определить статистически по (2.14).
Экспоненциальный закон нельзя принимать во всех случа-
ях. Он хорошо описывает такие ситуации, когда отказы име-
ют внезапный, случайный характер. Если отказы носят по-
степенный характер, возникающий в результате износа, то
функция надежности описывается нормальным законом рас-
пределения (см. рис. 2.1, кривая Г):
= e ^dx. (2.19)
а
где Т, о - параметры, которые можно определять по их эмпи-
рическим значениям (2.13), (2.14); х = (Т - t)/a - нормирован-
ная случайная величина.
322
Рис. 2.5. График интен-
сивности отказов при
нормальном законе рас-
пределения
Значение P(t) удобнее определять по формуле
P(f) = 0,5 + Ф0(х). (2.20)
Функция Ф0(х) - функция Лапласа, которая табулируется и
приводится в курсах теории вероятностей. Интенсивность
отказов для нормального закона распределения имеет вид,
изображенный на рис. 2.5. Как видно, Х(£) монотонно возрас-
тает и при t > Т начинает приближаться к асимптоте
y=(f-T)/a.
Широко распространен в теории надежности закон рас-
пределения Вейбулла. Функция надежности для него имеет
вид
P(t) = e~{t/a]b, (2.21)
т.е. это распределение двухпараметрическое (а, Ь), поэтому
Рис. 2.6. График интен-
сивности отказов при
законе распределения
Вейбулла
14*
оно более универсально по сравнению с экспоненциальным.
Функция (2.21) представляет частный случай трехпараметри-
ческой функции, когда с = 0.
Средняя наработка до отказа элемента
Т = = Г(1/Ь + 1)а . (2.22)
о
Дисперсия среднего времени наработки
D(T) = а2 = [Г(2/Ь + 1) - Г2(1/Ь + 1)]а2. (2.23)
В выражениях (2.22) и (2.23) Г(Ь) - гамма-функция Эйлера,
значения которой табулированы.
Интенсивность отказов
l(t) = b/atb~\ (2.24)
Функция эта в зависимости от величины b может иметь
различный характер (рис. 2.6)
Если у элемента часто встречаются скрытые конструктив-
ные и технологические дефекты, то он долгое время не «ста-
реет», интенсивность отказа резко повышена вначале, а по-
том быстро падает. Функция надежности такого элемента
должна выражаться распределением Вейбулла при b < 1 (см.
рис. 2.1, кривая 3).
Наоборот, если у элемента почти не бывает скрытых де-
фектов, но зато он быстро «стареет», то интенсивность отка-
за монотонно растет и функция надежности хорошо
выражается законом Вейбулла с параметром b > 1 (см. рис
2.1, кривая 2). При Ь = 1 распределение Вейбулла переходит в
экспоненциальное, когда а = Т* = 1/Х. При b = 2,5-ьЗ,5 оно
близко к нормальному, поэтому распределение Вейбулла
можно считать обобщенным распределением, нашедшим
применение в теории надежности. С помощью этого распре-
деления описывается любая из кривых (см. рис. 2.1).
Отыскание аналитических зависимостей теоретических
распределений функций надежности после группировки ва-
риационного ряда (см. табл. 2.7), построения гистограммы
(см. рис. 2.2) и отыскания эмпирических значений парамет-
ров по формулам (2.13)—(2.16) проводится в следующей после-
довательности .
Поскольку нам не известен закон распределения интен-
сивности отказов [в лучшем случае можно предварительно
построить лишь эмпирический закон ее распределения (см.
324
рис. 2.3)], вид теоретического закона функции надежности
мы не знаем. Чтобы установить, какой из двух законов нор-
мальный или закон распределения Вейбулла более подходит к
гистограмме, в первом приближении выбор можно осуществ-
лять по значению коэффициента вариации v (2.16). Если v <
< 0,35, то выбирают закон нормального распределения, а в
случае v > 0,35 - закон распределения Вейбулла. Параметры
закона нормального распределения (2.20) определяют по фор-
мулам (2.13) и (2.15). Параметры закона Вейбулла (2.21) опре-
деляют с помощью таблицы. По известному значению
коэффициента вариации v из этой таблицы находят параметр
b и вспомогательный коэффициент кь.
Параметр а находим из выражения
а = Т*/кь. (2.25)
Найдя параметры а и Ь, согласно (2.21) и (2.24), записываем
теоретические законы функции надежности и интенсивности
отказов, соответствующие приведенным эмпирическим рас-
пределениям.
Пример. Для подшипника центробежного насоса имеем
Т* = 12 000 ч, коэффициент вариации v = 0,72. Эти параметры
получают по формулам (2.13)—(2.16) на основе вариационного
ряда. Поскольку v > 0,35, принимаем закон распределения
Вейбулла: По таблицам для v = 0,72 находим b = 1,4, кь =
= 0,911, а = Т*/кь = 13 150 ч. Согласно (2.21) имеем
P(t) = exp (-t/13 150)14.
Широкое распространение также при отыскании теорети-
ческих законов распределения имеет вероятностная бумага,
которая изготовляется для наиболее употребительных зако-
нов распределения: нормального, Вейбулла и экспоненциаль-
ного. Порядок работы с ней, включая определение парамет-
ров распределении, иллюстрируется в работе. Метод этот
достаточно точен и универсален. Для полученной ранее в
примере гистограммы функции P*(f) (см. рис. 2.1) при по-
строении этой функции на бумаге распределения Вейбулла
имеем b = 1,22; а = 5000 ч. Тогда, согласно (2.21), теоретиче-
ская функция вероятности безотказной работы для рассмат-
риваемого примера имеет вид
P(t) = ехр(-0,3 10’4t122),
а интенсивность отказов, согласно (2.24):
325
Х(0 = 0,366 • IO-4 f0'22.
Функция P(i) нанесена на рис. 2.2, а функция интенсивно-
сти отказов пары трения изображена на рис. 2.7. Характер ее
соответствует случаю 1 < b < 2, когда изделие имеет мало
скрытых дефектов и подвержено износу. Аналогичные ре-
зультаты получены для пары ТМ.
Величина Т, подсчитанная по формуле (2.22) с учетом по-
лученного выражения P(t), дает значение Т ® 4800 ч.
Для численной оценки соответствия теоретического рас-
пределения статистическому применяют критерий согласия.
При статистической обработке материала в виде гистограммы
удобен метод Пирсона, где в качестве критерия согласия рас-
пределений применяется критерий %2.
Критерий Пирсона определяет суммарную дисперсию
отклонений вероятностей теоретического распределения от
статистического. Суммирование производится по интервалам
(2.26)
Рис. 2.7. Сравнительные
графики интенсивности
отказов пар трения тор-
цовых уплотнений:
1 - сталь-графит; 2 -
сормайт-графит; 3 - сор-
майт-бронза; 4 - релит-
релит; 5 - СГП-СГП
где к - число интервалов статистического ряда; щ, - частота в
j-м интервале; п - общее число значений случайной
величины; pj - теоретическая вероятность попадания слу-
чайной величины в j-м интервале, равная приращению функ-
ции вероятности в этом интервале: р; = Pjl{ - PjK; Pjit и Р;к -
функции вероятности в начале и в конце j-то интервала, ко-
торые берутся по теоретической кривой. Соответственно час-
тоту npj можно понимать как теоретическую частоту в ;-м
интервале.
Рассчитав значение %2, его сравнивают с %2, где q - уро-
вень значимости для критерия %2. Он находится по специаль-
ным таблицам, которые приводятся в курсах теории вероят-
ностей. В технических расчетах обычно принимается q рав-
ным 0,05 или 0,1. Это условие можно записать в виде
Р(х2 > X?) = 9- (2.27|
Если %2 < %2, то гипотеза соответствия теоретического
распределения статистическому принимается. Величина Xq
зависит от числа степенной свободы, которое имеет вид
г = к - s, (2.28)
где s - число связей в теоретическом распределении, для
нормального закона распределения и Вейбулла s = 3. Просле-
дим порядок расчета критерия %2 на примере соответствия
P(t) и P*(t) (см. рис. 2.2). Для этого случая формула (2.26) за-
пишется в принятых ранее обозначениях в следующем виде:
2 _ у1 (Ап - Nopj)2
л 4й N°p>
Расчеты удобно выполнять, заполняя табл. 2.9.
Таблица 2.9
Исходные данные для определения
Номер интер- вала Число отка- зов в ин- тервале Ап Середина интервала t, ч Теоретиче- ская веро- ятность в интервале pj Ап - Nop, {Лп-NqPj}2 MqPj
1 29 1500 0,405 -4,5 0,604
2 27 4500 0,297 2,6 0,277
3 18 7500 0,162 4,4 1,420
4 4 10500 0,0766 -2,3 0,840
5 2 13500 0,0344 -0,8 0,228
6 1 16500 0,0146 -0,2 0,333
7 х2 1 19500 0,0058 0,3 0,120 3,822
327
Число степеней свободы г = 7 - 3 = 4. При уровне значи-
мости q = 0,05 xj = 9,5. Значение /2 < Хд> следовательно гипо-
теза соответствия теоретического распределения статистиче-
скому подтверждается. Критерий Пирсона применяется, ко-
гда число наблюдений не менее 50.
Для получения теоретической оценки вероятностных
функций надежности необходимо оценить точность опреде-
ления их параметров. Как уже отмечалось, наиболее распро-
страненные функции надежности, описываемые нормальным
законом распределения, законом Вейбулла и другими, имеют
один-два параметра. Для нормального закона распределения -
это средняя наработка до отказа Т и величина ст, для закона
Вейбулла - это параметры а и Ь. Точность их определения
при выборе теоретического закона распределения на основе
статистических наблюдений определяется теорией вероятно-
стей. В этой теории эти параметры называются точечными
оценками, которые являются случайными величинами. По-
этому ставится задача определения погрешностей при замене
случайного параметра х его точечной оценкой х* и степени
уверенности ожидания, что эти погрешности не выйдут за
известные пределы.
Чтобы дать представление о точности и надежности оцен-
ки х*, в математической статистике пользуются понятиями
доверительных интервалов и доверительных вероятностей.
Назначим некоторую достаточно большую вероятность 0 (по
ГОСТ 17510-79 рекомендуется применять 0 = 0,8; 0,9; 0,95;
0,99) так, что событие с вероятностью 0 можно считать прак-
тически достоверным, и найдем такое значение е, для кото-
рого
р(| х* -х |< е) = 0. (2.29)
Тогда диапазон практически возможных значений по-
грешности, возникающей при замене х на х*, будет ±е; боль-
шие по абсолютному значению погрешности будут появлять-
ся только с малой вероятностью, соответствующей уровню
значимости q = 1 - 0. Чем меньше е, тем точнее оценка ве-
личины х*.
Вероятность 0 принято называть доверительной вероятно-
стью, а интервал J = (х* - е, х* + е) - доверительным интерва-
лом. Величина е зависит от выбранного значения доверитель-
ной вероятности и закона распределения случайной величи-
ны х. Законы распределения самих случайных величин и их
средних величин существенно отличаются. Последние обыч-
328
но имеют свои законы распределения (Стьюдента, Пирсона
и др.).
При нормальном законе распределения функции надежно-
сти (2.20) доверительный интервал величины Т находится в
соответствии с распределением Стьюдента. Отклонения от
принятого значения Т" симметричны и определяются из вы-
ражения
£ = tpO^/No
где - отклонение нормированной случайной величины
Т —ГГ*_____
t = —— JN0 при доверительной вероятности 6. Величина
определяется по специальным таблицам в зависимости от
принятого значения 0 и числа степеней свободы No - 1, где
No - число замеров случайной величины Т (число изделий). В
ГОСТ 6134-71 приводятся таблицы при 0 = 0,8. Таким обра-
зом, доверительный интервал величины Т определяется вы-
ражением
Т" - tpd/ylNg <Т <Т" + tpG/y]NQ . (2.30)
Для того же нормального закона распределения P(t)
доверительный интервал для о* находится с помощью рас-
пределения х2- Поскольку распределение среднего квадрати-
ческого отклонения о является смещенным (2.15), верхняя и
нижняя доверительные границы его будут разными.
Аналогично (2.29) для о (2.15) запишем
p(7^o"s/X2 < ° < V^s/Xi) = 0
(2.31)
В курсах теории вероятностей приводятся таблицы, с по-
мощью которых можно найти Xi и в зависимости от числа
степеней свободы No - 1 и принятого значения 0.
Закон распределения Вейбулла имеет асимметрию, поэто-
му верхняя и нижняя границы tB и t„ рассеяния параметра Т*
будут разными. Их можно определить из выражений
(2.32)
г
(2.33)
а доверительный интервал Т из выражения
329
рЦн < т< ц = р.
(2.34)
В выражениях (2.32) и (2.33) коэффициенты rt и г3
определяются по специальным таблицам в зависимости от
доверительной вероятности £ и числа наблюдений No.
Пример. Двигатель имеет наработку до отказа Г* = 4050 ч.
Функция вероятности безотказной работы имеет закон рас-
пределения Вейбулла с b - 3,34, число наблюдений Nq = 69.
При доверительной вероятности 0,9 по таблицам находим ц =
= 1,23, г3 = 0,83. Тогда доверительные границы составят
tH = 4050аз^83 = 3830 ч, = 405033^23 = 4309 ч или
3830 ч < Т < 4309 ч.
Если изделие представляет систему (например, торцовое
уплотнение), в которую входят отдельные элементы и отказ
одного элемента приводит к отказу всей системы, то функция
вероятности безотказной работы системы определяется как
произведение функций вероятностей элементов
Л
РЮ = ПЛ((). (2.35)
Г —1
где п - число элементов.
Например, уровень надежности торцового уплотнения
следует рассматривать исходя из надежности пар трения (пт),
пружин (пр) и резиновых уплотнений (ру). Тогда, соглас-
но (2.35), функция надежности торцового уплотнения Руу ~
= Ягг Рпр РРу< где Рпт, Рпр, Рру - функции вероятностей безот-
казной работы соответствующих элементов. Эти функции
определяются для каждого элемента отдельно по изложенной
методике. Законы распределения для каждого из них могут
быть разными. Эта методика позволяет осуществить анализ
надежности работы элементов магистрального насоса и всего
насосного агрегата в целом.
Сравнительные графики интенсивности отказов X.(t) пар
трения торцовых уплотнений, изготовленных из различных
материалов (см. рис. 2.7), построены с использованием изло-
женной методики.
На рис. 2.8 изображена функция P(t) для торцового уплот-
нения ТМ, которое можно рассматривать как систему эле-
ментов.
Сравнивая кривые P(t) на рис. 2.2 и 2.8, следует заметить
больший темп снижения функции надежности для всего уп-
330
Рис. 2.8. Функция на-
дежности для торцового
уплотнения типа ТМ
лотнения по сравнению с надежностью пары трения. Это
свидетельствует о том, что на надежность уплотнения суще-
ственное влияние оказывают другие элементы (пружины, ре-
зиновые манжеты и др.). Наработка до отказа торцового уп-
лотнения (см. рис. 2.8) при вероятности 0,8 (7ао)г как видно,
равна 1800 ч (см. стрелки), а средняя теоретическая наработ-
ка Т (площадь под кривой) равна 3500 ч, что меньше, чем в
паре трения (4800 ч).
Приведенные методы расчета показателей безотказности
относятся к случаю, когда изделия работают до первого отка-
за. Надежность ремонтируемых изделий подчиняется зако-
нам. Эти законы характерны и для машины в целом, где
имеют место ремонты и замены отдельных деталей, узлов.
Возможны два пути оценки надежности ремонтируемых объ-
ектов: вычисление характеристик потока отказов и вычисле-
ние условных распределений наработки между отказами,
Первый путь общепринят. Однако в зависимости от характе-
ра объектов может применяться и второй путь. В частности,
при оценке надежности насосов, двигателей применяется
второй метод. При оценке надежности всего нефтепровода
более приемлем первый путь.
Вследствие ремонтов, замен после возникновения каждого
отказа работоспособность изделия восстанавливается, и оно
вновь работает до следующего отказа. Поскольку время до
наступления следующего отказа - случайная величина, полу-
чим случайный поток отказов (рис. 2.9); ti, т2- •••> т,- - случай-
ные времена безотказной работы ремонтируемого изделия,
которые образуют поток отказов. Основной характеристикой
такого потока является параметр потока отказов <o(f) -
331
Т1 Т2 Т3
Рис. 2.9. Параметр
потока отказов
плотность вероятности возникновения отказов ремонтируе-
мых изделий для рассматриваемого времени, т.е. среднее
число отказов в единицу времени после момента t. Если вре-
мя наблюдения t < Т, где Т - средняя наработка до первого
отказа изделий при плотности распределения отказов a(f) [см.
формулу (2.2)], то на значении со(£) будут сказываться осо-
бенности этого закона a(t) или P(f). Если же рассматривать
отрезок времени t » Т, то происходит стабилизация со за счет
ремонтов и замен и тогда (см. рис. 2.9)
limco(f) = 1/Гср, (2.36)
где Тср - средняя наработка на отказ. Это среднее значение
наработки ремонтируемого изделия между каждыми двумя
последовательно возникшими отказами. Для одного изделия
Тер находится по зависимости
1 п
где п - число отказов изделия за время суммарной наработки
Л
1
Однако эта характеристика не представительна. Лучше
среднюю наработку определять по группе изделий No:
1 I п у
т*р = (2,37)
Время суммарной наработки tj отдельных изделий может
быть неодинаковым. Из рис. 2.9 следует, что, чем больше рас-
сматриваемый промежуток времени, тем ближе значение па-
332
раметра потока отказов к 1/Гср, независимо от закона распре-
деления a(f). При экспоненциальном распределении, которое
наиболее приемлемо в данном случае, параметр потока отка-
зов постоянен, а именно
со = 1/Тср. (2.38)
При этом функция надежности имеет вид
P(t) = e~t/Tcp . (2.39)
Уравнения (2.38) и (2.39) отражают закономерности ста-
ционарного пуассоновского потока. Поток называется ста-
ционарным, если показатели надежности не зависят от вре-
мени (Тер, о). В данном случае пуассоновский поток - это
стационарный ординарный поток без последствий. Ординар-
ность в техническом плане понимается как невозможность
одновременного отказа двух и более элементов системы.
Поток событий называется потоком без последствий, когда
вероятность появления отказов элементов объекта в любом
интервале наработки не зависит от появления отказов в дру-
гих интервалах наработки.
В теории вероятностей стационарный пуассоновский по-
ток называют законом редких явлений (отказов), когда сис-
тема содержит много элементов. Следовательно, пуассо-
новский поток отказов характерен для сложных систем,
состоящих из большого числа высоконадежных элементов,
потоки отказов которых являются независимыми. При сум-
мировании этих потоков, даже если они обладают последст-
виями, получается пуассоновский поток без последствий.
Указанной схеме наиболее соответствует такая сложная сис-
тема, как нефтепровод. Однако даже в этом случае, как
показывают статистические исследования, более предпочти-
тельным оказывается закон распределения Вейбулла,
соответствующий нестационарному потоку отказов. Поэтому
использование экспоненциального закона распределения
(2.39) во всех случаях должно строго обосновываться, в
противном случае возможны необъективные выводы.
В изнашивающихся ремонтируемых объектах, содержа-
щих небольшое число деталей, поток отказов имеет значи-
тельные последствия. В результате ремонта и замены деталей,
а также их износа машина постепенно теряет первона-
чальные свойства; параметры надежности ее уже будут зави-
сеть от времени отсчета и длительности общего времени кон-
троля.
ззз
Примером такой системы являются динамические насосы.
Оценка параметров надежности в них осуществляется вто-
рым методом условных распределений наработки между от-
казами. Отсчет наработки можно осуществлять от момента
окончания соответствующего ремонта или профилактическо-
го мероприятия. Показатели надежности в этом случае те же,
что и для перемонтируемых объектов, но они являются ус-
ловными, т.е. вычисляются при условии, что предварительно
произошло определенное число отказов. Этим учитывается
фактор последствий. Это обстоятельство может не прини-
маться во внимание, если отказы фиксируются в течение ра-
боты насоса между капитальными ремонтами.
Для оценки параметров надежности насоса не требуется
учитывать эти параметры для каждой детали. Необходимо
выбрать в насосе определяющие элементы, которые лимити-
руют надежность насоса. Как показывает опыт эксплуатации
насосов, такими элементами являются торцовые уплотнения,
щелевые уплотнения, подшипники, валы. Составляя для каж-
дой из них вариационный ряд, гистограммы и рассчитывая
параметры статистического распределения по (2.3)-(2.16), по-
лучим табл. 2.10.
Сведения о надежности торцовых уплотнений взяты из
предыдущего примера (см. рис. 2.8).
Выражения ддя вероятности безотказной работы:
щелевого уплотнения (2.20)
Р(() = О.5 + Фо[С^) = 0,5 + Ф0(^);
\ 1 v J v 7
подшипников (2.25), (2.21)
а = Т*/кь,
P(t) = ехрН/13150)1'4;
Таблица 2.10
Параметры надежности определяющих элементов
Лимитирующий элемент Закон распределе- ния Средняя наработка до отказа, ч Коэффици- ент вариации
Торцовое уплотнение Вейбулла 3500 —
Кольцо щелевого у плот- Нормальный 6300 0,2
нения
Подшипник Вейбулла 12000 0,72
Вал Экспоненциальный 40 000 1
334
вала (2.39)
P(t] = expf-t/Г*) = exp (-f/40000).
Задаваясь наработкой, получим таблицу функции P(t)
(табл. 2.11). Общая функция P(t) находится по (2.35) как про-
изведение вероятностей лимитирующих элементов, если
пренебречь их взаимным влиянием.
Полученные распределения изображены на рис. 2.10. Как
видно, характер функции надежности для всего насоса опре-
деляется в основном кривой 1, соответствующей функции
надежности торцовых уплотнений.
Главный резерв повышения параметров надежности насо-
са - повышение качества торцовых уплотнений. Рассчитывая
площадь под кривой 5 согласно (2.8), получаем для всего на-
соса среднюю наработку на отказ Т = 2700 ч, а наработка при
вероятности 0,8 Г8о = 1500 ч. Подобрав для кривой 5 соответ-
ствующую аналитическую зависимость функции надежности
(распределение Вейбулла), по зависимости (2.24) найдем ин-
тенсивность отказов X(t). Применительно к магистральным
насосам изложенный способ определения Т и Х(0 следует
считать более обоснованным по сравнению с расчетами по-
тока отказов (2.20), (2.21). Практически величина Т для маги-
стральных насосов может оказаться несколько меньше, если
вместо вала в качестве лимитирующей принять маслосистему
насоса.
При большом числе наблюдений допускается для динами-
ческих насосов определение наработки на отказ по зависи-
мости (2.37). Однако применение понятия параметра потока
отказов <0 по (2.38) не рекомендуется, так как он не постоя-
нен во времени.
Таблица 2.11
Функция Р( d
Элемент Наработка t, тыс. ч
1 2 4 6 8 10 12 16
Торцовое уплотнение (см. рис. 2.10, кри- вая 1) 0,900 0,760 0,400 0,120 0,030
Кольцо щелевого уп- лотнения (кривая 2) 0,999 0,999 0,966 0,593 0,146
Подшипник (кривая 3) 0,975 0,930 0,827 0,715 0,608 0,506 0,418 0,286
Вал (кривая 4) 0,985 0,951 0,904 0,861 0,818 0,778 0,741 0,670
Общая (кривая 5) 0,863 0,671 0,289 0,044
335
О 2 4 6 8 10 12 t, тыс. ч
Рис. 2.10. Функции
надежности лимити-
рующих элементов и
насоса в целом
Второе свойство изделий, характеризующее их надеж-
ность, - долговечность.
Основной показатель долговечности ремонтируемых изде-
лий - средний ресурс, который измеряется наработкой изде-
лий до предельного состояния. Величина эта случайная, т.е.
средний ресурс Rcp можно понимать как математическое
ожидание ресурса. Статистически R*p - средняя продолжи-
тельность работы изделий за период эксплуатации до разру-
шения или другого предельного состояния. Для ремонтируе-
мых изделий и машин 7?ср определяется статистически:
^’Р = =#Е Етл - (2-40)
°y=l J
где Xjj - наработка на отказ j-го изделия при У-м отказе; вы-
ражение в скобках - ресурс j-го изделия; п - число отказов
j-ro изделия до предельного состояния; No - число контроль-
ных изделий в начале испытаний.
В зависимости от того, как оговаривается предельное со-
стояние изделий, различают средний ресурс до капитального
ремонта, до среднего ремонта, до списания изделия. Согласно
действующей НТД для динамических насосов применяется
средний ресурс до капитального ремонта.
Другой важный параметр долговечности - гамма-процент-
ный ресурс. Если Rcp - величина случайная, то гамма-
процентный ресурс Ry - величина детерминированная. Гамма-
процентный ресурс - это наработка, в течение которой объ-
ект не достигает предельного состояния с заданной вероятно-
стью у процентов. Гамма-процентный ресурс показывает, что
у процентов машин данной контрольной партии должны
336
иметь наработку до предельного состояния не ниже величи-
ны Яу, т.е.
p(R > Лу) = у/100. (2.41)
Если имеется кривая то гамма-процентный ресурс на-
ходится, как указано на рис. 2.2 и 2.10 для функции P(t). Оп-
ределение их облегчается, если воспользоваться номограммой
(рис. 2.11).
Номограмма соответствует распределению Вейбулла (v >
> 0,35) и позволяет при известном Яср определить вероятность
отказа насоса, гамма-процентный ресурс его, прогнозировать
остаточный ресурс. Она применима также для оценки гамма-
процентной наработки на отказ насоса.
Пример. Пусть средний технический ресурс насоса, опре-
деленный по (2.40) равен 30000 ч, коэффициент вариации
распределения K(t) = 0,4. Определим 80%-ный ресурс насо-
са Лео-
Рис. 2.11. Номограмма
для определения ресур-
са при законе распре-
деления Вейбулла
По номограмме при у = 80 % и v = 0,4 = 0,65, отку-
да 7?зо = 0,65 • 30 000 = 19 500 ч. Определим остаточный ресурс
этого насоса при 60%-ном ресурсе, если он проработал
15000 ч. По номограмме R60 = 0,88, Я*р = 26 400 ч. Следова-
тельно, остаточный ресурс 7?ост = R60 - t = 26 400 - 15 000 =
= 11 400 ч.
Пусть далее этот насос проработал 35 000 ч. Какова веро-
ятность его отказа? Величина Ry/R*p = 35 000/30 000 = 1,17.
Согласно номограмме, этому значению соответствует у =
= 30 %.Следовательно, вероятность отказа насоса 0,7, т.е. ве-
роятность отказа очень большая.
Согласно ГОСТ 12124-80, ресурс работы насосов типа НМ
до капитального ремонта должен составлять не менее 25-
28 тыс. ч, для НПВ - 20 тыс. ч.
Перемонтируемый объект достигает предельного состоя-
ния при возникновении отказа или по достижении заранее
установленного предельно допустимого значения срока служ-
бы или суммарной наработки. В первом случае средний ре-
сурс совпадает со средней наработкой до отказа (2.13). Для
ремонтируемых объектов переход в предельное состояние
определяется наступлением момента, когда дальнейшая экс-
плуатация невозможна или нецелесообразна по одной из сле-
дующих причин:
становится невозможным поддержание безопасности, без-
отказности или эффективности эксплуатации объекта на до-
пустимом уровне;
в результате изнашивания и старения объект пришел в та-
кое состояние, при котором ремонт требует недопустимо
больших затрат или не обеспечивает необходимой степени
восстановления работоспособности и исправности.
Во многих случаях анализа состояния надежности объекта
возможна экономическая оценка предельного состояния.
Имеется в виду минимизация затрат во времени.
К числу показателей долговечности относится также срок
службы. В отличие от ресурса, где время определяется нара-
боткой, т.е. продолжительностью работы объекта в исправ-
ном состоянии, при оценке срока службы учитывается все
календарное время эксплуатации машины до предельного со-
стояния. Так же, как и для ресурса, существуют понятия гам-
ма-процентного срока службы, среднего срока службы до ка-
питального ремонта или до списания. Смысл этих понятий
338
аналогичен соответствующим понятиям ресурса. Например,
средний срок службы объекта определяется статистическим
выражением
< No
(2.42)
где Cj - срок службы /-го объекта. Для магистральных насо-
сов средний срок службы до списания устанавливается в 20
лет.
Третье свойство, характеризующее надежность деталей
машин, - ремонтопригодность. Чем меньше тратится времени
на проведение технического обслуживания и ремонтов, тем
длительнее машина используется по назначению и тем эф-
фективнее она работает. Показателями ремонтопригодности
являются такие вероятностные оценки, как вероятность вос-
становления в заданное время и среднее время восстановле-
ния. Вероятность восстановления в заданное время - вероят-
ность того, что время восстановления работоспособности
объекта не превысит заданного. Среднее время восстановле-
ния Тн есть математическое ожидание времени восстановле-
ния работоспособности. Статистическая оценка его осущест-
вляется по зависимости
No '
(2-43)
1
где tj - длительность восстановления j-го объекта, куда входят
время поиска, причины отказа и время, необходимое на его
устранение.
Использование комплексных показателей надежности на-
сосов позволяет решать ряд важных задач, связанных с по-
вышением уровня их эксплуатации, экономичности. Важный
комплексный показатель надежности - коэффициент техни-
ческого использования изделия. Он характеризует одновре-
менно как работоспособность, так и ремонтопригодность
объекта.
Коэффициент технического использования Кти для No из-
делий можно оценить с помощью следующей зависимости:
No
Ъ----ЯГ—N— ' <2'44>
хч+ +
1 1 ।
339
где Tj - суммарное время пребывания j-ro объекта в работо-
способном состоянии; tj - суммарное время простоев из-за
планового и внепланового технического обслуживания j-ro
объекта; fp7 - суммарное время простоев из-за плановых и
внеплановых ремонтов J-ro объекта.
Коэффициент технического использования является без-
размерной величиной (0 < Кти < 1). Он численно равен веро-
ятности того, что в данный момент времени машина работает,
а не ремонтируется. Со временем Кта падает, так как в про-
цессе старения машины число ремонтов увеличивается, рас-
тет и их продолжительность. Нужно стремиться эксплуатиро-
вать машину так, чтобы Кти в течение всего периода работы
машины был по возможности большим. Это повышает эф-
фективность работы машины.
Еще более информативным является другой комплексный
показатель надежности - интегральный показатель качества
насоса. Он представляет собой отношение стоимости полез-
ной работы насоса ко всем затратам на его эксплуатацию в
течение срока службы или другого промежутка времени.
Этот показатель экономический.
Изменение во времени суммарного экономического эф-
фекта при эксплуатации машины слагается под влиянием
двух основных факторов. С одной стороны, учитываются за-
траты на изготовление новой машины Зи, включая затраты на
проектирование, изготовление, испытание, отладку, транс-
портировку, а также затраты на эксплуатацию машины Зэ,
куда входят затраты на электроэнергию, техническое обслу-
живание, ремонт, т.е. затраты на поддержание и восстанов-
ление работоспособности машины. Затраты Зи + Зэ являются
отрицательными в общем балансе затрат. С другой стороны,
работа машины дает положительный экономический эффект
Эр (прибыль). Следовательно, в общем виде интегральный по-
казатель качества насоса можно представить в виде соотно-
шения
К = ЗД/(3И + Зэ(0). (2.45)
Изменения Зэ в функции времени имеют тенденцию к воз-
растанию, так как старение деталей машины приводит к не-
обходимости вкладывать все большие средства на восстанов-
ление утраченных свойств машины. Изменение Эр во време-
ни имеет тенденцию к уменьшению интенсивности роста,
поскольку более частые простои машины в ремонте и техни-
ческом обслуживании снижают ее производительность. По-
этому кривая суммарной экономической эффективности
340
3(f) = Зи + Зэ(1) + ЗД (2.46)
имеет максимум и 2 раза пересекает ось абсцисс t (рис. 2.12).
Период времени t = СОК1 при котором Зи + Зэ = Эр, является
сроком окупаемости, когда машина при эксплуатации возвра-
тила затраты, которые были в нее вложены при изготовле-
нии.
С этого момента машины начинают приносить прибыль.
Однако прирост полученного эффекта (заштрихованная часть
под кривой 3(f)) снижается из-за возрастания эксплуатацион-
ных затрат до С = С11р, когда снова Зи + Зэ = Эр. При t > Спр
затраты на эксплуатацию больше того экономического эф-
фекта, который может обеспечить машина, хотя и при этом
времени машина может эксплуатироваться. В частности,
средний срок службы машины С*, определяемый до разру-
шения, значительно больше Спр, однако экономически экс-
плуатировать машину при t > Спр нецелесообразно. Как уже
отмечалось, вероятность отказов машины в этом случае зна-
чительно возрастает. Экономически целесообразный срок
службы машины определяется интервалом Стах < С < Спр. Ве-
роятность безотказной работы машины в этот период еще
велика.
В результате изложенного интегральный показатель каче-
ства К является функцией времени эксплуатации машины.
Анализ его в динамике позволяет решать различные оптими-
зационные задачи. Показатель К, представленный в развер-
нутом виде, можно рассматривать как математическую мо-
Рис. 2.12. Динамика затрат
в процессе эксплуатации
машины
341
дель эффективности функционирования насоса. Достаточно
адекватная форма его играет существенную роль для анали-
зов.
Для выражения интегрального показателя качества насоса
можно рассмотреть методику, где вместо срока службы С
принимается ресурс R. В соответствии с классификацией
различных технических устройств магистральные насосы от-
носятся к ремонтируемым изделиям, эксплуатируемым до
предельного состояния, которое определяется ресурсом R.
Надежность их в этом случае можно охарактеризовать двумя
параметрами: ресурсом R и средним значением параметра
потока отказов за ресурс
1 R
®ср = (2.47)
При этом простой насоса ущерба не дает, так как включа-
ется немедленно резервный агрегат.
Средний суммарный эффект от использования насоса
можно определить из выражения
/г
Э(Я) = k, jQ(t)dt, (2.48)
О
где ki - эффект от перекачки 1 м3 нефти на заданное рас-
стояние.
Функция Q(f) может быть найдена на основе статистиче-
ских исследований с использованием аппарата случайных
функций.
Суммарные затраты на эксплуатацию насоса можно запи-
сать в виде
И1
3(Я) = Р,+£к,/?, (2.49)
I
где Pt - себестоимость насоса с учетом хранения, транспорта
и монтажа; kjR - i-я. составляющая эксплуатационных затрат
за время R; т - число составляющих затрат.
Первое слагаемое суммы связано с расходом электроэнер-
гии на перекачку, зарплатой, амортизационными отчисле-
ниями. Сумма имеет постоянную и переменную составляю-
щие. Ее можно представить следующим образом:
Ап , Wf|p_ 1*2 0.1, IWoQ(0 + *oP(0)b()+1lpcp<7
V 3 J v 3 n(0
(2.50)
342
где к? - амортизационные отчисления и зарплата, отнесенные
к 1 ч работы насоса; к3 - стоимость 1 кВт-ч электроэнергии с
учетом оплаты установленной мощности; v = Rcp/Ccp - интен-
сивность эксплуатации машины; числитель второго слагаемо-
го представляет полезную мощность насоса, записанную с
учетом связи напора насоса с подачей; r](f) - статистическая
функция КПД насоса во времени.
Второе слагаемое суммы
к4 = кзч + крр + кД( (2.51)
где к4 - затраты на проведение плановых предупредительных
работ (ППР), отнесенные к 1 ч работы насоса, руб/ч; кзч -
стоимость запасных частей и материалов; крр - зарплата ре-
монтных рабочих; кд - дополнительные затраты.
Затраты к( представляют возрастающую функцию нара-
ботки насоса R, что объясняется нарастанием параметра по-
тока отказов <o(f) со временем. Это приводит к увеличению
этих затрат с увеличением времени эксплуатации. Для затрат
к4 предлагается следующая аппроксимирующая функция:
ki(R) = mRn, (2.52)
где тип- аппроксимирующие коэффициенты, которые
можно найти для каждого конкретного типа насоса на основе
опыта ППР.
Расходы на проведение внеплановых ремонтов и техниче-
ского обслуживания из-за внезапных отказов
к5(Я) = р2сйср/?, (2.53)
где р2 - средняя стоимость проведения одного внепланового
ремонта.
Объединяя указанные зависимости в (2.45), получаем сле-
дующее выражение интегрального показателя качества на-
соса:
R
kt^dt
о
R
xR + mRn +p2j<o(t)df
о
(2-54)
343
Исследуя эту функцию, можно установить нормативные
значения параметров, определяющих проектные и эксплуата-
ционные условия. Показатель К зависит от трех типов пара-
метров: конструктивных (b0, kQ, г|, HQ, pj, выбор которых
влияет на величину К; эксплуатационных технологических (<?,
т|, v, к2, кг), правильное назначение которых также влияет на
интегральный показатель качества насоса; параметров, свя-
занных с технической эксплуатацией насоса (Л, со, ш, п, 02)-
Все эти параметры взаимосвязаны и в той или иной мере
влияют на показатель качества насоса.
2.3. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ
И ЭФФЕКТИВНОСТИ НАСОСНЫХ
УСТАНОВОК В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Магистральные центробежные насосы - мощ-
ные энергоемкие машины, поэтому эффективная экономич-
ная эксплуатация их - весьма важная задача обслуживающе-
го персонала. Необходимо также поддерживать высокую на-
дежность этих машин, что значительно снижает расходы на
ремонт и эксплуатацию.
Основным оборудованием НПС являются магистральные
основные насосные агрегаты (НА) с электродвигателями.
Насосные агрегаты типа НМ по коэффициенту полезного
действия и основным техническим характеристикам соответ-
ствуют лучшим зарубежным образцам и имеют при номи-
нальной подаче КПД от 83 до 89 %.
Основными эксплуатационными причинами снижения
значения КПД и напора, а также показателей надежности
являются:
нарушения или неправильный выбор технологических ре-
жимов перекачки;
эксплуатация насосов с высокими динамическими нагруз-
ками вследствие больших уровней вибрации;
применение в насосах неоптимальных для данной подачи
роторов;
отсутствие должного контроля качества пусконаладочных
и ремонтных работ;
низкое качество ремонта насосов и изготовления запасных
частей.
Показатели надежности работы оборудования НПС, в пер-
вую очередь основных и подпорных насосных агрегатов,
имеют большой разброс вследствие различия в загрузках
344
нефтепроводов, частоты смены технологических режимов
перекачки, отличия в номенклатуре применяемого оборудо-
вания и т.д. Поэтому межремонтный ресурс оборудования
колеблется в значительном диапазоне. Так, для насосов он
составляет 4000-8000 ч.
Применительно к основным насосам около 30 % всех отка-
зов падают на торцовые уплотнения валов, 15 % - на под-
шипники, 9 % - на маслосистему. По вине обслуживающего
персонала имеет место до 12 % всех отказов, повышенная
вибрация вызывает от 4 до 10 % от общего числа отказов.
С точки зрения повышения надежности для трубопро-
водов, требующих частого регулирования режимов перекач-
ки, перспективным является регулируемый по оборотам
насосный агрегат в пределах частоты вращения ротора до
3000 об/мин на базе электропривода с тиристорным преобра-
зователем частоты тока или гидромуфтой.
Обеспечение замера основных параметров НА (подача,
напор, мощность) и оценки их КПД позволяет определять
причины снижения КПД и напора в начальный период экс-
плуатации и по мере наработки и устранять их при ремонтах.
Основной причиной снижения КПД насосных агрегатов,
используемых для трубопроводного транспорта нефти и неф-
тепродуктов в межремонтный период, является износ щеле-
вого уплотнения и рост потока перетечек из полости нагне-
тания во Всасывающий патрубок.
Износ щелевого уплотнения определяется индивидуальны-
ми свойствами насоса, такими как качество сборки, баланси-
ровки, центровки, общим временем эксплуатации и т.д. -
способностью насоса воспринимать динамические нагрузки,
определяемую техническим состоянием всех элементов.
Поток перетечек через щелевое уплотнение не только
уменьшает производительность насоса, но и изменяет усло-
вия всасывания, что приводит к дополнительным потерям на-
пора, появлению рециркуляционных зон, а в некоторых ре-
жимах и к росту кавитационнных зон при достаточных кави-
тационных запасах, росту вибрации и снижению КПД. Кроме
того, и при отсутствии кавитации рост потока перетечек при-
водит к росту осевой вибрации агрегата за счет изменения
давления всасывания.
Таким образом, поток перетечек через щелевое уплотне-
ние приводит к снижению надежности и эффективности ра-
боты насосной установки. Для повышения показателей рабо-
ты насосной установки необходима диагностика зазора щеле-
вого уплотнения и КПД насоса с последующим выводом его в
345
ремонт после того, как эти величины достигнут предельных
значений.
Предельно допустимые зазоры могут образоваться гораздо
раньше установленных сроков замены уплотнительных колец.
Так как непосредственное измерение потока утечек через
щелевое уплотнение связано со значительными трудностями
в связи с его малостью и нестационарным характером, в ка-
честве диагностического параметра использовались парамет-
ры колебаний (пульсации) давления транспортируемой среды.
В результате проведенных исследований установлено, что
амплитуда оборотной составляющей пульсации (или ее отно-
сительное значение) позволяет оценить изменение зазора
щели уплотнения и прогнозировать время вывода НА в ре-
монт. При оценке изменения КПД, вызванного потоком пе-
ретечек через щелевое уплотнение, установлено, что рост за-
зора уплотнения приводит к снижению КПД на 3,0 —3,5 %.
Надежность работы насосного агрегата зависит от вибра-
ции, которая пагубно сказывается на его техническом со-
стоянии. При вибрации отдельные детали и узлы испытывают
воздействие знакопеременных нагрузок. В результате этого
понижается прочность деталей и в конечном итоге может на-
ступить разрушение.
В первую очередь разрушаются опорно-упорные подшип-
ники, зубчатые передачи редукторов, соединительные муфты,
детали регулирования и др.
Через подшипники, опоры и фундаментные рамы вибра-
ция от агрегата передается на фундамент, в результате чего
происходит ослабление крепления этих узлов между собой.
Тем самым нарушается общая жесткость конструкции.
Таким образом, устранение вибраций работающих меха-
низмов приобретает первостепенную важность, но является
порой очень сложной задачей.
Основные виды причин вибрации, в зависимости от типа
воздействия вибрации можно разделить на механические,
электромагнитные, аэродинамические и гидромеханические.
Механическая вибрация обусловлена неуравновешенно-
стью вращающихся частей, дефектами геометрии вала, пло-
хой установкой машин на фундаменте, дефектами в подшип-
никах и т.п. Искривление ротора электродвигателя из-за не-
симметричного нагрева (например, межвитковое замыкание в
обмотке возбуждения) или несимметричного охлаждения
также рассматривается как механическая причина вибрации,
связанная с неуравновешенностью.
Электромагнитная вибрация в электродвигателях вызыва-
346
ется несимметрией воздушных зазоров, витковыми замыка-
ниями в обмотках ротора и т.п.
Гидродинамическая вибрация возникает вследствие коле-
бательных процессов, происходящих внутри центробежного
насоса. Процессы, вызывающие колебания, условно можно
разбить на четыре вида: ударные, вихревые, кавитационные
и гидродинамическая неуравновешенность. Ударные процес-
сы возникают при взаимодействии вращающихся лопаток
центробежного насоса с входящим в колесо потоком жид-
кости.
При проектировании насоса стараются обеспечить без-
ударное вхождение потока в колесо, однако реальные режи-
мы работы часто отклоняются от оптимальных и поэтому ло-
патки встречаются с завихренным потоком. Вихревые про-
цессы возникают при движении потока жидкости по геомет-
рически сложной проточной части насоса. Поток часто изме-
няет направление и скорость, при этом возникают вихри, ко-
торые заставляют поток пульсировать. Вихревые процессы
дают сплошной спектр вибрации 800—1000 Гц, независящего
от частоты вращения. Кавитационные процессы возникают
при неблагоприятных режимах работы насоса, - когда в су-
женных местах проточной части давление понижается до
давления насыщенных паров и возникают газовые пузырьки,
которые затем, схлопываясь, вызывают местные гидродина-
мические микроудары. Кавитационные процессы дают
сплошной спектр вибрации на частотах от 20 до 25 000 Гц. Так
как все гидродинамические процессы, происходящие в насо-
се, не получили еще своего теоретического описания, то не-
возможно стопроцентно ликвидировать причины, вызываю-
щие вибрации насосов.
Одной из распространенных причин вибраций ротора ма-
шины является его неуравновешенность. Различают статиче-
скую, моментную и динамическую неуравновешенность.
Статическая неуравновешенность возникает при несоос-
ности поверхности ротора с поверхностями шеек вала, при
кривизне вала ротора, а также из-за разницы в массах конст-
руктивных элементов, находящихся на диаметрально проти-
воположных сторонах ротора.
Моментная неуравновешенность возникает, например,
при перекосах посадки на вал деталей.
Динамическая неуравновешенность возникает, когда цен-
тры масс каждой половины ротора находятся в разных осе-
вых плоскостях и удалены от середины ротора и от оси вра-
щения на различные расстояния. Типичный случай динами-
347
ческой неуравновешенности возникает из-за насадки на сба-
лансированный ротор подшипников качения с разностенны-
ми внутренними обоймами. Эксцентриситет беговых дорожек
создает новую ось вращения, а вместе с ней новую неурав-
новешенность.
К дефектам механической обработки относят нецилинд-
ричность шейки вала, возникающей из-за неправильной об-
точки или шлифовки вала. Центр цилиндрической шейки,
вращающейся с угловой скоростью со, совершает в радиаль-
ном направлении периодические колебания.
Колеблющаяся вместе с шейкой масса ротора вызывает
инерционную силу, периодически изменяющуюся с той же
частотой и воздействующую на подшипник.
Ослабленная посадка вращающихся деталей наблюдается в
случае неверно заданных размеров или неправильной меха-
нической обработки поверхности деталей, сопрягаемых с
применением «посадки с натягом». Нагрев и воздействие
центробежных сил могут ослаблять дефектную посадку, в ре-
зультате чего возможно смещение последних относительно
вала в радиальном направлении, что приводит к неуравнове-
шенности и повышенным виброперемещениям. При смеще-
нии деталей ротора возможны серьезные аварии. Со сниже-
нием частоты вращения и температуры эксплуатации ротора
восстанавливается плотное соединение с валом смещенной
детали, но ее новое положение может отличаться от исход-
ного.
Такая картина повторяется при каждом пуске и останове
машины; возникающие виброперемещения при этом могут
отличаться от предыдущих по величине и по фазе. Ослабле-
ние плотности посадки узлов ротора в спектре вибрации ма-
шин обычно проявляются на гармониках кратности 0,5; 2; 3; 4
и т.д.
В качестве приводного механизма в больших насос-
но-силовых агрегатах применяются синхронные электро-
двигатели с неявнополюсными роторами. При этом конфи-
гурация зубцов на роторе может привести к тому, что появ-
ляется различная жесткость ротора в главных плоскостях из-
гиба.
При вращении ротора в течение каждого оборота проис-
ходят два полных цикла изменения жесткости и соответст-
венно при любой частоте вращения - два полных цикла из-
менения его статического прогиба, т.е. имеют место колеба-
ния с двойной частотой. Эти виброперемещения не меняются
при установке на ротор корректирующих масс и могут быть
348
снижены лишь путем выравнивания моментов инерции Jy и
Jz. Для этого в больших зубцах ротора выполняют продоль-
ные пазы и поперечные канавки.
Валы в насосно-силовых агрегатах соединяются обычно
друг с другом непосредственно муфтами различных конст-
рукций. Неправильное сопряжение валов вызывает повы-
шенную вибрацию роторов и подшипников, а также может
быть причиной возникновения недопустимых напряжений в
соединительных концевых частях валов.
Правильное сопряжение валов машин обеспечивается вы-
полнением следующих требований:
а) перед соединением валы роторов должны быть отцен-
трированы, т.е. расположены так, чтобы их упругие линии
являлись продолжением друг друга без смещения и излома в
плоскости сопряжения;
б) при соединении полумуфт должно быть строго сохране-
но достигнутое перед этим их взаимное расположение.
При проведении центровки необходимо учитывать поло-
жение подшипников относительно линий валов, чтобы на-
грузки на все подшипники были равномерные. Недопустимая
перегрузка может привести к аварии подшипника, а недопус-
тимая разгрузка - к самовозбуждающимся колебаниям в мас-
ляной пленке. Кроме того, при перераспределении нагрузок на
подшипники изменяются в большей или меньшей части виб-
рационные параметры отдельных участков вала агрегата, опре-
деляющие их критические частоты вращения. В результате из-
менения вибрационных параметров рабочая частота враще-
ния данной машины может приблизиться к ее критической
частоте и возможно возникновение резонансных вибраций.
На практике невозможно обеспечить идеальную центров-
ку валов агрегата, поэтому всегда остается какое-то смеще-
ние. Поворот вала такого агрегата при абсолютно жестких
роторах, подшипниках и муфте должен приводить к поломке,
по крайней мере, одного из указанных элементов. С увеличе-
нием податливости на изгиб соединяемых концов валов мо-
мент, изгибающий эти концы при повороте вала при данной
расцентровке, уменьшается. Вместе с тем уменьшаются и си-
лы, вызывающие вибрации подшипников при вращении вала.
Абсолютно гибкое соединение концов валов, очевидно, вовсе
не вызывало бы виброперемещения подшипников. Практиче-
ское осуществление такого соединения, однако, невозможно,
так как прочность соединения должна соответствовать пере-
даваемому рабочему моменту.
Валы в насосно-силовых агрегатах соединяются с помо-
349
щью муфт подвижного соединения, обычно зубчатых. Они
допускают небольшие перемещения валов относительно друг
друга в осевом направлении и позволяют увеличить по срав-
нению с полужесткими муфтами допуски на несоосность ва-
лов. Однако при наличии неточностей в шагах и форме заце-
плений нагрузка на зубцы распределяется неравномерно и
появляется радиальная неуравновешенная сила, вращающая-
ся вместе с муфтой,
В дополнении к указанным неуравновешенным силам пе-
рекос или смещение осей валов вызывает силы трения, пре-
пятствующие относительному перемещению полумуфт. Эти
силы создают периодически изменяющийся с частотой вра-
щения момент, который изгибает валы в плоскости перекоса
или смещения их осей и вызывает виброперемещения под-
шипников, а также периодически изменяющиеся изгибные
напряжения в валах. На виброперемещения основной часто-
ты накладываются высокочастотные виброперемещения из-за
неравномерной работы зубцов.
Муфты подвижного соединения, рабочие поверхности ко-
торых находятся в хорошем состоянии, обеспечивают нор-
мальную работу при расцентровке 0,2-0,3 мм. Однако рас-
центровка приводит к быстрому износу зубчатых муфт, в ре-
зультате чего имеют место следующие дефекты: загрязнение
масла, износ, наклеп и забоины зубцов. При этом трение в
муфте резко возрастает, а в некоторых случаях приводит да-
же к заклиниванию полумуфт. В последнем случае подвиж-
ное соединение превращается в жесткое со всеми вытекаю-
щими последствиями.
Нарушение целостности валов агрегата в виде различного
рода трещин весьма сложно диагностируется, потому что
требует полной разборки оборудования и применения раз-
личных методов неразрушающего контроля: ультразвукового,
вихретокового, магнитопорошкового и др. Наличие трещин
проявляется изменением жесткости вала в главных осях. Это
вызывает вибрацию агрегата характерного вида, основные
признаки которой приведены в табл. 2.12.
Причины повышенных виброперемещений подшипников
можно разделить на внешние и внутренние по отношению к
самим подшипникам.
К первой группе относятся такие причины, как, например,
неуравновешенность или двойная жесткость ротора, которые
вызывают изменяющиеся во времени дополнительные на-
грузки на подшипники и, следовательно, виброперемещения
последних.
350
Таблица 2.12
Характерные признаки трещин и перекоса осей
Параметр Признак трещины Признак перекоса оси
Амплитуда второй гар- моники Большая Средний
Скорость изменения амплитуды второй гар- моники Очень большая Небольшой или равный нулю
Скорость изменения Вначале мала, для глу- Небольшой или равный
амплитуды основной гармоники бокой трещины велика нулю
Направление вибрации по 2-й гармонике Радиальное Осевой
Характер эволюции 2-й Медленный рост ампли- Практически не меня-
гармоники туды ется
Фазовый сдвиг Необязателен Изменяется
Постоянная составляю- щая Не меняется Изменяется
Температура металла в подшипниках Не меняется Изменяется
2-я гармоника в зоне двигателя Присутствует при под- ключенном и отсутству- ет при отключенном двигателе Влияние не проявляется
Выбег Присутствует 2-я гар- моника Влияние не проявляется
Местоположение Регистрируется боль- шинством датчиков Преимущественно ло- кальное явление
Причины второй группы связаны непосредственно с под-
шипниками, как, например, самовозбуждающиеся колебания
шейки вала на смазочном слое подшипника скольжения.
Имеются и такие виброперемещения подшипников, кото-
рые существенно проявляются из-за конструктивных недос-
татков последних, хотя вызывающие эти виброперемещения
силы возникают вне подшипников. Основными из таких не-
достатков в горизонтальных машинах являются:
недостаточная жесткость корпуса подшипника в продоль-
ном или поперечном направлении;
совпадение частоты собственных колебаний корпуса под-
шипника в продольном или поперечном направлениях с час-
тотой вращения ротора при рабочих режимах или при пуске
машины;
внецентренная нагрузка на корпус подшипника, т.е. такая,
которая приводится к вертикальной силе, равномерно нагру-
351
жающей корпус, и к изгибающему моменту, действующему в
осевой вертикальной плоскости.
Серьезным преимуществом подшипников скольжения в
вибрационном отношении по сравнению с подшипниками
качения является их практически бесшумная работа и боль-
шая вибростойкость, т.е. большая способность сохранять ра-
ботоспособность при повышенных виброперемещениях.
Износ подшипников скольжения связан с изменением ве-
личины и формы зазора между валом и вкладышем подшип-
ника.
Подшипник качения, несмотря на кажущуюся простоту
устройства, представляет собой весьма сложную колебатель-
ную систему. Основными внутренними причинами вибропе-
ремещения подшипника качения являются отступления при
изготовлении и монтаже от установленных допусков для раз-
личных параметров подшипника.
Разностенность внутреннего кольца приводит к эксцен-
триситету центра тяжести ротора относительно оси враще-
ния, что вызывает виброперемещения подшипника с часто-
той вращения (в герцах):
/р = и/60,
где л - частота вращения ротора, об/мин.
Частота виброперемещения, вызываемая зазором в под-
шипнике:
где - число тел качения (шариков).
Частота виброперемещения из-за волнистости беговой до-
рожки на кольце
•*в ~ о „ I
2 q
где zB и - числа волн и тел качения; q - общий наиболь-
ший делитель этих чисел.
Частота виброперемещения из-за шероховатостей или
овальности тел качения
f ~ D°-z
где Do - диаметр окружности центров шариков; - диаметр
шарика.
352
Частота виброперемещения из-за неровности сепаратора
f »
Jcen 2 *
Частоты колебаний из-за волнистости дорожек и отклоне-
ний тел качения от круговой формы находятся в пределах
500 — 3000 Гц. Волны на беговых дорожках высотой 0,5 мкм
уже могут вызвать существенную шумность подшипника.
Даже идеально изготовленный подшипник качения являет-
ся источником виброперемещений и шума из-за упругих де-
формаций деталей, неизбежного проскальзывания (с полу-
жидкостным трением) тел качения в местах контактов с
кольцами, а также из-за завихрений воздуха, увлекаемого
системой качения. Частота упругих виброперемещений ша-
риков достигает десятков тысяч герц, при этом тела качения
вибрируют в один и тот же момент с различной частотой.
Каждая из возмущающих сил имеет также высшие гармони-
ческие составляющие.
Источником вибрации являются неравномерные зазоры в
электродвигателе. Расстояния между полюсами ротора и ста-
тором электродвигателя, называемые воздушными зазорами,
а также соотношение между ними зависят, в общем, от точ-
ности изготовления деталей машины, от качества сборки ее и
от углового положения ротора.
Магнитный поток, проходящий через воздушный зазор,
всегда создает радиальные электромагнитные силы притяже-
ния между полюсами ротора и статором. Если при любом по-
ложении ротора воздушные зазоры одинаковы, то результи-
рующие силы, действующие по осям полюсов, уравновеши-
ваются и виброперемещения ротора и статора отсутствуют.
При неравномерности зазоров равнодействующая электро-
магнитных сил, приложенных к ротору (или к статору), имеет
постоянную составляющую, которая направлена в сторону
меньших зазоров; эта составляющая создает постоянное од-
ностороннее притяжение между ротором и статором. Кроме
того, из-за изменения магнитной проводимости при враще-
нии ротора в равнодействующей электромагнитных сил име-
ется также относительно небольшая составляющая, которая
периодически изменяется с двойной частотой сети и может
вызвать виброперемещения статора и ротора со стороны на
сторону с двойной частотой сети.
При вращении ротора машины переменного тока магнит-
ная проводимость по оси каждого полюса периодически из-
меняется из-за наличия пазов для обмотки, повторяясь при
15 9515
353
перемещении ротора на одно пазовое деление. Таким обра-
зом, частота изменения магнитной проводимости полюса из-
за зубцов
= _z = zf
z 60 р'
где z - число пазов; fp - частота вращения ротора. Это выра-
жение удобно представить в виде
f _ nz _ 2рп ? __ f
~ 60 “ ~00~2р
где fc - частота сети; Q = я/(2р) - число пазов на полюс.
В синхронных машинах с дробным Q, равным а + Cj/d,
частота возмущающей силы, действующей на статор, а следо-
вательно, и частота его виброперемещений равны произведе-
нию ближайшего к а целого числа на двойную частоту сети:
?z ст ~ 2/с G •
2.4. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Методами и средствами технической диагно-
стики могут решаться задачи:
определения работоспособности;
выявления признаков неисправностей;
прогнозирования остаточного ресурса;
разработки мероприятия по поддержанию работоспособ-
ности.
Объективная информация о техническом состоянии ма-
шин и механизмов в данный момент времени получается с
помощью средств технической диагностики - информацион-
но-измерительного комплекса, позволяющего получать, ана-
лизировать и накапливать информацию.
В основу количественной оценки технического состояния
положено понятие - диагностический параметр. Диагности-
ческий параметр - информация, получаемая путем измере-
ний и, прямо или косвенно, характеризующая техническое
состояние машин и механизмов.
В качестве диагностических параметров могут использо-
ваться различные характеристики машин и механизмов, ко-
354
торые можно измерить. К ним относятся: мощность на валу,
давление, температура перекачиваемой среды, параметры
вибрации, колебаний потока на входе и выходе и т.д.
На рис. 2.13 представлена типичная зависимость измене-
ния диагностического параметра U (общего уровня вибрации)
от времени наработки Т (трендовая характеристика). Здесь
четко прослеживаются следующие периоды: То - период при-
тирки; TQ-T2 - период нормального функционирования; Т2-
Т6 - период зарождения и развития дефекта; Т( - назначен-
ное заранее техническое обслуживание, которое проводится
гораздо раньше, чем это необходимо; Т2 - момент обнаруже-
ния дефекта средствами технической диагностики; Г3 - мо-
мент обнаружения дефекта службой эксплуатации; момент
начала прогнозирования аварийной остановки с помощью
средств технической диагностики; Т4 - назначенный заранее
момент вывода машины в ремонт; Т5 - момент вывода маши-
ны в ремонт по результатам технической диагностики; Т6 -
момент аварийной остановки машины; UKI UA, ил - номиналь-
ное, допустимое и аварийное значения диагностического па-
раметра.
Следует отметить, что каждый объект характеризуется ин-
дивидуальными величинами Т2, Т5 и Т6, определить которые
можно только методами технической диагностики.
Для реализации методов технической диагностики на
практике необходимо выбрать диагностический параметр и
определить его аварийную величину.
На рис. 2.14 представлены результаты ежедневного изме-
Рис. 2.13. Типичная зависимость изменения диагностического параметра U
(общего уровня вибрации) от времени наработки Т
15
355
Притирка
Рис. 2.14. Результаты ежедневного измерения диагностического параметра
(общего уровня вибрации) подшипника качения центробежного насоса:
1 - осевой подшипник; 2, 3 - радиально-упорные подшипники
Рис. 2.15. Зависимость изменения диагностического параметра U от време-
ни Т при еженедельном контроле:
Г, - интервал расчета параметров ухудшения технического состояния;
Т-i — определение момента остановки
рения диагностического параметра (общего уровня вибрации)
подшипника качения центробежного насоса. Приведенные
данные не позволяют обнаружить тренд - изменение техни-
ческого состояния. При увеличении интервала времени меж-
ду измерениями до 1 недели (рис. 2.15) четко фиксируется
рост диагностического параметра, свидетельствующий об из-
менении технического состояния.
Выбор интервала времени между измерениями диагности-
ческого параметра зависит от чувствительности диагностиче-
ского параметра к изменению технического состояния и от
степени развития дефекта. С ростом дефекта чувствитель-
ность увеличивается, а необходимый интервал времени меж-
ду измерениями уменьшается. Количественные оценки этих
процессов так же, как и многих других, в технической диаг-
ностике определяются индивидуальными особенностями ди-
агностируемого объекта.
2.4.1. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВИБРАЦИОННОЙ
ДИАГНОСТИКИ РОТОРНЫХ МАШИН
Технические объекты в процессе эксплуата-
ции могут находится в множестве состояний Е, которое раз-
деляется на два подмножества: подмножество исправных со-
стояний Et и подмножество неисправных состояний Е2. Пере-
ход из оДного состояния в другое происходит вследствие оп-
ределенных эксплуатационных изменений и появления де-
фектов.
Возможные дефекты машины разделяются на дефекты,
связанные с недопустимым количественным изменением ка-
кого-либо выходного параметра (характеристики), вследствие
необратимых физико-механических изменений или разруше-
ний, и дефекты, приводящие к недопустимым количествен-
ным изменениям функциональных параметров, или к изме-
нениям структурных связей между элементами.
Под работоспособным объектом понимается объект,
функциональные связи между элементами которого и харак-
теристики для всех возможных режимов эксплуатации пол-
ностью соответствуют техническим условиям. При этом в от-
дельных элементах объекта могут быть дефекты, не влияю-
щие на его выходные параметры.
Возможность обнаружения изменений технического со-
стояния обусловлена достаточной параметрической избыточ-
ностью и медленно протекающими процессами снижения
работоспособности. Так процесс разрушения подшипника
357
качения от начала появления дефекта занимает 2 — 3 мес. Ис-
ключения составляют разрушения трубопроводов при экс-
тремальных нагружениях и наличии дефектов стенки. Пара-
метрическая избыточность обусловлена имеющимся запасом
мощности, коэффициентами запаса статической прочности и
усталости элементов оборудования, а также системой много-
кратного резервирования.
В целом подмножество исправных состояний Ei включает
все состояния, при которых объект выполняет возложенные
на него функции, а его выходные параметры полностью со-
ответствуют ТУ. Каждое из состояний в этом подмножестве
различается степенью или запасом работоспособности. Пере-
ход из одного состояния в другое в подмножестве Et обуслов-
лен изменениями в системе, которые, однако, не приводят к
выходу ее параметров за пределы ТУ. Подмножество Е2
включает в себя состояния, соответствующие появлению де-
фектов, приводящих к изменению значений выходных пара-
метров, по сравнению с требованиями ТУ, или к потере объ-
ектом работоспособности. Мощность подмножества Е2 опре-
деляется числом неисправностей, которые можно обнаружить
по соответствующим диагностическим параметрам.
Процесс диагностирования технического состояния можно
разделить на два этапа.
На первом этапе устанавливается принадлежность диагно-
стируемого объекта к одному из подмножеств Ej или Е2. Этот
этап называют «определением работоспособности». Анализ
состояния объекта в подмножестве Ei и его изменение во
времени позволяет установить характер или степень измене-
ния работоспособности и, в ряде случаев, предсказать момент
перехода в подмножество Е2.
На втором этапе определяют причину попадания объекта в
подмножество Е2, если в результате первого этапа обнаружен
выход параметров объекта за пределы ТУ. Этот этап называ-
ется поиском возникшей неисправности или поиском отка-
завшего элемента, что является одной из важнейших диагно-
стических задач.
Отказу в работе роторного оборудования предшествуют
ряд явлений, указывающих на наличие дефекта или возмож-
ности аварии. Как было уже показано, характерным явлени-
ем, сопровождающим почти всегда неисправную работу ма-
шин, является усиление их механических колебаний — виб-
рация. Это увеличение можно наблюдать даже на внешних
поверхностях машин.
Динамические составляющие нагрузок на элементы маши-
358
ны, вызванные вибрацией, приводят не только к появлению
дополнительных изгибных напряжений, увеличивающих сум-
марные напряжения в элементах машин, но и к появлению
усталостного механизма разрушения.
В большинстве практических случаев общее повышение
вибрации происходит за счет резкого роста амплитуд в опре-
деленных диапазонах частот. В этих диапазонах амплитуда
может увеличиться в несколько раз, а общий уровень вибра-
ции может несколько вырасти, а может и не измениться. По-
этому параметры вибрации в определенном частотном диапа-
зоне связаны с техническим состоянием машины.
Изменение уровня вибрации в определенном частотном
диапазоне или появление дополнительных частот в спектре
свидетельствуют об изменении технического состояния ма-
шины и служат исходными данными для оценки необходимо-
сти ТОР и прогнозирования времени безаварийной работы.
На рис. 2.16 приведены основные дефекты, вызывающие
вибрацию насосного агрегата, локализованные по месту их
проявления. Из приведенных данных следует, что большинст-
во дефектов механической, гидродинамической и электро-
магнитной систем приводит к изменению вибрации насосных
агрегатов.
Физические основы вибродиагностики роторных машин
связаны с представлением колебаний в виде суммы вынуж-
денных и собственных гармонических составляющих.
Частоты вынужденных (оборотных) гармоник определяют-
ся частотой вращения вала роторной машины. Механизм
преобразования энергии вращательного движения вала в
вибрацию связан с силой, пропорциональной квадрату часто-
ты вращения вала, возникающей при механическом дебалан-
се, и с тангенциальной (касательной) силой, пропорциональ-
ной частоте вращения вала. Поскольку не существует машин
с идеальным качеством изготовления, монтажа и равномерно-
го износа, то центр масс ротора никогда не совпадает с осью
вращения и сила механического дебаланса является основ-
ным источником появления вынужденных гармоник вибра-
ции роторных машин.
Частоты вынужденных гармоник
4=^. (2.55)
где п - частота вращения вала в минуту; к - 1, 2, ... номер
гармоники.
359
Возбудитель Двигатель Муфта Насос
- двоякая жесткость - пульсация воздуш-
ротора нога потока
- перекос фаз напряжения
- перемагничивания
активного железа статора
- эксцентриситет ротора и
статора
- пульсация магнитного
потока
- неуравновешенность
ротора, убыль материала,
постороннее тело в колесе
- прогиб вала, задевание
подвижных элементов о
неподвижные
- трещина вала
- неравномерность зазора
в подшипниках скольжения
- автоколебания вала на
- кавитация, вихреобразова-
ние потоков нефти
- неоднородность потока
(не полностью заполненный
насос)
- турбулентные пульсации
- вибрация, вызван-
ная смежными
машинами
- вибрация, вызван-
ная присоединенны-
ми трубопроводами
- вибрация, вызван-
ная дефектом фун-
дамента
масляном клине
- несоосность валов
- дефекты подшипника качения
- неплотность механических
соединений
- недостаточная жесткость
крепления к фундаменту
- износ торцовых уплотнений
Рис. 2.16. Основные дефекты, вызывающие вибрацию насосного агрегата,
локализованные по месту их проявления
С ростом номера амплитуда гармоники уменьшается, а с
ростом частоты вращения вала (при неизменном техническом
состоянии) - увеличивается.
Таким образом, основным источником энергии для появ-
ления и развития вибрационных процессов в роторных ма-
шинах является вращение вала, проявляющееся в вибраци-
онных спектрах в виде оборотных гармоник.
Поскольку с ростом дефектов увеличиваются амплитуды
определенных вынужденных гармоник, то рост амплитуд от-
дельных гармоник используется в качестве диагностического
признака наличия дефектов.
Колебания в системе без внешней (вынужденной) силы
называются собственными колебаниями.
На рис. 2.17 представлена схема агрегата, состоящего из
электродвигателя, муфты, редуктора, шаровой мельницы (ба-
рабана, заполненного чугунными шарами) и подшипников.
На рисунке приведена также зависимость амплитуды А абсо-
лютной вибрации, измеренная на одном из элементов маши-
ны, от частоты f. Для оценки технического состояния необхо-
димо определить взаимосвязь отдельных элементов машины с
гармониками (пиками) вибрации.
Рис. 2.17. Схема агрегата, состоящего из электродвигателя /, муфты 2, ре-
дуктора 3 и подшипников качения 4
361
Частота собственных колебаний элемента с сосредоточен-
ными параметрами
4 = (2.56)
где К - коэффициент жесткости элемента; М - масса элемен-
та; т - кратность гармоники. То есть, частота собственных
колебаний обратно пропорциональна массе и чем больше
масса элемента, тем ниже частота его собственных коле-
баний. Поэтому первый пик (гармоника) характеризует тех-
ническое состояние барабана, второй - электродвигателя
и т.д.
