C3trf4n403d9341rtd24rd1 by Denis Y

№ 9 (106) сентябрь 2015 г.

Журнал «ТехНАДЗОР» – лауреат II Всероссийского конкурса публикаций в СМИ по машиностроительной тематике РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ ГУТЕНЕВ Владимир Владимирович союз машиностроителей россии, вице-президент, председатель комиссии по вопросам модернизации промышленности общественной палаты рф, д.т.н. ЗУБИХИН Антон Владимирович российский союз промышленников и предпринимателей, заместитель руководителя комитета по техническому регулированию, стандартизации и оценке соответствия, к.т.н. КЕРШЕНБАУМ Всеволод яковлевич национальный институт нефти и газа, генеральный директор, профессор, д.т.н., действительный член российской и международной инженерных академий КОРНИЛКОВ Сергей Викторович Институт горного дела уро ран, директор, д.т.н.

стр. 33

стр. 57

ПаНораМа СобытИй Новости

Обзор законодательства

Форум-диалог «Промышленная безопасность – ответственность государства, бизнеса и общества»

калЕНдарЬ/юбИлЕй Навстречу новым победам и горизонтам

СтраХоВаНИЕ оПо Тарифы на страхование опасных объектов снижаются в два-три раза Скидка по страховому тарифу

9 10

КОТЕЛЬНИКОВ Владимир Семенович оао «нтц «промышленная безопасность», генеральный директор, д.т.н.

ПодготоВка ПЕрСоНала

КУКУШКИН Игорь Григорьевич российский союз химиков, исполнительный директор, к.э.н.

Дистанционное образование

Кадры для собственного предприятия

ШМАЛЬ Геннадий Иосифович союз нефтегазопромышленников россии, президент, к.э.н. Издатель ООО «ТехНадзор» 620012 Екатеринбург, ул. Машиностроителей, 19, оф. 229 Редакция журнала «ТехНАДЗОР» 121099 Москва, Смоленская площадь, 3 Тел. 8 (800)-700-35-84 E-mail: moscow@tnadzor.ru 620017 Екатеринбург, а/я 797 Тел./факсы (343) 253-89-89 E-mail: tnadzor@tnadzor.ru www.tnadzor.ru Шеф-редактор Группы изданий «ТехНАДЗОР» екатерина черемныХ

ПроМышлЕННая бЕЗоПаСНоСтЬ Как не создать себе проблем

Идентификация проектной документации ОПО

Надежная эффективность

О новых подходах к категорированию ОПО

Штрафы в сфере ПБ

Предлицензионная проверка

НЕраЗрУшающИй коНтролЬ – 120 лЕт НаУЧНого ПодХода Взаимодополняющие системы

оПора Нгк Новые вызовы для российского ТЭК

Главный редактор ольга витальевна Иванова

Честность, качество и стремление к совершенству

Выпускающий редактор татьяна рубцова

Нефтяная опора России на Каспии

Обозреватели ольга паластрова, Юлия рамИльцева, валентина смИрнова

Надежность, качество, высокий результат

Когда осложняющие факторы не помеха

Эффективная экономия

2015-й – год реализации газовой программы

Специфика удаленных объектов

Ректификационная колонна

Дизайн и верстка владимир мИХалИцын Корректура лилия коробко Руководители проектов анастасия бушмелева, екатерина дементьева, Ирина морозова, анастасия мосеева, елена чаплыгИна Коммерческая служба (e-mail: tnadzor@tnadzor.ru) ольга абдуллИна, ксения авдашкИна, лев боХолдИн, Юлия ИштИмИрова, татьяна каднИкова, ольга казеннова, галина корзнИкова, Инна кушнИр, елена малышева, татьяна маслова, лия муХаметшИна, элла павлова, софья панИна, елена пермЯкова, татьяна рЖаннИкова, ольга рЯпосова, эльвира ХайбулИна Региональные представители вера еремИна, владимир шунЯков Отдел подписки +7 (343) 253-16-08, 253-89-89 евгения бойко, елена кононова, наталья королева, татьяна купреенкова, галина мезЮХа, ольга ЮровскИХ Использованы фотографии авторов. свидетельство о регистрации пИ №фс77-33256 от 29 сентября 2008 г. выдано федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций. учредитель ооо «технадзор» Журнал «технадзор» №9 (106). подписано в печать 10 сентября 2015 года выход из печати 15 сентября 2015 года отпечатано в ооо «астер-ек+» г. екатеринбург, ул. черкасская, 10ф тел. +7 (343) 310-19-00 заказ № 25850 от 10 сентября 2015 года тираж 8 000 экз. редакция не несет ответственности за содержание рекламных материалов Р мнение авторов может не совпадать с мнением редакции. подписной индекс почта россии – 80198 пресса россии – 42028 урал-пресс – 99878 свободная цена 18+

рацИоНалЬНоЕ ИСПолЬЗоВаНИЕ ПНг/ оПыт лИдЕроВ Кластерная инициатива

Мтт/ ФНП Спорные вопросы соответствия

МЕталлУргИя /тЕХНологИИ Достойная оправка для новой трубы

лИдЕры СВароЧНого ПроИЗВодСтВа Признанный лидер мостостроения

ЭкСПЕртНоЕ СообщЕСтВо В рамках рубрики «Экспертное сообщество: научные подходы» журнал «ТехНАДЗОР» публикует статьи в области промышленной безопасности сотрудников экспертных организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности

оХраНа трУда И СИЗ Изменения в СОУТ

158

ЗдраВНИцы роССИИ–2015 В созвучии с природой

160

ЭкологИя ПроИЗВодСтВа Письмо Минприроды РФ от 29 июля 2015 года № 12-47/17563

161

Экологическое здоровье в норме

162

лИдЕры ПрИродооХраННой дЕятЕлЬНоСтИ Ответственный подход

165

панорама событий ■ новости ФСЭТАН

Усиление полномочий Лидер ЛДПР обсудил с главой Ростехнадзора качество контроля строительства

Стандарты

Утверждены ГОСТы по лифтам Утверждены четыре национальных стандарта в области ПТО

ереговоры в Госдуме прошли после того, как Владимир Жириновский раскритиковал качество контроля строительства в России, что, по его мнению, могло привести к обрушению казармы в Омске и гибели более 20 курсантов училища ВДВ. Глава Ростехнадзора Алексей Алёшин рассказал, что зачастую аварии на бытовых строительных объектах происходят из-за того, что надзор за ними уполномочены вести лишь местные контрольные органы, а федеральное ведомство занима-

ется наблюдением за опасными производственными объектами, как, например, атомная станция. Подводя итоги встречи, Владимир Жириновский отметил: «…Сейчас Ростехнадзору для улучшения качества работы необходимо усиление полномочий в части контроля деятельности региональных надзорных ведомств, усиление полномочий в общении с властями субъектов РФ, нужен источник молодых специалистов для работы в отрасли, а также техническое оснащение».

Техрегламент

В режиме тестирования Ростехнадзор разработал программный продукт для определения категории оборудования, работающего под избыточным давлением

едеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору разработан программный продукт, позволяющий облегчить определение категории оборудования, работающего под избыточным давлением, в соответствии с техническим регламентом Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС 032/2013). В настоящее время проводится тестирование данного продук-

та. Для обеспечения возможности участия в тестировании программный продукт размещен в подразделе «Надзор за оборудованием, работающим под избыточным давлением, грузоподъемными механизмами и подъемными сооружениями» раздела «Промышленная безопасность». Отзывы и предложения по результатам использования продукта можно направлять на адрес электронной почты kotloreglament@ gosnadzor.ru.

ехнический комитет по стандартизации ТК209 «Лифты, эскалаторы, пассажирские конвейеры и подъемные платформы для инвалидов» уведомляет руководителей лифтовых организацийчленов ТК209 и полномочных представителей организаций в ТК209 в том, что руководителем Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии А.В. Абрамовым подписаны приказы об утверждении четырех национальных стандартов: 1. ГОСТ Р 56420.1-2015 (ИСО 25745-1:2012) «Лифты, эскалаторы и пассажирские конвейеры. Энергетические характеристики. Часть 1. Измерение и контрольные проверки». Дата введения в действие – 1 января 2016 года взамен ГОСТ Р 547642011 в части методов измерений и контрольных проверок. (Приказ от 5 июня 2015 года № 560 – ст). 2. ГОСТ Р 56420.2-2015 (ИСО 25745-2:2015) «Лифты, эскалаторы и пассажирские конвейеры. Энергетические характеристики. Часть 2. Расчет энергопотребления и классификация энергетической эффективности лифтов». Дата введения в действие – 1 января 2016 года взамен ГОСТ Р 54764-2011 в части расчета энергопотребления и классификации энергетической эффективности лифтов. (Приказ от 5 июня 2015 года № 561 – ст). 3. ГОСТ Р 56420.3-2015 (ИСО 25745-3:2015) «Лифты, эскалаторы и пассажирские конвейеры. Энергетические характеристики. Часть 3. Расчет энергопотребления и классификация энергетической эффективности для эскалаторов и пассажирских конвейеров». Дата введения в действие – 1 января 2016 года взамен ГОСТ Р 54764-2011 в части расчета энергопотребления и классификации энергетической эффективности эскалаторов и пассажирских конвейеров. (Приказ от 5 июня 2015 года № 562 – ст). 4. ГОСТ Р 56421-2015 «Платформы подъемные для инвалидов и других маломобильных групп населения. Общие требования безопасности при эксплуатации». Дата введения в действие – 1 января 2016 года. Введен впервые. (Приказ от 5 июня 2015 года № 563 – ст).

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

СОУТ

Ответственность на миллион За нарушение порядка проведения специальной оценки условий труда работодатели заплатят более 150 млн. рублей

о словам главы Минтруда Максима Топилина, в течение I полугодия 2015 года Рострудом оформлено более 6,5 тыс. постановлений на юридических и должностных лиц за нарушение порядка проведения специальной оценки условий труда на рабочих местах. Так, работодатели за нарушение установленного порядка проведения спец оценки были привлечены к административной ответственности в виде штрафов на сумму свыше 150,8 млн. руб., а организации, ее проводящие, – на сумму более 3 млн. руб. Наибольшее коли-

чество нарушений было зафиксировано в Ростовской и Свердловской областях, а также в Красноярском и Краснодарском краях. Такие большие суммы обу словлены тем, что в текущем году Рос труд начал применять новую систему штрафов, установленную Кодексом РФ об административных правонарушениях, согласно которой размер штрафа за данное нарушение исчисляется исходя из количества рабочих мест. И потому для крупного предприятия сумма штрафов может достигнуть нескольких миллионов рублей.

Росприроднадзор

Штрафы вырастут в 100 раз Штраф за сокрытие информации о разливах нефти может вырасти в 100 раз

Страхование ОПО

С 1 сентября 2015 года применяются страховые тарифы Банка России по обязательному страхованию гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда при аварии

1 сентября 2015 года утрачивает силу Постановление Правительства РФ от 1 октября 2011 года № 808 «Об утверждении страховых тарифов по обязательному страхованию гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте, их структуры и порядка применения страховщиками при расчете страховой премии» и одно-

временно вступает в силу указание Банка России от 23 июля 2015 года № 3739-У «О страховых тарифах, структуре страховых тарифов и порядке их применения страховщиками при расчете страховой премии по обязательному страхованию гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте».

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

б этом рассказал прессе министр природных ресурсов и экологии РФ Сергей Донской. По его словам, низкие суммы штрафов, установленные в настоящее время, не побуждают нарушителя представлять информацию. В беседе с журналистами Донской отметил, что сейчас юридические лица за непредоставление или несвоевременное предоставление информации о нефтеразливах должны заплатить штраф в размере от 3 до 5 тысяч рублей. По его словам, столь низкие суммы штрафов не побуждают нарушителя представлять информацию, поэтому Минприроды России подготовило изменения в Административный кодекс по их повышению. В случае принятия изменений размеры штрафов вырастут в сто раз. Соответственно минимальный размер штрафа для юридических лиц составит 50 тысяч рублей, максимальный – 500 тысяч рублей. Сергей Донской также напомнил, что основной причиной разливов нефти являются аварии на нефтепроводах из-за изношенности инфраструктуры компаний. «Необходимо мотивировать бизнес к обновлению объектов по транспортировке углеводородов и трубопроводов», – заключил министр. По оценкам Минприроды России, в настоящее время для обновления трубопроводного парка по всей стране требуются инвестиции в размере более 1 триллиона рублей.

Источник: www.gosnadzor.ru, www.ria.ru, www.lift.ru, www. aktualno

Новые тарифы

панорама событий ■ обзор законоДательства

ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ Приказом Ростехнадзора от 19 августа 2015 года № 323 признан утратившим силу приказ Ростехнадзора от 29 декабря 2006 года № 1154 «Об утверждении Перечня основных профессий рабочих промышленных производств (объектов), программы обучения которых должны согласовываться с органами Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору» (в связи со вступлением в силу новой редакции Положения об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору). Постановлением Правительства Российской Федерации от 6 августа 2015 года № 814 утверждены Правила подготовки, рассмотрения и согласования планов и схем развития горных работ по видам полезных ископаемых. Приказом Ростехнадзора от 17 августа 2015 года № 317 утверждено Руководство по безопасности «Методика анализа риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазодобычи». Постановлением Правительства Российской Федерации от 29 июля 2015 года № 770 утверждены Правила подготовки и оформления документов, удостоверяющих уточненные границы горного отвода. Документы оформляют Ростехнадзор или уполномоченные органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации. Приказом Ростехнадзора от 30 июня 2015 года № 255 утвержден Порядок формирования и ведения реестра экспертов в области промышленной безопасности. Приказом Ростехнадзора от 25 июня 2015 года № 240 внесены изменения в области аттестации (проверки знаний) руководителей и специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору (раздел Б.1 «Требования промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности»). Приказом Ростехнадзора от 20 мая 2015 года № 196 внесены изменения в Инструкцию по дегазации угольных шахт.

Приказ зарегистрирован Минюстом России 18 июня 2015 года, рег. № 37710. Приказом Ростехнадзора от 13 мая 2015 года № 189 утверждено Руководство по безопасности «Методы обоснования взрывоустойчивости зданий и сооружений при взрывах топливно-воздушных смесей на опасных производственных объектах». Приказом Ростехнадзора от 13 мая 2015 года № 188 утверждено Руководство по безопасности «Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах» и признано не подлежащим применению постановление Госгортехнадзора России от 10 июля 2001 года № 30, которым были утверждены Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов (РД 03-418-01). Приказом Ростехнадзора от 12 мая 2015 года № 186 утвержден Административный регламент по предоставлению Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору государственной услуги по приему и учету уведомлений о начале осуществления юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями отдельных видов деятельности по эксплуатации взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов ІV класса опасности.

АТТЕСТАЦИЯ Приказом Ростехнадзора от 14 июля 2015 года № 272 внесены изменения в области аттестации (проверки знаний) руководителей и специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору (раздел Б.2 «Требования промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности»). Распоряжением Ростехнадзора от 14 июля 2015 года № 93-рп утверждена новая редакция экзаменационных билетов (тестов) по разделу Б.2 «Требования промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (области аттестации Б.2.1-Б.2.4, Б.2.6-Б.2.8, Б.2.13, Б.2.18) и признана утратившей силу их старая редакция.

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Приказом Ростехнадзора от 30 июня 2015 года № 253 утвержден перечень областей аттестации экспертов в области промышленной безопасности. Приказом Ростехнадзора от 30 июня 2015 года № 256 утвержден Порядок проведения квалификационного экзамена для аттестации экспертов в области промышленной безопасности. Приказом Ростехнадзора от 30 июня 2015 года № 254 утверждено Положение об аттестационной комиссии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору для аттестации экспертов в области промышленной безопасности. Приказом Ростехнадзора от 30 июня 2015 года № 251 внесены изменения в Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору. Приказом Ростехнадзора от 25 июня 2015 года № 240 внесены изменения в области аттестации (проверки знаний) руководителей и специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору (раздел Б.1 «Требования промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности»). Распоряжением Ростехнадзора от 9 июня 2015 года № 73-рп утвержден Временный порядок предоставления Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору государственной услуги по аттестации экспертов в области промышленной безопасности, который действует до вступления в силу соответствующего административного регламента. Распоряжением Ростехнадзора от 19 мая 2015 года № 58-рп утверждены экзаменационные билеты (тесты) по разделу Б.3 «Требования промышленной безопасности в металлургической промышленности» и признано утратившим силу распоряжение Ростехнадзора от 22 мая 2013 года № 160-рп «Об утверждении экзаменационных билетов (тестов) по блоку Б.3 «Требования промышленной безопасности в металлургической промышленности», применяемых аттестационными

комиссиями Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору при проведении аттестации руководителей и специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору». Распоряжением Ростехнадзора от 19 мая 2015 года № 62рп утверждены экзаменационные билеты (тесты) по областям аттестации Б.7.8 «Технический надзор, строительство, реконструкция, капитальный ремонт объектов газораспределения и газопотребления» и Б.7.9 «Эксплуатация автогазозаправочных станций газомоторного топлива» и признаны утратившими силу экзаменационные билеты (тесты) по областям аттестации Б.7.3 «Эксплуатация автомобильных заправочных станций сжиженного углеводородного газа» и Б.7.8 «Технический надзор, строительство, реконструкция, капитальный ремонт объектов газораспределения и газопотребления», утвержденные распоряжением Ростехнадзора от 22 августа 2014 года № 135-рп.

