Средний ремонт задвижки № 100 НПС "Самара-2"

, (2)

где Т - остаточный ресурс корпуса задвижки, год

4.3.2 Определение остаточного ресурса корпуса задвижки с учетом воздействия циклических нагрузок

Расчет остаточного ресурса корпуса задвижки проводится по корпусу с наибольшим действующим фактическим напряжением материала.

Таблица 4. Исходные данные

№ п/п	Наименование показателей	Значения
1	2	3
	Коэффициент надежности КN [4]	10
	Модуль упругости Е, МПа (табл. 19, прил. 4 [18])	199000
	Относительное сужение шК [16]	0,4
	Показатель жесткого циклического нагружения m [4]	0,53
	Значение фактического предела прочности материала корпуса задвижки, полученное на момент освидетельствования косвенным путем по измеренным значениям твердости материала ув, МПа (приложение 2, [14])	445
	Коэффициент концентрации деформации К (п. 8, таблица 7, [4])	3,0
	Прогнозируемая годовая цикличность задвижки, i (паспорт-формуляр)	10
	Фактические напряжения действующие в вертикальной части корпуса задвижки, уФ, МПа	85,2

При расчете определялось количество циклов нагружения (включение-остановка станции, пуск-остановка магистрального насоса) N, которое может выдержать корпус задвижки при возникающих нагрузках и существующих дефектах до наступления предельного состояния - зарождения трещины.

Предельное количество циклов нагружения, которое может выдержать корпус задвижки до зарождения трещины, определялось в соответствии с [4] по формуле:

, (3)

Где N - число циклов до зарождения трещины;

0 - амплитуда истинных деформаций

Величину 0 вычисляют по формуле [4]:

0 = К р , (4)

Где - упругие номинальные деформации в стенке корпуса задвижки

Упругие номинальные деформации в стенке корпуса задвижки определялись по формуле [4]:

, (5)

где ф - максимальные фактические напряжения в стенке корпуса задвижки, МПа

0 = 3,0 0,000428 = 0,001284

Рассчитанное по формуле (3) предельное количество циклов до зарождения трещины, определяет остаточный ресурс задвижки в циклах нагружения. Остаточный ресурс в годах (Т) определяется делением N на число циклов нагружения, которому задвижка подвергается в течение года.

Остаточный срок службы [4]:

, (6)

где i - прогнозируемая годовая цикличность задвижки

Расчет показал, что корпус задвижки клиновой с выдвижным шпинделем с концами под приварку Dу 1000, Pу 64, техн. № 100, зав. № б/н при рабочем давлении 6,4 МПа имеет остаточный ресурс не менее 404 лет.

5. Подключение вновь установленного электропривода задвижки № 100 к системе автоматики МНС и ПНС НПС «Самара-2»

Система автоматики МНС и ПНС НПС «Самара-2» выполнена на базе микропроцессорной системы автоматики.

Электропривод ЭПВ-1000 задвижки DN1000 № 100, а так же установленный электропривод ЭПЦ-10000 на вновь установленную задвижку подключаются к системе автоматике согласно схемы № 5.1

Схема № 5.1

При подключении электропривода к системе автоматики НПС «Самара-2» по данной схеме имеется возможность контролировать следующие параметры работы электропривода:

- Положение концевых выключателей (положение задвижки «Открыта», «Закрыта», «Промежуток».

- Положение магнитных пускателей (положение задвижки «Открывается», «Закрывается».

- Наличие напряжения питания (определяется по наличию сигналов с концевых выключателей электропривода).

Данные параметры не в достаточной мере обеспечивают контроль параметров электропривода задвижки, а так же диагностирование неисправностей .

При замене задвижки №100 установлен электропривод ЭПЦ 10000 с блоком управления "БУР-10000" Д.12 УХЛ1.

Блок обеспечивает управление асинхронным трехфазным электродвигателем с короткозамкнутым ротором мощностью, в зависимости от варианта исполнения, от 0,37 до 5,5 кВт. Основные технические характеристики блока:

Измерение количества оборотов вала двигателя с погрешностью не более ±0,75 оборота вала.

Пределы допускаемой погрешности определения и ограничения момента нагрузки составляют:

не более ±15 % от заданного значения в диапазоне установки от 20 до 50 % максимального значения момента;

не более ±10 % в диапазоне установки от 51 до 100 % максимального значения момента.

Питание блока производится:

для силовых цепей - от трехфазной сети переменного тока напряжением 380 В, частотой 50 Гц;

для схемы управления - от сети переменного тока напряжением 220 В, частотой 50 Гц.

Допустимые отклонения значений напряжения питания от номинального - от минус 30 до плюс 15 %, допустимые отклонения значений частоты питающей сети - ±2 %.

Блок обеспечивает непрерывный режим работы.

Время готовности блока к работе после подачи питания на схему управления составляет:

при температуре ниже минус 20 °С - не более 20 минут;

при температуре выше минус 20 °С - не более двух минут.

Конструкция и установочные размеры блока обеспечивают установку его в электроприводы серии "ЭПЦ" ТУ 3791-012-00139181-2003, а также в другие электроприводы, имеющие аналогичные установочные и присоединительные параметры.

Блок имеет четыре взрывозащищенных кабельных ввода, выполненных в соответствии с ГОСТ Р 51330.0-99, ГОСТ Р 51330.1-99, обеспечивающих подключение силового питания 380 В, электродвигателя, цепей управления, сигнализации и индикации кабелем внешним диаметром от 11 до 17 мм.

Сечение подключаемых проводников:

цепей силового питания 380 В и электродвигателя - от 1,5 до 6,0 мм2;

цепей управления, сигнализации и индикации - от 0,2 до 2,5 мм2.

Конструктивное исполнение блока обеспечивает степень защиты от внешних воздействий IP54 по ГОСТ 14254-96.