Установив взаимосвязь отдельных гармоник вибрации с
техническим состоянием элемента машины и оценивая изме-
нение амплитуд этих гармоник во времени можно оценить и
изменение во времени технического состояния элементов.
На основании опыта эксплуатации установлено, что виб-
рация на собственных частотах происходит в основном на
гармониках с кратностью 1 или 2. Вместе с тем, в результате
износа, изменения зазоров, ослабления натягов, приводящих
к изменению коэффициента жесткости, в процессе эксплуа-
тации собственные частоты элементов машин меняются -
уменьшаются.
В качестве носителя информации о техническом состоя-
нии могут использоваться вынужденные и собственные коле-
бания, но характер и объем информации содержащиеся в
них - различные. Амплитуды вынужденных колебаний харак-
теризуют энергию колебаний и содержат информацию о ка-
честве изготовления, сборки и ремонта и о грубых изменени-
ях параметров технического состояния, граничащих с авари-
ей. Колебания в зоне собственных частот - источник инфор-
мации о наличии дефектов на ранней стадии.
Основными причинами роста амплитуд вибрации в ротор-
ных машинах являются:
рост вибрации, связанный с появлением условий резонан-
са - близостью частот вынужденных и собственных гармо-
ник. Выявление этих условий затруднено в связи с возмож-
ностью изменения как частот вынужденных гармоник в ре-
зультате изменения частоты вращения, так и частот собст-
венных гармоник в процессе эксплуатации;
рост вибрации, связанный с увеличением амплитуд выну-
жденных гармоник, вызванных ростом дефектов;
рост вибрации, связанный со сложением (суперпозицией)
амплитуд отдельных гармоник в сечениях машины.
362
Поэтому определение причин повышения вибрации долж-
но основываться на анализе зависимости амплитуды вибра-
ции данного элемента машины от частоты. Эту зависимость
обычно получают в результате разложения измеренной зави-
симости амплитуды (виброперемещения, виброскорости или
виброускорения) от времени (временного сигнала) в ряд Фу-
рье.
Амплитуды гармоник характеризуют распределение энер-
гии сигнала по отдельным частотам (энергия пропорциональ-
на квадрату амплитуды скорости).
В 90 % случаев аварийной остановки насоса ему предше-
ствует резкое увеличение амплитуды вибрации. При этом по-
ка время эксплуатации насоса не превысит 75 % назначенно-
го ресурса амплитуды отдельных гармоник увеличиваются во
времени линейно и достаточно медленно, затем начинается
экспоненциальный рост, заканчивающийся аварийной оста-
новкой.
Представление модели колебаний в виде полигармониче-
ской модели (ряда Фурье) позволяет сконцентрировать вни-
мание и анализ на определенных физически обусловленных
частотах и связать их с дефектами машины.
2.4.2. ВИБРАЦИОННАЯ ДИАГНОСТИКА, ОСНОВАННАЯ
НА ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПАРАМЕТРОВ АБСОЛЮТНОЙ
ВИБРАЦИИ КОРПУСА (КРЫШКИ) ПОДШИПНИКА
Диагностический метод эксплуатации обору-
дования сводится к сопоставлению диагностического пара-
метра с допустимым значением. В данном случае в качестве
диагностического параметра используется среднеквадратиче-
ское значение виброскорости (в ммс'1) крышки или корпуса
подшипника в диапазоне частот 10-1000 Гц.
А =
лскз
yjc^df,
о
(2.57)
где ак - амплитуда гармоники; Т - период; t - время.
Эта величина характеризует энергию вибрации, использу-
ется для ранжирования вибрационных сигналов по степени
опасности и вводится по аналогии с действующим значением
переменного электрического тока.
Формула (2.57) позволяет сопоставлять отдельные гармо-
ники. Для оценки среднеквадратического значения спектра
363
вычисляют величину Аскз для каждой гармоники и затем их
суммируют:
к
-^скз (Anin ' Лпах ) ЕЛкз 1 (2.58)
к - число гармоник в спектре [/min; /тах].
При вычислении среднеквадратического значения не уда-
ется выявить причины роста вибрации и основной частотный
диапазон, в котором этот рост происходит. Между тем, хо-
рошо известно, что наличие дефекта (особенно на ранней
стадии развития) проявляется в достаточно узком частотном
диапазоне. Поэтому этот диагностический параметр исполь-
зуется на первом этапе диагностики - на этапе определения
работоспособности машины.
Согласно НТД по нормам вибрации связь Аскз (в мм-с"1) в
диапазоне частот 10-1000 Гц с техническим состоянием насо-
са приведена в табл. 2.13 и 2.14.
При этом Аскз на элементах крепления агрегата к фунда-
менту не должна превышать 2 мм-с-1.
Общая оценка технического состояния электродвигателей
магистральных и подпорных агрегатов по вибрации во время
эксплуатации проводится в соответствии с нормами вибрации
магистральных насосов агрегатов, представленными в
табл. 2.15.
После монтажа нового или отремонтированного электро-
двигателя, замены муфты, установки нового ротора и прочего
Таблица 2.13
Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов
Среднее квадратическое значение виброскорости, мм с-1 Оценка вибросостояния насоса Оценка длительности эксплуатации
До 2,8 Свыше 2,8 до 4,5 Свыше 4,5 до 7,1 (для номиналь- ных режимов) Свыше 4,5 до 7,1 (для режимов, отличных от номинального) Свыше 7,1 до 11,2 (для режимов, отличных от номинального) Свыше 11,2 Примечание. При режимах интенсивности вибрации насоса п ность эксплуатации магистральных замены рабочих колес насосов на Отлично Хорошо Удовлетв орительно, необходимо улучшение Удовлетв орительн о Удовлетв орительн о, необходимо улучшение Недопустимо перекачки, отличных от н зи этом свыше 7,1 до 11,2 и подпорных насосов огр колеса соответствующей г Длительная Длительная Ограниченная Длительная Ограниченная Недопустимо оминального, и мм с“! длитель- аничивается до юдачи.
364
Таблица 2.14
Виды диагностических работ, допустимое значение диагностического
параметра и температуры для магистральных и подпорных насосов
Вид диагности- ческих работ Контролируемый параметр и место измерения Допустимое значе- ние параметра
Оперативный диагностический контроль Послеремонтный диагностический контроль СКЗ виброскорости на подшип- никовых опорах в вертикальном направлении СКВ виброскорости на лапах корпуса насоса в вертикальном направлении Температура подшипников СКЗ виброскорости на подшип- никовых опорах в трех взаимно- перпендикулярных направлениях СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса и головках анкер- ных болтов в вертикальном на- правлении Температура подшипников 6,0 ММ'С-1 1,8 мм с’1 Увеличение темпера- туры относительно базового значения на 10 °C Не более 4,5 ммс-1 Не более 1 мм с"1 Не выше 70 °C
Таблица 2.15
Эксплуатационные нормы вибрации для электродвигателей
магистральных насосных агрегатов
Среднее квадратиче- ское значение вибро- скорости, ммс“г Оценка интенсивности вибрации Оценка длительности эксплуатации
До 2,8 Свыше 2,8 до 4,5 Свыше 4,5 до 7,1 Свыше 7,1 Отлично Хорошо Удовлетворительно, необхо- димо улучшение Неудовлетворительно Длительная Длительная Ограниченная Не допускается
осуществляется контроль технического состояния под на-
грузкой, измеряются и фиксируются базовые значения виб-
рации и температуры. При этом электродвигатель допускает-
ся к эксплуатации при уровне вибрации на подшипниковых
опорах не более 4,5 мм-с'1, а на раме около подшипниковых
стояков и лапах подшипниковых стояков не более 1 мм-с"1. В
противном случае считается, что электродвигатель не испра-
вен или его монтаж выполнен некачественно. Необходимо
установить причины повышенного уровня вибрации и устра-
нить их.
Вопрос о нормировании уровня вибрации центробежных
365
насосов нельзя считать полностью решенным как в методи-
ческом, так и в количественном отношении. Так, согласно
ГОСТ ИСО 10816-3-99 устанавливаются 3-уровневая шкала
опасности вибрации:
при VCK3 <7,1 Мит'1 формируется предупредительная сиг-
нализация;
при VCK3 <11,2 мм-с-1 назначается условный останов, но аг-
регат не останавливается;
при VCK3 > 13,8 мм-с-1 агрегат аварийно останавливается.
Этот подход отличается от установленного в РД 153-39ТН-
008-96 четырехуровневой шкалы опасности вибрации и пре-
дельно допустимой величины VCK3 - 11,2 [мм-с"1].
Результаты расчетов доверительного интервала, косвенно
характеризующего влияние индивидуальных свойств агре-
гата, свидетельствуют о том, что эта величина для зад-
него подшипника насоса НМ 10000-210 равна 2,0 < ст2 <
< 5,0 мм-с-1, для заднего подшипника электродвигателя 2,5 <
< о2 < 6,6 мм-с-1. Откуда среднее значение доверительного ин-
тервала для насоса о2 = 3,5 мм-с-1, а для электродвигателя
о2» 4,5 мм-с-1.
Таким образом, индивидуальные свойства агрегата оказы-
вают существенное влияние на допустимый уровень вибра-
ции и периодичность проведения диагностических измере-
ний, что необходимо учитывать при проведении практиче-
ской деятельности.
В настоящее время может использоваться следующий ме-
тод нормирования вибрации насосных агрегатов:
сразу после окончания периода притирки (102-103 ч) ма-
шины, техническое состояние которой, по мнению службы
эксплуатации, считается хорошим, измеряется величина Аскз в
соответствующем диапазоне частот на каждом из подшипни-
ков в трех направлениях;
рост Аскз на одном из подшипников в одном из направле-
ний в 1,6 раза свидетельствует о появлении дефекта;
рост Аскз на одном из подшипников в одном из направле-
ний в 3,2 раза свидетельствует о необходимости остановки и
ремонта агрегата.
Среднее изменение абсолютной вибрации подшипников
электродвигателя (тренд) во времени при Аскз = 3 мм-с-1 со-
ставляет 25-30 % в 1 мес, т.е. через 3-4 мес вибрация дости-
гает аварийного уровня. При Аскз = 5 мм-с-1 среднее измене-
ние уровня составляет 70 % в 1 мес, т.е. аварийный уровень
может быть достигнут через 1 мес.
Рост виброскорости (тренд) на подшипниках скольжения
366
насоса изменяется так же, как и на подшипниках двигателя,
но значительно сильнее зависит от рабочего режима.
Рост вибрации на подшипниках качения может составлять
40 -45 % и аварийный уровень может быть достигнут в тече-
ние 2-х мес.
Из приведенных данных следует, что периодичность кон-
троля вибрации насосных агрегатов зависит от результатов
последних измерений, но во всех случаях не должна превы-
шать 3 мес.
2.4.3. ВИБРАЦИОННАЯ ДИАГНОСТИКА.
ОСНОВАННАЯ НА ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПАРАМЕТРОВ
ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ВИБРАЦИИ ВАЛА
В качестве диагностического параметра ис-
пользуется также двойная амплитуда (размах) вибропереме-
щения вала. Нормы относительной вибрации вала центро-
бежных насосов API 610 нормируют максимальное относи-
тельное перемещение вала в плоскости, записанное с помо-
щью двух датчиков, установленных под углом 90° в осевом и
радиальном направлениях
Максимально допустимые относительные перемещения вала
для лопастных насосов
Допустимые колебания, включая радиальное биение:
а) роторы на подшипниках качения:
относительные колебания валов, мкм....................... 63,5
абсолютные колебания подшипников, мм с'1............... 7,6
б) роторы на подшипниках скольжения:
относительные колебания валов, мкм....................... 63,5
абсолютные колебания подшипников, мм с'1............... 10,2
Предельные положительные и отрицательные отклонения
измеренных величин не должны превышать 25 % предельно-
го значения для Smax.
2.4.4. ДИАГНОСТИКА ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
Электродвигатели в процессе эксплуатации
подвержены непрерывным качественным изменениям. Ос-
новные параметры показателей надежности электродвигате-
лей идентифицируются через диагностические параметры,
используемые в электротехническом оборудовании, т.е. элек-
трические параметры отклонений тока и напряжения, изме-
367
нения составляющих этих величин по амплитуде, фазе, час-
тоте и др. Следовательно, эти параметры в совокупности с
параметрами косвенной информации о состоянии электро-
двигателя, параметрами тепловых процессов в статорной и
роторной обмотках, а также в железе статора, вибрационны-
ми и другими, могут использоваться для получения диагно-
стических признаков.
Заводом-изготовителем регламентируются показатели, не-
сущие как прямую, так и интегральную информацию о со-
стоянии узлов и составных частей электродвигателей. Эти
показатели (температура, вибрации), а также параметры об-
моток в электродвигателе (активное сопротивление обмоток,
составляющие фазных токов, несинусоидность напряжения и
т.д.) могут быть использованы при построении функциональ-
ных математических моделей, характеризующих состояние
электродвигателя через коэффициенты алгебраических и
дифференциальных уравнений, составляющих математиче-
скую модель электродвигателя в различных режимах его ра-
боты.
Для реализации методов диагностирования рекомендуется
два метода использования диагностической информации: ме-
тод сопоставления фактической реализации сигнала с его
эталонными значениями и метод выделения из контролируе-
мого сигнала совокупности диагностических признаков.
Анализ существующих в настоящее время на НПС средств
контроля режимных параметров электродвигателей насосов
магистральных нефтепроводов (давление масла в подшипни-
ках; температура масла, подшипников, обмоток и железа ста-
тора; ток двух фаз; активная мощность) не позволяет выявить
диагностические признаки, способные однозначно опреде-
лить приоритетность анализируемых методов диагностики
электродвигателей.
Диагностические признаки работоспособности электро-
двигателей насосов магистральных нефтепроводов целесооб-
разно разделить на три группы:
по элементам конструкции электрических машин (изоля-
ция, обмотки, магнитопроводы статора и ротора, вал и под-
шипники, воздушный зазор и эксцентриситет, щетки и узел
возбуждения);
по косвенным признакам (тепловое состояние, вибрация,
шум);
по прямым признакам (ток, момент на валу, скольжение,
КПД, угол нагрузки 0).
Приоритетность диагностического контроля элементов
368
двигателя может изменяться по мере наработки. Так, с рос-
том времени эксплуатации двигателей имеет место некоторое
увеличение их отказов, связанных с техническим состоянием
изоляции.
Отказы изоляции распределяются следующим образом:
повреждение корпусной изоляции, 45-55 %; дефекты в со-
единениях обмоток, 15-20 %; отказы из-за увлажнения кор-
пусной изоляции, 10-12 %; повреждение витковой изоляции,
4-6 %; дефекты в коробке выводов, 2-3 %; дефекты выводов
обмоток, 1,5-2,5 %; перенапряжения при замыканиях, 2-3 %;
прочие дефекты, 5-7 %.
Методы и средства диагностики состояния изоляции элек-
трооборудования в настоящее время разработаны достаточно
полно. Разработанные критерии позволяют выявить отказы
изоляции на стадии зарождающихся дефектов и определить
неисправности при профилактических ремонтах электродви-
гателей.
Вибрация электродвигателей - сложный негармонический
процесс. Основные причины вибраций в электродвигателях:
механический небаланс ротора, обусловленный эксцентриси-
тетом центра тяжести вращающейся массы; магнитный неба-
ланс ротора, обусловленный электромагнитным взаимодейст-
вием между статором и ротором; резонанс, вызванный совпа-
дением критической скорости вала с частотой вращения; де-
фекты и чрезмерная игра подшипников; искривление вала;
выдавливание масла из подшипников при длительном простое
электродвигателя; дефекты муфты, соединяющей насос с
электродвигателем; расцентровка.
К характерным причинам отказов электродвигателя элек-
тромагнитного происхождения можно отнести: несимметрич-
ный режим нагрузки двигателя; неподвижный эксцентриси-
тет воздушного зазора; вращающийся эксцентриситет воз-
душного зазора и др.
К причинам отказов электродвигателя механического про-
исхождения относятся различные виды неуравновешенности
ротора, дефекты подшипников скольжения, плохое крепле-
ние машины на раме, развивающиеся трещины в валах. Если
учитывать совместную эксплуатацию электродвигателя с на-
сосом, то это расцентровка и дефекты зубчатой или пластин-
чатой муфт. Отказы механического происхождения обладают
общим свойством - они сопровождаются повышенной вибра-
цией всей машины.
За основной критерий оценки возможных отказов меха-
нического происхождения целесообразно принимать изме-
369
няющиеся параметры вибрации отдельных узлов и элементов
электроо бо рудования.
В ряде случаев, где установлены датчики температуры,
контроль и оценку общего технического состояния электро-
двигателя можно осуществлять, анализируя изменение тем-
пературы относительно эталонного значения.
Анализ режимов работы электродвигателей НПС магист-
ральных нефтепроводов показал, что основной причиной вы-
хода из строя асинхронных двигателей является нарушение
режима их работы, в частности, превышение допустимого
числа пусков двигателя; нарушение режимов самозапуска
при неявном электромагнитном поле; восстановление напря-
жения на синхронном электродвигателе, имеющем возбужде-
ние; короткие замыкания на выводах двигателей.
Нарушение режимов работы синхронных двигателей при-
водит к преждевременному разрушению электрической изо-
ляции их обмоток, дисбалансу и появлению виброшумовых
эффектов, превышению температуры обмоток и корпусных
деталей электродвигателей.
По изменению режимных параметров электродвигателей и
питающей сети можно оценить техническое состояние элек-
тродвигателей в процессе их эксплуатации.
Из режимных параметров, определяющих показатели на-
дежности, следует привести следующие: уровень и качество на-
пряжения питающей сети, характеризующиеся колебанием,
нелинейностью и асимметрией напряжения; частоту тока; зна-
чения и характер потребляемого синхронным двигателем то-
ка и его составляющих - активного, емкостного, индуктивного.
Диагностика на основе контроля режимных параметров,
позволит выявить, неисправности, указанные в табл. 2.16.
Характер неисправностей двигателей в зависимости
от режимных параметров
Таблица 2.16
Неисправности электродвигателей Режимные параметры, используемые для диагностики
Неисправность подшипника (разрушение, заедание, не- плавное вращение ротора) Дефекты обмоток: обрыв стержня ротора отсутствие фазы межвитковые короткие за- мыкания Периодическое увеличение гармоник тока статора двигателя Появление высших гармоник тока Несимметричное увеличение токов, раз- личная температура фазных обмоток Несимметричное увеличение токов; изме- нение фазы токов, увеличение температу- ры в одной фазе
370
Продолжение табл. 2.16
Неисправности электродвигателей Режимные параметры, используемые для диагностики
Замыкание на землю Блокировка - перегрузка Дефекты роторной обмотки Обрыв роторной обмотки асинхронного двигателя Дефект обмотки статора Короткое замыкание в ротор- ной обмотке Неравномерность воздушного зазора Наличие эксцентриситета между ротором и статором Несимметричное увеличение тока; измене- ние фазы тока, уменьшение температуры одной фазы Быстрое увеличение тока и температуры, уменьшение частоты вращения ротора Измерение пускового тока статора (срав- ниваются каждые предыдущие амплитуд- ные значения тока - тока фазы с после- дующим; при определенной разности этих величин определяется дефект в обмотке ротора) Изменение контролируемого тока статора; изменение линейной скорости вала двига- теля; изменение нагрева роторной и ста- торной обмоток; рост вибрации Изменение величины составляющих и пол- ного тока статора двигателя, появление асимметрии теплового состояния обмоток Появление токов высокой частоты Изменение сигналов тока статорной обмот- ки, составляющих ток на зубцовой частоте Появление дополнительных высших гармо- ник тока
2.4.5. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ВИБРАЦИОННОЙ ДИАГНОСТИКИ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАШИН
Анализ работы насосного оборудования сви-
детельствует о том, что около 90 % отказов связано с дефек-
тами изготовления, ремонта, старения металла и вибрацией
и только 10 % неправильными действиями обслуживающе-
го персонала. Поэтому использование методов вибрацион-
ной диагностики, позволяющей своевременно выявить и
предусмотреть последствия появления дефектов изготовле-
ния и эксплуатации, является важным резервом повышения
технико-экономических показателей работы оборудования
НС.
Использование методов вибрационной диагностики позво-
ляет:
повысить надежность работы насосного оборудования. Это
связано с тем, что в процессе диагностических обследований
371
удается выявить наличие дефектов или неисправностей на
ранней стадии их развития, задолго до наступления отказа
или срабатывания системы защиты. Это позволяет резко со-
кратить число аварийных остановок, повысить степень защи-
ты персонала и окружающей среды; снизить стоимость экс-
плуатации, ремонта. Диагностический подход позволяет со-
кратить число ревизий, инспекций и других видов ТОР, по-
скольку в процессе эксплуатации оказывается возможным
идентификация рабочих состояний машины, которые в дей-
ствительности могут приводить к отказу, и выбор режимов
эксплуатации, обеспечивающий продление ресурса наиболее
опасных элементов машин. Кроме того, при этом снижается
время и стоимость ремонта машины, так как заблаговремен-
ное выявление причин и степени развития дефекта позволяет
заранее запланировать мероприятия по текущему ремонту,
обеспечить необходимые запасные части и остановить маши-
ну на ремонт до наступления аварийного разрушения. Чис-
ло плановых ремонтов при этом может быть сокращено до
50 %;
увеличить срок межремонтного пробега и полный срок
эксплуатации. Постоянный анализ технического состояния
машины, раннее обнаружение дефектов, прогнозирование их
развития, предотвращение возможности аварийной останов-
ки и своевременное и качественное выполнение ремонтных
работ позволяют повысить срок межремонтного пробега до
40 % и увеличить полный срок эксплуатации машин;
повысить качество ремонтных работ.
Часто в силу объективных и субъективных причин надеж-
ность работы машин, вышедших из ремонта, невелика. Это
связано с тем, что при использовании других стратегий ТОР
не удается оценить техническое состояние машины до и по-
сле ремонта. Между тем, например, после ремонта и оконча-
ния периода притирки общий уровень вибрации должен со-
ставлять не более 25-40 % от аварийного уровня. В против-
ном случае ремонт оказывается неудовлетворительным и ве-
роятность аварийной остановки машины в межремонтный
период очень велика.
Диагностика позволяет не только выявить основные де-
фекты машины, но и повысить качество ремонтных работ.
Производительность работ по обслуживанию и ремонту обо-
рудования повышается на 25 %.
2.4.6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ
МЕХАНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НПС
Механо-технологическое оборудование неф-
теперекачивающих станций магистральных нефтепроводов в
зависимости от установленного срока эксплуатации и техни-
ческого состояния подлежит освидетельствованию с целью
определения возможности и условий его дальнейшей экс-
плуатации или списания.
Освидетельствование оборудования заключается в оценке
технического состояния, проверке соответствия его требова-
ниям нормативно-технических документов и определении
возможности дальнейшей эксплуатации после отработки сро-
ка эксплуатации. По истечении установленного Госгортех-
надзором России, разработчиком или предприятием-изгото-
вителем срока эксплуатации оборудования, выраженного в
виде наработки или календарной продолжительности экс-
плуатации, должно быть выполнено его техническое освиде-
тельствование. Изменение (продление) нормативных сроков
эксплуатации должно быть подтверждено соответствующими
актами обследования технического состояния оборудования и
отражено в заключении. Заключение является неотъемлемой
частью документации на оборудование, которое хранится на
предприятии-владельце вместе с паспортом на оборудование,
и служит основанием для принятия владельцем оборудования
решения о его дальнейшей эксплуатации.
Освидетельствованию подлежит оборудование:
срок службы которого превышает значения, установлен-
ные заводом-изготовителем, а при их отсутствии - приведен-
ные в табл. 2.17.
ставшее причиной аварии, в том числе находившееся под
воздействием параметров, превышающих расчетные, либо
указанные в конструкторской документации (переопрессов-
ки, термоудары, гидроудары и др.);
подвергшееся непредусмотренным аварийным воздействи-
ям (например, пожар, сейсмическое воздействие и др.);
с критически низкими по сравнению с НТД показателями
надежности корпусных и крепежных деталей или близкое к
предельному состоянию;
техническое состояние которого по выполняемому объему
диагностирования и ТОР не может обеспечить безопасную и
эффективную эксплуатацию объекта.
Техническому освидетельствованию подлежит следующее
механотехнологическое оборудование: магистральные, под-
373
Таблица 2.17
Срок службы оборудования, после которого оно подлежит
освидетельствованию
Оборудование Срок службы, лет
Магистральные и подпорные нефтяные насосы 30
Заслонки 30
Предохранительные клапаны 25
Фильтры-грязеуловители 25
Разделительные емкости (баки) и акку- муляторы системы сглаживания волн давления 25
Стаканы вертикальных подпорных насо- сов 25
Насосы шестеренные типов РЗ, НШ, Ш 10
Насосы погружные откачки утечек ти- пов НОУ, АХП, 12 НА - 9x4 12
Насосы центробежные секционные для закачки нефти типа ЦНС 12
Оборудование и составные части систе- мы вентиляции 18
Оборудование системы маслоснабжения насосных агрегатов (кроме насосов) 30
порные и вспомогательные насосы (нефтяные); вентиляцион-
ные системы; маслосистема; система сглаживания волн дав-
ления; заслонки блока регуляторов давления; фильтры-
грязеуловители; предохранительные клапаны (табл. 2.17).
Работы по определению остаточного ресурса или под-
тверждению назначенных показателей проводят также в слу-
чае, если в процессе эксплуатации оборудования выявлено
неудовлетворительное состояние отдельных его деталей, сбо-
рочных единиц, комплектующих элементов, которое может
привести к критическим отказам (прогрессирующий корро-
зионный, эрозионный, кавитационный износ, трещинообра-
зование и т.д.).
По результатам освидетельствования определяется воз-
можность продления срока эксплуатации.
Организация проведения работ по техническому освиде-
тельствованию возлагается на предприятие - владельца обо-
рудования. К работам могут быть привлечены сторонние ор-
ганизации для выполнения всего комплекса работ или от-
дельных его этапов. Техническое освидетельствование обору-
дования и оформление заключения по результатам его про-
ведения должны выполнять организации, прошедшие аккре-
дитацию, имеющие лицензию Госгортехнадзора России на
вид деятельности.
374
Для проведения работ по техническому освидетельствова-
нию предприятие-владелец оборудования назначает комис-
сию, действующую на основании приказа.
Комиссия рассматривает следующие документы:
технический паспорт оборудования, содержащий данные -
год выпуска, год ввода в эксплуатацию, количество проведен-
ных ремонтов и диагностических контролей с указанием ха-
рактера и объема проведенных работ, сведения о техниче-
ском освидетельствовании (если оно проводилось);
нормативно-техническую, конструкторскую и эксплуата-
ционную документацию, содержащую данные о конструк-
тивных особенностях оборудования;
сведения о показателях надежности, отказах, авариях, дли-
тельности простоев;
журналы, формуляры и другую документацию, отражаю-
щую условия и режимы работы оборудования (соответствие
рабочих нагрузок, температуры, давления, среды и т.д.).
При анализе документации устанавливается номенклатура
параметров, характеризующих техническое состояние обору-
дования, выявляются наиболее вероятные отказы и повреж-
дения, которые могут привести оборудование в неработоспо-
собное состояние.
Комиссия на основании результатов рассмотрения, анали-
за эксплуатационной документации и визуального контроля
дает заключение о необходимости выполнения освидетельст-
вования оборудования, устанавливает необходимость привле-
чения других организаций-исполнителей конкретных работ.
По результатам работы комиссии разрабатывается Про-
грамма проведения работ. Программа согласовывается ис-
полнителем с территориальным органом Госгортехнадзора
России и утверждается заказчиком.
В основу проведения работ по освидетельствованию дол-
жен быть заложен принцип «безопасной эксплуатации обо-
рудования по техническому состоянию». В качестве опреде-
ляющих параметров технического состояния должны прини-
маться показатели надежности и параметры, изменения ко-
торых могут привести объект в неработоспособное или пре-
дельное состояние. Для выполнения оценки показателей на-
дежности оборудования необходимо осуществлять сбор и об-
работку информации об отказах, наработках, проведенных
ремонтах.
Для оценки фактического технического состояния и кон-
троля надежности оборудования (его основных узлов) произ-
водится анализ данных по временным понятиям надежности
375
оборудования - ресурсу, сроку службы, наработке (суммар-
ной - с начала эксплуатации; с момента проведения послед-
него капитального ремонта), используются показатели на-
дежности, определяемые по годам за период не менее двух
лет эксплуатации.
По результатам количественной оценки и качественного
анализа информации о надежности применительно к кон-
кретным видам оборудования (систем):
определяются фактический срок службы оборудования,
динамика изменения значений фактических показателей на-
дежности за последние пять лет его эксплуатации (сравнению
подлежат данные за первый и последний годы этого периода).
Если имеет место снижение средней наработки на отказ,
среднего ресурса на 10 %, вероятности безотказной работы -
на 3 %, то оборудование независимо от выработки назначен-
ного ресурса подлежит техническому освидетельствованию.
Снижение коэффициента технического использования обо-
рудования на 3-5 % свидетельствует о необходимости прове-
дения экономической оценки целесообразности его эксплуа-
тации;
проводится сравнение фактических показателей надежно-
сти конкретного оборудования с аналогичными средними по-
казателями, определяемыми для однотипного оборудования
по предприятию. Если показатели рассматриваемого обору-
дования ниже аналогичных показателей для однотипного
оборудования более, чем на 10 %, оборудование должно быть
подвергнуто освидетельствованию;
для каждого вида оборудования выявляются узлы, имею-
щие наибольший процент отказов и повреждений (так назы-
ваемое «слабое звено»), а также узлы, находящиеся в предот-
казном состоянии (для обоснования необходимости их заме-
ны при выдаче прогноза остаточного ресурса);
определяется оборудование, работающее при частых пус-
ках-остановках, отключениях, колебаниях давления более
15 % от номинального, температурных колебаниях и пр.;
выделяются критические отказы оборудования и основных
узлов (отказы, приведшие к возникновению аварийной си-
туации, внеплановому выводу в ремонт).
На основании результатов проведенного анализа с учетом
данных визуального контроля и оценки экономических кри-
териев продления ресурса подтверждается целесообразность
(необходимость) проведения технического освидетельствова-
ния оборудования, выдаются рекомендации о составе и объ-
еме работ по техническому диагностированию.
376
Освидетельствование оборудования включает визуальный
и измерительный контроля, диагностирование, дефектоско-
пию базовых деталей и узлов и выполняется с учетом рабо-
ты оборудования при знакопеременных, пульсирующих и ди-
намических нагрузках.
Визуальный и измерительный контроля базовых узлов и
деталей оборудования проводятся с целью выявления недо-
пустимых видимых дефектов (механических повреждений,
деформации, трещин, вмятин, прогибов, выпучин, коррози-
онного и эрозионного износа, фреттинг-коррозии, изменения
исходной формы, утечек) или косвенных признаков дефектов
и отказов (шума, изменения цвета, запаха, «потения» ма-
териала (выступание на наружной поверхности корпуса на-
соса, клапана и другого оборудования капель рабочей жид-
кости).
Результаты визуального и измерительного контролей
оформляются актом, в котором указываются рекомендации
по объему и срокам дальнейших работ по техническому ос-
видетельствованию оборудования НПС.
При обнаружении косвенных признаков наличия дефек-
тов обследуемые изделия, узлы и детали должны быть под-
вергнуты тщательному контролю неразрушающими метода-
ми. Основными методами неразрушающего контроля (НК)
технического состояния оборудования являются магнитомет-
рический, акустико-эмиссионный, ультразвуковой, капилляр-
ный, магнитопорошковый.
С учетом особенностей конструкции изделия и условий
проведения контроля могут применяться вихретоковый, ра-
диационный и другие методы неразрушающего контроля.
Нормы допустимых дефектов и оценка технического со-
стояния оборудования и его основных деталей определяются
в соответствии с требованиями соответствующих НТД.
При выявлении недопустимых дефектов оборудование
должно быть выведено из эксплуатации или восстановлено на
месте эксплуатации. Оборудование, не подлежащее восста-
новлению, должно быть списано.
Результаты дефектоскопии и диагностирования фиксиру-
ются актами. Акты составляются в 3-х экземплярах, два из
которых выдаются заказчику, третий - остается в организа-
ции, выполнившей контроль.
По результатам освидетельствования оборудование разде-
ляется на годное, подлежащее ремонту, и негодное, не под-
лежащее восстановлению. При обследовании признается год-
ным оборудование, значения параметров технического
377
состояния которого соответствуют установленным требова-
ниям.
Оборудование, восстановленное ремонтом, после устра-
нения выявленных дефектов подлежит контрольным испы-
таниям согласно требованиям технических условий на ре-
монт.
Результаты диагностирования, испытаний оборудования,
расчетов служат основанием для установления возможности
дальнейшей эксплуатации оборудования свыше нормативного
срока службы или списания.
Заказчик в течение одного месяца с момента подписания
заключения по техническому освидетельствованию исполни-
телем должен представить один экземпляр в территориаль-
ный орган ГГТН России на согласование. Согласованное Гос-
гортехнадзором России заключение по техническому освиде-
тельствованию, являющееся основанием для продления срока
эксплуатации оборудования, должно быть подтверждено при-
казом по предприятию и доведено до руководителей служб,
ответственных за эксплуатацию соответствующего оборудо-
вания.
Освидетельствование каждого вида механо-технологичес-
кого оборудования имеет свои особенности. Так, по результа-
там дефектоскопии и диагностирования материала элементов
насосов неразрушающими методами контроля проводится
оценка их технического состояния, выполняются расчеты на
прочность. Насосы, в которых выявлены недопустимые де-
фекты, признаются непригодными для эксплуатации и долж-
ны быть направлены в ремонт или списаны.
Для корпуса насоса выполняются расчеты на прочность с
учетом фактических значений параметров, полученных при
диагностировании, в том числе:
толщин стенок (минимальное значение) - Зф;
предела прочности ов и предела текучести от, которые оп-
ределяются по значениям твердости материала.
По результатам полученных значений Зф, ов, стт осуществ-
ляется расчет на прочность элементов насоса, в первую оче-
редь спирального отвода, и контроль соблюдения допускае-
мых напряжений. Если при расчетах фактические напряже-
ния превышают допускаемые, то насос должен быть снят с
эксплуатации или должно быть снижено разрешенное рабо-
чее давление или изменена нагрузка с перерасчетом напря-
жений.
Для корпусов насосов продление ресурса определяют на
основе фактически полученных величин утонения стенок и
378
свойств материала с учетом скорости коррозионно-эрозион-
ного износа, малоцикловых нагружений, статистических дан-
ных о показателях надежности, интенсивности роста вибра-
ции.
2.5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ
НПС
К технологическим трубопроводам относятся
трубопроводы в пределах промышленных предприятий
(НПС), по которым транспортируется сырье, полуфабрика-
ты и готовые продукты, пар, вода, топливо, реагенты и дру-
гие вещества, обеспечивающие ведение технологического
процесса и эксплуатации оборудования, а также межза-
водские трубопроводы, находящиеся на балансе предприя-
тия.
Технологические трубопроводы подразделяются на трубо-
проводы низкого (ру < 10 МПа включительно) и высокого
давлений (ру > 10 МПа до 320 МПа). Все трубопроводы с дав-
лением до 10 МПа включительно в зависимости от класса
опасности транспортируемого вещества (взрыво-, пожаро-
опасность и вредность) подразделяются на группы А, Б, В и в
зависимости от рабочих параметров среды (давления и тем-
пературы) - на пять категорий --1, II, III, IV, V.
К технологическим трубопроводам НПС относятся:
внутристанционные трубопроводы транспортирования
нефти;
трубопроводы маслосистемы насосных агрегатов;
трубопроводы системы охлаждения;
трубопроводы сброса утечек;
трубопроводы системы вентиляции;
трубопроводы пара и горячей воды.
За максимальное рабочее (расчетное) давление в трубо-
проводе принимается: наиболыпе избыточное давление, при
котором обеспечивается заданный режим эксплуатации тру-
бопровода; разрешенное давление для аппарата, с которым
соединен трубопровод; для напорных трубопроводов (после
насосов, компрессоров, воздуходувок) - максимальное давле-
ние, развиваемое центробежной машиной при закрытой за-
движке со стороны нагнетания; для поршневых машин - дав-
ление срабатывания предохранительного клапана, установ-
ленного на источнике давления; для трубопроводов с уста-
379
новленными на них предохранительными клапанами - давле-
ние срабатывания предохранительного клапана.
Принятое рабочее давление не должно быть ниже упруго-
сти паров транспортируемого продукта (нефти) при макси-
мальной расчетной температуры для рассчитываемого участ-
ка трубопровода.
За выбор схемы трубопровода, правильность его конст-
рукции, расчета на прочность и выбора материала, за приня-
тый срок службы, качество изготовления, монтажа и ремонта,
а также соответствие трубопровода требованиям правил,
стандартов и других нормативно-технических документов
(НТД) несут ответственность организации и предприятия,
выполнявшие соответствующие работы.
Организация, осуществляющая эксплуатацию трубопрово-
да, несет полную ответственность за правильную и безопас-
ную эксплуатацию трубопровода. Контроль за его работой, за
своевременность и качество проведения ревизии и ремонта в
соответствии с действующими Правилами устройства и безо-
пасной эксплуатации технологических трубопроводов, а так-
же за согласование с автором проекта всех изменений, вно-
симых в проект и проектную документацию.
В дальнейшем мы будем рассматривать только внутри-
станционные трубопроводы транспортирования нефти, рас-
положенные внутри зданий и в пределах территории НПС.
Они рассчитываются на прочность и устойчивость в соответ-
ствии с действующим СНиП при отнесении их к I категории
участка для любого способа прокладки.
Условно технологические трубопроводы НПС разделяют
на участки, отличающиеся по рабочим давлениям:
трубопроводы высокого давления (коллектор основной на-
сосной до узла регулирования давления, трубопроводы от уз-
ла подключения НПС);
трубопроводы низкого давления (трубопроводы резерву-
арного парка, коллектор подпорных насосов).
Прокладка технологических трубопроводов должна осуще-
ствляться по проекту с учетом требований действующих
СНиП.
Технологические трубопроводы должны иметь наимень-
шую протяженность для уменьшения внутристанционных
потерь давления, их конструкция должна обеспечивать
возможность самокомпенсации температурных деформаций.
Для исключения образования застойных зон и опорожнения
при необходимости проведения ремонтных работ трубопро-
воды прокладывают с уклоном, не менее 0,002 для легкопод-
380
вижных вижных жидких и газообразных веществ; 0,003 - для
газообразных веществ против хода среды, а для застывающих
и высоковязких жидкостей - до 0,02.
Нефти относятся к взрыво- и пожароопасным веществам
группы Б(б) (легковоспламеняющиеся жидкости), поэтому
прокладка внутристанционных технологических трубопрово-
дов должна быть надземной на несгораемых конструкциях,
эстакадах, этажерках, стойках или опорах. Допускается их
прокладка на участках подсоединения к насосам в непроход-
ных каналах.
Расстояние между осями смежных изолированных и не-
изолированных трубопроводов, а также до строительных
конструкций как по горизонтали, так и по вертикали должно
приниматься с учетом возможности сборки, ремонта, осмот-
ра, нанесения изоляции, а также смещения трубопровода при
температурных деформациях не менее указанных в НТД. В
табл. 2.18 приведены расстояния между осями смежных бес-
фланцевых трубопроводов и от них же до стен зданий (рис.
2.18).
При прокладке трубопроводов на низких опорах расстоя-
ние от поверхности земли до низа трубы или теплоизоляции
принимаются в соответствии с требованиями действующих
СНиП. В целях безопасности для перехода через трубопрово-
ды должны быть оборудованы пешеходные мостики. Распо-
ложение опор (неподвижных, скользящих, катковых, пру-
жинных и др.) подвесок и расстояние между ними определя-
ются проектом, при этом места установки опор и подвесок
должны иметь привязку. Опоры и подвески должны распола-
гаться на расстоянии более 200 мм от сварных швов для труб
диаметром свыше 200 мм включительно.
При прокладке трубопроводов через стены или перекры-
тия зданий их необходимо заключить в специальные гильзы
Таблица 2.18
Расстояния между осями смежных бесфланцевых трубопроводов
и от них же до стен зданий
Условный проход трубопро- водов, мм А В Условный проход трубопро- водов, мм А В
300 210 190 700 410 380
350 240 210 800 490 450
400 260 240 900 540 550
450 290 270 1000 610 560
500 320 290 1200 710 660
600 370 340 1400 810 760
381
Рис. 2.18. Расстояния между двумя смежными бесфланцевыми трубопрово-
дами (27 + 27) и до стен зданий (А)
или футляры диаметром на 10-12 мм больше прокладываемых
трубопроводов.
Прокладка трубопроводов под зданиями и над ними, в ка-
налах с паропроводами, теплопроводами, кабелями силового
и слабого тока запрещена.
При переходе под железнодорожными путями или авто-
мобильными дорогами технологические трубопроводы долж-
ны иметь защитный кожух из стальной или железобетонной
трубы, концы которой должны отстоять от головки рельсов
или обочины дороги не менее чем на 2 м. Расстояние от
верхней образующей защитной трубы до подошвы шпалы
железнодорожного пути необходимо принимать не менее 1 м,
а полотна автодороги не менее 0,5 м.
В случае прокладки на эстакадах свободное пространство
под ними до головки рельса железнодорожных путей должно
быть не менее 5,5 м, до полотна автомобильных дорог - 4,5 м,
а до пешеходных дорог - 2,2 м. Опоры эстакад располагают
от оси железнодорожных путей на расстоянии более 2,45 м, а
от бордюра автодороги -1м.
Все технологические трубопроводы должны иметь дренаж
для слива воды после гидравлического испытания и воздуш-
ники в верхних точках трубопроводов для удаления воздуха
при их заполнении. Диаметры дренажных штуцеров перио-
дического действия принимают не менее приведенных в
табл. 2.19.
Для обеспечения различных технологических операций
трубопроводы оборудуются трубопроводной арматурой, ко-
торая по эксплуатационному назначению подразделяется на
запорную, регулирующую, предохранительную, защитную и
фазоразделительную.
382
Таблица 2.19
Диаметры дренажных штуцеров
Диаметр трубо- провода, мм Диаметр дренаж- ного штуцера (воздушника), мм
25—80 15
100-150 20
175-300 25
350-450 32
500-700 40
800-1200 50
1400 65
Та бли ца 2.20
Рекомендуемые диаметры обводной
линии
Условный диа- метр запорной арматуры, мм Условный диа- метр обводной линии, мм
350-600 50
700-800 80
1000 100
1200 125
1400 150
На НПС трубопроводная арматура присоединяется к тру-
бопроводу с помощью фланцев или приваривается, что обес-
печивает большую безопасность по сравнению с другими
способами,
К запорной арматуре относятся задвижки, вентили и кра-
ны. Для уменьшения усилий при открывании запорной арма-
туры с ручным приводом и условным проходом свыше 500 мм
при условном давлении до 1,6 МПа и условным проходом
свыше 35Q мм при условном давлении свыше 1,6 МПа ее ре-
комендуется снабжать обводными линиями (байпасами) для
выравнивания давления по обе стороны запорного органа.
Условный диаметр обводной линии должен быть не менее
указанных в табл. 2.20.
На вводах трубопроводов в цехи, технологические узлы и
установки и выводах из них должна устанавливаться трубо-
проводная арматура. Для трубопроводов НПС диаметром
более 400 мм запорная арматура должна иметь дистанцион-
ное управление с ручным дублированием и располагаться
вне здания на расстоянии от 3 до 50 м от его стены или аппа-
рата.
Регулирующие клапаны, обеспечивающие параметры не-
прерывного технологического процесса, должны иметь бай-
пасную линию с соответствующими запорными устройст-
вами.
На трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и
Б в емкости, работающие под избыточным давлением, долж-
ны устанавливаться обратные клапаны, размещаемые на под-
водящем трубопроводе. Если один и тот же трубопровод слу-
жит для подачи и отбора продукта, то обратный клапан не
383
устанавливается. На центробежных насосах, работающих в
системе без избыточного давления, допускается обратные
клапаны не ставить.
Прочность и надежность работы технологических трубо-
проводов может быть обеспечена при полной компенсации
температурных деформаций. Они должны компенсироваться
за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов. При не-
возможности ограничиться самокомпенсацией на трубопро-
водах устанавливаются П-образные, линзовые, волнистые и
другие компенсаторы. Не допускается применение сальнико-
вых компенсаторов на трубопроводах, транспортирующих
среды групп А и Б. Линзовые, сальниковые и волнистые ком-
пенсаторы не устанавливаются на трубопроводах с условным
давлением больше 10 МПа. Расчет П-образных, Г-образных и
Z-образных компенсаторов проводят в соответствии с требо-
ваниями СНиП.
Испытания технологических трубопроводов проводятся
участками, разделяемыми по рабочим давлениям, при этом
участки высокого давления отключаются от остальных трубо-
проводов с закрытием задвижек или разрезкой трубопрово-
дов и приваркой сферических днищ.
Испытательное давление для трубопроводов высокого дав-
ления рассчитывается по формуле
Риса £)н-28'
(где R = 0,9 от - расчетное сопротивление). Однако оно долж-
но быть не менее 1,25 рраб в верхней точке испытываемого
участка. Испытательное давление для трубопроводов низкого
давления рисп = 1,5 рраб, но не менее 1,1 рраб в верхней точке
испытываемого участка.
Перед проведением испытаний выполняется комплекс под-
готовительных работ: проверка герметичности задвижек; под-
тяжка фланцевых соединений; набивка сальников задвижек;
врезка патрубков для опрессовочных агрегатов; монтаж шту-
церов для установки манометров; установка сферических
днищ; проверка наличия емкостей аварийного сброса (емко-
стей утечек) и работоспособности защитного противопожар-
ного оборудования.
При подготовке к испытаниям технологические трубопро-
воды низкого давления могут быть разделены на участки в
зависимости от возможности полного или частичного вывода
из эксплуатации НПС и отключены от остальных линий. От-
384
Рис. 2.19. График проведения гидравлических испытаний технологических
трубопроводов:
ti - время заполнения; t2 - время подъема давления до рИ(„; tn - время испы-
тания постоянным давлением (G = 24 ч); t4 - время снижения испытательного
давления до р|Иб; испытательное давление ри<;|| = 1,5 Р|Мб, но не менее 1,1 P|Wl-, в
верхней точке
ключение проводится установкой металлических заглушек
между фланцами, снабженными хвостовиком-указателем или
глухих фланцев. Толщина З3 заглушек зависит от диаметра
трубопровода испытываемого участка и испытательного дав-
ления и определяется по формуле
З3 =0,41£>д
где Dr - диаметр спирально-навитой прокладки; рисп - испы-
тательное давление в трубопроводе; [о] - допустимое напря-
жение для материала заглушки.
При проведении испытаний вся запорная арматура, уста-
новленная на трубопроводе, должна быть полностью открыта,
сальники - уплотнены; на месте регулирующих клапанов и
измерительных устройств должны быть установлены мон-
тажные катушки, все врезки, штуцеры, бобышки для КИП
должны быть заглушены.
Режим проведения испытаний технологических трубопро-
водов высокого давления аналогичен режиму испытаний ли-
нейной части МН, а для технологических трубопроводов низ-
кого давления режим проведения испытаний должен соответ-
ствовать указанному на рис. 2.19.
16 9515
385
Заполнение полости трубопровода водой производится на-
сосом внутрибазовой перекачки, а в случае невозможности
его применения наполнительно-опрессовочными агрегатами
АНО-202. В процессе испытаний контроль давления в трубо-
проводе проводится манометрами класса точности не ниже
0,5, а герметичность нефтепровода контролируется течеиска-
телем типа АЭТ-1МС.
Время выдержки под испытательным давлением - 24 ч, а
затем выдержка при рраб в течение 12 ч (проверка на герме-
тичность, осмотр трубопровода).
3
ГЛАВА
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА
3.1. ОСНОВНЫЕ НОРМАТИВНЫЕ
ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ
И ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ
Проектирование и эксплуатация резервуаров
осуществляется в соответствии с законодательными актами
РФ, государственными и отраслевыми нормативными доку-
ментами. Условия эксплуатации резервуаров и их конструк-
тивные особенности должны быть заданы Заказчиком с ука-
занием:
расположения резервуаров;
геометрических параметров;
методов изготовления {полистовое или рулонное исполне-
ние);
типа резервуара — со стационарной крышей (с понтоном
или без понтона), с плавающей крышей и другими конструк-
тивными особенностями;
района строительства;
наименования хранимого продукта;
удельного веса продукта;
максимальной и минимальной температуры продукта;
избыточного давления и относительного разрежения;
нагрузки от теплоизоляции;
схемы расположения и нагрузки от технологического обо-
рудования;
потребности в зачистных люках и зумпфах;
оборачиваемости продукта (изменение уровня налива про-
дукта во времени);
уровня подтоварной воды;
срока службы резервуара;
припуска на коррозию элементов резервуара.
16
387
Рекомендуемая форма бланка заказа представлена на
рис. 3.1.
При отсутствии полного задания от Заказчика условия
эксплуатации и другие требования принимаются Проекти-
ровщиком с учетом перечня НТД и СТП предприятия (ссыл-
ка), указанных в техническом задании.
Основные параметры резервуаров объемом от 100 до
50 000 м3 приведены в табл. 3.1.
При назначении геометрических размеров резервуаров в
составе резервуарного парка следует учитывать требования
действующих нормативов по взаимному расположению меж-
ду отдельными резервуарами и их группами. Изготовителю
запрещается принимать заказы на изготовление резервуаров
всех классов по устаревшим типовым проектам, без их пред-
БЛАНК ЗАКАЗА — (опросный лист) — нужное зачеркнуть) ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СТАЛЬНОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО РЕЗЕРВУАРА
Покупатель
(наименомине, почтовый адрес, телефон, телетайп)
Площадка строительства
(н1именопанисоьмгга, почтовый адрес)
ОБЪЕМ РЕЗЕРВУАРА номинальный и3 полезный м3 проектный уровень налива м ТИП РЕЗЕРВУАРА □ со стационарной крышей без понтона □ со стационарной крышей с псяггоном □ с плавающей крышей
Хранимый продукт
(наимеиомные)
УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ 1. Расчетная минусовая температура “С 2. Снеговая нагрузка кг/м1 3. Ветровая нагрузка кг/м1 или скорость ветра м/с 4. Сейсмичность баллов 5, Плотность продукта т/м3 6. Максимальная температура продукта “С 7. Внутреннее избыточное давление мм вод. ст. 8. Относительный вакуум мм вод, ст. 9. Наличие теплоизоляции: Ода Пнет плотность т/м3 толщина на стенке мм толщина на крыше мы 10. Производительность подачи продукта: в резервуар ; м3/ч из резервуара м3/ч КОНСТРУКТИВНЫЕ ДАННЫЕ 1. Внутренний диаметр стенки мм 2. Высота стенки мм 3. Промежуточные ветровые кольца жесткости на стенке: □ да □ ист 4. Уклон дни ша: □ наружу □ внутрь 5. Тип стационарной крыши: □ коническая самонесущая □ коническая каркасная П купольная 6. Тйп лестницы: П кольцевая □ шахтная 7. Конструкция понтона или плавающей крыши: □ однодечная □ двудечная 8. Припуск на коррозию: стенки мм; днища мм; крыши мм
Рис. 3.1. Форма бланка заказа для проектирования и изготовления резер-
вуара
388
Таблица 3.1
Геометрические объемы резервуаров рекомендуемого параметрического ряда, м3
Высота Внутренний диаметр стенки, м
стенки, м 4,73 6,63 7,58 8,53 10,43 12,33 15,18 18,98 20,92 22,80 28,50 34,20 39,90 45,60 50,70 55,80 60,70 66,00 71,10
6,0 105 207 271 343 513 716 1086 1698 2062 2450
7,5 132 259 338 429 641 896 1357 2122 2578 3062
9,0 158 311 406 514 769 1075 1629 2546 3094 3675
10,5 185 362 474 600 897 1254 1900 2971 3609 4287
12,0 211 414 542 686 1025 1433 2172 3395 4125 4899 7655 11024 15004 19598 24226 29345 34726 41054 47644
13,5 237 466 609 771 1153 1612 2443 3820 4640 5512 8612 12402 16880 22047 27255 33014 39066 46186 53600
14,0 8931 12861 17505 22864 28264 34236 40513 47897
15,0 264 518 677 857 1282 1791 2715 4244 5156 6124 9569 13779 18755 24497 30283 36682 43407 51318
16,0 10207 14698 20006 26130 32302 39127 46301
16,5 290 570 745 943 1410 1970 2986 4668 5671 6737 10526 15157 20631 26947 33311 40350 47748
18,0 316 621 812 1029 1538 2149 3258 5093 6187 7349 11483 16535 22507 29396 36339 44018 52088
19,5 343 673 880 1114 1666 2328 3529 5517 6703 7961 12440 17913 24382 31846 39368 47686
20,0 351 690 903 1143 1709 2388 3620 5659 6875 8166 12759 18373 25007 32663 40377 48909
21,0 369 725 948 1200 1794 2507 3801 5942 7218 8574 13397 19291 26258 34296 42396 51354
22,0 387 760 993 1257 1880 2627 3982 6225 7562 8982 14035 20210 27508 35929 44415
23,0 14673 21129 28758 37562 46434
24,0 15311 22047 30009 39195 48453
25,0 15948 22966 31259 40828 50471
Примечания:
1. Геометрический объем резервуара определяется объемом внутреннего пространства резервуара на полную высо-
ту стенки.
2. Полезный объем резервуара определяется объемом продукта при его заливе на проектный уровень.
3. Резервуары, геометрические объемы которых выделены курсивом, имеют предпочтительные размеры для изго-
товления и монтажа.
4. Резервуары с геометрическим объемом более 50 000 м3 должны иметь полезный объем продукта не более 50 000 м3.
варительного согласования и корректировки с Проектиров-
щиком.
В зависимости от объема и места расположения резервуа-
ры подразделяются на три класса:
класс I — особо опасные резервуары объемом 10 000 м3 и
более, а также резервуары объемом 5000 м3 и более, распо-
ложенные непосредственно по берегам рек, крупных водо-
емов и в черте городской застройки;
класс II — резервуары повышенной опасности объемом от
5000 до 10 000 м3;
класс III — опасные резервуары объемом от 100 до
5000 м3.
Степень ответственности (опасности) учитывается при
проектировании специальными требованиями к материалам,
объемами контроля в рабочей документации КМ, а также при
расчете коэффициента надежности по назначению.
При проектировании, изготовлении и строительстве ре-
зервуаров наряду с Правилами следует выполнять требования
действующих нормативных документов по охране и гигие-
не труда, пожарной безопасности и охране окружающей
среды.
Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков — это
совокупность процессов по приему, хранению и сдачи нефти,
испытанию и приемке резервуара в эксплуатацию, его диаг-
ностированию, техническому обслуживанию и ремонту.
Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков должна
осуществляться в пределах каждого предприятия собствен-
ными силами и силами привлеченных организаций, имеющих
лицензии на выполняемые работы.
Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных
парков определяется каждым предприятием и отражается в
положениях по организации эксплуатации резервуаров и ре-
зервуарных парков в целом по предприятию и его филиалам,
нефтеперекачивающим и наливным станциям, морским и
речным терминалам и нефтебазам.
Основными видами работ (операций) в процессе эксплуа-
тации резервуаров и резервуарных парков являются:
определение вместимости и градуировка резервуаров;
оперативно-технологическое обслуживание резервуаров и
резервуарных парков (техническое использование резервуа-
ров);
техническое обслуживание и текущий ремонт резервуар-
ных парков и их отдельных резервуаров;
техническое диагностирование резервуаров;
390
поддержание каре резервуарного парка в нормативном
состоянии;
капитальный ремонт резервуаров;
реконструкция резервуаров.
Персонал, ответственный за техническую эксплуатацию
резервуаров и резервуарных парков, обязан обеспечить:
их надежную и безопасную работу;
разработку и внедрение мероприятий по охране окру-
жающей среды;
организацию и своевременное проведение технической
диагностики, технического обслуживания и ремонта;
организацию обучения, инструктирование и периодиче-
скую проверку знаний подчиненного персонала;
внедрение и освоение нового оборудования, осуществле-
ние автоматизации и телемеханизации резервуаров и резер-
вуарных парков;
наличие и своевременную проверку защитных средств и
противопожарного инвентаря.
3.2. НАДЕЖНОСТЬ резервуаров
Обеспечение надежности резервуарных кон-
струкций — важнейшая проблема проектирования, строи-
тельства и эксплуатации. Соответственно различают проект-
ную (теоретическую) надежность, регламентируемую норма-
тивно-технической документацией, эксплуатационную на-
дежность в период функционирования конструкции.
Проектная (расчетная) надежность закладывается в про-
цессе конструирования резервуара. При этом учитываются
следующие факторы: стандартизация и унификация изготов-
ления, количество и качество применяемых элементов, тех-
нология сооружения, режим работы элементов конструкций
и т.п. Большинство величин, входящих в формулы для расче-
та резервуарных конструкций, не могут быть определены
вполне точно, поскольку в каждом отдельном случае могут
иметь различные, хотя и близкие друг к другу значения.
Примерами таких случайных величин могут служить предел
текучести, предел прочности, замеряемые во время экспери-
мента, а также опытные значения физико-механических ха-
рактеристик строительных материалов и нагрузок.
В расчетах надежности резервуаров используется соотно-
шение
R - Q = S > О,
391
где R — прочность элемента (случайная величина); О — слу-
чайные напряжения, вызываемые нагрузкой; S — разность
между прочностью и напряжением, т.е. резерв прочности.
При этом вводится понятие коэффициента запаса рас-
считываемого следующим образом:
£ = [1 + 7y2(aq + a«)_y2aMq]/(1 - y2A?)<
где Ar, Ао — соответственно изменчивости прочности и на-
грузки, равные отношениям стандарта соответствующей ве-
личины R, Q к ее центру R, Q:
AR = R/R-, Ar = Q/Q;
й R2' Q2'
у — характеристика безопасности, показывающая, сколько
стандартов S укладывается на отрезке 0 < S < S :
у = R-Q/R + Q.
В нормах расчета строительных конструкций введены осо-
бые величины, названные коэффициентами однородности и
коэффициентами перегрузки. Коэффициент однородности ко
представляет собой отношение расчетного значения прочно-
сти к нормативной прочности. Коэффициент перегрузки
кп — это отношение расчетного значения нагрузки к норма-
тивному ее значению. Коэффициент запаса £. с использова-
нием этих понятий определяется следующей зависимостью:
Ч = [1 + Vl-M„(2-fco)-(2-k„) Д>(2 - ko)];
= (Л - 1R)/R = 1 - У A*; k„=(Q- Y3)/O = 1 + 7Дг
Если полная нагрузка Q представляет собой сумму п от-
дельных случайных нагрузок, то центр ее распределения ра-
вен сумме Q центров распределения каждой отдельной на-
грузки:
о-io,.
i=l
392
В этом случае коэффициент перегрузки имеет вид
к. -1 = V»? (Ki -1)2 + «г - О2 + • • + «п (*»« " О2 •
Прочность же не может быть выражена простой суммой
компонентов. Для ее оценки в рамках проектной надежности
используется приближенное решение по определению харак-
теристик распределения нелинейной функции случайных ар-
гументов, в котором нелинейная функция заменяется линей-
ной путем разложения ее в ряд Тэйлора и т.п.
Расчетные нагрузки при оценке проектной надежности
для случаев повторного нагружения и нагружения, непре-
рывно изменяющегося во времени по случайному закону,
определяются в соответствии с зависимостями теории расче-
та строительных конструкций.
Эксплуатационная надежность резервуара определяется
возможностью выполнения им заданных функций, т.е. готов-
ностью в любой момент времени в течение конкретного
межремонтного периода принять на хранение определенное
количество нефти и нефтепродукта при сохранении во вре-
мени установленных значений эксплуатационных характери-
стик (уровень заполнения, избыточное давление, вакуум
и пр.).
В процессе эксплуатации на надежность резервуара ока-
зывают воздействие внутренние напряжения в конструкциях,
не соответствующие их проектным значениям; внешние воз-
действия (в заданных или иных режимах); система техниче-
ского обслуживания (предупредительного и систематическо-
го); техническая квалификация обслуживающего и ремонтно-
го персонала.
Особое влияние на эксплуатационную надежность оказы-
вают дефекты, возникающие на этапах изготовления, монта-
жа, эксплуатации конструкции, а также вследствие коррозии,
осадки оснований, вибрации, температурных воздействий.
Нарушая проектное состояние резервуара, данные факторы
сокращают срок службы конструкции.
При оценке срока службы резервуаров с дефектами раз-
личных типов в большинстве случаев оценивается индивиду-
альный остаточный ресурс (НОР) резервуаров, что по терми-
нологии является несколько некорректным, поскольку резер-
вуары — восстанавливаемые системы. В этом случае целесо-
образно применять понятие соответствия объекта проектно-
му состоянию.
393
Остаточный ресурс стенки резервуара, нагрузка на кото-
рую меняется при сливе и заливе нефти, в настоящее время
определяют на основе механики малоциклового разрушения
в предположении, что в металле стенки развиваются тре-
щины.
3.3. СРЕДСТВА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ
ОБРАЗОВАНИЯ И РАЗМЫВА ОСАДКА
Система предотвращения образования дон-
ных отложений стальных вертикальных резервуаров пред-
ставляет собой комплекс оборудования, предназначенного
для размыва донных осадков в заполненном нефтью резер-
вуаре и откачки полученной суспензии.
На многих резервуарах эксплуатируются стационарные
системы размыва донных отложений состоящие из системы
разветвленных трубопроводов с размывающими головками на
концах (двенадцать и более головок в зависимости от вме-
стимости резервуаров). Общий вид размывающей головки
показан на рис. 3.2. Размыв проводится, как правило, при за-
полнении резервуара, при этом нефть поступает через коль-
цевое сопло, распределяясь по днищу резервуара в виде ве-
ерной струи, которая поднимает осевший на дне осадок и
распределяет его в нефти. При малой оборачиваемости ре-
зервуара в системе применяется специальный насос для пе-
риодической циркуляции нефти через размывающие головки.
Система размыва осадка с размывающими головками рас-
считана на давление не более 0,8 МПа, что является ограни-
чивающим фактором эффективности системы.
В настоящее время при ремонте или реконструкции ре-
зервуаров стальных вертикальных (РВС) предусматривается
демонтаж вышеописанной системы размыва донных отложе-
ний и замена ее на устройства типа «Диоген» (рис. 3.3).
Принцип работы устройства заключается в образовании
процесса перемешивания направленной струей хранимой
нефти с изменением угла поворота пропеллера, при котором
тяжелые парафинистые осадки и механические примеси
взвешиваются в общей массе нефти.
Для достижения эффективного размыва донных отложе-
ний рекомендуется устанавливать:
РВС-2000, РВС-3000 и РВС-5000 - «Диоген-500» - 1 шт.;
РВС-10 000, РВС-20 ООО — «Диоген-700» — 1 шт.;
РВС-50 ООО — «Диоген-700» — 2 шт.
394
200
Рис. 3.2. Размывающая головка:
/ - опорное кольцо; 2 - клапан; 3 - гайка нижнего штока; 4, 1 - штоки; 5 -
корпус РГ; 6 - гайка, регулирующая перемещение штока 7; 8 - болты для
регулировки щели сопла
Техническая характеристика пропеллерного устройства «Диоген-700»
Осевой напор струи нефти, создаваемый пропеллером ме-
шалки, кг............................................. 420
Частота вращения вала электродвигателя, об/мин......... 1380
Частота вращения пропеллера, об/мин................... 460
Максимальный диаметр пропеллера, мм................... 700
Шаг пропеллера, мм.................................... 580
Число лопастей пропеллера.............................. 3
Угол поворота вала пропеллера в горизонтальной плоскости,
градус................................................. 60
Время одного цикла сканирования вала пропеллера, ч..... 10
Время непрерывной работы мешалки, не менее, ч.......... 20
Габаритные размеры мешалки, мм......................... 1700х 1000x700
Масса мешалки, кг...................................... 400
Назначенный ресурс работы мешалки, не менее, ч......... 10 000
Назначенный срок службы мешалки, не менее, лет......... 15
Вероятность безотказной работы мешалки................. 0,94
Климатическое исполнение............................... У2
Диапазон температур эксплуатации, °C................... —50++ 50
ЗД5
1
я
Рис. 3.3. Устройство а Диоген-700»:
1 - коробка разветвительная; 2 - кабель питания в металлорукаве от коробки разветвительной до «Диогена-700»; 3 - «Дио-
ген-700»; 4 - люк-лаз Dy 600; 5 - крайние положения устройства «Диоген-700» при работе; 6 - стенка резервуара; 7 - ка-
бель питания от коробки разветвительной до ЩСУ; 8 - кабель питания от кнопки управления до ЩСУ; 9 - днище резер-
вуара; 10 - кнопка управления
Кроме того, в ходе выполнения ремонта или реконструк-
ции РВС производят замену хлопуш на приемо-раздаточные
устройства типа ПРУ.
ПРУ-500 с поворотными заслонками предназначено для за-
качки (откачки) нефти в резервуар (из резервуара) и обеспе-
чивает более полную откачку нефти из резервуара по срав-
нению с приемо-раздаточными патрубками, оборудованными
хлопушами. Приемо-раздаточное устройство ПРУ-500 пред-
ставляет собой патрубок с отводом, направленным к днищу
резервуара, на нижнем конце которого смонтирован зонт и
рассекатель (на днище резервуара), и смонтированной на
другом конце патрубка снаружи резервуара поворотной ры-
чажной заслонки, выполняющей роль хлопуши. Поворотная
заслонка с ручным рычажным механизмом монтируется сна-
ружи резервуара на приемо-раздаточном патрубке между
стенкой резервуара и резервуарной задвижкой на расстоя-
нии не более 1 м от стенки резервуара.
При открытой поворотной заслонке нефть свободно по-
ступает в резервуар (или откачивается из резервуара). При
закрытой заслонке доступ (откачка) нефти прекращается.
Фиксация рычагов поворотных заслонок в положении «от-
крыто» осуществляется с помощью откидных болтов; в поло-
жении «закрыто» — с помощью винтовых зажимов.
Разработан ряд устройств системы ПРУ для различных
диаметров приемо-раздаточных патрубков и работающих при
следующих условиях:
Температура рабочей среды, °C ................. —5-ь+ 50
Температура окружающей среды, °C............... —454-+ 50
Условное давление заслонки, МПа ............... 1,6 (16 кгс/см2)
По окончании размыва осадка и откачки нефти из резер-
вуара проводится замер высоты донных осадков в установ-
ленных точках. При неудовлетворительных результатах цикл
размыва повторяется. Результаты измерений высоты донных
осадков заносят в журнал учета наличия и размыва донных
осадков.
Эксплуатация систем предотвращения накопления донных
отложений должна проводиться в соответствии с технической
документацией на установленное оборудование. Размыв
осадка проводится по графикам и инструкциям, утвержден-
ным главным инженером эксплуатирующей организации.
3.4. МОЛНИЕЗАЩИТА И АВТОМАТИЧЕСКОЕ
ПОЖАРОТУШЕНИЕ РЕЗЕРВУАРНЫХ
ПАРКОВ
В соответствии с назначением резервуарные
парки нефтеперекачивающих станций и нефтебаз согласно
Правилам устройства электроустановок относятся к зонам
класса В — 1г и подлежат оборудованию устройствами мол-
ниезащиты не ниже II категории и должны быть защищены
от прямых ударов молнии, ее вторичных проявлений и стати-
ческого электричества.
Защита от прямых ударов молнии резервуарных парков
НПС и НБ должна выполняться отдельно стоящими стержне-
выми или тросовыми молниеотводами. Не допускается ис-
пользование стержневых молниеотводов, установленных на
крышах резервуаров. Отдельно стоящие стержневые молние-
отводы выполняются из стали любой марки сечением не ме-
нее 100 мм2 и длиной не менее 200 мм и защищаются от кор-
розии оцинкованием или покраской.
Конструктивное исполнение устройств молниезащиты оп-
ределяется проектом.
В зону защиты молниеотвода резервуаров должны входить
газоотводные и дыхательные трубы, дыхательные клапаны
резервуаров и пространство над обрезом дыхательных труб,
ограниченное полусферой с радиусом 5 м. Для вертикальных
стальных резервуаров со стационарной крышей, с понтоном
и плавающей крышей, а также для железобетонных резер-
вуаров, расположенных в группах, зона защиты должна оп-
ределяться границами обвалования.
Тросовые молниеприемники должны быть выполнены из
стальных многопроволочных канатов сечением не менее
35 мм2.
При техническом обслуживании проверяется целостность
и защищенность от коррозии доступных обзору частей ком-
плексной системы защиты и контактов между ними, обращая
особое внимание на состояние мест соединения элементов
заземляющего устройства.
При уменьшении сечения элементов заземляющих уст-
ройств (вследствии коррозии, надлома, оплавлений) больше
чем на 30 % необходимо заменять их полностью либо заме-
нять отдельные дефектные места.