СТРАХОВАНИЕ Постановлением Правительства Российской Федерации от 20 августа 2015 года № 874 признано утратившим силу постановление Правительства Российской Федерации от 1 октября 2011 года № 808 «Об утверждении страховых тарифов по обязательному страхованию гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте, их структуры и порядка применения страховщиками при расчете страховой премии». Постановление официально опубликовано на Официальном интернет-портале правовой информации (www.pravo.gov.ru) 24 августа 2015 года, № опубликования: 0001201508240003. Указание Банка России от 23 июля 2015 года № 3739-У «О страховых тарифах, структуре страховых тарифов и порядке их применения страховщиками при расчете страховой премии по обязательному страхованию гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте» зарегистрировано Минюстом России 10 августа 2015 года, рег. № 38441, опубликовано в Вестнике Банка России от 19 августа 2015 года № 68 и вступает в силу 1 сентября 2015 года.

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

панорама событий ■ Форум-Диалог

Промышленная безопасность –

ОТВЕТСТВЕННОСТЬ

государства, бизнеса и общества форум-диалог

форум-диалог

1–2 октября 2015 года в Москве в международном мультимедийном пресс-центре МИА «Россия сегодня» состоится первый Форум-диалог «Промышленная безопасность – ответственность государства, бизнеса и общества». Организаторами Форума-диалога выступают Общественный совет при Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, Общественный совет при Министерстве промышленности и торговли Российской Федерации, Неправительственный экологический фонд имени В.И. Вернадского, Российская экологическая академия и Научно-исследовательский институт проблем экологии при поддержке Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору. Форум-диалог ставит своей целью создание постоянно действующей площадки для диалога государства, бизнеса и общества в вопросах повышения эффективности системы промышленной безопасности в нефтегазовой, химической, нефтехимической, горной, угольной отраслях, машиностроительного, обороннопромышленного и строительного комплексов, безопасности при использова-

нии атомной энергии и повышения открытости и прозрачности принятия и реализации решений в этой сфере. Форум призван улучшить межведомственное взаимодействие в данных вопросах, а также повысить информированность и ответственность предприятий и организаций, производственная деятельность которых подлежит регулированию и контролю со стороны государства. К участию в мероприятии приглашены представители органов государственной власти: Правительства Российской Федерации, Министерства промышленности и торговли РФ, Министерства энер-

форум-диалог

гетики РФ, Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий, Министерства природных ресурсов и экологии РФ и их подведомственных организаций и территориальных органов, Совета Федерации и Государственной Думы Федерального собрания Российской Федерации; территориальные органы Ростехнадзора; представители крупных промышленных компаний и корпораций: Госкорпорации Рос тех, Госкорпорации «Росатом», ПАО «Газпром», ОАО «Татнефть», ОАО «Лукойл», ОАО «НОВАТЭК», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «СУЭК» и других предприятий, представители общественных институтов: Общественной палаты РФ, Общественных советов при Ростехнадзо-

Участие в форуме-диалоге представителей трех сторон – органов власти, бизнеса и общественных организаций – позволит выработать работоспособный механизм взаимодействия на основе реализации принципов взаимной ответственности и учета взаимных интересов. Особое внимание будет уделено вопросу сопряжения формирующейся промышленной политики и промышленной безопасности.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ре, Минприроды, Госкорпорации «Рос атом», референтных профессиональных сообществ, СМИ. Форум соберет более 300 участников. В рамках Форума-диалога состоится пленарное заседание «Промышленная безопасность – ответственность государства, бизнеса и общества», а также тематические круглые столы, посвященные актуальным задачам в сферах промышленной и экологической безопасности: ■ Круглый стол № 1: «Пути совершенствования государственного энергетического надзора» ■ Круглый стол № 2: «Актуальные вопросы регулирования безопасности на объектах использования атомной энергии» ■ Круглый стол № 3: «Актуальные задачи в области безопасной нефтегазовой, химической и нефтехимической промышленности» ■ Круглый стол № 4: «Актуальные задачи обеспечения государственного строительного надзора» ■ Круглый стол № 5: «Актуальные задачи в области безопасности горнорудной, угольной и металлургической промышленности». ■ Круглый стол № 6: «Актуальные задачи в области промышленной безопасности оборонно-промышленного и машиностроительного комплексов» Для улучшения взаимодействия между государством и бизнесом и повышения эффективности общественного контроля за выполнением государством своих функций регулирования и надзора, повышения социальной ответственности бизнеса в области промышленной и экологической безопасности к участию в форуме-диалоге приглашаются представители науки, профессиональных сообществ и СРО в качестве заинтересованных сторон. Председатель Форума-диалога – директор НИЦ «Курчатовский институт», научный руководитель Технологической платформы «Комплексная безопасность промышленности и энергетики», членкорреспондент РАН М.В. Ковальчук. Председатель Организационного комитета – руководитель Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору А.В. Алёшин. Заместители председателя Организационного комитета – председатель Общественного совета при Ростехнадзоре, членкорреспондент РАН В.А. Грачев; член Общественного совета при Ростехнадзоре, президент НП «Национальное Агентство Контроля Сварки» (НП «НАКС»), академик РАН Н.П. Алешин.

Регламент проведения Форума-диалога

1 октября 2015 года 09:00 – 10:00

Регистрация участников МИА «Россия сегодня» (Москва, Зубовский б-р, д. 4)

10:30 – 13:00

Пленарное заседание МИА «Россия сегодня» (Москва, Зубовский б-р, д. 4)

13:00 – 13:20

Пресс-подход

14:00 – 15:10

Пленарное заседание (продолжение)

15:30 – 18:00

Круглые столы № 2, № 3, № 5, № 6 МИА «Россия сегодня» (Москва, Зубовский б-р, д. 4)

16:15 – 18:00

Круглый стол № 1* Ростехнадзор, Конференц-зал 1 (Москва, ул. Таганская, д. 34, стр. 1) Круглый стол № 4* Ростехнадзор, Конференц-зал 2 (Москва, ул. А. Лукьянова, д. 4, стр. 1) 2 октября 2015 года

09:00 – 12:30

09:00 – 12:00

13:00 – 14:30

Круглые столы № 2, № 3, № 5, № 6 (продолжение) МИА «Россия сегодня» (Москва, Зубовский б-р, д. 4) Круглый стол № 1 (продолжение)* Ростехнадзор, Конференц-зал 2 (Москва, ул. Таганская, д. 34, стр. 1) Круглый стол № 4 (продолжение)* Ростехнадзор, Конференц-зал 2 (Москва, ул. А. Лукьянова, д. 4, стр. 1) Заключительное пленарное заседание Выступление модераторов круглых столов, подведение итогов, принятие резолюции МИА «Россия сегодня» (Москва, Зубовский б-р, д. 4)

*Участникам Форума-диалога 01.10.2015 предоставляется трансфер от места проведения пленарного заседания до места проведения круглых столов № 1 и № 4, а также 02.10.2015 от места проведения круглых столов № 1 и № 4 до места проведения заключительного пленарного заседания.

Аккредитация участников Форума

По вопросам участия в Форуме-диалоге «Промышленная безопасность – ответственность государства, бизнеса и общества» и выступлений с докладами обращайтесь в Оргкомитет. Контактные лица: Магидович Артем Сергеевич, тел. +7 (495) 953-73-49, адрес эл. почты: asm@vernadsky.ru; Нагорская Вера Владимировна, тел. +7 (495) 953-73-49, адрес эл. почты: nagorskaya.v@gmail.com. Участие в Форуме-диалоге не предполагает регистрационных сборов.

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

каленДарь ■ юбилей

Навстречу новым победам и горизонтам Ирина ПЯТАКОВА, начальник отдела по связям с общественностью АО «СЗФК»

Август 2015 года ознаменован для СЗФК не только основным профессиональным праздником – Днем шахтера, но и еще одним важным событием в жизни – первым десятилетним юбилеем.

целью создания новой сырьевой базы для восполнения дефицита фосфатного сырья в России и демонополизации рынка апатитового концентрата десять лет назад 12 августа в Москве была учреждена Северо-Западная Фосфорная Компания (СЗФК). В 2006 году СЗФК выиграла конкурс на право пользования недрами месторождений Олений Ручей и Партомчорр. Разработав проект и успешно пройдя государственную экспертизу, компания получила разрешение на строительство ГОКа «Олений Ручей». Также ей была выдана лицензия на отработку карьера песчаногравийной смеси Южный Китчеявр для обеспечения стройки инертными материалами, что позволило самостоятельно производить бетон на собственных бетоносмесительных установках. Организация строительства потребовала и других инженерно-технических решений – приобретение мощностей по разгрузке и хранению цемента, создание

Проект ГОКа «Олений Ручей» в августе 2011 года вошел в «Стратегию социальноэкономического развития СевероЗападного федерального округа до 2020 года», а в ноябре 2013 года удостоен высокого и пока единственного в Мурманской области статуса «Стратегического инвестиционного проекта».

производства железобетонных изделий, закупка дробильно-сортировочного комплекса для производства щебня. С 2009 по 2012 год на ГОКе было построено свыше ста объектов. В их числе административно-бытовые здания, автомобильная дорога, автозаправочная станция, монтажно-складская площадка, отделение технологического обслуживания и ремонта, карьер, корпуса обогатительной фабрики (ОФ), котельная, водоотводной канал, хвостохранилище и другие. В середине 2012 года на ОФ начаты пусконаладочные работы. К концу года построен перегрузочный комплекс на станции Титан Октябрьской железной дороги – оттуда апатитовый концентрат (АК) отгружают на предприятия Группы «Акрон». Для его доставки с фабрики на станцию по заказу СЗФК спроектированы и изготовлены апатитовозы. С июня 2013 года СЗФК полностью удовлетворяет потребности ОАО «Акрон» и ОАО «Дорогобуж» в фосфатном сырье для производства сложных удобрений. 21 мая 2014 года на ГОКе «Олений Ручей» произведен первый миллион тонн АК. В 2015 году комбинат вышел на проектную мощность – свыше 100 тысяч тонн АК в месяц и более одного миллиона тонн в год. В июле ГОК произвел рекордные для себя 107 тысяч тонн АК. ГОК «Олений Ручей» оснащен по последнему слову техники. В каждом цехе установлено высокотехнологичное оборудование, позволяющее получать продукцию высокого качества. В карьере и

подземном руднике работает современная техника, хорошо зарекомендовавшая себя в условиях работы на Крайнем Севере. После завершения строительства подземного рудника и увеличения мощностей ОФ производство вырастет до двух миллионов тонн в год. В планах компании не только производство апатитового и нефелинового концентратов, но и их глубокая переработка, в том числе с получением редкоземельных металлов. С этой целью будут проводиться исследования по получению темноцветных концентратов: сфенового, эгиринового и титаномагнетитового. 10 лет для СЗФК обернулись гигантским трудом, огромными вложениями финансов и человеческих сил, беспрецедентными решениями и событиями. Но все это было оправдано конечным результатом. Успешная реализация проекта «Олений Ручей», осуществляемая за счет собственных средств предприятия, позволила достигнуть одной из приоритетных целей Группы «Акрон» – уменьшения зависимости от монопольных поставщиков сырья. 10 лет для СЗФК – не возраст, но значимая веха, своеобразный рубеж, преодолев который компания уверенно выходит в большую жизнь. Навстречу ноР вым победам и новым горизонтам!

АО «СЗФК» 184227 Мурманская обл., г. Кировск, н.п. Коашва, 26 Тел. +7 (81555) 2-71-89 Факс + 7 (81555) 2-72-88 E-mail: info@szfk.biz www.szfk.ru

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Страхование ■ ОПО

Минюст РФ в августе зарегистрировал указание Центробанка о снижении тарифов в обязательном страховании ответственности владельцев опасных объектов (ОСОПО).

уществующий уровень убыточности в ОСОПО позволил Банку России издать указание с новыми тарифами в этом виде бизнеса, несмотря на возражения страховщиков о преждевременности такого пересмотра. Компромиссом можно считать тот факт, что применяться новые сниженные тарифы в ОСОПО начнут с осени следующего года, заявили агентству в Национальном союзе страховщиков ответственности (НССО). При этом регулятор пошел еще на один компромисс: по трем группам опасных объектов тарифы повышены. Так, согласно указанию, тариф увеличен в 1,1– 1,4 раза для опасных объектов пищевой и масложировой промышленности, в 1,6 раза – для шахт, в 2,4 раза – для гидротехнических сооружений. Для сравнения: в 1,8 раза в указаниях ЦБ РФ уменьшены тарифы на страхование ОПО химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, спецхимии и систем водоподготовки, в 1,2 раза снижены тарифы для объектов магистрального трубопроводного транспорта. По оценке президента НССО Андрея Юрьева, годовые сборы страховых премий в ОСОПО после корректировки тарифов уменьшатся до 3 млрд. рублей. Главный эксперт «Интерфакс-ЦЭА» Анжела Долгополова отметила, что «снижение тарифов в ОСОПО для страхового сообщества не стало неожиданностью, на встречах в начале года представители регулятора заявляли о соответству-

ющих планах Банка России». Аналитик ЦЭА добавила, что принятие законопроекта Минфина РФ с поправками в закон об ОСОПО до конца этого года (документ внесен правительством на рассмотрение в Госдуму РФ) потребует от Центробанка еще одной корректировки тарифов в ОСОПО, поскольку документ расширяет объем обязательств страховщиков ОСОПО по выплатам. Как показал опрос страховщиков ОСОПО, снижение тарифов в этом виде страхования заставит многих игроков рынка пересмотреть свое отношение к участию в этом виде страхования. Генеральный директор ОАО «Росгосстрах» Дмитрий Маркаров напомнил, что при заключении договоров ОСОПО в 2015 году максимальная скидка за безо пасность составляла 30% от полного тарифа, а со следующего года она составит 40%. Каким по совокупности окажется понижение цен для некоторых игроков в условиях новых тарифов, он не берется прогнозировать. «Конечно, договоры ОСОПО по-преж нему будут заключаться, но вместо рынка, который на первых порах считали угрожающе большим, с годовыми премиями в пределах 20 млрд. рублей, он превратился в смешной по объему», – констатировал Д. Маркаров. По его прогнозам, в 2015 году объем сборов в ОСОПО «удержится на уровне прошлого года и не достигнет 7 млрд. рублей». «Мы опасаемся, что на рынке ОСОПО может со временем возникнуть такой же кризис, какой случился на рынке ОСА-

По оценке президента НССО Андрея Юрьева, годовые сборы страховых премий в ОСОПО после корректировки тарифов уменьшатся до 3 млрд. рублей ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

ГО из-за несбалансированности тарифов», – отметил Д. Маркаров. Первый зампред правления СОГАЗа Николай Галушин считает назревшим решение о переходе в ОСОПО на свободные тарифы. Собственно, на ту же тему дискуссию с регулятором ведут страховщики ОСАГО, но Банк России пока не решается «отпустить» цены в социально значимых видах страхования. При свободных тарифах «рынок сам установит взвешенный и справедливый тариф для каждого конкретного опасного объекта», считает Н. Галушин. «Последнее решение о снижении тарифов в ОСОПО, на мой взгляд, во многом объясняется искусственно заниженной статистикой аварийности на опасных объектах», – высказал он предположение. Н. Галушин обратил внимание на тот факт, что «уровень выплат в ОСОПО в настоящее время меньше, чем он был в рамках предшествующего закона о промышленной безопасности (№116-ФЗ), на основании которого раньше страховались опасные объекты». «И это при том, что страховые суммы в рамках старого закона о промбезопасности в РФ были в сотни и тысячи раз меньше», – подчеркнул он. До отдельного закона об ОСОПО в РФ действовали положения закона о промбезопасности, предписывавшие страховать ответственность эксплуатантов опасных объектов на максимальную сумму 7,5 млн. рублей. Теперь максимальная сумма выплат по аварии на опасном объекте определена законодателем в 6,5 млрд. рублей, максимальная выплата по каждому пострадавшему достигает 2 млн. рублей. «Вряд ли за последние годы реальная ситуация с аварийностью на опасных объектах заметно улучшилась», – сказал Н. Галушин. «Получается, что сейчас в страховые компании заявляют в основном убытки по серьезным, резонансным авариям, скрыть которые нетн возможно», – предположил он.