Габаритные размеры блока - не более 240260305 мм.

Масса блока - не более 15 кг.

По степени защиты от поражения электрическим током блок соответствует классу I по ГОСТ Р МЭК 536-94 и имеет основную (рабочую) изоляцию и зажим защитного заземления.

Изоляция электрических гальванически разделенных цепей питания и входных-выходных сигналов блока между собой и корпусом выдерживает в течение 1 мин действие испытательного напряжения переменного тока промышленной частоты с эффективным значением 1500 В в рабочих условиях применения.

Минимально допустимое электрическое сопротивление изоляции гальванически разделенных цепей блока составляет:

40 МОм - при нормальных условиях;

10 МОм - при верхнем значении температуры для рабочих условий;

2 МОм - при верхнем значении относительной влажности.

Параметры надежности и срока службы:

средняя наработка на отказ, ч - 45 000;

средняя трудоемкость восстановления, ч - 8;

средний срок службы, лет - 15;

Контроль положения.

Контроль положения (независимо от наличия напряжения на блоке) и вращение выходного звена электропривода по направлению согласно чередованию фаз сети. Изменение направления вращения двигателя производится внешними коммутирующими устройствами (пускателями), управляемыми сигналами от внешнего шкафа управления. Если заданы конечные положения, то осуществляется перемещение между двумя заданными положениями "Открыто" и "Закрыто" с остановом при достижении заданного положения. Блок может работать в режиме с уплотнением при закрытии, когда происходит перемещение между заданным положением "Открыто" и "Закрыто" с остановом при достижении положения "Открыто" и остановом по превышению момента нагрузки после прохождения положения "Открыто" (уплотнение в закрытом положении). Блок обеспечивает контроль положения выходного звена электропривода с погрешностью не более ±0,75 оборота вала датчика положения.

Защиты блока управления

Блок обеспечивает встроенные защиты от выхода параметров работы за допустимые пределы с остановкой электродвигателя и выдачей аварийной сигнализации:

времятоковая защита. Пользователь может изменить значение времени срабатывания. Значение максимального тока вычисляется блоком автоматически согласно заданному моменту движения. При срабатывании формируется сигнал телесигнализации (далее ТС) "Муфта/Авария", а также "Предупреждение" и "Муфта/Авария" на местном посту управления;

защита от пониженного напряжения фаз (фазы) при пуске двигателя. Уровень пониженного напряжения выбирается пользователем. При срабатывании формируется сигнал ТС "Муфта/Авария", а также "Предупреждение" и "Муфта/Авария" на местном посту управления;

защита от пропадания фазы двигателя. Работает при включении двигателя. При срабатывании формируется сигнал "Предупреждение" на местном посту управления. Если произошел останов двигателя, то также выставляется ТС "Муфта/Авария";

защита от короткого замыкания в цепи нагрузки. Работает при включении двигателя. При срабатывании формируется сигнал ТС "Муфта/Авария", а также "Предупреждение" и "Муфта/Авария" на местном посту управления;

защита от неправильного чередования фаз сети. Работает при подаче команды с местного поста управления. При срабатывании формируется сигнал "Предупреждение" на местном посту управления;

защита от неправильного чередования фаз двигателя. Работает при включении двигателя и отсутствии калибровки датчика положения. При срабатывании формируется сигнал "Предупреждение" на местном посту управления;

защита от превышения времени работы двигателя на упор. Работает при включении двигателя. При срабатывании формируется сигнал ТС "Муфта/Авария", а также "Предупреждение" и "Муфта/Авария" на местном посту управления; Установленный блок управления имеет в наличии выход последовательного интерфейса RS-485, что дает возможность удаленно контролировать большое количество параметров электропривода, а так же управлять задвижкой не используя дискретные сигналы.

Контролируемые параметры по интерфейсу RS-485:

- открыта

- закрыта

- открывается

- закрывается

- срабатывание моментной муфты

- сопротивление изоляции двигателя

- обрыв фазы двигателя

- отклонение величины напряжения от нормы

- авария калибровки положения

- защита по току короткого замыкания

- перегрев блока

- режим управления «Местный», «Дистанция»

Схема подключения БУР по RS-485 показана на рисунке № 5.2

Рисунок № 5.2

При использовании протокола RS-485 существует возможность управления и контроля параметров до 255 блоков управления.

Структурная схема подключения показана на рисунке № 5.3

Рисунок № 5.3

Применив закольцованную схему подключения по интерфейсу становится доступной диагностика целостности линии связи между системой автоматики и БУР, а также повышается надежность управления задвижками при обрыве линии.

6. Мероприятия по обеспечению охраны труда и промышленной безопасности

Все работы, выполняемые в соответствии с данным проектом должны производиться с соблюдением мер безопасности изложенных в действующей нормативно-технической доку-ментации и законодательстве РФ.

Мероприятия по обеспечению охраны труда и промышленной безопасности включают в себя:

- общие требования безопасности;

- передвижение техники в охранной зоне МН - работы повышенной опасности;

- обвязка подпорного насоса ПНУ со сбросными линиями; гидроиспытание водой обвязки - работы повышенной опасности;

- откачка нефти из отсеченного участка нефтепровода - газоопасные работы;

- сверление технологических отверстий на участке МН - газоопасные работы;

- средний ремонт запорной арматуры - комплекс газоопасных работ с применением ГПМ;

Общие требования безопасности

Подготовительные и основные работы, по проведению ремонтных работ на объектах МН (линейная часть), в том числе газоопасные работы и работы повышенной опасности должны производиться в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:

Федеральный закон РФ № 116-ФЗ от 21.07.1997 г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

ПБ 03-517-02 «Общие правила промышленной безопасности для организаций осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов».