Болтовые контактные соединения проверяются измерени-
ем переходного сопротивлейия (не более 0,05 Ом).
Устройства защиты от прямых ударов молнии, ее вторич-
398
ных проявлений, защиты от статического электричества и
заноса высокого потенциала должны быть испытаны, приня-
ты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резер-
вуара нефтью.
Основным средством тушения пожаров в резервуарах яв-
ляется пена средней и низкой кратности, подаваемая на по-
верхность горючей жидкости.
Обеспечение пожарной безопасности резервуарных
парков в последние годы связывают с новой системой
тушения пожаров, когда пену низкой кратности подают
в основание резервуара, непосредственно в горючую жид-
кость.
Система подслойного пожаротушения пожаров в резер-
вуарах — это совокупность специального оборудования, пе-
нообразователя и технологии, позволяющая генерировать,
транспортировать и вводить пену низкой кратности в слой
горючего или подтоварную воду через проем в стенке резер-
вуара через систему пенных насадок, что позволяет обеспе-
чивать быстрое тушение пожара (рис. 3.1).
Данная система может быть реализована только при ис-
пользовании специального фторсодержащего пленкообра-
зующего пенообразователя, пены на основе которого не
смешиваются с нефтью, и высоконапорных пеногенераторов,
способных образовывать пену при наличии противодавления
нефти со стороны резервуара.
Система автоматического пожаротушения резервуарного
парка включает:
насосную пожаротушения, состоящую из основных и ре-
зервных насосов для подачи огнетушащего средства; баков
дозаторов для хранения пенообразователя и дозирования
требуемой пропорции раствора пенообразователя в воде; сис-
темы управления, предусматривающей автоматический, дис-
танционный и ручной пуск установки, а также автоматиче-
ское отключение через 10 мин ее работы;
растворопроводы;
водопроводы;
резервуары противопожарного запаса воды;
пеногенераторы низкой, средней, высокой кратности, а
также камеры низкократной пены для защиты кольцевого
зазора между понтоном и стенкой вертикальных стальных
резервуаров с понтоном (плавающей крышей);
системы обнаружения пожара (автоматические и ручные
пожарные извещатели, приемно-контрольные приборы и
станции, преобразующие сигнал пожарных извещателей в
399
команды по включению установки, систем защиты резерву-
арного парка и оповещению дежурного персонала).
Автоматические установки пенного пожаротушения долж-
ны соответствовать требованиям нормативных документов, а
также внутриведомственной документации, утвержденной в
установленном порядке. Установки должны обеспечивать за-
данное время срабатывания, с инерционностью, не превы-
шающей 180 с, при заданной интенсивности в течение уста-
новленного времени тушения пожара (10 мин). На каждую
автоматическую установку пенного пожаротушения должен
быть заведен паспорт, который заполняется и ведется лицом,
ответственным за техническое состояние установки.
Оперативный контроль эксплутационных параметров и
работы оборудования установок автоматического пожароту-
шения (УАПТ) осуществляется автоматизированными систе-
мами управления технологическим процессом (АСУ ТП), а
также персоналом нефтеперекачивающих станций
Система технического обслуживания и ремонта преду-
сматривает выполнение работ по техническому обслужива-
нию, ремонту, диагностированию и замене оборудования
специализированными подразделениями предприятий или
ремонтным персоналом НПС, а также сторонними организа-
циями, имеющими лицензию на данный вид деятельности и
допуск к ремонтным работам оборудования УАПТ.
Автоматические установки пенного пожаротушения долж-
ны проходить 3 вида проверки и испытания 3-х видов:
проверка работоспособности — ежемесячно;
испытание в автоматическом режиме 1 раз в год;
комплексное испытание — 1 раз в 5 лет.
Применение систем подслойного пожаротушения позволя-
ет ликвидировать горение нефти в резервуаре несмотря на
разрушение верхнего пояса и наличие закрытых сверху уча-
стков поверхности горения. Эффективность тушащего дейст-
вия СПТ практически не зависит от времени развития пожа-
ра, поскольку пена подается в холодный, нижний слой нефти
в резервуаре.
3.5. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ПОЯВЛЕНИЯ
ДЕФЕКТОВ РЕЗЕРВУАРОВ, ОЦЕНКА
ИХ ОПАСНОСТИ
Дефекты в резервуарных конструкциях появ-
ляются на различных этапах жизненного цикла, а именно:
400
при изготовлении металлопроката (металлургические);
при монтаже (монтажные);
при изготовлении и транспортировке рулонных загото-
вок;
в процессе эксплуатации.
Металлургические дефекты возникают на стадии метал-
лургического производства (при получении слитков, прокат-
ке, термообработке и т.п.).
К наиболее часто встречающимся дефектам металлургиче-
ского производства относятся расслоения, неметаллические
включения и закаты, неравномерное легирование, задиры,
микротрещины, нарушение геометрии проката.
Монтажные дефекты возникают в процессе сварки, а
также при монтажных операциях и подготовке основания.
Дефекты сварных швов возникают по различным причи-
нам. Подрезы, свищи, газовые поры, шлаковые включения,
непровары, кратеры, грубая чешуйчатость, прожоги, трещи-
ны появляются вследствие ошибок в выборе сварочных мате-
риалов, разделке металлоконструкции перед сваркой, режи-
мов термообработки сварочных материалов, при нарушении
режимов сварки, отсутствии предварительного подогрева при
отрицательных температурах. Следует отметить, что сущест-
вующий многоуровневый контроль качества выполнения
строительно-монтажных работ позволяет своевременно вы-
явить и отремонтировать подобные дефекты до ввода резер-
вуара в эксплуатацию.
Появление ряда дефектов вызвано грубыми нарушениями
строительно-монтажных работ. В стенках РВС, выполненных
из рулонных заготовок, встречаются дефекты, называемые
«угловатостью монтажных швов». Они могут находиться как
снаружи, так и внугри, когда стыкуемые полотнища стенки
соединяются под некоторым углом. Под действием гидроста-
тического давления при заполнении или опорожнении резер-
вуара в этих стыках возникают дополнительные местные на-
пряжения. Под влиянием переменных нагрузок, обусловлен-
ных циклами заполнения-опорожнения, в монтажных швах,
имеющих угловатость, развиваются вертикальные трещины
малоцикловой усталости. К дефектам монтажа относятся
также: местные пластические деформации стенки (гофры),
неубранные остатки монтажных приспособлений, подтягива-
ние части окрайки к стенке РВС перед сваркой, смещение
стыкуемых полотнищ в вертикальной плоскости, жесткое за-
крепление шахтных лестниц или газоуравнительной системы
(ГУС) с РВС, потери металла из полотнища при разворачива-
401
нии, сквозные пробои металлоконструкций монтажной тех-
никой.
При изготовлении рулонных заготовок в основном имеют
место дефекты геометрии металлоконструкций, сварных
швов, причины появления которых описаны выше. К этим
дефектам относятся свищи, газовые поры, нарушение гео-
метрии сварного шва, смещение стыкуемых кромок, подрезы,
непровары, микротрещины, шлаковые включения, грубая че-
шуйчатость, кратеры.
При транспортировке рулонных заготовок или нарушении
технологии погрузочно-разгрузочных работ возможны появ-
ление регулярных прогибов в продольном направлении, ло-
кальных вмятин на крае рулона, смятие части рулона, гофры
на поверхности рулона.
В процессе эксплуатации резервуаров также возникают
дефекты: из-за ошибок проектирования, изменений условий
эксплуатации, внешних нагрузок и воздействий, изменения
прочностных свойств элементов конструкций РВС после дли-
тельной эксплуатации, изменения сечений несущих конст-
рукций.
Вертикальные стальные резервуары в процессе эксплуата-
ции находятся под воздействием многих эксплуатационных
факторов. Среди них основная роль принадлежит малоцикло-
вому нагружению, связанному с заполнением-опорожнением
резервуаров, и коррозионному воздействию агрессивных
примесей, растворенных в нефти, на незащищенные части
металлоконструкций РВС. Наиболее активно процессы на-
копления усталостных повреждений проходят в зонах дефек-
тов, потенциально являющихся концентраторами напряже-
ний.
По степени опасности дефекты классифицируются по
трем категориям: опасные, неопасные, недопустимые.
Количественные оценки степени опасности различных де-
фектов определяются индивидуально для каждого дефектного
участка и зависят от вида дефекта, его локализации, геомет-
рических размеров и т.д.
Дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации, под-
разделяются на две группы: коррозионные повреждения и
нарушения геометрической формы.
В практике встречаются различные по виду коррозионные
повреждения металлоконструкций резервуаров:
сплошная коррозия, охватывающая всю поверхность ме-
талла, которая может быть равномерной и неравномерной;
местная коррозия, охватывающая отдельные участки ме-
402
талла (язвенная, когда глубина повреждения соизмерима с
максимальным размером дефекта в плане).
При неправильном выборе сварочных материалов в рай-
оне сварных швов появляются дефекты в виде «искусствен-
ного» подреза.
Анализ отказов резервуаров свидетельствует о преимуще-
ственном зарождении разрушений в зоне сварных соедине-
ний и узлов. Так, известны случаи, когда резервуары, изго-
товленные методом рулонирования, полностью разрушались
уже на стадии гидравлических испытаний из-за трещин в зо-
нах монтажных швов, собранных со значительной угловато-
стью кромок. Следует отметить, что наиболее опасный вид
нарушения герметичности — коррозионное растрескивание
стенок резервуаров во всех случаях происходило по монтаж-
ным сварным соединениям. Важно отметить, что при сум-
марном содержании в нефти воды, хлора и серы более 1 %
интенсивность растрескивания сварных соединений зависит
от содержания указанных примесей и продолжительности
эксплуатации. Если сумма примесей превышала 3 %, корро-
зионное растрескивание было обнаружено во всех резервуа-
рах, эксплуатируемых более 15 лет.
Следует также отметить, что высокопрочные стали имеют
повышенную склонность к коррозионному растрескиванию,
что требует меньшей начальной относительной нагрузки и
тщательного анализа возникающих нагрузок и воздействий.
Наличие в составе нефти подтоварной воды, сернистых
соединений и сульфатвосстанавливающих бактерий вызывает
развитие коррозионных процессов на поверхности днища и
первого пояса стенки резервуара в области уторного шва.
Коррозионным повреждениям подвержены также верхние
пояса стенки в зоне переменного уровня налива нефти и
кровля резервуара, контактирующие с находящимися в неф-
ти агрессивными газами. Коррозионные процессы часто но-
сят избирательный характер, вследствие чего глубина корро-
зионных повреждений в отдельных зонах существенно пре-
восходит ее средний уровень.
Некачественная подготовка основания или изменение гид-
рогеологических условий района эксплуатации приводит к
развитию неравномерных осадок резервуаров. Результаты
диагностики показали, что для РВС-5000 — РВС-20000 наибо-
лее часто встречается равномерная по контуру осадка и крен.
При равномерных осадках более 50 мм может возникнуть
значительная деформация узла сопряжения приемо-
раздаточного трубопровода со стенкой резервуара. Это, в
403
свою очередь, может привести к разрушению резервуара,
обычно начинающемуся с нижней части сварного шва в мес-
те соединения трубопровода с резервуаром.
Неравномерные осадки приводят к переформированию
полей напряжений и деформаций. Значительные осадки мо-
гут служить причиной возникновения недопустимых напря-
жений в узле сопряжения стенки резервуара с днищем,
приемо-раздаточными патрубками и верхней частью РВС.
Влияние механических повреждений на работоспособ-
ность конструкции выражается через концентрацию напря-
жений. Так, при циклическом нагружении резервуара разви-
тие пластических деформаций идет опережающими темпами
в поверхностных слоях металла, а затем локализуется в окре-
стностях механического повреждения,
тратором напряжений.
Имеются эмпирические формулы,
можно установить зависимость между
рами, характеризующими процесс усталостного разрушения
металла. В частности, связь между амплитудой упрутопласти-
ческой деформации еа и числом циклов до разрушения при
малоцикловом нагружении определяется по формуле
являющегося концен-
с помощью которых
различными парамет-
еа ~ —1п 100 ЛГт+^,
а 4 100-ц/ £
(ЗЛ)
где — относительное сужение; N — число циклов; ст-t —
предел усталости; Е — модуль Юнга; т — коэффициент, ха-
рактеризующий условия среды.
С учетом того, что c-i « 0,4ав, при значениях 300 < ств <
< 700 МПа, выражение (3.1) преобразуется к виду
е« = |1п
100
100-Ф
0,4ств
£
(3.2)
Первый член формулы (3.2) описывает пластическую де-
формацию в окрестности концентратора напряжения, а вто-
рой — упругую часть деформации. Из приведенных формул
видно, насколько существенно повышение напряжений в
местах различного рода дефектов (от двух и более раз по
сравнению с бездефектным участком), приводящее к устало-
стным явлениям в стали.
Имеется ряд работ, посвященных оценке концентрации
напряжений в зоне классических (неострых) дефектов, ради-
ус закругления которых не стремится к нулю. Расчет напря-
жений в зоне таких дефектов дает возможность классифици-
404
ровать повреждение по степени опасности. Если расчетное
напряжение таково, что приближается к 0,9 стт, то дефект от-
носится к опасным. В случае острых дефектов (трещинооб-
разных) понятие коэффициента концентрации напряжений а
теряет смысл, поскольку радиус закругления в вершине ост-
рых дефектов стремится к нулю, а значение а при этом
стремится к бесконечности. Поэтому для оценки опасности
острых дефектов должна применяться другая теория.
Основой оценки прочности конструкций с острыми де-
фектами стенки явились экспериментальные исследования
разрушения цилиндрических сосудов давления, изготовлен-
ных из различных марок сталей, и теоретические исследова-
ния. Главным допущением теоретических исследований яв-
ляются предположения об идентичном поведении сквозной
трещины в цилиндрической оболочке, нагруженной внутрен-
ним давлением, и в плоской пластине с такой же толщиной,
нагруженной растягивающим напряжением:
ст = Мфст0. (3.3)
Значение коэффициента Мф (коэффициента Фолиаса) за-
висит от длины трещины, радиуса кривизны цилиндрической
оболочки и толщины стенки.
Следовательно, критическое значение напряжения ст0, при
котором начинает распространяться трещина в цилиндриче-
ской оболочке, можно выразить через критическое напряже-
ние в плоской пластине ст*:
ст;=Мф’ст*. (3.4)
Выражение (3.4) можно использовать в следующем виде:
^=^фСТср, (3.5)
где
I
м*Ч1+1'б1^: ,3'6)
1Т — длина трещины; R — внутренний радиус цилиндра; 5 —
толщина стенки цилиндра; стср — некоторое усредненное на-
пряжение.
Величина оср может быть представлена как некоторое ус-
редненное значение напряжения в пластической зоне. При
низких напряжениях, когда деформации в пластической зоне
405
малы, можно принять стср = стт. При высоких напряжениях
сказывается деформационное упрочнение стср > стт. Верхним
пределом стср является ствр. Таким образом, можно считать, что
QT < СТср < СТвр.
Соотношение (3.5) можно использовать для сосудов из вы-
сокопрочных материалов с короткими трещинами, когда вы-
полняется условие
(3.7)
где стт — предел текучести материала, МПа; Кс — коэффици-
ент трещиностойкости материала, МПа м1/2.
В результате проведенной обработки экспериментальных
данных имеются несколько эмпирических зависимостей для
определения величины стср (МПа):
стср = 1,04 стт + 70; (3.8)
стср = 1,23 стт; (3.9)
стср = 0,66 (стт + ствр) — 126,7; (3.10)
аср = 0,51 (стт + ствр). (3.11)
На основе экспериментальных данных соотношение (3.4)
для определения разрушающего давления при наличии про-
дольного поверхностного дефекта представляется в виде
ст0 = ст*
До-^Мф1
1-1
8
1-——
8Мф
(3.12)
где ст0 — номинальное окружное разрушающее напряжение;
ст* — напряжение пластического течения (НПТ); А$ = L8 —
площадь сквозного дефекта с длиной, равной длине поверх-
ностного дефекта; А = Lt — площадь поверхностного дефек-
та; L — длина дефекта; t — глубина поверхностного дефекта.
На основании изложенного разрушающее давление может
быть выражено следующей зависимостью:
1--
Рразр 1(23рт -
алЧ
(3.13)
406
где
Мф =
(3.14)
t — глубина дефекта; 8 — толщина стенки сосуда давления;
L — длина дефекта; D — диаметр; рт — давление текучести,
т.е. давление, при котором напряжения равны пределу теку-
чести материала от,
Р,=^- (3.15)
Соотношения (3.5) и (3.15) положены в основу большинст-
ва норм оценки опасности дефектов в стенках сосудов давле-
ния и, в частности, резервуаров.
Из изложенного выше можно сделать вывод о том, что в
основу используемых в настоящее время методик оценки
опасности локальных дефектов положен полуэмпирический
подход, при котором два параметра (Мф, а* или оср) должны
быть определены косвенными методами с учетом принятого
механизма разрушения и результатов испытаний образцов с
дефектами на разрушение.
3.6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
РЕЗЕРВУАРОВ
Осмотр и техническое обслуживание резер-
вуаров должны проводиться в соответствии с картами техни-
ческого обслуживания (табл. 3.2 —3.5).
При осмотре РВС необходимо обратить внимание на сле-
дующее: утечки нефти; образование трещин по сварным
швам и основному металлу; появление хлопунов и вмятин;
неравномерную осадку резервуара.
В резервуарах со стационарной крышей (без понтона) не-
обходимо контролировать избыточное давление, его соответ-
ствие установленному (допустимому). Для резервуаров, нахо-
дящихся в эксплуатации длительное время, могут быть
уменьшены избыточное рабочее, максимальное давление и
вакуум по сравнению с проектными на величину, определяе-
мую на основе результатов диагностирования состояния ре-
зервуара.
407
408
Таблица 3.2
Карта технического обслуживания резервуара со стационарной крышей
Объект Сроки проведения работ Перечень работ
1. Резервуар в целом Ежедневно в светлое время суток Проверить визуально внешнее состояние. Обра- тить внимание на сварные вертикальные и гори- зонтальные швы нижних поясов, окрайки днища
2. Дыхательный клапан Не реже 2 раз в месяц в весенне- летний период и 1 раза в неделю в осенне-зимний период Седла тарелок очистить от окиси металла, грязи и пр., что препятствует клапанам свободно переме- щаться вверх и вниз. Тарелки клапанов несколько раз повернуть, прижимая их к седлу. Не допус- кать заедания, примерзания клапанов, обмерза- ния предохранительных сеток, закрывающих на- ружные отверстия дыхательных клапанов
3. Огневой предохранитель Не реже 1 раза в месяц в весенне- Снять крышку огневого предохранителя, прове-
на резервуаре летний период рить исправность и чистоту пакетов, удалить с них пыль, проверить плотность крышки и флан- цевых соединений, правильность расположения пластин или гофрированной и плоской металли- ческих лент в пакете
4. Предохранительный кла- Не реже 2 раз в месяц в весенне- Проверить качество и паспортный уровень масла,
пан летний период и 1 раз в 10 дней в осенне-зимний период горизонтальность колпака, чистоту сетчатой пере- городки. При снижении уровня жидкости в гид- розатворе долить жидкость той же марки. При обнаружении удалить с внутренней поверхности колпака снег, лед, иней
5. Световой люк, люк-лаз Не реже 1 раза в месяц Проверить визуально наличие прокладок и за- тяжку болтов фланцевых соединений
6. Уровнемер Каждый раз перед пользованием, но не реже 1 раза в месяц Проводить контрольную проверку правильности показаний прибора в соответствии с инструкцией завода-изготовителя
7. Перепускное устройство Не реже 2 раз в месяц Проверить плавность открытия-закрытия вентиля
8. Сифонный кран Не реже 2 раз в месяц Проверить отсутствие течи в сальниках крана, поворот крана должен быть плавным, без заеда- ний; в нерабочем состоянии приемный отвод должен находиться в горизонтальном положении
9. Приемо-раздаточные пат- рубки Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц Проверить герметичность сварных швов
10. Системы пенотушения Сроки и порядок технического обслуживания систем пожаротушения осуществляется в соответствии с нормативными документами ГУГПС МВД России
И. Генератор пены ГПСС 1 раз в месяц Проверить состояние уплотнений монтажного фланца и растворопровода; внешний вид генера- тора; состояние рычажной системы; состояние защитной сетки
1 раз в год Проверить срабатывание ручного привода; про- мыть и очистить сетки кассеты; промыть, очис- тить и смазать шарнирные соединения; промыть и очистить распылитель; выявить и исправить места коррозии и отслаивания покрытий; прове- рить состояние контактных поверхностей деталей из цветных металлов; проверить уплотнение вы- ходного отверстия генератора на герметичность
12. Шахтная лестница Перед пользованием, но не реже 1 раза в месяц Следить за исправностью, не допускать загромо- ждения посторонними предметами, не допускать присутствия наледи в осенне-зимний период
13. Основание и фундамент В первые 4 года эксплуатации — 1 раз в год; в последующие — 1 раз в 5 лет или при диагностике Следить за осадкой основания, проводить ниве- лирование окрайки днища
14. Система размыва дон- ных отложений В соответствии с инструкцией по ее эксплуатации Произвести контрольный пуск с целью проверки целостности и пропускной способности системы
409
410
Таблица 3.3
Карта технического обслуживания резервуара с понтоном
Объект Сроки проведения работ Перечень работ
1. Резервуар в целом и его оборудование 2. Понтон стальной с открыты- ми отсеками 3. Вентиляционный патрубок с огневым предохранителем Те же, что и для резервуара со стацион арматуры 2 раза в год 2 раза в год арной крышей за исключением дыхательной Проверить наличие нефти на поверхности понтона Проверить целостность кассеты огневого предохранителя, плотность прилегания кассе- ты к прокладке в корпусе, плотность и не- проницаемость корпуса огневого предохра- нителя и фланцевых соединений. Очистить от пыли. При температуре наружного возду- ха ниже 0 ” С огневые предохранители необ- ходимо снять
Таблица 3.4
Карта технического обслуживания резервуара с плавающей крышей
Объект Сроки проведения работ Перечень работ
1. Резервуар в целом 2. Кольцо жесткости 3. Дополнительные кольца жесткости 4. Плавающая крыша — центральная часть 5. Короба плавающей крыши Ежедневно 2 раза в год 2 раза в год Ежедневно, в светлое время 1 раз в квартал Те же, что и для резервуара со стационарной крышей Проверить визуально внешнее состояние То же Проверить наличие отпотин или нефти Открыть крышки люков всех коробов и отсеков между ко- робами и проверить наличие отпотин или нефти в коробах
6. Люк световой 1 раз в месяц Проверить визуально наличие прокладок и затяжку болтов фланцевых соединений
7. Шахтная лестница (площадка, переход) Перед пользованием, но не реже 1 раза в месяц Проверить исправность, не допускать загрязнения, загро- мождения посторонними предметами, наледи в осенне- зимний период
8. Катучая лестница Каждую смену или перед каж- дым заполнением-опорожнением Обратить внимание на состояние верхнего узла вращения
9. Опорная ферма 1 раз в неделю Зимой обращать внимание на образование наледи, свое- временно удалять ее
10. Водоспуск Ежедневно Открыть задвижку водоспуска на несколько витков и убе- диться в отсутствии выхода нефти из открытого крана во- доспуска
11. Ливнеприемник Ежедневно Проверить техническое состояние сетки ливнеприемника. По мере засорения сетки очищать ее от пыли и грязи, зи- мой — от обледенений
12. Огневой предохранитель 1 раз в месяц Проверить целостность кассеты огневого предохранителя, плотность прилегания кассеты к прокладке в корпусе, не- проницаемость корпуса огневого предохранителя и плот- ность фланцевых соединений. При температуре наружного воздуха ниже 0 °C огневые предохранители необходимо снять
13. Затвор у направ- ляющей стойки 2 раза в год Проверить степень износа трущихся поверхностей
14. Затвор уплотняю- щий 2 раза в год Проверить техническое состояние мембраны, пружин и рычагов затвора, степень износа трущихся частей затворов. Обратить внимание на плотность прилегания затвора к стенке резервуара. Не допускать скопления пыли и грязи на щитке затвора
412
Таблица 3.5
Карта технического обслуживания железобетонных резервуаров
Объект Сроки проведения работ Перечень работ
1. Резервуар в целом Ежедневно Осмотреть покрытие и проверить состояние обсыпки резервуара, проверить наличие нефти в дренажных колодцах, камере управления задвижками
2. Люк-лаз, световые лю- ки 1 раз в месяц (без вскрытия люков) Проверить визуально наличие прокладок и затяжку болтов фланцевых соединений (герметичность флан- цевых соединений)
3. Замерный люк Каждый раз при использовании, но не реже 1 раза в месяц Следить за исправным состоянием шарнира (крышки) и прокладочных колец
4. Дыхательный клапан Не реже 2 раз в месяц в весенне- летний период и 1 раза в неделю в осенне-зимний период То же, что для резервуаров РВС
5. Огневой предохрани- тель на резервуаре 1 раз в месяц в весенне-летний пе- риод и 2 раза в месяц в осенне- зимний период То же, что для резервуаров РВС
6. Предохранительный клапан 2 раза в месяц в весенне-летний период и 1 раз в 10 дней в осенне- зимний период То же, что для резервуаров РВС
7. Уровнемер Каждый раз перед пользованием, но не реже 1 раза в месяц Проводить контрольную проверку правильности пока- заний прибора в соответствии с инструкцией завода- изготовителя
8. Зачистное устройство для удаления подтоварной воды (погружной насос и ДР) Не реже 2 раз в месяц Проводить пробные пуски двигателя насоса
9. Система размыва и предотвращения накопле- ний донных отложений В соответствии с инструкцией по их эксплуатации Проводить контрольный пуск с целью проверки цело- стности и пропускной способности системы
10. Водяной экран В период положительных темпера- тур контроль за уровнем воды про- водить не реже 2 раз в неделю Поддерживать постоянным уровень водяного экрана на проектной отметке
11. Наружная лестница Ежедневно Проверить визуально внешнее состояние лестницы, отсутствие наледи в осенне-зимний период
12. Приемо-раздаточные трубопроводы в камере управления, задвижки Ежедневно Ежедневно Проверить визуально внешнее состояние Проверить визуально внешнее состояние, герметич- ность сальниковых уплотнений
13. Приемо-раздаточное устройство [приемо- раздаточный патрубок, хлопуша, донный клапан и механизм управления ими) Не реже 1 раза в месяц Проверить исправность механизма управления дон- ным клапаном
14. Осадка резервуара 2 раза в год в первые 5 лет эксплуа- тации, далее 1 раз в 5 лет Проверить осадку резервуара нивелировкой покрытия в точках, указанных в журнале регистрации нивелир- ных отметок
15. Откосы обсыпки Ежедневно в весенне-летний период Проверить целостность растительного покрытия об- сыпки
Примечание. Для железобетонного резервуара с плавающей крышей ЖБРПК: кольцо жесткости, плавающая крыша (центральная часть), короба плавающей крыши, световой люк, катучая лестница, опорная ферма, водоспуск, ливнеприемник, огневой предохранитель, затвор у направляющей стойки, затвор уплотняющий — так же, как и для РВСПК
413
Визуальный осмотр поверхности понтона требуется прово-
дить в верхнем его положении через световой люк. При ос-
мотре необходимо проверить наличие или отсутствие отпотин
или нефти на ковре понтона и в открытых коробах, состоя-
ние затвора.
Плавающую крышу следует осматривать с верхней коль-
цевой площадки. При осмотре необходимо проверить поло-
жение плавающей крыши, ее горизонтальность, отсутствие
нефти в центральной части плавающей крыши, зимой — на-
личие снега на плавающей крыше, состояние защитных щит-
ков кольцевого уплотняющего затвора, положение задвижки
системы водоспуска.
При техническом обслуживании резервуара с плавающей
крышей следует проверить состояние катучей лестницы, по-
гружение плавающей крыши, отсутствие нефти в коробах и в
отсеках между ними, техническое состояние затвора и его
элементов, ливнеприемника.
На железобетонных резервуарах (ЖБР) с водонаполнен-
ным покрытием в условиях положительной температуры уро-
вень водяного экрана должен постоянно поддерживаться на
проектной отметке. На ЖБР с земляной насыпью на кровле
поверхность должна быть спланирована.
При появлении нефти в дренажном и шахтном колодцах,
камере управления, а также при выходе ее на поверхность
обсыпки резервуара или территорию резервуарного парка
резервуар должен быть опорожнен для выявления и устране-
ния имеющихся неисправностей.
Текущий ремонт проводится в плановом порядке без очи-
стки резервуара по заранее разработанному графику.
При текущем ремонте РВС выполняются следующие ра-
боты:
ремонт кровли, верхних поясов стенки;
ремонт сифонных кранов;
набивка сальников задвижек;
ремонт отмостки;
ремонт заземления;
окраска;
подтяжка болтов;
замена кассет на огневых предохранителях;
ремонт прочего оборудования, расположенного с внешней
стороны резервуара, который может быть выполнен без вы-
вода резервуара из эксплуатации.
При текущем ремонте ЖБР выполняются следующие виды
работ: ремонт кровли резервуара, а также защита бетона пу-
414
тем пропитки его или покраски различными составами; на-
бивка сальников задвижек; ремонт заземления; замена кассет
на огневых предохранителях.
3.7. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ
3.7.1. РАСЧЕТ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО
СОСТОЯНИЯ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ
ЭЛЕМЕНТА РЕЗЕРВУАРА ПРИ НАЛИЧИИ ДЕФЕКТА
Прогнозирование технического состояния
включает в себя расчет напряженно-деформированного со-
стояния (НДС) конструктивных элементов резервуара. Осно-
вой для прогноза служат данные, которые условно можно
разделить на три группы:
1) данные проекта;
2) данные о нагрузках и воздействиях;
3) данные о дефектах и повреждениях.
Данные проекта — информация о нормируемых величи-
нах, которые описаны в проекте резервуара. Информация о
нагрузках и воздействиях также нормируется (на стадии про-
ектирования), но в реальных условиях фактические значения
нагрузок могут существенно отличаться от тех, которые были
определены как эксплуатационные на стадии проектирова-
ния.
Третья группа — результаты диагностики. Для расчета
НДС целесообразно все дефекты разделить на два класса:
глобальные и локальные. К глобальным относятся дефекты,
которые приводят к перераспределению напряжений и де-
формаций во всей конструкции РВС или значительной ее
части (сплошная коррозия, дефекты монтажа и неравномер-
ные осадки), К локальным относятся дефекты, влияние кото-
рых сказывается в достаточно малой области конструктивно-
го элемента РВС. Необходимость разделения дефектов на
глобальные и локальные обусловлена тем, что для расчета
НДС стального вертикального резервуара с глобальными де-
фектами следует пользоваться соотношениями теории тонких
упругих оболочек, а для расчета влияния локальных дефектов
можно использовать плоские модели.
Резервуары (РВС) для хранения нефти и нефтепродуктов
представляют собой, с точки зрения строительной механики,
систему элементов: круглая пластина на упругом основании
(днище РВС); тонкостенная цилиндрическая замкнутая обо-
415
лочка (стенка); сферическая или коническая оболочка (ста-
ционарная крыша). Равновесие каждого из перечисленных
элементов даже в простейшем случае (при постоянной тол-
щине) под действием внешних воздействий (нагрузок) опи-
сывается сложными дифференциальными уравнениями в ча-
стных производных, решение которых в явном виде не пред-
ставляется возможным. Поэтому первоначально НДС резер-
вуаров определяли по упрощенным расчетным схемам, отра-
жающим идеальные условия их работы (осесимметричная
деформация). С развитием численных методов и разработкой
ЭВМ появилась возможность исследовать НДС резервуаров
по более сложным расчетным схемам, адекватно отражаю-
щим условия их работы. Определение НДС конструкции ба-
зируется на двух основных теориях: безмоментной и момент-
ной.
При выборе метода расчета на прочность тонкостенных
оболочек корпуса и днища резервуара следует принять во
внимание тот факт, что выявленные современными средства-
ми диагностики дефекты носят случайный характер и зара-
нее предугадать их местоположение и пространственную
форму невозможно. Однако все они поддаются классифика-
ции.
При прочностном расчете резервуаров используются по-
правочные коэффициенты к нагрузкам, воздействиям и рас-
четным сопротивлениям материалов, предусмотренные не-
сколькими нормативными документами. Система норматив-
ных коэффициентов для расчета резервуаров на особое соче-
тание нагрузок приведена в табл. З.б.
Оболочку резервуара рассчитывают на полную систему
нагрузок. Внутренние усилия в конструкции определяют ме-
тодом распределения моментов строительной механики
стержневых систем применительно к РВС. Равновесие стен-
ки-оболочки описывается известным дифференциальным
уравнением 4-го порядка:
~ rf4 w Е 8(х) , тт .
DCT = ~т + = рд(Н ~ х) + рн;
dx г
п - gg3W
СТ
где DCT ~ цилиндрическая жесткость оболочки (стенки); w —
радиальное перемещение оболочки; 5(х) — толщина оболочки
на расстоянии х от днища, сканированная техническими
средствами диагностики; г — радиус срединной поверхности
416
Таблица 3.6
Система нормативных коэффициентов для расчета резервуаров
на особое сочетание нагрузок
Коэффициент СНиП Назначение Значение коэффи- циента
Сочетание нагру- П-7-81 Для нагрузок:
зок пс 2.01.07-85 постоянных длительных (временных) кратковременных особой (сейсмической) 0,9 0,8 0,5 1,0
Надежности по назначению у„ 2.01.07-85 Для сооружений 1 класса — ре- зервуары объемом: более 10 000 м3 до 10 000 м3 включительно >0,954-<1,2 0,95
Надежности по 2.01.07-85 Для веса: 1,40 1,05 1,2 1.0 0,9
нагрузкам yf снега металла изоляционных материалов жидкого продукта при расчете на устойчивость к опрокидыванию
2.09.03-85 Для статического давления ниже или выше атмосферного 1,2
Надежности по материалу у,„ П-23-81’ Делитель для расчетного сопро- тивления материала 1,025-5-1,15
Условий работы ус П-23-81’ 2.09.03-85 Не предусмотрен Множитель для расчетного со- противления материала: нижний пояс остальные пояса сопряжение с днищем устойчивость 1 0,7 0,8 1.2 1,0
Условий работы П-7-81 Расчет на прочность соединений: 1,4
дополнительный сварных
П1Кр болтовых заклепочных 1,0 1,1
Примечание. При повторяемости землетрясения 1; 2 и 3 коэффици-
ент тКр умножается соответственно на 0,85; 1,0 и 1,15.
оболочки; р. — коэффициент Пуассона; р — плотность хра-
нимого продукта; д — ускорение свободного падения; Н —
уровень залива хранимого продукта; ри — избыточное давле-
ние в газовом пространстве резервуара.
При расчете днище резервуара можно представить как
полоску единичной ширины, вырезанную двумя радиальными
плоскостями. В случае осесимметричной деформации, учиты-
17 — 9515
417
вая малую величину деформации по сравнению с размерами
днища, кольцевые усилия в днище считаются настолько не-
значительными, что ими можно пренебречь. Тогда уравнение
равновесия днища запишется в виде
d4 v
&&=-^ + коУ = рдН + рп,
где Пдн — цилиндрическая жесткость днища; к0 — коэффици-
ент постели днища; с, — безразмерная координата.
Покрытие, воспринимающее равномерно распределенную
осесимметричную нагрузку, можно расчленить на отдельные
плоские арки (для кровель крупных резервуаров) или балки
(кровли малых резервуаров объемом 5000 м5 и менее), со-
ставленные из пары диаметрально противоположных ребер
жесткости несущего каркаса крыши. Каждая арка опирается
на опорное кольцо, проходящее вдоль верхнего контура та-
ким образом, что принятая расчетная схема покрытия не
учитывает деформацию настила и кольцевых связей каркаса
жесткости. Следует отметить, что подобное упрощение рас-
четной схемы внесет небольшие погрешности в результаты
расчета, но в связи с малой величиной деформации кровли
по сравнению с ее размерами эти погрешности ведут в сто-
рону увеличения запаса прочности.
Таким образом, расчетная схема резервуара представлена
следующими элементами: железобетонное фундаментное
кольцо; днище, опирающееся частично на железобетонное
кольцо и частично на упругое основание; пояса стенки раз-
личной толщины; опорное кольцо крыши; каркас жесткости
крыши. Условие совместности деформаций элементов приво-
дит к системе линейных алгебраических уравнений количест-
вом (4п 4- 2), где п — число поясов стенки резервуара.
Осевое усилие на единицу длины окружности в стенке ре-
зервуара складывается из веса вышележащего металла и изо-
ляции, включая цилиндрическую часть конструкции и покры-
тие со снегом:
£(О<'> + <?{’) + О2 + + Q&
где — вес вышерасположенных поясов оболочки; Q2 —
вес конструкции покрытия; — вес вышерасположенной
теплоизоляции оболочки; О4 — вес теплоизоляции покрытия;
Qs — вес снега.
418
С учетом коэффициентов СНиП формула запишется в
виде:
"cl Ул Ул I О1'1 + ^2 + ПС1 уп yf2 £ 0^ + О4 + пеЗ Уп У/4
_ ______X I___________/_________X !______________J________________
2nR
Далее, для простоты, коэффициенты СНиП в формулах
опущены.
Усилие на единицу длины контура опорного сечения обо-
лочки (контурное давление) определяют суммированием по
всем По поясам:
=VmX8,Hl'l+^ + lfi(Gc+Gs| + HGs.
r=l
где Vm — объемный вес материала оболочки; Jp — вес покры-
тия; R — радиус оболочки; Gc — вес снега на единицу площа-
ди; Gs — вес теплоизоляции на единицу площади.
Изгибающие моменты защемления стенки:
от подпора (внутреннего равномерного давления) рк
МЩ = р„/(2ас2т);
от гидростатического давления продукта
«S' =4>б(«<,н’ -1)/(2<1сТ);
от контурного давления
=о.
Моменты защемления днища при опирании на упругое
основание:
от контурного давления Nc
M«'=Ne/(2a„);
от равномерного и гидростатического давлений
Ж2’ = о.
Дп
Здесь астг алн — коэффициенты гибкости соответственно
стенки и днища; Н' — высота налива продукта; Vo6 “ объем-
ный вес хранимого продукта.
Моменты защемления днища при опирании на контур:
17*
419
от равномерного давления
М1" = -р. К2/8;
от гидростатического давления
«1» = -к» H-RV8:
от контурного давления
м® = о-
Сумма компонентов защемления от всех компонентов на-
грузки:
М. =1(М^+Й“).
Расчетные изгибающие моменты краевого эффекта в
стенке оболочки и в днище:
J=l
— з _ _ _
МДН=£(М>/ДНМГ),
j=i
где iCT и 1дн — относительные вклады жесткостей стенки и
днища соответственно.
Распределение внутренних усилий для каждой j-й компо-
ненты нагрузки (индекс опущен):
М(х) = MCTf3 + Hpa^f2r
Q(x) = -2MCTaCTf3 + Hp f4,
№> = pR; №’ = Vo6(H* - x)K; N™ = 0,
N2(x) = 2RMCT a2Tf4 + 2Rac,.Hpfl +
ft = exp( —aCTx)cos(aCTx),
f2 = exp( —aCTx)sin(aCTx),
f3 = Л + f2,
k = fi - f2r
гг _ ^абU~ 2ctCTJ~Z ) — риctCT
p 2a2
420
где М(х) — изгибающий момент; О(х) — поперечная сила;
— безмоментные окружные усилия; N2 — окружная сила
для каждой компоненты нагрузки (j = 1, 2, 3); f, — гипербо-
ло-тригонометрические функции, используемые для вычисле-
ния распределения внутренних усилий; Нр — распор в плос-
кости опирания оболочки.
Приведенные соотношения обобщают вариант опирания
оболочки при ее жестком защемлении. Второй вариант соот-
ношений для случая жесткого защемления оболочки (с тол-
щиной 3 стенки нижнего пояса) следующий:
прогиб оболочки в зоне уторного узла
W(x) = :
1-2L-0 1-_А_
. нр I Pihp
X -
0t = ехр( —PtXj-cosfP^),
Xi = ехр( — Pix)-sin(pix),
W = 3(1- vj| /(Я8)2,
где рт = р(х = 0) — максимум гидростатического давления
(включая давление от веса понтона или плавающей крыши со
снегом); 01( — гиперболо-тригонометрические функции;
vB — коэффициент вязкости продукта;
краевой изгибающий момент в уторном узле
Ме(х) =
Pm
712(1 -ц2)
максимальное значение поперечной силы в уторном узле в
сечении х = 0 на единичную длину контура
Qemax
Рт 9 R _ 1
7^7)1 М
окружное усилие в уторном узле
ES
Ne(x) = ^W(x).
J\
Окружное усилие от статического давления для всех поя-
сов оболочки (кроме опорной зоны) определяется по формуле
Ne(x) = p(x)R.
По значениям внутренних усилий вычисляются напряже-
ния краевого эффекта, экстремальные значения компонент
421
напряжения в зоне уторного узла, а также эквивалентные
напряжения в уторном узле, во всех поясах оболочки и в
днище. Напряжения рассчитывают по следующим формулам:
т _ зад
* I
25ст
° АН
_|ад-о>|, б|мдн|
бАН
где Ot — осевые напряжения (сжатие); о2 — окружные на-
пряжения (растяжение); одн — напряжение в днище.
Эквивалентные напряжения вычисляются методом итера-
ций как экстремумы целевых функций. Эквивалентные на-
пряжения во всех j-x поясах оболочки определяются по фор-
муле:
°экв = л/(СТ1)2 +(°2)2
± aJ2,
причем знак « 4-» произведения соответствует одинако-
вым знакам напряжений с?! и п2, в противном случае исполь-
зуется знак « —».
При расчете Oi учитывают вес оболочки, теплоизоляции,
крыши и снега, а при расчете <з2 ~ давление внутреннего
подпора, гидростатическое давление жидкости от собственно-
го веса, веса понтона или плавающей крыши со снегом (при
их наличии).
Данная методика используется для приближенных расче-
тов. Для более полного представления о напряженно-
деформированном состоянии резервуара применяют числен-
ные методы, реализованные программными пакетами ANSIS,
STAAD, DAST, STARDYNE на основе метода конечных эле-
ментов.
Устойчивость резервуара, напротив, принято определять
аналитическим путем, поскольку существуют многочислен-
ные ограничения численных методов. Согласно теореме
П.Ф. Папковича, оболочка теряет устойчивость при выполне-
нии следующего неравенства:
422
Л
Л1=1
где hm — отношение действующих в конструкции значений
нагрузок к их опытным или теоретическим (критическим)
значениям при раздельном действии каждого вида нагрузки;
п — возможное число внешних силовых факторов.
Для критических осевых напряжений получена формула:
ст -C{Eh
1кр R
Критические кольцевые напряжения определяются:
_ kxERih\2/2
Q2kP г о
Критический изгибающий момент:
м _ M'Eh2
Окр
где Су, кх и М* — безразмерные параметры для 250 < R/h <
< 3000, Су и аппроксимированы следующими многочленами:
с,- = 0,23094 -2,37996-10’4-+ 1,33693-10’7(-Г -
J h \h!
-2,51572-10’11
к. =0,644(1-—!—-
1 ' \ 3500 h
Значение М* с учетом днища принято равным 0,763.
Критические напряжения изгиба в наиболее удаленных
сечениях стенки оболочки определяются по формуле:
_ М0кр Ь _ 6М0кР _ 6М*£71
иэгкр I h (1-И2)Я'
где I — момент инерции поперечного сечения стенки-обо-
лочки.
Все приведенные выше соотношения получены для оболо-
чек средней длины. Оболочку можно считать средней длины,
если выполняется неравенство:
423
__> it 4 ________________
h V 12(1 - р.2)Л2 ‘
В зависимости от значения безразмерного параметра
стенки % и неоднородности осевого сжатия по высоте конст-
рукции Р, может быть найдена ожидаемая форма потери ус-
тойчивости стенки РВС по осевой координате.
X = -U/12-(l-g2)-j£.
лЛ V h
Для РВС-20000 принимаются значения % = 13,72 и Р = 1.
В этом случае оболочка теряет устойчивость с образованием
двух полуволн в продольном направлении, причем амплитуда
прогибов первой полуволны значительно превосходит ампли-
туду второй полуволны и локализуется ближе к месту наи-
большего усилия сжатия.
Критические напряжения для оболочек, имеющих несо-
вершенства геометрической формы,
акр К О[Кр,
где
К = 0,605fJ 1 + 0,005- - Jo,005- .
h N hj
В расчетной схеме при осевом сжатии оболочки учет на-
чальных геометрических неправильностей и моментов в ис-
ходном состоянии приводит к уменьшению критических осе-
вых напряжений.
Следует иметь в виду, что если резервуар имеет геометри-
ческие несовершенства корпуса, совпадающие по направле-
нию с ожидаемой формой потери устойчивости (прогиб
внутрь оболочки), то критическая сила потери устойчивости
существенно снижается и резервуар может потерять устой-
чивость даже при эксплуатационных нагрузках.
Прогноз срока службы резервуаров в настоящее время
осуществляется посредством определения остаточного ресур-
са стенки резервуара при малоцикловом нагружении по ме-
тодике, приведенной ниже.
Остаточный ресурс стенки резервуара определяют как
сумму циклов по двум стадиям циклического разрушения:
Nc = No + Np,
424
где NOl Np — число циклов до образования соответственно
макротрещин и лавинообразной трещины.
На первой стадии рассчитывают число циклов до образо-
вания макротрещин (в данной формуле не учитывается кор-
розионный износ резервуара!):
/ 1
1,28£1п——
1 ---------rj!------j
4 <1 мп * 1
1,28поса----
I Фс J
(3.16)
1,28Е1п——
J|
riN 1282i_a
I Фе
где Е — модуль упругости, Е = 2105 МПа; \|/ — относитель-
ное сужение, определяемое экспериментальным путем или по
справочным данным; по — коэффициент запаса по напряже-
ниям, па = 2; о* — амплитуда условных напряжений в рас-
четной точке стенки резервуара, МПа; <T-i — предел вынос-
ливости для стали, МПа; <рг — коэффициент, учитывающий
снижение характеристик в результате сварки; для низкоугле-
родистой стали: при ручной дуговой сварке срс = 0,8; при ав-
томатической дуговой сварке <рс = 0,9; nN — коэффициент
запаса по долговечности, nN = 10.
Амплитуду условных напряжений в расчетной точке стен-
ки резервуара определяют следующим образом:
если
2ой < от, то о* = оо,
где <5Т — предел текучести металла стенки, определяемый при
механических испытаниях или по строительным нормам,
МПа; — амплитуда напряжений в расчетной точке стенки,
(5а 0,5 Ка GH,
<5Н — номинальное напряжение в стенке,
П - P^(Hmax "XU.
и g
где Нтах — наибольший уровень нефтепродукта в резервуаре.
425
Если
2cra > от, то Ке^,
где Ке — коэффициент концентрации деформации в упруго-
пластической зоне, определяемый по зависимости Нейбера
Ка Ке =
а0 — теоретический коэффициент концентрации напряжений
(табл. 3.7); Ка — коэффициент концентрации напряжений в
упругопластической зоне,
СГц.
Значения предела текучести стт и предела прочности ав
требуется принимать следующими:
если при испытаниях значения ат и ав соответствуют тре-
бованиям действовавших во время строительства государст-
венных стандартов и технических условий на сталь — по ми-
нимальному значению, указанному в этих документах;
если при испытаниях значения от и сгв ниже предусмот-
ренных государственными стандартами или техническими
условиями на сталь, действовавшими во время строительст-
ва — по минимальному значению, полученному при испыта-
ниях.
Остаточный ресурс стенки резервуара с учетом коррозии
должен вычисляться по формуле
Же = JVo(l - Pkc), (3.17)
где No — ресурс стенки резервуара без учета коррозионного
воздействия; Qfcc — коэффициент влияния среды,
pkc = XlgN0;
где X — коэффициент коррозии, значения которого приведе-
ны ниже.
Таблица 3.7
Значения коэффициента концентрации напряжений
Соединение Ка — «0
Стыковое, при обычном усилении Стыковое, в случае пересечения его продольным швом Прикрепление планок, ребер и других вспомогательных элементов Нахлесточное с обваркой по контуру Нахлесточное с фланговыми швами 1,9 2,4 3,0 3,6 5,0
426
Коэффициент коррозии X
При осуществлении специальных мер по снижению коррозии 0,02 — 0,05
Без применения мер по снижению коррозионного воздействия.... 0,1
Зная остаточный ресурс резервуара, остаточный срок
службы можно определить следующим образом:
Г = Nohc/nGi
где л0 — годовая оборачиваемость или число полных циклов
заполнения резервуара, 1/год.
На второй стадии рассчитывают число циклов до образо-
вания лавинообразной трещины.
Первоначально выявляют неразрушающими методами
контроля максимальную длину (глубину) начальной трещины
Lo и определяют критический коэффициент интенсивности
напряжений Я1с, экспериментально или расчетным методом.
Затем находят критическую длину трещин
L -
Мер ’
ЯСТ
Вычисляют размах коэффициента интенсивности напря-
жений по формуле:
ДК = Act^0,5ji£kp1
ГДе Д<У О'max Omjn.
После экспериментального определения значения посто-
янных материала А и п остаточный ресурс стенки резервуара
на стадии развития трещины оценивается числом циклов, со-
ответствующих росту трещины от начальной длины Lq до
критической LKp, и вычисляется по формуле
r(l—0,5п) tzll- 0,5п)
ДГ _ ______Лкр_____
р (0,5п - 1) Л(0,5п)°'5п До"
Остаточный срок службы резервуара определяют по зави-
симости
Т = Np/n0.
Прогнозирование остаточного ресурса резервуара по кри-
терию коррозионного износа осуществляется путем проведе-
ния периодических обследований резервуара, измерения
фактических толщин конструкции стенки, днища, покрытия
(плавающей крыши), статистической обработки результатов
427
измерений и последующего расчета остаточного ресурса по
каждому конструктивному элементу отдельно.
При обследовании резервуара должны быть определены:
площадь поверхности, подвергшейся коррозии;
площадь поверхности, приходящаяся на одно независимое
измерение;
степень неравномерности коррозии и необходимое число
измерений.
Статистическая обработка результатов измерений вклю-
чает:
определение минимального необходимого числа измере-
ний (объем выборки);
оценку однородности полученной выборки;
определение коэффициента вариации и параметров рас-
пределения глубины коррозии;
определение максимальной глубины коррозии по элемен-
там конструкции.
Необходимое минимальное число точек измерения на по-
верхности элемента корпуса резервуара (стенка, кровля,
днище, плавающая крыша) выбирают в зависимости от тре-
буемой доверительной вероятности оценки у, допустимой
ошибки Д и степени неравномерности коррозии, характери-
зующейся коэффициентом вариации глубин коррозии.
Значение коэффициента вариации v ориентировочно мо-
жет быть выбрано следующим:
при малой неравномерности коррозии — до 0,2;
при значительной коррозии — 0,3 —0,5;
при сильной коррозии — свыше 0,5.
Доверительную вероятность у выбирают не менее 0,9, мак-
симальная допустимая относительная ошибка Д составляет
0,1.
Поскольку различные участки поверхности металла при
эксплуатации могут подвергаться различной интенсивности
коррозии, полученные данные необходимо проверить на од-
нородность. Для этого последовательно проверяют выборки
на однородность по критерию Стьюдента.
Коэффициент вариации v глубины коррозии по поверхно-
сти определяют по формуле
v = S/h,
где h — средняя глубина коррозии, мм.
По известному значению v, по справочнику выбирают
значения параметров распределения Вейбулла b и Кь.
428
По средней глубине коррозии определяют значения пара-
метра масштаба:
a = h/Kb.
Максимальная глубина коррозионного повреждения кон-
струкции определяется непосредственным измерением.
При невозможности измерения всех участков конструк-
ции измеряют глубину коррозии на отдельных участках.
Максимальную вероятную глубину коррозии на всей поверх-
ности, подлежащей обследованию, определяют расчетом по
формуле
( Г М"П7
= а{-In —1п( —| Г,
G/J J
где а = F/FQ; у — требуемая достоверность оценки; F — пло-
щадь поверхности, подлежащая обследованию; FQ — площадь
поверхности, приходящаяся на одно независимое измерение.
Прогнозирование остаточного срока службы резервуара
осуществляется на основании расчета остаточного срока
службы всех z-x элементов резервуара (1-й пояс стенки, дни-
ще, кровля) и определения минимального значения этой ве-
личины
Т = min Г.
Остаточный срок службы элемента резервуара оценивают
по формуле
г- _ (s* -jsiin)
С,
где 8' — средняя толщина /-го элемента, мм; [8]^ — мини-
мально допустимая толщина z-го элемента, мм; С — средняя
скорость коррозии /-го элемента, мм/год,
С, = д/тР-
Т\ — время эксплуатации резервуара между обследованиями.
Скорость коррозии элемента может значительно отличать-
ся от средней величины. Тогда с учетом разброса
где а — коэффициент, учитывающий разброс скоростей кор-
розии.
429
При значении v, равном 0,2; 0,5 и получают значение а,
равное соответственно 0,88; 0,5 и 1.
Максимальную скорость коррозии можно определить из
зависимости
max *тпах 9 л ’
Тогда гарантированный остаточный срок службы элемента
резервуара по критерию коррозионных повреждений
'7’1 — ^min ~ t^lmin
г с‘
^тах
За гарантированный остаточный срок службы резервуара
по критерию коррозионных повреждений принимают вели-
чину Тг = min Т/.
Пример расчета стенки резервуара на прочность с уче-
том хрупкого разрушения. Исходные данные: резервуар
РВС-10000; высота стенки Н = 11,92 м; радиус резервуара
г = 17,1 м; избыточное давление ри = 0,002 МПа; плотность
нефти р = 917,4 кг/м3; материал — сталь марки ВСтЗсп; рас-
четное сопротивление Ru = 360 МПа.
Напряжение в первом поясе по СНиП II-23 —81:
_ _ Рчдгр(Н - х) + п2ри]г
О I
8
где а — кольцевое напряжение, Па; щ — коэффициент пере-
грузки жидкости, Hi = 1,1; Н — высота столба жидкости для
рассчитываемого пояса, м; х — расстояние, равное 0,3 м для
1-го пояса; п2 — коэффициент перегрузки в газовом про-
странстве резервуара, п2 = 1,2; ри — избыточное давление в
газовом пространстве; г — радиус стенки, м; 8 — фактиче-
ская толщина стенки, м.
Напряжение в поясе не должно превышать допускаемого
напряжения, определяемого по СНиП 11-23 — 81 с учетом
хрупкого разрушения:
[а] = шотах
7и
где [и] — допускаемое напряжение, Па; ш — коэффициент
условий работы стенки, m = 0,8; 0 — коэффициент, учиты-
вающий возможное хрупкое разрушение, по СНиП П-23 —81
Р = 0,85; Яи — расчетное сопротивление стали растяжению,
сжатию, изгибу по временному сопротивлению, Па; уи — ко-
430
эффициент надежности в расчетах по временному сопротив-
лению, по СНиП П-23-81 уи = 1,3.
Подставляя численные значения, получаем
_ [1,1 9,81 917,4(11,92 - 0,3) 4-1,2 2000] 17,1
CTinoHc- 0,011
= 182,6 МПа;
= 0,85-0,8-360 = j 88 3 МПа
Условие прочности а < [ст] выполняется.
Пример расчета ресурса стенки резервуара до образова-
ния макротрещины.
Требуется определить ресурс (число циклов нагружения)
резервуара объемом 5000 м3 Исходные данные: диаметр D —
= 22,8 м; высота Н = 12 м; высота заполнения Нтах = 10,4 м;
расчетная плотность нефти р = 1000 кг/м3. Материал — СтЗ,
для которой относительное сужение у =0,31; предел вынос-
ливости ст-t = 100 МПа; предел текучести стт = 230 МПа; ос-
таточная толщина стенки 8 мм.
Определяем напряжение в стенке при максимальной на-
грузке:
<*н
0,008
= P<7(Hmax~*)r = 1000-9,8 (10,4-0)-11,4 = д мш
8
Находим коэффициент концентрации напряжений:
= 230 = j 59
он 144,4
Вычисляем амплитуду напряжений в расчетной точке:
ст0 = 0,5 Ка стн = 115 МПа; 2ста = 2-115 = 230 = стт,
следовательно,
ст* = ста = 230 МПа.
Вычислим число циклов работы резервуара до образова-
ния макротрещины по следующим двум зависимостям (3.1):
1,28 2-105 - In---
1-0,31
1,28-2-230—-100
0,8
У
1 =5476;
)
431
Nri = ~
4n
1 \2
1,28 2- 105ln---
_________1-0,31 „ ।
1,28-2-230—-100
0,8 J
= 3122,
Принимаем наименьшее из полученных результатов:
No = 3122.
Остаточный ресурс стенки резервуара с учетом коррозии
находим по формуле (3.17), предварительно вычислив
ркс = X 1g No = 0,1 1g 3122 = 0,349
(без применения мер по снижению коррозионного воздейст-
вия А. = 0,1)
Nokc = N0(l - ркс) = 3122(1 - 0,349) = 2032.
При частоте циклов заполнения 300 раз в год остаточный
срок службы составит:
т ^Окс 2032 q
7 = —=-------= 6,8 года.
т 300
3.7.2. ПРОВЕДЕНИЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ И КОНТРОЛЯ
СОСТОЯНИЯ СТАЛЬНЫХ
И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Техническое диагностирование резервуаров
выполняется в соответствии с требованиями нормативных
документов, регламентирующих производство работ по тех-
ническому диагностированию резервуаров.
Периодичность проведения технического
диагностирования и планирование работ
по диагностике резервуаров
Система технического диагностирования
включает в себя два уровня проведения работ:
частичное (без вывода его из эксплуатации) техническое
обследование резервуара с наружной стороны;
полное (предремонтное) техническое обследование с вы-
водом резервуара из эксплуатации, опорожнением, зачисткой
и дегазацией.
Периодичность проведения технического диагностирова-
ния планируется с учетом срока эксплуатации резервуара и
приводится в табл. 3.8.
432
Таблица 3.8
Тип резервуа- ра Срок эксплуата- ции Обследование
частичное полное
РВС <20 1 раз в 5 лет 1 раз в 10 лет
>20 1 раз в 4 года 1 раз в 8 лет
ЖБР >20 1 раз в 5 лет 1 раз в 10 лет
Кроме того, внеочередное полное обследование резервуа-
ра проводится, если по результатам частичного диагностиче-
ского обследования выявлены недопустимые дефекты и ре-
зервуар выводится из эксплуатации для ремонта. Результаты
частичного обследования учитываются при полном диагно-
стическом обследовании.
Планирование работ по диагностическому обследованию
резервуаров осуществляется согласно требованиям стандар-
тов предприятия (регламентов) с учетом приоритетности об-
следования резервуаров в соответствии с их техническим со-
стоянием, сроками эксплуатации и результатами проведен-
ных ранее обследований.
Для новых резервуаров после окончания строительно-
монтажных работ перед гидравлическими испытаниями, ан-
тикоррозионной защитой и вводом в эксплуатацию прово-
дится техническое диагностирование в объеме полного об-
следования.
Порядок проведения диагностического
обследования
Эксплуатирующая организация разрабатывает
в соответствии с требованиями нормативной документации
техническое задание (ТЗ) на диагностическое обследование
резервуара. В ТЗ определяются требования к проведению
диагностических работ, объемы и методы контроля, требова-
ния к срокам обследования и к содержанию технических от-
четов. Техническое задание утверждается главным инжене-
ром эксплуатирующей организации.
В техническом задании выделяются объемы работ, выпол-
няемые собственными силами и силами подрядной организа-
ции. К нему должны прилагаться исходные данные о резер-
вуаре, необходимые подрядчику для проведения обследова-
ния.
На основе технического задания для каждого резервуара
разрабатывается индивидуальная программа проведения тех-
433
нического обследования резервуара, которая утверждается
главным инженером эксплуатирующей организации.
Продолжительность выполнения диагностического обсле-
дования резервуаров в зависимости от их объема приводится
в табл. 3.9.
Сроки проведения работ по диагностическому обследова-
нию резервуаров и предоставления технических отчетов ус-
танавливаются техническим заданием на диагностику резер-
вуара и могут быть изменены в зависимости от объемов ра-
бот и применяемых методов контроля, но не более приведен-
ных в табл. 3.9.
На выполненные при техническом диагностировании ра-
боты составляется первичная документация, на основании
которой оформляется заключение о возможности и условиях
дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости вывода
его из эксплуатации и об объемах проведения ремонта.
Частичное техническое обследование РВС без вывода его
из эксплуатации в обязательном порядке предусматривает
проведение следующих работ:
изучение технической документации и анализ имеющейся
информации по эксплуатации резервуара;
осмотр конструкций резервуара с наружной стороны, ин-
струментальный замер геометрических параметров на всем
протяжении сварных швов (заводских и монтажных) с помо-
щью шаблонов для выявления наружных дефектов — несоот-
ветствия размеров швов требованиям нормативных докумен-
тов и проекта, трещин всех видов и направлений, наплывов,
подрезов, прожогов, пористости, отсутствия плавных перехо-
дов от одного сечения к другому;
Таблица 3.9
Число рабочих дней
Номер по по- рядку Вид работ Резервуары РВС, ЖБР объемом, тыс. м3
2-5 10 20 30 50
1 Полное обследование с составлением отчета и дефектной ведомости для ре- монта (после вывода из эксплуатации) 11 16 20 24 32
2 Частичное обследование с выдачей за- ключения о возможности эксплуатации и диагностика с наружной стороны при полном обследовании 7 9 11 12 15
Примечание. Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей)
время работ по п. 1 увеличивается на 15 %, срок сдачи заключения по п. 2 — не более 10 дней.
434
проведение акустико-эмиссионной диагностики стенки
резервуара с выявлением мест концентрации напряжений
и последующей проверкой их ультразвуковой дефектоско-
пией;
измерение толщины каждого листа первого пояса стенки,
второго и третьего поясов по четырем образующим и осталь-
ных поясов по одной образующей стенки резервуара, высту-
пающих окрайков днища и настила кровли (плавающей кры-
ши);
100%-ный контроль ультразвуковой дефектоскопией всех
вертикальных и горизонтальных сварных швов и перекре-
стий сварных швов стенки (кроме двух поясов, примыкаю-
щих к кровле), сварного шва между стенкой и днищем, швов
приварки люков и врезок в нижние пояса резервуара;
измерение геометрической формы стенки и нивелирова-
ние наружного контура днища;
контроль ультразвуковой дефектоскопией приемо-разда-
точных патрубков, компенсаторов, газоуравнительной сис-
темы;
нивелирование фундаментов приемо-раздаточных патруб-
ков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы, геоде-
зическая съемка обвалования;
проверка состояния основания и отмостки;
для резервуаров с плавающей крышей дополнительно про-
верка состояния элементов затвора, водоспуска и рабочих
параметров катучей лестницы, измерение зазора между пла-
вающей крышей и затвором;
проверка наличия или отсутствия нефти в коробах и лив-
неприемнике водоспуска плавающей крыши.
Полное техническое обследование РВС в обязательном по-
рядке проводится в два этапа:
Первый этап проводится в режиме эксплуатации ре-
зервуара и предусматривает проведение следующих работ:
ознакомление с технической документацией и анализ
имеющейся информации по эксплуатации резервуара;
осмотр конструкций резервуара с наружной стороны, ин-
струментальный замер геометрических параметров на всем
протяжении сварных швов (заводских и монтажных) с помо-
щью шаблонов для выявления наружных дефектов — несоот-
ветствия размеров швов требованиям нормативных докумен-
тов и проекта, трещин всех видов и направлений, наплывов,
подрезов, прожогов, пористости, отсутствия плавных перехо-
дов от одного сечения к другому;
измерение толщины поясов стенки резервуара (кроме
435
двух поясов, Примыкающих к кровле) и выступающей окрай-
ки днища;
100%-ный контроль ультразвуковой дефектоскопией всех
вертикальных и горизонтальных сварных швов стенки (кроме
двух поясов, примыкающих к кровле), сварного шва между
стенкой и днищем, швов приварки люков и врезок в нижние
пояса резервуара;
контроль ультразвуковой дефектоскопией приемо-разда-
точных патрубков, компенсаторов, газоуравнительной сис-
темы;
нивелирование фундаментов приемо-раздаточных патруб-
ков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы, геоде-
зическая съемка обвалования;
для резервуаров с плавающей крышей дополнительно про-
верка состояния элементов затвора, водоспуска и параметров
катучей лестницы, измерение зазора между плавающей кры-
шей и затвором;
проверка наличия или отсутствия нефти в коробах и лив-
неприемнике водоспуска плавающей крыши.
Второй этап осуществляется после вывода резервуара
из эксплуатации, зачистки, дегазации и предусматривает
проведение следующих работ:
осмотр конструкций резервуара с внутренней стороны,
инструментальный замер с помощью шаблонов геометриче-
ских параметров на всем протяжении сварных швов (завод-
ских и монтажных) для выявления наружных дефектов: не-
соответствия размеров швов требованиям нормативных до-
кументов и проекта, трещин всех видов и направлений, на-
плывов, подрезов, прожогов, пористости, отсутствия плавных
переходов от одного сечения к другому;
100%-ный контроль ультразвуковым методом дефектоско-
пии всех вертикальных и горизонтальных сварных швов двух
поясов стенки, примыкающих к кровле, сварных швов кров-
ли, понтона, плавающей крыши и днища, швов приварки лю-
ков и врезок в верхние пояса стенки и кровлю;
проверка рентгенографическим и (или) другими методами
дефектоскопии дефектных мест вертикальных и горизон-
тальных швов с наружной и внутренней сторон стенки, кров-
ли, днища, понтона, плавающей крыши, коррозионных по-
вреждений и утонений металла, выявленных при проведении
ультразвукового контроля, а также при визуальном осмотре и
толщинометрии;
измерение толщины днища и элементов плавающей кры-
ши (понтона);
436
контроль герметичности сварных соединений днища, пон-
тона, плавающей крыши и кровли резервуара;
измерение геометрической формы стенки, нивелирование
наружного контура и поверхности днища;
проверка состояния понтона с внутренней стороны резер-
вуара, измерение расстояния между понтоном и стенкой ре-
зервуара при снятом затворе;
проверка состояния плавающей крыши с внутренней сто-
роны резервуара, состояния катучей лестницы, водоспуска,
измерение расстояния между плавающей крышей и стенкой
резервуара при снятом затворе;
нивелирование фундаментов приемо-раздаточных патруб-
ков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы, геоде-
зическая съемка обвалования;
проверка состояния основания и отмостки.
Полное техническое обследование резервуара типа РВС
для вновь строящихся резервуаров после окончания строи-
тельных и монтажных работ перед проведением гидравличе-
ских испытаний в обязательном порядке предусматривает
проведение следующих работ:
проверка и анализ технической документации на монти-
руемые конструкции и сварочные материалы;
осмотр конструкций резервуара с наружной и внутренней
сторон, инструментальный замер с помощью шаблонов гео-
метрических параметров на всем протяжении сварных швов
(заводских и монтажных) для выявления наружных дефектов:
несоответствия размеров швов требованиям нормативных
документов и проекта, трещин всех видов и направлений,
наплывов, подрезов, прожогов, пористости, отсутствия плав-
ных переходов от одного сечения к другому;
100%-ный контроль ультразвуковым методом дефектоско-
пии всех вертикальных и горизонтальных сварных швов
стенки, сварного шва между стенкой и днищем, швов при-
варки люков и врезок в нижние пояса резервуара;
контроль герметичности сварных соединений кровли,
днища, понтона, плавающей крыши резервуара;
контроль ультразвуковой дефектоскопией приемо-разда-
точных патрубков, компенсаторов, газоуравнительной систе-
мы;
измерение геометрической формы стенки резервуа-
ра, нивелирование наружного контура и поверхности
днища;
для резервуаров с плавающей крышей дополнительно про-
верка состояния водоспуска и параметров катучей лестницы,
437
измерение зазора между плавающей крышей и стенкой ре-
зервуара при снятом затворе;
нивелирование фундаментов приемо-раздаточных патруб-
ков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы, геоде-
зическая съемка обвалования;
проверка состояния основания и отмостки.
Частичное обследование ЖБР проводится в режиме экс-
плуатации резервуара и предусматривает проведение сле-
дующих работ:
ознакомление с технической документацией и анализ
имеющейся информации по эксплуатации резервуара;
проверка целостности покрытия и состояния защитного
слоя бетона;
проверка наличия или отсутствия оголений арматуры в
плитах покрытия и кольцевой предварительно напряженной
арматуры на верхней части наружной стенки резервуара;
проверка герметичности резервуара и проведение испыта-
ний покрытия на газонепроницаемость;
проверка состояния водоотводных канав и водоотводных
систем, дренажных колодцев, грунтовой обсыпки, откосов,
отмостки снаружи по периметру резервуара;
проверка состояния световых люков и люка-лаза, опреде-
ление степени коррозии с помощью шаблонов;
определение осадки резервуара нивелировкой покрытия в
точках, установленных исполнительной документацией.
При обнаружении недопустимых дефектов по результатам
частичного обследования и при переливе нефти резервуар
выводится из эксплуатации для проведения полного обследо-
вания.