Источник: www.wiki-ins.ru

Тарифы на страхование опасных объектов снижаются в два-три раза

страхование ■ комментарий

Cкидка к страховому тарифу Юлия ЗАМАРАЕВА, начальник отдела страхования профессиональных рисков ГУ-СРО ФСС РФ

В статье рассматриваются вопросы установления скидки и надбавки к страховому тарифу по обязательному социальному страхованию от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

траховые взносы в Фонд обязательного социального страхования уплачиваются страхователями, исходя из страхового тарифа. Страховой тариф – это ставка страхового взноса, применяемая к сумме выплат и вознаграждений в пользу физических лиц по трудовым и гражданскоправовым договорам (ст. 3 Федерального закона от 24 июля 1998 года № 125-ФЗ). Размер тарифа зависит от класса профессионального риска, к которому относится основной вид деятельности страхователя. Класс профессионального риска, к которому относится основной вид деятельности, определяется по Классификации видов экономической деятельности, утвержденной приказом Минтруда России от 25 декабря 2012 года № 625н. Виды экономической деятельности (с указанием кодов ОКВЭД) сгруппированы в 32 класса, которые отражают уровень производственного травматизма, профессиональной заболеваемости и соответственно расходов на обеспечение по страхованию. Чем выше этот уровень, тем больше страховой тариф (от 0,2% до 8,5%). Страховые тарифы в зависимости от классов профессионального риска устанавливаются специальным федеральным законом на каждый финансовый

год и плановый период, однако страховщик имеет право установить скидку или надбавку к страховому тарифу. Размер скидки или надбавки рассчитывается по итогам работы страхователя за три года и устанавливается с учетом состояния охраны труда (включая результаты специальной оценки условий труда, проведенных обязательных предварительных и периодических медицинских осмотров) и расходов на обеспечение по страхованию. Размер установленной скидки или надбавки не может превышать 40 процентов страхового тарифа, установленного страхователю. Необходимо отметить, что предоставление скидки носит заявительный характер, то есть инициатива на получение скидки исходит от страхователя в отличие от установления надбавки, которая устанавливается страховщиком самостоятельно. Количество страхователей, которые обращаются за скидками к страховому тарифу, также растет. В 2014 году для установления скидки обратилось 138 страхователей, из них 78 получили скидку к страховому тарифу на 2015 год. Чтобы получить скидку к страховому тарифу, организации необходимо обратиться в филиал регионального отделения, в котором она состоит на

данные об установлении надбавок к страховому тарифу в Свердловском ро

Период

Сумма надбавок (млн. руб.)

количество страхователей, которым установлена надбавка

2012

275,30

598

2013

67,90

555

2014

54,77

562

2015

540

учете в качестве страхователя, в срок до 1 ноября текущего года. Форма заявления утверждена приказом Минтруда России от 6 сентября 2012 года № 177н. Скидка устанавливается на следующий финансовый год на основании расчета, который производится по результатам деятельности предприятия за 3 предшествующих года, в соответствии с Методикой расчета скидок и надбавок к страховым тарифам на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний от 1 августа 2012 года № 39н. В расчете скидки участвуют три основных показателя: 1) отношение суммы обеспечения по страхованию в связи со всеми произошедшими у страхователя страховыми случаями к начисленной сумме страховых взносов; 2) количество страховых случаев у страхователя на 1 тыс. работающих; 3) количество дней временной нетрудоспособности у страхователя на 1 несчастный случай, признанный страховым, исключая случаи со смертельным исходом. Причиной отказа в установлении скидки к страховому тарифу может быть: а) осуществление страхователем финансово-хозяйственной деятельности в течение менее 3 лет; б) несвоевременная уплата страхователем текущих страховых взносов; в) наличие задолженности по страховым взносам, пеням, штрафам на момент подачи заявления; г) превышение основных показателей страхователя, в сравнении с аналогичными показателями по виду экономической деятельности, к которому отнесен основной вид деятельности страхователя. Значения основных показателей по видам экономической деятельности рассчитываются и утверждаются страховщиком по согласованию с Министерством труда и социальной защиты Российской Федерации ежегодно не позднее 1 июня; д) наличие страховых случаев со смертельным исходом в предшествующем году, происшедших не по вине третьих тн лиц.

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

* В соответствии с условиями договора страхования. СПАО «Ингосстрах». Лицензия ФССН С № 0928 77 от 20.07.2010 без ограничения срока действия.

Обязательное страхование опасных объектов

Отдел страхования опасных объектов 127994, Россия, г. Москва, ул. Лесная, 41 Тел.: 8 (495) 234 36 23 E-mail: osoo@ingos.ru www.ingos.ru

Ингосстрах платит. Всегда.*

поДготовка персонала ■ сварка и нк

Дистанционное образование Устойчивый современный тренд Нина РЕВИНА, директор ООО «УЦА»

Основоположником дистанционного образования принято считать англичанина Исаака Питмана, который в 1840 году начал обучать студентов стенографии с помощью почтовых отправлений. Тем не менее еще десятилетие назад данная педагогическая технология была нововведением, к которому относились с подозрением. Ныне эта система успешно развивается в России и поражает числом учащихся, количеством образовательных учреждений, сложностью инфраструктуры.

ольшинство университетов, школ, образовательных центров теперь имеют возможность обеспечить удаленное обучение студентов, которые по тем или иным причинам не могут присутствовать на лекциях. Таким образом, мы можем говорить о дистанционном образовании как об устойчивом современном тренде, развитию которого способствуют, прежде всего, доступность и качество ПК, Интернета, электронной почты, Skype и других информационнокоммуникационных технологий. В настоящее время данный вид обучения регулируют статья 16 Федерального закона № 273-ФЗ «Об образовании в Российской Федерации» в редакции от 29 июня 2015 года; приказ Минобрнауки России от 9 января 2014 года № 2 «Об утверждении Порядка применения организациями, осуществляющими образовательную деятельность, электронного обучения…». По данным Министерства образования и науки РФ, анализ рынка электронного обучения в мире показывает, что в академическом секторе каждый 4-й студент проходит как минимум один курс с использованием технологий электронного обучения, и в 2014 году это значение составило 18 650 000 слушателей. Однако к

Владимир КНЯГИНИН, директор Центра стратегических разработок: – Будущее многовариантно, и многое зависит от того, куда пойдет большинство. Всегда есть «повстанцы» и «революционеры», которые делают технологические революции, но человечество, как правило, реагирует на мейнстрим – основное течение в технологическом развитии. А представление о мейнстриме дают те, кто реально «играет» на технологическом рынке.

2019 году половину всех занятий планируется проводить в режиме онлайн. Безусловно, дистанционное образование имеет свои минусы, прежде всего, отсутствие личного общения между преподавателем и обучаемым, в результате чего происходит менее эффективная, безличностная передача знаний. В этом случае необходимо наличие у учащегося сильной личной мотивации, умения учиться самостоятельно без постоянной поддержки и понукания преподавателем. Тем не менее достоинства дистанционных технологий неоспоримы: повышение квалификации без отрыва от производства, индивидуальный темп обучения, свободный график обучения, отсутствие личных ограничений, сокращение расходов для работодателей и другие. Полностью осознавая необходимость очного обучения для получения практических навыков работы, УРАЛЬСКИЙ ЦЕНТР АТТЕСТАЦИИ (УЦА), идя навстречу пожеланиям обучающихся и работодателей, вводит новые дистанционные технологии обучения в части освоения теоретических знаний. При этом у заказчика остается выбор – пройти образовательный курс полностью в очной форме или часть теории освоить дистанционно, тем самым сократив командировочные расходы и время личного присутствия в УЦА. На сегодняшний день в УЦА разрабатываются учебно-методические комплекты для дистанционного обучения, включающие в себя печатные и электронные материалы. Внедряются в учебный процесс элементы автоматизированной системы дистанционного обучения. Находится на стадии опытной эксплуатации модульная объектно-ориентированная динамическая учебная среда – MOODLE. В новом учебном году планируется ввести дистанционное повышение квалификации по магнитному, радиационному,

Виды деятельности Уца: ■ профессиональное обучение и повышение квалификации в области НК и сварки; ■ аттестация специалистов НК в системах Ростехнадзора, Росстандарта, Госатомнадзора, железнодорожного транспорта; ■ подготовка специалистов по лабораторным методам испытаний; ■ аттестация технологий сварки, сварочных материалов и оборудования в системе НАКС; ■ аттестация сварщиков и специалистов сварочного производства в системе НАКС; ■ аттестация лабораторий НК; ■ менеджмент систем качества и аттестация на право применения процессов сварки по международным и европейским стандартам DIN ISO 9001 (совместно с DVS e.V.) с последующей выдачей сертификатов DVS и НАКС; ■ услуги лаборатории НК. визуальному и измерительному и другим методам контроля. УЦА сопровождает специалистов НК и сварочного производства на всех этапах профессиональной деятельности – обучения, аттестации, повышения квалификации. Приглашаем руководителей предприятий и частных лиц к сотрудниР честву! ООО «УЦА» 620041 Екатеринбург, ул. Основинская, 7 Тел. + 7 (343) 211-09-60 E-mail: uca@uca-ndt.ru, www.uca-ndt.ru

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

подготовка персонала ■ опыт

Кадры для собственного предприятия

В начале сентября корпоративный День знаний отметили уральские металлурги. Новый праздник промышленников прошел в Техническом университете УГМК, которому сегодня исполнилось два года. В компании эта дата связана также с открытием Научно-исследовательского центра при университете, который был создан в прошлом году совместными усилиями УГМК и УрФУ. На корпоративном Дне знаний компания представила все основные аспекты работы по подготовке кадров для собственных предприятий – от специальных программ обучения высококвалифицированных рабочих до формирования кадрового резерва УГМК.

бразовательная система корпорации на сегодняшний день широко развита и носит комплексный характер, тем не менее металлурги продолжают ее совершенствовать. На мероприятии были презентованы уникальные программы прикладной производственной магистратуры УГМК – «Металлургия» и «Энергетика». Первыми магистрантами стали руководители разных уровней и ведущие сотрудники предприятий холдинга, имеющие квалификацию специалистов и бакалавров.

Для решения производственных задач в течение двух с половиной лет магистранты будут проводить научные исследования, консультироваться с инновационными специалистами, изучать отечественный и мировой опыт. В перспективе корпоративный университет намерен обучать по магистерским программам специалистов и сторонних организаций. На корпоративном Дне знаний компания поощрила лучших студентов«целевиков» инженерных направлений подготовки УрФУ и молодых ученых,

выполняющих научные исследования по проблемам металлургии. Так, сертификаты на дополнительную стипендию имени Александра Козицына, которая была учреждена в этом году, лично вручил генеральный директор УГМК Андрей Козицын. Ежемесячно пять студентов будут получать по 10 тыс. рублей за высокие достижения в учебной и научноисследовательской деятельности. Кроме того, дополнительные стипендии в размере 5 тыс. рублей планируется выплачивать пяти первокурсникам, зачисленным с высокими баллами ЕГЭ. Всего же в рамках целевой подготовки в этом году в УрФУ и УГГУ поступило 45 человек. А по итогам 15-летнего сотрудничества с этими и рядом других вузов на заводах и комбинатах УГМК было трудоустроено почти 2000 выпускников. Обладателей вновь учрежденных грантов среди молодых ученых определили по итогам впервые организованного в этом году конкурса на лучшие разработки по технологическим процессам предприятий УГМК. В нем участвовали сотрудники Института материаловедения и металлургии УрФУ. По решению комиссии, в состав которой вошли представители компании и вуза, были вручены три гранта – два гранта по 50 тыс. рублей и один на 40 тыс. рублей. «УГМК является основным партнером УрФУ. Для того чтобы подготовить специалиста с необходимыми компании компетенциями, мы тесно сотрудничаем с промышленниками. Совместно с УГМК создали базовую кафедру «Металлургия», реализуем программу прикладного бакалавриата и программу магистратуры в сетевом формате. Наш опыт сотрудничества получил высокую оценку в федеральных органах власти», – подчеркнул ректор УрФУ Виктор Коктн шаров.

Андрей КОЗИЦЫН, генеральный директор УГМК:

«Наши магистранты уже работают на предприятиях компании и отлично понимают ключевые задачи производств. А здесь появляется возможность не только получить магистерскую степень, но и, самое главное, разработать, а затем реализовать реальный проект со значимым экономическим эффектом». ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Промышленная безопасность – 25 лет научного подхода

Как не создать себе проблем сточных вод от нефтепродуктов с помощью фильтрующих сорбентов – проблема вообще каждого промышленного предприятия. И все это замыкается на транспортировке (перевозке) опасных грузов, где введены новые правила ДОПОГ, где мы имеем свою линейку выпускаемой продукции по комплектации транспортных средств. – В каких крупных проектах участвовала ваша компаниия? – За столько лет работы их накопилось немало. Если брать объекты по очистке воды, то особое внимание можно уделить, наверное, федеральным трассам «М-5 Урал», «М-3 Украина», «М-1 Беларусь», или шоссе – Ленинградское, Киевское, 3-е транспортное кольцо, или заводы Volkswagen AG, PSA Peugeot Citroen и Mitsubishi Motors Corporation. Если брать объекты по предупреждению или ликвидациям разливов нефтепродуктов, то подразделения ОАО «НК «Роснефть», ПАО «Лукойл», ОАО «Газпромнефть», ОАО «РЖД», сети АЗС.

Группа компаний «ПРИОРИТЕТ» основана в 2002 году на базе производства сорбентов ООО ПП «Арталия» и в настоящий момент уверенно занимает лидирующие позиции на российском рынке производителей материалов и оборудования для экологической и промышленной безопасности предприятий. Комплексный подход к проблеме промышленной безопасности на опасных промышленных объектах (ОПО) позволяет закрыть весь спектр потребностей предприятий в экологических материалах и оборудовании, начиная от сорбентов для сбора разливов и заканчивая скиммерами-нефтесборщиками. Генеральный директор ГК «ПРИОРИТЕТ» Денис Валерьевич ПРИЙМАК. Образование – МВТУ им. Н.Э. Баумана, РЭА им. Г.В. Плеханова. Денис Валерьевич рассказал о специфике работы предприятия. – За счет каких аспектов компании удалось стать одним из лидеров отрасли? – Самое главное преимущество предприятия на рынке – это собственное производство, собственный научный штат, собственные разработки, научная поддержка. Также качество и удобство использования нашей продукции и возможность закрыть любую потребность ОПО в оборудовании и материалах для промышленной безопасности за счет широкого ассортимента. Плюс немаловажные факторы – индивидуальный подход к каждому клиенту, мы можем предложить решение возникших проблем путем привлечения к ее решению партнеров из смежных отраслей. Вы спросите «почему любую потребность?», а я поясню: специализация нашей компании – выпуск сорбентов и сорбирующих изделий для сбора нефтепродуктов, кислот, а в этом направлении никак не обойтись без применения бактериальных препаратов – нефтеокисляющих бактерий БАК-ВЕРАД для ремедиации (восстановления) земель после аварийных разливов. Кроме того, очистка промышленных

– Ну тогда, наверное, у вас много конкурентов в области сбора разливов или вы монополисты? – Конечно, сорбенты торговой марки С-ВЕРАД – далеко не единственные на российском рынке сорбенты, работающие в области ликвидации нефтезагрязнений. Мало того, навскидку я могу назвать парутройку компаний с похожим ассортиментом. Как у всякого хозяйствующего субъекта, конкурентов достаточно, но разве можно говорить о конкуренции и сравнивать высокотехнологичный продукт С-Верад с опилками, ветошью, бумажными отходами, торфом, мхом, которые люди называют сорбентами? Это скорее подручные средства, которые не прошли предварительную обработку, токсикологическую экспертизу, не имеют сертификата, а самое главное – горят и поддерживают горение. Причем для горючих продуктов (материалов органического происхождения) нужны особые условия хранения на складе – поинтересуйтесь об этом у своего инспектора Государственного пожарного надзора. В первую очередь сорбент, который используется для сбора горючих и взрывоопасных веществ, должен быть пожаробезопасным, негорючим. Эти свойства также отсутствуют у органических биоразлагаемых сорбентов на основе мха, торфа, бумаги, полимеров. Почему-то многие организации при продаже сорбента умалчивают об этом, а проблемы – у предприятия. Всем озвученным требованиям промышленной безопасности отвечает выпускаемый нашей компанией сорбент С-ВЕРАД для сбора разливов. На него имеется вся необходимая разрешительная документация – Сертификат пожарной безопасности и Паспорт безопасности. Основа сорбента – минеральная. Мы создали на поверхности минеральной матрицы углеродную пленку, увеличили количество микропор, гидрофобизировали поверхность. Структура нашего сорбента не разрушается во время применения, он не