РД-13.220.00-КТН-211-12 «Правила пожарной безопасности на объектах организаций системы «Транснефть».

Система организации работ по охране труда на нефтепроводном транспорте РД-13-100.00-КТН-225-06 с изм.№1 от 06.05.2008.

Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов РД 153-39.4-056-00.

Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов РД 13-110.00-КТН-319-09.

«Правила охраны магистральных нефтепроводов», Минтопэнерго, 1992г.

«Правила технической эксплуатации первичных сетей взаимоувязанной сети связи РФ».

ОР-13.100.00-КТН-030-12 «Порядок допуска подрядных организаций к производству работ по строительству, техническому перевооружению, реконструкции, капитальному и текущему ремонту, ремонтно-эксплуатационным нуждам объектов «АК «Транснефть».

ОР-03.100.30-КТН-150-11 «Порядок организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение».

Передвижение техники в охранной зоне МН - работы повышенно безопасности

Движение грузоподъемной и откачивающей техники в охранной зоне нефтепровода выполняется по наряду-допуску на работы повышенной опасности.

Перевозку, транспортировку и движение грузоподъемных машин, автотракторной и строительной техники в охранной зоне нефтепровода, к местам производства ремонтно-строительных работ осуществлять по постоянным маршрутам и только по вдольтрассовым дорогам или оборудованным вдольтрассовым проездам, расположенным на расстоянии не менее 10 м от оси нефтепровода.

Схемы маршрутов движения техники к местам производства плановых ремонтных и строительных работ утверждаются главным инженером Брянского РУ.

Транспортная схема и маршрут движения техники включается в состав мероприятий по сохранности МН, которые являются неотъемлемой частью «Разрешения на производство работ в охранной зоне».

Переезд машин и механизмов через трубопровод разрешается только по оборудованным переездам. Переезды через трубопровод оборудуются из дорожных плит в местах залегания трубопровода на глубине не менее 0,8 м.

Маршрут движения техники, разъезды, места складирования и разгрузки материалов, пересечения с инженерными коммуникациями обозначить на местности указателями. Маршрут движения, места установки указателей наносятся на ситуационный план участка производства работ и на схему маршрута движения техники.

Схема маршрута движения техники передается лицу, ответственному за выпуск техники на место производства работ, а так же водителям под роспись.

Обвязка подпорного насоса со сбросными линиями

Проведение работ должно выполняться с оформлением наряда-допуска на работы повышенной опасности.

Расстановку насосных агрегатов осуществлять согласно схеме.

Перед производством работ по откачке нефти, трубы СРТ (ПМТ), напорные рукава, соединительные элементы обвязки напорной линии должны пройти гидроиспытания.

Лица, ответственные за проведение работ должны обеспечить следующий порядок проведения работ:

- определить охранную зону на месте проведения испытаний;

- обозначить место производства работ; выставить знаки безопасности;

- площадка, на которой устанавливается насосный агрегат, включая трубопроводную обвязку, должна быть ограждена. Работники, не занятые при гидроиспытаниях, должны быть удалены за пределы огражденной территории на безопасное расстояние, не менее чем на 100 м. Нахождение рабочих, не занятых обслуживанием насосного агрегата, на месте работ не допускается.

- для исключения провиса, прогиба и разгерметизации соединительных элементов металлорукавов и рукавов оплеточных, не допускается непосредственное их соединение к приемному и выкидному патрубкам основных и подпорных насосов. Соединение должно быть выполнено через специальные соединительные отводы (“гусаки”), рассчитанные на рабочее давление на приеме Ду 150, Ру 2,5 МПа, на напорном патрубке Ду 100-150, Ру 6,3 МПа;

- при обнаружении утечек воды из трубопровода и соединительных деталей, обвязки откачивающего агрегата устранение утечек проводить только при выключенном агрегате, закрытых задвижках на приемной и напорной линиях, при отсутствии избыточного давления в полости трубопроводов и насоса;

Собранные трубопроводы обвязки основных и подпорных насосных агрегатов должны пройти предварительные испытания. Приемная линия (включая обвязку подпорного насоса) ПНУ должна быть предварительно испытана на давление максимально допустимое на входе подпорного насоса (0,6 МПа). После чего подпорный насос перекрывается секущей запорной арматурой и производится испытание обвязки на давление 1,25 Рт, где Рт - максимально статическое давление на месте откачки после остановки нефтепровода, но не менее 0,6 МПа. Выкидная линия должна быть испытана на давление 6,3 МПа с оформлением акта.

Запрещается проведение гидроиспытаний нефтепроводной обвязки ПНУ статическим (рабочим) давлением нефти.

Работникам запрещается выполнять работы без разрешения ответственного за провение работ.

На период проведения работ по ликвидации труб СРТ, рукавов оплеточных, соединительных деталей устанавливается охранная зона в 100 метров по обе стороны от их оси, за пределы которой выводятся все посторонние люди.

Дежурные поста обязаны наблюдать за проведением гидроиспытания и немедленно оповещать членов комиссии обо всём, что препятствует проведению испытания и создаёт угрозу для жизни людей.

К началу гидроиспытания выставляются предупредительные знаки: «Стой идёт испытание!», «Опасная зона!», Испытание без радиосвязи запрещается!

Испытание необходимо прекратить:

при видимом разрыве или повреждении стыка или трубы;

при резком падении давления на манометре.

Снятие показаний манометров проводится с помощью бинокля.

При обходе участка необходимо находится на расстоянии не менее 5 метров от оси.

По результатам гидроиспытаний составить акты.

Откачка нефти из отсеченного участка нефтепровода -газоопасные работы

Работы по откачке нефти должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы. Освобождение участка нефтепровода откачкой ПНУ должна производиться при условии, что давление в точке закачки не более 4,0 МПа (для нефтепроводов с рабочим давлением до 6,3 МПа включительно).