Полное техническое обследование ЖБР проводится после
вывода резервуара из эксплуатации, зачистки, дегазации с
целью оценки состояния всех несущих и ограждающих желе-
зобетонных конструкций резервуара, включает виды работ,
выполняемые при частичном обследовании, и предусматрива-
ет проведение следующих работ:
ознакомление с технической документацией и анализ
имеющейся информации по эксплуатации резервуара;
анализ особенностей проведенных ремонтов конструктив-
ной и технологической частей резервуаров;
очистка резервуара и монтаж подмостков для выполнения
инструментальных измерений;
установка страховочных устройств к конструкциям, нахо-
дящимся в аварийном состоянии;
отрывка шурфов и каналов;
438
проведение обследования (осмотр, контроль инструмен-
тальными и физическими методами) наружных и внутренних
поверхностей резервуара и получение данных по состоянию
конструкций и материалов (днища, стенки, перекрытия, ко-
лонн, балок, ригелей);
проверка мест ввода приемо-раздаточных патрубков, со-
стояния железобетонных конструкций и металлоконструк-
ций;
инструментальная проверка состояния отдельных элемен-
тов и частей резервуара, физико-механических свойств мате-
риалов;
проверочные расчеты несущей способности основных
конструкций резервуара;
проведение пробных нагружений конструкций для опре-
деления несущей способности плит покрытия.
Для выполнения работ по техническому диагностированию
привлекаются организации, для которых такой вид деятель-
ности предусмотрен уставом и которые располагают необхо-
димыми средствами технического диагностирования, норма-
тивно-технической документацией на контроль и оценку кон-
струкций, а также имеют лицензию Госгортехнадзора России,
обученных и аттестованных в установленном порядке спе-
циалистов.
Специалисты по техническому диагностированию резер-
вуаров должны быть аттестованы по этому виду работ орга-
низацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России.
3.7.3. МЕТОДЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА
ДИАГНОСТИКИ
Измерения геометрической формы
и положения стенки и днища резервуара
При измерениях геометрической формы ре-
зервуара определяются отклонения образующей стенки от
вертикали и размеры местных локальных деформаций стен-
ки. Горизонтальность наружного контура и действительный
профиль поверхности днища проверяются нивелированием.
При этом измеряются местные деформации днища (хлопуны
и вмятины).
Измерения отклонений образующих корпуса от вертикали
проводятся теодолитом для каждого пояса в местах пересече-
439
ния горизонтального шва с вертикальными швами данного
пояса. Рекомендуется также дополнительно выполнять изме-
рения в середине каждого пояса. Для измерения геометрии
корпуса с большими прогибами внутрь резервуара применя-
ются специальные измерительные устройства. Использование
для этих целей теодолитов без дополнительных устройств за-
прещено.
Число вертикалей, вдоль которых измеряются отклонения,
принимаются равным числу вертикальных швов нижнего
пояса (при длине листа б м) или через каждые б м по пери-
метру резервуара, но не менее 9 м (табл. 3.10).
Измерения геометрической формы и положения стенки
целесообразно проводить при максимально заполненном и
пустом резервуарах для определения мест расположения
наиболее опасных деформаций. При этом необходимо обра-
щать особое внимание на хлопуны и вмятины и проводить в
этих местах дополнительные измерения, если дефекты не по-
падают на линию измерений.
Допустимые значения угловых деформаций вертикальных
сварных соединений стенки резервуаров, работающих в ус-
ловиях циклического нагружения, принимаются в соответст-
вии с требованиями табл. 3.11.
Таблица 3.10
Минимальное число вертикалей, вдоль которых измеряются отклонения
Тип резервуара Диаметр, м Число точек
Р ВС-50000 60,7 32
РВС-30000 45,6 24
РВС-20000 47,4 25
45,6 24
39,9 21
РВС-10000 34,2 18
28,5 15
РВС-5000 22,8 12
20,9 И
РВС-3000 19 10
Таблица 3.11
Допустимые значения угловых деформаций
Марка стали Толщина, мм Угловые деформации 4 мм, до появления визуально наблюдаемой трещины при числе циклов N-10’ (один цикл — полный слив-налив)
5 7,5 10 12,5 15 20
СтЗ 10- 12 20 17 14 10 10 8
09Г2С 12-16 10 7 5 3 3 2
16Г2АФ 14- 17 4 3 2 2 2 0
440
Величины неравномерной осадки наружного контура
днища устанавливаются путем нивелирования в тех же мес-
тах, в которых измеряется отклонение корпуса от вертикали
и которые совпадают с положением сварных швов первого
пояса. Точки нивелирования должны быть отмечены на
внешней поверхности стенки резервуара несмываемой крас-
кой красного цвета с указанием номера точки. Нуме-
руют точки по часовой стрелке от приемо-раздаточных
патрубков.
Нивелирование полотнища днища резервуара должно
производиться по радиусам, проведенным из точек нивелиро-
вания наружного контура к центру резервуара, с шагом 1,0 —
1,5 м. Дополнительно проводится нивелировка фундаментов
под запорной арматурой, газоуравнительной системы и
шахтной лестницы.
Для оценки осадки оснований резервуаров за длительный
период эксплуатации необходимо установить постоянные
точки нивелирования и привязывать отметки точек нивели-
рования к постоянному реперу. Для получения достоверных
величин осадки резервуара необходимо перед нивелировани-
ем обязательно проводить поверки геодезического инстру-
мента, систематически следить за состоянием реперов, а
также за разметкой точек нивелирования на резервуаре.
Физические методы контроля
сварных соединений
Рентгенографический контроль и ультразву-
ковая дефектоскопия сварных соединений проводятся в со-
ответствии с требованиями НТД.
Сварные швы предварительно должны подвергаться внеш-
нему осмотру. В случае обнаружения подрезов, пор, незаве-
ренных кратеров и других видимых дефектов они подлежат
устранению до проведения контроля.
При обнаружении трещин необходимо принять меры к
обязательному определению их границ любым доступным
способом (ультразвуковые и магнитные методы, засверловка,
шлифовка, травление); предпочтение следует отдавать ультра-
звуковому методу.
Метод ультразвуковой дефектоскопии обеспечивает выяв-
ление внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах
и околошовной зоне основного металла углеродистых и низ-
колегированных конструкционных сталей без расшифровки
441
характера выявленных дефектов по типам (например, шлако-
вые включения, трещины, газовые поры и т.д.).
При ультразвуковом контроле определяются условная про-
тяженность, высота, глубина залегания и координаты распо-
ложения дефекта.
Перед проведением контроля поверхность подготавливает-
ся до чистоты Rz 40 механическим способом. Если данные,
полученные в результате ультразвукового или радиографиче-
ского контроля, ставятся под сомнение, то окончательный
контроль следует проводить путем металлографических ис-
следований.
В отдельных случаях допускается применять магнитопо-
рошковый или цветной методы с последующим контролем
дефектных участков ультразвуковым или радиографическим
методами.
При определении толщины листовых конструкций и глу-
бины коррозионных язв приборами или средствами линей-
ных измерений точность должна быть не менее ±0,1 мм.
Для определения толщины металла применяются ультра-
звуковые толщиномеры с точностью измерений до 0,1 мм. В
допустимых местах возможны прямые измерения толщины
металла штангенциркулем.
При частичной диагностике РВС также используется аку-
стико-эмиссионный метод неразрушающего контроля и
оценки состояния металлоконструкций. Он основан на обна-
ружении упругих волн, генерируемых деформацией напря-
женного материала в момент роста дефекта. Эти волны реги-
стрируются датчиками, преобразующими их в электрические
сигналы. На основе получаемой информации оценивается
состояние и поведение материала конструкции под напря-
жением.
Если при обнаружении повреждений (дефектов) традици-
онными методами неразрушающего контроля используют
ввод в исследуемую структуру волновой энергии определен-
ного вида, то акустико-эмиссионный метод, напротив, осно-
ван на регистрации упругих волн и упругой энергии, выде-
ляемой при разрыве межатомных связей в процессе подрас-
тания дефекта. С применением акустико-эмиссионного мето-
да контроля могут быть обнаружены и локализованы зарож-
дающиеся микроскопические трещины, концентраторы на-
пряжений и места утечки жидкости.
Сигналы акустической эмиссии возникают только в на-
груженных системах и связаны с процессами, ведущими к
отказам. Это позволяет вычислить дефектную или ослаблен-
442
ную область по обнаруживаемой эмиссии задолго до того,
как повреждение достигнет критических размеров и возник-
нет опасность разрушения конструкции.
Эффективность этого метода диагностики намного повы-
шается при проведении работ в совокупности с другими ме-
тодами контроля.
Магнитографический метод используется как дополни-
тельный. Обнаружение дефекта этим методом основано на
явлении рассеивания магнитного потока. Участок конструк-
ции намагничивается с помощью мощных магнитов (постоян-
ные магниты или электромагниты), дефект вызывает локаль-
ное искажение конфигурации магнитного поля, которое фик-
сируется электромагнитными датчиками. Обычно использу-
ются датчики двух типов — индукционные катушки и датчи-
ки Холла. Катушки определяют скорость изменения магнит-
ного поля, а датчики Холла его фактическую напряженность.
Контроль герметичности сварных соединений
Контролю вакуум-методом подвергают свар-
ные соединения днища, центральной части плавающей кры-
ши и понтона.
Для контроля герметичности сварных соединений исполь-
зуются вакуум-камеры и пенные растворы (индикаторы) сле-
дующих составов:
при положительных температурах — мыльный раствор (из
расчета 50 г мыла на 1 дм3 воды);
при отрицательных температурах — раствор лакричного
корня (из расчета 15 г экстракта на 1 дм3 воды). Введение в
раствор хлористого кальция (СаС12) или хлористого натрия
(NaCl) позволяет вести работы по испытанию на герметич-
ность при температуре наружного воздуха до —20 °C.
Контролируемый участок сварного соединения и основно-
го металла шириной до 150 мм с обеих сторон от шва очи-
щают от шлака, масла, грязи, пыли и льда, смачивают инди-
каторным раствором. Индикаторный раствор, нанесенный на
шов, должен быть свободен от пузырьков воздуха.
На контролируемый участок плотно устанавливают ваку-
ум-камеру, которую подключают к вакуум-насосу.
Разрежение в камере должно составлять не менее 66,5 кПа
(498,8 мм рт. ст.) для сварных соединений листов толщиной
4 мм и не менее 80,0 кПа (600,1 мм рт. ст.) для соединений
листов большей толщины. Перепад давления контролируют
при помощи вакуум-манометра.
443
В местах сквозных дефектов возникают пульсирующие
(лопающиеся, вновь возникающие и снова лопающиеся) пу-
зырьки. В местах мельчайших сквозных дефектов обнаружи-
ваются скопления мелких нелопающихся пузырьков. При
контроле протяженного шва камера переносится на новый
участок так, чтобы ее рабочая поверхность перекрывала ра-
нее проверенный участок шва.
Сварные соединения стенки с днищем проверяют на гер-
метичность специальной угловой вакуум-камерой или керо-
сином. В последнем случае сварное соединение с внутренней
стороны резервуара окрашивается водной суспензией мела
или каолина, и после ее высыхания сварные соединения с
наружной стороны опрыскивают керосином. Шов обрабаты-
вают керосином не менее 2 раз с перерывом 10 мин. На по-
верхности, окрашенной меловым раствором, после смачива-
ния керосином не должно появляться пятен в течение 12 ч, а
при температуре воздуха ниже 0 °C — в течение 24 ч.
В зимних условиях для ускорения процесса контроля раз-
решается смачивать сварные соединения керосином, предва-
рительно нагретым до температуры 60 — 70 °C. В этом случае
процесс контроля герметичности сокращается до 1 ч.
3.7.4. ТЕХНОЛОГИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ
РЕЗЕРВУАРОВ.
ПОДГОТОВКА К ДИАГНОСТИРОВАНИЮ
Под техническим диагностированием понима-
ется комплекс работ, включающих подготовку, обследование
элементов конструкции, оценку технического состояния и
составление технического заключения о возможности даль-
нейшей эксплуатации резервуара. Цель диагностирования —
своевременное выявление дефектов, снижающих эксплуата-
ционную надежность резервуара.
При составлении планов первоочередному диагностирова-
нию должны подвергаться резервуары:
эксплуатируемые без полного обследования более 10 лет;
сооруженные не по типовым проектам;
изготовленные из кипящих или нескольких разнотипных
сталей;
находящиеся в эксплуатации более 20 лет;
эксплуатируемые более 5 лет в режиме учета нефти с
частотой более 200 полных циклов в год;
не имеющие внутренней антикоррозионной защиты;
444
не снабженные системой и не обеспеченные условиями
слива подтоварной воды;
применяемые для хранения нефти, вызывающей усилен-
ную коррозию металла;
используемые для хранения товарной нефти с агрессив-
ными примесями.
Техническое диагностирование резервуаров проводится на
основании технического задания, утвержденного главным
инженером предприятия по типовой программе. По результа-
там технического диагностирования оформляется техниче-
ский отчет, включающий дефектную ведомость с указанием
дефектов и их координат на эскизах или чертежах. Подго-
товка резервуара к диагностированию, содействие, контроль
за выполнением работ и техникой безопасности осуществля-
ются эксплуатирующей организацией. Проведение работ по
техническому диагностированию возлагается на исполнителя.
Техническое состояние резервуаров должно оцениваться
после проведения следующих мероприятий:
ознакомления с технической документацией;
внешнего осмотра резервуара с внутренней и наружной
сторон;
измерения толщины стенки, крыши, днища резервуара,
патрубков и люков-лазов;
измерения отклонений образующих стенки от вертикали;
нивелирования наружного контура днища, поверхности
днища;
контроля сварных соединений стенки физическими мето-
дами;
контроля герметичности сварных соединений днища, пон-
тона или плавающей крыши;
проверки состояния основания й отмостки;
поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого раз-
рушения, выполненного по результатам измерения толщин
стенок обследуемого резервуара;
проверки механических свойств и химического состава
основного металла и сварных соединений (при необходимо-
сти).
Основанием для отбраковки резервуара по результатам
обследования является наличие недопустимых дефектов
сварных соединений, недопустимое поражение элементов
конструкций коррозией, недопустимый монтажный брак при
строительстве, неудовлетворительное качество металла по
механическим свойствам или химическому составу.
После обследования и оценки технического состояния ре-
443
зервуара составляется технический отчет, который должен
содержать следующую информацию:
месторасположение резервуара, его инвентарный номер и
дату диагностирования;
наименование организации, выполнившей диагностирова-
ние, фамилии и должности исполнителей;
перечень нормативных документов, на основании которых
проводится обследование;
сведения о составе и квалификации работников, проводя-
щих обследование;
краткую техническую характеристику резервуара, мате-
риалов, примененных при строительстве, режим эксплуата-
ции и свойства хранимой нефти;
информацию о резервуаре по данным паспорта и испол-
нительной документации;
сведения о технологии сварки и сварочных материалах,
использованных при изготовлении, монтаже и ремонте ре-
зервуара;
даты и результаты проведенных ранее технических диаг-
ностик;
данные о видах и датах аварий, отказов, количество и опи-
сание проведенных ремонтов;
результаты осмотра металла и сварных соединений с на-
ружной и внутренней сторон, измерений размеров металло-
конструкций;
результаты контроля качества сварных соединений стенки,
кровли и других конструктивных элементов неразрушающи-
ми методами;
результаты контроля герметичности сварных соединений
днища, понтона или плавающей крыши;
результаты толщинометрии конструктивных элементов ре-
зервуара;
проектную и фактическую толщину стенки, кровли, дни-
ща, понтона или плавающей крыши;
результаты измерений отклонений стенки от вертикали;
результаты нивелирования днища резервуара.
результаты нивелирования фундаментов приемо-
раздаточных задвижек, шахтной лестницы и газоуравнитель-
ной системы;
результаты состояния и геодезической съемки обвалова-
ния;
результаты проверки состояния основания и отмостки;
расчет кольцевых напряжений в стенке резервуара и оп-
ределение максимально допустимого уровня взлива;
446
эскизы кровли, развертки стенки резервуара с нанесен-
ными на них местами дефектов, отступлений от проекта, мес-
тами установки оборудования, точками измерения толщины
элементов и т.п.;
выводы по результатам обследования с основными данны-
ми, характеризующими состояние отдельных элементов или
резервуара в целом;
дефектную ведомость с указанием координат дефектов на
эскизах или чертежах;
заключение по результатам обследования с указанием
возможности и условий дальнейшей безопасной эксплуата-
ции резервуара и срока повторного технического обследова-
ния;
перечень используемого оборудования;
список используемой литературы.
Оформленный технический отчет утверждается в уста-
новленном порядке техническим руководителем организации,
выполнившей диагностирование. Копия технического отчета
хранится в организации, проводившей диагностирование.
После получения технического отчета в паспорт резервуа-
ра эксплуатирующей организацией вносится информация о
проведенном диагностировании.
Техническое диагностирование железобетонного резер-
вуара включает в себя частичное наружное и полное техни-
ческое обследования.
Дефекты (неисправности) конструкции резервуара могут
быть вызваны как внешним воздействием (повреждения при
эксплуатации), так и нарушением правил при изготовлении
(дефекты изготовления). Дефекты выявляют при визуальном
осмотре и с помощью инструментального контроля. Инстру-
ментальный контроль служит для получения количественной
характеристики дефектов конструкции с помощью специаль-
ного оборудования. За основные критерии оценки состояния
железобетонной конструкции принимаются несущая способ-
ность, жесткость и трещиностойкость, определяемые по ус-
тановленным в ходе освидетельствования показателям. Оцен-
ка технического состояния железобетонных и бетонных кон-
струкций резервуаров для нефти необходима для разработки
рекомендаций по дальнейшей их безопасной эксплуатации.
Эксплуатационная документация на резервуар должна со-
держать:
технический паспорт резервуара;
технологическую карту эксплуатации резервуара;
акты проведения нивелировок резервуара;
447
журнал по проведению осмотров резервуара и резервуар-
ного оборудования.
Для систематизации и проведения анализа состояния кон-
струкций резервуара каждому повреждению присваивается
определенный номер, который заносится в журнал дефект-
ных ведомостей. Нумерация дефектов приведена в табл. 3.12:
п. 1—9 отражают характерные, наиболее часто встречаю-
щиеся дефекты железобетонных конструкций резервуара;
в п. 10 дефектной ведомости указывается специфический
дефект для обследуемого элемента.
После указанного номера дефекта в дефектной ведомости
осуществляются его описание и схематичная зарисовка, а
также устанавливается его значимость для работы конструк-
ции.
По результатам диагностики резервуар может быть выве-
ден из эксплуатации. До вывода резервуара из эксплуатации
должен быть разработан проект производства работ по под-
готовке резервуара к ремонту, который должен включать в
себя: порядок проведения подготовительных работ с учетом
конкретных условий, меры по охране труда, способы контро-
ля взрывопожароопасности. Указанный проект должен быть
утвержден руководством эксплуатирующей организации и
Таблица 3.12
Перечень дефектов элементов железобетонных конструкций резервуара
Номер по по- рядку Дефект Последствия
1 Рыхлая, легко отслаивающаяся (шелушащая- ся} поверхность бетона Снижение прочно- сти
2 Нарушение герметичности конструкции (непроектное сквозное отверстие) Нарушение герме- тичности
3 Нарушение стыка между однотипными эле- ментами (трещины в стыке панелей и т.д.) То же
4 Нарушение стыка между разнотипными элементами (трещины в стыке стенки и днища и т.д.} Снижение прочно- сти, нарушение гер- метичности
5 Коррозия рабочей арматуры Снижение несущей способности
6 Нарушение защитного слоя рабочей армату- ры Снижение долговеч- ности
7 Коррозия конструктивной арматуры То же
8 Трещина в теле конструкции Снижение прочно- сти, нарушение гер- метичности
9 Разрушение части конструкции То же
10 Другие дефекты По экспертной оценке
448
согласован с вневедомственной пожарной охраной или мест-
ными инспекциями территориальных подразделений Госу-
дарственной пожарной службы (ГПС) МВД РФ.
При выводе резервуара из эксплуатации выполняются
следующие работы:
откачка нефти из резервуара;
размыв парафинистых отложений;
закрытие технологических задвижек на приемо-
раздаточных патрубках;
установка заглушек на фланцевых соединениях техноло-
гических трубопроводов резервуара с составлением схемы и
акта на установку.
После выполнения работ по выводу резервуара из экс-
плуатации составляется акт готовности и передачи резервуа-
ра для выполнения зачистных работ с указанием объема ос-
тавшихся нефтешламов и выполненных мероприятий по его
отключению от технологических трубопроводов.
Зачистка резервуара включает в себя мероприятия по под-
готовке внутренней поверхности резервуара к диагностике и
проведению огневых работ:
размыв и удаление донных отложений;
пропарка резервуара;
механическое удаление нефтешлама из резервуара;
утилизация нефтешлама;
промывка резервуара и дегазация;
песко(дробе)струйная обработка внутренней поверхности
резервуара для диагностики.
После завершения работ по зачистке резервуара от неф-
тешламов составляется акт.
3.7.5. ОБРАБОТКА И ПРЕДСТАВЛЕНИЕ
РЕЗУЛЬТАТОВ ДИАГНОСТИКИ
По результатам технического диагностирова-
ния резервуара организация, проводившая обследование, со-
ставляет заключение и дефектную ведомость.
При выявлении недопустимых дефектов, создающих ре-
альную угрозу дальнейшей безопасной эксплуатации резер-
вуара, специалисты, проводившие частичное обследование,
обязаны немедленно сообщить об обнаруженном дефекте
эксплуатационному персоналу.
Заключение должно состоять из текстовой и графической
18 — 9515
449
(карты обследования, дефектные ведомости, дефекта граммы,
фотографии) частей; к заключению прилагаются все мате-
риалы, относящиеся к обследованию.
В заключении отражаются результаты обследования и все
обнаруженные дефекты, а также содержатся выводы с ука-
заниями возможности и условий дальнейшей гарантирован-
ной безопасной эксплуатации резервуара, межремонтного
ресурса, с определением срока повторного технического об-
следования, максимально допустимого уровня взлива, с реко-
мендациями по выполнению ремонтных работ и доведению
его до проектных характеристик или исключению резервуара
из эксплуатации при его ремонтонепригодности.
Требования к составу заключения по результатам обследо-
вания изложены в техническом задании на диагностику ре-
зервуаров. Заключение и содержащиеся в нем выводы долж-
ны быть краткими и конкретными, не допускающими двойст-
венного толкования.
Заключение подписывается исполнителями и утверждается
руководителем организации, проводившей обследования,
подпись руководителя заверяется печатью.
Оформленное заключение с сопроводительным письмом
передается руководству эксплуатирующей организации.
Результаты и заключение по техническому диагностирова-
нию резервуара должны быть рассмотрены на техническом
совете эксплуатирующей организации с принятием следую-
щих решений:
о полноте, качестве и соответствии заключения, отчета по
результатам обследования и дефектной ведомости требовани-
ям технического задания и настоящего регламента;
о дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара с ука-
занием межремонтного ресурса, срока повторного техни-
ческого обследования и максимально допустимого уровня
взлива;
о выводе резервуара из эксплуатации при наличии указа-
ния организации, проводившей обследование, на невозмож-
ность его дальнейшей безопасной эксплуатации в связи с об-
наружением недопустимых дефектов.
4
ГЛАВА
РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ
НА ОБЪЕКТАХ
НЕФТЕПРОВОДОВ
4.1. ВИДЫ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
НА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МН
Система планово-предупредительных ремон-
тов (ППР) линейной части магистральных нефтепроводов
включает техническое обслуживание и плановые ремонты. В
свою очередь, в техническое обслуживание входят техниче-
ские осмотры и собственно ТО линейной части МН.
Технические осмотры линейной части МН включают:
патрулирование трассы, т.е. визуальное наблюдение с це-
лью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угро-
жающих целостности и безопасности МН или безопасности
окружающей среды;
регулярные осмотры и обследования всех сооружений с
применением технических средств, с целью определения их
технического состояния.
В зависимости от особенностей эксплуатируемого трубо-
провода, степени повреждений трассы и объектов на линей-
ной части, износа трубопроводных систем и трудоемкости
ремонтных работ различают следующие виды плановых ре-
монтов: текущий и капитальный.
Текущий ремонт выполняется для обеспечения или вос-
становления работоспособности оборудования и сооружений
МН и представляет собой замену и (или) восстановление от-
дельных частей его оборудования.
Капитальный ремонт выполняется для восстановления
исправности и полного или близкого к полному восстановле-
ния ресурса линейной части, оборудования и сооружений
МН с заменой или восстановлением любых составных его
частей, включая базовые.
Текущий ремонт сооружений линейной части МН выпол-
18* 451
няется, как правило, совместно с техническим обслуживани-
ем по утвержденному графику .
Капитальный ремонт является плановым ремонтом и дол-
жен выполняться в соответствии с рабочим проектом, разра-
ботанным проектной организацией, имеющей соответствую-
щую лицензию. Кроме того, организация, выполняющая ре-
монт, разрабатывает проект производства работ, который ут-
верждается руководством эксплуатирующей организации
(ОАО МН). Техническое задание на ремонт МН должно пре-
дусматривать достижение тех же показателей, которые были
у вновь построенного трубопровода (рабочее давление, про-
пуская способность и т.д.).
Капитальный ремонт нефтепроводов по характеру и тех-
нологии проведения работ подразделяют на следующие виды:
с заменой трубы (рис. 4.1);
с заменой изоляционного покрытия (рис. 4.II);
выборочный.
Ремонт с заменой трубы производится следующими спо-
собами:
1) путем укладки в совмещенную траншею вновь прокла-
дываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с по-
следующим демонтажом последнего;
2) путем укладки в отдельную траншею, в пределах суще-
ствующего технического коридора коммуникаций, вновь
прокладываемого участка трубопровода с последующим
вскрытием и демонтажом заменяемого;
3) путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки
вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное
положение.
Поскольку содержание, последовательность и технология
выполнения работ при капитальном ремонте с заменой трубы
во многом совпадают с технологией выполнения работ при
сооружении трубопровода, в данной книге этот вид ремонта
не рассматривается.
Ремонт с устранением дефектов трубы, сварных швов и
заменой изоляционного покрытия (сплошной ремонт с заме-
ной изоляции) может производится без остановки перекачки
нефти при давлении не более 2,5 МПа следующими способами:
1) с подъемом трубопровода в траншее для нефтепроводов
диаметрами от 219 до 720 мм;
2) с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки в
траншее для нефтепроводов диаметрами от 219 до 720 мм;
3) без подъема трубопровода с сохранением его положе-
ния для нефтепроводов диаметром от 820 до 1220 мм.
452
Выборочный ремонт — это локальный ремонт линейной
части нефтепровода с целью ликвидации дефектов на огра-
ниченном участке нефтепровода. Выборочный ремонт без
остановки перекачки может выполняться при давлении не
более 2,5 МПа без подъема трубопровода с сохранением его
положения в траншее согласно требованиям действующих
нормативных документов для конкретного метода ремонта.
Выборочный ремонт включает:
ремонт участков длиной до 20 Dy;
ремонт протяженных участков методом последовательных
захваток или с использованием грунтовых опор;
ремонт участков, прилегающих к узлам линейной арма-
туры;
ремонт участков трубы с гофрами, с заменой «катушки»,
узлов линейной арматуры и т.п.
4.2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ
И СОДЕРЖАНИЕ РАБОТ
ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ МН
С ЗАМЕНОЙ ИЗОЛЯЦИИ
Большинство основных операций, выполняе-
мых при капитальном ремонте по указанным выше схемам,
являются общими, поэтому ниже рассматривается последова-
тельность работ только по одной из них — ремонт с подъемом
трубопровода и укладкой его на лежки. По ходу изложения
дается описание работ, выполняемых и по другим схемам.
При ремонте трубопровода по данной схеме технологиче-
ские операции выполняются в следующем порядке:
уточнение положения трубопровода;
планировка полосы отвода в зоне движения машин, снятие
плодородного слоя почвы и перемещение его во временный
отвал;
разработка траншеи до нижней образующей трубопро-
вода;
проверка технического состояния трубопровода, контроль
поперечных сварных стыков и усиление их в случае необхо-
димости;
подъем трубопровода;
очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;
укладка трубопровода на лежки (опоры-крепи);
восстановление стенки трубы;
окончательная очистка трубопровода;
453
нанесение грунтовки;
нанесение нового изоляционного покрытия;
контроль качества изоляционного покрытия;
укладка трубопровода с подбивкой грунта под ним;
присыпка трубопровода и окончательная засыпка тран-
шеи;
рекультивация плодородного слоя почвы.
При значительной длине ремонтируемого участка трубо-
провода работы, как правило, выполняются поточным мето-
дом. Схема расстановки машин приведена на рис. 4.1.
До производства работ во избежание повреждения трубо-
провода при его вскрытии ковшом экскаватора определяют
его положение с помощью специальных приборов — трассо-
искателей.
Приборы, предназначенные для обнаружения местополо-
жения и глубины залегания трубопроводов, работают по
принципу обнаружения электромагнитного поля, но отлича-
ются способностью обнаружения трубопроводов на разной
глубине, рабочей частотой и возможностью автоматического
определения глубины заложения трубопровода.
Принцип действия искателей трубопровода основан на ис-
пользовании электромагнитной индукции и заключается в
обнаружении трубопровода при помощи приемника пере-
менного магнитного поля, искусственно создаваемого генера-
тором, который подключается к трубопроводу.
Работы по снятию плодородного слоя почвы в зоне веде-
ния ремонтных работ вдоль трассы трубопровода должны
производиться в соответствии с проектом рекультивации зе-
мель, входящим в состав рабочего проекта.
Ширину полосы земель, отводимых для капитального
ремонта трубопровода, следует устанавливать согласно
табл. 4.1.
Минимальная ширина полосы, с которой снимается пло-
дородный слой почвы, должна равняться ширине траншеи по
верху плюс 0,5 м в каждую сторону. Для сохранения плодо-
родного слоя рекомендуется увеличивать ширину полосы, с
которой снимается плодородный слой, включая 0,5 м с одной
стороны траншеи, зону разработки траншеи и отвала ми-
нерального грунта и зону работы бульдозера (зона Ш}
(рис. 4.2).
Толщина плодородного слоя почвы и места его снятия по
трассе устанавливаются на основании материалов изысканий.
Для снятия и транспортировки грунта в отвал используют
бульдозеры, скреперы или экскаваторы.
454
Рис. 4.1. Схема расстановки машин и механизмов при ремонте с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в тран-
шее:
/ - бульдозер; 2 - вскрышной экскаватор; 3 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 4 - очистная машина; 5 -
трубоукладчик; 6 - троллейная подвеска; 7 - передвижная электростанция; 8 - лежки (крепи-опоры); 9 - автомобильный
кран; 10 - изоляционная машина
Рис. 4.2. Схема снятия плодородного слоя почвы в зоне ведения работ при капитальном ремонте трубопровода:
I - зона прохода ремонтной колонны; II - зона разработки траншеи и отвала минерального грунта; III, V - зоны работы
бульдозера; IV - зона отвала плодородного слоя почвы
Таблица 4.1
Нормы отвода земель
Диаметр трубопровода, мм Ширина полосы земель, отводимых для одного подземного трубопровода, м
на землях несельскохо- зяйственного назначения или непригодных для сельского хозяйства и землях государственного лесного фонда на землях сельскохо- зяйственного назна- чения худшего качества (при снятии и восстановлении плодородного слоя)
< 426 20 28
> 426-720 23 33
>720- 1020 28 39
>1020- 1220 30 42
>1220- 1420 32 45
При ремонте вскрытие трубопровода производится по
двум схемам:
1) при ремонте с подъемом он вскрывается до нижней
образующей (рис. 4.3, а);
2) при ремонте без подъема (с подкопом) трубопровод дол-
жен быть вскрыт ниже нижней образующей на глубину не
менее 1 м (рис. 4.3, 6).
При механизированном способе выполнения ремонтных
работ размеры траншеи должны быть достаточными для сво-
бодного перемещения по трубе очистных и изоляционных
машин. Ширина траншеи по низу должна быть не менее
£)н + 1,0 м.
Рис. 4.3. Поперечный профиль траншеи трубопровода:
а - при ремонте с подъемом: б - при ремонте без подъема (с подкопом)
457
При разработке траншеи специальными вскрышными экс-
каваторами ее ширина по низу:
Ь = DH + 2k,
где Dn — наружный диаметр трубопровода; к — ширина ре-
жущей кромки рабочего органа машины.
При разработке траншеи одноковшовым экскаватором
b = DH + 2k + 28,
где 8 — расстояние от режущей кромки экскаватора до тру-
бы, 8 = 0,15-е-0,2 м.
Траншеи с вертикальными стенками без крепления разра-
батываются в грунтах естественной влажности с ненарушен-
ной структурой при отсутствии грунтовых вод на следующую
глубину (м).
В насыпных песчаных и гравийных грунтах, не более............... 1
В супесях, не более............................................. 1,25
В суглинках и глинах, не более.................................. 1,5
В особо плотных грунтах, не более............................... 2,0
При большей глубине траншеи необходимо разрабатывать
их с откосами, заложение которых должно соответствовать
величинам, указанным в НТД.
Чаще всего разработку траншей ведут обычными одно-
ковшовыми экскаваторами с объемом ковша 0,65—1,5 м3
(рис. 4.Ш).
При ремонте трубопровода без подъема возникает необ-
ходимость в удалении грунта из-под трубы с целью ее осмот-
ра и обеспечения прохода очистных и изоляционных машин
различных типов. Для этой цели используют специальные
подкапывающие машины типа МПА (машина подкапывающая
автоматизированная) (рис. 4.IV, табл. 4.2).
При ремонте трубопровода с укладкой его на лежки перед
подъемом сварные швы очищаются от старой изоляции,
ржавчины, загрязнений и подвергаются сплошному визуаль-
ному осмотру. Если на данном участке трубопровода не про-
водилась диагностика инспекционным магнитным дефекто-
скопом типа (MFL), то проводится 100%-ный ультразвуковой
контроль всех поперечных сварных стыков на ремонтируе-
мом участке. При необходимости стыки ремонтируются до
подъема трубопровода или вырезаются.
Подъем трубопровода следует производить только после
того, как ремонтируемый участок будет полностью вскрыт до
нижней образующей трубы.
458
Таблица 4.2
Основные технические характеристики машин типа МПА
Параметры Типы машин
МПА-820 МПА-1020
Диаметр трубопровода, мм Глубина подкопа под трубой, мм Категория разрабатываемых грун- тов Производительность в грунтах I категории, м/ч Установленная мощность обору- дования, кВт Масса, кг Габаритные размеры, мм Примечание. Климатическо< пазон эксплуатации — от —25 до Н 720, 820 <650 I-V 90 41 <3500 3000x2500x2500 э исполнение — V; г 40 °C. 1020, 1220 <650 I-V 70 50 <4700 4100x3200x2700 температурный диа-
Подъем и укладка трубопровода на лежки может произво-
диться по двум схемам:
1) подъем и укладка сразу всеми трубоукладчиками, пре-
дусмотренными технологическим расчетом;
2) подъем и укладка с переходом одного трубоукладчика.
Подъем и укладка трубопровода на лежки по первой схеме
тремя трубоукладчиками приведены на рис. 4.4.
Выполнение работ по первой схеме ведется в следующем
порядке:
I — расстановка трубоукладчиков друг от друга на рас-
стоянии £т в соответствии с технологическим расчетом;
II — подъем трубопровода одновременно всеми трубо-
укладчиками на требуемую технологическую высоту (h, или
й2);
III — подготовка лежек под поднятым трубопроводом (или
установка инвентарных опор) на определенном расстоя-
нии 1Л;
IV — укладка трубопровода на лежки одновременно всеми
трубоукладчиками;
V — переход трубоукладчиков в следующее исходное по-
ложение, аналогичное позиции I и операция подъема повто-
ряется.
На рис. 4.5 показана схема подъема и укладки трубопро-
вода на лежки с переходом одного трубоукладчика.
Последовательность выполнения работ по этой схеме при-
ведена ниже:
459
I
Рис. 4.4. Схема подъема и укладки трубопровода на лежки одновременно
всеми трубоукладчиками:
1 - трубоукладчик; 2 - трубопровод; 3 - лежки; Л - расстояние между трубо-
укладчиками; Lc-i - расстояние от места установки полотенца до поперечного
сварного стыка; hi - высота подъема под крайними трубоукладчиками; h2 -
высота подъема под средними трубоукладчиками; LA - расстояние между
лежками
I
Рис. 4.5. Схема подъема и укладки трубопровода на лежки с переходом
одного трубоукладчика.
Условные обозначения см. рис. 4.4
I — расстановка трубоукладчиков на расстоянии £т, полу-
ченном в результате технологического расчета;
II — подъем трубопровода всеми трубоукладчиками на за-
данную высоту (ht или й2) в зависимости от местоположения
трубоукладчиков;
III — подготовка лежек под трубопроводом в местах нахо-
ждения монтажных полотенец (не менее 3 м от поперечного
сварного стыка);
IV, VI — укладка трубопровода на лежки последним по хо-
ду движения трубоукладчиком;
V — переход освободившегося трубоукладчика в начало
колонны на расстояние LT от первого по ходу движения тру-
боукладчика.
Далее операция повторяется в указанной последователь-
ности.
При работе ремонтной колонны по приведенным схемам
должны контролироваться следующие параметры:
общая длина приподнятого участка;
расстояние между грузоподъемными механизмами;
высота подъема трубопровода каждым грузоподъемным
механизмом;
усилия подъема трубопровода грузоподъемными механиз-
мами. .
Расчетные технологические параметры ремонтной колон-
ны, рекомендуемые для работы в равнинных условиях, при-
ведены в табл. 4.3.
Для конкретного участка эти параметры следует находить
расчетным путем, исходя из условия прочности трубопро-
вода.
Расчет технологических параметров ремонтных колонн
при ремонте трубопровода с подъемом. Основными техноло-
гическими параметрами подъема и укладки нефтепровода
являются высота подъема его трубоукладчиками, общая длина
приподнятого участка, число трубоукладчиков, расстояние
между ними и усилия на крюках трубоукладчиков [1].
Определение технологических параметров начинают с вы-
бора числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефте-
провода, и назначения технологической высоты подъема край-
ними трубоукладчиками, необходимой для работы ремонтных
машин. Число трубоукладчиков выбирают в зависимости от ди-
аметра нефтепровода, выполняемых операций ремонта и гру-
зоподъемности трубоукладчиков. Минимальное число трубо-
укладчиков, необходимое для подъема и укладки нефтепрово-
дов диаметрами 530— 1220 мм, должно быть не менее двух.
462
Таблица 4.3
Технологические параметры и расчетные величины усилия подъема трубопровода диаметром до 720 мм
Схема подъема и расстановки ремонтных машин Диаметр трубо- проводах хтолщина стенки Dxcj, мм Чис- ло тру- боук- ладчи- ков п, шт. Вес ре- монтной машины Q, кН Высота подъема трубопровода, м Рас- стоя- ние до ремонт- ной маши- ны а, м Рас- стоя- ние между трубо- уклад- чиками 1, м Длина припод- нятого участка L, м Усилия подъема тру- бопровода, кН
712 Р. Р-1
Q р^ А Л Л2 л? р Л Q i=^ 1 219x5 273x5 325x5 377x7 426x7 3 3 3 3 3 10 10 10 15 15 0,63 0,77 0,73 0,70 0,68 1,01 1,20 1,11 1,03 1,01 4 4 4 4 4 13 14 15 16 17 59 67 72 77 82 19,9 25,6 33,1 51,4 62,1 8 12 17 25 33
а 1 .i :
L
Q Л р2 А Р Р [Q h ; л Ki — Ь* — JI JI II II JS- 503x8 630x8 720x9 4 4 4 20 20 20 0,66 0,65 0,63 1.17 1,10 1,02 4 4 4 20 20 20 112 115 118 97,2 129 174 60 80 100
а / 1 / а
L
463
Для дальнейших расчетов задают технологическую высоту
подъема трубопровода крайними трубоукладчиками Лт, исхо-
дя из размеров ремонтных машин, а высоты подъема сред-
ними трубоукладчиками h2, h3, hA определяют с соблюдением
соотношений, приведенных в табл. 4.4.
Согласно действующему РД высота подъема нефтепровода
крайними трубоукладчиками не должна превышать 0,65 м.
Расстановку и загрузку трубоукладчиков производят из
условия симметричности относительно середины приподнято-
го участка и обеспечения минимальных напряжений в опас-
ных сечениях приподнятого участка нефтепровода.
Расстояние между трубоукладчиками определяют из сле-
дующего соотношения:
l=mL,
где L — длина приподнятого участка, см; т — коэффициент,
выбираемый по табл. 4.5 в зависимости от числа трубоуклад-
чиков, участвующих в подъеме нефтепровода.
Длина приподнятого участка находится по формуле:
Таблица 4.4
Соотношение высот подъема различными трубоукладчиками
Число трубоукладчиков, участвующих при подъеме нефте- провода 21 21 лг 1 21 21
2 1 1 — — —
3 1 1,434 1 — —
4 1 1,564 1,564 1
5 1 1,656 2,138 1,561 1
Таблица 4.5
Значения коэффициентов пз, rj, ft <р
Число трубо- укладчиков, участвующих в подъеме неф- тепровода П т Коэффициент усилия для трубоукладчиков, f Значения <р при опреде- лении напряжения изгиба
крайних средних в крайних пролетах в сечениях нахождения троллея
2 6,880 0,25 2,447 — 0,497 0,765
3 8,009 0,19 2,231 1,552 0,512 0,568
4 8,845 0,15 2,071 1,327 0,525 0,465
5 10,003 0,13 2,017 1,300 0,534 0,400
464
L =
где hi — высота подъема крайними трубоукладчиками, см;
т] — коэффициент, выбираемый по табл. 4.5 в зависимости от
числа трубоукладчиков; А — коэффициент, зависящий от
геометрических и прочностных характеристик трубы.
Усилия на крюках трубоукладчиков определяют из соот-
ношения
Р = 9,8Ь10'3,
где f — коэффициент усилия при подъеме нефтепровода тру-
боукладчиками.
При назначении расчетного усилия на крюке трубоуклад-
чика при расчетном вылете стрелы коэффициент перегрузки
должен приняться равным 1,1.
Напряжения в ремонтируемом нефтепроводе определяют
из соотношения:
<у = (рСл/Л • Ю"1,
где ср — коэффициент, выбираемый по табл. 4.5 в зависимо-
сти от числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме неф-
тепровода.
Значения коэффициентов А, В и С для нефтепроводов
диаметрами 219—1020 мм приведены в табл. 4.6, а значе-
ниям/h^, в табл. 4.7.
При проведении ремонтных работ технологические пара-
метры подъема и укладки считаются выбранными правильно,
если напряжение изгиба в поднимаемом нефтепроводе не
превышает 0,45 предела текучести металла трубы (от). Подъем
нефтепровода производится одновременно всеми участвую-
щими в подъеме трубоукладчиками плавно, без рывков и
резких ослаблений с соблюдением соотношений высот подъ-
ема и расстояний, полученных при расчете.
В процессе производства ремонтных работ трубопровод
необходимо очистить от старой изоляции. В общем случае
все методы очистки трубопроводов можно разделить на че-
тыре группы: механические, гидравлические, химические и
термические методы.
Однако применение химических и термических методов
при выполнении ремонтных работ на действующих нефте-
проводах правилами капитального ремонта запрещено [1]. Та-
ким образом, в практике ремонта трубопроводов и в нашей
463
Таблица 4.6
Расчетные значения А, Ви С для нефтепроводов
Наружный диа- метр D„', мм Толщина стен- ки 8, мм А В С
219 8 300,47 228,357 255,080
9 304,02 244,432 243,378
273 8 326,89 351,734 268,648
9 322,15 372,672 260,040
325 8 349,74 491,385 279,446
9 355,02 523,295 270,815
377 8 368,93 658,171 290,108
9 375,22 699,035 279,629
10 380,51 738,570 273,16
530 9 423,18 1374,912 310,310
10 429,92 1444,531 300,595
630 9 449,09 1961,616 327,971
10 453,53 2045,057 312,305
И 464,04 2152,662 307,170
720 9 468,97 2582,149 343,722
10 477,36 2705,520 331,723
И 485,04 2823,418 321,316
12 491,87 2940,891 312,499
820 9 489,07 3383,875 359,931
10 498,37 3536,434 346,662
И 506,72 3685,375 335,337
12 514,45 3826,994 325,262
920 9 506,84 4301,551 376,030
10 516,90 4492,378 367,720
11 525,82 4676,117 349,364
12 534,38 4848,964 338,274
13 542,75 5028,579 330,021
1020 9 523,32 5346,000 390,795
10 533,53 5568,986 376,207
11 543,13 5786,507 363,038
12 552,17 6002,088 351,233
13 560,20 6204,215 341,276
14 567,50 6407,075 332,576
Таблица 4.7
Значения параметров высоты подъема
Высота подъема крайним трубоукладчи- ком hi, см Значения параметров
Для усилий на крюках трубоукладчиков и длины приподнятого участка Л Для напряжений А
10 1,778280 3,162280
20 2,144740 4,472125
30 2,340350 5,477238
40 2,514870 6,324571
50 2,659148 7,071068
60 2,783158 7,745968
466
стране и за рубежом применяют только механические и гид-
равлические методы очистки.
В свою очередь, механические методы можно условно раз-
делить на два вида:
1) срезание старой изоляции (с помощью резцов ножей,
цепей, металлических щеток или тросов);
2) очистка путем динамического воздействия на изоля-
цию — пескоструйный, дробеструйный или дробеметный
способы очистки;
При производстве ремонтных работ наибольшее примене-
ние нашли очистные машины типа ОМ-Э. Эти машины пред-
назначены для подготовки наружной поверхности магист-
ральных трубопроводов под новые изоляционные покрытия
при капитальном ремонте с заменой изоляции и при ремонте
с заменой труб.
Машины имеют два ротора, передний из которых оснащен
резцами на гибких связях, а задний — либо резцами, либо
металлическими щетками.
Машины этого типа могут работать без поджимных колес и
с поджимными колесами. Максимальный угол преодолевае-
мого продольного подъема при работе с поджимными колеса-
ми достигает 30°. Общий вид машины приведен на рис. 4.V.
Технические характеристики очистных машин этого типа
приведены в табл. 4.8.
Таблица 4.8
Технические характеристики очистных машин типа ОМ-Э
Основные параметры Типы машин
ОМ-530 Э ОМ-820 Э ОМ-1220 Э
Диаметр трубопровода, мм 429, 530 720, 820 1020, 1220
Установленная мощность электро- двигателей, кВт 25 48 48
Скорость перемещения по трубо- проводу, м/ч 60, 90, 130 60, 105, 115, 200 60, 105, 115, 200
Частота вращения роторов с ра- бочим инструментом, мин'1 Максимальный угол преодолевае- мого продольного подъема: 90 56 40
без поджимных колес 10 12 10
с поджимными колесами Габаритные размеры, мм: 20 30 30
длина 2600 2300 2600
ширина 1400 1800 2200
высота 1600 2000 2500
Масса, кг 2000 2460 3600
Примечание. Число роторов — 2; тип очистного инструмента — смен- ные резцы и щетки; обслуживающий персонал — 2 чел.
467
За рубежом разработаны машины для очистки трубопро-
водов от старой изоляции, в которой в качестве режущего
органа использованы специальные цепи. Машина приводится
в действие гидроприводом и имеет двухосную конструкцию.
Приводные валы (оси) расположены над трубой и под ней,
что обеспечивает полный охват трубы цепями. Привод цепей
обеспечивается с помощью специальных дисков, закреплен-
ных на валах. Одной цепи хватает на очистку 8047 м трубы.
Для повышения степени очистки наружной поверхности
трубы от старой изоляции используется устройство пескост-
руйной очистки.
Гидравлический способ очистки наружной поверхности
трубы от старой изоляции основан на подаче воды под высо-
ким давлением (до 140 МПа) через специальные форсунки.
Такой способ очистки оставляет поверхность трубы, а также
продольные и поперечные сварные швы чистыми и готовыми
к проведению визуальной инспекции. Коррозионные продук-
ты полностью вымываются, и области с глубокой точечной
коррозией становятся доступными для визуального контроля.
Гидроочистка является единственным практическим спо-
собом удаления в трассовых условиях растворимых в воде
солей и других загрязнений. В различных моделях систем
гидроочистки давление составляет от 140 до 240 МПа при
расходе воды от 60 до 200 л/мин. Очистка достигается по-
средством срезания старого изоляционного покрытия струя-
ми воды высокого давления. Система состоит из вращающих-
ся головок (обычно 3 шт.) с соплами (8 шт.), расположенных
относительно друг друга под углом 120°, и колебательного по-
воротного механизма, осуществляющего поворот системы с
головками поперек оси трубы на 60° в одну сторону и затем в
другую, обеспечивая полную очистку поверхности трубы на
360°.
На рис. 4.VI приведен общий вид такой очистной ма-
шины.
На трубопроводе диаметром 864 мм производительность
очистки достигла 1,5 м/мин при расходе воды —60 л/м. Од-
нако следует иметь в виду, что применение этого способа
очистки возможно только при положительной температуре
окружающей среды. Необходимо отметить, что для нормаль-
ной работы этой системы требуется чистая, специально под-
готовленная вода.
Как уже указывалось выше, очистка путем динамического
воздействия на изоляцию производится пескоструйным, дро-
беструйным и дробеметным способами. В зарубежной и оте-
468
чественной практике эти способы используются обычно для
доочистки после снятия старой изоляции машиной механиче-
ской или гидравлической очистки.
Пескоструйный и дробеструйный способы заключаются в
том, что сжатый воздух от компрессора при давлении 0,5 —
0,7 МПа подает на поверхность трубы абразив, который, уда-
ряясь о поверхность трубы, снимает остатки изоляции, ока-
лину и ржавчину. В качестве абразива применяют либо реч-
ной песок, либо дробь.
Использование в качестве абразивного материала медной
дроби вместо песка повышает производительность подготов-
ки поверхности трубы на 30 %. Скорость очистки достигает
1,1 м/мин. На рис. 4.VII приводится изображение пескост-
руйной машины на трубопроводе диаметром 720 мм.
Особенностью машин, использующих дробеметный спо-
соб, является то, что нагнетание дроби на поверхность трубы
производится специальными роторами, приводимыми во вра-
щение индивидуальными электродвигателями.
При подготовке поверхности трубопровода с помощью та-
кой машины дневная производительность достигала 920 м.
Согласно правилам капитального ремонта подземных тру-
бопроводов качество очистки их поверхности может опреде-
ляться визуальным осмотром с помощью пластины из про-
зрачного материала размером 25x25 мм с взаимно перпенди-
кулярными линиями, образующими квадратики размером
2,5x2,5 мм.
Степень очистки поверхности считается удовлетворитель-
ной, если окалиной и ржавчиной занято не более 10 % пло-
щади пластины при подготовке поверхности под пленочные
покрытия и не более 30 % площади пластины при подготовке
поверхности под битумно-мастичные покрытия. При визуаль-
ном контроле для определения степени очистки пользуются
также способом сравнения очищенной поверхности с эта-
лонными образцами.
Можно проводить контроль очистки поверхности и инст-
рументальным способом. В частности, ВНИИСТом разработа-
ны приборы УКСО-1 и УКСО-2, с помощью которых можно
определять качество очищенной поверхности трубопровода
путем измерения электрической проводимости поверхностно-
го слоя [2]. Имеются и другие приборы, которые работают по
принципу измерения светоотражающей способности контро-
лируемой поверхности.
4.3. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА
РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ЛИНЕЙНОЙ
ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
4.3.1. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ
СТЕНКИ ТРУБЫ
Дефект магистрального нефтепровода — это
отклонение геометрического параметра трубы, сварного шва,
качества материала трубы, не соответствующее требованиям
действующих нормативных документов и возникающее при
изготовлении трубы, строительстве или эксплуатации нефте-
провода, а также недопустимые конструктивные элементы и
соединительные детали, установленные на магистральные
нефтепроводы и обнаруживаемые внутритрубной диагности-
кой, визуальным или приборным контролем или по результа-
там анализа исполнительной документации объекта.
Согласно действующей НТД все дефекты делятся на сле-
дующие группы:
дефекты геометрии трубы;
дефекты стенки трубы;
дефекты сварного шва;
комбинированные дефекты;
недопустимые конструктивные элементы.
Дефекты геометрии трубы связаны с изменением ее фор-
мы. К ним относятся следующие:
вмятина — локальное уменьшение проходного сечения
трубы в результате механического воздействия, при котором
не происходит излома оси трубопровода;
гофр — чередующиеся поперечные выпуклости и вогнуто-
сти стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению
проходного сечения нефтепровода;
овальность — дефект, при котором сечение трубы имеет
отклонение от цилиндрической формы, а наибольший и наи-
меньший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных
направлениях.
К дефектам стенки трубы относятся:
потеря металла — изменение номинальной толщины
стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в
результате механического или коррозионного повреждения
или обусловленное технологией изготовления;
риска (царапина, задир) — потеря металла, происшедшая в
результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом
при взаимном перемещении;
470
расслоение — несплошность металла стенки трубы;
расслоение с выходом на поверхность (закат, плена про-
катная) — расслоение, выходящее на внешнюю или внутрен-
нюю поверхность трубы;
расслоение в околошовной зоне — расслоение, примыкаю-
щее к сварному шву;
трещина — дефект в виде узкого разрыва металла стенки
трубы.
Дефекты сварного шва — это дефекты непосредственно в
сварном шве или в околошовной зоне, типы и параметры ко-
торых установлены нормативными документами, и выявлен-
ные любыми методами наружной и внутритрубной диагно-
стики. К дефектам сварного шва относятся: трещины, непро-
вары, несплавления, поры, шлаковые включения, подрезы,
превышения проплава и др.
Комбинированными дефектами являются различные ком-
бинации из дефектов, приведенных выше.
Недопустимые конструктивные элементы — это элементы
или соединительные детали, не соответствующие требовани-
ям действующих НТД: тройники, плоские заглушки и днища,
сварные секторные отводы, переходники, вварные и наклад-
ные заплаты всех видов и размеров.
Для ремонта дефектов магистральных нефтепроводов мо-
гут применяться следующие методы:
шлифовка;
заварка;
установка ремонтной конструкции (муфты, патрубки);
вырезка дефекта (замена «катушки» или замена участка).
Ремонты шлифовкой, заваркой, вырезкой «катушек» и на-
ложением некоторых видов конструкций относятся к посто-
янным методам ремонта, т.е. позволяют восстановить несу-
щую способность дефектного участка до уровня бездефект-
ного на все время его дальнейшей эксплуатации.
Ремонт методами шлифовки и заварки проводится без ос-
тановки перекачки нефти. Ремонтные муфты монтируются на
действующем нефтепроводе как при остановке, так и без ос-
тановки перекачки.
Устранение дефектов при капитальном ремонте выполня-
ется при давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа.
Запрещается наложение всех видов заплат (вварных, на-
кладных) за исключением аварийных ситуаций.
Ремонт шлифовкой
Этот метод используется при коррозионных
дефектах, рисках, расслоениях с выходом на поверхность,
при мелких трещинах. Максимальная глубина зашлифованно-
го участка должна быть не более 20 % номинальной толщины
стенки. При шлифовке должна быть восстановлена плавная
форма поверхности в целях снижения концентрации напря-
жений в месте дефекта. Зашлифованный участок должен
подвергаться визуальному, магнитопорошковому контролю
или контролю методом цветной дефектоскопии.
Ремонт заваркой (заплавкой) дефекта
Этот метод разрешается применять при кор-
розионных дефектах с остаточной толщиной стенки не менее
5 мм. Согласно действующим нормативам заварка допускает-
ся, если максимальный линейный размер дефекта не превы-
шает трех номинальных толщин стенки трубы.
Заварку разрешается проводить только на полностью за-
полненном нефтепроводе. Полость коррозионного поврежде-
ния и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров
повреждений зачищается до металлического блеска. После
заварки дефекта наплавленный металл должен быть обрабо-
тан шлифмашинкой до получения ровной поверхности и
иметь усиление не более 1 мм с плавным переходом к основ-
ному металлу. Наплавленный металл подвергается визуально-
му, магнитопорошковому или ультразвуковому контролю.
Установка ремонтных конструкций
Ремонтные конструкции делятся на два вида:
для постоянного и временного ремонта.
Конструкции для постоянного ремонта позволяют восста-
новить трубопровод на все время его дальнейшей эксплуата-
ции. К этому виду конструкции относятся композитная муф-
та, обжимная приварная муфта, несколько типов галтельных
муфт и приварной патрубок с эллиптическим днищем
(рис. 4.6).
К конструкциям для временного ремонта относятся при-
варная необжимная муфта и приварная муфта с коническими
переходами (рис. 4.7). Муфты этого типа разрешается приме-
нять для аварийного ремонта с последующей заменой на по-
стоянные методы ремонта.
472
a
ezzzzzzzzzzzz
r/zz>z/#zzzzzzzz/zzzzzzzz>zz/zj
zzzzzzzzzzzzz
Рис. 4.6. Некоторые ремонтные конструкции для постоянного ремонта:
а - обжимная приварная муфта с технологическими кольцами; б - галтельная
муфта для ремонта кольцевых сварных швов; в - композитная муфта, уста-
навливаемая по технологии КМТ
Муфты должны быть изготовлены в заводских условиях, в
условиях Центральной базы производственного обеспечения
(ЦБПО) или ремонтных участков ОАО МН в соответствии с
утвержденными техническими условиями, технологической
картой. Муфты должны иметь маркировку, паспорт и серти-
фикаты на применяемые материалы. Их требуется изготавли-
вать из листового материала или из новых (не бывших в экс-
плуатации) прямошовных или бесшовных труб, предназна-
ченных для сооружения магистральных нефтепроводов.
Толщина стенки муфты при одинаковой прочности метал-
ла трубы и муфты должна быть не менее толщины стенки
ремонтируемой трубы. При меньшей нормативной прочности
металла муфты номинальную толщину ее стенки необходимо
увеличить в соответствии с расчетом по СНиП. При этом
473
a
Рис. 4.7. Конструкции для временного ремонта:
а - необжимная приварная муфта с заполнением антикоррозионной жидко-
стью; б - муфта с коническими переходами и заполнением антикоррозион-
ной жидкостью
толщина стенки муфты не должна превышать толщину стен-
ки трубы более чем на 20 %. Все элементы муфты должны
быть одинаковой толщины.
Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по
установке муфт не допускаются. При установке муфты на
трубу все монтажные сварные швы должны пройти визуаль-
ный и ультразвуковой контроль.
Технология установки композитной муфты
Муфта монтируется из двух свариваемых ме-
жду собой полумуфт. Между муфтой и ремонтируемой тру-
бой остается кольцевой зазор от б до 40 мм, который регули-
руется установочными болтами (рис. 4.8). Края кольцевого
зазора герметизируются быстро твердеющим герметиком.
После затвердевания торцового герметика установочные бол-
ты выворачиваются заподлицо с внутренней поверхностью
муфты. Уровень заполнения муфты композитным составом
определяется через контрольные отверстия малого диаметра,
в которые наживлены болты. После затвердевания композит-
ного состава все выступающие из муфты детали обрезаются
заподлицо с наружной поверхностью муфты. Установка ком-
позиционной муфты на нефтепроводе показана на рис. 4.VHI.
474
S
4
6
Рис. 4.8. Конструкция композитной муфты КМТ (а) и отремонтированный
участок трубы, готовый к повторной изоляции (б):
1,5 — установочные болты; 2, 3 - водные и выходные патрубки соответствен-
но; 4 - контрольные болты; 6 - отремонтированное повреждение; 7 - компо-
зитный состав; 8 - герметик; 9 - продольный сварной шов, с помощью кото-
рого муфта собирается на месте из двух полумуфт
Технология установки приварных муфт
При изготовлении, монтаже и сборке муфты
необходимо выполнять ряд требований.
При изготовлении:
продольные кромки муфты и колец должны быть обрабо-
таны под несимметричную V-образную разделку с углом ско-
са верхней кромки 30±5°, нижней — до 10±2°;
с внутренней стороны муфты на месте сварки продольно-
го шва рекомендуется делать выборку под металлическую
пластину толщиной 2 мм и шириной 20 мм (это позволяет
избежать приварки продольных швов муфты к стенке трубы);
накладные элементы должны плотно прилегать к поверх-
ности.
При сборке:
кромки муфты и прилегающие к ним внутренние и на-
ружные поверхности должны быть очищены до металличе-
ского блеска на ширину не менее 10 мм;
475
участки поверхности трубы, примыкающие к кромкам
муфты, также должны быть очищены до металлического бле-
ска на ширину не менее четырех толщин стенки;
продольные швы муфты, технологического кольца и тру-
бопровода должны быть смещены друг относительно друга на
величину не менее 100 мм;
на месте сборки продольных швов на поверхности трубо-
провода следует наклеить с помощью жидкого стекла полоску
стеклоткани или асбеста либо металлическую пластину по
величине сделанной выборки;
при сборке муфты для получения требуемого зазора до-
пускается стягивать полумуфты при помощи сборочных скоб
или наружного центратора, а затем продольные кромки фик-
сировать прихватками.
4.3.2. РЕМОНТ ДЕФЕКТА С ВЫРЕЗКОЙ «КАТУШКИ»
Суть этого вида ремонта заключается в том,
что участок трубы с дефектом вырезают и заменяют безде-
фектной трубой — «катушкой» (рис. 4.IX).
Вырезка дефекта применяется в следующих случаях:
недопустимое сужение проходного сечения нефтепровода;
невозможность отремонтировать трубопровод другими,
менее радикальными методами (протяженная трещина, глу-
бокая вмятина с трещиной или коррозией, чрезмерная длина
дефектного участка и др.).
Ввариваемые «катушки» должны быть изготовлены из
труб, прошедших гидравлические испытания на внутреннее
давление, величина которого должна быть не ниже заводско-
го испытательного давления (рИС11 = 0,95 ат, где от — предел
текучести металла для данной марки стали).
Врезка «катушек» должна выполняться в следующем по-
рядке [3]:
проведение подготовительных работ;
подготовка линейных задвижек и проверка их герметич-
ности;
остановка перекачки нефти по трубопроводу путем от-
ключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка
производства работ линейными задвижками;
врезка вантузов;
освобождение от нефти ремонтируемого участка нефте-
провода;
вырезка «катушки» безогневым методом или с использо-
ванием энергии взрыва;
476
герметизация внутренней полости нефтепровода;
вварка новой «катушки» и контроль качества сварных со-
единений;
заполнение трубопровода нефтью;
вывод трубопровода на необходимый режим работы.
Подготовительные работы включают следующие опера-
ции:
земляные работы;
прокладку временных трубопроводов в случае возможно-
сти перекачки нефти из ремонтируемого участка в парал-
лельный нефтепровод;
сооружение полевого городка для ремонтного персонала;
сооружение подъездных путей;
организацию связи ремонтной бригады с диспетчером
управления.
В состав земляных работ входят:
оформление отвода земель и разрешительных документов
на производство работ в охранной зоне;
подготовка площадок для производства ремонтных работ;
разработка и обустройство ремонтного котлована;
разработка приямков для врезки вантузов в трубопровод;
планировка земли на трассе прохождения временных тру-
бопроводов;
устройство амбара для размещения откачиваемой нефти
из ремонтируемого участка нефтепровода;
засыпка ремонтного котлована и рекультивация земель на
месте проведения ремонтных работ и сдача его землепользо-
вателям.
Ремонтный котлован предназначен для выполнения работ
в месте вырезки «катушки», поэтому его размеры должны
обеспечить нормальную и безопасную работу ремонтного
персонала.
Длина котлована определяется из расчета:
L = X + (2-3) м,
где X — длина заменяемого участка (м), но не менее диаметра
нефтепровода, причем расстояние от конца заменяемого уча-
стка до прилегающей торцовой стенки котлована должна
быть не менее 14-1,5 м.
Ширина котлована определяется из условия обеспечения
расстояния между трубой ,и стенками котлована не менее
1,5 м.
Разработка ремонтного котлована без откосов не допуска-
ется. Значения откосов приведены в табл. 4.9.
477
Таблица 4.9
Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована
Грунт Глубина траншеи, котлована, м
<1,5 1,5-3,0 3,0-5,0
угол откоса, градус уклон угол откоса, градус уклон угол откоса, градус уклон
Насыпной 56 1:0,67 45 1:1,00 38 1:1,25
Песчаные и гравийные 63 1:0,50 45 1:1,00 45 1:1,00
Супесь 76 1:0,25 56 1:0,67 50 1:0,85
Суглинок 76 Г.0,25 63 Г.0,50 53 Г.0,75
Глина 76 1:0,25 76 1:0,25 63 1:0,50
Лессовидный сухой 76 Г.0,25 63 Г.0,50 63 Г.0,50
Расстояние от нижней образующей трубы до дна котлова-
на должно быть не менее 0,6 м. Отвал грунта, извлеченного
из котлована для предотвращения падения его в котлован,
должен находиться не менее 1 м от края котлована.
Котлован необходимо оборудовать приставными лестни-
цами из расчета по две лестницы на каждую сторону торца
котлована.
Земляные амбары предназначены для временного хране-
ния (на период выполнения работ) откачанной из ремонти-
руемого участка нефти.
Амбары могут быть заглубленными и наземными. В каче-
стве примера на рис. 4.9 приведен заглубленный земляной
амбар.
Расстояние от амбара для нефти до ремонтируемого кот-
лована должно быть не менее 100 м. По периметру амбара
устраивается земляной вал из уплотненной глины. Высо-
та земляного вала не должна превышать 1,5 м, ширина по
верху — не менее 0,5 м, крутизна откосов — не более 45°
(1:1). В нижней части амбара необходимо устраивать при-
ямок. Размеры и вместимость амбара рассчитываются исходя
из объема откачиваемой нефти, но при условии заполнения
не выше 1 м от верха обвалования. Площадь амбара не долж-
на превышать 1500 м2. Дно и стенки земляного амбара долж-
ны иметь гидроизоляцию. В качестве гидроизоляции приме-
няют слой глины (толщиной не менее 0,2 м с требующимся
уплотнением) или нефтестойкие полимерные пленки.
Для приема и откачки нефти земляные амбары должны
быть оборудованы приемо-раздаточными трубопроводами с
Dy не менее 150 мм.
Освобождение амбаров от нефти, засыпка их и рекульти-
478
Рис. 4.9. Схема заглубленного амбара:
1 - земляной вал; 2 - приемно-раздаточный трубопровод Dy 150-200 мм; 3 -
приямок; 4 - герметизирующий слой; 5 - площадка для размещения подпор-
ных насосов; 6 - задвижка Dy 150-200 мм
нация земель должны быть выполнены в сроки, указанные в
табл. 4.10.
До проведения основных работ по врезке «катушки» не-
Таблица 4.10
Сроки ликвидации амбаров и рекультивации земли
Суммарный объем амбара, м3 Сроки окончания плановых работ, сут
Освобождение амбара от нефти после завершения плановых ра- бот Засыпка и рекульти- вация
<2000 1,0 2,0
2000-5000 2,0 3,0
5000-20 000 3.0 4,0
20 000-30 000 4,0 5,0
479
обходимо промыть полости клиновых задвижек и проверить
герметичность их затворов.
Промывка производится для освобождения посадочно-
го паза в корпусе задвижки от посторонних предметов и
грязи.
Промывка производится за счет увеличения скорости по-
тока перекачиваемой нефти при уменьшении площади про-
ходного сечения и создании перепада давления до и после
затвора задвижки путем ее прикрытия.
Расчетный режим работы нефтепровода в этом случае
обеспечивается при закрытии затвора на 65 — 75 %, что по-
зволяет получить перепад давления до и после клина 0,2 МПа
и скорость до 1,5 м/с. Промывка при этом режиме должна
вестись не менее 30 мин.
По истечении этого срока задвижку открывают и присту-
пают к промывке следующей задвижки. Перепад давления
контролируют по манометрам, установленным до и после за-
движки.
Проверка герметичности задвижек осуществляется путем
контроля изменения давления в отключенной части нефте-
провода после его остановки.
С этой целью производят сброс нефти из отключенного
участка до давления 0,1 МПа путем откачки ее в параллель-
ный нефтепровод или подготовленную емкость.
Изменение давления в течение 30 мин более, чем на
0,2 МПа, а также продолжающееся поступление нефти через
вантуз свидетельствуют о негерметичности затвора прове-
ряемой задвижки.
При протечке нефти через задвижку в объеме 6 м3/ч и
более задвижку следует заменить.
В технологию ремонтных работ входит врезка вантузов.
Вантуз — это патрубок с задвижкой, устанавливаемый под
прямым углом к оси трубопровода.
Вантузы предназначены для подсоединения насосных аг-
регатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки
нефти в нефтепровод после ремонта, а также для впуска воз-
духа при освобождении и выпуска газовоздушной смеси при
заполнении нефтепровода.
Место установки вантузов зависит от их назначения: при
откачке нефти — в самых низких по геодезическим отметкам
местах трассы, при закачке — на ремонтируемом участке по
верхней образующей, для впуска (выпуска) воздуха — по
верхней образующей в местах трассы ремонтируемого участ-
ка с наиболее высокой геодезической отметкой.