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

www.sverad.ru

На правах рекламы

Производство материалов и оборудования для экологической и промышленной безопасности предприятий

Сорбент С-ВЕРАД для сбора

Скиммер нефтяных пленок STICOIL

Сорбент С-ВЕРАД БИО

Сорбирующие маты, подушки

Сорбент С-ВЕРАД для фильтров

Сорбирующие боны

Бактерии нефти БАК-ВЕРАД

Дренажные ловушки

Наборы ADR

Наборы ЛАРН

ООО «ПРИОРИТЕТ» 111250 Москва, ул. Красноказарменная, 17, тел./факс +7 (495) 744-64-73 300041 Тула, ул. Федора Смирнова, 28, тел./факс +7 (4872) 25-15-10 sale@sverad.ru

промышленная безопасность – 25 лет научного поДхоДа

образует сгустков, предназначен для сбора любых нефтепродуктов, щелочей, кислот и прочих токсичных жидкостей. Он универсален. Торфом, мхом, бумагой разлившуюся кислоту вы не соберете. – Насколько велики затраты на решение экологических проблем в сравнении с выплатой штрафов и платежей за превышение ПДК? – Штрафы существовали всегда, только их размеры были небольшими, вот и не уделяли экологической обстановке должного внимания. Сегодня штрафы значительно выросли. За угрозу причинения существенного вреда здоровью человека или окружающей среде юридическое лицо может подвергнуться штрафу от 100 тысяч рублей, штраф на должностное лицо может составить от 10 тысяч рублей. Мне могут возразить: раз в три года можно заплатить и пережить. Но не забывайте про внеплановые проверки, которые проводятся по заявлению от любого заинтересованного лица. Причем эти заявления могут инициироваться хоть каждый день, как говорится – по вновь открывшимся обстоятельствам. В итоге все равно придется наводить порядок плюс осуществлять компенсацию затрат службам МЧС за ликвидацию последствий нештатных ситуаций. – Как думаете, с чего начать, чтобы избежать штрафов за загрязнение окружающей среды проливами нефтепродуктов, превышение ПДК загрязняющих веществ в воде после очистного сооружения? – Достаточно составить список источников загрязнений, ранжировать его по объему негативного воздействия и финансовым затратам. Затем провести конкретные мероприятия – например , заменить сальники, уплотнения на оборудовании, отремонтировать гидравлику, подложить в местах протечек сорбирующие изделия, для сбора проливов нефтепродуктов использовать сорбент для сбора, прекратить в ремонтных цехах практику смыва проливов нефтепродуктов струей воды, исключить слив отработанного масла в дренажную систему, очистить дренажные колодцы от скопившихся отходов. Если есть сбросы воды в водоемы – проинспектировать их на предмет загрязнения нефтеотходами. Непосредственно на территории – убрать с помощью сорбентов лужи мазута или нефтепродуктов, провести, с помощью нефтеокисляющих бактерий, мы их тоже производим, ремедиацию загрязненной мазутом, дизтопливом или маслом почвы. Если есть на предприятии железнодорожные подъездные пути, не полениться, проверить, нет ли загрязнения балластного

слоя щебенки и земли под щебенкой протечками нефтепродуктов – были случаи, когда за это штрафовали. Хорошо бы, но затратно: разделить ливневый и хозяйственно-бытовой сток. Технологическую воду ввести в замкнутый оборот, но это мы уже отклонились от темы… Список мероприятий длинный, у каждого предприятия он свой, и все его знают. Надо помнить – внутренняя территория, территория цеха или склада, станочный парк, дренажная система, охватывающая все предприятие, очистное сооружение – все это взаимосвязано, и порядок в этой системе – ваша экономия. – Что же делать, если все-таки чрезвычайная ситуация произошла? Как минимизировать потери? – В такой ситуации время – важный фактор. Своими силами можно справиться с большим количеством проблем быстро и экономно. Достаточно иметь в цехах и на складе необходимый запас сорбирующих материалов и сорбентов для ликвидации ЧС. Сорбентов должно быть ровно столько, чтобы локализовать возможный пролив нефтепродукта. Подрядная организация в данный момент может и не потребоваться. Она может понадобиться позже, но и тут не следует все полностью, вплоть до закупок расходных материалов, отдавать на откуп подрядчику. – Возможно ли участие вашей компании в процессе импортозамещения, объявленного правительством? – Мы этим занимаемся с момента создания нашего производства. Любой наш продукт в полной мере заменяет импортный аналог. Сорбенты, сорбирующие изделия, бактериальные препараты для деструкции нефтяных разливов; комплектующие очистных сооружений. Основное отличие от импортной продукции – оптимальные сроки поставки, сопоставимое с аналогами качество, стабильные цены. Все чаще обращаются партнеры из стран Содружества. И это Р радует.

ООО «ПРИОРИТЕТ» 111250 Москва, ул. Красноказарменная, 17 300041 Тула, ул. Федора Смирнова, 28 Тел./факсы +7 (495) 744-64-73, +7 (4872) 25-15-10 E-mail: sale@sverad.ru www.sverad.ru

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Промышленная безопасность ■ мнение

Идентификация проектной документации ОПО Дмитрий АКИШЕВ, заведующий сектором отдела взрывоопасных производств Виталий ЖОЛОБОВ, заведующий группой отдела взрывоопасных производств Алексей МОРОЗОВ, начальник отдела эксплуатации зданий и сооружений ЗАО НПО «Техкранэнерго» Сергей ВИНТИЛОВ, директор ООО «Техкранэкспертиза»

Нередко при эксплуатации опасного производственного объекта в связи с экономической нецелесообразностью или изменениями в технологии производства у эксплуатирующей организации возникает необходимость вывода части оборудования, технических устройств, зданий и сооружений из эксплуатации с последующей консервацией (ликвидацией) данных объектов, при этом производственный объект не теряет признаков опасности. Возникает вопрос о видах документации, требуемой для выполнения данных мероприятий.

лассический вариант развития событий заключается в разработке проекта на консервацию (ликвидацию) опасного производственного объекта (далее – ОПО) в части ликвидации отдельных единиц оборудования, технических устройств, зданий и сооружений с последующим проведением экспертизы промышленной безопасности такой документации. В связи с этим в эксплуатирующей ОПО организации в ходе мероприятий по консервации (ликвидации) отдельных единиц оборудования, технических устройств, зданий и сооружений происходит накопление ряда проектов на консервацию (ликвидацию) ОПО и соответствующих заключений экспертизы промышленной безопасности документации на консервацию (ликвидацию) ОПО. В соответствии со статьей 13 п. 5 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» №116-ФЗ от 21 июля 1997 года (далее – Федеральный закон № 116-ФЗ), заключения экспертизы промышленной безопасности документации на консервацию (ликвидацию) ОПО представляются в Ростехнадзор с целью внесения в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности. Таким образом, в надзорные органы неоднократно попадает информация о консервации (ликвидации) одного и того же опасного производственного объекта, но при этом признаки опасности данный объект не утрачивает.

В связи с этим возникает вопрос о правильности выбора вида (идентификации) необходимой документации на консервацию. Согласно статье 13 Федерального закона № 116-ФЗ, экспертизе промышленной безопасности, кроме прочего, подлежат: ■ документация на консервацию, ликвидацию опасного производственного объекта; ■ документация на техническое перевооружение опасного производственного объекта в случае, если указанная документация не входит в состав проектной документации такого объекта, подлежащей экспертизе в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности. По мнению авторов статьи, для идентификации вида разрабатываемой проектной документации необходимо учитывать положения: ■ статьи 2 Федерального закона № 116ФЗ – «Опасными производственными объектами в соответствии с настоящим Федеральным законом являются предприятия или их цехи, участки, площадки, а также иные производственные объекты, указанные в Приложении 1 к настоящему Федеральному закону»; ■ статьи 1 Федерального закона № 116ФЗ – «Техническое перевооружение опасного производственного объекта – приводящие к изменению технологического процесса на опасном производственТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

ном объекте внедрение новой технологии, автоматизация опасного производственного объекта или его отдельных частей, модернизация или замена применяемых на опасном производственном объекте технических устройств». Согласно вышеизложенным положениям Федерального закона № 116-ФЗ, проектную документацию на консервацию (ликвидацию) опасного производственного объекта предлагается разрабатывать только в случае вывода из эксплуатации полного комплекса оборудования и технических устройств, функционирование которого позволяло относить данный объект к опасным. Консервацию (ликвидацию) ОПО желательно производить единожды, а соответствующее заключение экспертизы промышленной безопасности могло бы трактоваться однозначно, то есть в результате реализации проектных решений объект утратит признаки опасности. Также в этом случае эксплуатирующей организацией должны планироваться последующие мероприятия по исключению законсервированного (ликвидированного) ОПО из реестра опасных производственных объектов. В случае исключения части технологического оборудования из технологического процесса и, как следствие, изменения его проектных показателей предлагается идентифицировать данный вид мероприятий как изменение технологии производства опасного производственного объекта для применения в рамках действия Федерального закона № 116-ФЗ. При разработке проектной документации на консервацию отдельных единиц оборудования, технических устройств, зданий и сооружений такую проектную документацию предлагается называть «документацией на техническое перевооружение», в рамках которого преду сматривается вывод из эксплуатации и консервация (ликвидация) отдельных объектов ОПО. Также желательно внести в статью 1 Федерального закона № 116-ФЗ соответствующее пояснение в формулировку технического перевооружения опасного производственного объекта – исключение части оборудования и технических устройств из технологитн ческого процесса.

Промышленная безопасность ■ технологии

Надежная эффективность Технология снижения расхода жидкого топлива промышленных котлов и ДВС Павел АНИСИМОВ, генеральный директор ООО «НПО ММТ» Александр АНТОНОВ, эксперт ЗАО «МЭЦ» Александр ВЕРХОЛАНЦЕВ, технический директор ЗАО «МЭЦ», доцент, к.т.н. Александр СОЛОМЧЕНКО, эксперт ЗАО «МЭЦ» Александр СУСЛОВ, президент компании ЗАО «МЭЦ» Михаил ФИЛИППОВ, руководитель департамента промышленной безопасности и экспертиз ЗАО «МЭЦ»

При испытании и эксплуатации молекулярного модификатора топлива (МТТ) на водогрейных и паровых котлоагрегатах мощностью от 0,1 до 100 МВт, работающих на дизельном и тяжелом топливе (мазуте), отмечены снижение токсичности отходящих газов на 15–40%, уменьшение потребления топлива на 5%, повышение мощности энергоустановки на 3–5% и увеличение межремонтных сроков ее эксплуатации.

ополнительное энергетическое оборудование МТТ изготавливается на основе изобретения, основанного на физическом явлении изменения свойств жидких углеводородных топлив под воздействием электромагнитного поля. Разработка теоретических основ технологии и испытания экспериментальных образцов, проведенные в России, ЕС и США, осуществлялись при участии БГТУ им. Д.Ф. Устинова (ВОЕНМЕХ), НИУ СПб ГПУ (ПОЛИТЕХ), МПб НЦ РАН, ЗАО «НПО ЦКТИ» им. И.И. Ползунова и ИПТ РАН им. Н.С. Соломенко.

ММТ монтируется в штатный трубо провод подачи топлива перед насосом высокого давления или форсункой котлоагрегата, потребляет электрическую энергию мощностью не более 100 Вт, а его эксплуатация не требует специальной подготовки обслуживающего персонала котельной. Применение ММТ повышает эффективность горения топлива, что приводит к отсутствию сажевых отложений в камерах сгорания и коксования форсунок, снижению эксплуатационных затрат на чистку котла, уменьшению по-

требления электроэнергии тягодутьевыми машинами и улучшению теплового баланса энергоустановки. Количественные параметры этих изменений зависят от состояния и индивидуальных характеристик энергетического оборудования, качества топлива. Схема монтажа ММТ представлена на рисунке 1. Количество изделий ММТ, устанавливаемых на энергетическую установку, зависит от ее типа, мощности и конструктивных особенностей, например, от числа ТНВД или секционных насосов, форсунок и схемы их размещения, и определяется при заказе. Установка ММТ не требует изменения конструкции или технологической схемы энергооборудования. В случае отключения или неисправности узлов устройства работа котлоагрегата или другой энергетической установки не нарушается – они переходят на режим работы, который был до применения ММТ. Ниже представлены примеры эффективной эксплуатации котельных установок с использованием ММТ. В таблице 1 представлена информация по эксплуатации водогрейного котла КВГМ-1,1-115 теплопроизводительностью 1,1 МВТ (0,945 Гкал/ч) в котельной № 3 поселка Сосновый Бор Некрасовского МО Ярославской области. По информации Дмитрия Воронина, начальника ПТО ГУП ЖКХ ЯО «Яркоммунсервис», годовая экономия натурального топлива – мазута М100 – составила 45,6 тонны. В качестве второго примера (таблица 2) приведены данные из отчета о проведении испытаний в мазутной котельной локомотивного депо Санкт-Петербург – Сортировочный – Витебский ОАО «РЖД» на паровых котлах ДКВр-6,5-13 и ДКВр10/13. В ходе их выполнения отмечена эффективность ММТ, складывающаяся из двух составляющих – прямая экономия топлива за счет повышения эффективности его сжигания и снижение трудозатрат при очистке наружных поверхностей нагрева (после длительной эксплуатации отложения становятся более рыхлыми и удаляются без значительных физических затрат). Также подмечены: ■ уменьшение температуры уходящих газов;

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 1. Схема монтажа установки 1 – резьбовые соединения 2 – фланцевые соединения 3 – разъем электрического питания

2 1

ММТ

ММТ 3

Направление потока топлива

Таблица 1. Информация по эксплуатации котла КВГМ 1,1-115 на малом горении (МГ) и большом горении (БГ) до установки и с установленным ММТ Режим работы Нагрузка котла, % Наименование параметра

Единица измерения

Метод определения

Теплопроизводительность расчетная

Гкал/ч

Расчет

До установки

С установкой

МГ

БГ

МГ

БГ

100

0,38

0,95

0,36

0,94

Нагрев воды в котле

Δtk, °С

Измерения

8,6

21,4

21,5

Температура уходящих газов

tух, °С

Измерения

399

454

361

391

Содержание О2 в уходящих газах

Измерения

10,4

3,8

4,1

2,9

Потери тепла с уходящими газами

q2, %

Расчет

27,7

21,0

16,3

16,5

КПД котла Брутто по обратному балансу

Расчет

67,8

77,2

79,0

81,7

Расход условного топлива на выработку 1 Гкал

Ву, кг у.т./ Гкал

Расчет

210,1

185,3

182,4

174,0

Часовой расход условного топлива

кг у.т./ч

Расчет

79,6

174,4

64,5

164,7

Таблица 2. Сравнительная информация по эксплуатации котлов при давлении топлива перед форсунками 2 кгс/см2 Наименование параметра

Единица измерения

Метод определения

Производительность котла

т/ч

Снижение температуры уходящих газов

Режим работы, давление топлива перед форсунками 2 кгс/см2 До установки ММТ

После установки ММТ

Измерения

3,5

3,8

°С

Измерения

–

Увеличение КПД котла

Расчетный

–

6,8%

Снижение удельного расхода условного топлива

Кг у.т./Гкал

Расчетный

–

11,5

Таблица 3. Сравнительная информация по эксплуатации ДВС 6ЧСПН-18/22 № п/п

Частота вращения, об/мин

Нагрузка генератора, А

Расход топлива, кг/час

Снижение расхода топлива, %

Работа без ММТ 1

757

14,5

757

16,4

756

115

21,15

756

13,5

7,4

756

15,3

7,2

749

115

18,7

13,1

Работа с ММТ

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

■ снижение токсичности и объемов отходящих газов ввиду уменьшения подачи воздуха; ■ отсутствие химического недожога; ■ отсутствие образования трудноочищаемых отложений, что исключает падение КПД котлоагрегата в процессе его длительной эксплуатации; ■ заметное сокращение расхода топлива во всем диапазоне работы оборудования; ■ снижение нижней границы диапазона устойчивой работы котлоагрегата до значений 28% от номинальной теплопроизводительности, что позволяет значительно уменьшить перетоп в теплое время отопительного сезона. В таблице 3 представлены результаты испытаний ММТ-технологии на вспомогательном двигателе 6ЧСПН-18/22 дизельгенератора ДГР-100/750 теплохода «ОТ1505» ОАО «СК «Волжское пароходство». В ходе их проведения было достигнуто снижение расхода топлива двигателем внутреннего сгорания (ДВС) во всем диапазоне нагрузок от 7,2 до 13,1%, также отмечены следующие положительные эффекты: ■ выравнивание (рост) компрессии по цилиндрам; ■ отсутствие химического недожога на всех режимах работы ДВС и, как следствие, увеличение механического КПД (водители большегрузных машин отмечают устойчивую работу ДВС при движении по трассе на повышенной передаче). Если Вы заинтересовались ММТтехнологией, обращайтесь в головной офис ООО «НПО ММТ», производителя этих устройств, расположенный в Санкт-Петербурге, проспект Королева, 2А, офис 10-Н, или в ЗАО «Мега Эксперт Центр» (www.m-expert-c.ru). МЭЦ готов к сотрудничеству и обеспечит получение стабильных положительных результатов, проверенных многолетним опытом работы МТТ. Литература 1. Равич М.Б. Упрощенная методика теплотехнических расчетов. М.: Академия наук, 1961 год. 2. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М.: Энергия, 1973 год. 3. Янкелевич В.И. Наладка газомазутных промышленных котельных. М.: Энергоатомиздат, 1988 год.