Место производства работ должно быть ограждено, установлены предупреди-тельные знаки, а при необходимости выставлены посты с целью исключения пребывания посторонних лиц в опасной зоне. Ответственные по видам работ, руководитель работ, лицо, ответственное за передачу информации должны быть обеспечены переносными радиостанциями для организации постоянной двухсторонней связи.

Выполнение персоналом газоопасных работ производить в спецодежде из огне-стойких тканей или тканей с огнезащитной пропиткой.

В опорожняемый нефтепровод должен быть организован впуск воздуха путем открытия необходимого количества вантузов. В местах впуска воздуха должен быть обеспечен контроль за движением воздуха (наличие избыточного давления/вакуума) через вантуз (технологические отверстия) с помощью мановакууметра и уровнем нефти в нефтепроводе через технологические отверстия с помощью алюминиевого стержня.

Основные насосные агрегаты, используемые для откачки и закачки нефти, должны быть укомплектованы обратными клапанами и отсекающими задвижками.

Площадка, на которой устанавливаются насосные агрегаты, включая трубо-проводную обвязку, должна быть спланированной и обозначена. Расстояние между основными насосными агрегатами должно быть не менее 8 м.

Подпорный насос должен устанавливаться в непосредственной близости к месту откачки нефти. Основной насосный агрегат должен располагаться на расстоянии не менее 50 м от вантузов откачки/закачки нефти. и на расстоянии не менее 40 м от подпорного агрегата.

Электростанция должна устанавливаться на ровной площадке, на расстоянии не менее 50 м от мест откачки - закачки нефти и от основного агрегата.

Подготовительные и основные работы по освобождению нефтепровода от нефти с применением ПНУ производить в соответствии с требованиями РД-75.180.00-КТН-399-09 "Технология освобождения нефтепроводов от нефти и заполнения после окончания ремонтных работ".

Подключение временных трубопроводов к ПНУ должно предусматриваться через компенсаторы в виде металлорукавов на давление до 4,0 МПа при проведении ремонтных работ на нефтепроводах с рабочим давлением до 6,3 МПа.

Дизельные приводы основных насосных агрегатов и электростанции должны иметь заводские искрогасители.

Основные и подпорные насосы, электростанции должны быть заземлены штатными заземлителями. Питающие кабели приводов насосных агрегатов и прожекторов освещения должны быть проложены на штатных подставках.

При прокладке временных трубопроводов по пересеченной местности должны предусматриваться инвентарные подставки для обеспечения горизонтального положения временного трубопровода и избегания провисов труб и разрыва соединений.

Установить манометры на узлах ближайших линейных задвижек и насосных агрегатах для контроля давления в опорожняемом нефтепроводе и на участке закачки нефти (действующем нефтепроводе). Установить специальную ёмкость для сбора и утилизации утечек от насосной установки на удалении 10 м от ПНУ по уклону местности или при необходимости заглубить в грунт, соединить шлангами с местами образования утечек.

ПНУ должна быть обеспечена расходомером-счетчиком нефти с максимальным диапазоном измерения Qmax = 750 мі/час погрешностью ± 1,5 %. Счетчик должен быть внесен в Госреестр средств измерения и иметь действующее свидетельство о поверке согласно требований методики поверки.

До пуска в работу насосных агрегатов нефтепроводная обвязка заполняется статическим давлением нефти через вантуз на раскачиваемом нефтепроводе, осуществляя выпуск воздуха через вентиль манометра обвязки обратного затвора.

Основной насосный агрегат должен быть оборудован системой сбора и обратной закачки утечек с торцевых уплотнений.

Для обеспечения пожарной безопасности в месте установки насосных агрегатов должен находиться в постоянной готовности пожарный автомобиль с боевым расчетом

Средний ремонт запорной арматуры - газоопасные работы

Работы по ремонту задвижки должны производиться с оформлением наряда-до-пуска на комплекс газоопасных работ с применением ГПМ, согласно технологической карты производства среднего ремонта задвижки «Пензтяжпромарматура» DN 1000, РN 6,4.

Персонал, участвующий в подготовке и проведении ремонтных работ, должен пройти целевой инструктаж с записью в наряде-допуске.

Приступать к работе по среднему ремонту задвижек разрешается только по указанию лица ответственного за проведение работ и только в его присутствии.

Сброс избыточного давления из корпуса задвижки производится перед началом работ по среднему ремонту.

Отсутствие избыточного давления в корпусах задвижки обеспечить путем открытия ремонтируемой задвижки на 100 %, полного ослабления крепления грундбуксы сальникового уплотнения после окончания работ по опорожнению нефтепровода.

При производстве работ ревизию подклинового пространства задвижки производить в шланговом противогазе, страховочном поясе, страховочной веревке и защитных касках с применением инструмента из искробезопасного материала. Шланг противогаза следует выводить в наветренную сторону. Время работы в шланговом противогазе не должно превышать 15 минут, с последующим отдыхом не менее 15 минут.

При выполнении работ запрещается:

- работать в обуви, подбитой гвоздями, набойками;

- работать неисправным инструментом, а также инструментом, вызывающий при ударе искрообразование;

- пользоваться противогазами несоответствующих марок и размеров;

- пользоваться неисправными или не проверенными противогазами, предохранительны-ми поясами, веревками.

Наблюдающий за рабочими обязан:

- следить за сигналами и поведением работающих;

- следить за состоянием воздушного шланга и расположением дыхательного шланга.

Во время проведения газоопасных работ должен периодически осуществляться контроль за состоянием воздушной среды, через каждые 30 минут и после каждого перерыва и при подозрении у любого из работников на наличие загазованности. Отбор проб газовоздушной среды проводить аттестованным персоналам и в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

Сбор технологических остатков нефти, остатков керосина (солярки) после промывки внутренней полости ремонтируемой задвижки производится в специальный металлический поддон с дальнейшей утилизацией.