480
Таблица 4.11
Минимальное количество и диаметр вантузов, врезаемых в трубопровод
для откачки и закачки нефти
Номер по по- рядку Объем откач- ки, м3 Вантузы для откачки Вантузы для закачки
количество, шт, диаметр, мм количество, шт. диаметр, мм
1 <500 2 150 1 100, 150
2 500-1000 2 150 1 100, 150
3 1000 - 2000 2 150 1 100, 150
4 2000-5000 3 150 2 100, 150
5 5000-10 000 4 150
1 150
2 200 2 150
6 10 000-15 000 5 150
3 200 2 150
7 15 000-20 000 6 150
2 150
2 200 3 150
3 200
8 > 20 000 7 150
2 150
3 200 150
4 200 3
Примечания. 1. При диаметре нефтепровода до D? 500 включительно
диаметр вантуза для закачки нефти должен быть не более 100 мм. 2. В со-
ответствии с технологической необходимостью и принятой схемой откачки
нефти количество вантузов может быть увеличено.
Количество и диаметр врезаемых для откачки (закачки)
нефти вантузов зависит от объема откачиваемой (закачивае-
мой) нефти (табл. 4.11).
Минимальные диаметры и количество вантузов для впуска
(выпуска) воздуха приведены в табл. 4.12.
При ограниченной длине заменяемой «катушки» и необ-
ходимости врезки в нее двух и более вантузов для откачки
нефти рекомендуемая схема их установки приведена на рис.
4.10. После замены «катушки» и подключения участка ванту-
зы подлежат вырезке.
Таблица 4.12
Минимальные диаметры и количество вантузов
для впуска/выпуска воздуха
Производительность откачки/заполнения, м3/ч Диаметр вантуза, мм Количество, шт.
<1250/<1000 50/50 2/2
1250-2500/1000-4000 80/80 2/2
-/>4000 -/100 -/з
19 — 9515
481
Рис. 4.10. Схема расстановки вантузов при врезке для откачки нефти:
1 - задвижка; 2 - патрубок; 3 - усиливающая накладка (воротник); 4 - ремонтируемый трубопровод; А - расстояние меж-
ду вантузами; b - ширина усиливающего воротника; dB - диаметр вантуза (патрубка); D - диаметр трубопровода; hn - вы-
сота патрубка (определяется техническими параметрами применяемого для вырезки приспособления), h„ > 100 мм; С -
минимальное расстояние между усиливающими воротниками.
dB, мм.........................
£>, мм.........................
С, мм..........................
А, мм...........................
100 150 200
100 100 100
100 100 100
400 450 500
Монтаж вантузов и вырезка отверстий в трубопроводе
выполняются в следующем порядке:
приварка патрубка с фланцем к нефтепроводу;
монтаж задвижки на фланце;
монтаж на задвижке устройства для вырезки отверстия
под давлением;
опускание фрезы до поверхности трубы и вырезка отвер-
стия;
поднятие фрезы в верхнее положение и перекрытие за-
движки;
демонтаж устройства для вырезки отверстия;
монтаж на освободившееся место трубопровода, предна-
значенного для перекачки нефти в емкость (или в параллель-
ный нефтепровод).
Схема конструкции для вырезки отверстия приведена на
рис. 4.11.
Разработаны и применяются устройства типа УВО 100-150,
УВД 200, АКБ 103 «Пиранья» (рис. 4.Х) и устройства других
типов для вырезки отверстий под давлением с диаметрами
прорезаемого отверстия от 85 до 170 мм.
В случае дальнейшего использования вантуза после окон-
чания ремонтных работ на фланец монтируется ответный
фланец с эллиптической заглушкой.
Вырезка отверстий может производиться при рабочем
давлений в нефтепроводе не более 2Г5 МПа.
Объем нефти, который подлежит откачке для освобожде-
ния трубопровода в месте производства работ, определяют
исходя из протяженности и участка между отсекающими за-
движками (исключая участки обратных склонов, откуда при-
ток нефти к месту откачки невозможен) и сечения трубопро-
вода по внутреннему диаметру [3].
Для освобождения ремонтируемого участка нефтепро-
вода от нефти используются следующие технологические схе-
мы:
откачка нефти из ремонтируемого участка за линейную
задвижку в резервуары НПС;
откачка нефти из ремонтируемого участка в параллельный
нефтепровод;
сброс нефти самотеком в резервуары НПС;
откачка нефти в передвижные емкости, сборно-разборные
резервуары и резинотканевые резервуары;
откачка нефти в амбар (рис. 4.12).
При опорожнении трубопровода создания в нем вакуума
не допускается, т.е. одновременно с откачкой нефти должен
19
483
Рис. 4.11. Приспособление для врезки в трубопровод:
1 - трубопровод; 2 - штуцер; 3 - держатель; 4 - задвижка; 5 - корпус устрой-
ства; 6 - редуктор; 7 - электродвигатель; 8 - шпиндель; 9 - резец; 10 - сверло
быть обеспечен и впуск воздуха. Для откачки используются
передвижные насосные установки.
Вырезка дефектного участка трубопровода может выпол-
няться:
безогневым методом;
с использованием энергии взрыва.
Длина вырезаемого участка трубопровода должна быть
больше дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой
стороны, но не меньше диаметра трубопровода.
Поверхность трубопровода в местах реза должна быть
тщательно очищена от изоляции.
При вырезке «катушки» труборезами в котловане каждые
30 мин производится контроль газовоздушной среды. Для
устранения загазованности должны применяться приточные
484
Рис. 4.12. Схема откачки нефти из ремонтируемого участка нефтепровода в
амбар, резинотканевый резервуар или передвижную емкость:
1 - ремонтируемый трубопровод: 2, 4 - существующий или врезаемый ван-
туз для подачи воздуха; 3 - вантуз для откачки нефти; 5 - линейные задвиж-
ки (закрыты); 6 - амбар для нефти; 7 - трубопровод для откачки нефти в
амбар; 8 - автоцистерна; 9 - трубопровод для откачки нефти в передвижную
емкость (автоцистерну); 10 - подпорный агрегат; Ц - электростанция; 12 -
резинотканевый резервуар; 13 - трубопровод для откачки нефти в резино-
тканевый резервуар
вентиляторы с электродвигателями во взрывозащищенном
исполнении, оснащенные прорезиненными рукавами для по-
дачи свежего воздуха в рабочую зону котлована и обеспечи-
вающие восьмикратный воздухообмен. Вентилятор размеща-
ется с наветренной стороны на подготовленной ровной пло-
щадке вне котлована не ближе 5 м от бровки.
Вырезка «катушки» безогневым способом может осущест-
вляться:
труборезными машинами (труборезами) с электро-, пнев-
мо- или гидроприводом:
с помощью автономного взрывозащищенного гидрораз-
резного комплекса.
Наибольшее распространение получили труборезы типов
«Файн» и МРТ 530-1220. Общий вид трубореза представлен
на рис. 4.XI.
Основные узлы этой машины — двигатель (в данном слу-
чае электрический), редуктор, тележка с зубчатыми колесами
485
и роликовыми цепями и режущий инструмент. Цепи служат
для фиксации машины на трубе и являются направляющими
при ее перемещении.
Принцип работы машин следующий: после закрепления ее
на трубе включается двигатель, который приводит во враще-
ние режущий инструмент, и с помощью рукоятки подачи
прижимают его к трубе до тех пор, пока стенка трубы не бу-
дет перерезана. Затем при помощи рукоятки включения хода
приводятся в движение зубчатые ведущие колеса тележки,
которые перемещают ее по окружности трубы, а режущий
инструмент осуществляет разрезание трубы.
Труборез может быть использован как для разделительной
резки, так и для резки под фаску. В зависимости от этого в
качестве режущего инструмента используются дисковые и
профильные фрезы.
Техническая характеристика трубореза зависит от его ти-
па. В табл. 4.13 приводятся основные параметры труборезов
типа МРТ.
Для вырезки «катушек» с применением энергии взрыва
разработаны и применяются следующие виды кумулятивных
устройств:
труборезы кумулятивные кольцевые наружные ТРККН
(рис. 4.13, а);
Таблица 4.13
Характеристика отрезных машин типа МРТ
Основные параметры Типы машин
МРТЭ 325- 1420 МРТЭ 219-820 МРТП 219- 820
Частота вращения режущего ин- струмента, об/мин 52,78 53,6 53,6
Подача режущего инструмента, мм/мин Глубина резания за один проход, мм: 30 37,6 37,6
фасонный фрезой £>135x25 16 12 12
отрезной фрезой £>140x25 20 16 16
Несовпадение контура реза, мм, не более 2,0 2,0 2,0
Мощность, кВт 2,2 1,5 1.5
Частота вращения вала двигате- ля, об/мин Время реза трубы, мин, диамет- ром: 3000 1500 1500
219 мм — 20 20
325 мм 34 28 28
820 мм 86 69 69
1220 мм 128 — —
1420 мм 149 — —
Масса, кг 110 95 80
486
шнуровые кумулятивные заряды ШКЗ (рис. 4.13, б);
удлиненные кумулятивные заряды прокатанные УКЗ-П.
При подрыве заряда образуется направленная кумулятив-
ная струя, имеющая высокую температуру (свыше 1000 °C) и
скорость (свыше 1000 м/с), создающая давление около
30 000 МПа. За счет этого давления и разрезается стенка
трубы.
Этот способ вырезки «катушек» (рис. 4.XII) значительно
сокращает время производства работ за счет ускоренного
разрезания трубы и исключения некоторых подготовитель-
ных операций, но после разрезания трубы требует дополни-
тельных затрат времени для подготовки кромок трубы под
сварку.
После освобождения нефтепровода от нефти, вырезки де-
фектной «катушки» до выполнения огневых и сварочно-
монтажных работ внутренняя полость трубопровода должна
быть перекрыта.
Внутренняя полость трубопровода линейной части магист-
ральных нефтепроводов Г)у = 400 мм и более должна пере-
крываться многоразовыми герметизаторами из резинокорд-
ной оболочки типа «Кайман» (рис. 4.XIII) и пневматическими
заглушающими устройствами (ПЗУ).
При ремонте с заменой участков технологических нефте-
проводов НПС и нефтебаз, а также камер приема-пуска
СОД, тройниковых узлов, резервных ниток подводных пере-
ходов МН без камер приема СОД для герметизации внутрен-
ней полости нефтепровода применяется глина.
Герметизаторы удаляются с места проведения ремонтных
работ после их окончания потоком перекачиваемой нефти до
камер приема СОД, которые используются для приема герме-
тизаторов.
Для гарантированного определения местоположения гер-
метизаторов «Кайман» при движении их по нефтепроводу
после завершения ремонтных работ и заполнения нефтепро-
вода нефтью каждый герметизатор должен быть оснащен
трансмиттером. Расход нефти должен обеспечить скорость
движения герметизаторов по нефтепроводу.
Установка герметизаторов в полость нефтепровода произ-
водится с открытого торца трубопровода по схеме, указанной
на рис. 4.14.
Герметизаторы следует устанавливать при отсутствии из-
быточного давления и притока нефти в трубопроводе. Перед
этим ремонтный котлован необходимо зачистить от остатков
нефти, а места загрязнений засыпать свежим грунтом.
487
Рис. 4.13. Труборез кумулятивный кольцевой наружный (ТрККН):
а - общий вид: 1 - полукольцо; 2 - фиксатор; 3 - замок; 4 - держатель элект-
родетонатора; 5 - электродетонатор; б - шнуровой кумулятивный заряд
(ШКЗ): 1 - взрывчатое вещество; 2 - электродетонатор; 3 - держатель электрода
Перед установкой герметизаторов внутренняя поверхность
трубопровода должна быть очищена от парафиновых отло-
жений и грязи на длину не менее 2D +1 м, где D — диаметр
трубопровода, м.
Технические характеристики герметизатора типа «Кайман»
Максимальное удерживающее статическое давление (в зависи-
мости от диаметра), МПа.............................. 0,3 — 0,5
Рабочее давление сжатого воздуха (инертного газа) внутри гер-
метизирующей оболочки, МПа, не более................ 2,0
Гарантированное время рабочего цикла по перекрытию внут-
ренней полости нефтепровода, не менее, ч............. 36
Масса (в зависимости от диаметра), кг................ 150 — 850
488
Воздух
Рис. 4.14. Схема установки герметизаторов:
А - расстояние от открытого торца до герметизатора, А = 1000 мм. Защитный
экран применяется при установке ПЗУ
Контроль обеспечиваемой герметичности тампонами-
герметизаторами осуществляется следующим образом:
для тампонов из герметичной оболочки — по падению
давления на манометре;
для тампонов из глины — осмотром торцовой части на на-
личие трещин и усадки в верхней части.
Контроль за состоянием газовоздушной среды должен
производиться через отверстия диаметром 8 — 12 мм, про-
сверленные в верхней образующей трубы на расстоянии 80 —
150 мм от герметизатора в сторону «катушки» у каждого
стыка на расстоянии не менее 100 мм от продольных и попе-
речных сварных швов (рис. 4.15).
После вырезки дефектного участка трубопровода оси его
соединяемых концов должны находиться на одной прямой
линии на расстоянии, равном не менее половины длины
вскрываемого участка. Другими словами, на месте врезки ка-
тушки не должно быть искривления оси трубопровода, т.е.
плоскости торцовых поверхностей стыкуемых трубопроводов
должны быть перпендикулярны осям этих трубопроводов и
параллельны друг другу. Это требование достигается пере-
мещением свободных концов трубопровода.
При несоосности концов трубопровода его свободные
концы дополнительно освобождаются от грунта. При невоз-
можности центровки трубопровода с требуемой точностью
ремонт данного участка производится с использованием гну-
тых отводов.
Перед началом сварочных работ торцы труб сушат или по-
догревают.
489
После установки
герметизаторов
Рис. 4.15. Схема отбора проб при монтаже и сварке «катушки»:
В - расстояние для герметизатора «Кайман» 80-100 мм, для ПЗУ - 100-
150 мм
Сушка производится нагревом до температуры 20 — 50 °C
при температуре воздуха ниже +5 °C и при наличии следов
влаги на кромках.
Температура предварительного подогрева концов труб на-
значается в зависимости от эквивалента углерода Сэ, толщи-
ны стенки трубы, температуры окружающего воздуха и вида
электрода (табл. 4.14).
Качество сварных швов зависит от правильного выбора
основных параметров ведения сварочных работ: величины
зазора, марки и диаметра электродов и параметров режима
сварки (сила тока, напряжение, полярность). Ручную дуговую
сварку следует выполнять электродами с основным покры-
тием.
Таблица 4.14
Температура предварительного подогрева при сварке корневого слоя шва
электродами с основным видом покрытия
Эквивалент углерода С,, % Температура предварительного подогрева |°С) при толщине стенки трубы, мм
< 8,0 8,1-10 10,1-12 12,1-14 14,1-16 16,1-18 18,1-20 Свыше 20
0,37-0,41 0,42 — 0,46 — — — -15 -35 + 5 -20 -1-100 — 5 + 100 + 100 + 100
Примечания: Прочерк в графах таблицы обозначает, что подогрев не требуется; —35; —20; —15; —5; +5 — подогрев до 100 °C при температуре окружающего воздуха ниже указанной; -1-100 — подогрев до 100 °C неза- висимо от температуры воздуха.
490
В табл. 4.15 приведены рекомендуемые значения этих па-
раметров при выполнении сварочных работ при вварке «ка-
тушек». При ручной дуговой сварке электродами с основным
покрытием величина зазора составляет 2,0 —3,0 и 2,5 —3,5 мм
при диаметре электрода соответственно 2,5 —2,6 и 3,0 —
3,2 мм.
Таблица 4.15
Электроды с покрытием основного вида для сварки и ремонта
неповоротных стыков труб при строительстве, реконструкции
и ремонте нефтепроводов
Назначение Марка электрода Диаметр, MM Производитель
Для сварки и ремонта ЛБ-52У (LB-52U) 2,6; 3,2 Kode Steel (Япония)
корневого слоя шва и Феникс К50Р Мод 2,5; 3,2 Bohler-Thyssen
выполнения подва- рочного слоя* стыков (Phoenix K50R Mod) Schweisstechnik (Гер- мания)
труб из стали с нор- OK 53.70 2,5; 3,2 ESAB AB (Швеция)
мативным пределом прочности до OK 53.70 2,5; 3,0 ЕСАБ СВЕЛ (Россия, г. Санкт-Петербург)
588 МПа включитель- но (группы 1—4) OK 53.70" 2,5; 3,0 СИБЭС (Россия, г. Тюмень)
Фокс ЕВ Пайп (Fox EV Pipe) 2,6; 3,2 Bohler-Thyssen Wel- ding (Австрия)
Линкольн 16П (Lin- coln 16P) 2,6; 3,2 Lincoln Electric (США)
МТГ-01К 2,5; 3,0 Сычевский электрод- ный завод (Россия, г. Сычевка)
Для сварки и ремонта ЛБ-52У (LB-52U) 3,2; 4,0 Kode Steel (Япония)
заполняющих и об- Феникс K50P Мод 3,2; 4,0 Bohler-Thyssen
лицовочного слоев шва стыков труб из (Phoenix K50R Mod) Schweisstechnik (Гер- мания)
стали с нормативным OK 53.70 3,2; 4,0 ESAB АВ (Швеция)
пределом прочности до 530 МПа включи- OK 53.70*' СИБЭС (Россия, г. Тюмень)
тельно (группы 1, 2) Фокс ЕВ Пайп (Fox EV Pipe) 3,2; 4,0 Bohler-Thyssen Wel- ding (Австрия)
Линкольн 16П (Lin- coln 16P) 3,2; 4,0 Lincoln Electric (США)
МТГ-01К 3,0 Сычевский электрод- ный завод (Россия, г. Сычевка)
МТГ-02 4,0 То же
OK 48.04 3,0; 4,0 СИБЭС (Россия, г. Тюмень)
OK 48.08** 3,2; 4,0 ESAB АВ (Швеция)
Для сварки и ремонта OK 74.70 3,2; 4,0 То же
заполняющих и обли- Линкольн 18П 3,2; 4,0 Lincoln Electric
цовочного слоев шва (Lincoln 18P) (США)
стыков труб из стали Кессель 5520 Mo 3,2; 4,0 Bohler Schweisstech-
с нормативным пре- делом прочности от (Kessel 5520 Mo) nik Deutschland (Германия)
539 до 588 МПа вклю- чительно (группа 3) OK 74.70" 4,0 СИБЭС (Россия, г. Тюмень)
491
Продолжение табл. 4.15
Назначение Марка электрода Диаметр, мм Производитель
Для сварки и ремонта заполняющих и об- лицовочного слоев шва стыков труб из стали с нормативным пределом прочности до 637 МПа включи- тельно (группа 4) ‘Сварку подвароч] 3,0; 3,2 или 4,0 мм. “Могут быть допут тановленном порядке. МТГ-03 Шварц-ЗК Мод (Schwarz-3K Mod) ОК 74.78“ ного слоя выполнять цены к применению т 3,0; 4,0 3,2; 4,0 4,0 электрода олько пос Сычевский элек- тродный завод (Рос- сия, г. Сычевка) Bohler-Thyssen Schweisstechnik (Гер- мания) ESAB АВ (Швеция) ми № 1 — 8 диаметром ле их аттестации в ус-
Контроль качества сварных соединений при ремонте с за-
меной «катушек» и участка трубопровода производится:
пооперационным контролем в процессе сборки и сварки;
визуальным контролем и обмером сварных соединений;
проверкой сварных швов неразрушающими методами кон-
троля (радиографическим, ультразвуковым).
При пооперационном контроле проверяются:
соответствие разделки кромок под сварку;
качество зачистки кромок и прилегающих к ним наруж-
ной и внутренней поверхности;
соблюдение допустимой разнотолщинности свариваемых
труб;
величина смещения стыкуемых кромок;
величина технологических зазоров в стыках;
соответствие температуры предварительного подогрева ус-
тановленным требованиям;
величина смещения продольных заводских швов ремонти-
руемого трубопровода и «катушки»;
применяемые сварочные материалы и режимы сварки;
качество формирования швов;
скорость ветра;
наличие инвентарного укрытия при осадках и ветре.
При визуально-измерительном контроле проверяются:
наличие клейм сварщиков, выполнявших сварку;
отсутствие дефектов, сопутствующих сварке;
492
соответствие геометрических размеров и формы сварного
стыка нормативно-техническим требованиям;
отсутствие следов зажигания дуги на теле трубы и др.
Все кольцевые стыковые сварные швы при врезке «ка-
тушки» подлежат 100%-ному контролю радиографическим и
ультразвуковым методами. Угловые сварные швы дополни-
тельно контролируются цветной дефектоскопией. При этом
контролируется не только сварной шов, но и околошовная
зона шириной 50 мм.
4.4. ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА
ТРУБОПРОВОДОВ
После проведения работ по восстановлению
стенки трубопровода отремонтированный участок покрывают
противокоррозионной изоляцией.
Согласно действующим нормативно-техническим докумен-
там для защиты трубопроводов от коррозии используют два
типа изоляции: усиленный и нормальный [4].
Усиленный тип защитных покрытий следует применять на
трубопроводах диаметром 820 мм и более независимо от ус-
ловий прокладки, а также на всех трубопроводах любого
диаметра, прокладываемых:
южнее 50° северной широты;
в засоленных почвах любого региона страны;
в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных
почвах, а также на участках перспективного обводнения;
на подводных переходах и в поймах рек, а также на пере-
ходах через автомобильные и железные дороги, в том числе
на защитных футлярах и участках трубопроводов, примы-
кающих к ним в пределах расстояний, устанавливаемых при
проектировании;
на пересечениях с различными трубопроводами по 20 м в
обе стороны от места пересечения;
на участках промышленных и бытовых стоков, свалок му-
сора и шлака;
на участках блуждающих токов;
на участках трубопроводов с температурой транспорти-
руемого продукта 313 К (40 °C) и выше;
на участках нефтепроводов, прокладываемых на расстоя-
нии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а
также границ населенных пунктов и промышленных пред-
приятий.
493
Во всех остальных случаях используют защитные покры-
тия нормального типа.
Согласно ГОСТ Р 51164 — 98 для изоляции магистральных
трубопроводов рекомендовано 22 конструкции защитных по-
крытий, из них: 19 — усиленного типа и 3 — нормального.
В настоящее время применяются следующие виды изоля-
ционных покрытий [5]:
комбинированное на основе мастики и полимерной ленты;
комбинированное на основе битумно-полимерной мастики
и термоусаживающейся ленты;
ленточное полимерно-битумное;
полиуретановое и полиуретаново-эпоксидное;
экструдированное полиэтиленовое, наносимое на трубу в
заводских условиях.
Краткие характеристики изоляционных комбинированных
покрытий и материалов приведены в табл. 4.16, 4.17.
Грунтовка наносится на очищенную поверхность трубо-
провода для того, чтобы обеспечить лучшее сцепление (адге-
зию) между изоляционным покрытием и металлической по-
верхностью трубопровода.
После очистки трубы для лучшей адгезии необходимо,
чтобы поверхность была шероховатой. Кроме того, если сра-
зу наносить мастику любого вида на холодную поверхность
Таблица 4.16
Структура комбинированного покрытия для нефтепроводов диаметром
до 820 мм
Конструкция покрытия Толщина, мм, не менее Изоляционный материал
Грунтовка би- тумно-полимер- ная 0,1 ПЛ-М, ТУ 5775-001-012977858 — 01 ГПБ-1, ТУ 5775-002-22633734-2002 БИОМ, ТУ 3213-002-20994575 — 01 ТРАНСКОР, ТУ 5775-003-32989231-00
Мастика би- тумно-полимер- ная 3,0 «Биом-2», ТУ-5775-004-20994575-01 «Транскор», ТУ 5775-002-32989231 -99 «Битеп», ТУ 5775-004-48097807-01 «Изобит», ТУ 5775-003-22633734-2002
Лента поли- мерная 0,4 ПВХ, ТУ 2245-007-05801845-00 ПВХ, ТУ 2245-044-0147105 — 96 ПВХ, ТУ 2245-071-43595506 —00
Обертка за- щитная поли- мерная 0,6 ПЭКОМ ТУ 2245-006-05801845 —00 ПВХ, ТУ 2245-007-05801845-00
Общая толщи- на, не менее 4.0
494
Таблица 4.17
Структура комбинированного покрытия усиленного типа
для нефтепроводов диаметром до 1220 мм
Конструкция покрытия Толщина, мм, не менее Изоляционный материал
Грунтовка битумно- полимерная 0,1 Транскор, ТУ 5775-003-32989231 -00 ПЛ-М, ТУ 5775-001-01297858-01 ГПБ-1, ТУ 5775-002-22633734-2002
Мастика битумно- полимерная з,о Транскор, ТУ 5775-002-32989231-99 «Битеп», ТУ 5775-004-48097807-01 «Биом-2». ТУ 27081564-018-93
Обертка защитная термоусаживающаяся (в два слоя) 1,4 ДРЛ-Л, ТУ 2245-003-46541379-98 Политерм, ТУ 2245-003-05801845-00
Общая толщина по- крытия, не менее 4,5
трубопровода (по сравнению с разогретой мастикой), то за
короткий промежуток времени она охладится от температуры
433 — 435 К до температуры трубопровода и не успеет запол-
нить все неровности на его поверхности, а следовательно, не
обеспечит прочное сцепление мастики с металлической по-
верхностью трубы.
В зависимости от вида изоляционного покрытия исполь-
зуют различные виды грунтовок.
При нанесении битумно-полимерных мастик используют
битумно-полимерные грунтовки как полученные путем рас-
творения соответствующей мастики в бензине, так и заво-
дского изготовления. Причем ассортимент их достаточно ши-
рок: ГПБ-1, «Транскор», ПЛ-М, «Биом» и др. Поэтому при
выборе того или иного вида грунтовки следует строго соблю-
дать рекомендации заводов-изготовителей.
Грунтовки (праймеры) заводского изготовления «Транс-
кор», «Битеп» ПЛ-М, «Биом-2» представляют собой каучуко-
смоляную наполненную композицию, растворенную в орга-
нических растворителях. Они обладают высокими адгезион-
ными свойствами и катодной стойкостью.
Их технические характеристики приведены в табл. 4.18.
Грунтовки («Транскор», «Биом» и др.) получают путем
растворения соответствующей мастики в бензине.
В изоляционных покрытиях применяют битумно-
полимерные мастики различных марок. Они изготавливаются
на основе нефтяного битума путем добавления различных
наполнителей и пластификаторов, в качестве которых могут
495
Таблица 4.18
Технические характеристики грунтовок (праймеров)
Показатель Грунтовка Методы испытаний
для мастики «Транскор», ТУ 5775-003- 32989231—00 для мастики «Битзп» ПЛ-М, ТУ 5775-001- 01297858 — 01 битумно- полимерная для мастики «Биом-2», ТУ 2313-002- 20994575 — 01
Цвет Вязкость по ВЗ-4 при 25±5 Черный 20±5 25±10 Визуально ГОСТ 8420
20 °C, с Сухой остаток, %, не 20 22 25 По ТУ
менее Адгезия битумной 0,25 0,25 0,25 ГОСТ Р
мастики к огрунто- ванной стали при 20 °C, МПа, не более Площадь отслаивания при катодной поля- ризации, не более, при: 20 °C 40 °C 5,0 10,0 5,0 10,0 5,0 10,0 51164-98. Приложе- ние Б ГОСТ Р 51164-98. Приложе- ние В
использовать порошковый полиэтилен, полидиен, асбест, мо-
лотый известняк и др. В настоящее время применяются
«Транскор», «Битеп», «Биом-2» «зимние» и «летние», «Изо-
бит» и др. Краткие характеристики некоторых видов мастик
приведены в табл. 4.19.
Оберточные материалы в битумной изоляции служат для
защиты изоляции от механических повреждений. Кроме того,
они защищают битумные мастики от оплывания, которое
может возникнуть в летнее время от длительного воздействия
солнечной радиации на изолированный трубопровод до того,
как он будет уложен в траншею и засыпан грунтом.
Чаще всего в качестве обертки (а иногда и в составе ком-
бинированных покрытий) используют поливинилхлоридную
ленту (ПХВ). Лента представляет собой рулонный материал,
изготовленный путем переработки композиции на основе по-
ливинилхлорида, пластификатора, стабилизатора и пигментов.
Технические характеристики этих пленок следует брать по
ТУ, указанным в табл. 4.16 [5].
Один из недостатков обычных оберток — образование на
них гофр в процессе нанесения и при длительной эксплуата-
ции трубопроводов, что может привести к образованию де-
фектов как изоляции, так и стенки трубы. Избежать этого
496
Таблица 4.19
Технические характеристики битумно-полимерных мастик
Показатель «Транскор», ТУ 5775-002- 32989231-99 «Битэп», ТУ 5775-003- 48097807-00 «Биом-2», ТУ 5775-004- 020994575-01 Метод испы- таний
Л 3 Л 3 Л 3
Температура 75 — 95 75-83 75-95 70-85 75-90 70-85 ГОСТ 11506
размягчения, °C, не ниже Глубина про- 20-23 23-28 20 25 20-35 20-40 ГОСТ 11501
никания 0,1- мм иглы, не менее, при + 25 °C Растяжимость 4-6 4-6 5 4 3 5 ГОСТ 11505
(дуктильность), см, не менее при +25 °C Температура -5 -20 -5 -20 -5 -20 ГОСТ 11507
хрупкости, °C, не выше Водонасыще- 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 ГОСТ 9812
ние за 24 ч, %, не более Адгезия к ста- ли по запрай- мированной поверхности, не менее, МПа, при тем- пературе, °C: 20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 ГОСТ Р
— 5 0,25 — 0,25 — 0,25 — 51164. При-
-20 — 0,30 — 0,25 — 0,30 ложение Б
Грибостой- 2 2 2 2 2 2 ГОСТ 9.048-
кость, балл, не более Примеча! 1 и е. Об означен 1ия: Л - - летняя [, 3 — зи мняя. 9.049
явления можно путем применения термоусаживающих лент
ДРЛ-Л, «ТЕРМА» и др.
При использовании труб с заводским покрытием основной
операцией в трассовых условиях является изоляция стыков
труб. Эта операция выполняется с помощью термоусажи-
вающих лент «ТЕРМА», ДРЛ-Л, Райхем, Кануса. Они пред-
ставляет собой двухслойную ленту (слой термоплавкого клея
и слой полиэтиленовой термо- и светостабилизированной ос-
новы). Благодаря термоусадке (внешнему нагреванию) такая
лента плотно обжимает изолируемую поверхность, термо-
плавкий клей заполняет все неровности стальной поверхно-
сти, околошовную зону, переходы от стальной поверхности к
полиэтиленовой изоляции труб.
497
Контроль качества изоляционных покрытий
трубопроводов
В общем случае все виды контроля можно
разделить на три группы [3]:
1) инспекционный;
2) входной;
3) операционный.
При инспекционном контроле проверяют:
наличие нормативно-технической и проектной документа-
ции на производство изоляционных работ;
техническое состояние машин, приборов, оборудова-
ния;
наличие необходимого лабораторного оборудования, кон-
трольно-измерительных приборов и инструментов и их соот-
ветствие требованияу ГОСТ, ТУ и других действующих нор-
мативных документов;
организацию входного контроля качества изоляционных и
строительных материалов, изделий, деталей, порядок их хра-
нения и транспортирования;
ведение учета потерь от брака и рекламаций к поставщи-
кам забракованных материалов и оборудования;
организацию операционного контроля, а также работу
технической инспекции по качеству;
порядок ведения и оформления исполнительной докумен-
тации, наличие записей проверяющих лиц и отметок об уст-
ранении обнаруженных нарушений.
Входной контроль проводится организацией, получающей
материалы, для проверки соответствия их качества техниче-
ским паспортам на них. Если технический паспорт отсутству-
ет, то лаборатория строительно-монтажной организации
должна дать письменное заключение о возможности приме-
нения данного изоляционного материала.
Входной контроль изоляционных материалов произво-
дится:
при поступлении материалов на склад;
на строительной площадке непосредственно перед приме-
нением изоляционных материалов.
Входной контроль должен проводиться не позже 10 сут со
дня поступления материалов на склад.
Входной контроль на строительной площадке осуществля-
ется представителем заказчика выборочно, при выездах на
место проведения работ не реже 1 раза в 10 дней. В частно-
сти, при входном контроле изоляционных мастик заводского
498
изготовления проверяются температура размягчения, пенет-
рация, растяжимость и водонасыщение.
У армирующих материалов проверяют ширину рулона,
сопротивление материала разрыву, изгиб под углом 180° до
появления трещины (число изгибов должно быть не ме-
нее 10).
При приеме полимерных и полимерно-мастичных лент
контролируются: наличие в рулонах лент телескопического
сдвига слоев, отсутствие перехода клеевого слоя на другую
сторону ленты, наличие сквозных повреждений в рулоне лен-
ты, возможность разматывания рулонов при температуре
применения. Кроме того, производится подбор рулонов изо-
ляционных лент одинаковой длины.
К входному контролю относится проверка условий хране-
ния и транспортировки изоляционных материалов, которая
должна производиться периодически 1 раз в месяц.
Изоляционные материалы на основе битумов требуется
хранить на специальных площадках, оборудованных настилом
и навесом.
Рулонные изоляционные, оберточные, армирующие мате-
риалы, грунтовки, растворители, пластификаторы следует
хранить в закрытых складских помещениях.
Максимальная температура хранения:
битумных мастик и полимерных лент не более 40 °C;
битумно-полимерных и асмольно-полимерных лент не бо-
лее 30 °C.
Сроки хранения изоляционных материалов со дня изго-
товления:
битумно-полимерных лент — б мес;
изоляционной ленты ДРЛ-Л и оберточной ленты ПЭКОМ —
2 года.
Операционный контроль подразумевает проверку отдель-
ных операций и готового покрытия при изоляции трубопро-
вода.
При нанесении изоляции на битумной основе контроли-
руются следующие операции и параметры:
качество очистки поверхности трубы;
толщина грунтовки;
адгезия (прилипаемость) слоя мастики;
толщина изоляции;
сплошность покрытия.
Контроль качества очистки при снятии старой изоляции
подробно рассмотрен в разделе 4.1. В данном же случае речь
идет о подготовке поверхности трубы к нанесению новой
499
изоляции, но требования к поверхности, технология очистки
и способы контроля остаются те же.
При контроле качества грунтовки при ее приготовлении
следует проверять дозировку компонентного состава, одно-
родность, вязкость и плотность. При нанесении ее на трубо-
провод следует следить, чтобы она наносилась сплошным и
равномерным слоем, без пропусков, подтеков, сгустков, пу-
зырей и наплывов.
Толщину грунтовки лучше измерять электронным толщи-
номером.
Адгезию (прилипаемость) изоляции на битумной основе
можно контролировать двумя способами.
Первый способ — путем надреза покрытия в виде равно-
стороннего треугольника с углом 60° в вершине и длиной
стороны 3 — 5 см и отслаивания вершины надреза. Изоляция
считается удовлетворительной, если она не отслаивается, а
при отрыве часть мастики остается на поверхности. Если по-
крытие отрывается от металла сплошным, неповрежденным
полотном, то изоляцию бракуют.
Второй способ — с помощью адгезиметров (типа СМ-1,
АМЦ2-20). В этом случае ножом вручную в изоляционном
покрытии производят надрез размером 10x10 мм до металла
трубы. Вокруг надреза расчищают площадку размером 30x35
мм и снимают покрытие для сдвига образца.
Толщину изоляционного слоя рекомендуется контролиро-
вать с помощью вихретоковых толщиномеров, предел изме-
рения толщины от 0 до 10 мм.
Сплошность покрытия (наличие сквозных дефектов) кон-
тролируется визуально и искровым дефектоскопом различ-
ных типов.
При наличии сквозного дефекта в покрытии между щупом
и трубопроводом происходит искровой разряд, сопровождае-
мый характерным треском, а в рукоятке штанги зажигается
электрическая лампочка.
При нанесении пленочной изоляции контролируются сле-
дующие параметры: адгезия, сплошность, число слоев, шири-
на нахлеста.
Сплошность полимерной изоляции проверяется так же,
как и битумной, но для этих целей рекомендуется специаль-
ные дефектоскопы.
Число слоев изоляционного покрытия контролируется ви-
зуально.
Ширина нахлеста замеряется металлической мерной лен-
той.
500
Адгезия полимерных лент проверяется адгезиметрами типа
АР-2.
Непосредственно после завершения укладочных работ
или ремонта трубопровода следует засыпать траншею (в те-
чение 24 ч). При засыпке трубопровода необходимо обеспе-
чить сохранность труб и изоляционного покрытия, а также
полное прилегание трубопровода ко дну траншеи.
В щебенистых, сухих комковатых и мерзлых грунтах тру-
бопроводы должны укладываться в траншею на подсыпку из
мягкого грунта толщиной не менее 20 см над выступающими
неровностями основания траншеи и таким же грунтом при-
сыпаются на 20 см над верхней образующей. Засыпку криво-
линейного участка трубопровода начинают с середины, дви-
гаясь поочередно к его концам.
Засыпка участков, отремонтированных по способу без
подъема трубопровода с сохранением его положения, должна
производиться в два этапа. Вначале производится присыпка,
обязательно с обеих сторон траншеи. Грунт присыпки не
должен закрывать верхнюю образующую трубопровода. Под-
бивку грунта присыпки под трубопровод можно выполнять
механизированным способом с помощью различных уст-
ройств.
Окончательная засыпка трубопровода в обычных условиях
осуществляется преимущественно бульдозерами параллель-
ными, косоперекрестными или комбинированными прохо-
дами.
Однако для маневрирования бульдозера в процессе засып-
ки требуется широкая полоса отчуждения со стороны насы-
пи, что недопустимо на посевных площадях и в лесах. Кроме
того, нельзя применять бульдозер при наличии параллельных
трубопроводов, так как это может привести к их поврежде-
нию.
При работе в горных условиях работу иногда приходится
выполнять на полках шириной 8—10 м, что представляет оп-
ределенные трудности.
Изоляционные машины и устройства
В настоящее время для выполнения изоляци-
онных работ разработан й выпускается специальный ком-
плекс машин. Кроме рассмотренной выше очистной машины
ОМ-Э в этот комплекс входят машина грунтовочная типа МГ,
котел автоматизированный плавильный электрический типа
501
КАПЭ и машина изоляционная для нанесения битумно-
мастичной изоляции типа МИАБ.
Машина грунтовочная МГ (рис. 4.XIV) производит очистку
поверхности трубы от пыли щетками и праймирование на-
ружной поверхности трубопроводов. При установке шпуле-
держателей серии ШИМ машина может использоваться для
изоляции трубопроводов полимерной пленкой по схеме 1 + 1
или 2 +1.
Основные технические характеристики этой машины при-
ведены в табл. 4.20.
Плавильный котел типа КАПЭ (рис. 4.XV), предназначен
для расплавления изоляционной мастики, поддержания ее в
определенном интервале температур и подачи в изоляцион-
ную машину посредством гибкого обогреваемого рукава. Ко-
тел имеет автоматическое регулирование тепловых режимов,
исключающее коксование мастики.
Технические характеристики котлов приведены ниже.
Технические характеристики плавильных котлов типа КАПЭ
Марка котла КАПЭ-2400 КАПЭ-3300
Объем расплавленной мастики в котле, м3 Производительность котла, л/ч: 2,4 3,3
при расплавлении мастики, не менее при подаче мастики на изоляционную ма- 200 200
шину 80 80
Максимальная потребляемая мощность, кВт Масса котла с основанием (без учета мастики), 78,9 93,3
кг, не более 4100 4500
Диапазон регулирования температуры, °C 90+200 90+200
Климатическое исполнение V V
Диапазон рабочих температур, °C Габаритные размеры, мм: — 25+ + 40 -25++ 40
длина в рабочем положении, мм 3430 3500
ширина с установленными настилами, мм 3270 3270
высота, мм 2080 2300
Таблица 4.20
Технические характеристики машины типа МГ
Параметры Марка машины
МГ-550 МГ-820 МГ-1020
Диаметр изолируемого трубопровода, мм Габариты: 550 720, 820 1020, 1220
длинахширина, мм 2400x1150 2540x1420 2540х1750
Масса сухая, кг 1180 1600 2020
Угол подъема, преодолеваемый машиной при движении по трубопроводу, градус 15 15 15
Максимальная потребляемая мощность, кВт 7,2 9,2 9,9
Климатическое исполнение V V V
Эксплуатация при температурах, °C -25++ 40 -25++ 40 -25++ 40
502
Таблица 4.21
Технические характеристики изоляционной машины типа МИАБ
Параметры Марка машины
МИАБ-530 МИАБ-720 МИАБ-820 МИАБ- 1020 МИАБ- 1220
Диаметр изоли- руемого трубо- провода, мм Габаритные раз- меры, мм: 530 720 720 1020 1220
длина 3960 4285 4285 4460 4460
ширина 1150 1420 1420 1750 1750
Масса сухая, кг 1680 2080 2080 2330 2330
Угол подъема, преодолеваемый машиной при движении по тру- бопроводу, градус 15 15 15 15 15
Максимальная потребляемая мощность, кВт 27 33,5 33,5 35 36,5
Силовая цепь, В/Гц 380/50 380/50 380/50 380/50 380/50
Цепь управления, В 36 36 36 36 36
Климатическое исполнение V V V V V
Эксплуатация при температуре, °C — 25++ 40 -25++ 40 -25++ 40 — 25+ + 40 — 25+ + 40
Изоляционная машина МИАБ (рис. 4.XVI) предназначена
для нанесения пластичного изоляционного материала (на би-
тумной основе) методом горячей кольцевой экструзии с од-
новременным нанесением защитной пленки или обертки. Ус-
тановка и поддержание температурного режима производит-
ся системой электронного регулирования.
Технические характеристики изоляционной машины этого
типа даны в табл. 4.21.
4.5. АВАРИЙНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЕ
РАБОТЫ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДАХ
Аварией на МН считается внезапное истече-
ние нефти в результате полного разрушения или поврежде-
ния нефтепровода или его элементов, сопровождаемые одним
или несколькими из следующих событий:
смертельным травматизмом людей;
травмированием людей с потерей трудоспособности;
503
воспламенением нефти или взрывом ее паров;
загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов,
установленных стандартом на качество воды;
утечками нефти объемом 10 м3 и более.
Инцидентом на объектах МН является отказ или повреж-
дение оборудования, отклонения от режима технологического
процесса, нарушения законодательных и правовых актов РФ
и нормативных документов, устанавливающих правила веде-
ния работ на объектах МН, которые могут сопровождаться
утечками нефти объемом менее 10 м3 без воспламенения
нефти или взрыва ее паров, без загрязнения водотоков.
При эксплуатации МН имеют место два основных вида
повреждений линейной части:
сквозные коррозионные повреждения (свищи);
трещины и разрывы в стенке трубопровода и сварных
стыках.
Эти повреждения вызываются следующими причинами [б]:
коррозией металла из-за некачественной изоляции, нали-
чия блуждающих токов, неудовлетворительной работой элек-
трозащиты и т.д.;
скрытыми дефектами труб, дефектами сварки при монта-
же трубопроводов, нарушением технологии монтажа;
нарушением правил эксплуатации;
внешними воздействиями (повреждение посторонними
лицами, наезд тяжелого транспорта, оползни и др.).
Быстрое обнаружение нарушений герметичности и ее
оперативное устранение позволяют существенно снизить
ущерб от повреждений трубопровода.
Объем выхода нефти в окружающую среду при потере
герметичности зависит от диаметра трубопровода, расстояния
между задвижками, рельефа местности, времени его обнару-
жения и устранения. Количество вытекшей нефти может
оказаться значительным даже при относительно небольшом
повреждении, если оно считается незамеченным в течение
длительного времени.
С учетом указанных факторов проверка герметичности
является основной целью контроля технического состояния
собственно трубопровода.
С учетом условий эксплуатации к методам и средствам
обнаружения утечек на МТ предъявляются следующие ос-
новные технические требования:
оперативность (быстродействие);
высокая чувствительность;
точность определения места утечек;
504
безопасность в эксплуатации;
обеспечение контроля трубопроводов большой протяжен-
ности;
высокая степень надежности, достоверность информации
и автоматизации;
отсутствие помех, влияющих на режим перекачки;
экономичность;
готовность к работе при любых климатических и погодных
условиях.
Выполнить все приведенные требования в одном методе
не представляется возможным, поэтому в настоящее время
разработан ряд методов, позволяющих контролировать нали-
чие утечек из трубопровода. В связи с этим все предлагаемые
методы контроля классифицируются по различным призна-
кам. В частности, по виду контролируемого параметра методы
классифицируются следующим образом:
по понижению давления перекачиваемого продукта;
по скорости распространения волны понижения давления
(метод отрицательных ударных волн);
сравнение расходов перекачиваемого продукта;
сравнение скорости изменения расходов;
по изменению количества перекачиваемого продукта (ба-
лансовый учет нефти);
по возникновению шума от утечки (ультразвуковой и аку-
стический методы);
по наличию газов над поверхностью земли (метод трасси-
рующих газов, лазерный газоаналитический метод);
по выходу перекачиваемого продукта на поверхность зем-
ли (визуальный метод);
по изменению давления при гидравлическом испытании;
по скорости понижения давления (метод статического дав-
ления);
по изменению скорости перепада давлений (метод диффе-
ренциального давления);
по изменению перепада давлений (метод перепада давле-
ния зондовый).
Существуют и другие показатели, по которым можно
классифицировать методы контроля: принцип действия, чув-
ствительность, способ представления информации и др.
Выбор того или иного метода обнаружения утечек зависит
от многих факторов: режима работы трубопровода, профиля
трассы, требований к охране окружающей среды, техниче-
ской характеристики метода, климатических условий и др.
505
При эксплуатации нефтепроводов в соответствии с НТД
используются следующие методы обнаружения утечек: визу-
альный, контроля давления, графоаналитический, балансового
учета нефти, анализ изменения нагрузки электродвигателей,
приборной диагностики (ультразвуковой и акустический),
параметрического контроля расхода и давления.
Сущность визуального метода заключается в обнаружении
мест утечек нефти и нефтепродуктов из подземного трубо-
провода путем осмотра трассы трубопровода обходчиками, а
также при передвижении вдоль трассы с использованием ав-
тотранспорта, речных катеров и авиации.
Основными признаками визуального обнаружения утечки
являются: видимый выход нефти на поверхность земли; из-
менение цвета (пожелтение) растительности; изменение цве-
та (потемнение) снежного покрова; появление радужной
пленки на поверхности воды. Эти признаки могут быть обна-
ружены обходчиками при патрулировании трассы МН, об-
служивающим персоналом при проведении работ в охранной
зоне нефтепровода, а также посторонними лицами.
Достоинства метода: позволяет обнаружить места любых
утечек нефти при выходе ее на поверхность земли; эффекти-
вен при контроле в дневное время с помощью вертолетов и
автотранспорта.
Недостатки метода: регулярное патрулирование обходчи-
ками и с помощью наземного транспорта утомительно и тру-
доемко; использование метода зависит от климатических и
погодных условий, а также от времени суток; в труднодос-
тупной местности осмотр трассы возможен только с помо-
щью авиации в дневное время; затруднено обнаружение мест
незначительных утечек.
Графоаналитический метод обнаружения места утечки
составляет около 10 % длины нефтепровода между соседними
работающими НПС.
Метод обнаружения утечек на линейной части МН на ос-
нове анализа причин изменения нагрузки электродвигателей
основан на регистрации изменения нагрузки более 3 % от
установившейся при данном режиме перекачки.
Характеристики остальных методов приведены в гл. 1.
Ликвидация аварий, аварийных утечек нефти и их послед-
ствий на объектах магистральных нефтепроводов должна вы-
полняться силами и средствами центральной ремонтной
службы (ЦРС) с привлечением, при необходимости, сил и
средств сторонних организаций.
ЦРС является структурным подразделением районного
506
нефтепровода управления (РНУ). В состав этой службы вхо-
дят:
Участок аварийно-восстановительных работ (УАВР);
Участок откачки нефти из трубопроводов (УОН);
Участки устранения дефектов на линейной части магист-
ральных нефтепроводов и технологических трубопроводах
НПС (УУД).
Границы обслуживания ЦРС рекомендуется устанавливать
в пределах протяженности нефтепроводов, эксплуатируемых
РНУ.
В обязанности ремонтной службы входят следующие
функции:
локализация и ликвидация отказов, аварий и несанкцио-
нированных врезок;
откачка нефти из трубопроводов при проведении плано-
вых и аварийно-восстановительных работ;
проведение плановых работ на линейной части магист-
ральных нефтепроводов и технологических трубопроводов
НПС по выборочному ремонту дефектов, замене дефектных
участков, запорной арматуры и фасонных изделий;
выполнение основных видов работ, направленных на пре-
дупреждение аварий по заявкам АПДС (НПС) и служб РНУ,
заданиям, графикам и распоряжениям ОАО МН;
обеспечение постоянной готовности автотракторной и
специальной техники, оборудования к проведению и выпол-
нению возложенных на ЦРС задач;
планирование работ и отчетность по выполненным рабо-
там, оформление и ведение технической документации;
экспериментальная отработка и внедрение новых техноло-
гий и технических средств, предназначенных для предупреж-
дения и ликвидации аварий;
организация проведения обучения и аттестация работни-
ков ЦРС;
организация работ по охране труда и пожарной безопас-
ности;
содержание неснижаемого запаса ГСМ, резерва запчастей
и материалов;
организация и внедрение мероприятий, обеспечивающих
охрану окружающей среды при выполнении плановых и ава-
рийных работ.
Функции Участков заключаются в следующем:
1. Участок аварийно-восстановительных работ:
локализация и ликвидация отказов, аварий и несанкцио-
нированных врезок;
507
выполнение различных работ на территории НПС базиро-
вания;
проведение учебно-тренировочных занятий;
техническое обслуживание закрепленной спецтехники,
оборудования и приспособлений.
2. Участок откачки нефти из трубопроводов:
откачка нефти из трубопроводов при проведении плано-
вых и аварийно-восстановительных работ;
гидроиспытание запорной арматуры, трубных узлов, труб
перед монтажом, выполняемым Участком аварийно-восстано-
вительных работ и Участком устранения дефектов;
вытеснение нефти из отключенных и выведенных из экс-
плуатации участков МН и подводных переходов путем закач-
ки воды при плановых и аварийных работах;
пропарка оборудования, используемого при откачке нефти
и очистке внутренней полости трубопроводов;
техническое обслуживание закрепленной спецтехники и
оборудования.
3. Участок устранения дефектов на линейной части маги-
стральных нефтепроводов и технологических трубопроводов
НПС:
устранение дефектов на линейной части МН;
вытеснение опрессовочной жидкости после гидроиспыта-
ний участков;
вырезка «катушек» и монтаж заглушек для отключения
участков МН для замены трубы при капитальном ремонте;
подключение участков к действующим МН после выпол-
нения строительно-монтажных работ по их замене или ре-
монту;
вырезка и замена задвижек и нестандартных соединитель-
ных элементов на линейной части МН и технологических
трубопроводов НПС;
заполнение нефтью участков после проведения плановых
работ совместно с линейно эксплуатационной службой
(АЭС);
ревизия, сборка запорной арматуры и фасонных изделий в
виде «катушки» перед установкой;
изготовление вантузов;
техническое обслуживание закрепленной спецтехники,
оборудования и приспособлений.
Для объектов МН, в том числе участков нефтепроводов на
подводных переходах через судоходные реки, НПС и перева-
лочных нефтебаз МН, в соответствии с Постановлением Пра-
вительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. № 613
508
в РНУ должны быть разработаны Планы ликвидации воз-
можных аварий (ПЛА).
ПАА для нефтепроводов должны быть разработаны для
максимального объема разлившейся нефти, величина которо-
го принимается следующей:
при разрыве нефтепровода — сумма 25 % максимально-
го объема перекачки в течение 6 ч и объема нефти между
запорными задвижками на поврежденном участке нефтепро-
вода;
при повреждении стенки трубопровода — 2 % максималь-
ного объема перекачки в течение 14 дней.
Планы ликвидаций возможных аварий определяют дейст-
вия должностных лиц ОАО МН и РНУ, ремонтного персонала
АВС по проведению аварийно-восстановительных работ и
ликвидации последствий аварий.
План ликвидации возможных аварий должен содержать
оперативную и техническую части.
В оперативной части Плана должны быть отражены сле-
дующие вопросы:
распределение обязанностей между отдельными службами
и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их
взаимодействия;
организация управления, связи и оповещения должност-
ных лиц, которые должны быть немедленно извещены об
аварии, с указанием телефонов и домашних адресов;
порядок действия группы патрулирования в начальный пе-
риод после обнаружения аварии;
перечень мероприятий по спасению людей и оказанию им
медицинской помощи;
перечень сторонних организаций, предприятий, землевла-
дельцев и других заинтересованных организаций, а также
порядок их оповещения о возможном распространении раз-
лившейся нефти для принятия совместных мер по обеспече-
нию безопасности населенных пунктов, промышленных и
сельскохозяйственных объектов;
маршруты следования групп патрулирования, техники и
ремонтного персонала АВС к месту аварии;
порядок, формы и сроки оформления документации об
аварии.
Техническая часть Плана должна содержать:
расчет объема предполагаемого стока и площадь растека-
ния нефти, методы задержания и способы сбора нефти, ха-
рактеристики водоемов или водотоков;
расчет сил и средств для ликвидации аварии из условия,
509
что время ее ликвидации в акватории должно быть не более
4 ч, а при разливе на почве — не более б ч;
график выполнения работ по ликвидации аварии;
перечень технической документации, необходимой для ор-
ганизации и выполнения работ по ликвидации аварии;
план и профиль участка нефтепровода с указанием всех
подземных и наземных коммуникаций в техническом кори-
доре;
схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных по-
требителей;
описание методов ликвидации аварии на объекте МН;
перечень мероприятий по обследованию состояния нефте-
провода после ликвидации аварии, порядок закрытия и от-
крытия линейных задвижек;
перечень мероприятий по сбору и утилизации разлитой
нефти, ликвидации последствий аварии;
перечень мероприятий по охране окружающей среды;
перечень мероприятий по сохранению качества нефти;
обоснование времени доставки персонала и средств к мес-
ту аварии;
транспортную инфраструктуру в районе возможного раз-
лива нефти.
С учетом конкретных факторов (диаметр трубопровода,
погодно-климатические условия, профиль трассы и др.) рас-
четная продолжительность работ по ликвидации аварий не
должна превышать 80 ч в обычных условиях и может быть
больше на 30 — 50 % при ликвидации аварий на болотах.
План ликвидации возможных аварий должен находиться у
главного инженера РНУ, диспетчера РНУ, начальника ЛИДС
(НПС), начальника ЦРС (СУПЛАВ) и оператора ЛПДС (НПС).
При получении сообщения об аварии на нефтепроводе
оператор ЛПДС (НПС) должен сообщить об этом диспетчеру
районного диспетчерского пункта (РДП) и начальнику ЛПДС
(НПС).
Руководитель ЛПДС, на участке которого произошла ава-
рия, после получения сообщения об аварии, обязан доложить
о случившемся руководству РНУ и принять на себя руково-
дство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии
руководителя работ от РНУ или ОАО МН.
Диспетчер РДП, получив сообщение об аварии, обязан:
остановить перекачку нефти по аварийному участку неф-
тепровода и отключить аварийный участок в режиме теле-
управления;
немедленно известить об аварии руководство РНУ, на-
510
чальника ЦРС (СУПЛАВ), диспетчера ОАО МН диспетчера
производственного технологического управления связи
(ПТУС);
организовать контроль за выездом аварийно-восстанови-
тельной бригады и патрульной группы.
Диспетчер ОАО МН, получив известие об аварии, обязан:
немедленно сообщить о возникновении аварии должност-
ным лицам в соответствии со схемой оповещения по ПАА;
контролировать ход выполнения мероприятий по ликвида-
ции аварии.
При поступлении сообщения об аварии для определения
места повреждения трубопровода начальник АПДС (НПС)
должен оперативно выслать на трассу нефтепровода патруль-
ную (поисковую) группу для уточнения местоположения по-
вреждения и закрытия линейных задвижек с целью локали-
зации поврежденного участка, если их невозможно закрыть в
режиме телеуправления с районного диспетчерского пункта.
Время на сбор патрульной группы устанавливается сле-
дующим: в рабочее время — 0,5 ч, в нерабочее время — 2 ч.
Время на обследование участка нефтепровода не должно
превышать: в светлое время — 3 ч, в ночное время — 4 ч.
При обнаружении места выхода нефти на поверхность
земли, водоема, водотока патрульная группа должна немед-
ленно сообщить об этом начальнику АПДС, диспетчеру РДП,
указав точное место аварии, обстановку на местности, харак-
тер истечения и разлива нефти, наличие вблизи места аварии
населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных
и железных дорог и угрозы им от растекания нефти, состоя-
ние подъездных дорог и проездов.
Кроме того, патрульная группа должна принять меры по
предотвращению пожара, закрыть задвижки по команде дис-
петчера РНУ, обозначить места выхода нефти, принять меры
по локализации растекания нефти.
Выбор метода ликвидации повреждения зависит от вида
дефекта. К аварийным дефектам обычно относят сквозные
трещины в сварных швах и основном металле трубы, сквоз-
ные коррозионные повреждения (свищи) и разрывы кольце-
вых монтажных швов, продольных или спиральных сварных
швов и по металлу трубы.
Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий диамет-
ром до 12 мм могут быть устранены забивкой стальных про-
бок («чопиков») с последующей их обваркой. Для обеспече-
ния плотности «чопики» изготавливают диаметром до 12 мм
конической формы с уклоном поверхности не более 1:10. От-
511
верстие для установки «чопика» формируется заранее по его
диаметру с помощью сверла. «Чопик» не должен препятство-
вать прохождению очистных и внутриинспекционных снаря-
дов и выступать внутрь трубы более чем на 5 мм.
«Чопик» забивают до полного устранения течи, после чего
наружную выступающую часть обваривают электросваркой с
формированием на поверхности трубы усиления высотой не
более 3 мм с шириной обварки 4 — 5 мм по периметру «чопи-
ка». Не допускается устанавливать более одного «чопика» по
периметру поперечного сечения нефтепровода. Расстояние
между «чопиками» по продольной оси нефтепровода должно
быть не менее 0,5 м.
При ремонте дефектов с небольшими утечками нефти
разрешается использовать временные методы ремонта. В ча-
стности, для прекращения течи нефти из нефтепровода могут
применяться накладные элементы с уплотняющей проклад-
кой, прижатой к поверхности трубы при помощи наружных
центраторов, прижимных хомутов, струбцин или домкратов с
последующей обваркой накладных элементов и установкой
на них муфт временного ремонта.
Повреждения типа сквозных коррозионных свищей или
несанкционированные врезки могут ремонтироваться при-
варкой патрубков с заглушками.
Аварии и аварийные утечки на линейных задвижках лик-
видируются в зависимости от вида неисправности следую-
щим образом:
в сальниковых устройствах — донабивкой уплотнений
сальниковых камер с помощью специальных приспособлений
после остановки перекачки при отсутствии избыточного дав-
ления в нефтепроводе;
во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом
задвижки, на байпасах) — заменой прокладок, с остановкой
перекачки нефти и, при необходимости, с опорожнением
участка нефтепровода;
при разгерметизации корпуса задвижки либо потере рабо-
тоспособности запорного устройства — заменой задвижки на
новую путем остановки перекачки нефти по нефтепроводу,
опорожнением участка нефтепровода от нефти, вырезки де-
фектной и монтажом новой задвижки. Поврежденную арма-
туру вырезают таким же образом, как и поврежденный уча-
сток трубопровода. Арматура соединяется с трубопроводом с
переходниками заводского изготовления или «катушками» из
труб с промежуточной толщиной стенки и длиной не менее
250 мм.
512
Для донабивки уплотнений сальниковых камер линейных
задвижек рекомендуется следующий способ и технология
выполнения работ [6]. В качестве набивки применяется
крошка маслобензостойкой резины (может быть получена из
бывших в употреблении шаровых разделителей или манжет
скребков). Размеры зерен крошки должны быть в пределах
от 10x10x0,5 до 5x5x0,2 мм. Смоченная в масле (машинном,
трансформаторном, автоле и др.) крошка нагнетается в саль-
никовую камеру через специально подготовленное отверстие
с помощью приспособления для набивки сальников.
На рис. 4.16 приведены подробные схемы донабивки саль-
никовых уплотнений линейных задвижек МН.
Технологическая последовательность выполнения опера-
ций следующая:
сверлится отверстие под резьбу диаметром 22 мм на
глубину (В-5) мм, где В — толщина стенки сальниковой ка-
меры;
нарезается резьба М24;
ввинчивается приспособление для сверления под давлени-
ем, состоящее из пробкового крана высокого давления и ка-
меры уплотнения;
после сверления кран закрывается и уплотнительная ка-
мера сверла отвинчивается;
вместо уплотнительной камеры монтируется нагнетатель;
открывается кран и ослабляется грундбукса;
нагнетается набивка до появления масла в щели между
штоком задвижки и грундбуксой;
проверяется легкость вращения или хода штока задвижки;
кран перекрывается и нагнетатель демонтируется.
Согласно существующей НТД аварийно-восстановитель-
ные работы на магистральных нефтепроводах с вырезкой
дефектного участка проводятся в следующей организацион-
но-технологической последовательности:
сооружение земляного амбара и сбор в него нефти;
подготовка ремонтной площадки и размещение на ней
технических средств;
вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение
ремонтного котлована;
освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти;
вырезка дефектного участка нефтепровода;
монтаж и вварка «катушки»;
заварка контрольных отверстий и отверстий для отвода
нефти;
контроль качества сварных швов;
20 - 9515
513
Рис. 4.16. Схемы донабивки сальниковых уплотнений линейных задвижек:
а - засверливание: 1 - сверло; 2 - дрель; 3 - грундбукса; 4 - шток; 5 - саль-
никовая набивка; б - нарезка 'резьбы: 1 ~ грундбукса; 2 - стенка камеры; в -
монтаж устройства и досверливание: 1 - сверло; 2 - кран; 3 - камера управ-
ления; 4 - дрель; г - нагнетание набивки: 1 - нагнетатель; 2 - спрессованная
стружка
пуск нефтепровода, вывод его на эксплуатационный ре-
жим;
изоляция отремонтированного участка нефтепровода;
засыпка нефтепровода, восстановление обвалования.
Очевидно, что приведенный перечень работ абсолютно
идентичен перечню работ при ремонте МН с вырезкой «ка-
тушки».
Единственным отличием в выполняемых работах является
использование траншеи для отвода разлитой нефти в земля-
ной амбар, поскольку из-за значительной площади, занятой
514
нефтью, применение трубопровода может оказаться неэф-
фективным.
Выполнение остальных операций, требования к выполне-
нию работ, оборудование для их выполнения подробно рас-
смотрены в разделе 4.2.
4.6. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА
И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ
РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ
Все технические средства, которые использу-
ются при аварийном и капитальном ремонтах, для удобства
изучения можно разделить на несколько групп [б]:
транспортные средства аварийных служб;
землеройные машины и механизмы;
грузоподъемные машины и приспособления;
средства откачки нефти;
специальные средства и приспособления.
Для производства аварийно-восстановительных работ на
трассу нефтепровода необходимо доставлять людей, материа-
лы, оборудование и приспособления независимо от времени
года и местности, где произошла авария. В связи с этим в
аварийных службах в основном применяется специализиро-
ванный Наземный транспорт высокой проходимости. Это ав-
томобили со всеми ведущими мостами, гусеничные машины с
малыми удельным давлением на грунт, болотоходы.
Для перевозки персонала аварийно-восстановительных
бригад к месту производства работ используются автобусы на
шасси автомобилей КАМАЗ-4310, УРАЛ-4320. Салоны этих
автомобилей рассчитаны на 20 — 30 человек, имеют автоном-
ное отопление. Для перевозки мобильных групп применяются
автомобили УАЗ различных модификаций с колесной форму-
лой 4x4. Для работы в условиях болот хорошо зарекомендо-
вали себя болотоходы серии ТТМ-3902 и ТТМ-4901 (рис.
4.XVII) (пассажирские, со специальным и сварочным обору-
дованием, пожарные).
Для транспортировки тяжелого оборудования: тракторов,
бульдозеров, кранов-трубоукладчиков по шоссейным и про-
филированным дорогам используются прицепы и полуприце-
пы типа ЧМЗАП-83991 грузоподъемностью 58 т, ЧМЗАП-
99865 грузоподъемностью 39 т, на пневмоколесном ходу с ав-
томобилями-тягачами типа КрАЗ-6443, КЗКТ.
Для перевозки специального оборудования, приспособле-
20*
515
ний и материалов применяется современная техника с обо-
рудованными кузовами в зависимости от перевозимых грузов
на шасси автомашин повышенной проходимости КАМАЗ-
4310, Урал-4320, МАЗ-642505, трубоплетевозы на шасси Урал-
43204 с роспуском 8973-10.
Для обеспечения проживания персонала в полевых усло-
виях используются передвижные вагоны-домики. Комплект-
ность этих домов на колесах обеспечивает нахождение ре-
монтных бригад в комфортных условиях. В оснащении бри-
гад имеются вагоны-столовые, жилые вагоны для 4 — 8 чело-
век, вагон-сауна, штабной вагон (рис. 4.XVHI).
В условиях бездорожья иногда единственным транспорт-
ным средством для доставки ремонтного персонала, оборудо-
вания и материалов оказывается авиация. Для патрулирова-
ния используют вертолеты Ми-2 и Ка-26, для перевозки бри-
гад — вертолеты Ми-6 и Ми-8. Для перевозки крупногаба-
ритных грузов (труб) на внешней подвеске с успехом приме-
няют вертолет Ми-ЮК («летающий кран»).
Земляные работы, выполняемые при аварийном ремонте
нефтепровода, весьма трудоемки. Они начинаются с локали-
зации места повреждения, сооружения земляного амбара и
рабочего котлована и заканчиваются рекультивацией земли.
От того, насколько механизированы земляные работы, зави-
сят степень влияния аварии на окружающую среду и быстро-
та ее ликвидации.
Для выполнения земляных работ при ликвидации аварий
применяются экскаваторы и бульдозеры. Экскаваторы на ко-
лесном ходу мобильны, используются при ликвидации аварии
в начальной стадии для возведения защитных сооружений,
отыскания места повреждения трубопровода, вскрытия не-
больших участков нефтепровода. Хорошо зарекомендовали
себя одноковшовые экскаваторы УДС-114 на шасси автома-
шины Татра-815, отечественные аналоги на шасси автомоби-
лей-вездеходов КАМАЗ (рис. 4.XIX).
Для выполнения значительных объемов земляных работ по
вскрытию протяженных участков нефтепроводов, разработке
котлованов больших объемов и возведении защитных соору-
жений применяют экскаваторы на гусеничном ходу с объе-
мом ковша до 1,6 м3 (рис. 4.XX) и бульдозеры. Для разра-
ботки замерзшего грунта бульдозеры оборудуются рыхлите-
лями.
Прошел эксплуатационные испытания и хорошо зареко-
мендовал себя плавающий экскаватор ТТМ-6901Э с экскава-
торной установкой Мотовилихинского завода (рис. 4.XXI).
516
Эта машина способна самостоятельно передвигаться по боло-
там и работать на слабонесущих грунтах.
Для проведения аварийно-восстановительных работ на
нефтепроводах используются различные грузоподъемные
машины и приспособления. При аварийном ремонте линей-
ной части нефтепровода чаще всего используются автокраны
грузоподъемностью до 25 т, смонтированные на шасси авто-
мобилей повышенной проходимости.
При работах на трубопроводах больших диаметров, мон-
таже протяженных участков используются краны-
трубоукладчики, в том числе со стрелами-опорами (рис.
4.XXII).
При капитальном и аварийном ремонте возникает необхо-
димость откачки нефти из нефтепровода, перекачки нефти в
параллельный трубопровод, земляной амбар, резинотканевые
или сборно-разборные емкости, автоцистерны. После окон-
чания ремонтных работ проводят сбор нефти из открытых
нефтяных амбаров и обратную закачку собранной нефти в
отремонтированный трубопровод.
Для выполнения указанных операций, а также для запол-
нения водой магистральных нефтепроводов из открытых во-
доемов при подготовке к гидравлическим испытаниям, для
работы в качестве временной нефтеперекачивающей станции
магистрального нефтепровода применяют различные перека-
чивающие агрегаты. В нефтепроводном транспорте основным
таким средством является передвижная насосная установка в
комплекте с насосно-транспортной машиной. В комплексе
этих машин входят следующие технические средства: основ-
ной и подпорный насосы, пакет быстроразборного полевого
трубопровода, необходимую запорную арматуру, источник
энергоснабжения, кран-манипулятор, средства освещения и
пожаротушения. Энергетическое оборудование установлено
во взрывозащищенном исполнении, силовые установки обо-
рудованы искрогасителями.
Передвижные насосные установки ПНУ-IM состоят из
двух машин: основной и вспомогательной (рис. 4.ХХШ), тех-
нические характеристики представлены ниже.