Промышленная безопасность ■ технологии

О новых подходах к категорированию ОПО Иван ЯНКОВСКИЙ, ведущий эксперт ЗАО «МЭЦ», доцент СПбГТИ (ТУ), к.т.н. Андрей МАЗУР, профессор СПбГТИ (ТУ), д.т.н. Татьяна УКРАИНЦЕВА, доцент СПбГТИ (ТУ), к.т.н. Александр КОЗЛОВ, ведущий эксперт ЗАО «МЭЦ», доцент СПбГТИ (ТУ), к.т.н. Александр СУСЛОВ, президент компании ЗАО «МЭЦ» Александр СОЛОМЧЕНКО, эксперт ЗАО «МЭЦ» Михаил ФИЛИППОВ, руководитель департамента промышленной безопасности и экспертиз ЗАО «МЭЦ» Александр АНТОНОВ, эксперт ЗАО «МЭЦ»

Опасными производственными объектами (ОПО) в соответствии с Федеральным законом № 116-ФЗ [1] являются «предприятия или их цехи, участки, площадки, а также иные производственные объекты (кроме прочих), на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются вещества: воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичные, вещества, представляющие опасность для окружающей среды в указанных в Приложении № 2 к настоящему Федеральному закону количествах».

В Приложении № 2 к Федеральному закону 116-ФЗ содержатся критерии, согласно которым ОПО подразделяются на четыре класса опасности в зависимости от уровня потенциальной опасности аварий на них для жизненно важных интересов личности и общества. К I классу опасности относятся ОПО чрезвычайно высокой опасности, ко II – высокой, к III – средней, к IV – низкой. При этом присвоение класса опасности опасному производственному объекту осуществляется при его регистрации в государственном реестре. Классы опасности ОПО, указанные в пункте 1 Приложения № 1 к Федеральному закону № 116-ФЗ [1], за исключением объектов из пунктов 2, 3 и 4 данного приложения, устанавливаются исходя из количества опасного вещества или опасных веществ, которые одновременно находятся или могут находиться на ОПО, в соответствии с таблицами 1 и 2 Приложения. Таким образом, при определении класса опасности ОПО учитывается только суммарное количество опасного вещества, но не принимаются в расчет:

■ специфика технологического процесса; ■ наличие запорной арматуры и время ее срабатывания; ■ принципиальные технологические схемы; ■ технологические параметры;

Размеры зон действия поражающих факторов взрыва топливно-воздушной смеси (ТВС) Расчет размеров зон действия поражающих факторов взрыва ТВС осуществлялся для трех вариантов хранения бензина А-72 согласно СП 12.13130.2009 [2], ГОСТ Р 12.3.047 [3] и приказу МЧС РФ № 404 [4].

Рис. 1. Расчетная схема группы резервуаров

L1  L2

L3 b

Проблемы определения класса опасности

■ план размещения оборудования, в котором обращаются опасные вещества; ■ наличие и размеры поддонов, приямков, обваловки для оборудования; ■ данные о системах автоматического регулирования, блокировки, сигнализаций, а также других средствах обеспечения безопасности; ■ ситуационный генеральный план производства. Исходя из этого, с целью разработки новой методологии классификации ОПО I категории, где обращаются воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичные вещества и вещества, представляющие опасность для окружающей среды [1], рассмотрены ОПО, содержащие опасные вещества, при различных вариантах расположения технологического оборудования. Также разобраны возможные последствия аварий, в которых участвуют разные опасные вещества.

L4 a L1, L2, L3, L4, L5 – расстояние от резервуара до внутреннего откоса обвалования (L1, L4 = 6 м; L2, L3 = 10 м; L5 = 5 м);  – диаметр резервуара; a, b – габаритные размеры.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Таблица 1. Расчет зон поражающих факторов для резервуаров с наличием и без обваловки V, м ; обвалование

класс опасности

значение RНКПР, м

ΔР, кПа при RНКПР

r, м полного разрушения

ΔР, кПа при r полного разрушения

V = 20000; с обвалованием

114,33

14,02

35,5

98,05

V = 20000; без обвалования

1066,25

13,68

323

100,8

V = 40000; с обвалованием

127,3

13,997

100,6

Таблица 2. Допустимые расстояния по действию УВВ при детонации взрывчатых материалов Примерный перечень объектов, до которых рассчитываются безопасные расстояния

Условия расположения хранилищ склада взрывчатых материалов

r, м при Q = 25 000 кг

r, м при Q = 250 000 кг

Углубленные (обвалованные)

158,11

500

Открыто расположенные

316,23

1000

Углубленные (обвалованные)

316,23

1000

Открыто расположенные

877,2

1890

Углубленные (обвалованные), открыто расположенные

1754,4

37800

1. Отдельные здания и сооружения, автомобильные и железные дороги с небольшим движением, особо прочные по сопротивляемости действию ударной воздушной волны сооружения (железобетонные и стальные мосты, элеваторы, углемойки и тому подобное) 2. Населенные пункты, автомобильные и железнодорожные магистрали, крупные водные пути, заводы, фабрики, склады взрывчатых огнеопасных материалов, сооружения государственного значения 3. Объекты, для которых допустимы только случайные повреждения застекления

Таблица 3. Величины коэффициентов в соответствии с классом стабильности атмосферы – изотермия Класс стабильности

Изотермия

0,098

0,00135

0,889

0,688

0,08

Таблица 4. Величины коэффициентов в соответствии с размером шероховатости Z0, м

С1

С2

0,001

1,56

0,000625

0,048

0,045

Вариант 1 предполагает полную разгерметизацию одного из резервуаров, находящихся в обваловании. Габариты резервуара: объем V em = 20 000 м3; диаметр  = 39,9 м; высота H = 17,8 м. Площадь приямка Sприямка = 5 439,12 м2. Площадь пролива Fпр = 2 939,66 м2. Объем жидкости в аппарате Vж при коэффициенте заполнения аппарата 0,8 = 16 000 м3. Масса вещества в аппарате Мж при плотности бензина А-72 750 кг/м 3 = 12 106 кг. Высота уровня жидкости hж в обваловании = 5,44 м. Давление насыщенного пара Рп при A = 4,19500; В = 682,876; СА = 222, 066 – константы уравнения Антуана; расчетной температуре -20 °С = 23,657 кПа. Интенсивность испарения W определяется по справочным и экспериментальным данным. Для ненагретых ЛВЖ при отсутствии данных допускается рассчитывать W по формуле W =

10-6 √ М Рп, кг/с м2, где М = 97,2 кг/ кмоль – молярная масса вещества; W = 2,33 10-4 кг/с м2. Масса испарившегося топлива mп при продолжительности поступления паров ЛВЖ в окружающее пространство 3 600 с = 2 465,79 кг. Приведенная масса пара mпр при удельной теплоте сгорания Qcr = 44 23910-3 Дж/ кг, константе Q0 = 4,52 10-6 Дж/кг и коэффициенте участия горючих паров во взрыве z = 0,1 = 2 413,31 кг. Плотность паров ρп ЛВЖ при расчетной температуре и атмосферном давлении, молярном объеме V0 = 22,4 м3/ кмоль = 4,042 кг/м3. Горизонтальный размер зоны RНКПР, ограничивающий область концентрации, превышающей нижний концентрационный предел распространения пламени для паров ненагретых ЛВЖ при коэффициенте K = r / 3 600; нижнем концентрационном пределе распространения пламени паров ЛВЖ СНКПР = 1,08% (об.) = 114,33 м. ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Избыточное давление ΔP при взрыве облака ТВС при r = RНКПР = 14,2 кПа; при r = 35,5 м = 95,08 кПа, где r – расстояние от центра ТВС, м. Согласно варианту 2 резервуары находятся без обвалования. Габариты резервуара: объем Vem = 20 000 м3; диаметр  = 39,9 м; высота H = 17,8 м. Fпр = 24 105 м3. Vж = 16 000 м3. Мж = 12 106 кг. Рп = 23,657 кПа. W = 2,33 10-4 кг/с м2. mп = 2 013 120 кг. mпр = 19 703 118,93 кг. ρп = 4,042 кг/м3. RНКПР = 1 066,25 м. ΔP при r = RНКПР = 13,68 кПа; при r = 323 м = 100,8 кПа. В варианте 3 рассмотрена полная разгерметизация одного из резервуаров, находящихся в обваловании. Габариты резервуара: объем V em = 40 000 м3; диаметр  = 50,5 м; высота H = 20 м. Sприямка = 8 062,5 м2. Fпр = 4 058,61 м3. Vж = 32 000 м3. Мж = 24 106 кг. hж = 7,88 м. Рп = 23,657 кПа. W = 2,33 10-4 кг/с  м2. mп = 3 404,36 кг. mпр = 3 331,98 кг. ρп = 4,042 кг/м3. RНКПР = 127,3 м. ΔP при r = RНКПР = 13,997 кПа; при r = 39 м = 100,6 кПа.

Последствия аварии на складе взрывчатых материалов Анализ данных таблицы 1 показывает, что при одинаковой вместимости емкости наличие обвалования существенно влияет на радиусы зон поражающих факторов, а следовательно, на значение рисков и сумму страхования объектов. Аналогичный вывод может быть сделан и по расчетам последствий аварии на складе взрывчатых материалов (ВМ), представленным ниже. Склад хранения взрывчатых материалов с массой вещества в одном хранилище Q = 25 000 кг, относящейся в соответствии с Федеральным законом № 116-ФЗ [1] к III классу опасности, Q = 250 000 кг – ко II классу. Расчет размеров зон действия поражающих факторов осуществлялся согласно ГОСТ Р 12.3.047-2012 [5]. Результаты расчетов действия ударной воздушной волны (УВВ) на различные объекты представлены в таблице 2. Для оценки поражающего действия токсичных веществ разного класса опас-

Промышленная безопасность ■ технологии

1 0

1000

2000 3000

4000

5000

Рис. 2. Токсодоза на оси облака (в направлении по ветру) при выбросе 1 т хлора

6000 7000 8000 9000 10000

100

0,1

10 Токсодоза, мг•мин/л

Концентрация, кг/м2

Рис. 1. Максимальная концентрация на оси облака (в направлении по ветру) при выбросе 1 т хлора

0,01 0,001

0,0001

1000

2000 3000

4000

5000

6000

7000 8000

9000 10000

0,1 0,01

0,00001 0,001

Расстояние, м

0,000001

Рис. 4. Токсодоза на оси облака (в направлении по ветру) при аварии емкости с 30 т аммиака

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

10000

0,1 Токсодоза, мг•мин/л

Концентрация, кг/м2

Рис. 3. Максимальная концентрация на оси облака (в направлении по ветру) при аварии емкости с 30 т аммиака 1 0

0,01 0,001

0,0001

Расстояние, м

1000

100

0,00001 0,000001

Расстояние, м

ности по Федеральному закону № 116-ФЗ [1] рассмотрим два варианта. В варианте 1 емкость с тонной газо образного хлора находится при температуре 6°C и давлением 1 атм в ровной местности (степь), размер шероховатости z0 = 0,001 м. Происходит разрыв емкости и выбрасывается весь хлор. Метеоусловия: скорость ветра 8,5 м/с, день. Нами определялись концентрации хлора в атмосфере, а также размер зоны химического заражения, где возможно смертельное поражение незащищенных людей на открытой местности [6]. По условиям хранения и характеру разрушения тип сценария аварийной ситуации – 1. Количество хлора Q1 в первичном облаке = 1000 кг. Плотность ОХВ в выбросе ρвыб1 = 3,06 кг/м3 (ρвыб1 = 3,06 ) Характерный радиус R1 облака ОХВ = 4,27 м. Условия стабильности атмосферы – изотермия. В таблицах 3 и 4 представлены коэффициенты, используемые при расчете дисперсии. Максимальная концентрация на оси облака и максимальная токсодоза представлены на рисунках 1 и 2. По значению смертельной токсодозы для хлора 6 мгмин/л протяженность зоны смертельного поражения составляет

1 0

500

185 м, а по значению пороговой токсодозы для хлора 0,6 мг мин/л – 640 м. В варианте 2 емкость с 30 тоннами сжиженного аммиака расположена в ровной местности (степь), температура воздуха 30°C, размер шероховатости 0,001 м. Аммиак находится в равновесии со своими парами (12 атм). Количество аммиака в газовой фазе незначительно. В стенке емкости в нижней части образуется отверстие диаметром 11 см. Высота слоя жидкости над отверстием разгерметизации 1 м. Весь находящийся в емкости аммиак выбрасывается в окружающую среду. Метеоусловия: скорость ветра 7,4 м/с. Нами определялись концентрации аммиака в атмосфере, а также длина зоны химического заражения, где возможно смертельное поражение незащищенных людей на открытой местности. По условиям хранения и характеру разрушения тип сценария аварийной ситуации – 4. Скорость выброса qвыб = 221 кг/с. Количество газа в первичном облаке незначительно – менее 1 кг (время формирования облака 1 с), поэтому далее первичное облако не рассматривается. Расход аммиака во вторичном облаке qж4 = 108, 8 кг/с (qж4 = 108, 8) Длительность выброса жидкого аммиака из емкости tж4 = 135 с (tж4 = 135).

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Площадь пролива F = 537 м2. Скорость испарения из пролива q"4 = 22,3 кг/с (q"4 = 22,3). Длительность испарения t и4 =680 с и (t 4 =680). В таблицах 3 и 4 представлены коэффициенты, используемые при расчете дисперсии. Значения концентрации и токсодозы при аварии, когда происходит выброс из емкости и испарение жидкого аммиака, представлены на рисунках 3 и 4. По значению смертельной токсодозы для аммиака 150 мгмин/л протяженность зоны смертельного поражения составляет 180 м, по значению пороговой токсодозы для аммиака 15 мгмин/л – 740 м. Анализ показывает, что радиус зон поражающих факторов для аммиака составляет 740 м при классе опасности IV, при этом объект не декларируется. В случае с хлором объект относится ко II классу опасности и подлежит обязательному декларированию в соответствии с Федеральным законом № 116-ФЗ. Однако радиус поражающих факторов меньше – 640 м, что противоречит логике.

Предлагаемая редакция определения класса опасности ОПО Проведенные расчеты показали, что отнесение объекта к определенному классу опасности методом учета толь-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

не выходит за пределы территории организации (уровень аварии «Б»). К III классу опасности относятся ОПО, на которых обращаются опасные вещества, указанные в Приложении № 1 к Федеральному закону № 116-ФЗ [1], при условии, что радиус зон поражающих факторов при наиболее неблагоприятном варианте аварии не выходит за пределы одного блока объекта (цеха, установки, производственного участка), являющегося структурным подразделением организации (уровень аварии «А»). К неопасным производственным объектам относятся объекты, на которых обращаются опасные вещества, указанные в таблицах 1 и 2 Приложения № 2 к Федеральному закону № 116-ФЗ [1], при условии, что на объекте обращаются вещества в количестве меньшем, чем нижний порог IV класса опасности (см. таблицы 2 и 3 Приложения), а радиус зон поражающих факторов при наиболее неблагоприятном варианте аварии не выходит за пределы одного блока объекта.

тов» (ред. от 31 декабря 2014 года). 2. Федеральный закон от 22 июля 2008 года № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности». 3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности при взрывных работах», утвержденные приказом Ростехнадзора от 16 декабря 2013 года № 605. 4. СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности». 5. ГОСТ Р 12.3.047-2012 «ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля». 6. Приказ МЧС РФ от 10 июля 2009 года № 404 «Об утверждении методики определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах». 7. Методика оценки последствий аварий на ОПО (серия 27, выпуск 2), 2001 год.

Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объек-

ко количества опасных веществ имеет существенные недостатки, в связи с чем предлагается следующая редакция определения (установки) класса опасности ОПО. К I классу опасности относятся ОПО, на которых обращаются опасные вещества, указанные в Приложении № 1 к Федеральному закону № 116-ФЗ [1] при условии, что радиусы зон опасных поражающих факторов при неблагоприятном варианте аварии (давление взрыва ТВС > 5 кПа, интенсивность теплового излучения > 1,4 кВт/м2, токсодоза на оси облака в направлении по ветру превышает пороговое значение, мг мин/л) выходят за пределы территории организации с возможностью их воздействия на население близлежащих населенных пунктов и других организаций (объектов), а также окружающую среду (уровень аварии «В»). Ко II классу опасности относятся ОПО, на которых обращаются опасные вещества, указанные в Приложении № 1 к Федеральному закону № 116-ФЗ [1], при условии, что радиус зон поражающих факторов при наиболее неблагоприятном варианте аварии выходит за пределы одного блока объекта (цеха, установки, производственного участка), но

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

промышленная безопасность ■ консультация эксперта

Штрафы в сфере ПБ Максим КЛИМЕНКО, эксперт-консультант по промышленной безопасности, директор по развитию экспертно-консалтинговой группы «МТК Эксперт»

Анализ административной практики Ростехнадзора за апрель–июль 2015 года показывает, что все чаще результатом плановых и внеплановых проверок становится наложение штрафов на организации, эксплуатирующие ОПО. Как правило, инспекторы ФСЭТАН накладывают взыскания за нарушения основных положений Федерального закона № 116 от 21 июля 1997 года, действующих ФНП и других нормативных актов в сфере промышленной безопасности, руководствуясь ст. 9.1, 9.19, 14.1, 19.5, 19.7 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях. В данной статье мы подробно разберем, на каком основании могут быть оштрафованы владельцы ОПО, и приведем примеры из практики работы Ростехнадзора.

так, организации, эксплуатирующие ОПО, по результатам проверок ФСЭТАН могут быть привлечены к административной ответственности на основании: – ч. 1 ст. 9.1 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях (КоАП) – нарушение требований промышленной безопасности или условий лицензий на осуществление видов деятельности в области промышленной безопасности ОПО, что влечет наложение штрафа: ■ на граждан – от 2 000 до 3 000 рублей; ■ на должностных лиц – от 20 000 до 30 000 рублей или дисквалификацию на срок от 6 месяцев до 1 года; ■ на юридических лиц – от 200 000 до 300 000 рублей или административное приостановление деятельности на срок до 90 суток. К гражданам относится линейный персонал, работающий на ОПО. Должностным лицом может быть руководитель организации, его заместитель, главный инженер и т.д. В числе самых распространенных и часто встречающихся «нарушений требований промышленной безопасности» Ростехнадзор в своих предписаниях выделяет: ■ Отсутствие Положения о порядке технического расследования причин инцидентов (ПРИ), согласованного с территориальным управлением ФСЭТАН. ■ Отсутствие Плана мероприятий по локализации и ликвидации аварий на ОПО (ПМЛА) либо отсутствие согласо-

вания ПМЛА с руководителем аварийноспасательного формирования. ■ Отсутствие в Сведениях, характеризующих ОПО, полного перечня технических устройств, фактически применяемых на объекте. ■ Отсутствие заключений экспертизы промышленной безопасности для технических устройств, зданий и сооружений на ОПО с истекшим сроком службы (безопасной эксплуатации). ■ Отсутствие у руководителей и/или специалистов аттестации по общим и специальным требованиям промышленной безопасности. ■ Применение на ОПО оборудования в неисправном состоянии. ■ Отсутствие надлежащим образом оформленной технической документации на оборудование, применяемое на ОПО (паспорта, руководства по эксплуатации) и др. Нарушения условий лицензий на осуществление видов деятельности в области промбезопасности ОПО представлены следующими формулировками: ■ не переоформлена лицензия на эксплуатацию взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах I, II и III классов опасности в связи с изменением наименования лицензируемого вида деятельности и/или в связи с изменением наименования выполняемых работ (оказываемых услуг), составляющих лицензируемый вид деятельности; ■ отсутствие на ОПО I, II и III классов опасности Планов мероприятий по локализации и ликвидации аварий; ■ нарушение иных требований, ука-

занных в разделе 5 Положения о лицензировании эксплуатации взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности (утв. Постановлением Правительства РФ от 10 июня 2013 года № 492). Привлекая владельцев ОПО к административной ответственности по части 1 статьи 9.1 КоАП РФ, Ростехнадзор в большинстве случаев накладывает минимальный штраф 200 000 рублей на юридическое лицо и минимальный штраф 20 000 рублей на должностное лицо (чаще всего – сотрудник, ответственный за производственный контроль). Штраф может быть выписан как за одно конкретное нарушение, так и за группу нарушений требований промышленной безопасности или условий лицензий. К примеру, Центральное управление Ростехнадзора по результатам плановой выездной проверки привлекло ООО «Русские колбасы» (г. Щелково Московской обл.) к административной ответственности по ч. 1 ст. 9.1 КоАП РФ в виде наложения штрафа на юридическое лицо – 200 тыс. руб. и на должностное лицо – 20 тыс. руб. за следующие нарушения: ■ предприятием не переоформлена лицензия на эксплуатацию взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности; ■ не разработан план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО; ■ отсутствует журнал учета аварий и инцидентов, произошедших на ОПО; ■ сроки проведения режимно-наладочных испытаний водогрейных котлов просрочены; ■ не организован и не осуществляется производственный контроль соблюдения требований промышленной безопасности на ОПО; ■ ответственный за осуществление производственного контроля исполняет обязанности без наличия аттестации на знание общих требований промышленной безопасности. Аналогичные санкции – штраф на общую сумму 220 000 рублей – применило Межрегиональное технологическое управление Ростехнадзора к ООО «СтройТранс» (г. Москва) в результате проверки соблюдения лицензионных требований (условий лицензий). ФСЭТАН выявила следующие нарушения: ■ не переоформлена лицензия на эксплуатацию взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности; ■ не осуществляется комплекс мероприятий, включающих мониторинг, тех-

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

ническое обслуживание и ремонт сети газопотребления: не проводится техническое обслуживание внутреннего газопровода и ГРУ, своевременное восстановление слоя окраски наружного газопровода; ■ отсутствует порядок проведения технического расследования причин инцидентов на ОПО; ■ в процессе эксплуатации газоиспользующего оборудования не проводятся с периодичностью 1 раз в 3 года режимноналадочные мероприятия. В ряде случае инспекторы ФСЭТАН прибегают к иному виду административного наказания – приостановлению деятельности организации, эксплуатирующей ОПО. Так, МТУ Ростехнадзора через суд привлекло ООО «СтрИнКом» (г. Москва) к административной ответственности в виде временного приостановления деятельности сроком на 60 суток за следующие нарушения: ■ отсутствие договора на аварийноспасательное обслуживание ОПО; ■ отсутствие действующего Плана мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий, согласованного командиром отряда горноспасательной службы; ■ отсутствие документов, подтверждающих прохождение предварительных и периодических медицинских осмотров работников, занятых на тяжелых работах и на работах с вредными и (или) опасными условиями труда; ■ отсутствие документов, подтверждающих создание вспомогательной горноспасательной команды и проведение ежегодной проверки знаний инструкций по безопасным методам и приемам выполнения работ рабочими организации с участием представителя Ростехнадзора и т.д. – ч. 2 ст. 9.1 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях (КоАП) –нарушение требо-

ООО «ЭКСПЕРТИЗА» 620075 Екатеринбург, ул. Мамина-Сибиряка, 145, оф. 280/9

ваний промышленной безопасности к получению, использованию, переработке, хранению, транспортировке, уничтожению и учету взрывчатых веществ на ОПО, что влечет наложение штрафа: ■ на граждан – от 4 000 до 5 000 рублей; ■ на должностных лиц – от 30 000 до 40 000 рублей или дисквалификацию на срок от 1 года до 1,5 года; ■ на юридических лиц – от 300 000 до 400 000 рублей или административное приостановление деятельности на срок до 90 суток. Данный вид административных правонарушений в сфере ПБ встречается не так часто в силу малого количества ОПО, на которых хранятся, получаются и используются взрывчатые вещества. Однако в информационных сообщениях Ростехнадзора имеются примеры и по данному виду штрафных санкций. Так, Центральное управление ФСЭТАН по результатам плановой проверки привлекло акционерное общество «Научно-исследовательский инженерный институт» к административной ответственности по ч. 2 ст. 9.1 КоАП РФ с назначением административного наказания в виде штрафа на общую сумму 330 тыс. рублей. Был наложен минимальный штраф: 300 000 руб. на юридическое лицо и 30 000 руб. на должностное лицо. Основанием для наложения штрафа послужили следующие нарушения: ■ лицензия предприятия на осуществление деятельности по эксплуатации ОПО не предусматривает виды работ по хранению воспламеняющихся, окисляющихся, горючих, взрывчатых, токсичных, высокотоксичных веществ и веществ, представляющих опасность для окружающей среды; ■ положение о производственном контроле (ППК) не соответствует требованиям промбезопасности; ■ на предприятии отсутствует книга

учета выдачи и возврата взрывчатых материалов; ■ комиссией по проверке правильности учета, хранения и наличия взрывчатых материалов на складах не проводятся соответствующие ежемесячные проверки; ■ лица, ответственные за осуществление производственного контроля на ОПО, не прошли аттестацию в области промышленной безопасности; ■ ограда территории склада взрывчатых материалов не соответствует требованиям правил безопасности и имеет высоту менее 2 метров, имеются провисания колючей проволоки; ■ в зданиях складов возле стеллажей и штабелей отсутствуют таблички с указанием взрывчатых веществ, их количества, номера партии, даты изготовления и гарантийного срока хранения; ■ отмостки складов подвергнуты разрушению, имеются локальные трещины, внутри складов имеются локальные повреждения стен и потолка, трещины и отслоения побелки, полы подвержены деформации. – ч. 3 ст. 9.1 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях (КоАП) – грубое нарушение требований промышленной безо пасности или грубое нарушение условий лицензии на осуществление видов деятельности в области промышленной безопасности ОПО, что влечет наложение штрафа: ■ на должностных лиц – от 40 000 до 50 000 рублей или дисквалификацию на срок от 1 года до 2 лет; ■ на юридических лиц – от 500 000 до 1 000 000 рублей или административное приостановление деятельности на срок до 90 суток. Грубым принято считать такое нарушение требований промышленной безо пасности ОПО, которое привело или может привести к возникновению непо-

Экспертиза промышленной безопасности Разработка декларации промышленной безопасности ОПО I и II классов опасности Разработка документации Системы управления промышленной безопасностью Разработка планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах Разработка декларации безопасности ГТС Независимая оценка пожарных рисков (расчет пожарного риска) Разработка разделов проектной документации «Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности», СТУ, «Перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» Разработка ПЛРН, паспортов безопасности для опасных объектов

Тел./факсы (343) 350-52-83, 350-90-95, 350-99-26, 266-44-04

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Е-mail: expertiza@expertiza-ekt.ru

Промышленная безопасность ■ консультация эксперта средственной угрозы жизни или здоровью людей. Грубыми нарушениями условий лицензии на осуществление видов деятельности в области промышленной безопасности являются нарушения лицензионных требований, предусмотренных подпунктами «а»–«г», «е»–«п» и «с»–«у» пункта 5 Положения о лицензировании эксплуатации взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности (утв. Постановлением Правительства РФ от 10 июня 2013 года № 492), которые повлекли за собой: ■ возникновение угрозы причинения вреда жизни, здоровью граждан, вреда животным, растениям, окружающей среде, объектам культурного наследия (памятникам истории и культуры) народов РФ, а также угрозы чрезвычайных ситуаций техногенного характера; ■ человеческие жертвы или причинение тяжкого вреда здоровью граждан, причинение средней тяжести вреда здоровью двух и более граждан, причинение вреда животным, растениям, окружающей среде, объектам культурного наследия (памятникам истории и культуры) народов РФ, возникновение чрезвычайных ситуаций техногенного характера, нанесение ущерба правам, законным интересам граждан, обороне страны и безопасности государства (п. 11 ст. 19 Федерального закона от 4 мая 2011 года № 99ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности»). По данному виду штрафных санкций Ростехнадзор в большинстве случаев наказывает владельцев ОПО административным приостановлением деятельности. Это объясняется тяжестью фактических и возможных последствий выявленных нарушений. Приведем несколько примеров. Так, Западно-Уральское управление Ростехнадзора по итогам внеплановой проверки через суд приостановило деятельность котельных ООО «Скальнинское ЖКХ-Сервис» в Чусовском районе Пермского края на 60 суток. Инспекторы выявили, что на котельных не проводится техническое обслуживание и плановые ремонты оборудования и автоматики безопасности котлов, к работе допускается персонал, не прошедший очередной аттестации, эксплуатируется котельное оборудование, не введенное в эксплуатацию в установленном порядке, не внесены изменения в лицензию на эксплуатацию взрывопожароопасного производственного объекта, отсутствуют полисы обязательного страхования. Указанные нарушения, по мнению спе-

циалистов ФСЭТАН, создают реальную угрозу жизни и безопасности людей. Поэтому предприятие было привлечено к административной ответственности по ч. 3 ст. 9.1 КоАП РФ. В свою очередь, Верхне-Донское управление Ростехнадзора вынесло несколько подобных решений. В мае 2015 года сотрудники территориального управления ФСЭТАН приостановили на 10 суток деятельность по эксплуатации сосуда для транспортировки и хранения в составе автомобильной газозаправочной станции (ИП Гридина А.В., Курская область). В ходе проверки выяснилось, что на сосуде не работают контрольно-измерительные приборы, что угрожает причинением вреда жизни, здоровью граждан и обслуживающего персонала. В июле 2015 года специалисты ВерхнеДонского управления РТН, руководствуясь ч. 3 ст. 9.1 КоАП РФ, приостановили деятельность ООО «Алтиус Инжинеринг и Констракшн» по эксплуатации башенных кранов КБ 408.21 и КБМ-401П. В ходе проверки были выявлены грубые нарушения требований промышленной безопасности, представляющие угрозу жизни и здоровью людей. А именно: применение башенных грузоподъемных кранов КБ 408.21 и КБМ-401П на строительной площадке осуществлялось в охранной зоне воздушной линии электропередачи ЛЭП 110 кВ без согласования с владельцем линии, эксплуатация кранов велась с отступлениями от требований проекта производства работ кранами. Административные правонарушения по ч. 3 ст. 9.1 КоАП РФ фиксируются и наказываются и в Московском регионе. Так, МТУ Ростехнадзора в апреле 2015 года была приостановлена на 60 суток деятельность ООО «ПромСтройГарант» по эксплуатации козлового крана. Инспекторы ФСЭТАН в ходе проверки выявили, что работа с техническим устройством ведется при неисправных ограничителях, износе элементов механизмов и рельсов кранового пути. Это, по мнению специалистов РТН, может угрожать жизни, здоровью граждан и персонала, работающего на ОПО. – ч. 4 ст. 9.1 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях (КоАП) – дача заведомо ложного заключения экспертизы промышленной безопасности (если это действие не содержит уголовно наказуемого деяния), что влечет наложение штрафа: ■ на должностных лиц – от 20 000 до 50 000 рублей или дисквалификацию на срок от 6 месяцев до 2 лет; ■ на юридических лиц – от 300 000 до 500 000 рублей.