Сбор использованного обтирочного материала, загрязненного маслами и прочих твердых бытовых отходов в ходе работ производится в специальные металлические контейнеры.

После вскрытия полости задвижки и поднятия крышки, следующая ремонтная операция проводится только после проведения естественного вентилирования в течение 15 минут и повторного замера загазованности.

Работы по ремонту проводятся, если концентрация углеводородов в воздухе не превышает ПДК (300 мг/м3).

Область зоны, работы в которой после сброса избыточного давления из корпуса и вскрытия полости задвижки выполняются персоналом без применения специальных защитных средств ограничивается расстоянием не ближе 40 см к плоскости разъема по всей его площади.

При необходимости выполнения ремонтных операций в зоне, приближенной к сальниковому узлу и открытому разъему задвижек, менее чем 40 см, работы проводятся с применением средств индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД) - противогазов шланговых.

При проведении среднего ремонта задвижки использовать стол с поворотной плитой под узел колонковый «шпиндель - крышка - клин» задвижки для проведения работ по их разборке, очистке и осмотру.

Запрещается производить операции по зачистке, дефектовке крышки и клина задвижки при удержании их краном на весу.

Грузоподъемные работы по монтажу и демонтажу, поддержке и удалению деталей выполнять с помощью грузоподъемных механизмов в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов.

Все применяемое электрооборудование и электроинструменты должны иметь заземление и подлежат занулению отдельной жилой кабеля с сечением жилы не менее сечения рабочих жил.

В зоне проведения работ по выпуску газовоздушной смеси не должны находиться люди и технические средства, не связанные с выполнением данной работы.

В случае негерметичности задвижек, для предотвращения попадания нефти к месту производства работ предусмотреть места отвода протечек с постоянным контролем за уровнем нефти в трубопроводе. При величине протечек более 10 л/мин. произвести врезку вантуза (при величине протечек менее 10 л/мин. просверлить отверстия диаметром 12 мм) в низшей точке профиля между негерметичной задвижкой и местом производства работ, но не ближе 100м.

При опрессовке задвижки не допускается ударять по арматуре, находящейся под давлением. Должно быть предусмотрено освещение, а также переносные светильники, взрывозащищенного исполнения.

При поднятии давления в корпусе арматуры Рпр недопустимо нахождении персонала в опасной зоне. Внешний осмотр производить только при понижении давления до PN.

При осмотре арматуры находящейся под давлением пользоваться защитными лицевыми щитками или закрытыми очками с прямой вентиляцией.

Все работы, связанные с устранением обнаруженных дефектов, производить после снятия давления.

До начала производства грузоподъемных работ проверить техническое состояние грузозахватных приспособлений (строп), наличие на них клейм или прочно прикрепленной металлической бирки с указанием номера, паспортной грузоподъемности и даты испытания. Выявленные в процессе осмотра поврежденные грузозахватные приспособления изымаются из работы.

При выполнении погрузочно-разгрузочных работ не допускается строповка груза, находящегося в неустойчивом положении, а также исправление положения элементов строповочных устройств на приподнятом грузе, оттяжка груза при косом расположении грузовых канатов.

При работе крана не допускается:

- нахождение людей возле работающего крана;

- перемещение груза, находящегося в неустойчивом положении;

- подтаскивание груза по земле, полу или рельсам;

- выравнивание перемещаемого груза руками, а также поправка стропов на весу;

- работа при выведенных из действия или неисправных приборах безопасности и тор-мозах.

Перемещение груза не должно производиться при нахождении под ним людей. Стропальщик может находиться возле груза во время его подъема или опускания, если груз поднят на высоту не более 1000 мм от уровня площадки. Не допускается нахождение людей и проведение каких-либо работ в пределах перемещения грузов кранами.

7. Охрана окружающей среды

Целью раздела является:

- выявление источников вредного воздействия ремонтируемого объекта на окружаю-щую среду, характер и интенсивность воздействия на компоненты окружающей среды;

- при необходимости разработка мероприятий, направленных на исключение или мак-симальное сокращение отрицательного воздействия объекта на окружающую среду.

7.1 Экологический мониторинг

Проектом предлагается проведение предстроительного и строительного экологического мониторинга, которые направлены на получение информации о фактическом состоянии компонентов природной среды до начала, во время ремонта и после завершения ремонтных работ. При выполнении ремонтных работ магистрального нефтепровода осуществляются локальный мониторинг земель. Мониторинг земель выполняется эксплуатирующей организацией. Мониторинг включает в себя наблюдения за: - границами изъятия земель;

- состоянием земель стоянок техники, мест временного складирования отходов.

Оценка состояния земель выполняется путем сравнения фактических показателей с исходными фоновыми. Объектами контроля за загрязнением почвы отходами являются границы полосы отвода. Мониторинг загрязнения атмосферы и водных объектов в период ремонта проводить не требуется в связи с незначительными выбросами и коротким сроком выполнения ремонтных работ.

7.2 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

7.2.1 Характеристика источников загрязнения атмосферы

Воздействие на атмосферный воздух в период производства работ следует отнести к временному воздействию, оно будет ограничено сроками производства работ.

Источником организованных выбросов в воздушный бассейн в период ремонта является дизельная электростанция.

Источниками неорганизованных выбросов в воздушный бассейн являются:

- работающие строительные машины и механизмы;

- земляные, сварочные и окрасочные работы;

- заправка строительной техники.

Перечень загрязняющих веществ, выделяющихся в процессе ремонта и их краткая характеристика, приведены в таблице 6.