Техническая характеристика насосной установки ПНУ-1
Основная машина
Состав оборудования........... Основной насос, силовая установка,
ультразвуковой счетчик
Основной насос:
тип............................. ПН-150-50
подача номинальная, м3/ч........ 150
напор номинальный, м............ 500
517
Вспомогательная машина
Состав оборудования...............
Насос подпорный:
тип..............................
подача номинальная, м3/ч.......
напор номинальный, м...........
максимальная высота всасывания, м
Подпорный самовсасывающий насос,
электродвигатель насоса, гидроуста-
новка высокого давления, кран-
манипулятор, дизель электростанция
ЦНС 150-50
150
50
0,5-8,5
Передвижная насосная установка ПНУ-2 на базе шасси
КАМАЗ-43118 (рис. 4.XXIV) имеет следующие характерис-
тики.
Технические характеристики насосной установки ПНУ-2
Состав оборудования.............. Основной насос, силовая установка,
ультразвуковой счетчик, подпорный
самовсасывающий насос, электро-
двигатель насоса, гидроустановка
высокого давления, кран-
манипулятор
Насос основной:
тип................................. ПН 150-50
подача номинальная, м3/ч....... 150
напор номинальный, м........... 500
Насос подпорный:
тип................................ ЦНС 150-50
подача номинальная, м3/ч....... 150
напор номинальный, м............ 50
максимальная высота всасывания, м 0,5 —8,5
Насосно-транспортная машина НТМ-1 (рис. 4.XXV) пред-
назначена для оснащения аварийно-восстановительных служб
предприятий магистральных трубопроводов и применяется
для опорожнения аварийного участка нефтепровода перед
ремонтом и для закачки собранной нефти в действующий
нефтепровод совместно с передвижной насосной установкой
ПНУ-2, а также в качестве самостоятельной станции для пе-
рекачки нефти.
В состав насосно-транспортной машины НТМ-1 входят:
генератор БГ-100М-4У2;
электронасос ЦНС 150-50;
гидро манипулятор ИМ20;
пакеты труб СРВ и рукавов;
две катушки с кабелем;
задвижки и обратные клапаны, которые размещены на
платформе, смонтированной на шасси КАМАЗ-43118,
Для дозачистки котлованов и сбора незначительных остат-
ков нефти используется вакуумный нефтесборщик объемом
V — 6,64-10 м3 на шасси автомашин УРАЛ-4320 или КАМАЗ-
4310.
518
Аварийно-восстановительные службы оснащены установ-
ками, позволяющими проводить гидравлические испытания
вновь построенных или отремонтированных нефтепрово-
дов — агрегат ЦА-320 на шасси автомашин КРАЗ-214, УРАЛ-
4320. Эксплуатационные и ремонтные службы предприятий
трубопроводного транспорта укомплектованы погружными
насосами подачей от 10 до 100 м3/ч типа ГНОМ. Имеется
большой спектр различных центробежных насосов подачей
до 250 м3/ч.
Для откачки дождевых, талых и грунтовых вод из ремонт-
ных котлованов используют водоотливной агрегат АВ-701.
Агрегат представляет собой самовсасывающий насос ВСА
200-01А, установленный на тракторе ДТ-75 М. Привод насоса
осуществляется от вала отбора мощностей через цилиндриче-
ский редуктор, смонтированный на заднем мосту трактора.
Подача агрегата 700 м3/ч, полный напор — 12 м вод. ст.
Оборудование, используемое при аварийных работах.
Кроме перечисленных выше машин и механизмов при ре-
монте применяют оборудование и приспособления, которые
значительно сокращают время ликвидации аварии и облег-
чают труд ремонтного персонала.
В целях уменьшения количества земляных работ широко
применяются резинотканевые резервуары и сборно-
разборные резервуары объемом 3—1000 м3 (рис. 4.XXVI).
Для врезки в нефтепровод патрубков применяют устрой-
ства холодной врезки, допускающие проведение этих работ
без остановки перекачки, при давлении в трубопроводе до
2,5 МПа (см. рис. 4.Х).
Наиболее сложная и ответственная операция при замене
дефектного участка трубы — сварочно-монтажные работы.
Определенную сложность при замене дефектного участка
представляет выполнение разметки, от которой зависит точ-
ность операции: необходимо вырезать «катушку», обработать
ее кромки под сварку, а также аккуратно обработать концы
основного трубопровода и подогнать «катушку» по размеру.
Приспособление для обработки «катушки» трубы под сварку
показано на рис. 4.XXVII, а устройство для разметки «кату-
шек» — на рис. 4.17.
После подготовки «катушки» она устанавливается по мес-
ту и закрепляется с помощью звенных центраторов, устрой-
ство которого представлено на рис. 4.18, а общий вид — на
рис. 4.XXVHI.
В связи с использованием для диагностики трубопроводов
магнитных дефектоскопов производственники столкнулись с
519
Рис. 4.17. Шаблон для разметки катушек:
1 - хомут; 2 - направляющий стержень; 3 - втулка; 4 - затяжной болт; 5 -
винт-фиксатор; 6 - трубопровод
Рис. 4.18. Наружный звенный центратор ЦЗ:
1 - промежуточное звено; 2 - звено с опорными роликами; 3 - запорное
звено; 4 - запорное устройство
К блоку управления
Рис. 4.19. Схема установки устройства ПКНТ, компенсирующего намагни-
ченность трубопровода:
1 - трубопровод; 2, 3, 4 - кабели; 5 - компенсирующий модуль
таким явлением, как остаточная намагниченность труб. При
средней и высокой остаточной намагниченности труб сварка
стыков трубопроводов сопровождается появлением эффекта
«магнитного дутья», что отрицательно сказывается на качест-
ве сварных швов.
Для нейтрализации эффекта «магнитного дутья» проводит-
ся размагничивание концов труб с помощью приборов ПКНТ
5/8 и ПКНТ 10/12, (рис. 4.19, 4.XXIX).
Оснащенность аварийно-восстановительных подразделе-
ний определяется Табелем технической оснащенности, в ко-
тором предусмотрены все необходимые для ликвидации воз-
можной аварии инструменты и материалы.
4.7. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ
НА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДАХ
Аварией на подводном переходе считается со-
бытие, связанное с возникновением неконтролируемой утеч-
ки нефти в результате разрушения или повреждения трубо-
521
провода из-за коррозионного износа, воздействия потока во-
ды, волокуш, якорей и др.
Для ликвидации аварийных ситуаций на ППМН, связан-
ных с разгерметизацией нефтепровода, необходимо выпол-
нить следующее:
остановить перекачку нефти;
закрыть береговые задвижки и отключить аварийный уча-
сток нефтепровода;
организовать доставку людей и технических средств к
месту аварии;
организовать откачку нефти из поврежденного трубопро-
вода, замещение нефти водой;
установить ограждения, препятствующие распростране-
нию нефти в водном объекте и организовать сбор разлив-
шейся нефти;
определить место и характер повреждения трубопровода;
определить объем ожидаемой утечки;
организовать ремонт поврежденного участка ППМН;
испытать отремонтированный участок нефтепровода.
Для эффективного и быстрого производства работ заранее
разрабатывается План ликвидации аварийных разливов неф-
ти (ЛАРН) для каждого подводного перехода магистрального
нефтепровода, который включает следующие основные пунк-
ты: оповещение должностных лиц, сбор и выезд рабочих
групп, развертывание и установку боновых заграждений на
рубежах задержания, сбор и утилизацию нефти, отбор и ана-
лиз проб воды.
На начальной стадии ликвидации аварии основной задачей
является ограничение зоны возможного распространения
нефтяного загрязнения и сбор нефти с поверхности реки. На
малых реках локализация может осуществляться созданием
временных или постоянных запруд или дамб с водоспускны-
ми трубами (7]. Конструкция и основные размеры такой за-
пруды приведены на рис. 4.20.
При установке таких запруд (дамб) необходимо соблюдать
следующее условие:
Qi < и FiVj < F2v2,
где — расход воды в водотоке, м3/с; Q2 ~ расход воды че-
рез трубы, уложенные в теле дамбы, м3/с; F — живое сече-
ние поперечника реки, м2; F2 — сумма живых сечений труб,
уложенных в теле дамбы, м2; vt — скорость течения реки до
строительства дамбы, м/с; v2 — скорость истечения воды по
трубам, м/с.
522
Рис. 4.20. Схема запруды для улавливания нефти на водотоке:
1 - оголовок; 2 - труба; 3 - насыпь-дамба; 4 - стальные приварные пластины;
5 - бетонизированный лоток; 6 - задвижка; Н = hi + + 0,5d; В = 2Н + b; b =
= 1^-3 м; hi > 0,5 м; h-j > 2,5d
Площади сечений определяются следующим образом:
nd2
где а — ширина дна реки; с — ширина реки по урезу воды;
hp — средняя глубина потока воды в реке; d — диаметр труб,
уложенных в дамбе; п — количество труб.
Наиболее распространенный способ локализации нефтя-
ных загрязнений на реках — использование заграждений.
523
Для повышения эффективности заграждения должны обла-
дать следующими качествами; следовать движению поверх-
ности воды, смещаться в сторону течения, не допускать
«подныривания» нефти и ее перелива через них, сопротив-
ляться силам потока воды и ветра, выдерживать химическое
воздействие нефти и перепада температур, быть легкими и
удобными для транспортировки. Кроме того, заграждение
должно сместить нефть в область более спокойного течения к
приямку на берегу.
Все заграждения можно подразделить на специальные и
подручные. К специальным относятся боновые заграждения
(рис. 4.XXX), которые, в свою очередь, подразделяются на
подвижные и стационарные, мягкие (резинотканевые и по-
лимерные), надувные и твердопоплавковые, летние и зимние,
неогнестойкие и огнестойкие.
Табель оснащения нефтепроводных предприятий включает
различные боновые заграждения: боны универсальные типов
«Барьер», УП; боны заградительные типов «Уж», «Вайкома»,
«Хай Спринт»; боны для защиты береговой полосы типа «БЗ-
14-00-00»; боны огнестойкие типа «БПП-160У»; боны стацио-
нарные типа «Металлические БЗ D530».
Подручными средствами могут быть бревна, сплотки из
бревен, различные трубы (стальные, пластмассовые, полевых
магистральных трубопроводов), соломенные валики в метал-
лической сетке или обтянутые проволокой и т.п. [6].
Для локализации нефтяных загрязнений на реках с боль-
шими скоростями течения используют металлические боно-
вые заграждения.
Для их установки необходимо проводить расчеты удержи-
вающей силы для каждого типа с учетом скорости течения и
по ним подбирать якоря и тросы.
Длина бонового заграждения не должна быть слиш-
ком большой: для скорости течения до 1,0 м/с приблизи-
тельно 200 м, для скорости течения свыше 1,5 м/с порядка
100 м.
Такие длины позволяют уменьшить усилия, которые испы-
тывают боновые заграждения и их якоря после установки.
Установка более коротких по длине бонов обеспечивает наи-
лучшую эффективность при локализации разлившейся на
воде нефти. На практике обычно используют боны длиной 25,
50, 100 или 200 м.
Варианты расстановки боновых заграждений выбираются
в зависимости от конкретных условий с учетом категории
рек и скорости течения.
524
После локализации нефтяных загрязнений основной зада-
чей становится сбор нефти с поверхности воды.
Работа всех нефтесборных систем основана на различии
физических свойств нефти и воды. Эти различия определяют
три основные группы нефтесборщиков, применяемых для
сбора нефти:
1) гравитационные устройства, использующие различие в
плотности воды и нефти;
2) адгезионные устройства, использующие свойство нефти
налипать на поверхности различных материалов либо впиты-
ваться ими;
3) сорбционные устройства, впитывающие нефть.
Гравитационные нефтесборные устройства можно подраз-
делить на следующие типы:
вакуумные — по принципу непосредственного всасывания;
пороговые — по принципу перетекания нефти через по-
рог, удерживаемый ниже уровня воды;
погружные — вызывающие погружение нефти и улавли-
вание ее в сборные емкости;
с горизонтальным шнеком, имеющим постепенно убы-
вающий шаг;
центробежные, образующие воронку для всасывания
нефти.
Адгезионные нефтесборные устройства можно подразде-
лить на следующие виды:
дисковые — диски, частично погруженные в воду, враща-
ются, а налипающая на них нефть удаляется скребками;
барабанные (с полупогруженным в воду барабаном);
ленточные — оборудованные транспортной лентой с от-
кидным или скребковым механизмом.
К сорбционным устройствам относится плавающая трос-
швабра с отжимной роликовой системой.
На отечественных нефтепроводах наибольшее распро-
странение получили дисковые и барабанные нефтесборщики,
их гидрофобная поверхность способствует высокой селек-
тивности отметки, т.е. в собранной водонефтяной смеси доля
нефти составляет до 98 %, пороговые нефтесборщики обла-
дают большой производительностью сбора по водонефтяной
смеси, но селективность отметки низка.
Достоинством вакуумных нефтесборщиков является уни-
версальность (могут собирать нефть с твердой поверхности),
но при работе на водоемах ими захватывается вместе с неф-
тью большое количество воды. Общий вид малогабаритного
вакуумного нефтесборщика приведен на рис. 4.XXXI.
525
Принцип работы типового нефтесборщика (рис. 4.21) за-
ключается в следующем: вакуумным насосом 6 создается
разрежение в отстойно-вакуумном резервуаре. Под воздейст-
вием вакуума происходит засасывание пленки нефти вместе
с водой с помощью специального нефтесборного устройства
1. Поступающая в резервуар смесь нефти с водой отстаива-
ется и насосом 7 откачивается, если это вода, обратно в реку,
если нефть — в специально подготовленную емкость. При
этом вращающийся барабан 11 обеспечивает направленное
поступление нефтяной пленки в нефтесборное устройство 1
и далее из приемной камеры 2 по наклонному трубопроводу
в вакуумный резервуар 5.
На рис. 4.ХХХП изображен один из наиболее эффектив-
ных типов дисковых нефтесборщиков
Сбор и утилизация нефти включает следующие технологи-
ческие операции [7]:
расстановку нефтесборщиков на воде;
подсоединение нефтесборщиков к боновым ограждениям;
монтаж и подсоединение сети энергоснабжения и трубо-
проводной системы отвода собранной водонефтяной смеси;
расстановка накопительных емкостей и подсоединение их
к трубопроводной системе;
сбор нефти с подачей в накопительные емкости;
Рис. 4.21. Принципиальная схема вакуумного нефтесборщика со специаль-
ным нефтесборным устройством:
1 - нефтесборное устройство; 2 - приемная камера; 3 - электродвигатель; 4 -
наклонный трубопровод; 5 - отстойно-вакуумный резервуар; 6 - вакуумный
насос; 7 - нефтеводяной насос; 8 - пульт управления; 9 - транспортное сред-
ство; 10, 11- барабаны
526
транспортировку собранной водонефтяной смеси к местам
утилизации нефти;
разделение водонефтяной смеси;
утилизацию нефти и очистку воды до санитарных норм.
В целях устранения возможного «проныривания» нефти
под боновым заграждением сбор нефти необходимо осущест-
влять по проточной схеме, т.е. располагать нефтесборщик в
одном ряду с заграждением, обеспечивая возможность про-
текания основной массы водяного потока под нефтесборщи-
ком (рис. 4.22, а, 6).
При этом производительность нефтесборщика должна
быть выше возможного поступления нефти. В случае, когда
производительность нефтесборщика меньше, необходимо ус-
танавливать по проточной схеме в одном ряду боновых за-
граждений несколько нефтесборщиков или ниже по течению
несколько рядов боновых заграждений с нефтесборщиками с
таким расчетом, чтобы их суммарная производительность бы-
Рис. 4.22. Проточные (а,
б) и замкнутая (в) схемы
установки боновых за-
граждений и нефтесбор-
щиков в потоке:
1 - емкость для сбора
нефти; 2 - отводящий
рукав; 3 - нефтесборщик;
4 - боновое заграждение
527
ла равна возможному объему поступающей нефти. Послед-
ний ряд боновых заграждений можно устанавливать по замк-
нутой схеме («кошель») для локализации остаточной нефти
(рис. 4.22, в).
Кроме механических способов сбора нефти в практике
борьбы с нефтяными загрязнениями используют и физико-
химические методы: адсорбцию и десорбцию.
При адсорбции применяют специальные вещества — сор-
бенты, которые хорошо поглощают частицы нефти. По общей
классификации сорбенты подразделяются на три группы:
природные неорганические;
природные органические;
синтетические.
Природные неорганические сорбенты обладают невысокой
нефтеемкостью, малой плавучестью и нетехнологичны в при-
менении (мелкодисперсны, легкие, распыляются при нанесе-
нии, опасны для здоровья обслуживающего персонала). Ис-
пользование их при ликвидации аварий ограничено, хотя они
имеют низкую стоимость.
Основой сорбентов второй группы являются отходы про-
мышленных предприятий. Эти сорбенты характеризуются
средними значениями нефтеемкости и для обеспечения их
гидрофобности практически все они должны быть подвергну-
ты дополнительной обработке, что повышает их стоимость.
Высокоолеофильные и гидрофобные синтетические мате-
риалы для сбора разлитой на воде нефти обладают высокой
нефтеемкостью и малым водопоглощением. В частности, та-
кие сорбенты эффективны при разливах малой мощности,
когда толщина пленки составляет 1 мм и менее и когда сбор
ее механизированными способами малоэффективен.
В качестве диспергентов применяют поверхностно-
активные вещества (ПАВ), которые при соединении с нефтью
образуют растворы со слабым поверхностным натяжением,
благодаря чему рассеиваются мелкими каплями в толще во-
ды. Рассеивание нефти в воде рассчитано на последующее
биологическое разложение и имеет цель ускорить его, благо-
даря увеличению поверхности нефти. Однако необходимо
учесть, что диспергенты токсичны, поэтому их применение
разрешается контролирующими органами в особых случаях.
В Табель оснащения техническими средствами для ликви-
дации аварийных разливов нефти на подводных переходах
входят также вспомогательные технические средства уста-
новки боновых заграждений (лодка с навесным мотором,
буксирный и рабочий катера, ручная лебедка), средства ре-
528
культивации и утилизации нефти (емкость для сбора нефти,
саморазворачивающаяся емкость), установка для работ в
зимнее время (машина для резки льда, мотопила, генератор
теплого воздуха, мотопомпа, утепленная палатка) и средства
обеспечения противопожарной и технической безопасности
(пожарная мотопомпа, электростанция). Значительные труд-
ности при авариях на подводных переходах возникают при
очистке берегов.
Зачистка, смыв нефти водой с загрязненных берегов про-
изводятся гидромонитором или мотопомпами с последующей
улавливанием ее на рубеже задержания.
При понижении уровня воды в реке нефть может оказать-
ся на берегу на значительном расстоянии от воды. В этом
случае ее смыв к приемному устройству нефтесборщика не-
возможен. Если позволяют рельеф и прочность грунта, то при-
меняют бульдозеры, ковшовые экскаваторы, скреперы и т.д.
Сгребая нефть, машины захватывают слой грунта, поэтому
для вывоза загрязненного грунта необходимы автомобили по-
вышенной проходимости. Если рельеф местности не позво-
ляет использовать землеройную технику, то сбор нефти про-
изводят вакуумными или пневмотранспортными установками.
Укрепленные берега очищают с помощью вакуумных неф-
тесборщиков. Одновременно устраивают плавающее заграж-
дение на расстоянии 1 — 2 м от берега, а нефть, скопившуюся
между камнями, посыпают сорбентом, вымывают струей во-
ды в сторону заграждения и собирают с помощью нефтес-
борных устройств.
С кустарников и деревьев нефть смывают струей воды,
подаваемой под давлением 0,6 —0,8 МПа. При низкой темпе-
ратуре воздуха используют подогретую воду (до 30 — 40 °C).
Загрязненную нефтью водную растительность скашивают
специальными косилками, установленными на лодках, или
вручную, с последующим ее улавливанием и выводом для
утилизации.
Особенности работы в зимний период. Технология лока-
лизации и сбора нефти в зимних условиях предусматривает
следующие операции:
на поверхности водоема в зоне разлива нефти обкалывают
лед;
в образовавшейся полынье устанавливают боновые загра-
ждения из материалов повышенной прочности (сталь, стекло-
пластик и т.д.);
в свободную от льда зону вводят нефтесборщик с источ-
ником горячей воды или пара на борту;
529
загрязненный нефтью лед собирают в контейнер, где от-
мывают теплой водой.
Для разогрева и смыва вязкой нефти требуется пар, пода-
ваемый с расходом 200 — 300 кг/ч на 1 т нефти.
Также локализация нефти и направление ее в зону сбора
в условиях наличия ледового покрова проводится в результа-
те создания во лцду направляющих ледовых прорезей. Про-
рези располагают под углом к течению реки в зависимости от
скорости воды в соответствии с рекомендуемыми углами ус-
тановки боновых заграждений. В конце направляющей про-
рези сооружают майну для размещения нефтесборщика и
вспомогательного оборудования.
Ширина прорези выбирается с расчетом всплытия нефтя-
ных частиц в зависимости от скорости течения и толщины
льда. Если прорезь выполняется только для установки на-
правляющих боновых заграждений, то ее ширина выбирается
с учетом возможности постановки специальных зимних за-
граждений.
Для сооружения майн и прорезей при толщине ледового
покрова до 0,25 м рекомендуются цепные бензопилы, при
толщине льда от 0,25 до 1,1 м — ледорезные фрезерные ма-
шины ЛФМ (рис. 4.XXXIII), а при толщине льда более 1м —
двухбаровые машины БР. При работе ледорезной техники
необходимо выполнять требования техники безопасности, а
также контролировать толщину ледяного покрова.
В зимних условиях для локализации и направления нефти
к месту сбора предпочтительнее применять металлические
боновые заграждения. Схема локализации нефтяного пятна
приведена на рис. 4.23. Надувные боновые заграждения могут
использоваться только на открытых участках воды.
Одновременно с организацией сбора разлившейся нефти
должно быть проведено водолазное обследование подводного
перехода для уточнения места и характера повреждения, по-
сле чего руководитель работ определяет способ ремонта.
Основными видами аварийных дефектов на ППМН явля-
ются свищи, трещины в сварных швах, разрывы и пробоины.
В зависимости от характера повреждения восстановление
несущей способности трубопровода в русловой части может
производиться:
прокладкой новой нитки подводного перехода;
ремонтом с применением кессонной, полукессонов (рис.
4.24).
Отметим особенности второго способа. Ремонт с примене-
нием кессонов и полукессонов проводится на глубине до
530
Рис. 4.23. Схема локализации и направления нефтяного пятна в зимних
условиях:
1 - прорезь: 2 - полотно заграждения; 3 - майна; 4 - нефтесборщик; 5 - ва-
куумная установка; 6 - утяжеляющий груз
30 м, для обеспечения их функциональности применяется
комплекс спецоборудования (плавсредства грузоподъемно-
стью 120 т и более; кран для опускания и монтажа кессона;
компрессорная установка; дизель-электростанции мощностью
20 кВт и более; насосное оборудование для откачки воды,
средства радиосвязи и др.).
Перед установкой кессона удаляется грунт с аварийного
участка и вокруг него разрабатывается котлован необходи-
мых размеров.
С трубопровода удаляется футеровка и изоляция на длине,
равной длине кессона плюс 500 мм с каждой стороны.
Для монтажа кессона гидромониторами разрабатывается
грунт, обе половины кессона и шахта установливаются на
трубе и герметизируются. Воду из кессона откачивают по-
гружным насосом, затем монтируют дренажный насос и сис-
темы жизнеобеспечения.
Выбор метода ремонта зависит от характера повреждения
и выполняется способами, применяемыми для ремонта под-
земных трубопроводов. Работы по устранению дефекта ни-
чем не отличаются от подобной наземной операции.
Через шахту (обычно изготовленную из трубы диаметром
1000 мм) в камеру подаются части ремонтной муфты. После
531
1
2
Рис. 4.24. Схема расположения глубинного кессона при ремонте дефекта на
подводном переходе магистрального нефтепровода в зимних условиях:
1 - система жизнеобеспечения; 2 - лед; 3 - шахта; 4 - камера; 5, 8 - балла-
стировочная площадка (засыпается грунтом); 6 - уплотнительная обойма; 7 -
ремонтная муфта
установки муфты проводится контроль сварных швов. В ка-
честве защитного слоя используются материалы на основе
армированных изоляционных материалов. Изоляционное по-
крытие обычно наносится в кессоне, что позволяет прокон-
тролировать его качество.
4.8. РЕМОНТ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
И ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ
Вся система нефтеснабжения и каждый ее
элемент должны надежно отработать от начала эксплуатации
до предельного состояния. Предельным состоянием называет-
ся состояние оборудования, при котором его дальнейшая
эксплуатация технически невозможна или нецелесообразна
532
из-за несоответствия требованиям безопасности или неустра-
нимого снижения эффективности работы.
Эксплуатационная надежность и высокая эффективность
оборудования МН во многом определяется совершенством
системы его технического обслуживания и ремонта (ТОР).
Ниже рассматривается ТО и ремонт основного механиче-
ского и энергетического оборудования, включаемого в систе-
му ТОР по техническому состоянию на примере магистраль-
ных и подпорных насосов и электродвигателей.
Техническое обслуживание и ремонт
магистральных и подпорных насосов
Система ТО и ремонта магистральных и под-
порных насосов предусматривает выполнение диагностики и
всех видов ремонта выездными диагностическими и ремонт-
ными бригадами баз производственного обслуживания (БПО)
или ремонтными бригадами НПС.
Диагностический контроль осуществляется как на рабо-
тающих, так и на выведенных из эксплуатации насосных аг-
регатах.
Техническое обслуживание насосов осуществляется экс-
плуатационно-ремонтным и вахтенным персоналом службы
главного механика. ТО включает в себя следующие виды ра-
бот: проверку фланцевых и резьбовых соединений; затяжку
фундаментных болтов; проверку уровня масла в маслобаках,
герметичности маслопроводов и вспомогательных трубопро-
водов; герметичности торцовых уплотнений ротора насоса;
затяжку болтовых соединений зубчатой или пластинчатой
упругой муфт; проверки герметичности уплотнения в разде-
лительной стенке, между отделениями насосов и электродви-
гателей.
Кроме того, для подпорных насосов производятся следую-
щие работы: дополнение или замена консистентной смазки
Литол 24 в опорно-упорные подшипники насосов НПВ 1250-
60 и НПВ 2500-80; проверка уровня турбинного масла в насо-
сах НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 и восстановление уровня
при необходимости; осмотр резиновых колец втулочно-
пальцевой муфты; полная замена масла в корпусе упорного
подшипника, смазки радиального подшипника промежуточ-
ного вала и зубчатой муфты насоса типа «Вортингтон». Сро-
ки замены масла или смазки определяются соответствующи-
ми нормативными документами.
533
Устранение обнаруженных неисправностей и дефектов и
выполнение регламентных работ производится при отклю-
ченном агрегате или обесточивании системы энергоснабже-
ния насосов.
В объем технического обслуживания входят все работы,
предусмотренные паспортами, и инструкции по эксплуатации
конкретных насосных агрегатов.
Текущий ремонт осуществляется без вскрытия крышки
насосов и не требует транспортировки узлов на БГЮ. При
производстве текущего ремонта производятся все операции
ТО, а также: проверка состояния подшипников, торцовых
уплотнений, зубчатой и пластинчатой муфт; измерение ради-
альных зазоров во вкладышах подшипников, натяг крышек
радиально-упорных подшипников; разборка, дефектация и
сборка торцовых уплотнений; проверка герметичности сты-
ков крышки с корпусом основных и горизонтальных подпор-
ных насосов, крышки со стаканом вертикальных подпорных
насосов; проверка центровки и подготовка насосного агрегата
к пуску; пуск, измерение и анализ рабочих параметров на-
сосного агрегата под нагрузкой.
Средний ремонт предусматривает разборку насоса (без
демонтажа с фундамента), выполнение всех операций текуще-
го ремонта, а также: опорожнение насоса от нефти и вскры-
тие его; очистку, промывку и визуальный осмотр узлов и де-
талей; проверку надежности крепления и стопорения втулок
вала, радиально-упорных подшипников (если вал не меняет-
ся); проверку степени износа импеллерных втулок; контроль
размеров и технического состояния посадочных и резьбовых
поверхностей вала, лопаток и дисков рабочего колеса, а при
необходимости ремонт или замена; измерение радиальных
зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и при необ-
ходимости замена уплотнительного кольца или восстановле-
ние размеров элементов щелевого уплотнения, замена паро-
нитовых прокладок между крышкой и корпусом насоса.
В зависимости от технического состояния узлов и деталей
насоса производятся следующие ремонтные работы: замена
(или ремонт) ротора, который должен быть динамически от-
балансирован; ремонт или замена уплотняющих втулок, колец
импеллерных втулок; замена подшипников скольжения, при-
шабровка новых вкладышей по валу с проверкой прилегания
вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипни-
ков; сборка, центровка, опробование под нагрузкой, измере-
ние и анализ рабочих режимов. Все резиновые уплотнитель-
ные кольца подлежат замене на новые.
534
Для вертикальных подпорных насосов кроме того произ-
водятся: проверка отсутствия течи из стакана, из-под крышки
и из картера; замена импеллера, всех прокладок и крепеж-
ных деталей с поврежденной резьбой, ремонт торцового уп-
лотнения с заменой пар трения и уплотняющих колец.
Капитальный ремонт насосов выполняется силами БПО
или ЦБПО. Ремонт фундамента, стакана вертикального насо-
са, демонтаж и монтаж насоса производятся выездной брига-
дой БПО.
При капитальном ремонте осуществляются все операции
среднего ремонта, а также: демонтаж насосов; проверка со-
стояния корпусов, патрубков насоса, состояния стакана вер-
тикальных насосов и при необходимости их ремонт; дефек-
тация и ремонт фундамента с заменой анкерных болтов (при
необходимости); гидравлические испытания насоса при дав-
лении рисп = 1,5рраб; центровка агрегата, опробование под
нагрузкой и повторная проверка центровки; измерение и
анализ рабочих параметров.
Перед выводом в ремонт на насосном агрегате необходимо
замерить ряд эксплуатационных параметров, характеризую-
щих состояние оборудования: вибрационные параметры, ве-
личину утечек в уплотнениях, давление и температуру масла,
температуру подшипников, напор, мощность и КПД.
Магистральные и подпорные насосные агрегаты подлежат
обкатке в течение 8 ч после текущего ремонта и в течение
72 ч после среднего и капитального ремонтов. При обкатке
контролируются и фиксируются эксплуатационные парамет-
ры насосного агрегата, оцениваются их значения по сравне-
нию с измеренными до вывода агрегата в ремонт и составля-
ется заключение о качестве ремонта.
По этим параметрам определяются базовые характеристи-
ки (напорные, энергетические, виброакустические), КПД,
температура подшипников с указанием режима работы (по-
дачи, напора и давления на входе) и сравнивают со значе-
ниями, при которых допускается ввод насосного агрегата в
эксплуатацию.
В случае значительного отличия базовых значений харак-
теристик от паспортных необходимо производить доводку
насосного агрегата с последующим повторным определением
новых базовых характеристик и сравнение их с паспортными.
Выше приводились дефекты, которые имеют место при
эксплуатации магистральных насосов. В зависимости от ха-
рактера дефекта некоторые детали подлежат замене, а неко-
торые могут быть восстановлены.
535
В качестве примера ниже рассматриваются способы ре-
монта некоторых основных деталей.
Корпус насоса. В процессе эксплуатации насоса могут
появиться следующие дефекты корпусных деталей: трещины,
свищи, коррозионно-эрозионный износ, забоины на плоско-
стях разъема, износ посадочных мест, повреждение резьбы.
При обнаружении трещины в корпусе вопрос о его ремон-
те в каждом конкретном случае решается отдельно. Как пра-
вило, чугунные детали заменяются на новые. Стальные дета-
ли могут быть отремонтированы заваркой по аттестованной
технологии исправления дефекта. В этом случае рекоменду-
ется следующий порядок проведения работ:
очистка места сварки от краски, грязи, ржавчины, масла,
нефти;
определение границ трещины визуальным осмотром, керо-
синовой пробой или путем травления дефектного места вод-
ным раствором азотной кислоты;
засверливание концов трещины для ограничения ее рас-
пространения во время разделки кромок под сварку и в про-
цессе сварки;
разделка кромок под сварку механическими методами
(угол разделки по всему контуру должен быть не более 45° на
сторону);
предварительный нагрев места исправления дефекта;
заварка дефекта электродами диаметром 3 — 5 мм (режим
сварки выбирают по паспорту электрода);
восстановление антикоррозионных покрытий и покраска.
Износ посадочных мест стальных корпусов под крышку,
уплотнительные кольца и т.д. устраняется наплавкой с после-
дующей расточкой до номинальных размеров. При значи-
тельном износе посадочных гнезд под подшипники допуска-
ется их расточка с последующей установкой гильз по легко-
прессовой посадке. Проворачивание гильзы предотвращается
стопорными шпильками или штифтами. Допускается расточ-
ка посадочных гнезд корпусов подшипников скольжения под
вкладыши на 1,5 % от первоначального диаметра с изготовле-
нием нового вкладыша.
Мелкие риски, забоины, вмятины на плоскостях разъема
корпусных деталей устраняются зачисткой, шабровкой или
опиловкой с последующей обработкой плоскостей разъема.
Дефектация внутренних резьбовых соединений корпусных
деталей производится калибрами, а восстановление геомет-
рии резьбы — метчиками. Допускается нарезать новую резь-
бу ближайшего размера взамен поврежденной.
536
Вал насоса. Дефектация валов проводится при среднем и
капитальном ремонтах.
Наиболее характерными дефектами валов являются: ис-
кривление {прогиб), износ шеек, резьбы и шпоночных пазов,
коррозионный и эррозионный износ.
Валы с трещинами к эксплуатации не допускаются.
Правка валов с недопустимым прогибом, проводится:
при диаметре до 50 мм — механическим способом без на-
грева под прессом на призмах на специальных стендах;
при диаметре более 50 мм — механическим способом с
местным нагревом в приспособлении, центраторах токарного
станка или на опорных призмах.
Правка валов механическим методом с местным нагревом
в приспособлении (рис. 4.25) производится следующим обра-
зом: вал нагревают горелками до температуры 550 °C (начало
свечения металла) по окружности в месте максимального
прогиба. Нагретый вал домкратом 7 и хомутом с тягами 6 из-
гибают в сторону, противоположную искривлению, и выдер-
живают в течение 2 —3 ч.
Место правки вала для его термической стабилизации на-
гревают еще раз на 70 °C выше максимальной температуры
правки (цвет металла темно-красный), а затем медленно ох-
лаждают в сухом песке.
При правке валов термическим способом перед нагревом
на месте максимального изгиба устанавливается асбестовый
лист толщиной 5 — 8 мм с прямоугольным отверстием длиной
по оси вала 0,2DB и шириной по окружности 0,3£)в, где DB —
диаметр вала в месте нагрева, мм. Нагрев производится в
Рис. 4.25. Приспособление для механической правки валов с местным
нагревом:
I - основание; 2 - стойка; 3 - призматический упор; 4 - вал; 5 - индикатор;
6 - прижимная тяга; 7 - домкрат
537
месте максимального изгиба до температуры не выше 550 °C
в специальном приспособлении. По окончании правки вала
места, подвергавшиеся нагреву, отжигают при температуре
550 — 600 °C (цвет металла темно-красный) для ликвидации
остаточных напряжений двумя горелками. При этом вал дол-
жен вращаться со скоростью 15 — 20 об/мин.
Правка валов всех диаметров наклепом производится ме-
ханическим способом с помощью чеканки на токарном стан-
ке. Наклеп начинают с места максимального искривления и
поочередно равномерно спускаются в обе стороны, захваты-
вая по 1/3 окружности вала.
В зависимости от износа посадочных мест валов допуска-
ется применять следующие методы восстановления: износ
посадочных поверхностей до 0,3 мм — хромирование; износ
посадочных поверхностей до 0,8 мм — осталивание (желез-
нение) с последующим шлифованием; износ посадочных по-
верхностей более 0,8 мм устраняется наплавкой с последую-
щей обточкой и шлифовкой.
При износе шпоночного паза допускается увеличение его
ширины не более, чем на 10 % с изготовлением нестандарт-
ной шпонки. При невозможности восстановить шпоночный
паз на старом месте допускается изготовление нового паза
под углом 90—120° по отношению к старому с сохранением
размеров и допусков по чертежу. При увеличении размера
паза или при фрезеровании нового должен быть произведен
расчет на прочность с учетом фактического передаваемого
крутящего момента и отработанного времени.
При фрезеровании паза необходимо обеспечить радиус
перехода между боковой стенкой и дном паза не менее 1 мм.
Такой же радиус должен быть и у шпонки.
Дефекты галтелей могут явиться причиной поломки вала,
поэтому качество галтелей необходимо тщательно проверить.
Задиры на галтелях валов устраняются опиловкой или про-
точкой с последующим шлифованием. Радиусы закруглений
галтелей должны соответствовать величинам, приведенным в
НТД.
Резьба на валу в случае забоин восстанавливается леркой
или резцом с последующей зачисткой напильником или над-
филем.
Рабочее колесо насоса не должно иметь трещин любого раз-
мера и расположения, посадочные места и торцовые поверх-
ности должны быть без забоин, заусенцев и т.д., не должны
иметь износа лопаток и дисков от коррозии и эрозии более
25 % номинальной толщины. Изгиб лопаток не допускается.
538
При местной коррозии стальных рабочих колес дефектные
места зачищаются до полного вывода раковин и наплавляют-
ся с последующей обработкой и балансировкой.
Трещины стальных рабочих колес устраняются заваркой.
Перед заваркой определяются границы трещины и на концах
ее просверливают отверстия диаметром 3 — 4 мм. Трещина
разделывается под сварку, заваривается и обрабатывается.
При износе шпоночного паза на ступице рабочего колеса
допускается его ремонт так же, как на валу насоса.
Подшипники насоса. В центробежных насосах широко
применяются подшипники качения и подшипники скольже-
ния. Не допускаются к эксплуатации подшипники качения,
имеющие следующие дефекты:
трещины, выкрашивание металла и цвета побежалости на
кольцах и телах качения;
выбоины и отпечатки (лунки) на беговых дорожках колец;
шелушение металла, чешуйчатые отслоения;
коррозионные раковины, забоины и вмятины на поверх-
ностях качения, видимые невооруженным глазом;
визуально определяемая ступенчатая выработка рабочих
поверхностей колец;
превышение радиального и осевого зазоров величин, ука-
занных в НТД.
Также не допускаются к эксплуатации подшипники
скольжения, имеющие на баббитовой заливке следующие
дефекты:
трещины, сколы, выкрашивание и отслаивания, а также
глубокие раковины диаметром более 1 мм;
следы касания вала о заливку верхнего вкладыша и боко-
вые поверхности;
подплавление баббитовой заливки;
износ баббитового слоя более 1 мм.
При наличии дефектов, не подлежащих ремонту, вклады-
ши заменяются или перезаливаются.
После замены или перезаливки вкладышей необходимо
проверить плотность прилегания их к постелям по краске, а
величину натяга с помощью свинцовых оттисков.
Техническое обслуживание
и ремонт электродвигателей
По данным эксплуатации ремонтный цикл и
межремонтный период работы электродвигателей в основном
совпадают с межремонтным периодом работы насосов. По-
539
этому ТО и виды ремонтов электродвигателей совпадают с
таковыми у насосных агрегатов.
Текущий и средний ремонты электродвигателей не требу-
ет их транспортировки в электроремонтный цех и произво-
дятся на месте установки без демонтажа с фундамента. Капи-
тальный ремонт, как правило, производится в электроре-
монтном цехе ЦБПО или специализированными электроре-
монтными заводами, зарегистрированными в органах Госгор-
технадзора.
Техническое обслуживание электродвигателей производит-
ся электротехнической службой в сроки, предусмотренные
графиками ТО, и включает следующие работы: осмотры экс-
плуатируемых двигателей, включая систему их управления и
защиты; повседневный контроль за целостностью заземления;
проверку систем охлаждения электродвигателей; работы, ко-
торые можно выполнить при временном отключении элек-
тродвигателей: подтяжка контактов и креплений, смена ще-
ток, регулировка траверс, протирка и чистка колец, коллек-
торов и т.п.
Текущий ремонт электродвигателей выполняется в сроки,
предусмотренные для магистральных, подпорных насосов и
насосов вспомогательных систем НПС персоналом выездных
ремонтных бригад (ВРБ) и электротехнической лаборатории.
Текущий ремонт включает производство операций ТО,
подготовку необходимых механизмов, приспособлений и ин-
струментов, а также проведение ряда измерений: вибрацию
подшипников, сопротивление изоляции обмоток ротора при
номинальной скорости вращения, степень нагрева корпуса и
подшипников.
При текущем ремонте электродвигателей магистральных и
подпорных насосов выполняются следующие работы: вскры-
тие крышек подшипников, клеммных щитков (торцовых щи-
тов) электродвигателя и проверка состояния изоляции под-
шипников. При обнаружении матовых пятен на рабочих по-
верхностях вкладыша и цапфы вала необходимо устранить
появление подшипниковых токов путем восстановления изо-
ляции стояка (тумбы) подшипника, у перемычек и выводных
концов ротора и возбудителя.
Кроме того, производятся: проверка состояния и обозна-
чений маркировки выводных концов обмоток, клеммных
щитков; измерение и проверка зазоров между вкладышем и
крышкой подшипника, между валом и вкладышем (по оттис-
кам свинцовой проволоки) до и после ремонта; замена флан-
цевых прокладок и уплотнений; проверка и восстановление
540
герметичности взрывозащищенных двигателей; зачистка и
шлифовка колец и коллекторов возбудителя; проверка и ре-
гулировка щеткодержателей и закорачивающих устройств.
После выполнения всех этих работ производятся сборка
двигателя, проверка защитного заземления, подсоединение к
электросети и проверка работы электродвигателя на холостом
ходу и под нагрузкой.
Средний ремонт электродвигателей магистральных и под-
порных насосов выполняется персоналом ВРБ на площадке
НПС.
При этом выполняются все операции текущего ремонта, а
также: проверка состояния воздухоохладителей, ротора, вен-
тиляторов; продувка вентиляционных каналов; проверка со-
стояния обмотки статора; пропитка изоляции обмоток стато-
ра и ротора изоляционным лаком.
Капитальный ремонт электродвигателей включает опера-
ции, выполняемые при ТО, текущем и среднем ремонтах, а
также следующие работы: замену подшипников скольжения
и качения (независимо от состояния), проверку величины
воздушных зазоров между сталью ротора (якоря) и статора
(сталью полюсов), если конструкция двигателя позволяет вы-
полнить эти измерения; полную разборку двигателя, чистку и
промывку всех механических узлов и деталей; очистку, про-
тирку сохраняемых обмоток, изоляционных деталей, коллек-
торов, колец, щеточных механизмов (для синхронного элек-
тродвигателя с машинным возбудителем); дефектацию всех
узлов и деталей; ремонт деталей узла — корпуса и магнито-
провода — заварку трещин, приварку лап, перенарез изно-
шенных резьбовых отверстий, установку рымболтов, ремонт
подшипниковых щитов и крышек; ремонт сердечника актив-
ной стали статора и ротора, удаление замыканий между от-
дельными листами, удаление распущения зубцов пакета, ста-
ли ротора, замену и установку новых прокладок под полюсо-
вые башмаки, устранение сдвига отдельных листов активной
стали; ремонт вала, торцовку, исправление центровых отвер-
стий, устранение прогиба, восстановление диаметра шеек ва-
ла и посадочных мест под шкивы, вентилятор и сердечник
стали; зачистку забоин, заусениц; восстановление шпоночных
канавок, ремонт или замену вентилятора; ремонт ротора —
перезаливку или замену стержней и замыкающих колец ко-
роткозамкнутой обмотки, ремонт и припайку старых и уста-
новку новых бандажей, балансировку; проверку и при необ-
ходимости замену неисправных пазовых клиньев, изоляцион-
ных втулок, проводов внутренних соединений статорной и
541
роторной обмоток, обмоток возбуждения и выводных концов;
замену обмоток (в случае необходимости); укладку обмоток,
соединение схемы, их пропитку и сушку; покрытие лобовых
частей обмоток и внешних поверхностей полюсных катушек
покровным лаком или эмалью; сборку и окраску двигателя;
проведение приемо-сдаточных испытаний и оформление сда-
чи в эксплуатацию.
Список литературы к главе 4
1. Правила капитального ремонта магистральных нефте-
проводов. РД 39-00147105-015-98. - Уфа: ИПТЭР, 1998. - 194 с.
2. Методы контроля и измерений при защите подземных сооружений от
коррозии/Н.П. Глазов и др. — М.: Недра, 1978. — 215 с.
3. Технологические регламенты (стандарты предприятия) акционерной
компании по транспорту нефти «Транснефти»: В 2 т./Под ред. С.М. Вайн-
штока. ~ М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
2003 г.
4. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов/В.А. Березин,
К.Е. Ращепкин и др. — М.: Недра, 1978. — 364 с.
5. Изоляционные материалы и покрытия для нефтепроводов и резервуа-
ров. Каталог//Журнал ЛКМ. — 1998. — 192 с.
6. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С. и др. Аварийно-
восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов/Под ред.
А.Г. Гумерова. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. — 271 с.
7. Забела К.А., Красков В.А., Москвич В.М., Сощенко А.Е. Безопасность пе-
ресечений трубопроводами водных преград/Под общ. ред. К.А. Забелы, —
М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 195 с.
ГЛАВА
ОХРАНА
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЕПРОВОДОВ
5.1. НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К СИСТЕМЕ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
И РАЦИОНАЛЬНОГО
ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ
НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ТРУБОПРОВОДНОГО
ТРАНСПОРТА НЕФТИ
Обеспечение экологической безопасности яв-
ляется неотъемлемым условием деятельности системы трубо-
проводного транспорта нефти. Основные принципы процесса
транспортировки нефти осуществляются в соответствии с
принятыми международными и национальными требования-
ми в области экологической безопасности:
обеспечение охраны окружающей природной среды путем
совершенствования управления природоохранной деятельно-
стью предприятий;
рациональное использование природных ресурсов;
предупреждение чрезвычайных ситуаций и эффективная
ликвидация их последствий;
реализация контроля за выполнением экологических нор-
мативов при осуществлении производственно-хозяйственной
деятельности предприятий нефтепроводного транспорта;
мониторинг отдельных компонентов окружающей природ-
ной среды в районах размещения объектов предприятия;
контроль за организацией работ по утилизации отходов
производства и потребления, минимизация их объемов и
снижение токсичности;
расчет платежей за выбросы и сбросы загрязняющих ве-
ществ, размещение отходов и организация работ по их сни-
жению;
543
участие в организации работ по внедрению новейших эко-
логически чистых и ресурсосберегающих технологий.
Структура нормативно-правовой базы экологической
безопасности и природопользования, действующая в системе
магистральных нефтепроводов, представлена на приведенной
схеме (рис. 5.1).
Основанное на нормах Конституции РФ федеральное за-
конодательство в сфере экологической безопасности и ра-
ционального природопользования делится на четыре группы
законов:
1. Прямо регулирующие сферу экологической безопасно-
сти и рационального природопользования: Закон РФ «Об ох-
ране окружающей среды» (2002), Водный кодекс РФ (1995),
Лесной кодекс РФ (1997), Земельный кодекс РФ (2001), Закон
РФ «О недрах» (1992) и др.
2. Регулирующие отдельные аспекты, области или сферы
экологической безопасности и рационального природополь-
зования:
а) блок государственной безопасности: Закон РФ «О безо-
пасности» (1992), федеральный закон «О чрезвычайном по-
ложении» (2001);
б) блок промышленной безопасности: ФЗ «О промышлен-
ной безопасности опасных производственных объектов»
(1997) и др.;
в) блок управления рисками: ФЗ «О защите населения и
территории от чрезвычайных ситуаций природного и техно-
генного характера» (1994), «Об организации страхового дела
в РФ» (1992) и др.;
г) природно-ресурсный и природоохранный блоки: ФЗ
«Об охране атмосферного воздуха» (1999); «Об экологической
экспертизе» (1995); «О животном мире» (1995), «Об отходах
производства и потребления» (1998); «О континентальном
шельфе РФ» (1995) и др.;
д) экономический блок: глава 26 «Налог на добычу полез-
ных ископаемых» ч. 2 Налогового кодекса РФ и др.
3. Устанавливающие ответственность в сфере природо-
пользования: Уголовный кодекс РФ, Кодекс об администра-
тивных правонарушениях РФ.
4. Регулирующие отношения в сферах, смежных с эколо-
гической безопасностью и рационального природопользова-
ния: Законы РФ «О защите прав юридических лиц и индиви-
дуальных предпринимателей при проведении государственно-
го контроля» (2001), «О лицензировании отдельных видов
деятельности» (2001), «Об обеспечении единства измерений»
544
Рис. 5.1. Схема федеральной нормативно-правовой базы экологической безопасности и природопользования
(1993), «О санитарно-эпидемиологическом благополучии на-
селения» (1999) и др.
Федеральная законодательная база по экологической безо-
пасности и рациональному природопользованию, в свою оче-
редь, представлена подзаконными нормативно-правовыми
актами:
акты президента РФ (указы и распоряжения);
акты правительства РФ (постановления, положения, пра-
вила) ;
акты федеральных органов исполнительной власти — ми-
нистерств и ведомств (положения, правила, инструкции, при-
казы, постановления);
акты субъектов Федерации (постановления, распоряжения,
правила).
Так, подзаконными нормативно-правовыми актами прави-
тельства РФ (от 21.01.2000 г. № 613 «О неотложных мерах по
предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и
нефтепродуктов», от 15.04.2002 г. № 240, № 613 «О порядке
организации мероприятий по предупреждению и ликвидации
разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ») опре-
деляются требования к предприятиям трубопроводного тран-
спорта нефти, как опасным производственным объектам, по
предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти.
Природоохранным законодательством РФ устанавливается
обязательное для природопользователей проведение мероприя-
тий и наличие нормативной природоохранной документации:
проведение инвентаризации источников выбросов загряз-
няющих веществ в атмосферу, источников образования отхо-
дов;
разработка проекта норм предельно допустимых выбросов
(ПДВ) загрязняющих веществ в атмосферу;
разработка проекта предельно допустимых сбросов (НДС)
загрязняющих веществ в водные объекты;
расчет объемов водопотребления и водоотведения для по-
лучения лимитов;
разработка проекта образования и лимитов на размещение
отходов;
разработка экологического паспорта предприятия;
разработка других нормативных природоохранных доку-
ментов и последующее их согласование в органах Министер-
ства природных ресурсов и Госсанэпиднадзора РФ с получе-
нием разрешений на выбросы и сбросы загрязняющих ве-
ществ, хранение и размещение отходов, водопотребление и
водоотведение.
546
На основании правовых требований природоохранного за-
конодательства РФ с целью обеспечения единых требований
по техническому регулированию на предприятиях трубопро-
водного транспорта разрабатывается ведомственная докумен-
тация нормативно-технического и инструктивно-методичес-
кого характера (регламенты, инструкции, положения, прави-
ла, рекомендации и др.). Данные документы содержат техни-
ческие нормы, имеют высокую детализацию требований, на-
правлены на регулирование технологических процессов и
составляют нормативно-техническую базу экологической
безопасности и рационального природопользования наряду со
стандартами, СанПиНами и техническими условиями в про-
цессе проведения работ по эксплуатации, техническому об-
служиванию и ремонту объектов магистральных нефтепрово-
дов.
Следует отметить тесную взаимосвязь федеральных и под-
законных нормативно-правовых актов с ведомственной нор-
мативно-технической базой. При этом отличительной чертой
последней является ее постоянная актуализация и приведе-
ние в соответствие с действующими нормативно-правовыми
актами РФ.
5.2. ОСНОВЫ ЭКОНОМИКИ
ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ.
ЛИКВИДАЦИЯ ПОСЛЕДСТВИЙ
АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ.
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ И СПОСОБЫ
ПРИРОДОВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ
Большинство предприятий трубопроводного
транспорта нефти являются крупными природопользователя-
ми регионального, межрегионального и федерального мас-
штаба, функционируют в условиях эколого-экономического
риска и представляют собой источники повышенной эколо-
гической и иной опасности в области природопользования.
В этих условиях в отношениях с органами государственно-
го управления государственное регулирование и оптимиза-
цию платежей за негативное воздействие на окружающую
среду и использование природных ресурсов целесообразно
рассматривать как инструмент (федеральный, региональный,
местный) обеспечения государственных интересов в области
21
547
рационального использования природных ресурсов, охраны
окружающей среды и обеспечения экологической безопасно-
сти. Практика предприятий нефтепроводного транспорта
нефти показывает, что совокупность текущих затрат, которые
могут быть отнесены к природоохранной деятельности, суще-
ственно превышает суммарный объем экологических плате-
жей, штрафов (например, ремонт нефтепровода по междуна-
родным оценкам на 30 — 40 % является экологическим меро-
приятием).
На предприятиях нефтепроводного транспорта нефти ос-
новными методами применения платежей в области негатив-
ного воздействия на окружающую среду и природопользова-
ния являются:
1) совершенствование, оптимизация и унификация меха-
низма платы за негативное воздействие на окружающую сре-
ду и использование природных ресурсов;
2) дальнейшее развитие системы вертикально-интегриро-
ванного управления финансовыми потоками в области платы
за негативное воздействие на окружающую среду и исполь-
зование природных ресурсов;
3) развитие конструктивного взаимодействия предприятий
с органами государственного управления в области природо-
пользования, охраны окружающей среды и обеспечения эко-
логической безопасности на основе оптимизации баланса
взаимных интересов и государственного стимулирования дея-
тельности предприятий в указанных областях;
4) досудебное (доарбитражное) урегулирование спорных
ситуаций и претензий региональных и местных органов госу-
дарственного управления к предприятиям по транспортиров-
ке нефти в указанной области на основе требований феде-
рального законодательства и соответствующего разграниче-
ния полномочий в иерархии государственного управления.
Экономическая эффективность природопользования дости-
гается за счет повышения финансовых результатов деятель-
ности предприятий нефтепроводного транспорта в результате
оптимизации платы за негативное воздействие на окружаю-
щую среду и использование природных ресурсов, а также
повышения их инвестиционной привлекательности за счет
снижения риска экологических исков и претензий в области
ресурсопользования.
Экологическая эффективность и эффективность природо-
пользования достигаются путем консолидации и повышения
целевой направленности использования материально-
финансовых ресурсов предприятий в области природопользо-
548
вания, охраны окружающей среды и обеспечения экологиче-
ской безопасности производства, повышения устойчивости
финансирования и гарантий выполнения природоохранных
мероприятий, контроля и управления экологической эффек-
тивностью их инвестиционной деятельности.
Социальная и политическая эффективность природополь-
зования достигается повышением устойчивости финансиро-
вания собственных мероприятий предприятий нефтепровод-
ного транспорта по оздоровлению социально-экологической
обстановки в зоне потенциального воздействия ее объектов,
повышением их «зеленого» имиджа в рамках соблюдения
требований действующего законодательства, приведением
действий предприятий в области платежей за природопользо-
вание к государственным требованиям.
Плата за негативное воздействие на окружающую среду и
природные ресурсы взимается с предприятий трубопроводно-
го транспорта нефти, обладающих правами юридического
лица, использующих природные ресурсы и (или) оказываю-
щих воздействие на окружающую природную среду и явля-
ется формой возмещения затрат предприятий на осуществле-
ние этой деятельности. Объектами обложения являются лю-
бые виды воздействия на природные ресурсы и негативного
воздействия на окружающую среду, прежде всего нарушение
биоразнообразия, природных и антропогенных ландшафтов,
истощение природных ресурсов (включая рекреационные),
выбросы и сбросы загрязняющих веществ в природные сре-
ды и объекты, а также шум, вибрация, электромагнитное из-
лучение, радиация, размещение отходов и др.
Порядок расчета, начисления и перечисления данных пла-
тежей, их ставки и размеры, формы соответствующей бух-
галтерской, статистической и иной отчетности определяются
действующим законодательством РФ. Например, Постановле-
нием Правительства РФ от 12.06.2003 г. № 344 утверждены
нормативы платы за выбросы в атмосферный воздух загряз-
няющих веществ стационарными и передвижными источни-
ками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и под-
земные водные объекты, размещение отходов производства и
потребления. Для конкретных предприятий трубопроводного
транспорта нефти в пределах компетенции региональных ор-
ганов власти и органов местного самоуправления указанные
требования могут быть изменены решениями этих органов
путем региональной (местной) регламентации и регулирова-
ния ставок и порядка начисления, взимания и использования
доли платежей и отчислений, поступающих непосредственно
549
в региональные и местные бюджеты. Обязательным условием
таких изменений является их соответствие действующему
федеральному законодательству и разграничению полномо-
чий в указанной области в рамках вертикали государствен-
ной власти и управления.
Платежи за природопользование включают в себя:
платежи за негативное воздействие на окружающую среду
платежи за недропользование;
платежи за водопользование;
платежи за землепользование;
платежи за использование лесных ресурсов;
платежи за использование биологических ресурсов (объ-
екты животного и растительного мира).
К видам негативного воздействия на окружающую среду
относятся:
выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ и
иных веществ;
сбросы загрязняющих и иных веществ, а также микроор-
ганизмов в поверхностные водные объекты, подземные вод-
ные объекты и на водосборные площади;
загрязнение недр, почв;
размещение отходов производства и потребления;
загрязнение окружающей среды шумом, теплом, ионизи-
рующими, электромагнитными и другими видами физических
воздействий;
иные виды негативного воздействия на окружающую
среду.
Следует отметить, что внесение платы за негативное воз-
действие на окружающую среду не освобождает предприятия
нефтепроводного транспорта от выполнения мероприятий по
охране окружающей среды и возмещения вреда окружающей
среде. Плата за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в
окружающую природную среду, размещение отходов являет-
ся формой компенсации ущерба, наносимого негативным
воздействием на окружающую среду, и состоит из платы за
выбросы, сбросы, размещение отходов в пределах установ-
ленных нормативов и лимитов и платы за сверхнормативное
и сверхлимитное загрязнение.
Устанавливаются два вида базовых нормативов платы:
1) за выбросы, сбросы загрязняющих веществ, другие ви-
ды негативного воздействия в пределах допустимых нормати-
вов;
2) за выбросы, сбросы загрязняющих веществ, размеще-
ние отходов, другие виды негативного воздействия в пределах
550
установленных лимитов (временно согласованных нормати-
вов).
Плата за негативное воздействие на окружающую среду
рассчитывается и взимается согласно Инструктивно-методи-
ческим указаниям по взиманию платы за загрязнение окру-
жающей природной среды, утвержденным Минприроды РФ
26.01.93 г. (ред. от 15.02.2000 г., зарегистрировано в Минюсте
РФ 24.03.1993 № 190) с учетом Постановления Правительства
РФ от 12.06.2003 г. № 344.
Плата за землю включает в себя земельный налог и аренд-
ную плату, производится согласно Земельному кодексу РФ и
нормативно-правовой документации, утверждаемой в соот-
ветствии с действующим законодательством.
Плата за пользование недрами включает в себя: платежи
за право на поиски, разведку и разработку и добычу полез-
ных ископаемых; за право строительства и эксплуатации под-
земных сооружений, не связанных с добычей полезных ис-
копаемых; за право захоронения вредных веществ.
Система платежей за пользование лесным фондом соглас-
но Лесному Кодексу Российской Федерации представляет
собой сочетание лесных податей (плата за пользование лес-
ным фондом) и арендной платы.
В соответствии с водным законодательством Российской
Федерации плата за пользование водами состоит из платежей
водопользователей за пользование поверхностными, подзем-
ными водами, а также отчислений на восстановление и охрану
водных объектов. Платежи вносятся за изъятие воды из вод-
ных объектов в пределах установленного лимита, за сверхли-
митное изъятие воды, за использование водных объектов без
изъятия воды в соответствии с условиями лицензии на водо-
пользование, а также за сброс сточных вод нормативного ка-
чества в водные объекты в пределах установленных лимитов.
Основным объектом платы за пользование водными ре-
сурсами для предприятий трубопроводного транспорта нефти
является пользование водными объектами и добыча позем-
ных вод с применением сооружений, технических средств
или устройств в целях:
забора воды из водных объектов, подземных источников и
водохозяйственных систем;
использования акватории (включая дно и береговую ли-
нию) водных объектов для размещения коммуникаций, зда-
ний, сооружений, установок и оборудования, плавательных
средств, для проведения буровых, строительных и иных ра-
бот;
551
сброса сточных вод в водные объекты и подземные гори-
зонты.
Лимиты водопользования (водопотребления и водоотведе-
ния) для водопользователей устанавливаются специально
уполномоченными государственными органами управления
использованием и охраной водного фонда по каждому вод-
ному объекту, виду водопользования, использования заби-
раемых вод. До получения** в установленном порядке лицен-
зий (разрешений) на водопользование (установление лимитов
по каждому водному объекту, виду водопользования, исполь-
зование забираемых вод) и представления их водопользова-
телями налоговым органам весь объем водопользования рас-
сматривается как безлицензионный.
Плата за пользование объектами животного и раститель-
ного мира состоит из платежей за изъятие объектов живот-
ного и растительного мира, являющихся или не являющихся
предметом промысла, охоты и рыболовства, а также отчисле-
ний на охрану и воспроизводство этих объектов. Нормативы
платы на воспроизводство и охрану особо ценных (редких)
ресурсов растительного и животного мира разрабатываются
уполномоченными федеральными органами государственного
управления. Перечень особо ценных (редких) ресурсов рас-
тительного и животного мира устанавливается Правительст-
вом Российской Федерации. Нормативы платы на воспроиз-
водство и охрану ресурсов животного и растительного мира,
не вошедших в перечень, устанавливаются местными органа-
ми государственной власти.
Плата за сверхлимитное использование природных ресур-
сов устанавливается в кратном размере по отношению к
нормативу платы на их воспроизводство и охрану.
Платежи за негативное воздействие на окружающую сре-
ду и природопользование базируются на принципах норми-
рования их показателей в целях государственного регулиро-
вания воздействия хозяйственной и иной деятельности пред-
приятий на окружающую среду, гарантирующего сохранение
благоприятной окружающей среды и обеспечение экологиче-
ской безопасности. К нормативам качества окружающей сре-
ды относятся:
нормативы, установленные в соответствии с химическими
показателями состояния окружающей среды, в том числе
нормативы предельно допустимых концентраций химических
веществ, включая радиоактивные вещества;
нормативы, установленные в соответствии с физическими
показателями состояния окружающей среды;
552
нормативы, установленные в соответствии с биологиче-
скими показателями состояния окружающей среды, в том
числе видов и групп растений, животных и других организ-
мов, используемых как индикаторы качества окружающей
среды, а также нормативы предельно допустимых концентра-
ций микроорганизмов;
иные нормативы качества окружающей среды.
При установлении нормативов качества окружающей сре-
ды учитываются природные особенности территорий и аква-
торий, назначение природных объектов и природно-
антропогенных объектов, особо охраняемых территорий, в
том числе особо охраняемых природных территорий, а также
природных ландшафтов, имеющих особое природоохранное
значение.
Для предотвращения негативного воздействия на окру-
жающую среду хозяйственной и иной деятельности предпри-
ятий трубопроводного транспорта нефти как природопользо-
вателей устанавливаются следующие нормативы допустимого
воздействия на окружающую среду:
нормативы допустимых выбросов и сбросов веществ и
микроорганизмов;
нормативы образования отходов производства и потребле-
ния и лимиты на их размещение;
нормативы допустимых физических воздействий (количе-
ство тепла, уровни шума, вибрации, ионизирующего излуче-
ния, напряженности электромагнитных полей и иных физи-
ческих воздействий);
нормативы допустимого изъятия компонентов природной
среды;
нормативы допустимой антропогенной нагрузки на окру-
жающую среду;
нормативы иного допустимого воздействия на окружаю-
щую среду при осуществлении хозяйственной и иной дея-
тельности, устанавливаемые законодательством Российской
Федерации и законодательством субъектов Российской Феде-
рации в целях охраны окружающей среды.
Нормативы допустимого воздействия на окружающую
среду должны обеспечивать соблюдение нормативов качества
окружающей среды с учетом природных особенностей тер-
риторий и акваторий. За превышение установленных норма-
тивов допустимого воздействия на окружающую среду субъ-
екты хозяйственной и иной деятельности в зависимости от
причиненного окружающей среде вреда несут ответствен-
ность в соответствии с законодательством.
553
Ниже приведена краткая характеристика нормативов до-
пустимого воздействия на окружающую среду:
Нормативы допустимых выбросов и сбросов веществ и
микроорганизмов устанавливаются для стационарных, пере-
движных и иных источников воздействия на окружающую
среду субъектами хозяйственной и иной деятельности исходя
из нормативов допустимой антропогенной нагрузки на окру-
жающую среду, нормативов качества окружающей среды, а
также технологических нормативов. Технологические норма-
тивы устанавливаются для стационарных, передвижных и
иных источников на основе использования лучших сущест-
вующих технологий с учетом экономических и социальных
факторов. При невозможности соблюдения нормативов до-
пустимых выбросов и сбросов веществ и микроорганизмов
могут устанавливаться лимиты на выбросы и сбросы на осно-
ве разрешений, действующих только в период проведения
мероприятий по охране окружающей среды, внедрения луч-
ших существующих технологий и (или) реализации других
природоохранных проектов с учетом поэтапного достижения
установленных нормативов допустимых выбросов и сбросов
веществ и микроорганизмов. Установление лимитов на вы-
бросы и сбросы допускается только при наличии планов
снижения выбросов и сбросов, согласованных с органами
исполнительной власти, осуществляющими государственное
управление в области охраны окружающей среды. Выбросы и
сбросы химических веществ, в том числе радиоактивных,
иных веществ и микроорганизмов в окружающую среду в
пределах установленных нормативов допустимых выбросов и
сбросов и лимитов на них допускаются на основании разре-
шений, выданных органами исполнительной власти, осущест-
вляющими государственное управление в области охраны
окружающей среды.
Нормативы образования отходов производства и потреб-
ления и лимиты на их размещение устанавливаются в целях
предотвращения их негативного воздействия на окружаю-
щую среду в соответствии с законодательством.
Нормативы допустимых физических воздействий на ок-
ружающую среду устанавливаются для каждого источника
такого воздействия исходя из нормативов допустимой антро-
погенной нагрузки на окружающую среду, нормативов каче-
ства окружающей среды и с учетом влияния других источни-
ков физических воздействий.
Нормативы допустимого изъятия компонентов природной
среды устанавливаются в соответствии с ограничениями объ-
554
ема их изъятия в целях сохранения природных и природно-
антропогенных объектов, обеспечения устойчивого функцио-
нирования естественных экологических систем и предотвра-
щения их деградации. Эти нормативы и порядок их установ-
ления определяются законодательством о недрах, земельным,
водным, лесным законодательствами, законодательством о
животном мире и иным законодательством в области охраны
окружающей среды, природопользования и в соответствии с
требованиями в области охраны окружающей среды, охраны
и воспроизводства отдельных видов природных ресурсов, ус-
тановленными настоящим Федеральным законом, другими
федеральными законами и иными нормативными правовыми
актами Российской Федерации в области охраны окружаю-
щей среды.
Нормативы допустимой антропогенной нагрузки на ок-
ружающую среду устанавливаются для субъектов хозяйст-
венной и иной деятельности в целях оценки и регулирования
воздействия всех стационарных, передвижных и иных источ-
ников воздействия на окружающую среду, расположенных в
пределах конкретных территорий и (или) акваторий. Указан-
ные нормативы устанавливаются по каждому виду воздейст-
вия хозяйственной и иной деятельности на окружающую
среду и совокупному воздействию всех источников, находя-
щихся на этих территориях и (или) акваториях. При установ-
лении нормативов допустимой антропогенной нагрузки на
окружающую среду учитываются природные особенности
конкретных территорий и (или) акваторий.
Иные нормативы в области охраны окружающей среды
устанавливаются в целях государственного регулирования
воздействия хозяйственной и иной деятельности на окру-
жающую среду, оценки качества окружающей среды в соот-
ветствии с настоящим Федеральным законом, другими феде-
ральными законами и иными нормативными правовыми ак-
тами Российской Федерации, законами и иными норматив-
ными правовыми актами субъектов Российской Федерации.
В Российской Федерации имеется государственная под-
держка деятельности предприятий, проводимой в целях охра-
ны окружающей среды. Эта поддержка осуществляется по-
средством установления налоговых и иных льгот в соответст-
вии с законодательством.
Ликвидация последствий аварийных
разливов нефти.
Основные направления и способы
природовосстановительных работ
Разливы нефти классифицируются как чрез-
вычайные ситуации и ликвидируются в соответствии с зако-
нодательством Российской Федерации.