Часть 4 статьи 9.1 КоАП РФ вступила в действие с 1 января 2014 года и ориентирована в большей степени на экспертные центры, которые имеют лицензию на право проведения экспертизы промышленной безопасности и составления заключения ЭПБ. Следует отметить, что эксперты в области промышленной безопасности, совершившие при проведении ЭПБ административные правонарушения, предусмотренные ч. 4 ст. 9.1, несут административную ответственность как должностные лица. В ходе проведенного анализа не удалось найти в открытых источниках примеров применения со стороны Ростехнадзора и других ведомств этого вида штрафных санкций. – ст. 9.19 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях (КоАП) – несоблюдение требований об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте. Эксплуатация опасных объектов (перечень дан в ст.5 Федерального закона от 27 июля 2010 года № 225-ФЗ), за исключением ввода в эксплуатацию, без договора обязательного страхования гражданской ответственности владельца опасного объекта влечет наложение штрафа: ■ на должностных лиц – от 15 000 до 20 000 рублей или дисквалификацию на срок от 6 месяцев до 2 лет; ■ на юридических лиц – от 300 000 до 500 000 рублей. Чаще всего на основании данной статьи КоАП РФ Ростехнадзор штрафует организации, эксплуатирующие лифты (которые перестали быть ОПО, но остались опасными объектами и подлежат обязательному страхованию), в ходе проверок на предмет соответствия этих ГПМ требованиям ТР ТС 011/2011 «Безо пасность лифтов». Однако в информационных сообщениях ФСЭТАН удалось найти примеры административного наказания только владельцев ОПО по статье 9.19 КоАП РФ. Так, Печорское управление ФСЭТАН в ходе административного расследования в отношении ООО «Монтажсервиском» выявило, что предприятие эксплуатирует сеть газопотребления (Республика Коми, г. Ухта, п. Шудаяг) без договора обязательного страхования гражданской ответственности владельца опасного объекта. Инспекторы Ростехнадзора привлекли ООО «Монтажсервиском» к административной ответственности по статье 9.19 КоАП РФ в виде административного штрафа на сумму 300 000 рублей.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

– ст. 19.7 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях (КоАП) – непредставление или несвоевременное представление в государственный орган (должностному лицу), орган (должностному лицу), осуществляющий (осуществляющему) государственный контроль (надзор), муниципальный контроль, сведений (информации), представление которых предусмотрено законом и необходимо для осуществления этим органом (должностным лицом) его законной деятельности, либо представление в государственный орган (должностному лицу), орган (должностному лицу), осуществляющий (осуществляющему) государственный контроль (надзор), муниципальный контроль, таких сведений (информации) в неполном объеме или в искаженном виде. Основными нарушениями по данному виду штрафных санкций принято считать: ■ Непредставление или несвоевременное представление сведений об организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности (так называемый отчет о производственном контроле). Согласно п. 2 ст. 11 Федерального закона от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ, отчет о ПК подается в территориальные органы Ростехнадзора до 1 апреля соответствующего календарного года. ■ Непредставление или несвоевременное представление информации об инцидентах, произошедших на ОПО. Согласно п. 35 раздела 2 приказа Ростехнадзора от 19 августа 2011 года № 480 «Об утверждении Порядка проведения технического расследования причин аварий, инцидентов…», отчет об инцидентах представляется в территориальные органы Ростехнадзора не реже 1 раза в квартал. Следует отметить, что в большинстве случаев непредставление или несвоевременное представление в Ростехнадзор отчета о производственном контроле либо квартального отчета об инцидентах квалифицируется как нарушение требований промышленной безопасности, что влечет наложение штрафа по части 1 статьи 9.1 КоАП РФ. Однако при повторном непредставлении информации с учетом выявленных несоответствий владельцы ОПО привлекаются к административной ответственности по статье 19.7 КоАП РФ с наложением административного штрафа: ■ на граждан – от 100 до 300 рублей; ■ на должностных лиц – от 300 до 500 рублей; ■ на юридических лиц – от 3 000 до 5 000 рублей.

– ст. 19.5 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях (КоАП) – невыполнение в срок законного предписания (постановления, представления, решения) органа (должностного лица), осуществляющего государственный надзор (контроль), муниципальный контроль. В данном случае речь идет о предписании Ростехнадзора, которое обязывает владельцев ОПО устранить выявленные в ходе проверки нарушения. Нас интересует, прежде всего, часть 11 статьи 19.5 – Невыполнение в установленный срок или ненадлежащее выполнение законного предписания федерального органа исполнительной власти, осуществляющего государственный контроль и надзор в сфере безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, промышленной безопасности и безопасности гидротехнических сооружений, что влечет наложение штрафа: ■ на должностных лиц – от 30 000 до 50 000 рублей или дисквалификацию на срок от 1 года до 3 лет; ■ на юридических лиц – от 400 000 до 700 000 рублей. За невыполнение даже одного пункта выданного предписания могут быть наложены штрафные санкции. А когда таких пунктов больше, штраф неизбежен. В практике Ростехнадзора достаточно примеров применения административного наказания по ч.11 ст.19.5 КоАП РФ. Так, в марте-апреле 2015 года Межрегиональное технологическое управление ФСЭТАН привлекло к административной ответственности по ч. 11 ст. 19.5 КоАП РФ ОАО «Фабрика-химчистка № 2» за невыполнение 18 пунктов ранее выданного предписания и назначило наказание в виде штрафа на сумму 400 тысяч рублей. В конце июля 2015 года то же МТУ Ростехнадзора оштрафовало по ч. 11 ст. 19.5 КоАП РФ ООО «ППК медная фольга» на сумму 400 тысяч рублей. Эксплуатирующая ОПО организация не выполнила всего лишь 2 пункта ранее выданного предписания. – ст. 20.25 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях (КоАП) – уклонение от исполнения административного наказания. И такое может случиться с владельцем ОПО. Отсутствуют финансовые средства, урезали бюджет, бухгалтерия опоздала с переводом денег… Как результат – неуплата штрафа в срок, что влечет наложение административного штрафа в двукратном размере суммы неуплаченного взыскания, но не менее одной тытн сячи рублей. ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

основные направления деятельности компании ооо «бюро Химического Проектирования» (ооо «бХП»): ■ Разработка проектной и рабочей документации на техническое перевооружение, реконструкцию и новое строительство промышленных объектов, в том числе опасных производственных объектов (ОПО). ■ Прохождение экспертизы промышленной безопасности проектной документации и регистрация заключения в органах Ростехнадзора. ■ Прохождение разработанной проектной документации государственной или негосударственной экспертизы для получения разрешения на строительство. ■ Выполнение функций технического заказчика при строительстве проектируемых объектов. ■ Разработка технических решений для снижения страховых взносов при страховании опасных производственных объектов (ОПО). ■ Разработка технических проектов оборудования, установок и производственных линий.

В числе наших постоянных заказчиков: ■ ОАО «Екатеринбургский завод по обработке цветных металлов» ■ ОАО «Уралхимпласт» ■ ЗАО «Русский хром 1915» ■ ОАО «Уральский завод химических реактивов» ■ ООО «Концерн «КАЛИНА» ■ ОАО «СУМЗ»и т.д.

620043 Екатеринбург, ул. Волгоградская, 193, оф. 1407 тел./факсы (343) 344-50-65, 384-00-14, 344-52-01 Е-mail: post@himproekt.org www.himproekt.org или бюроХимПроект.рф На правах рекламы

Промышленная безопасность ■ Консультации

Предлицензионная проверка 15 советов организациям, эксплуатирующим ОПО Олеся ГОРДЕЕВА, эксперт-консультант по промышленной безопасности, руководитель отдела по работе с клиентами ООО «ПромЭкоИнвест»

Все владельцы взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности обязаны оформить лицензию на эксплуатацию ОПО. Одним из условий получения этого разрешительного документа является успешное прохождения выездной предлицензионной проверки инспекторами Ростехнадзора. К тому же сейчас предлицензионная проверка организуется и при переоформлении лицензии на эксплуатацию ОПО в связи с изменением наименования лицензируемого вида деятельности (согласно п. 6.1 ст. 22 Федерального закона № 99-ФЗ от 4 мая 2011 года «О лицензировании отдельных видов деятельности»).

ля владельцев ОПО проверка Ростехнадзора – это всегда стресс, даже если соблюдаются все требования, правила и нормы промышленной безопасности. Отсутствие даже одного документа может привести к отказу в выдаче лицензии и растянуть срок получения разрешительного документа еще на 45 дней. В этой статье мы предлагаем 15 ключевых рекомендаций, которые помогут организациям, эксплуатирующим ОПО, успешно пройти предлицензионную проверку и получить заветный бланк разрешительного документа.

Проверьте, все ли технические устройства и иные составляющие объекта внесены в Сведения, характеризующие ОПО, правильно ли указаны параметры оборудования (например, длина и диаметр газопровода, количество опасных веществ и др.). Бывают случаи, когда сведения составлялись 1–3 года назад, и с тех пор на ОПО появились новые машины и механизмы, старые ТУ заменены на новые и т.д. Инспектор будет сравнивать содержание Сведений с фактическим составом ОПО. В случае разночтений он имеет право выставить замечания и дать отрицательное заключение по результатам проверки.

Проверьте, на все ли технические устройства, здания и сооружения на ОПО, их части (например, дымовая труба котельной) есть заключения экспертизы промышленной безопасности. Особенно обратите внимание на составляющие ОПО, срок службы (безопасной эксплуатации) которых истек. Проверь-

те, проведена ли очередная экспертиза ПБ в срок, установленный ранее проведенной экспертизой (не истек ли срок действия экспертизы ПБ).

Убедитесь, что у руководителя (зам. руководителя) предприятия, лица, ответственного за производственный контроль и за безопасную эксплуатацию ОПО, персонала, занятого на ОПО, есть действующие протоколы аттестации как по общим, так и по специальным правилам промышленной безопасности.

Проверьте наличие составленного в соответствии с последними нормами законодательства и согласованного с аварийно-спасательным формированием (АСФ) Плана мероприятий по локализации и ликвидации аварий на ОПО с расчетно-пояснительной запиской. Параллельно убедитесь, что у вас есть действующий договор с АСФ на обслуживание ОПО в части локализации и ликвидации аварий.

Проверьте, разработано ли Положение о техническом расследовании причин инцидентов (ПРИ) и согласован ли этот документ с территориальным управлением Ростехнадзора. ПРИ не входит в комплект обязательных документов, которые подаются во ФСЭТАН вместе с заявлением на получение (переоформление) лицензии. Однако в ходе проверки инспектор обязательно спро-

сит о его наличии. Нет ПРИ – есть повод получить отказ в выдаче разрешительного документа.

Убедитесь, что в срок до 1 апреля текущего года вашей организацией представлены в Ростехнадзор Сведения об организации производственного контроля за соблюдением требований промбезопасности (так называемый годовой отчет о производственном контроле). Сам факт непредставления отчета о ПК в установленный ч. 2 ст. 11 Федерального закона от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ срок является нарушением требований промышленной безопасности. Для проверяющего это станет дополнительным поводом выдать отрицательное заключение по результатам проверки.

Проверьте наличие для всего оборудования на ОПО полного комплекта нормативной и технической документации – деклараций и/или сертификатов (по ТР ТС 010/2011 «О безопасности машин и оборудования» и ТР ТС 032/2013 «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением»), паспортов с отметками о техническом освидетельствовании, руководства по эксплуатации, обоснования безопасности машин и оборудования и т.д.

Если вы эксплуатируете сеть газопотребления, проверьте, есть ли у вас документы, подтверждающие наличие на праве собственности или ином законном основании наружного (надземного и подземного) газопровода, эксплуатируемого в составе ОПО. Подойдет свидетельство о праве собственности, договор аренды. Как показывает практика, отсутствие этих документов становится частой причиной отказов в выдаче лицензии.

Если вы проводили на ОПО модернизацию, техническое перевооружение, замену частей оборудования, которое задействовано в технологическом процессе, изменение функционала технических устройств и т.д., убедитесь в наличии проектной документации на указан-

Отсутствие даже одного документа может привести к отказу в выдаче лицензии и растянуть срок получения разрешительного документа еще на 45 дней

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ные изменения. Проект должен пройти обязательную экспертизу промышленной безопасности с регистрацией заключения экспертизы в Ростехнадзоре. Проверяющий обязательно запросит заключение ЭПБ на любую проектную документацию, касающуюся вашего ОПО.

10.

Проверьте наличие договора на техническое обслуживание и ремонт оборудования, входящего в состав ОПО. Если вы проводите обслуживание и ремонт своими силами (есть штатные обученные и аттестованные специалисты), приготовьте подтверждающие документы на персонал – приказы, удостоверения, свидетельства, протоколы и т.д.

11.

та противоаварийных, противопожарных тренировок; журнал регистрации и выдачи нарядов-допусков на проведение работ и т.д.

12.

Если у вас на ОПО имеются средства измерений, проверьте наличие действующих сертификатов типа средств измерений, заключений поверки средств измерений и т.д.

13.

Убедитесь в наличии инструкций по безопасной эксплуатации и режиму работы оборудования, которое используется на ОПО. С содержанием инструкций должен быть ознакомлен под роспись каждый сотрудник, занятый на объекте. Инспектор это проверит.

14.

Убедитесь в наличии действующего договора и полиса (полисов) обязательного страхование граждан-

ской ответственности владельца опасного объекта на все ОПО, которые эксплуатирует ваша организация.

15.

Непосредственно перед проверкой проведите визуальный осмотр ОПО, его составных частей, зданий и сооружений. Убедитесь в исправности оборудования, его приемлемом внешнем виде, удовлетворительном состоянии зданий и сооружений как внутри, так и снаружи. Рекомендуем, не дожидаясь последнего дня перед проверкой, провести чистку, ремонт и иные «косметические» процедуры для комплектующих опасного производственного объекта. Ваш ОПО «выходит в свет» (причем на очень ответственное мероприятие), поэтому должен выглядеть надлежащим образом. И, конечно же, будьте вежливы. Пусть вы с инспектором окажетесь по разные стороны баррикад, однако такт и уважительное общение никто не отменял. тн

На правах рекламы

Убедитесь, что у вас в организации есть надлежащим образом заполненные журналы по основным направлениям ПБ: журнал ответственных лиц за эксплуатацию технических устройств; журнал регистрации мероприятий или приказов по результатам проведения производственного контроля; журналы осмотра, технического обслуживания и ремонта оборудования на ОПО; журнал учета аварий, журнал учета инцидентов; журнал уче-

в этой статье мы предлагаем 15 ключевых рекомендаций, которые помогут организациям, эксплуатирующим опо, успешно пройти предлицензионную проверку и получить заветный бланк разрешительного документа

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Неразрушающий контроль – 120 лет научного подхода

Взаимодополняющие системы Ультразвуковой контроль с помощью УИУ «Сканер» и систем высокого разрешения серии «АВГУР» с обработкой данных методами многочастотной акустической голографии стотной голографической обработки данных, позволяющих существенно повысить их разрешающую способность [2]. Поэтому они называются голографическими, а дефектоскопию с их помощью предлагается называть «дефектометрией» [7]. Немаловажен и тот факт, что данные системы могут работать как с обычными одноэлементными пьезопреобразователями (ПЭП), так и с матричными ПЭП типа антенные или фазированные решетки [6]. Приведем результаты лабораторных и заводских испытаний системы автоматизированного ультразвукового контроля (АУЗК) модели «АВГУР-Т» с когерентной обработкой данных. Для сравнения одновременно с ними проводились такие же испытания традиционного дефектоскопа – широко распространенной в нашей стране и даже за рубежом универсальной измерительной установки (УИУ) «Сканер», модель «Скаруч», производства ЗАО «Конструкция» [8]. Все образцы, модели и изделия, задействованные в них, были изготовлены из нержавеющей стали марки 12Х18Н10Т. В качестве настроечных образцов (НО) применялись стандартные образцы предприятия (СОП) толщиной 10, 12 и 20 мм производства ОАО «НИИхиммаш». Содержание ферритной фазы в сварных швах СОП изменялось в пределах 3–10%, чтобы иметь возможность испытывать различные режимы настройки чувстви-

Виктор БОБРОВ, руководитель НОАП НК ОА «НИИхиммаш» (Москва), к.т.н. Алексей ВОПИЛКИН, генеральный директор ООО «НПЦ ЭХО+» (Москва), д.т.н. Олег МИТРОФАНОВ, генеральный директор ЗАО «Конструкция» (Санкт-Петербург), к.т.н. Сергей ПАРАЕВ, старший научный сотрудник АО «НИИхиммаш», к.т.н.

С развитием средств вычислительной техники на смену традиционным ультразвуковым дефектоскопам пришли компьютеризированные томографы, дающие послойное изображение объекта в разных сечениях [1, 2]. Применению ультразвуковых томографов посвящены многочисленные работы отечественных и зарубежных авторов и даже делаются предложения о замене рентгенографического метода контроля ультразвуковым [4, 7].

днако, несмотря на большие возможности и широкий выбор моделей, ультразвуковые томографы пока имеют ограниченное применение и не могут заменить традиционные аналоговые или цифровые дефектоскопы. Это вызвано различными обстоятельствами. Основной аргумент в пользу использования традиционных дефектоскопов – положение о том [5], что амплитуда принятого эхо-сигнала является основным параметром, по которому настраивают чувствительность контроля, судят об «эффективной» площади дефектов и проводят разбраковку изделий. Второй фактор – искаженное, нечеткое изображение дефектов на так называемых «сканах», по

которым нельзя измерить их реальные размеры. Есть и другие доводы, сдерживающие применение томографов, в том числе алгоритмы обработки данных, требующие серьезной подготовки операторов контроля, высокая стоимость оборудования контроля и другие [3]. В нашей стране ультразвуковые системы визуализации дефектов, в том числе серии «АВГУР», на протяжении 25 последних лет производит ООО НПЦ «ЭХО+» [7]. В настоящее время они нашли широкое применение в атомной энергетике. Также известны примеры их успешного использования на объектах нефтехимии [6]. Системы «АВГУР» отличаются от своих аналогов-томографов наличием специальных программ многоча-

Рис. 1а. СОП с отражателем типа сегментный в сварном шве

Рис. 1б. Тест-образец и схема расположения искусственных дефектов: слева от шва – N сторона, справа – Р сторона

Сварной шов

95* 85* 64

42,5

190*

α А

Вид А

3 3 отв.