Таблица 6 Перечень загрязняющих веществ

Наименование вещества	Код	ПДК м/р, мг/м3	Класс опасности
Железа оксид	123	0.0400000	3
Марганец и его соединения	143	0.0100000	2
Азота диоксид	301	0.2000000*	3
Азота оксид	304	0.4000000	3
Сажа	328	0.1500000	3
Серы диоксид	330	0.5000000	3
Сероводород	333	0.0080000	2
Углерода оксид	337	5.0000000	4
Фториды газообразные	342	0.0200000	2
Фториды плохо растворимые	344	0.2000000	2
Ксилол	616	0.2000000	3
Бенз/а/пирен (3, 4-Бензпирен)	703	0.000001	1
Формальдегид	1325	0.035000	2
Керосин	2732	1.2000000 (ОБУВ)	-
Уайт-спирит	2752	1.0000000	-
Углеводороды предельные C12-C19	2754	1.0000000	4
Пыль неорганическая: 70-20 % SiO2	2908	0.3000000	3
*в соответствии с Постановлением Главного государственного санитарного врача РФ от 3 ноября 2005 г. №24 «О введении в действие гигиенических нормативов ГН 2.1.6.1983-05 и ГН 2.1.6.1984-05».

Расчеты по определению выбросов загрязняющих веществ в период ремонта определяются расчетными методами на основании следующих методик:

- расчет выбросов от сварочных работ;

- расчет выбросов при работе строительной техники;

- расчет выделения загрязняющих веществ при заполнении топливных баков строи-тельной техники;

- расчет выбросов при доставке и разработке грунта;

- расчет выбросов загрязняющих веществ при нанесении лакокрасочных материалов;

- расчет выбросов при работе дизельной электростанции.

7.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения

7.3.1 Воздействие на водную среду в период ремонта

Негативное воздействие на поверхностные и подземные воды в соответствии с технологией работ по среднему ремонту запорной арматуры трубопроводов линейной части может произойти при:

- земляных работах вблизи и на участках с высоким стоянием грунтовых вод;

- передвижении строительной техники;

- складировании строительных и бытовых отходов;

- заправке техники горюче-смазочными материалами (ГСМ).

7.3.2 Водопотребление и водоотведение

В период ремонта вода расходуется на питьевые нужды работников.

Для бытовых нужд работников используется привозная вода питьевого качества.

Производственная площадка оборудуется биотуалетом.

Объемы хозяйственно-питьевого водопотребления и водоотведения за период производства работ определяются в соответствии с РД 153-39.4-090-01 «Методика по разработке удельных нормативов водопотребления и водоотведения для производственных объектов АО «АК Транснефть» и представлены в таблице 7.

Таблица 7 Расход воды для бытовых нужд и количество бытовых стоков

Количество работающих	Продолжительность ремонта (календарных дней)	Водопотребление	Водоотведение
		Норма л/сут. на 1 чел.	Общий расход, л/сут.	Общий расход за период ремонта, м3	Норма л/сут. на 1 чел.	Общий расход, л/сут.	Общий расход за период ремонта, м3
Рабочие - 25 чел.	3	25	1875	1,8	25	1875	1,8
ИТР - 5 чел.	3	12	180	0,2	12	180	0,2
Итого		2,0		2,0

Примечание: Расчет воды на хозяйственно-питьевые нужды проведен с учетом коэффициента суточной неравномерности К=1,1.

7.3.3 Мероприятия по снижению воздействия на водную среду

Проектом предусмотрены мероприятия по снижению воздействия на водную среду:

- строгое соблюдение проведения работ, в том числе проезд строительной и дорожной техники в пределах границы полосы отвода;

- опережающее устройство внутриплощадочных проездов, временных переездов; передвижение и проезд строительной техники должен осуществляться по существующим и проектируемым проездам;

- строгое соблюдение правил производства работ в охранной зоне трубопроводов;

- оборудование рабочих мест и бытовых помещений контейнерами для бытовых отходов;

- своевременный и правильный сбор и хранение производственных и бытовых отходов;

- санкционированный вывоз отходов в специальные места хранения и утилизации;

- запрещение мойки и ремонта машин и механизмов в не предусмотренных для этих целей местах;

- заправку строительной техники выполнять из транспортных средств «с колес» спе-цииальными шлангами;

- исключено хранение топлива на строительной площадке;

- эксплуатация машин и механизмов только в исправном состоянии;

- применение строительных материалов, имеющих сертификат качества.

При соблюдении проектных решений и вышеперечисленных мероприятий воздействие на водную среду будет минимальным.

Период проведения работ по ремонту МН носит краткосрочный характер, что снизит степень воздействия на водную среду рассматриваемой территории.

7.4 Воздействие на земляные ресурсы

В условиях нормальной эксплуатации нефтепровод не оказывает воздействия на почвы.

Основное воздействие осуществляется в период производства работ в полосе земель, отводимых во временное пользование.

В период производства работ возможно механическое разрушение и загрязнение почвенного покрова в процессе:

- передвижение транспорта и строительной техники;

- выполнения земляных работ;

- устройства временных отвалов;

- складирования производственных и бытовых отходов.

С целью снижения воздействия на поверхность земель в период ремонтных работ проезд строительной техники производится только в пределах полосы отвода земель.

В период ремонтных работ осуществляется своевременная уборка мусора и отходов для исключения загрязнения территории отходами производства.

После окончания работ осуществляется рекультивация нарушенных земель.

7.4.1 Рекультивация земель

Согласно природоохранным требованиям все нарушенные или нарушаемые в результате хозяйственной деятельности земли подлежат восстановлению (рекультивации).

После окончания строительно-монтажных работ должна быть проведена рекультивация нарушенных ремонтом территорий. Ее целью является:

- предотвращения или нейтрализация наиболее неблагоприятных процессов: термической и водной эрозии, термокарста, оползней и др.;

- восстановление естественного поверхностного стока и дренажной сети;

- предотвращения процессов подтопления и заболачивания территории;

- восстановление растительности или антропогенных фитоценозов.