В зависимости от объема и площади разлива нефти на ме-
стности, во внутренних пресноводных водоемах выделяются
чрезвычайные ситуации следующих категорий:
локального значения — разлив от нижнего уровня разли-
ва нефти (определяется специально уполномоченным феде-
ральным органом исполнительной власти в области охраны
окружающей среды) до 100 тонн нефти на территории объ-
екта;
муниципального значения — разлив от 100 до 500 т нефти
в пределах административной границы муниципального обра-
зования либо разлив до 100 т нефти, выходящий за пределы
территории объекта;
территориального значения — разлив от 500 до 1000 т
нефти в пределах административной границы субъекта Рос-
сийской Федерации либо разлив от 100 до 500 т нефти, выхо-
дящий за пределы административной границы муниципально-
го образования;
регионального значения — разлив от 1000 до 5000 т нефти
либо разлив от 500 до 1000 т нефти, выходящий за пределы
административной границы субъекта Российской Федерации;
федерального значения — разлив свыше 5000 т нефти ли-
бо разлив нефти вне зависимости от объема, выходящий за
пределы государственной границы Российской Федерации, а
также разлив нефти, поступающий с территорий сопредель-
ных государств (трансграничного значения).
В зависимости от объема разлива нефти на море выделя-
ются чрезвычайные ситуации следующих категорий:
локального значения — разлив от нижнего уровня разлива
нефти определяется специально уполномоченным федераль-
ным органом исполнительной власти в области охраны окру-
жающей среды) до 500 т нефти;
регионального значения — разлив от 500 до 5000 т нефти;
федерального значения — разлив свыше 5000 т нефти.
Исходя из местоположения разлива и гидрометеорологи-
ческих условий категория чрезвычайной ситуации может
быть повышена.
556
Правила по организации мероприятий по предупрежде-
нию и ликвидации разливов нефти на предприятиях трубо-
проводного транспорта направлены на снижение их негатив-
ного воздействия на жизнедеятельность населения и окру-
жающую среду. Для практической реализации мероприятий
разрабатываются планы по предупреждению и ликвидации
разливов нефти, которые согласовываются в порядке, уста-
новленным действующим законодательством Российской Фе-
дерации.
Предприятия трубопроводного транспорта нефти обязаны:
создавать собственные подразделения для ликвидации раз-
ливов нефти, проводить аттестацию указанных подразделе-
ний в соответствии с законодательством Российской Федера-
ции, оснащать их специальными техническими средствами
или заключать договоры с профессиональными аварийно-спа-
сательными формированиями (службами), выполняющими ра-
боты по ликвидации разливов нефти, имеющими соответст-
вующие лицензии и (или) аттестованными в установленном
порядке;
немедленно оповещать в установленном порядке соответ-
ствующие органы государственной власти и местного само-
управления о фактах разливов нефти и организовывать рабо-
ту по их локализации и ликвидации;
иметь резервы финансовых средств и материально-
технических ресурсов для локализации и ликвидации разли-
вов нефти;
обучать работников способам защиты и действиям в чрез-
вычайных ситуациях, связанных с разливами нефти;
содержать в исправном состоянии технологическое обору-
дование, заблаговременно проводить инженерно-технические
мероприятия, направленные на предотвращение возможных
разливов нефти и (или) снижение масштабов опасности их
последствий;
принимать меры по охране жизни и здоровья работников
в случае разлива нефти;
разрабатывать декларацию промышленной безопасности
опасных производственных объектов;
организовывать и осуществлять производственный кон-
троль за соблюдением требований промышленной безопасно-
сти на опасном производственном объекте;
проводить корректировку планов при изменении исходных
данных;
допускать к работе на опасном производственном объекте
только тех лиц, которые удовлетворяют соответствующим
557
квалификационным требованиям и не имеют медицинских
противопоказаний к указанной работе;
иметь в случаях, предусмотренных законодательством Рос-
сийской Федерации, лицензию на эксплуатацию опасного
производственного объекта;
создавать и поддерживать в готовности системы обнару-
жения разливов нефти, а также системы связи и оповеще-
ния.
С целью определения необходимого состава сил и специ-
альных технических средств на проведение мероприятий
предприятиями осуществляется прогнозирование последствий
разливов нефти и обусловленных ими вторичных чрезвычай-
ных ситуаций. Прогнозирование осуществляется относитель-
но последствий максимально возможных разливов нефти с
помощью методов математического регулирования на осно-
вании оценки риска с учетом неблагоприятных гидрометео-
рологических условий, времени года, суток, рельефа местно-
сти, экологических особенностей и характера использования
территорий (акваторий).
Целью прогнозирования является определение:
возможных масштабов разливов нефти, оценка экологиче-
ски чувствительных зон, степени негативного влияния нефти
на население и объекты его жизнеобеспечения, на объекты
производственной и социальной сферы, а также на объекты
окружающей природной среды;
границ районов повышенной опасности возможных разли-
вов нефти и нефтепродуктов, приоритетность зон защиты;
последовательности, сроков и наиболее эффективных спо-
собов выполнения работ по ликвидации разливов нефти.
Планирование действий по ликвидации разливов нефти и
доведению остаточного содержания углеводородов в окру-
жающей природной среде до допустимого уровня, отвечаю-
щего соответствующим природно-климатическим и иным
особенностям территорий, целевому назначению и виду ис-
пользования земель, водных объектов, участков лесного фон-
да, иных природных объектов, осуществляется на основе ре-
зультатов прогнозирования последствий максимально воз-
можного разлива нефти и нефтепродуктов, данных о составе
имеющихся на объекте сил и специальных технических
средств, а также данных о профессиональных аварийно-
спасательных формированиях (службах), привлекаемых для
ликвидации разливов.
Целью планирования действий по ликвидации разливов
нефти является определение необходимого состава сил и
558
специальных технических средств для локализации разливов
в сроки, установленные действующим законодательством
Российской Федерации, а также для организации последую-
щих работ по их ликвидации.
При поступлении сообщения о разливе нефти время лока-
лизации разлива не должно превышать 4 ч при разливе в ак-
ватории и б ч при разливе на почве с момента обнаружения
разлива нефти или с момента поступления информации о
разливе.
Руководство работами по локализации и ликвидации раз-
ливов нефти и нефтепродуктов осуществляется комиссиями
по чрезвычайным ситуациям, а на море также отраслевыми
специализированными органами управления. Эти работы
проводятся круглосуточно в любую погоду (на море — при
допустимых навигационных и гидрометеорологических усло-
виях). Для уточнения масштабов разливов нефти, сложив-
шейся обстановки и прогнозирования ее развития создаются
оперативные группы специалистов соответствующего про-
филя.
Мероприятия по ликвидации аварийных разливов нефти
считаются заверщенными после обязательного выполнения
следующих этапов:
прекращение сброса нефти;
сбор разлившейся нефти до максимально достижимого
уровня, обусловленного техническими характеристиками ис-
пользуемых специальных технических средств;
размещение собранной нефти для последующей утилиза-
ции, исключающей вторичное загрязнение производственных
объектов и объектов окружающей среды.
последующие работы по ликвидации последствий разливов
нефти, реабилитации загрязненных территорий и водных
объектов проводятся в соответствии с проектами (програм-
мами) рекультивации земель и восстановления водных объек-
тов, имеющими положительное заключение государственной
экологической экспертизы.
Указанные работы могут считаться завершенными при
достижении допустимого уровня остаточного содержания
нефти (или продуктов их трансформации) в почвах и грунтах,
донных отложениях водных объектов, при котором:
исключается возможность поступления нефти (или про-
дуктов их трансформации) в сопредельные среды и на сопре-
дельные территории;
допускается использование земельных участков по их ос-
новному целевому назначению (с возможными ограничения-
559
ми) или вводится режим консервации, обеспечивающий дос-
тижение санитарно-гигиенических нормативов содержания в
почве нефти (или продуктов их трансформации) или иных
установленных в соответствии с законодательством Россий-
ской Федерации нормативов в процессе самовосстановления
почвы (без проведения дополнительных специальных ресур-
соемких мероприятий);
обеспечивается возможность целевого использования вод-
ных объектов без введения ограничений.
При обнаружении загрязнения нефтью объектов окру-
жающей среды, произошедшего в результате хозяйственной
деятельности прошлых лет предприятий трубопроводного
транспорта нефти, специально уполномоченный федеральный
орган исполнительной власти в области охраны окружающей
среды проводит расследование причин загрязнения. Пред-
приятия, на территории которых находятся источники такого
загрязнения, должны организовать контроль и наблюдение за
загрязненным объектом окружающей природной среды и его
возможным влиянием на объекты жизнеобеспечения населе-
ния, а также осуществить необходимые мероприятия.
Работы по ликвидации загрязнения нефтью объектов ок-
ружающей природной среды, произошедшего в результате
хозяйственной деятельности прошлых лет, проводятся в соот-
ветствии с проектами (программами) рекультивации земель,
восстановления объектов окружающей природной среды,
имеющими положительное заключение государственной эко-
логической и санитарно-эпидемиологической экспертизы в
соответствии с законодательством Российской Федерации.
Сбор и обмен информацией о разливах нефти и нефте-
продуктов, а также своевременное оповещение населения о
связанных с ними чрезвычайных ситуациях осуществляются
в соответствии с Порядком сбора и обмена в Российской Фе-
дерации информацией в области защиты населения и терри-
торий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного
характера.
Отчет о завершении работ по ликвидации разливов нефти,
а также предложения по реабилитации территорий (аквато-
рий) и других загрязненных объектов подготавливаются ко-
миссиями по чрезвычайным ситуациям с участием при необ-
ходимости территориальных органов Министерства Россий-
ской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычай-
ным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедст-
вий, Министерства транспорта Российской Федерации, Ми-
нистерства здравоохранения Российской Федерации, Мини-
560
стерства природных ресурсов Российской Федерации, Мини-
стерства сельского хозяйства Российской Федерации, Феде-
рального горного и промышленного надзора России, Государ-
ственного комитета Российской Федерации по рыболовству,
Министерства энергетики Российской Федерации и Феде-
ральной службы России по гидрометеорологии и мониторин-
гу окружающей среды. Отчет и предложения представляются
в указанные федеральные органы исполнительной власти, а
также в орган исполнительной власти субъекта (субъектов)
Российской Федерации, на территории которого (которых)
произошел разлив нефти.
Отчет о проведении работ по ликвидации разливов нефти
должен содержать следующие сведения:
причина и обстоятельства разливов нефти;
описание и оценка действий органов управления при уст-
ранении источника утечки, локализации и ликвидации по-
следствий разливов нефти;
оценка эффективности сил и специальных технических
средств, применяемых в ходе работ по ликвидации разливов
нефти;
затраты на проведение работ по ликвидации разливов
нефти, включая расходы на локализацию, сбор, утилизацию
нефти и последующую рекультивацию территории;
расходы на возмещение (компенсацию) ущерба, нанесен-
ного водным биологическим ресурсам;
уровень остаточного загрязнения территорий (акваторий)
после выполнения работ по ликвидации разливов нефти;
состояние технологического оборудования организации,
наличие предписаний надзорных органов об устранении не-
достатков его технического состояния, нарушений норм и
правил промышленной безопасности;
предложения по дополнительному оснащению формирова-
ний (подразделений) организации и профессиональных ава-
рийно-спасательных формирований (служб).
Отчет с приложением к нему необходимых карт (планов),
расчетов, графиков и других справочных материалов хранит-
ся в соответствующих комиссиях по чрезвычайным ситуаци-
ям не менее 5 лет.
С целью повышения оперативности, профессиональных
навыков у персонала предприятий нефтепроводного транс-
порта, отработки технологии аварийно-восстановительных
работ необходимо проводить учения и учебно-тренировочные
занятия, согласно разработанным планам.
При возникновении аварии на линейной части, подводных
22 — 9515
561
переходах, нефтеперекачивающих станциях, базах приема,
отгрузки и смешения персонал аварийно-восстановительных
служб предприятий трубопроводного транспорта нефти дей-
ствует в соответствии с планами ликвидации аварийных раз-
ливов нефти (ЛАРН), разработанными для закрепленных за
данными службами объектов магистральных нефтепроводов.
Состав и количество персонала и технических средств на
пунктах оснащения ЛАРН, необходимых для выполнения ра-
бот по ликвидации последствий аварий, определяются в соот-
ветствии с Табелем оснащения нефтепроводных предприятий
ОАО «АК «Транснефть» техническими средствами для лик-
видации аварийных разливов нефти на подводных переходах
магистральных нефтепроводов, Табелем технического осна-
щения нефтеналивных терминалов ОАО «АК «Транснефть»
оборудованием для ликвидации аварийных разливов нефти.
Основные средства назначаются в соответствии с Типовым
табелем технической оснащенности линейной эксплуатаци-
онной службы и Типовым табелем технической оснащенно-
сти центральной ремонтной службы. Оптимальный состав и
количество персонала и технических средств достигаются за
счет организации взаимодействия сил каждого предприятия
при ликвидации аварийных разливов нефти. Следует отме-
тить, что ликвидация аварий и сценарии их последующего
развития разнообразны.
После завершения аварийно-восстановительных работ и
пуска нефтепровода в работу, силами и средствами аварийно-
восстановительных служб (АВС) согласно разработанному
Плану должны быть устранены последствия аварии.
В состав Плана по ликвидации последствий аварийных
разливов нефти должно входить следующее:
способы и методы откачки и закачки собранной нефти,
разлитой вследствие аварии;
способы уборки остатка нефти из ям, амбаров, замазучен-
ности территории;
методы утилизации собранных остатков с сорбентом, тор-
фом или шламов и места расположения специальных пунктов
для сбора и утилизации нефтяных загрязнений;
работы по демонтажу временных нефтепроводов с арма-
турой, сборных или резиновых емкостей для сбора нефти,
оборудования, жилых вагончиков и других сооружений;
виды и способы работ по восстановлению земельных пло-
щадей, участков и объемы работ по рекультивации земель;
способы удаления и очистки от нефти надземных и под-
земных вод при их загрязнении;
562
способы удержания и очистки попавшей под лед нефти при
авариях;
оценка степени загрязнения земель, водных объектов и
атмосферы в результате аварии;
проект и график восстановления объектов, разрушенных
от взрыва или пожара в результате аварий.
В зависимости от последствий аварий и вида предстоящих
работ, Планы ликвидации последствий аварий могут быть со-
гласованы с Госгортехнадзором, природоохранными и проти-
вопожарными органами.
Закачка нефти из ям-накопителей в магистральный неф-
тепровод проводится по временному нефтепроводу пере-
движными насосными агрегатами типа ПНУ-IM, ПНУ-2 или
другими высоконапорными агрегатами.
Оставшаяся замазученность территории, земли, водной
или ледовой поверхности ликвидируется следующими спосо-
бами.
1. После откачки нефти из ям-накопителей, амбаров, за-
пруд на поверхность оставшейся в них нефти, которую не-
возможно откачать, наносится сорбент, количество которого
определяется с учетом его поглощающей способности. После
пропитывания сорбента нефтью его собирают и вывозят на
специальные пункты для утилизации. Если сорбент не впитал
с поверхности почвы всю нефть, операцию повторяют.
2. Нефть, разлившаяся по поверхности земли, покрытой
снегом и снежной массой, должна быть собрана в сборные
котлованы для откачки или вывезена в очистные сооружения
ближайшей НПС. Остатки нефти с землей должны быть соб-
раны и вывезены на пункты утилизации, а участок земли
подвергнут рекультивации
3. Тонкие слои нефти, оставшейся на поверхности воды
после сбора нефтесборщиками, нефть, оставшаяся в лагунах,
рукавах, заливах, убираются сорбентами. Остаточные нефтя-
ные загрязнения, нефть, оставшаяся на плесах, берегах, меж-
ду растительностью, смываются водой, собираются на по-
верхности воды между берегом и боновыми заграждениями,
затем убираются с помощью сорбентов, которые наносятся
на водную поверхность и после пропитывания остаточной
нефти собираются и вывозятся на специальные полигоны, где
утилизируются или сжигаются.
4. Нефть, разлившаяся по поверхности льда, должна быть
собрана механизированным или ручным способом и вывезе-
на в котлованы или ближайшую НПС. Нефть, попавшая под
лед, должна быть собрана нефтесборщиками и вывезена.
563
22
Утилизация оставшейся нефти после уборки со льда и из-
подо льда производится по согласованию с природоохранны-
ми и другими контролирующими органами. Возможные спо-
собы сбора и ликвидации остатков нефти с учетом различных
ситуаций и климатических условий должны быть предусмот-
рены в Планах ликвидации возможных аварий на линейной
части или на подводных переходах магистральных нефтепро-
водов.
При ликвидации последствий аварии запрещается:
засыпать ямы-накопители и дренажные канавы до полной
откачки из них остатков нефти;
вывозить почву, загрязненную нефтью, в отвалы, не отве-
денные для этих целей;
сжигать неоткачанную из амбаров (котлованов) нефть.
Остатки нефти могут сжигаться, как исключение, при
уборке остаточных нефтяных загрязнений на поверхности
болот, пойменных (камышовых) и береговых участков (водо-
емов) при согласовании с местными природоохранными ор-
ганами и органом пожарной охраны.
Остатки — битумообразные отходы, нефтешламы должны
быть собраны и вывезены в специальные пункты для утили-
зации, а при их отсутствии — в места, согласованные с при-
родоохранными органами.
После завершения аварийно-восстановительных работ
должна быть проведена рекультивация земель в соответствии
с требованиями действующей НТД.
Процесс рекультивации земель, нарушенных и загрязнен-
ных при аварии на магистральных нефтепроводах, включает:
удаление из почвы остатков нефти;
рекультивацию земель (технический и биологический эта-
пы).
Рекультивацию загрязненных нефтью земель следует осу-
ществлять с учетом уровня загрязнения, климатических усло-
вий и состояния биогеноценоза. Рекультивация включает два
этапа: технический и при необходимости биологический.
1. Техническая рекультивация земель предусматривает пла-
нировку, формирование откосов, снятие и нанесение плодо-
родного слоя почвы, устройство гидротехнических и мелио-
ративных сооружений, а также проведение других работ,
создающих условия для дальнейшего использования рекуль-
тивированных земель по целевому назначению или для про-
ведения мероприятий по восстановлению плодородия почв
(биологический этап).
2. Биологическая рекультивация включает комплекс агро-
564
технических и фитомелиоративных мероприятий (подготовка
почвы, внесение удобрений, подбор трав и травосмесей, по-
сев, уход за посевами) и направлена на закрепление поверх-
ностного слоя почвы корневой системой растений, создание
сомкнутого травостоя и предотвращение развития водной и
ветровой эрозии почв на нарушенных землях.
В Планах ликвидации возможных аварий для объектов ма-
гистральных нефтепроводов должны быть предусмотрены
меры по ликвидации последствий загрязнения подземных вод
от аварийных разливов нефти, учитывающие специфику
конкретных обстоятельств аварий и местные условия.
Мероприятия по ликвидации последствий загрязнения
подземных вод от аварийных разливов нефти в общем виде
включают следующее:
изучение гидрогеологических характеристик места ава-
рийного разлива нефти и определение вероятности загрязне-
ния подземных вод, в том числе мест водозаборов для питье-
вого и хозяйственного водоснабжения;
обустройство наблюдательных скважин по контролю за
качеством (загрязнением) подземных вод;
сооружение водозаборных (защитных) скважин для откач-
ки загрязненных нефтью подземных вод;
очистку загрязненных нефтью подземных вод, обеспечи-
вающую ПДК содержания нефтепродуктов в очищенной воде
на уровне требований соответствующих нормативных доку-
ментов;
порядок взаимодействия заинтересованных организаций в
процессе выполнения мероприятий по ликвидации последст-
вий загрязнений подземных вод;
другие меры, применяемые с учетом конкретных обстоя-
тельств.
С целью предотвращения негативного воздействия на ок-
ружающую среду в процессе эксплуатации объектов магист-
ральных нефтепроводов организациями, эксплуатирующими
МН, должны обеспечиваться следующие мероприятия:
приобретение установок, материалов, оборудования и тех-
нического флота по сбору нефти, мусора и других отходов и
загрязняющих веществ с акваторий водоемов;
создание автоматических систем контроля за загрязнени-
ем атмосферного воздуха, оснащение стационарных источни-
ков выброса вредных веществ в воздушный океан приборами
контроля;
строительство, реконструкция полигонов по обезврежива-
нию вредных промышленных отходов;
565
приобретение оборудования, материалов для рекультива-
ции нефтезагрязненных земель.
С целью ликвидации последствий вредных воздействий
аварий на объектах магистральных нефтепроводов, организа-
циями, эксплуатирующими МН, должны выполняться сле-
дующие мероприятия:
развитие производства и внедрение технологий по пере-
работке отходов;
рекультивация нефтезагрязненных земель;
ликвидация шламонакопителей, рекультивация технологи-
ческих амбаров.
Организацией, эксплуатирующей магистральные нефте-
проводы, должны предусматриваться мероприятия по ликви-
дации последствий аварий, которые включают в себя:
разработку и согласование с местными природоохранными
и другими заинтересованными органами надзора мероприя-
тий по ликвидации последствий аварий;
организацию сбора разлитой нефти;
организацию производственного экологического контроля
за состоянием нарушенных компонентов природной среды;
определение размеров компенсационных выплат за ущерб,
нанесенный природной среде аварией;
организацию отбора арбитражных проб (при разногласиях
с контролирующими природоохранными органами);
организацию работ по восстановлению нарушенных ком-
понентов природной среды.
Производственному экологическому контролю должны
подвергаться системы для предупреждения, локализации и
ликвидации последствий техногенных аварий, приводящих к
негативным воздействиям на окружающую природную среду,
а также почвы и природные воды, загрязненные нефтью по
вине природопользователя.
Порядок проведения производственного экологического
контроля определяется внутрипроизводственными програм-
мами, технологическими регламентами (инструкциями, пла-
нами природоохранных мероприятий и другой нормативно-
методической документацией), действующими в системе тру-
бопроводного транспорта нефти.
В качестве примера рассмотрим приведенную ниже мето-
дику.
Методика определения состава
и количества технических средств
ликвидации разлива нефти при аварии
на подводных переходах
магистральных нефтепроводов
Расчет объемов возможных разливов нефти.
Объем возможного разлива нефти определяется технологиче-
скими параметрами подводного перехода магистральных
нефтепроводов и гидрологическими особенностями водной
преграды.
От объема возможного разлива нефти зависит количество
технических средств оснащения аварийных служб. При про-
гнозировании возможной величины аварийного разлива неф-
ти и ее последствий необходимо исходить из максимально
возможного объема разлившейся нефти (потенциально воз-
можная утечка нефти рассчитывается в соответствии с усло-
виями, установленными Постановлением Правительства РФ
№ 613 от 21.08.2000 г. и № 240 от 15.04.2002 г.):
при порыве трубопровода — из расчета 25 % максималь-
ного объема прокачки в течение 6 ч и объема нефти между
задвижками, отсекающими поврежденный участок трубопро-
вода по формуле
А1Н£ 4- AfH.nopi
где Мн — масса нефти между задвижками, т; Мнпор — масса
нефти, вытекающей из отверстия «порыв», мм;
при проколе трубопровода — из расчета 2 % максимально-
го объема прокачки в течение 14 дней.
Для обеспечения оперативных действий при аварийной
ситуации, состав и количество оборудования, используемого
при ликвидации последствий аварийного разлива нефти, оп-
ределены с учетом следующей схемы действий подразделе-
ний, оснащаемых средствами ЛАРН:
Пункты оснащения средствами ЛАРН организуются на
участках нефтепровода, имеющих ППМН при НПС (ЛИДС).
Средства ЛАРН, сосредоточенные на таком пункте, обеспе-
чивают защиту подводных переходов магистрального нефте-
провода, расположенных в пределах участка.
Аварийные разливы нефти локального и местного значе-
ния (объем разлива до 500 т нефти) ликвидируются силами и
средствами одного оснащенного пункта, закрепленного за
ППМН.
Аварийные разливы нефти территориального значения
567
(объем разлива до 1000 т нефти) ликвидируются силами и
средствами двух оснащенных пунктов.
Аварийные разливы нефти регионального значения (объем
разлива до 5000 т нефти) ликвидируются силами и средства-
ми нескольких пунктов, оснащенных средствами ЛАРН.
Аварийные разливы нефти федерального значения (объем
разлива более 5000 т нефти) ликвидируются силами и средст-
вами нескольких пунктов, оснащенных средствами ЛАРН, с
привлечением сил и средств соседних предприятий трубо-
проводного транспорта нефти.
Определение состава нефтесборного оборудования: с уче-
том опыта ликвидации аварий и результатов учений по лик-
видации аварий, проведенных на предприятиях трубопровод-
ного транспорта нефти, а также необходимости организации
специальных пунктов (складов) хранения средств ликвидации
аварийного разлива нефти, каждый пункт оснащения средст-
вами ликвидации аварийного разлива нефти должен содер-
жать следующее нефтесборное оборудование:
летние боновые заграждения в количестве, достаточном
для установки на одном рубеже локализации через реку мак-
симальной ширины в пределах закрепленного за пунктом
участка нефтепровода (до 3000 м боновых заграждений);
зимние боновые заграждения в количестве, достаточном
для установки на одном рубеже локализации через реку мак-
симальной ширины в пределах закрепленного за пунктом
участка нефтепровода (до 1200 м боновых заграждений);
нефтесборщики суммарной производительностью до
200 м/ч;
емкости суммарным объемом, достаточным для хранения
нефти собранной нефтесборщиками за 8 ч работы, до
2000 м3.
Указанное оборудование при взаимодействии располо-
женных рядом пунктов, оснащенных средствами ликвидации
аварийного разлива нефти, позволяет устранить последствия
аварии регионального значения (до 5000 т) за 20 — 30 ч, а тер-
риториального значения (до 1000 т) за 4 — 6 ч. Производи-
тельность нефтесборных устройств, суммарный объем емко-
стей для сбора нефти, количество сорбентов и вспомогатель-
ных средств определяются с учетом объемов утечки нефти.
Определение необходимого количества сорбентов и
средств утилизации. Количество сорбентов, необходимых для
ликвидации аварийного разлива нефти, рассчитывается с
учетом следующих условий (определены по результатам уче-
ний и опыту ликвидации аварий):
568
75 — 80 % вылившейся нефти находятся на поверхности
воды,
10—15 % загрязняет берег и растительность,
10—15 % испаряется и эмульгирует,
97 — 98 % нефти может быть убрано нефтесборщиками,
2 — 3 % составляют нефтяную пленку на воде и грунте.
Количество сорбентов (кг) рассчитывается по заданной ве-
личине сбора части суммарного объема вылившейся нефти
по формуле
Р =
пр с 100Ссп '
где МН£ — суммарный объем вылившейся нефти, т; —
собираемая сорбентом нефть, %, N4 = 2,5 %; Ссп — сорбци-
онная способность сорбента, кг/кг.
Учитывая количество нефти (в %), находящейся на по-
верхности воды, загрязняющей берег и растительность, испа-
ряющейся и эмульгирующей, а также то, что нефть, собирае-
мая сорбентами на воде и грунте составляет 2 — 3 % от сум-
марного объема вылившейся нефти, количество сорбентов
необходимых для ликвидации последствий аварийного разли-
ва нефти составит
р _
прс 100 100Ссп'
При объеме утечки до 1000 т — аварийный разлив нефти
локального и местного уровня и средней сорбционной спо-
собности сорбентов (с учетом возможной регенерации от-
дельных видов сорбентов), равной 8,9 кг/кг (по результатам
испытаний проведенных в ОАО «Транссибнефть»), расчетное
количество сорбентов, необходимых для ликвидации послед-
ствий аварийного разлива нефти, составит
Р
л пр.с
2,5-95'1-106
100 100 8,9
2680 кг.
Количество сорбентов, необходимое для ликвидации ава-
рийного разлива нефти локального и местного значения, раз-
мещается в двух соседних пунктах, оснащенных средствами
ЛАРН, участвующих в ликвидации аварийного разлива такого
уровня.
Количество сорбентов в каждом пункте оснащения сред-
ствами ЛАРН составит 50 % расчетного количества, т.е.
1340 кг.
569
Выбор конкретных типов и марок сорбентов, применяе-
мых на предприятиях трубопроводного транспорта нефти,
производится на основании результатов испытаний во время
учений по ЛАРН. При выборе сорбента необходимо учиты-
вать требования региональных организаций, отвечающих за
экологическую безопасность региона, а также климатические
условия и время года, характер рельефа, размеры водоема,
тип растительности, технологию его нанесения, условия хра-
нения и транспортировки, сорбирующую способность по
нефти, способ утилизации, стоимость.
Для утилизации отходов, возникающих в процессе ликви-
дации аварии (замазученный сорбент, не подлежащий реге-
нерации, замазученная растительность) применяется одна
установка для сжигания отходов.
Определение длины боновых заграждений. Количество
боновых заграждений и средств их установки определяется
параметрами водных преград (шириной и скоростью тече-
ния), через которые проложены подводные переходы.
Длина летних боновых заграждений (БЗ) обусловлена па-
раметрами водной преграды (шириной и скоростью реки) и
углом установки. Длина БЗ, устанавливаемых на одном рубе-
же локализации, и углы установки в зависимости от парамет-
ров водной преграды представлены в табл. 5.1.
Длина зимних боновых заграждений определяется из сле-
дующих условий: река покрыта льдом, скорость воды подо
льдом меньше, чем в открытом русле, угол установки зимних
боновых заграждений больше чем летних на 20 — 30°. Длина
зимних боновых заграждений при этом составит 40 % от дли-
ны летних боновых заграждений для рек, протекающих в
средних и северных широтах и 10 % для рек, протекающих в
южных широтах.
Расстановка боновых заграждений. С учетом времени, от-
водимого на локализацию нефтяного пятна (согласно поста-
новлению Правительства от 20.08.00 г. № 613 оно составляет
4 ч), и опыта проводимых на предпритиях трубопроводного
транспорта нефти учений силами двух пунктов оснащения
средствами ЛАРН организуются два-три рубежа локализации.
Первый рубеж предусматривается в районе подводного пере-
хода, ниже по течению зоны всплытия нефти. Остальные ру-
бежи устраиваются ниже по течению в местах, определенных
в плане ликвидации аварий на данном ППМН.
Кроме этого, при неблагоприятном развитии ситуации по
указанию руководителя штаба по ликвидации аварии сосед-
ними пунктами оснащения организуются дополнительные
570
Таблица 5.1
Длина боновых заграждений
Ширина водной преграды Вр, м Длина, м, при угле установки БЗ относительно динами- ческой оси потока водной преграды и, м при скорости течения
<0,2 м/с < 0,5 м/с < 0,7 м/с > 0,7 м/с
60° 40° 30° 20°
<25 100 150 200 250
<50 150 200 300 500
<100 300 500 700 1000
<200 400 600 800 1100
<300 500 700 900 1200
<400 600 800 1000 1300
<500 700 900 1100 1400
<700 800 1000 1200 1500
<1000 1000 1200 1500 1500
>1000 1500 1500 + специальная технология улавли-
вания
’Специальная технология локализации аварийного разлива нефти пре-
дусматривается на водных преградах шириной более 1000 м со скоростью
течения более 0,2 м/с и заключается в установке стационарных боновых
заграждений, в сборе разлившейся нефти судами-нефтесборщиками, в
оконтуривании нефтяного пятна кольцом боновых заграждений.
рубежи локализации. На наиболее ответственных ППМН
(через реки шириной 1000 м и более) при необходимости в
меженный период устанавливаются стационарные рубежи
локализации.
Определение количества технических средств для уста-
новки боновых заграждений. Количество технических
средств, необходимых для установки БЗ на воде, рассчитыва-
ется исходя из условия, что для установки БЗ на всех реках
шириной более 300 м необходимо использовать буксировоч-
ный катер. Для рек меньшей ширины установку БЗ осущест-
вляют при помощи двух лодок.
Результаты расчетов, произведенных с учетом опыта лик-
видации аварий и анализа учений, проведенных в системе
ОАО «АК «Транснефть», представлены в табл. 5.2.
Хранение средств локализации и ликвидации аварии. Бо-
новые заграждения могут храниться в контейнерах (в 3-мет-
ровых контейнерах до 500 м, в 6-метровых контейнерах до
1000 м). Средства установки боновых заграждений и комп-
лекты нефтесборного оборудования могут храниться в 3-мет-
ровых или 6-метровых контейнерах. В случае выезда для про-
ведения работ локализации разлива нефти два 3-метровых
571
Таблица 5.2
Состав бригады плавсредств на одном рубеже
Ширина реки В|(. м Требуемое число лодок Требуемое число буксировочных ка- теров Численность личного соста- ва
<300 2 — 4
>300 1. 1 5
контейнера или один 6-метровый могут быть погружены на
автоприцеп (например, типа СЗАП-8357) и доставлены к мес-
ту локализации.
Для защиты особо ответственных подводных переходов, к
которым относятся подводные переходы с шириной зеркала
реки более 1000 м и подводные переходы через судоходные
реки, время доставки средств ЛАРН к которым превышает
3 ч, на ППМН должны быть организованы специальные
пункты (склады) хранения комплектов средств ЛАРН.
Определение количества вспомогательных технических
средств. К вспомогательным средствам относятся:
средства сбора нефти на берегу (ручные нефтесборщики и
мотопомпы для зачистки берега);
средства для установки боновых заграждений летом (руч-
ные лебедки);
средства для установки боновых заграждений и обеспече-
ния работы нефтесборщиков зимой (машины для резки льда,
мотопилы, генераторы теплого воздуха, утепленные палатки);
специальные средства сбора нефти, не входящие в ком-
плекты нефтесборного оборудования (катера-нефтесбор-
щики).
На основании опыта ликвидации аварий и результатов
учений в состав вспомогательных средств пункта оснащения
средствами ЛАРН должны входить:
средства сбора нефти на берегу — 1—2 ручных нефтес-
борщика и 1 —2 мотопомпы;
средства для установки боновых заграждений летом — 2 —
4 ручные лебедки;
средства для установки боновых заграждений и обеспече-
ния работы нефтесборщиков зимой — 1 машина для резки
льда, 2 — 4 мотопилы, 1 генератор теплого воздуха, 1 — 2 утеп-
ленные палатки.
Перечень оборудования для пунктов оснащения средства-
ми ЛАРН приведен в табл. 5.3.
В соответствии с требованиями действующей НТД каждый
пункт оснащения средствами ЛАРН комплектуется средства-
ми, обеспечивающими противопожарную и техническую
572
Таблица 5.3
Перечень оборудования пунктов оснащения средствами ЛАРН
Средства ЛАРН Количество
Боновые заграждения, м <3000
Нефтесборщики (суммарная производительность), м3/ч <200
Емкости (суммарный объем), м3 <2000
Катер, шт. 0-2
Лодка, шт. 1 — 2
Ручной нефтесборщик, шт. 1-2
Мотопомпа, шт. 1-2
Машина для резки льда, шт. 1
Мотопила, шт. 2 — 4
Генератор теплого воздуха, шт. 1
Утепленная палатка, шт. 1-2
Катер-нефтесборщик, шт. Г
Лебёдка ручная, шт. 2-4
Сорбенты, кг <7370
Установка для сжигания отходов, шт. 1-2
Средства противопожарной и технической безопасно- 1
сти, компл.
Средства индивидуальной защиты, компл. 10
На ОАО МН.
безопасность. В комплект средств противопожарной и техни-
ческой безопасности входят: 5 прожекторов и электростан-
ция мощностью 10 кВт, 1 пожарная мотопомпа производи-
тельностью 1600 л/мин с запасом пенообразователя средней
кратности не менее 400 л. Персонал, принимающий участие в
работах по ЛАРН (см. табл. 5.4) обеспечивается комплектами
средств индивидуальной защиты: спасательными жилетами,
костюмами для защиты от воды и термозащитными костюма-
ми из ткани типа NOMEX — по десять комплектов на каж-
дый пункт оснащения средствами ЛАРН.
Предприятия нефтепроводного транспорта комплектуются
катерами-нефтесборщиками из расчета 1 катер-нефтесбор-
щик на предприятие. Они располагаются на реках с наи-
большей шириной, на которых требуется специальная техно-
логия улавливания нефти.
Определение численности персонала пункта оснащения
средствами ЛАРН, участвующего в ликвидации аварии. Чис-
ленность персонала пункта оснащения средствами ЛАРН оп-
ределяется составом и количеством средств, применяемых
для ликвидации аварии. При определении численности пер-
сонала пункта оснащения средствами ЛАРН следует пользо-
ваться табл. 5.4.
Экипаж катера-нефтесборщика набирается из персонала
573
Таблица 5.4
Численность персонала пункта оснащения средствами ЛАРН
Наименование средств локализа- ции и ликвидации аварии Количество средств Обслуживающий персонал, чел Итого, чел
Боновые заграждения, м <3000 2 (до 500 м) — 4 (до 3000 м)
Нефтесборщики (суммарная производительность), м'7ч <200 1 чел/шт.
Емкости (суммарная емкость), м:| <2000 1 чел/шт.' 8-12
Катер, hit. 0-2 3
Лодка, шт. 2- 1 2
Ручная лебедка, шт. 2-4 2’*
Ручной нефтесборщик, шт. 1—2 Г* 5-8
Мотопомпа, шт. 1-2 Г*
Машина для резки льда (зима), шт. 1 Г’
Мотопилы (зима), шт. 2
Генератор теплого воздуха (зи- ма), шт. 1 1***
Утепленная палатка (зима), шт. 1-2 Г**
Сорбенты, кг <7370 3-4
Установка для сжигания отхо- дов, шт. 1-2
Средства противопожарной и технической безопасности, компл. 1 Г’“
Обхцая численность задействованного персонала Из числа установленного БЗ. '*Из экипажа лодки. “"Из экипажа лодки, катера. 8- 12
пункта оснащения средствами ЛАРН, в ведении которого на-
ходится ППМН через водную преграду с наибольшей на
предприятии шириной и на которой требуется специальная
технология улавливания нефти.
Персонал, принимающий участие в работах по локализа-
ции и ликвидации, должен быть дополнительно обучен и ат-
тестован на знание следующих нормативных документов:
правил эксплуатации используемого оборудования,
правил техники безопасности при работе с оборудова-
нием,
правил техники безопасности при работе на воде.
Порядок определения вреда, причиняемого окружающей
природной среде в результате аварийного разлива нефти.
1. Вред окружающей природной среде включает в себя
прямой и косвенный ущерб, а также убытки.
2. Исчисление убытков осуществляется путем специальных
обследований и аналитических расчетов на основании дейст-
574
вующих нормативных актов, методической документации,
кадастровой оценки природных ресурсов, а также такс для
исчисления размера взыскания причиненного вреда. При ис-
числении убытков учитываются продолжительность негатив-
ного воздействия на окружающую среду, соответствующие
коэффициенты экологической ситуации и экологической
значимости, а также изменение уровня цен.
При исчислении убытков используются прямые методы
счета.
При исчислении убытков могут быть использованы экс-
пертные оценки.
Полученные данные о причиненных убытках, включая
упущенную выгоду, оформляются документально.
3. При исчислении общей суммы убытков учитываются в
том числе:
затраты на проведение работ по оценке вредного воздей-
ствия на окружающую природную среду, по исчислению
убытков и оформлению соответствующих документов;
убытки потерпевшей стороны, связанные с ликвидацией
последствий экологического правонарушения, которые рас-
считываются по документам, представленным потерпевшей
стороной.
4. По результатам работы комиссии составляется акт о
размерах причиненных убытков.
5. Размер вреда, причиненного загрязнением атмосферно-
го воздуха, определяется исходя из массы загрязняющих ве-
ществ, рассеивающихся в атмосфере. Масса загрязняющих
веществ устанавливается расчетным или экспертным путем
по действующим методикам.
б. Размер вреда, причиненного загрязнением водного объ-
екта, определяется суммированием ущерба от изменения ка-
чества воды и размера потерь, связанных со снижением био-
продуктивности. Размер потерь, связанных со снижением
биопродуктивности водного объекта, устанавливается на ос-
нове непосредственного обследования биологических ресур-
сов, экспертной оценки стоимости снижения биологической
продуктивности с учетом действующих методических доку-
ментов.
7. Размер вреда, причиненного загрязнением земель, ре-
комендуется определять в соответствии с порядком установ-
ления размеров убытков от загрязнения земель химическими
веществами и экспертной оценки убытков, связанных с де-
градацией земель в результате вредного воздействия.
8. Величина вреда, причиненного засорением поверхности
575
водных объектов и захламленности земель, определяется в
соответствии с Инструктивно-методическими указаниями по
взиманию платы за загрязнение окружающей среды, утвер-
жденными Минприроды России 26.01.1993 г., зарегистриро-
ванными Минюстом России 24.03.1993, per. № 190, с учетом
Постановления Правительства РФ от 12.06.2003 г. № 344. Для
расчета массы, объема, состава, класса токсичности отходов
(веществ) используются данные аналитических замеров и
экспертных оценок.
5.3. ОСНОВЫ АРБИТРАЖНО-
ПРОЦЕССУАЛЬНОГО РАЗБИРАТЕЛЬСТВА
ПРИ ВОЗМЕЩЕНИИ УЩЕРБОВ И УБЫТКОВ,
ВОЗНИКАЮЩИХ В СЛУЧАЕ
ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВАРИЙНЫХ
РАЗЛИВОВ НЕФТИ’
В соответствии с Конституцией Российской
Федерации [1] каждый имеет право на благоприятную окру-
жающую среду, каждый обязан сохранять природу и окру-
жающую среду, бережно относиться к природным богатст-
вам, которые являются основой устойчивого развития, жизни
и деятельности народов, проживающих на территории Рос-
сийской Федерации. В связи с этим ущербы и убытки, воз-
никающие в случае аварийных разливов нефти, подлежат
возмещению.
Отношения в сфере взаимодействия общества и природы,
возникающие при осуществлении хозяйственной и иной дея-
тельности, связанной с воздействием на природную среду,
регулируются законодательством РФ и специальными норма-
тивно-правовыми актами, основным из которых является Фе-
деральный закон «Об охране окружающей среды» от
10.01.2002 г. № 7-ФЗ [2].
Согласно указанному закону (ст. И), «каждый гражданин
имеет право на защиту окружающей среды от негативного
воздействия, вызванного хозяйственной и иной деятельно-
стью, чрезвычайными ситуациями природного и техногенного
характера, на достоверную информацию о состоянии окру-
жающей среды и на возмещение вреда окружающей среде».
’Раздел 5.3 написан канд. геол.-минерал, наук С.Г. Миронюком и канд.
техн, наук Л.Б. Шагаровой.
576
Большинство аварийных разливов нефти, возникающих
при эксплуатации магистральных и межпромысловых нефте-
проводов, НПС, нефтеналивных терминалов, резервуарных
парков, добывающих морских платформ, танкеров и других
объектов добычи и транспорта нефти, связаны со значитель-
ным загрязнением окружающей среды.
Понятие «нефть» распространяется на «нефть в любом
виде, включая сырую нефть, мазут, нефтяные остатки и очи-
щенные нефтепродукты (не являющиеся нефтехимическими
веществами)», а также, не ограничивая общего характера
вышесказанного, вещества, приведенные в Приложении 1 [3].
В соответствии с [4] (ст. 1) термин «нефть» — означает
сырую нефть, топливную нефть, тяжелое дизельное топливо
и смазочные масла.
Разлив нефти в водную среду — загрязнения водной сре-
ды в результате утечки нефти и нефтепродуктов при авариях
на морских (речных) объектах, неисправности и поврежде-
нии технологического оборудования или береговых сооруже-
ний, а также в результате выброса нефти при бурении на
континентальном шельфе [5].
Источник загрязнения нефтью — физический объект или
сооружение определенного назначения и устройства, содер-
жащий нефть или нефтеводную смесь и обладающий сле-
дующими конкретными характеристиками: расположением,
объемом, площадью, размерами, прочностью давлением, ма-
териалом и т.п., например, цистерна, трубопровод, танк или
отсек судна, нефтеналивной причал, очистное сооружение,
отстойник или накопитель и пр., из которого нефть или неф-
теводная смесь сбрасывается или была сброшена в водный
объект [3].
Согласно глоссарию терминов ФЗ «Об охране окружаю-
щей среды», приведенному в статье 1, загрязнение окру-
жающей среды — это поступление в окружающую среду ве-
щества и (или) энергии, свойства, местоположение или коли-
чество которых оказывают негативное воздействие на окру-
жающую среду;
загрязняющее вещество — вещество или смесь веществ,
количество и (или) концентрация которых превышают ус-
тановленные для химических веществ, в том числе радиоак-
тивных, иных веществ и микроорганизмов нормативы и ко-
торые оказывают негативное воздействие на окружающую
среду;
вред окружающей среде — негативное изменение окру-
жающей среды в результате ее загрязнения, повлекшее за
577
собой деградацию естественных экологических систем и ис-
тощение природных ресурсов;
экологический риск — вероятность наступления события,
имеющего неблагоприятные последствия для природной сре-
ды и вызванного негативным воздействием хозяйственной и
иной деятельности, чрезвычайными ситуациями природного и
техногенного характера.
Авария — разрушение сооружений и (или) технических
устройств, применяемых на опасном производственном объ-
екте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных ве-
ществ ([6], ст. 1).
Ущерб — потери некоторого субъекта или группы субъек-
тов, части или всех своих ценностей [7].
В соответствии со статьей 15 Гражданского кодекса Рос-
сийской Федерации [8] при защите прав лиц по возмещению
вреда предусмотрена компенсация двух элементов убытков:
реального ущерба («расходы, которые лицо, чье право нару-
шено, произвело или должно будет произвести для восста-
новления нарушенного права») и упущенной выгоды («также
недополученные доходы, которые это лицо получило бы при
обычных условиях гражданского оборота, если бы его права
не были нарушены»).
Согласно статье 4 ФЗ № 7 от 10.01.2002 г. «Об охране ок-
ружающей среды» объектами охраны окружающей среды от
загрязнения, истощения, деградации, порчи, уничтожения и
иного негативного воздействия хозяйственной и иной дея-
тельности являются:
земли, недра, почвы;
поверхностные и подземные воды;
леса и иная растительность, животные и другие организмы
и их генетический фонд;
атмосферный воздух, озоновый слой атмосферы и около-
земное космическое пространство.
В первую очередь охране подлежат естественные экологи-
ческие системы, природные ландшафты и природные ком-
плексы, не подвергшиеся антропогенному воздействию.
Особой охране подлежат объекты, включенные в Список
всемирного культурного наследия и Список всемирного при-
родного наследия, государственные природные заповедники,
в том числе биосферные, государственные природные заказ-
ники, памятники природы, национальные, природные и денд-
рологические парки, ботанические сады, лечебно-оздорови-
тельные местности и курорты, иные природные комплексы,
исконная среда обитания, места традиционного проживания
578
и хозяйственной деятельности коренных малочисленных на-
родов Российской Федерации, объекты, имеющие особое
природоохранное, оздоровительное и иное ценное значение,
континентальный шельф и исключительная экономическая
зона Российской Федерации, а также редкие или находящие-
ся под угрозой исчезновения почвы, леса и иная раститель-
ность, животные и другие организмы и места их обитания.
Ответственности за нарушение законодательства в области
охраны окружающей среды и разрешению споров в области
охраны окружающей среды посвящена глава XIV ФЗ № 7 от
10.01.2002 г. «Об охране окружающей среды».
Согласно указанному закону за нарушение законодатель-
ства в области охраны окружающей среды устанавливается
имущественная, дисциплинарная, административная и уго-
ловная ответственность в соответствии с законодательством.
В случае нарушения природоохранного законодательства,
в том числе в связи со сбросом нефти в окружающую среду,
возмещение вреда осуществляется в судебном порядке.
Юридические и физические лица, причинившие вред ок-
ружающей среде в результате ее загрязнения, истощения,
порчи, уничтожения, нерационального использования при-
родных ресурсов, деградации и разрушения естественных
экологических систем, природных комплексов и природных
ландшафтов и иного нарушения законодательства в области
охраны окружающей среды, обязаны возместить его в пол-
ном объеме в соответствии с законодательством.
Размер причиненного вреда по искам, предъявляемым по-
терпевшей стороной, либо государственными органами
управления и контроля в области охраны природной среды,
рассчитывается согласно статье 77 ФЗ № 7 от 10.01.2002 г.
«Об охране окружающей среды» «в соответствии с утвер-
жденными в установленном порядке таксами и методиками
исчисления размера вреда окружающей среде, а при их от-
сутствии, исходя из фактических затрат на восстановление
нарушенного состояния окружающей среды, с учетом поне-
сенных убытков, в том числе упущенной выгоды».
Компенсация вреда окружающей среде, причиненного на-
рушением законодательства в области охраны окружающей
среды, осуществляется добровольно либо по решению суда
или арбитражного суда.
На основании решения суда или арбитражного суда вред
окружающей среде, причиненный нарушением законодатель-
ства в области охраны окружающей среды, может быть воз-
мещен посредством возложения на ответчика обязанности по
579
восстановлению нарушенного состояния окружающей среды
за счет его средств в соответствии с проектом восстанови-
тельных работ.
Иски о компенсации вреда окружающей среде, причинен-
ного нарушением законодательства в области охраны окру-
жающей среды, могут быть предъявлены в течение 20 лет.
Требования об ограничении, о приостановлении или о
прекращении деятельности юридических и физических лиц,
осуществляемой с нарушением законодательства в области
охраны окружающей среды, рассматриваются судом или ар-
битражным судом.
Иски о возмещении вреда окружающей среде имеют пра-
во предъявлять граждане, общественные и иные некоммерче-
ские объединения, осуществляющие деятельность в области
охраны окружающей среды (ст. 11, 12 ФЗ № 1 от 10.01.2002 г.
«Об охране окружающей среды»), землепользователи и соб-
ственники природных ресурсов, затронутых в результате
аварии, прокуроры [9].
Основными элементами арбитражно-процессуального раз-
бирательства при возникновении аварийных ситуаций и воз-
мещении возникших ущербов и убытков являются:
установление факта, причин и размеров аварийной ситуа-
ции;
определение параметров воздействия на окружающую
среду и размером нанесенного ущерба;
установление ответчиков и потерпевшей стороны;
определение порядка возмещения ущерба и убытков.
5.3.1. УСТАНОВЛЕНИЕ ФАКТА АВАРИИ
И ВЕЛИЧИНЫ ВРЕДНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
Согласно «Временному положению о порядке
взаимодействия федеральных органов исполнительной власти
при аварийных выбросах и сбросах загрязняющих веществ и
экстремально высоком загрязнении окружающей природной
среды» от 11.09.1995 г., per. № 946 установлен следующий по-
рядок действий при выявлении случаев экстремально высоко-
го загрязнения окружающей природной среды.
1. Территориальные природоохранные органы — система
Министерства природных ресурсов (МПР) России — в соот-
ветствии с возложенными на них обязанностями принимают
меры по созданию комиссий из представителей соответст-
580
вующих подведомственных и территориальных органов фе-
деральных органов исполнительной власти с целью:
установления источника и причин загрязнения;
выявления негативных последствий экстремально высоко-
го загрязнения окружающей природной среды и оценки на-
несенного ущерба;
подготовки акта по оценке последствий экстремально вы-
сокого загрязнения, представляемого подведомственным и
территориальным органам федеральных органов исполни-
тельной власти и соответствующей территориальной админи-
страции;
решения вопроса о приостановке при необходимости ра-
боты организации (объекта) — источника загрязнения.
2. Органы Госкомсанэпиднадзора России:
оценивают возможность и степень влияния экстремально
высокого загрязнения окружающей природной среды на здо-
ровье населения и условия его проживания;
при необходимости приостанавливают работу организации
(объекта) — источника загрязнения и/или использование на-
селением соответствующих видов природных ресурсов.
3. Органы Роскомрыболовства:
осуществляют контроль за влиянием экстремально высо-
кого загрязнения поверхностных вод суши и морских вод на
жизнедеятельность рыб, других водных организмов и расте-
ний, а также за состоянием мест массового скопления рыб
(нерестилища, зимовальные ямы, нагульные площади, мигра-
ционные пути);
участвуют в разработке мероприятий по максимальному
снижению возможных потерь от экстремально высокого за-
грязнения поверхностных вод суши и морских вод для рыб-
ного хозяйства;
определяют ущерб рыбному хозяйству в результате экс-
тремально высокого загрязнения поверхностных вод суши и
морских вод, предъявляют иски на его возмещение и винов-
ных привлекают к административной ответственности, уста-
новленной законодательством.
4. Органы Росгидромета:
составляют оперативные прогнозы распространения зоны
экстремально высокого загрязнения;
обеспечивают работу комиссии данными об уровнях за-
грязнения окружающей природной среды в зоне экстремаль-
но высокого загрязнения;
участвуют в установлении источника загрязнения.
5. Органы Роскомнедр:
581
обследуют зону распространения экстремально высокого
загрязнения подземных вод;
составляют оперативный прогноз распространения зоны
экстремально высокого загрязнения и качества подземных
вод в зоне влияния источника загрязнения;
участвуют в установлении источника загрязнения;
разрабатывают рекомендации по ликвидации последствий
экстремально высокого загрязнения подземных вод.
6. Вопросы, подлежащие освещению в процессе расследо-
вания и в сообщениях об экстремально высоком загрязнении
окружающей природной среды, приводятся в Приложении 2.
Критерии экстремально высокого загрязнения окружающей
среды приведены в Приложении 3.
7. Порядок взаимного обмена информацией о фактах за-
грязнения окружающей природной среды, не достигшего
экстремально высокого уровня, и проведения расследования
этих случаев устанавливается подведомственными и террито-
риальными органами федеральных органов исполнительной
власти по взаимному соглашению.
Перечни методик, используемых в настоящее время для
определения ущербов и убытков в случае возникновения
аварийных разливов нефти, приведены в Приложении 3.
Причины и последствия аварии расследуются территори-
альными органами МПР России немедленно при получении
информации о ней независимо от того, будет ли создаваться
комиссия органов исполнительной власти субъектов Россий-
ской Федерации и местного самоуправления. В случае созда-
ния указанной комиссии представители территориальных ор-
ганов МПР России принимают участие в ее работе.
Ддя установления источника разлива нефти на основе
аналитических исследований отбираются пробы нефти из
разлива и всех предполагаемых источников. При идентифи-
кации необходим отбор как минимум трех проб нефтей с
водного объекта в местах наиболее интенсивного его загряз-
нения. Отбор проб нефтей с поверхности воды следует про-
изводить по возможности сразу же после обнаружения за-
грязнения, но не позднее, чем по истечению 36 часов с мо-
мента обнаружения.
Отбор проб из предполагаемых источников загрязнения
производят согласно [10], причем учитываются все объекты
или сооружения, из которых мог произойти сброс нефти.
Решение о местах пробоотбора принимает государствен-
ный инспектор территориального органа системы Минприро-
ды России в зависимости от конкретных обстоятельств за-
582
грязнения. Отбор проб производится также представителем
территориального органа системы Минприроды России.
Первичным документом, создаваемым представителем
территориального органа МПР России или членами комиссии
для фиксации факта аварии и величины вредного воздейст-
вия на окружающую среду, является протокол о нарушении
экологических требований законодательства Российской Фе-
дерации.
В указанном протоколе должны содержаться следующие
основные сведения:
время и место аварии;
время проведения обследования;
лицо или лица, составившие протокол;
реквизиты юридического или физического лица, виновно-
го в аварии;
характер аварии и ее последствия (воздействие на окру-
жающую среду, выбросы, сбросы, размещение отходов, зато-
пления и т.д.);
краткая оценка состояния окружающей среды, вида, раз-
мера и продолжительности воздействия на природные среды
(загрязнение воздуха, вод, почвы, повреждение или гибель
представителей растительного и животного мира, людей) в
месте нанесения вреда и его проявления;
статьи законодательных актов и пункты нормативных до-
кументов, нарушение которых констатируется при обследо-
вании;
сведения о сборе доказательств (отбор проб, выполнение
измерений и т.п.) в процессе первоначального обследования;
оперативные меры, принятые для ликвидации последствий
аварии, используемые для этих целей средства;
обязательства виновной стороны по ликвидации последст-
вий аварий.
В протоколе могут быть приведены как точные, так и
предварительные сведения о размерах воздействия на окру-
жающую среду.
Результаты обследования, зафиксированные в протоколе,
подтверждаются подписями всех участников обследования и
представителем виновной стороны, а также свидетелями. В
случае несогласия с какими-либо обстоятельствами, указан-
ными в протоколе, каждый из них вправе изложить особое
мнение. Фактические данные, содержащиеся в протоколе, не
могут быть скорректированы без согласия территориального
органа МПР России или инспектора комиссии, проводивших
обследование.
583
Детальное расследование обстоятельств причинения вреда
и сбор доказательств, обосновывающих величину ущерба и
убытков, может быть продолжено после составления прото-
кола и определяется программой работы соответствующего
территориального органа МПР России или комиссии.
Итогом работы по расследованию аварии является расчет
денежных средств, характеризующий размеры ущерба и
убытков.
5.3.2. ИСЧИСЛЕНИЕ РАЗМЕРОВ УЩЕРБА
И УБЫТКОВ
Исчисление ущерба и убытков осуществляет-
ся на основании действующей нормативно-методической до-
кументации, кадастровой оценки природных ресурсов, а так-
же такс для исчисления размера взыскания за ущерб фауне и
флоре. При возможности используются прямые методы сче-
та. При этом документально подтверждаются данные об
убытках и ущербе, включая упущенную выгоду. Основными
методами оценки ущерба на сегодняшний день являются [11,
12]:
1. Метод экспертной оценки. Используется при недоста-
точном нормативно-методическом обеспечении процедуры
оценки ущерба.
2. Метод прямого счета. Величина ущерба определяется
непосредственно для конкретного объекта путем прямого
расчета различных составляющих ущерба, выраженных в
стоимостной форме. Расчеты проводятся в два этапа: на пер-
вом этапе величина потерь рассчитывается в натуральных
единицах измерения, после этого натуральный ущерб пере-
водится в стоимостное выражение. Методы прямого счета, по
мнению ряда исследователей, являются в настоящее время
наиболее точными и объективными, но из-за высокой трудо-
емкости расчетов имеют ограниченную сферу применения.
Разновидностью метода прямого счета является метод
контрольных районов. Он основан на сопоставлении показа-
телей состояния реципиентов в «загрязненном» и «незагряз-
ненном» (контрольных) районах. В основу метода положено
предположение, согласно которому показатели состояния ре-
ципиентов, непосредственно определяющие величину ущер-
ба, при прочих равных условиях зависят только от уровня
загрязнения природной среды. Выбор контрольных районов
осуществляется таким образом, чтобы показатели состояния
реципиентов, не относящиеся к загрязнению (например, ка-
584
чество почв, интенсивность сельскохозяйственного производ-
ства и т.п.), были равными или близкими по значению с ана-
логичными показателями в исследуемом районе. Метод мо-
жет использоваться только для оценки фактического эколо-
гического ущерба.
3. Методы косвенной оценки основаны на установлении
математических зависимостей между уровнем загрязнения и
величиной экологического ущерба. Основными разновидно-
стями метода являются метод аналитических зависимостей и
нормативный метод.
Метод аналитических зависимостей (иначе метод много-
факторного анализа или регрессионный метод) основан на
статистической обработке фактических данных о влиянии
различных факторов, включая уровень загрязнения природ-
ной среды, на изучаемые показатели состояния реципиентов.
Нормативный метод основан на использовании системы
законодательно устанавливаемых стоимостных параметров
(нормативов, такс). В качестве нормативов используются по-
казатели удельного ущерба в расчете на единичную числен-
ность реципиентов при фиксированном уровне загрязнения.
Наиболее удобными в применении признаны показатели
удельных ущербов на единицу валовых выбросов и единицу
концентрации вредных веществ.
В настоящее время преобладают нормативные методы
оценки. Это объясняется тем, что они позволяют рассчиты-
вать размер ущерба на основе ограниченного круга фиксиро-
ванных натуральных и стоимостных параметров широкому
кругу специалистов без привлечения независимых оценщи-
ков-профессионалов. Процедура применения таких парамет-
ров при расчете ущерба крайне проста, не требует больших
затрат на сбор исходной информации, проведение дополни-
тельных экономических расчетов и их обоснование.
Правовой статус большинства утвержденных методик об-
легчает исковое производство по взысканию ущерба в силу
законодательной признанности применяемых стоимостных
величин.
Однако, как показывает практика, применение такс и ме-
тодик не всегда обеспечивает реализацию принципа полного
возмещения вреда, особенно при причинении крупномас-
штабного вреда (например, при аварийном разливе нефти).
Оценка ущерба от проявления социально-экологических и
экономических последствий аварии осуществляется на осно-
ве специальных обследований, аналитических расчетов и
прогнозных экспертных оценок возможных последствий.
585
Убытки потерпевшей стороны, связанные с ликвидацией
последствий аварии, рассчитываются по документам, пред-
ставленным потерпевшими и включаются в исковое заявле-
ние.
Убытки, связанные с ликвидацией последствий аварии,
понесенные виновной стороной, не учитываются при опреде-
лении сумм иска, однако суд может принять во внимание за-
траты на восстановительные работы при определении суммы
возмещения ущерба.
Так, Краснодарский комитет по охране окружающей сре-
ды предъявил иск к АО «Северо-Кавказское объединение
магистральных нефтепродуктов» о возмещении ущерба, при-
чиненного загрязнением земельных и водных ресурсов в ре-
зультате нарушения герметичности трубопроводов. Иск был
заявлен на 998 млн. неденоминированных руб. Суд, учитывая,
что ответчиком были проведены мероприятия по предотвра-
щению и уменьшению ущерба, а также тяжелое финансовое
положение ответчика, снизил сумму возмещения ущерба за
загрязнение земель на 50 % [13).
При расчете величины ущерба учитываются продолжи-
тельность негативного воздействия на окружающую среду,
соответствующие коэффициенты экологической ситуации и
экологической значимости, а также изменение уровня цен.
Величина ущерба, причиненного негативным воздействием
на окружающую среду в зонах экологического бедствия, рай-
онах Крайнего Севера и местностях, приравненных к рай-
онам Крайнего Севера, на территории национальных парков,
особо охраняемых и заповедных территориях (акваториях),
эколого-курортных регионах, а также на территориях, вклю-
ченных в международные конвенции, увеличиваются в 2
раза.
Ущерб от загрязнения атмосферного воздуха определяется
исходя из массы загрязняющих веществ, рассеивающихся в
атмосфере. Масса загрязняющих веществ определяется рас-
четным или экспертным путем по действующим методикам. В
случае отсутствия методики определения ущерба расчет осу-
ществляется, как за сверхлимитный выброс, путем умноже-
ния массы загрязняющих веществ на базовые нормативы
платы за выброс 1 т загрязняющих веществ в атмосферу в
пределах установленных лимитов (временно согласованных
выбросов) с применением коэффициентов индексации, эко-
логической ситуации и повышающего коэффициента 5.
Ущерб от загрязнения водного объекта определяется сум-
мированием ущерба от изменения качества воды и размера
586
потерь, связанных со снижением его биопродуктивности.
Временно, до утверждения специальных методических указа-
ний, ущерб от изменения качества воды оценивается как за
сверхлимитный выброс путем умножения массы загрязняю-
щих веществ, поступивших в водный объект, на базовые
нормативы платы за сброс загрязняющих веществ в поверх-
ностные и подземные водные объекты в пределах установ-
ленных лимитов с применением коэффициентов индекса-
ции, экологической ситуации и повышающего коэффициен-
та 5.
При оценке вреда, причиненного рыбным запасам и дру-
гим подводным объектам животного мира, ущерб определяет-
ся в размере стоимости утраченного ресурса, упущенной вы-
годы, вызванной гибелью промыслового поголовья и затрата-
ми на восстановление рыбопродуктивности водоема.
Размер потерь, связанных со снижением биопродуктивно-
сти водного объекта, определяется на основе непосредствен-
ного обследования биологических ресурсов, экспертной
оценки стоимости снижения биологической продуктивности
с учетом нормативно-методических документов.
Размер ущерба от загрязнения земель определяется на ос-
нове утвержденных указаний в соответствии с порядком оп-
ределения размеров ущерба от загрязнения земель химиче-
скими веществами и экспертной оценки стоимости потерь,
связанных с деградацией земель в результате вредного воз-
действия.
При уничтожении плодородного слоя почвы на землях
сельскохозяйственного назначения ущерб и убытки опреде-
ляются в порядке, установленном методикой оценки ущерба
от деградации почв и земель и Положением о порядке воз-
мещения убытков собственникам земли, землевладельцам,
землепользователям, арендаторам и потерь сельскохозяйст-
венного производства, утвержденным Постановлением Пра-
вительства РФ от 28.01.1993 г. № 73 (с изменениями и допол-
нениями от 15.05.1999 г. № 534).
При загрязнении почвенного слоя химическими вещест-
вами на землях сельскохозяйственного назначения, а также
на землях лесного фонда оценка ущерба может производить-
ся по методике оценки ущерба от загрязнения земель хими-
ческими элементами или по фактическим затратам на ликви-
дацию указанного загрязнения.
Величина ущерба от засорения территории обломками оп-
ределяется в размере платежа за размещение отходов на не
отведенной для этой цели территории в соответствии с инст-
587
руктивно-методическими указаниями по взиманию платы за
загрязнение окружающей природной среды. Для расчета
массы, объема, состава, класса токсичности используются
данные аналитических замеров и экспертных оценок.
При оценке ущерба, вызванного лесным пожаром, общий
размер убытков должен определяться стоимостью сгоревшей
древесины, живого напочвенного покрова и лесной подстил-
ки, стоимостью работ по тушению пожара и подготовке к
лесовосстановительным работам, а также стоимостью работ
по лесовосстановлению.
Размер взыскания за ущерб, причиненный гражданами,
юридическими и физическими лицами незаконным выловом,
добычей или уничтожением биологических ресурсов, опреде-
ляется инструкциями, методиками и таксами.
При оценке вреда, причиненного конкретным объектам
животного мира, ущерб может определяться по рыночной и
(или) таксовой стоимости погибших животных.
При оценке вреда, причиненного среде обитания живот-
ных (охотничьему хозяйству), ущерб может определяться в
размере стоимости погибших животных, упущенных выгоды
в связи с утратой продуктивности охотничьих угодий на пе-
риод их восстановления и затрат на воспроизводственные
мероприятия.
При авариях на нефте- и нефтепродуктопроводах исполь-
зуются следующие методики определения ущерба;
1) Методика определения ущерба окружающей природной
среде при авариях на магистральных нефтепроводах [14];
2) Методическое руководство по оценке степени риска
аварий на магистральных нефтепроводах. Руководящий до-
кумент [15].
Упомянутые выше методики используются при оценке
экологического ущерба от загрязнения нефтью земель, вод-
ных объектов, атмосферы. Следует отметить, что указанные
документы не обладают юридической силой.
Определения экономического ущерба окружающей среде
в результате аварийных разливов нефти необходимо прово-
дить на основании утвержденных и зарегистрированных в
Минюсте России методик [16] (Приложение 4).
Для тех объектов (ресурсов), по которым отсутствуют ут-
вержденные методические документы, следует использовать
общие принципы оценки ущерба, установленные Граждан-
ским кодексом РФ и ФЗ от 10.01.2002 г. «Об охране окру-
жающей среды».
Для получения стоимостных оценок ущерба, вызываемого
588
ухудшением качества или уничтожением различных компо-
нентов природы или природного объекта в целом, требуется
руководствоваться следующими принципами.
В связи с тем, что стоимость любого объекта обычно зави-
сит от юридических прав на него, вначале надо четко опреде-
лить, для каких целей проводится оценка ущерба и кто явля-
ется субъектом правовых отношений, возникающих в случае
выявления факта нанесения вреда, т.е. следует установить,
кто является потерпевшей стороной, которой следует возме-
щать нанесенный ущерб [12].
Если размер ущерба определяется в целях компенсации
убытков собственников, владельцев или пользователей при-
родных объектов, то при их исчислении следует руководство-
ваться статьями 15 и 1064 Гражданского кодекса РФ, которые
дают четкое правовое толкование состава убытков и порядка
их определения, а также статьей 77 ФЗ от 10.01.2002 г. «Об
охране окружающей среды».
При исчислении реального ущерба, под которым в юриди-
ческой практике понимается стоимость утраченного или по-
врежденного объекта, например растительности, местообита-
ний животных или почвенного слоя, следует иметь в виду,
что эти объекты могут быть классифицированы как объекты
недвижимости, согласно статье 130 Гражданского кодекса
РФ. Это дает возможность применить к ним единые методы
теории оценки недвижимости (затратный, доходный и метод
сравнения продаж).
5.3.3. ИСКОВОЕ ПРОИЗВОДСТВО
Материальная ответственность за нарушение
экологических требований законодательства Российской Фе-
дерации определяется в установленном законом порядке.
В соответствии с законодательством иски о возмещении
вреда, причиненного окружающей среде, могут предъявлять-
ся гражданами, общественными объединениями, местными
территориальными органами системы Минприроды России,
прокурором.
Территориальные органы системы Минприроды России,
не являющиеся юридическими лицами, вправе предъявлять
иск лишь на основании специальной доверенности, выданной
им вышестоящими территориальными органами Минприроды
России. Предъявление иска территориальными органами
Минприроды России не лишает возможности предъявить иск
589
потерпевшим в результате аварии юридическим и физиче-
ским лицам.