Рекультивации подлежат:

- участок трубопровода по всей ширине отвода;

- территории вокруг наземных сооружений, нарушенные при ремонте;

- участки территории, на которых развились эрозионные процессы, овраги и др.;

- любые другие территории в районе ремонта, нарушенные в результате прохода транс-портных средств, загрязненные производственными и бытовыми отходами и нефте-продуктами.

В соответствии с ГОСТ 17.5.3.04-83 предусмотрены два этапа рекультивации:

- техническая рекультивация;

- биологическая рекультивация.

Технической рекультивацией предусмотрено снятие плодородного слоя почвы и складирование его во временные отвалы; предварительную планировку поверхности; уборку строительного мусора, засыпку рытвин и ям, траншей; удаление из пределов строительной полосы всех временных сооружений; восстановление планировочных отметок систем естественного и искусственного водоотвода восстановление плодородного слоя почвы.

Отчетом об инженерно - геологических изысканиях толщина почвенно-растительного слоя определена 0,1 м.

Биологический этап рекультивации пахотных и пастбищных земель включает комплекс агротехнических мероприятий, направленных на улучшение агрофизических, агрохимических, биохимических и других свойств почвы, и заключается в подготовке почвы, внесении удобрений, подборе трав и травосмесей, посеве, уходе за посевами.

Биологический этап рекультивации пастбищных земель и сенокосных угодий направлен на закрепление поверхностного слоя почвы корневой системой растений, создание сомкнутого травостоя и предотвращение развития водной и ветровой эрозии почв на нарушенных землях.

Посев трав предусмотрен на участках, подвергшихся на пастбищных и сенокосных участках воздействию в границах полосы отвода земель.

Посев трав выполнить после окончания строительных работ в весенне-летний или осенний периоды.

После планировки нарушенных земель на участках следует провести, по мере необходимости, боронование, дискование, культивацию и прикатывание.

Перед посевом следует провести обработку почвы, а именно - вызвать массовое прорастание сорняков для уничтожения их при последующих обработках.

Перед предпосевной обработкой необходимо внести удобрения.

Для лесостепной зоны РД 39-00147105-006-97 рекомендуются следующие дозы удобрений:

- органические - 20…30 т/га (навоз);

- минеральные удобрения - 50…60 кг/га (азот, фосфор и калий);

- известкование или гипсование почвы на площадях при рН 6.

В соответствии с Приложением 9 к РД 39-00147105-006-97 для лесостепной зоны, где расположен строящийся объект, рекомендуется травосмесь в составе: овсяница луговая (35 кг/га), тимофеевка луговая (20 кг/га), клевер красный (20 кг/га). По желанию землепользователь может использовать другую травосмесь.

7.5 Охрана окружающей среды при складировании (утилизации) отходов промышленного производства

7.5.1 Виды и объемы образующихся отходов. Мероприятия по снижению

В период выполнения работ образуются производственные и твердые бытовые отходы.

Проектом предусмотрены меры по исключению захламления зоны производства работ:

- оборудование на строительной площадке места со специальными контейнерами для сбора мусора;

- оснащение ремонтной бригады мусоросборниками для сбора отходов и мусора;

- своевременный сбор и вывоз отходов и мусора;

- очистка территории после окончания ремонта от мусора и отходов, образующихся в период производства работ.

Образующиеся отходы складируются на организованные площадки временного хранения, обустроенные с требованиями СанПиН 2.1.7.1322-03 «Гигиенические требования к размещению и обезвреживанию отходов производства и потребления», с последующей передачей на утилизацию или захоронение специализированным организациям, имеющим лицензии на данный вид деятельности, на основании договоров.

Особенности обращения с отходами в период производства ремонтных работ на магистральных трубопроводах заключается в следующем:

- время воздействия на окружающую среду ограничено сроками проведения работ;

- отсутствует длительное накопление отходов, так как вывоз отходов в места складирования и утилизации производится в процессе производства работ.

В связи с этим уменьшается неблагоприятное воздействие на окружающую среду.

Сбор и утилизация отходов должны производиться в соответствии с действующими законодательными и нормативными документами.

7.5.2 Основные требования к местам и способам временного хранения отдельных видов отходов

Исполнителем работ должны быть организованы места для временного хранения отходов и назначен ответственный исполнитель за сбор и утилизацию отходов.

Площадки для временного хранения отходов должна иметь твердое покрытие.

Для предотвращения загрязнения поверхности земли строительными отходами, необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

- должны быть организованы места для временного хранения отходов и назначен ответственный исполнитель за сбор и утилизацию отходов;

- оборудование на строительной площадке места со специальными контейнерами для сбора мусора;

- место и способ хранения отходов должны гарантировать сведение к минимуму риска возгорания отходов, недопущение замусоривания территории, удобство вывоза отходов;

- при сборе отходов должна производиться их сортировка по классам токсичности, консистенции, направлениям использования;

- сбор и вывоз строительного мусора на санкционированную свалку ТБО.

Металлолом должен храниться на площадке с твердым покрытием с последующим вывозом для повторного использования.

Остатки и огарки стальных сварочных электродов и стружка черных металлов должны храниться в контейнерах, шлак сварочный должен собираться и храниться в металлических контейнерах с плотной крышкой и маркировкой.

Строительный мусор должен храниться на площадке с твердым покрытием с последующим вывозом на свалку.

Тару из-под лакокрасочных материалов необходимо размещать в металлических контейнерах для строительного мусора на площадке с твердым покрытием.

Шлам очистки трубопроводов собирается в емкость с крышкой и вывозится на последующую утилизацию в специализированную организацию.

Песок, загрязненный нефтепродуктами, собирается в металлические ящики и по мере заполнения вывозится на утилизацию в специализированную организацию.

Обтирочный материал, загрязненный маслами (ветошь замасленная), должен накапливаться в металлической таре с крышками.

Твердые бытовые отходы собираются в металлические контейнеры с последующим вывозом на договорной основе на свалку.

Жидкие бытовые отходы вывозить в систему канализации ближайших населенных пунктов по договору со специализированной организацией по действующим договорам.

7.6 Охрана растительного и животного мира

7.6.1 Воздействие на растительность

В целях минимизации воздействия на растительный покров при проведении ремонтных работ, проектом предусмотрено:

- максимально возможное сокращение количества и площади объектов;

- оптимизация размещения объектов с целью сокращения количества и длины комму-никаций;

- опережающее обустройство дорожной сети;

- запрещение непредусмотренной технологией ремонта и эксплуатации деятельности, особенно, вне пределов отвода и с использованием техники;

- контроль за выполнением проектных и технологических требований в пределах отведенной территории и землепользованием;

- контроль за движением транспортных средств вне дорог на отведенной территории;

- содействие естественному восстановлению растительного покрова и строгая регламентация рекультивационных работ.

В целях минимизации загрязнений проектом предусмотрено:

- локализация деятельности в пределах отведенной территории;

- организация мест хранения и использования веществ, которые могут стать загрязнителями.

7.6.2 Воздействие на животный мир

В целях снижения неблагоприятных факторов при проведении ремонтных работ на популяции животных проектом предусмотрено выполнение «Требований по предотвращению гибели объектов животного мира при осуществлении производственных процессов, а также при эксплуатации транспортных магистралей трубопроводов, линий связи и электропередачи», утвержденные Постановлением Правительства РФ №997 от 13 августа 1996 г.:

- запрещается нахождение работников за пределами производственных площадок;

- запрещается ввоз и содержание собак на производственных площадках;

- отходы производства размещать на специальных площадках, предотвращающих гибель животных и исключающих привлечение объектов животного мира к посещению производственных площадок.

Локальное негативное воздействие при среднем ремонте запорной арматуры магистральных нефтепроводов на объекты животного мира носит временный обратимый характер и не окажет существенного влияния на экологическое состояние среды их обитания.

Заключение

В выпускной квалификационной работе рассмотрены мероприятия по среднему ремонту задвижки № 100 на НПС «Самара-2» 0км. магистрального нефтепровода «Куйбышев-Лисичанск» участка «Самара-Красноармейск».

Основанием для проведения среднего ремонта является срок эксплуатации запорной арматуры участка «Самара-Красноармейск» что обуславливает необходимость восстановления работоспособности задвижки и подтверждает актуальность выбранной темы.

В строительной части представлена технология среднего ремонта запорной арматуры.

В вопросе для самостоятельной разработки рассмотрено техническое диагностирование запорной арматуры.

В расчетной части выполнены: проверочный расчет на прочность и оценка остаточного ресурса корпуса и крышки задвижки

Также в дипломном проекте затронуты вопросы безопасности жизнедеятельности человека и экологические аспекты производственной деятельности.

В экономической части представлены основные технико-экономические показатели проекта и дана оценка эффективности проведения среднего ремонта. Срок окупаемости составил 0,65 лет.

Список использованных источников

1 ФЗ-116 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» М:, 1997., 17 с.

2 СНиП 23-01-99 «Строительная климатология», М:, 1999., 101 с.

3 СП 36.13333.2012 «Магистральные трубопроводы» (актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*) , М:, 2012., 71 с.

4 СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве», М:, 2002., 68 с.

5 СанПиН 2.1.7.1322-03 «Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы», М:, 2003., 13 с.

6 ВСН 31-81 "Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов", М:, 1981., 7 с.

7 РД-75.180.00-КТН-159-13 «Вырезка и врезка «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры. Подключение вновь построенных участков магистральных нефтепроводов». М:, ОАО «АК «Транснефть», 2013., 204 с.

8 РД-75.180.00-КТН-155-14 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика расчета объемов и времени освобождения от нефти и нефтепродуктов участков магистральных трубопроводов для проведения плановых работ». М:, ОАО «АК «Транснефть», 2014., 70 с.

9 РД 153-39.4-056-00 "Правила технической эксплуатации МН", ОАО «АК «Транс- «нефть» М:, 2000., 89 с.

10 РД -75.200.00-КТН-037-13 «Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций» М:, 2013., 252с.

12 РД-19.100.00-КТН-036-13 «Правила технического диагностирования и освидетельствования механо-технологического оборудования» М:, 2013.,127с.

13 «Насосы и насосные станции» М:, Стройиздат, 1986., 214 с.

14 «Организация и управление производством (нефтегазовым)». Учебное пособие. Самара 2009., 908 с.

15 «Основы нефтегазового производства» Учебное пособие. М:, «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005., 756 с.

16 «Оценка экономической эффективности реальных инвестиций в энергетике» Учебно-методическое пособие Самара, СамГТУ, 2004., 784 с.

17 «Расчет объектов систем водоснабжения газонефтеперекачивающих станций и нефтебаз» Уфа 1987., 41 с.

18 «Технологический расчет магистрального нефтепровода» Учебное пособие Уфа, ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005., 98 с.

19 «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов» Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002., 658 с.

20 «Трубопроводный транспорт нефти» А.А. Коршак. Учебник для вузов М:, Недра. - Т.1 - 407 с., 2002., Т. 2 - 621 с., 2004.

21 «Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности» Учебник. М:, ООО «Дизайн Полиграф Сервис», 2005., 457 с.

Приложение 1

Схема района работ по СР задвижки № 100

Приложение 2

Технологическая схема НПС «Самара-2» МН «Куйбышев-Лисичанск»

Размещено на Allbest.ru

...