Первичным документом, которым оформляется факт эко-
логического правонарушения, является Протокол об экологи-
ческом правонарушении. Рассмотрев дело об экологическом
правонарушении, должностное лицо (комиссия по делам об
экологических правонарушениях) территориального органа
Минприроды России выносит постановление о возмещении
вреда, причиненного природной среде. Постановление со-
держит:
наименование должностного лица (комиссии) вынесшего
постановление;
дату рассмотрения дела;
сведения о лице, в отношении которого рассматривается
дело;
изложение обстоятельств, установленных при рассмотре-
нии дела;
указание на нормативный акт, предусматривающий ответ-
ственность за данное экологическое правонарушение;
принятое по делу решение;
срок и порядок возмещения причиненного вреда.
Копия постановления вручается или высылается лицу, в
отношении которого оно вынесено. Таким образом, правона-
рушителю предлагается добровольно возместить причинен-
ный вред. При неисполнении нарушителем постановления
территориальные органы Минприроды России могут предъя-
вить в суд или арбитражный суд иск о возмещении вреда,
причиненного природной среде.
Решение о подготовке и направлении претензии или иско-
вого заявления принимается на основании Протокола о на-
рушении экологических требований законодательства Рос-
сийской Федерации (Протокола об экологическом правона-
рушении), доказательств, собранных в процессе расследова-
ния, и произведенного расчета ущерба и убытков.
Арбитражная практика свидетельствует о том, что эффек-
тивность применения имущественной ответственности в зна-
чительной мере зависит от качества представляемых суду
первичных документов, имеющих доказательное значение.
Претензия или исковое заявление должно содержать;
реквизиты истца;
реквизиты ответчика;
сумму иска;
сведения о месте, времени, характере причиненного
вреда;
590
указания на статьи законодательных актов и пункты нор-
мативных документов, которые были нарушены ответчиком;
ссылки н нормативно-методическую документацию, ис-
пользованную при подсчете суммы иска.
К исковому заявлению или претензии прилагаются:
протокол о нарушении экологических требований законо-
дательства Российской Федерации;
фотодокументы;
картосхемы;
акты об отборе и анализах проб;
заключение о массе загрязняющего вещества и другая ко-
личественная оценка гибели и заражения биоты, поврежде-
ния растительного и почвенного покрова;
свидетельские показания (имеющиеся);
экспертная оценка косвенного ущерба от аварии;
расчет ущерба и убытков, причиненных негативным воз-
действием на окружающую природную среду;
доказательства правового положения ответчика;
иные документы.
Ответчиками могут выступать физические и юридические
лица независимо от их организационно-правовых форм и
принадлежности.
Пострадавшая сторона имеет право повторно обратиться в
суд или арбитражный суд при выявлении отдаленных послед-
ствий аварии с требованием о возмещении ущерба и убыт-
ков. Срок исковой давности определяется законом.
Каждая сторона вправе опротестовать решение о факте
нанесения вреда либо о размере возмещения. Опротестова-
ние осуществляется подачей мотивированного письменного
заявления вышестоящему органу специальной компетенции в
течение установленного законодательством срока.
5.3.4. ФОРМЫ ВОЗМЕЩЕНИЯ ВРЕДА
Возмещение вреда потерпевшей стороне мо-
жет осуществляться в натуральной и стоимостной формах за
счет собственных средств виновника аварии или средств
страховых организаций, осуществляющих экологическое
страхование.
Руководство по экологической экспертизе предпроектной
и проектной документации [17] включает объекты добычи,
подготовки, транспорта и переработки нефти в категорию
экологически опасных производств.
В соответствии с [6] организации, эксплуатирующие опас-
591
ные производственные объекты, не могут осуществлять опре-
деленные виды деятельности без наличия соответствующей
лицензии, одним из основных условий выдачи которой явля-
ется заключение договора страхования ответственности за
причинение вреда жизни, здоровью и имуществу третьих лиц
и окружающей природной среде в случае аварии на подоб-
ном объекте.
Данный вид страхования осуществляется в двух формах:
добровольной и обязательной.
К натуральным формам возмещения относятся меры по
восстановлению эквивалента утраченному количеству и каче-
ству природного ресурса, предоставлению равноценного при-
родного ресурса взамен утраченного или выведенного из хо-
зяйственного оборота, восстановлению природного ресурса
до исходного состояния на момент нанесения вреда, выделе-
нию заменяющих объектов, материалов, технологических
процессов, оборудования и т.д., строительство за счет винов-
ной стороны и передача потерпевшей стороне сооружений и
объектов по воспроизводству и восстановлению утраченного.
При натуральной форме возмещения вреда:
подписываются соответствующие соглашения и договоры,
регламентирующие порядок, условия, сроки и объемы ком-
пенсационной передачи потерпевшей стороне эквивалента
либо адекватного возмещения природного ресурса, утрачен-
ного вследствие нанесенного вреда, определенных действий
или бездействия;
устанавливаются прямые хозяйственные взаимосвязи, в
том числе путем подписания договоров поставки, титульных
списков объектов строительства и реконструкции и др.
К стоимостным формам возмещения вреда относятся:
предоставление финансовых средств для восстановления
нарушенного состояния окружающей среды до исходного к
моменту нанесения вреда уровня;
финансирование мероприятий по воспроизводству при-
родных ресурсов;
финансовое обеспечение мер по возмещению вреда, вклю-
чая упущенную в связи с этим потерпевшей стороной выгоду;
компенсация иных дополнительных затрат в связи с вос-
становлением природного ресурса и народнохозяйственной
продукции.
При стоимостной форме возмещения:
виновной стороной (или страховой организацией) на соот-
ветствующий счет перечисляются требуемые средства, в пол-
ном объеме и в установленные сроки;
592
предусматриваются поэтапные компенсационные выплаты
в соответствии со сроками восстановления утраченного в ре-
зультате нанесенного вреда;
на договорной основе виновной стороной обеспечивается
льготный режим финансирования и кредитования по переч-
ню мероприятий пострадавшей стороны;
устанавливаются иные формы, адекватные масштабам и
последствиям нанесенного вреда.
Форма возмещения вреда предлагается пострадавшей сто-
роной или территориальными органами Минприроды России
и определяется решением судебных или арбитражных орга-
нов [18, 19].
5.4. ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ АУДИТ
И СЕРТИФИКАЦИЯ СИСТЕМЫ
УПРАВЛЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
5.4.1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ЭКОЛОГИЧЕСКОГО
АУДИТА
В настоящее время понятие экологического
аудита трактуется в сфере природоохранной деятельности
довольно широко. Несмотря на активное использование тер-
мина «экологический аудит» в законодательных актах Рос-
сийской Федерации длительное время не было его официаль-
ного определения и только в новом Федеральном законе «Об
охране окружающей среды (ст. 1) закреплено официальное
определение: «Экологический аудит - независимая, ком-
плексная, документированная оценка соблюдения субъек-
том хозяйственной или иной деятельности требований, в
том числе нормативов и нормативных документов, в облас-
ти охраны окружающей среды, требований международных
стандартов и подготовка рекомендаций по улучшению такой
деятельности» [2].
Регламентация аудиторской деятельности в области эколо-
гии в настоящее время может быть осуществлена в соответ-
ствии с процедурами, описанными в российских националь-
ных стандартах ГОСТ Р ИСО серии 14000, представляющих
собой аутентичные тексты соответствующих межународных
стандартов.
В ГОСТ Р ИСО 140 — 99 «Управление окружающей средой.
Словарь» дано определение экологическому аудиту — это
23 — 9515
593
систематический документально оформленный процесс про-
верки объективно получаемых и оцениваемых аудиторских
данных с тем, чтобы установить, соответствуют ли критериям
аудита определенные виды экологической деятельности, со-
бытия, усЛовия, системы административного управления и
информация об этих объектах, а также сообщение результа-
тов, полученных в ходе этого процесса, клиенту.
Как отдельный элемент управления экологический аудит
получил развитие за рубежом уже в начале 1970-х годов. В то
время компании ряда стран Европы и Северной Америки на-
чали привлекаться к юридической ответственности за нане-
сение ущерба окружающей среде, что приводило их к фи-
нансовым потерям и обусловило необходимость оценки соот-
ветствия осуществляемой ими деятельности нормам законо-
дательства в области охраны окружающей среды. Такая
оценка по аналогии с финансовым аудитом получила назва-
ние экологического аудита [20].
К середине 1980-х годов сформировалось значение эколо-
гического аудита как инструмента внутреннего администра-
тивного управления для усиления контроля за природоохран-
ной деятельностью'компании. Экологический аудит распро-
страняется в промышленно развитых странах — в Канаде,
Великобритании, Нидерландах, США, Швеции.
Экологической аудит нашел применение в таких областях
деятельности, как приобретение или передача недвижимости,
решение проблемы отходов производства и потребления,
обеспечение безопасности производимых продуктов, борьба с
профессиональными заболеваниями, контроль загрязнения
природных сред. Кроме термина «экологический аудит» (en-
vironmental auditing) стал использоваться термин «аудит по
вопросам здоровья, безопасности и окружающей среды»
(health, safety and environmental audit).
К концу 1990 г. коммерческие банки в ряде стран стали
использовать экологический аудит в целях минимизации рис-
ков неплатежей по ссудам, обусловленных недостатками
природоохранной деятельности предприятиями-заемщиками.
Экологический аудит применяется международными бан-
ками развития как инструмент управления окружающей сре-
дой с использованием для этого оценки природоохранной
деятельности финансируемых ими компаний. Рядом стран:
США, Бельгией, Индонезией, Норвегией, Ямайкой, Боливией,
Францией и Европейским Союзом (EMAS-программа), а так-
же Международными финансовыми корпорациями экологи-
ческий аудит стал проводиться в целях оказания помощи де-
594
ловим кругам в управлении окружающей средой, снижения
рисков финансового рынка, повышения конкурентоспособ-
ности на мировом рынке, совершенствования природоохран-
ной деятельности, привлечения частного капитала в промыш-
ленность и энергетику, для проверки безопасности производ-
ства и оказания помощи по ее обеспечению, определения ха-
рактера и масштабов экологических проблем в области охра-
ны здоровья [21].
Таким образом, экологический аудит превратился из «ру-
тинного инструмента» контроля за соблюдением природо-
охранного законодательства в экономико-правовой инстру-
мент стимулирования природоохранной деятельности пред-
приятия для повышения его инвестиционной привлекатель-
ности.
В США существенна роль экологического аудита как ин-
струмента «более раннего» выявления экологического право-
нарушения. Агентство по защите окружающей среды США
подчеркивает: «Нарушитель может показать свою искрен-
ность, если он выявит правонарушение и проинформирует о
нем и примет надлежащие меры по его исправлению прежде,
чем в это вмешается Агентство.
Принимая во внимание, что данная информация не обяза-
тельна по закону и правонарушение было немедленно ис-
правлено, санкции, наложенные на предприятие, могут иметь
частичный характер, отсутствие искренности может привести
к увеличению этих санкций». В соответствии с Законом о
защите окружающей среды от загрязнения, принятым США в
1990 г. (Pollution Prosecution Act), нарушения, выявленные
добровольно или исправленные благодаря программе экологи-
ческого аудита, не являются составом административного
или уголовного преступления.
Квалифицированный экоаудит совместно с финансовым
аудитом позволяет оценивать «скрытые издержки», связан-
ные, например, с ухудшением общественного мнения и, как
следствие, с падением стоимости курса акций из-за недоста-
точного внимания предприятия к экологическим проблемам.
Работам по оценке «скрытых издержек» уделяется в запад-
ных странах большое внимание. Программы ЭА могут яв-
ляться основой для формирования экологической стратегии и
политики промышленных предприятий.
Когда возникает необходимость независимой объективной
квалифицированной оценки результатов не только хозяйст-
венной, но и природоохранной деятельности предприятия,
деятельности по обеспечению рационального природопользо-
23*
595
вания, его собственной защиты от чрезвычайных ситуаций
природного и техногенного характера, используют экологи-
ческий аудит.
В результатах оценки заинтересованы владельцы предпри-
ятий, инвесторы, банки, страховые организации, контроли-
рующие органы (в области охраны окружающей среды, безо-
пасности и защиты от чрезвычайных ситуаций), налоговые
органы, общественность.
Так, многие иностранные инвестиции в экономику России
требуют проведения обязательных программ экологического
аудита. В первую очередь, это требование относится к инве-
стициям, осуществляемым через Европейский банк реконст-
рукции и развития и Международный банк реконструкции и
развития [22]. Аудит проводится по методикам банков спе-
циализированными, в основном западными фирмами, дейст-
вующими на российском рынке экологических услуг. Полу-
ченное аудиторское заключение влияет на решение об инве-
стировании проекта. Аудит может сопровождаться инспекти-
рованием (осмотром) предприятия в целом, его отдельных
объектов, сооружений, оборудования, контрольно-измери-
тельной аппаратуры, мест складирования отходов в целях вы-
яснения их состояния, работоспособности оборудования, реа-
лизации запланированных для них мероприятий, а также
проверкой правильности расчетов.
Российское общество оценщиков начинает разрабатывать
методологию экологического аудита для решения задач по
оценке различных видов имущества на территории РФ.
Экологический аудит в России находит все большее при-
менение как инструмент управления состоянием окружаю-
щие среды, базирующийся на результатах оценки и анализа
природоохранной деятельности предприятий [23].
5.4.2. ОБОБЩЕННАЯ ПРОЦЕДУРА ПРОГРАММЫ
ЭКОЛОГИЧЕСКОГО АУДИТА
Любая программа экологического аудита (ЭА),
независимо от ее конкретных объектов, целей и задач, вклю-
чает ряд обязательных, логически и организационно взаимо-
связанных этапов и видов работ, исходя из ситуации на ау-
дируемом объекте. Весь процесс экологического аудита мож-
но разбить на семь этапов [24], которые рассмотрены ниже.
Планирование. Этап начинается с принятия решения о
проведении аудита конкретного предприятия. На этом этапе
596
определяют самые первые действия, предваряющие собст-
венно аудит: условливаются о времени визита аудиторов,
подбирают аудиторскую группу, собирают и изучают подго-
товительную информацию. Этот процесс планирования от-
ражен в справочнике по проведению экологического аудита,
в частности, он предполагает использование предварительных
вопросников. Вопросник поможет руководству предприятия
выявить главные экологические проблемы, наличие необхо-
димых документов и специалистов, а также организацию
предприятия, включая его производственные процессы, и
предъявляемые к нему природоохранительные требования.
Цель планирования — собрать предварительную инфор-
мацию, которая поможет наметить план программы аудита,
способы его выполнения, порядок действий и сформировать
группу аудиторов.
Ознакомление с внутренними системами и процедурами
управления. На основе информации, собранной на этапе
планирования, группа аудиторов, состоящая из одного или
нескольких специалистов, устанавливает, как предприятие
управляет деятельностью, способной помешать выполнению
природоохранных требований. Для этого изучаются произ-
водственные процессы предприятия, меры внутреннего кон-
троля со стороны руководства и инженеров, моменты орга-
низации и ответственности, природоохранительные требова-
ния, текущие проблемы и проблемы, решение которых было
необходимо в прошлом. На этом этапе группа аудиторов вы-
являет характер деятельности предприятия и существующую
систему управления.
Оценка сильных и слабых сторон внутреннего контроля.
Эта оценка базируется на выяснении вопроса о том, насколь-
ко ясно сформулированы обязанности по выполнению требо-
ваний природоохранительного законодательства, адекватны
ли санкции, подготовлен персонал. Выясняется также уровень
документации и характер внутренних систем верификации.
Обычно намного легче выявить серьезные слабости внутрен-
него контроля, чем определить его адекватность. Оценка ка-
ждого из таких показателей требует объективной оценки со
стороны аудитора, поскольку отсутствуют стандарты, кото-
рыми аудитор мог бы руководствоваться при этом.
Сбор данных в процессе аудита Сбор данных является
основой для установления соответствия деятельности пред-
приятия законам, подзаконным актам, политике ведомства и
прочим стандартам. Сбор данных осуществляется разными
способами, включая проверку архивов, изучение представ-
597
ленных данных, интервьюирование персонала предприятия,
инспекция материальной части предприятия.
Применяется три вида процедур аудита:
1) опрос с использованием вопросников и интервью;
2) обследование путем инспекции;
3) проверка собственно системы управления и очистного
оборудования.
Наиболее простым из них является опрос. Он дает быст-
рый результат, не требует больших затрат времени и средств.
Выяснение вопроса занимает при опросе несколько минут,
при обследовании — до часа, при проверке — несколько ча-
сов.
В целях экономии времени и средств в процессе экологи-
ческого аудита не нужна скрупулезная проверка каждой си-
туации или документа. Напротив, он должен послужить
оценке репрезентативного набора данных по каждой катего-
рии выполняемых природоохранительных законов и норма-
тивов.
Оценка результатов аудита. На этом* этапе выясняется,
насколько выполняются цели программы аудита, а также
значительность результатов. В частности, происходит обмен
мнениями и впечатлениями между участниками группы
аудита.
Отчет о результатах аудита. Формальный процесс сооб-
щения о результатах аудита начинается с краткого информи-
рования руководящих и других работников предприятия. Это
делается руководителем аудиторов в присутствии других чле-
нов группы по завершении исследований, проведенных на
объекте. Целью такого брифинга является доведение до све-
дения руководства предприятия или программы общих пред-
варительных выводов аудита. Брифинг должен быть устным и
занять всего несколько минут.
Результаты аудита. Затем подготавливается окончатель-
ный отчет о результатах аудита, которые распространяется
среди руководства предприятия или программы. В свою оче-
редь, руководство обеспечивает выполнение рекомендаций
отчета.
Аудит не может выполняться одним человеком, какой бы
высокой квалификацией он не обладал. Принято устанавли-
вать численность и состав группы такой, чтобы существовала
возможность обмена идеями и выработки общего мнения.
Оптимальным вариантом считается группа из трех-четырех
человек. Двое из них должны быть компетентны в вопросах
ЭА, а один или два — знакомы с деятельностью предприятия
598
(не являясь его сотрудниками). Отмечается, что группа долж-
на внушить уважение администрации предприятия и уметь
определить баланс между строгой проверкой и бесполезным
вмешательством в деятельность предприятия.
Внутренние аудиты компаний, проводимые для самооцен-
ки или проверки соответствия выбранным критериям, могут
осуществляться сотрудниками компании, однако для крупных
фирм или концернов полезно было бы вводить в практику
проведение аудита не сотрудниками данного регионального
подразделения компании, а «перекрестные» аудиты различ-
ных подразделений или использовать независимые организа-
ции. Лица, проводящие внутренний аудит, могут не быть сер-
тифицированными специалистами, однако обязательным яв-
ляется требование иметь специальное образование аудиторов.
Наиболее успешные программы по ЭА включают в себя
процедуры корректирующих действий. Все недостатки, отме-
ченные в отчете, вносятся в специальный план мероприятий,
разработанный лицами, ответственными за корректирующие
действия и контролируемыми руководством. Одна из запове-
дей экологического аудита гласит: «Если вы не планируете
исправить обнаруженные недостатки, не проводите у себя
ЭА» [25].
5.4.3. СИСТЕМЫ
ЭКОЛОГИЧЕСКОГО МЕНЕДЖМЕНТА
Организации всех типов все более и более
заинтересованы в достижении и демонстрации эффективной
природоохранной деятельности через осуществление контро-
ля над воздействием своей деятельности, услуг и продукции и
с учетом природоохранных целей и задач. Они поступают так
в связи с все большим ужесточением законодательства, раз-
витием экономической политики и других мер, поощряющих
защиту окружающей среды, а также с все более возрастаю-
щим беспокойством заинтересованных сторон вопросами
экологии, включая устойчивое развитие.
Многие организации прошли через «экологические ауди-
ты» или «анализы» с целью оценки своей природоохранной
деятельности. Тем не менее такого вида оценки как аудит или
анализ может быть недостаточно для уверенности организа-
ции в том, что ее деятельность не только отвечает, но и в
дальнейшем будет отвечать требованиям ее политики и пра-
вовым требованиям. Чтобы аудиты были эффективными, их
599
необходимо проводить в рамках общей системы управления
и интегрировать во все виды управленческой деятельности.
Международные стандарты, рассматривающие управление
природопользованием, направлены на ознакомление органи-
заций с элементами успешной системы управления природо-
пользованием, которая в совокупности с другими требова-
ниями может обеспечить выполнение природоохранных и
экономических задач [26]. Эти стандарты, как и все другие
международные стандарты, не направлены на создание тор-
говых барьеров и расширение или изменение правовых обя-
зательств организации.
Стандарт ISO 14001 конкретизирует требования к системе
управления природопользованием. Он был разработан для
применения различными организациями и с учетом разных
географических, культурных и социальных условий. Успех
системы зависит от заинтересованности всех уровней и
функций и особенно от управленцев высшего звена. Подоб-
ная система позволяет организации внедрить и оценить про-
цедуры, разработать природоохранную политику и цели,
обеспечить соответствие последним и продемонстрировать
всем это соответствие. Ключевая цель ISO 14001 — поддер-
жать защиту окружающей среды и предотвратить загрязне-
ния в сочетании с социально-экономическими потребностя-
ми. Необходимо отметить, что любые требования могут быть
адресованы одновременно или повторно применены в любое
время.
Существует одно важное различие между международным
стандартом ISO 14001, который описывает требования к сер-
тификации/регистрации и/или самодекларации системы
управления природопользованием организации, и руково-
дством, не ставящим целью сертификацию, но разработан-
ным для оказания содействия организациям по внедрению и
улучшению системы управления природопользованием.
Управление природопользованием рассматривает широкий
спектр вопросов, включая вопросы стратегического значения
и конкурентную борьбу.
5.4.4. СТАНДАРТИЗАЦИЯ В ОБЛАСТИ СИСТЕМ
ЭКОЛОГИЧЕСКОГО МЕНДЖМЕНТА
В ряде стран, начиная с 1990-х годов, приняты
различные национальные стандарты в области создания сис-
тем экологического менеджмента [27]. Одним из таких базо-
вое
вых стандартов является национальный Британский стандарт
BS 7750 (British Standard for Environmental Management Sys-
tems), введенный в 1992 г. в Великобритании. Британский
стандарт BS 7750 — первый европейский стандарт по эколо-
гическому менеджменту, который вскоре стал использоваться
не только в Великобритании, но и в других странах Евро-
пы — в Швеции, Норвегии и т.д. — в качестве национальных
стандартов. В настоящее время стандарту следуют более
500 компаний мира.
Британский стандарт BS 7750 был взят в качестве основы
для разработки Руководства (Правил) Европейского Союза по
экологическому менеджменту и экологическому аудиту
1836/93 Ecomanagment and audit scheme (EMAS), принятого
Советом EC в 1993 г., и стандартов ISO 14000 [28].
Внедрение указанных стандартов на предприятиях во всем
мире осуществляется в соответствии с перечисленными далее
принципами:
1) добровольность;
2) в основе лежит процесс управления охраной окружаю-
щей среды, а не конечные результаты;
3) включает производственную деятельность, продукцию,
услуги;
4) улучшение достигается посредством совершенствования
управления и привлечения максимально возможного количе-
ства сотрудников;
5) обеспечивает главное требование — соответствие зако-
нодательным и нормативным документам;
6) работает вместе с государственным регулированием в
рамках законодательства;
7) обеспечивает улучшение имиджа и торговых преиму-
ществ.
Такой характер стандартов обусловлен отчасти тем, что
международные стандарты не должны вторгаться в сферу
действий национальных нормативов, а также тем, что стан-
дарты ISO разработаны с учетом оправдавшей себя концеп-
ции «глобального управления качеством» (total quality ma-
nagement). В соответствии с этой концепцией одним из ос-
новных условий является не только достижение качества
продукции, но и создание надлежащей организационной
структуры, распределение ответственности за качество
управления экологическими аспектами, промышленной безо-
пасностью, здоровье работников.
Следование стандартам серии 14000 предполагает обес-
печение уменьшения неблагоприятного воздействия на ок-
601
ружающую среду на различных уровнях: на уровне ор-
ганизации, на уровне государства и на международном
уровне.
Стандарты серии 1400 не заменяют установленных норма-
тивными правовыми актами требований, а обеспечивают соз-
дание системы определения предприятиями (хозяйствующи-
ми субъектами) того, как они влияют на окружающую среду
и как выполняются требования национального законодатель-
ства.
В настоящее время экологически ориентированные систе-
мы управления признаны в качестве основных методов,
обеспечивающих эффективное и устойчивое экономическое
развитие [18].
Во-первых, внедряемые EMS системы имеют принцип
спирали, так называемый в теории менеджмента цикл Де-
минга (рис. 5.2) — повторяющийся цикл, направленный на
последовательное совершенствование системы менеджмента
в целом, что в формальном экологическом управлении отсут-
ствует.
Во-вторых, эти системы открыты по характеру взаимосвя-
зей с внешним миром (например, со всеми заинтересован-
ными в экологических аспектах деятельности предприятия
лицами и сторонами). Кроме того, при такой системе наблю-
дается более четкое распределение обязанностей и ответст-
венности между сотрудниками организации, что исключает
факты халатности.
Сегодня очевидным становится тот факт, что игнорирова-
ние требований экологической безопасности и рационального
использования ресурсов в итоге приводит к неконкуренто-
способное™ продукции, услуг и всего предприятия в це-
лом.
Низкий экологический имидж предприятий все чаще ста-
новится барьером их выхода на внешний рынок; таким обра-
зом, различного рода организации оказываются заинтересо-
ванными во внедрении СУОС и получении статуса экологи-
чески состоятельных организаций.
Более экологически состоятельные, экологически культур-
ные, экологически чистые предприятия, осуществляющие
эффективную деятельность в области экологического ме-
неджмента, уже используют в мире явные экономические
преимущества и дополнительные перспективы для своего
развития. Так, повышается конкурентоспособность предпри-
ятия на внутреннем и внешнем рынках, создается более бла-
гоприятный имидж предприятия среди населения и обще-
602
Рис. 5.2. Цикл Деминга для систем экологического управления
ственности, предприятие получает дополнительные возмож-
ности быть признанным на международном уровне и на ми-
ровых рынках.
По мнению экспертов Центра природоохранных техноло-
гий (Великобритания), у организации минимизируется риск
привлечения к судебной ответственности, повышается инте-
рес в получении рабочих мест в данной организации у высо-
коквалифицированных специалистов.
Западноевропейский опыт показывает, что внедрение СУ-
ОС дает определенные экономические преимущества, напри-
мер:
уменьшение затрат для обеспечения качества и снижение
себестоимости продукции;
снижение затрат благодаря уменьшению расхода сырья и
отходов производства;
снижение уровня травматизма, производственных заболе-
ваний и связанных с этим затрат;
603
сокращение убытков из-за неправильной эксплуатации
информационной системы и несанкционированного доступа
к «ноу-хау».
Помимо этого экономические выгоды выражаются также в
следующем:
уменьшаются издержки, связанные с воздействием на ок-
ружающую среду (штрафы, плата за загрязнение), которые
переносятся на цену готовой продукции, вследствие чего це-
на становится более привлекательной и что в конечном счете
обусловливает больший спрос готовой продукции на рынке;
используются дополнительные возможности предотвраще-
ния развития чрезвычайных экологических ситуаций и ава-
рий на предприятии, которые могут привести к существен-
ному загрязнению окружающей среды, финансовым потерям
и банкротству;
экологически сертифицированные предприятия получают
льготы при лицензировании производственной деятельности;
экологически сертифицированные предприятия имеют
систему налоговых и таможенных льгот;
повышается оценочная стоимость основных фондов пред-
приятия;
снижаются ставки страховых платежей и упрощаются
процедуры экологического страхования для более состоя-
тельных предприятий.
Помимо этого экономические стимулы состоят в следую-
щем.
Экологически совершенные организации могут рассчи-
тывать на более высокие результаты рейтинга своих цен-
ных бумаг, а следовательно, на их большую стоимость. Это
актуально, так как в настоящее время создается новый вид
экологического рейтинга для финансовых рынков; он связан
с разумной политикой компаний по отношению к экологиче-
ским финансовым рискам и благоприятным возможностям.
Инвесторы намного больше заинтересованы вкладывать
средства в экологически более чистые производства. Банки с
большей готовностью дают ссуды компаниям с экологически
чистым производством. Страховые компании с большим же-
ланием страхуют риски экологически более чистых компа-
ний.
Расширяющееся международное сотрудничество России, ее
обязательства по гармонизации экологического законодатель-
ства и стандартов, в том числе связанные со вступлением во
Всемирную торговую организацию, требуют применения об-
щепринятых и эффективных процедур и методов управления,
604
в частности, производственного экологического управле-
ния, основанного на международных стандартах серии ISO
14000.
Сегодня в поддержку Россией системы ISO 14000 Госстан-
дартом с 01.04.1999 г. введена в действие серия обязательных
стандартов ГОСТ Р ИСО 14000 — 98 «Системы управления ок-
ружающей средой».
Как любые международные стандарты, стандарты серии
ISO 14000 нуждаются в адаптации к российским условиям.
Прежде всего это связано с особенностями воздействий на
окружающую природную среду, а также состоянием сего-
дняшнего природоохранного регулирования в нашей стране.
Прямой перенос международных процедур стандартизации и
сертификации российских промышленных объектов по ISO
14000 вряд ли даст реальный положительный эффект в сло-
жившейся экологической ситуации.
Отметим, что недавно ЕЭС объявило о своем намерении
допускать на рынок Стран Содружества только ISO-
сертифицированные компании, вследствие чего сертифика-
ция ISO 14000 будет являться одним из непременных условий
маркетинга продукции на международных рынках и пред-
приятия будут вынуждены получать соответствующую сер-
тификацию.
Стандарт ISO 14001 содержит только те требования, кото-
рые могут быть подвергнуты объективному аудиту с целью
сертификации/регистрации и/или самодекларации. Органи-
зации, которым требуется более подробное руководство по
широкому кругу вопросов, касающихся системы управления
природопользованием, должны обратиться к ISO 14004:1996.
Необходимо заметить, что ISO 14001 не устанавливает аб-
солютных требований, кроме требования заинтересованно-
сти, наличия политики, соответствия текущим правовым
нормам и положениям и непрерывного улучшения. Таким
образом, две организации, занимающиеся одним видом дея-
тельности, но проводящие разную природоохранную дея-
тельность, могут соответствовать его требованиям.
Стандарт ISO 14001 не рассматривает и не содержит тре-
бований по охране труда и санитарии, но не запрещает орга-
низации разработать и использовать такие элементы системы
управления. Процесс сертификации/регистрации будет ка-
саться только аспектов системы управления природопользо-
ванием.
ISO 14001 разделяет общие принципы системы управле-
ния, описанные в стандартах системы качества, серии ISO
605
9000. Организация может принять решение об использовании
уже работающей системы управления, соответствующей ISO
9000, в качестве основы для системы управления природо-
пользованием. Следует помнить, что применение различных
элементов системы управления может отличаться в связи с
разными целями и разными заинтересованными сторонами.
Система управления качеством работает с потребностями за-
казчика, в то время как система управления природопользо-
ванием рассматривает интересы большего количества сторон,
а также растущие потребности общества по защите окру-
жающей среды.
Нет необходимости внедрять требования системы управ-
ления природопользованием, указанные в стандарте ISO
14001, отдельно и независимо от уже имеющихся элементов
системы управления. В некоторых случаях возможно обеспе-
чить соответствие требованиям путем адаптации уже имею-
щихся элементов системы управления.
При аудите предприятий нефтегазового комплекса приво-
дится приблизительный перечень вопросов для оценки суще-
ствующей системы экологического менеджмента.
1. Система экологического менеджмента. Разработана ли
система соответствующим образом, содержит ли она все не-
обходимые элементы? Функционирует ли она? Достигается
ли улучшение в запланированных показателях деятельности?
2. Экологическая политика. Документирована, соответст-
вует характеру деятельности, воздействию производства,
продуктов, услуг. Доведена до сведения сотрудников. Широко
распространяется. Легко доступна. Регулярно пересматрива-
ется.
3. Проверка выполнения взятых обязательств (открытость,
экологическое лидерство, взаимодействие с заинтересован-
ными сторонами).
4. Поэтапное достижение поставленных целей и решение
сформулированных задач.
5. Следование декларированным принципам (учет эколо-
гических аспектов на протяжении всего жизненного цикла
продукции, поддержка местных экологических инициатив
и т.п.).
б. Осуществляется экологическое планирование. Намечены
цели, задачи, показатели. Выделены ресурсы.
7. Обозначена структура СУОС, произведено распределе-
ние ответственности, придание полномочий.
8. Разработаны и внедрены Руководство и процедуры сис-
темы УОС.
606
9. Порядок ведения документации установлен во всех под-
разделениях компании.
10. Осуществляется мониторинг СУОС, руководством про-
изводится оценка деятельности.
11. Установлен порядок корректирующих действий.
12. Разработана система предупреждения аварийных си-
туаций.
13. Разработана и внедрена система внутренних информа-
ционных связей.
14. Разработана и внедрена система идентификации по-
требностей и подготовки кадров.
15. Разработан порядок взаимодействия с заинтересован-
ными сторонами.
16. Выборочная оценка выполнения программ экологиче-
ского менеджмента.
17. Выполнение основных процедур по видам деятельнос-
ти, связанным с приоритетными экологическими аспектами.
18. Проверка документирования процесса подготовки и
информирования персонала. Программы, посещаемость, кон-
трольные опросы, экзаменационные билеты, ответы и т.п.
Буклеты, листовки, памятки.
19. .Проверка рабочих журналов, регулярных записей (про-
изводственный экологический мониторинг, контроль). Фото-
документирование. Экологическое картирование площадок (в
ретроспективе).
20. Проверка документирования и анализа причин послед-
ствий аварийных ситуаций.
Список литературы к главе 5
1. Конституция Российской Федерации: принята всена-
родным голосованием 12.12.93. — М.: Юридическая литература, 1993. — 34 с.
2. Федеральный закон «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ от
10.01.02. — М.: Юридическая литература, 2002. — 36 с.
3. Международная Конвенция по предотвращению загрязнения моря с
судов (1993), измененная протоколом от 1978 г. (с поправками). — М.: Юри-
дическая литература, 1994. — 112 с.
4. Международная Конвенция по предотвращению загрязнения моря
нефтью. Лондон, 12 мая 1954 г. — М.: Юридическая литература, 1972. — 39 с.
5. ГОСТ Р 22.09.09 — 95. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Чрез-
вычайные ситуации на акваториях. Термины и определения. — М.: ИПК
Изд-во стандартов, 1996. — 84 с.
6. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной
безопасности опасных производственных объектов». — М.: Юридическая
литература, 1988. — 15 с.
7. ГОСТ Р 22.t0.01 — 2001. Безопасность в чрезвычайных ситуациях.
Оценка ущерба. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 2002. —
39 с.
607
8. Гражданский кодекс Российской Федерации. — М.: Юридическая ли-
тература, 2002. — 452 с.
9. Федеральный закон «О прокуратуре Российской Федерации» (в редак-
ции Федерального закона от 17 ноября 1995 г. № 168-ФЗ). — М.: Юридиче-
ская литература, 1996, — 191 с.
10. ГОСТ 22517—85. Нефть и нефтепродукты. Отбор проб. — М.: ИПК
Изд-во стандартов, 1986. — 73 с.
11. Бабина Ю.В., Варфоломеева Э.А. Экологический менеджмент: Учеб,
пособ. — М.: Социальные отношения. Перспектива, 2002. — 207 с.
12. Медведева О., Миронов С., Сизов А. Методы экономической оценки
экологического ущерба от уничтожения основных элементов био-
ты//3еленый мир. — 1999. — № 14.
13. Возмещение экологического ущерба (правовые и экономические ас-
пекты прошлого экологического ущерба)/Под ред. С.А. Боголюбова и
И.Н. Сенчени. — М.: Изд-во Научного и учебно-методического центра.
2001. - 114 с.
14. Методика определения ущерба окружающей природной среде при
авариях на магистральных нефтепроводах. — М.: ТрансПресс, 1996. — 67 с.
15. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на маги-
стральных нефтепроводах. Руководящий документ. — 2-е изд., испр. — М.:
ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России»,
2002. - 120 с.
16. Приказ Госкомэкологии России от 23.07.98 № 448 «Об утверждении
«Перечня нормативных правовых документов, рекомендуемых к использова-
нию при оценке и возмещению вреда, нанесенного окружающей природной
среде, в результате, экологических правонарушений». — М.: ВНИИОЭНГ,
1999. - 26 с.
17. Руководство по экологической экспертизе предпроектной и проект-
ной документации. Утв. начальником Главного управления государственной
экспертизы Г.С. Чегасовым 10.12.1993 г. — М.: Минприроды РФ., 1993. -
120 с.
18. Серов Т.П. Экологический аудит. Концептуальные и организационно-
правовые основы. — М.: Экзамен, 2000. — 768 с.
19. Данилова И.В. Экологическое право России. Учебно-методический
комплекс. Тюмень: Изд-во ТГУ. 2002. — 212 с.
20. Карелов А.М., Белле Г.А., Бусыгина В.М. и др. Методические и норма-
тивно-аналитические основы экологического аудирования в Российской Фе-
дерации. Учебное пособие по экологическому аудированию. — М.: Тройка,
1998. - 76 с.
21. Экологический аудит для предприятий. Межправительственная рабо-
чая группа экспертов по международным стандартам учета и отчетности. —
М.: Финансы и статистика, 1997. — 120 с.
22. Environmental Procedures. European Bank for Reconstraction and Deve-
lopment. — 1996. — P. 82.
23. Сидорчук В.Л. Экологический аудит территории. — М.: Изд-во Рос-
сийской экономической академии им. Г.В. Плеханова, 2000. — 220 с.
24. De Santo R.S. Revising curriculum development and principles and prac-
tice of environmental auditing//Environ. Auditing. — 1999/ V. 2. — № 1. —
P. 11-18.
25. Rhodes P.P. The US Experience. Preprint of Symposium on Environmental
Auditing. — Paris. 1989. — P. 112.
26. ГОСТ P ИСО 140001 — 98. Системы управления окружающей средой.
Требования и руководство по использованию. — М.: ИПК Изд-во стандартов,
1999. - 89 с.
27. Макаров С.В., Шатрова Л.Б. Экологическое аудирование промышлен-
ных производств/Под ред. А.Ф. Порядина. — М.: НУМЦ, 1997. — 175 с.
28. ГОСТ Р ИСО 14004—98. Системы управления окружающей средой. Ру-
ководство по принципам организации и методам обеспечения функциониро-
вания. — М.: ИПК Изд-во стандартов, 1999. — 73 с.
ПРИЛОЖЕНИЯ К ГЛАВЕ 5
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ПЕРЕЧЕНЬ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
1. В соответствии с Международной Конвен-
цией по предотвращению загрязнения с судов (1993), изме-
ненной Протоколом от 1978 г. (с поправками):
Битумные растворы
Компоненты, используемые для получения битумов
Кровельный битум
Остаточные продукты прямой перегонки нефти
Сырые нефти, топлива и масла
Осветительная нефть
Сырая нефть
Смеси, содержащие сырую нефть
Дизельное топливо
Топливо № 4
Топливо № 5
Топливо № 6
Остаточное котельное топливо
Дорожный битум
Трансформаторное масло
Ароматическое масло (за исключением растительного)
Смазочные масла и компоненты, используемые для полу-
чения масел
Минеральное масло
Моторное масло
Масло для пропитки
Веретенное масло
Турбинное масло
Дистилляты
Прямой перегонки
Исходные материалы для производства дистиллята
609
Газойль
Крекинг-газойль
Компоненты, используемые
для получения бензина
Алкилаты топливные
Продукты реформинга
Полимеры топливные
Карбюраторные топлива
Конденсат (природный)
Автомоб ильное
Авиационное
Прямой перегонки
Топливо № 1 (керосин)
Топливо № 1-Д
Топливо № 2
Топливо № 2-Д
Реактивные топлива
Р-1(керосин)
Р-3
Р-4
Р-5 (керосин тяжелый)
Г азотурбинное
Керосин
Уайт-спирит
Бензино-лигроиновые фракции
Сольвент легкий
Сольвент тяжелый
Среднефракционный дистиллят
2. По классификации, принятой в России:
Растворы битумов
Составные части битумов (сырье для производства нефтя-
ных и дорожных битумов, экстракта селективной очистки)
Гудрон, битумы нефтяные
Остаточные продукты нефтяной перегонки
Нефти и масла
Обессоленные нефти
610
Сырая нефть
Смеси, содержащие сырую нефть
Топлива дизельные
Топлива котельные (топливо моторное, топливо нефтяное
(мазут), мазут флотский, мазут топочный, мазут экспортный)
Остатки топлива
Трансформаторные масла
Ароматические масла (мягчители, пластификаторы,
теплоносители)
Масла смазочные, индустриальные, компрессорные,
трансмиссионные, моторные, для паровых машин (цилиндро-
вые) и их компоненты, масла базовые (без присадок), масла
нефтяные (без присадок)
Масла моторные (автомобильные, тракторные, дизельные,
авиационные)
Нефтяные масла (электроизоляционного и иного назначе-
ния)
Составы пропиточные (масла сланцевые для пропитки
древесины и др.)
Веретенные масла
Турбинные масла
Газойли
Крекинг-дистилляты
Дистилляты
Дистилляты прямогонные
Дистилляты трансформаторного масла
Продукты однократного испарения
Компоненты бензинов
Алкилаты-топливо (алкилбензины, алкилбензолы)
Продукты риформинга
Полимертопливо
Бензины
Газовые бензины, конденсаты (природные)
Автомобильные бензины
Авиационные бензины
Прямогонные бензины
Керосин осветительный
Керосин технический
611
Керосин тракторный
Топливо дизельное
Топливо для реактивных двигателей
Топливо турбинное
Топливо для локомотивных газотурбинных двигателей
Керосин
Уайт-спирит
Растворители
Сольвент нефтяной и иного назначения
Бензолы нефтяные
Петролейный эфир
Бензино-лигроиновая фракция
Средне-дистиллятная фракция (нафта)
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
СОДЕРЖАНИЕ
ИНФОРМАЦИОННЫХ СООБЩЕНИЙ ОБ АВАРИЙНЫХ
ВЫБРОСАХ (СБРОСАХ) ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ,
ЭКСТРЕМАЛЬНО ВЫСОКОМ ЗАГРЯЗНЕНИИ
ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
И ИХ ПОСЛЕДСТВИЯХ
1. Источник информации (специально упол-
номоченный орган, общественные организации, граждане),
дата, время поступления.
2. Дата, время, место (республика, край, область, район,
населенный пункт, наименование водного объекта, район мо-
ря (координаты) выявления экстремальной ситуации).
3. Характеристика экстремальной ситуации (залповый или
аварийный выброс в атмосферу, сброс неочищенных сточных
вод, авария на трубопроводе, хранилище, авария технологи-
ческого оборудования, в том числе связанная с вредными
физическими воздействиями и выходами биологических
агентов, авария при обращении с токсичными отходами
и т.п.).
4. Критерии, по которым отмечена экстремальная ситуа-
ция с указанием количественных характеристик (концентра-
ции загрязняющих веществ в природных средах, объем сбро-
сов (выбросов) загрязняющих веществ, площадь и толщина
покрытия пленкой, интенсивность и характер запаха, мас-
612
штабы гибели рыбы, других водных организмов, растений,
животных, уровни физических воздействий, биологические
агенты и т.п.).
5. Причины возникновения экстремальной ситуации (вы-
ход из строя очистных сооружений, установок по очистке
отходящих газов, разрыв трубопровода, прорыв дамбы, от-
ключение электроэнергии, повреждение судна во время
шторма и т.п.).
б. Виновник возникновения экстремальной ситуации с
указанием ведомственной принадлежности и формы собст-
венности (полное наименование организации, министерства).
7. Сведения об организациях, получивших информацию об
экстремальной ситуации и передавших ее специально упол-
номоченному органу.
8. Предпринимаемые меры по локализации, ликвидации
экстремальной ситуации, ее последствий.
9. Прогноз распространения зоны экстремального загряз-
нения.
По результатам обследования, по мере выяснения допол-
нительных данных передается информация:
уточнение сведений по п. 1—8, сведения о перемещении
зоны загрязнения, концентрации загрязняющих веществ в
ней;
уточнение объема выброса (сброса) загрязняющих ве-
ществ;
данные о причиненном ущербе;
сведения об угрозе здоровью человека, окружающей при-
родной среде (невозможность использования воды для питье-
вого, промышленного, сельскохозяйственного водоснабже-
ния, сельскохозяйственных культур для питания и т.п.);
уточнение прогноза перемещения зоны загрязнения, све-
дения о передаче прогноза заинтересованным организациям;
другие дополнительные сведения.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
КРИТЕРИИ ЭКСТРЕМАЛЬНО ВЫСОКОГО
ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ
ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
Под экстремально высоким загрязнением ок-
ружающей природной среды понимается следующее.
1. Для атмосферного воздуха:
613
содержание одного или нескольких веществ, превышаю-
щее предельно допустимую концентрацию — ПДК*:
в 20 — 29 раз при сохранении этого уровня более 2 сут;
в 30 — 49 раз при сохранении этого уровня от 8 ч и более;
в 50 раз и более;
визуальные и органолептические признаки:
появление устойчивого, не свойственного данной местно-
сти (сезону) запаха;
обнаружение влияния воздуха на органы чувств человека;
резь в глазах, слезотечение, привкус во рту, затрудненное
дыхание, покраснение или другие изменения кожи, рвота и
др. (одновременно у нескольких десятков человек);
выпадение окрашенных дождей и других атмосферных
осадков, появление у осадков специфического запаха или не-
свойственного привкуса.
2. Для поверхностных вод суши, морских вод:
максимальное разовое содержание для нормируемых ве-
ществ 1 и 2-го классов опасности в концентрациях, превы-
шающих ПДК в 5 и более раз, для веществ 3 и 4-го классов
опасности в 50 раз и более);
появление запаха, не свойственного воде ранее, интенсив-
ностью более 4 баллов;
покрытие пленкой (нефтяной, масляной или другого про-
исхождения) более 1/3 поверхности водного объекта при его
обозримой площади до 6 км2;
снижение содержания растворенного в воде кислорода до
2 мг/л и менее;
увеличение биохимического потребления кислорода (БПК)
свыше 40 мг/л;
массовая гибель рыбы, моллюсков, раков, лягушек, во-
дорослей, других водных организмов и водной раститель-
ности.
3. Для почв и земель:
содержание пестицидов в концентрациях 50 ПДК и более
по санитарно-токсикологическим критериям или 10 ПДК и
более по фитотоксическим критериям;
содержание загрязняющих веществ технологического
происхождения в концентрациях 50 ПДК и более**;
наличие резких изменений (не связанных с гидро-
метеоусловиями), выражающихся в изреженности или по-
вреждении посевов на площади более 50 % отдельного поля;
наличие несанкционированных свалок токсичных отходов.
4. Для радиоактивного загрязнения окружающей природ-
ной среды:
6t4
мощность экспозиционной дозы гамма-излучения на мест-
ности, измеренная на высоте 1 м от поверхности земли, со-
ставила 60 мкР/ч и более;
концентрация радионуклидов в пробах объектов окру-
жающей природной среды (атмосфера, поверхностные воды
суши, почва, морская среда) превысила значение ДКб (допус-
тимая концентрация радионуклидов для населения группы Б),
приведенные в Нормах радиационной безопасности (НРБ-
76/87), а при отсутствии данных о радионуклидном составе
пробы — концентрация суммарной бета-активности в атмо-
сферном воздухе по данным первых измерений (через одни
сутки после окончания отбора проб) превысила 3700-10 Бк/м2
(беккерель на 1 м2);
суммарная бета-активность выпадений по результатам
первых измерений (через сутки после отбора проб) превыси-
ла 110 Бк/м2 в сутки;
концентрация радионуклидов в пробах сельскохозяйст-
венной и лесной продукции превысила принятые ВДУ (вре-
менные допустимые уровни).
5. При негативном воздействии на флору и фауну:
массовая гибель (заболевание) рыбы и/или других водных
организмов и растений, отклонение от нормального развития
икры, личинок и молоди рыбы, сокращение и потеря мест
нагула, нереста и зимовальных ям рыбы, нарушение путей
миграции рыбы и других водных организмов, приобретение
посторонних запахов и привкусов, не свойственных им ра-
нее;
массовая гибель (заболевание) животных, в том числе ди-
ких, при которых уровень смертности (заболеваемости) пре-
вышает среднестатический в 3 раза и более;
наличие изменений в состоянии лесных экосистем (не
связанных с гидрометеоусловиями), выражающихся в изме-
нении окраски хвои (листвы), не свойственной древесным и
кустарниковым породам в данной местности (сезоне), опаде-
нии (дефолиации) или усыхании (десикации) 30 — 50 % хвои
(листвы) и других признаков природного и техногенного воз-
действия на лесную среду.
’Содержание веществ в поверхностных водах суши и морских водах со-
поставляется с наиболее «жесткими» ПДК в ряду одноименных показателей.
Для веществ, на которые нормативными документами предусмотрено полное
отсутствие их в воде водных объектов, в качестве ПДК условно принимается
содержание 0,01 мкг/л.
* Для веществ, на которые не установлены ПДК для почв и земель, пре-
вышение 100-кратной величины среднего регионального фона.
615
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ УЩЕРБА
ПРИ ЗАГРЯЗНЕНИИ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ
СРЕДЫ
1. Методика по определению ущерба окру-
жающей природной среде при авариях на магистральных
нефтепроводах. Руководящий документ. Утв. Минтопэнерго
РФ от 01.11.1995 г.
2. Инструкция по идентификации источника загрязнения
водного объекта нефтью. Утв. приказом Минприроды РФ от 2
августа 1994 г. № 241.
3. Постановление Правительства РФ от 21.05.2001 г. № 388
«Об утверждении такс для исчисления размера взысканий за
ущерб, причиненный лесному фонду и не входящим в лесной
фонд лесам нарушением лесного законодательства Россий-
ской Федерации».
4. Временная методика оценка ущерба, наносимого рыб-
ным запасам в результате строительства, реконструкции и
расширения предприятий, сооружений и других объектов и
проведения различных видов работ на рыбохозяйственных
водоемах. Утв. Госкомприродой и Минрыбхозом СССР (М.,
1990).
5. Постановление Правительства РФ от 28.08.2002 г. № 632
«Об утверждении порядка определения платы и ее пре-
дельных размеров за загрязнение окружающей природной
среды, размещение отходов, другие виды вредного воздейст-
вия».
6. Постановление Правительства РФ от 25.05.1994 г. № 515
«Об утверждении такс для исчисления размера взыскания за
ущерб, причиненный уничтожением, незаконнным выловом
или добычей объектов водных биологических ресурсов».
7. Инструктивно-методические указания по взиманию пла-
ты за загрязнение окружающей природной среды. Утв. Мин-
природы России 26.01.1993 г., зарегистрированы в Минюсте
России 24.03.1993 г., per. № 190.
8. Приказ Минприроды России от 04.05.1994 г. № 126 «Об
утверждении такс для исчисления размера взыскания за
ущерб, причиненный незаконным добыванием или уничто-
жением объектов животного и растительного мира», зареги-
стрирован в Минюсте России 06.06.1994 г., per. № 592.
9. Методика подсчета ущерба, нанесенного рыбному хо-
зяйству в результате сброса в рыбохозяйственные водоемы
616
сточных вод и других отходов. Утв. Минрыбхозом СССР
16.08.1967 г. № 30-1-11.
10. Методика подсчета ущерба, нанесенного рыбному хо-
зяйству в результате нарушения правил рыболовства и охра-
ны рыбных запасов. Утв. Минрыбхозом СССР 12.07.1974 г.
№ 30-2-02.
И. Методика подсчета убытков, причиненных загрязнени-
ем морской среды, в экономической зоне СССР (1987).
12. Временная методика определения экономической эф-
фективности природоохранных мероприятий и оценки эко-
номического ущерба, причиненного водным биоресурсам за-
грязнением водохозяйственных водоемов. Утв. Минрыбхозом
СССР (1989).
13. Инструкция о порядке производства по делам о нару-
шении правил пользования и охраны животного мира. Утв.
Минприроды России от 29.06.1993 г. № 123.
14. Порядок определения размеров ущерба от загрязнения
земель химическими веществами. Утв. Минприроды России
18.11.1993 г.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Список основных сокращений...................................... 3
Введение........................................................ 5
ГЛАВА 1. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ................................................... 7
1.1. Приемка в эксплуатацию объектов магистральных нефтепроводов 7
1.1.1. Линейные сооружения................................... 7
1.1.2. Площадочные сооружения............................... 12
1.2. Диспетчерское управление транспортом нефти................. 16
1.2.1. Диспетчерские службы магистральных нефтепроводов... 16
1.2.2. Ведение технологических процессов перекачки.......... 46
1.2.3. Пуск нефтепровода, вывод на режим и его остановка.. 52
1.2.4. Системы автоматического регулирования режимами перекач-
ки 55
1.2.5. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникнове-
ния 63
1.2.6. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе. 66
1.2.7. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода.... 75
1.2.8. Оптимизация режимов работы нефтепровода.............. 88
1.3. Учет нефти................................................ 96
1.3.1. Методы измерений количества нефти.................... 96
1.3.2. Погрешности измерений................................ 98
1.3.3. Математические модели, используемые в расчетных алгорит-
мах измерительных средств для различных методов определения
массы нефти................................................ 101
1.3.4. Средства измерения количества нефти, конструктивные осо-
бенности и области применения.............................. 104
1.3.5. Эксплуатация и поверка счетчиков.................... 116
1.3.6. Системы измерения количества и качества нефти....... 122
1.3.7. Массовые расходомеры................................ 127
1.3.8. Автоматические плотномеры........................... 129
1.3.9. Автоматические вискозиметры......................... 131
1.3.10. Поточные влагомеры................................. 133
1.3.11. Автоматические пробоотборники...................... 138
1.3.12. Радиолокационные системы измерения уровня жидкости в
резервуарах................................................ 139
1.4. Надежность и долговечность трубопроводных систем......... 140
1.4.1. Основные понятия теории надежности.................. 142
1.4.2. Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов на
этапе их проектирования.................................... 149
1.4.3. Эксплуатационная надежность нефтепроводов........... 162
1.4.4. Системная надежность................................ 172
1.4.5. Гидравлические испытания линейной части действующих
нефтепроводов.............................................. 173
1.4.6. Оценка работоспособности и аттестация линейной части ма-
гистральных нефтепроводов.................................. 181
1.5. Эксплуатация подводных переходов нефтепроводов........... 184
618
1.5.1. Основные нормативные требования к проектированию под-
водных переходов............................................... 184
1.5.2. Основные нормативные требования к эксплуатации подвод-
ных переходов.................................................. 192
1.5.3. Методы прокладки подводных переходов.................... 194
1.5.4. Эксплуатационные обследования подводных переходов. 201
1.5.5. Техническое обслуживание и эксплуатация подводных пе-
реходов........................................................ 211
1.5.6. Диагностика подводных переходов нефтепроводов........... 215
1.6. Диагностирование линейной части нефтепроводов................ 217
1.6.1. Цели и задачи диагностики линейной части нефтепроводов... 217
1.6.2. Виды и классификация дефектов трубопроводов............. 220
1.6.3. Методы контроля дефектов трубопроводов.................. 223
1.6.4. Подготовка линейной части нефтепроводов для диагностики 229
1.6.5. Методы и технические средства внутритрубной диагностики
нефтепроводов.................................................. 237
1.6.6. Методы определения состояния противокоррозионной защи-
ты нефтепроводов............................................... 255
1.6.7. Диагностика состояния нефтепроводов магнитометрическим
методом........................................................ 261
1.6.8. Обработка и представление результатов внутритрубной диа-
агностики нефтепроводов........................................ 263
1.6.9. Оценка состояния трубопроводов по результата диагностики 273
1.7. Техническое обслуживание линейной части магистральных неф-
тепроводов........................................................ 281
1.7.1. Общие положения......................................... 281
1.7.2. Регламентные работы по техническому обслуживанию линей-
ной части...................................................... 283
1.7.3. Очистка нефтепровода.................................... 289
1.7.4. Средства ЭХЗ............................................ 292
Список литературы к главе 1....................................... 295
ГЛАВА 2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭНЕРГОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДО-
ВАНИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ..................................................... 296
2.1. Техническое обслуживание основного и вспомогательного обору-
дования нефтеперекачивающих станций............................... 296
2.1.1. Основные положения технического обслуживания основного
и вспомогательного оборудования НПС............................ 296
2.1.2. Организация и планирование работ по техническому обслу-
живанию и ремонту оборудования и сооружений НПС магистраль-
магистральных нефтепроводов.................................... 299
2.1.3. Техническое обслуживание и ремонт вспомогательных сис-
тем 302
2.1.4. Техническое обслуживание и ремонт вентиляционных сис-
тем, электронагревательных установок........................... 303
2.1.5. Стратегии технического обслуживания и ремонта оборудова-
ния нефтеперекачивающих станций................................ 305
2.1.6. Организация и планирование работ по техническому обслу-
живанию и ремонту оборудования НПС по техническому состоя-
нию 310
2.2. Надежность работы оборудования насосных станций магистраль-
ных нефтепроводов................................................. 313
2.3. Методы повышения надежности и эффективности насосных ус-
тановок в процессе эксплуатации................................... 344
2.4. Диагностирование оборудования нефтеперекачивающих станций
магистральных нефтепроводов....................................... 354
2.4.1. Физические основы вибрационной диагностики роторных
машин.......................................................... 357
619
2.4.2. Вибрационная диагностика, основанная на использовании
параметров абсолютной вибрации корпуса (крышки) подшипника 363
2.4.3. Вибрационная диагностика, основанная на использовании па-
параметров относительной вибрации вала..................... 367
2.4.4. Диагностика электродвигателей нефтеперекачивающих стан-
ций 367
2.4.5. Экономические аспекты использования вибрационной диаг-
ностики при эксплуатации машин............................. 371
2.4.6. Техническое освидетельствование механо-технологического
оборудования НПС........................................... 373
2.5. Технологические трубопроводы НПС......................... 379
ГЛАВА 3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА......... 387
3.1. Основные нормативные требования к проектированию и эксплуа-
тации резервуаров............................................. 387
3.2. Надежность резервуаров................................... 391
3.3. Средства предотвращения образования и размыва осадка..... 394
3.4. Молниезащита и автоматическое пожаротушение резервуарных
парков........................................................ 398
3.5. Основные причины появления дефектов резервуаров, оценка их
опасности..................................................... 400
3.6. Техническое обслуживание резервуаров..................... 407
3.7. Диагностирование резервуаров............................. 415
3.7.1. Расчет напряженно-деформированного состояния и прогно-
зирование срока службы элемента резервуара при наличии дефек-
та 415
3.7.2. Проведение обследования и контроля состояния стальных и
железобетонных резервуаров................................. 432
3.7.3. Методы и технические средства диагностики........... 439
3.7.4. Технология технической диагностики резервуаров. Подготов-
ка к диагностированию...................................... 444
3.7.5. Обработка и представление результатов диагностики. 449
ГЛАВА 4. РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ НА ОБЪЕКТАХ НЕФТЕПРОВОДОВ 451
4.1. Виды ремонтных работ на линейной части МН................ 451
4.2. Последовательность и содержание работ при капитальном ремон-
те МН с заменой изоляции...................................... 453
4.3. Технология производства ремонтных работ на линейной части ма-
гистральных нефтепроводов..................................... 470
4.3.1. Текущий ремонт по восстановлению стенки трубы....... 470
4.3.2. Ремонт дефекта с вырезкой «катушки»................. 476
4.4. Противокоррозионная защита трубопроводов................. 493
4.5. Аварийно-восстановительные работы на магистральных нефте-
проводах ..................................................... 503
4.6. Технические средства и приспособления для ремонта трубопрово-
дов 515
4.7. Ликвидация аварий на подводных переходах................. 521
4.8. Ремонт центробежных насосов и электродвигателей магистраль-
ных нефтепроводов............................................. 532
Список литературы к главе 4................................... 542
ГЛАВА 5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЕПРОВОДОВ................................................. 543
5.1. Нормативные требования к системе обеспечения экологической
безопасности и рационального природопользования на предприятиях
трубопроводного транспорта нефти.............................. 543
5.2. Основы экономики природопользования предприятий трубопро-
620
водного транспорта нефти. Ликвидация последствий аварийных раз-
ливов нефти. Основные направления и способы природовосстанови-
тельных работ................................................. 547
5.3. Основы арбитражно-процессуального разбирательства при воз-
мещении ущербов и убытков, возникающих в случае возникновения
аварийных разливов нефти...................................... 576
5.3.1. Установление факта аварии и величины вредного воздейст-
вия 580
5.3.2. Исчисление размеров ущерба и убытков................ 584
5.3.3. Исковое производство................................ 589
5.3.4. Формы возмещения вреда.............................. 591
5.4. Экологический аудит и сертификация системы управления окру-
жающей среды.................................................. 591
5.4.1. Цели и задачи экологического аудита................. 591
5.4.2. Обобщенная процедура программы экологического аудита.... 596
5.4.3. Системы экологического менеджмента.................. 596
5.4.4. Стандартизация в области систем экологического менедж-
мента ..................................................... 600
Список литературы к главе 5................................... 607
ПРИЛОЖЕНИЯ К ГЛАВЕ 5.......................................... 609
Приложение 1.................................................. 609
Приложение 2................................................ 612
Приложение 3.................................................. 613
Приложение 4.................................................. 616
УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ
Вайншток Семен Михайлович
Новоселов Владимир Васильевич
Прохоров Александр Дмитриевич
Шаммазов Айрат Мингазович и др.
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ
ТОМ 2
Заведующий редакцией Т.К. Рубинская
Редакторы издательства А.И. Ровинская, Н.В. Сергеева
Переплет художника Н.П. Новиковой
Художник-график Н.П. Новикова
Технический редактор Л.Н. Фомина
Корректор Е.М. Федорова
Компьютерная верстка И.В. Севалкина
Изд. лиц. № 071678 от 03.06.98. Подписано в печать с репродуцированного
оригинал-макета 29.01.04. формат 60x88 '/м. Гарнитура «Балтика». Печать
офсетная. Усл. печ. л. 41,16 с вкл. Уч.-изд. л. 50,0 с вкл. Тираж 3000 экэ.
Заказ 9515 /1058
ООО «Недра-Бизнесцентр»
125047, Москва, пл. Тверская застава, 3
Отпечатано в полном соответствии с качеством
предоставленного оригинал-макета в ППП «Типография «Наука»
Академиздатцентр РАН 121099, Москва, Шубинский пер., 6
Рис. 1.1. Устройство турбинного счетчика
Pwc. Ml Блочный узел учета
Рис. 1.III. Схема принципа действия измерительных уз-
лов радиолокационного уровнемера
Рис I IV. КоИСгрухЦМв
irniepirre \.ысых yiAoat
U K(M’.ltV'Hlh! yWl It.,
jtnu*|i«y<ipc: ft ичмсрл-
VPAMtUUt yvi ДДХ ’1.1
ц»уОкл. rt - ичмрри
tCAUIUIH у.н:\ с кониче-
• K’ll» .JJIVUU0 » AMI pc
i’-pnyn[»jw e •1".1идиим
icort Kpuincrt
a
б
в
Рис. !.V. С гриитрлытво по,\в<0'»огг> перехода методам нлкхонио и«1*|мамм*
наго SypoKioe:
<1 «•урскнр пил.тип скважины: о — раппирмп®* гклл.жииа; н o<.i».in«<o
7 6
Рис. 1.VL Строительство подводного перехода методом микротоннелирования:
1,2 — стартовая и приемная шахты; 3 — рабочий орган (проходческий щит); 4—домкратная станция; 5—транспорти-
рующий насос; 6 —контейнер управления; 7—отстойник
Рш. I .VII. Схема npoTat*j<»eun» трубопровода методом труьа в tpv6e:
I tl. Ш — рэдшмикя метода u. ff е учвстп с р&длюшыми условиями жро-пк-кие.шм*; I — трутоухлидчи*.; 2—
ТЯГОЕШ* стдлыиМ к-одт. ji —ригпюр .югиимгоре корртомм. -I—5»«>6ичего rpytonpc*u>Ad.; 5-стслх.вий кожух к-ущса.:
дующмА фуОолрошдь 6—обвцдЯия UAUK ра апхеде
SOO
Рис. l.VIII. Щиты-указатели опасной зоны (а) и подводного перехода (б)
Рис. 1.IX. Предупреждающий знак «Якоря не бросать» по ГОСТ 26600-
98 (размер знака - квадрат со стороной 1500-3000 мм в зависимости от
дальности действия)
Рис. 1.Х. Внутритрубный профилемер:
1,5 - передний и задний бамперы; 2 - коническая манжета; 3 - одометры; 4 - блок потенциометров; 6 - спайдер;
7 -карданный узел с измерителем поворота; 8 - манжеты; 9 - маркерный приемопередатчик
Рис. 1.XL Ультразвуковой дефектоскоп WM:
1 - бампер; 2 - антенна приемопередатчика; 3 - коническая манжета; 4 - колесо одометра; 5 - карданы; 6 - полоз;
7 - носитель датчиков; 8 - датчики; 9, 11 - манжеты; 10 - шланги для омывания датчиков
Рис. 1.XII. Внутритрубный ультразвуковой дефектоскоп типа CD:
1 -антенна приемопередатчика; 2 - бампер; 3 -батарейная секция; 4 -секция данных/электроники; 5 - носитель датчиков
Рис. 1.XIIL Магнитный дефектоскоп типа MFL:
1 - «грибок»; 2, 7 -блоки внешней электроники; 3 - буксировочная тяга; 4 - универсальные шарниры; 5 - соедини-
тельные кабели; 6 - датчик дифференциального давления; 8, 10, 14 - такелажные кольца; 9 - поддерживающие колеса;
11 - кольца датчиков; 12 - постоянные магниты со щетками; 13 - полиуретановые манжеты
t.» si
T.l 1< 1.1 11.3 U.1 11.i 11.1
270-
30 *. -
330
.2 .3 .4 . S .6 л .8 9 f .1 .2 .3 .4 .5 .6 .7 .8
=*ss т ., 4. J 3=±SK fr''
ffT10.fi мм
Z4M
8 1HDD262
♦ 3235.16 x
♦ 212° (O’)
О 34 - 225
0 -21.80 и
S 0.915 м/с
— C-5cen----
3235.60
3236.19
395 MM
296’
316’
M
X
JUb
х 103 мм
Длина: 395 мм 5.20 ”> 3236,СЮ и
Ширина: 183 мк ’ ”« 302° \ 10 мм В •S can ”м 5.2 мм ЬГ'Г *м 10.6 мм ЦТ 5.4 мм
10 20 • Ул? * Л'._ ." 15.40 ▼
IS
Рис. l.XIV. Результаты внутритрубного ультразвукового обследования на
экране дисплея
Рис. 3.1. Система подслойного пожаротушения в резервуарах:
1 - задвижка в открытом состоянии; 2 - предохранительная мембрана; 3 - обратный клапан; 4 - высоконапорный пе-
ногенератор, соединенный трубопроводом с баком-дозатором
Рис. 4.1. Капитальный ремонт нефтепровода с заменой трубы
итальный ремонт нефтепровода с заменой изоляционного покрытия
Рис 1.111. Pdipj6uiK«i ||>аншг14 iJAHotcoBiicuoMvm
*КГХд«МТО1ММН
Рис, 4.CV. Машина пидкйпымющая аатоматил<рьло1«нн»1 МГ1А-В20
Рис. 4Л*. Очистная машина типа ОМ □
IhiC. IVI. ммпми
Рис. 4.V1I. Пескоструйная машина
Риг 4.VHI. Установка композитной муфты
Рис. 4ДХ- Ремонт трубопровода с вырезкой дефектной трубы — «ка-
тушки»
Pwr. 4.X. yrTj>if« rita для иыретн nieepcnift Ulnp.uib*»»
Pwc. 4.XI. Ipytfupr» i»u»u МРГ
Рис. 4.XII. Вырезка «катушки» взрывом
Ри< i\(V. Млнмнщ гру неточна* пин МГ
1’мс. 4.XV. Плавильный котел »*«w KAI1J
Рис. 4.
«ашина типа МИАБ
Рис. 4.XVII. Болотоходы ТТМ-3902 (а) и ТТМ-4901 (б)
Рис. 4.XVIII. Bj(onы-домики ремонтник брлтдд
Рис. 4.XIX. Универсальный
Рис 4-ХХ. Одполов1ХИ1Лл1й лхсллклтар
Рис. 4ЛХ1 ПламюшнЛ зы кала гор ТТМ-6&01Э
)аны-трубоукладчики
Рис. 4ЛХ111. Перелвнмная насисмвм установка ГП1У-1М
Pill. 4-XXIV. Передвджкдя IMCOCMaM УСТАНОВКА F1HV-2
Рмг, 4.XXV Нлох-но-транспсфтная машина НТМ-1
Рис. 4.XXVI. Сборно-разборный резервуар
Рис -* XXVII У»"ту<»Л»чн«« ,v* нЛр»п><»1 ки xj^iMiu! хкагушки» (rpyf»M| ПОД
сварку
Гис. 1X.XVIII. Наружным знойный центратор
Рмс. LXXIX- П|Ж(к»|» л'* компенсация намагниченности трубопровода типа ПКНТ
Рис. 1ЛХХ. Ьиниоые заграждении
Рнс. 4.XXXL Малец аоарнтмыЛ к*куумиый мьчртборщик
Рис 4ЛХХП. Дискомай нефтсспирщик
РмС. 4.XXXJIL Ледоре>нам машина
1