Корень шва

10 7

А-А (1:2)

L1 L

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 2а. УИУ «Сканер», А-скан СОП толщиной 10 мм. Справа указаны параметры контроля: ВРЧ – включено, ПЭП – совмещенный, усиление 38 дБ, Y = 9,9 мм, Х = 24,7 мм. Параметры строба: начало – 7,6 мм, длительность – 11,2 мм, порог 50%. Параметры развертки: начало – 00 мм, длительность 34 мм

ВРЧ

Рис. 2б. АУЗК «АВГУР-Т», тест-образец, N (левая) сторона сварного шва. Надписи на сканах указывают тип отражателей. Отношение «сигнал – шум» достигает 6 дБ

С44 99 247 75 112 50 00 34

тельности прибора, так как скорость и затухание ультразвука сильно зависят от содержания ферритной фазы. В частности, если оно составляет менее 5%, то затухание ультразвука в сварном шве может превысить 20 дБ, и шов станет непригодным для УЗК. На поверхность сварных швов со снятым усилением наносились сегментные отражатели размером от 3 до 5 мм2 в зависимости от толщины СОП. Отдельные сварные швы помимо искусственного сегментного отражателя имели реальные дефекты типа шлакового включения и других. Такие СОП использовали для проверки разрешающей способности аппаратуры на реальных дефектах. Настроечный «тест-образец» (ТО) был изготовлен толщиной 90 мм и имел сварной шов, выполненный ручной электрошлаковой сваркой, с пятью искусственными отражателями разного типа: тремя

Рис. 1в. Модель обечайки, сканер системы «АВГУР-Т» установлен на кольцевом сварном шве

X Z

Y 1N

боковыми сверлениями длиной 40 мм и диаметром 3 мм, двумя пропилами длиной по 25 мм и глубиной 5 и 7 мм. В модельной обечайке (МО) толщиной 10 мм сварные швы выполнялись полуавтоматической аргонодуговой сваркой в цеховых условиях, при этом содержание ферритной фазы составляло 2–3%, а в основном металле – не более 0,5%. При сварке швов МО в них были заложены различные дефекты с допустимыми и недопустимыми размерами. В заводских условиях контролировался один участок кольцевого шва длиной 1,5 м в обечайке диаметром 3600 мм и толщиной 8 мм. Результаты АУЗК обечайки изделия проверялись рентгенографическим методом НК. Контроль с помощью УИУ «Сканер» проводился в ручном режиме (РУЗК), для обнаружения плоских дефектов, расположенных поперек оси шва, ПЭП разворачивали относительно его оси на угол ± 30° [9]. АУЗК выполнялся с помощью системы «АВГУР-Т» [10], при этом применялись разные схемы прозвучивания: совмещенная, раздельно-совмещенная и типа «тандем». ПЭП устанавливали по разные стороны от оси сварного шва и перемещали по поверхности объекта вдоль и поперек шва с шагом в пределах от 0,5 до 2 длин волн в зависимости от режимов контроля. Ширину зоны сканирования выбирали, исходя из условия контроля всего объема сварного шва. Результаты контроля установкой «Сканер» выводили на экран монитора, сохраняли в файл или распечатывали из файла в виде А-сканов (рис. 2а). Данные о дефектах, полученные с помощью системы «АВГУР-Т», визуализировались в виде А, ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

В, D и C-сканов (рис. 2б). Программы обработки изображения позволяли проводить цветовую кодировку амплитуды эхо-сигналов, объединение слоев, очистку от ложных индикаций и оконтуривание. Для контроля тест-образца использовалась система СК.426Т4.A5.2, которая являлась аналогом «АВГУР-Т». По окончании работ проведен сравнительный анализ полученных данных, и на их основе разработана инструкция по применению системы «АВГУР-Т» на объектах химии и нефтехимии [11]. В настоящее время она согласована с ОАО «НТЦ «Промышленная безопасность», а ее действие распространяется на аппараты и технологические трубопроводы, изготовленные из аустенитных и аустенитноферритных сталей. Испытания УИУ «Сканер» на сварных швах СОП показали, что ручной вариант контроля дает дефектоскописту большие возможности для обнаружения дефектов с «плохой» ориентацией. Фронтальная разрешающая способность установки Δx позволяет надежно отбраковывать помехи от полезных сигналов, которые могут мешать настройке дефектоскопа на сегмент, и выявить недопустимые дефекты, разноориентированные относительно продольной оси и кромки шва [12]. При выбранных условиях контроля (а = 5 мм, f = 5 МГц, Сs = 3900 м/с) угол раскрытия диаграммы направленности ПЭП равен 5,4°. Для однократно отраженного эхо-сигнала этот угол почти в 4 раза больше – около 21°. С учетом наличия боковых лепестков угол качания зондирующего луча приближается к 80–90°, достаточным для надежного контроля попе-

Неразрушающий контроль – 120 лет научного подхода речно ориентированных дефектов. Что касается системы «АВГУР-Т», то полезный сигнал от сегментного отражателя очень мал по сравнению с помехами, идущими от углов, граней и корня шва СОП. Помехи снижают отношение сигнал/шум, и их вредное влияние особенно заметно на СОП толщиной до 12 мм. Однако после очистки ложных индикаций, предусмотренной в системе, полезный сигнал от сегментного отражателя надежно выделяется. Сравнительные испытания УИУ «Сканер» и системы «АВГУР-Т», проведенные в лабораторных условиях на сварном кольцевом шве обечайки, продемонстрировали, что случаи обнаружения недопустимых дефектов двумя испытываемыми приборами совпадают в 16 случаях из 17. Это соответствует стандартному 95%-му доверительному интервалу для физических измерений и позволяет говорить об их достоверности. Результаты АУЗК, выполненного с помощью системы «АВГУР-Т» в заводских условиях, подтверждены данными рентгенографического контроля (РК) (табл. 1, 2). При этом методом АУЗК обнаружены дефекты, которые не были видны на рентгеновских снимках, вследствие чего можно сказать, что он обладает даже большей чувствительностью, чем РК. По итогам проведенных испытаний и сравнительного анализа полученных данных можно сделать следующие выводы о РУЗК с помощью УИУ «Сканер» и АУЗК с помощью системы «АВГУР-Т»: ■ преимуществом РУЗК является возможность более надежного обнаруже-

ния дефектов с «плохой» ориентацией относительно оси акустического луча, АУЗК – наглядное изображение дефектов и возможность удаления высокоамплитудных помех; ■ продолжительность РУЗК и АУЗК зависит от условий контроля и уравнивается с учетом того, что время, затраченное на установку и настройку сканирующего устройства, может превышать время, необходимое для сканирования; ■ вероятность совпадения результатов контроля для «АВГУР-Т» и УИУ «Сканер» составляет 95%; ■ достоверность результатов АУЗК на изделии с помощью «АВГУР-Т» подтверждается данными РК; ■ фронтальная разрешающая способность цифровых дефектоскопов зависит от скорости оцифровки входных сигналов (для УИУ «Сканер» она составляет доли миллиметра по шкале Х, чего вполне достаточно для настройки чувствительности установки по стандартному отражателю типа сегмент); ■ фронтальная и лучевая разрешающая способность системы «АВГУР-Т» с когерентной обработкой данных, технологией 3D-ПСП и модулями повышения качества изображения составляет около одной длины волны λ [6]; ■ разрешающая способность томографов с некогерентной амплитудной обработкой данных хуже, чем у томографов с когерентной обработкой данных; ■ система голографической обработки данных «АВГУР-Т» позволяет достичь высокого разрешения на глубине 80 мм за счет правильного выбора мо-

Таблица 1. Карта АУЗК изделия системой «Авгур-Т»; настройка чувствительности произведена на СОП с зарубкой 3×2 мм2 № деф.

Глубина залегания Z, мм (высота)

Местоположение на сварном соединении Y (вдоль шва), Yнач– Yкон, мм (Ly) мм

Форма (характер) дефекта (объемный/ плоскостной)

Соответствие норме качества

Местоположение, соответствующее участку по рентгенограмме

0,6

283–287 (4)

Годен

14Е

5,1

320–323 (3)

Годен

13Е

0,2

445

Годен

13Е

1,2

1130

Годен

11Е

0,2–0,8

1241

Годен

10Е

0,5

1301

Годен

10Е

0,5

1314

Годен

10Е

0,5

1326

Годен

10Е

0,3

1340

Годен

10Е

1,2

1369

Годен

10Е

Таблица 2. Результаты контроля методом рентгенографии Снимок по рентгенограмме

Форма (характер) дефекта

Соответствие норме качества

11Е

Пора

Годен

ды волны и угла ввода ультразвукового луча. Таким образом, в настоящее время и в ближайшем будущем будут востребованы ручные дефектоскопы типа УИУ «Сканер» и автоматизированные системы контроля типа серии «АВГУР», так как они решают свои задачи и не могут полностью заменить друг друга.

Литература 1. Ультразвуковой контроль. Антенные решетки (тематическая подборка статей из журнала «Контроль. Диагностика», 2011–2013 годы). М., 2015 год. 2. Бадалян В.Г., Базулин Е.Г., Вопилкин А.Х. и др. Ультразвуковая дефектометрия металлов с применением голографических методов. М., 2008 год. 3. Балдев Р., Раджендран В., Паланичами П. Применение ультразвука. М., 2006 год. 4. Воронков Н.В., Воронкова Л.В., Данилов В.Н. Преобразователи с фазированными решетками. М., 2013 год. 5. ГОСТ Р-55724-2013 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые». 6. Автоматизированный ультразвуковой контроль объектов повышенной опасности (юбилейный сборник трудов ООО «НПЦ «Эхо+»). М.: С.-П., 2010 год. 7. Ультразвуковая дефектометрия 25 лет (юбилейный сборник трудов ООО «НПЦ «Эхо+»). М.: С.-П., 2015 год. 8. www.scaruch.ultes.info. Руководство по эксплуатации УИУ «Сканер», модель «Скаруч». 9. СТО 00220256-014-2008 «Инструкция по ультразвуковому контролю стыковых, угловых и тавровых сварных соединений химической аппаратуры из сталей аустенитного и аустенитно-ферритного классов с толщиной стенки от 4 до 30 мм» (ОАО «НИИхиммаш»). 10. МА-ТД-НХ1-Т2С/26-К-10 «Методика ультразвукового автоматизированного контроля стыковых сварных соединений технологических трубопроводов из сталей аустенитного класса с применением системы «АВГУР-Т» (ООО «НПЦ «ЭХО+»). 11. СТО 00220256-021-2008 «Инструкция по автоматизированному ультразвуковому контролю стыковых кольцевых сварных соединений технологических трубопроводов и химической аппаратуры из сталей аустенитного и аустенитноферритного классов системой «АВГУР-Т» (ОАО «НИИхиммаш»). 12. Химченко Н.В., Бобров В.А. Неразрушающий контроль в химическом и нефтяном машиностроении. М., «Машиностроение», 1978, с. 264.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

опора нгк

Новые вызовы для российского ТЭК 2014–2015 годы стали непростыми для российского ТЭК. Одновременно отрасль испытала несколько серьезных вызовов: введенные Евросоюзом и США санкции, существенное снижение цен на основные продукты ТЭКа, ухудшение финансово-экономических условий и сложности с привлечением финансирования. Тем не менее основные показатели отраслей стабильны и соответствуют прогнозам: в нефтяной и угольной отраслях были превышены показатели добычи прошлого года и достигнуты исторические максимумы, незначительно, но выросла выработка электроэнергии, несколько снизилась добыча газа. Основные тенденции работы ТЭК отметил в своем докладе министр энергетики РФ Александр НОВАК в Государственной Думе Федерального собрания РФ.

нефтяной отрасли в 2014 году добыча составила 526,7 млн. т. За 3 года прирост добычи составил 15,3 млн. т. При этом в прошлом году основной прирост добычи был достигнут за счет месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, на шельфе, а также на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Фактически мы наблюдаем новый этап в развитии российской нефтяной отрасли, которая становится более диверсифицированной по направлениям поставок и номенклатуре, более технологически развитой и конкурентоспособной.

Это результат налоговой политики по стимулированию нефтедобычи, совершенствованием которой мы с вами вместе занимались. Свое влияние оказали как меры комплексной налоговой реформы, проведенной в 2012– 2013 годах (прежде всего, «единая методика» предоставления льгот), так и «большой налоговый маневр», простимулировавший добычу традиционной нефти. За 5 месяцев этого года мы также отмечаем прирост добычи на 1,2% к аналогичному периоду прошлого года и существенный прирост темпов разведочного и эксплуатационного бурения.

Что касается нефтепереработки. Здесь также наблюдается положительная динамика. За 3 года первичная переработка нефти выросла на 12,6%, составив 28 млн. т. За 3 года отечественными нефтяными компаниями было построено или модернизировано 47 установок, глубина переработки нефти на российских НПЗ достигла 72,4%. Общий объем инвестиций в нефтепереработку составил около 800 млрд. руб.

Энергетическая стратегия россии до 2035 года — новые вызовы для российского тЭк

НоВыЕ ВыЗоВы Рост конкуренции и глобализация мирового рынка (сланцевый газ, СПГ и спотовый рынок газа, возобновляемая энергетика) приводят к ухудшению рыночной позиции Российской Федерации Смещение спроса на энергоресурсы от Европы (экономическая стагнация, диверсификация импорта, повышение экологических требований, энергоэффективности) в сторону развивающихся экономик (АТР, БРИКС) приводит к необходимости перестроения системы сбыта и инфраструктуры Ухудшение геополитической ситуации, санкции против российского ТЭК — ограничение доступа к ключевым технологиям / оборудованию и, потенциально, к рынкам сбыта Резкое снижение мировых цен на углеводороды и неопределенность их дальнейшей динамики Источники: ИНЭИ РАН, анализ рабочей группы ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

опора нгк Модернизация НПЗ. Ввод в эксплуатацию и завершение реконструкции 13 установок

В соответствии с принятым в 2012 году Техническим регламентом Таможенного союза, мы за 2 года отказались от обращения моторных топлив 2-го и 3-го классов, в полном объеме обеспечен внутренний рынок высокоэкологичным топливом. Думаю, что заметное снижение выбросов выхлопных газов автомобилей уже смогли почувствовать жители нашей страны. Сегодня из 36 млн. т потребляемого в стране бензина только 8 млн.т 4 класса, остальной – 5 класса, соответствующего самым строгим международным нор-

мам. Как вы знаете, с 2016 года мы планируем совсем отказаться от оборота топлива 4 класса. Уважаемые депутаты, для поддержания достигнутых уровней добычи компаниям сегодня нужно выходить в новые регионы добычи с плохо развитой инфраструктурой, повышать коэффициент извлечения нефти, активнее задействовать трудноизвлекаемые запасы, выходить на континентальный шельф. Согласно проекту Энергостратегии России, добыча нефти из трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) должна соста-

очень важным событием стало подписание оао «газпром» и китайской национальной нефтегазовой корпорацией самого крупного в отечественной истории договора о поставке в китай по «восточному маршруту» более 1 трлн. куб. м газа в течение 30 лет. основной артерией станет «сила сибири», ввод которой запланирован на 2019 год

вить в 2035 году 80 млн. т в год, а на континентальном шельфе – выйти на уровень 50 млн. т. Важным стимулом для поддержания объема добычи на истощенных месторождениях и увеличения добычи трудноизвлекаемых запасов должен стать поэтапный переход к налогу на финансовый результат. Он позволит сделать рентабельной добычу примерно 10 млрд. т нефти. Надеемся на принятие законопроекта в ближайшее время с тем, чтобы эксперимент заработал с 2016 года. В числе ключевых задач, над которыми сегодня работает министерство, назову: ■ повышение коэффициента извлечения нефти и глубины ее переработки; ■ развитие биржевой торговли нефтью и нефтепродуктами; ■ поиск оптимальной формулы взаимодействия с малыми нефтяными компаниями; ■ обеспечение стабилизации качества нефти, поставляемой на российские НПЗ.

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Лев МИРОНОВ, Председатель Нефтегазстройпрофсоюза России В этом году мы встречаем День работников нефтяной и газовой промышленности России в юбилейный – 50-й раз. Этот праздник был учрежден 28 августа 1965 года в ознаменование успешного освоения нефтегазового потенциала Западной Сибири. С тех пор Россия ежегодно чествует тех, чья жизнь неразрывно связана с добычей, транспортировкой и переработкой нефти и газа – основой экономики нашей страны. Ведь от того, насколько успешно и профессионально работают газовики и нефтяники, часто зависит жизнь во многих суровых регионах нашей Родины. Именно поэтому в сегодняшних сложных условиях на первый план работы Нефтегазстройпрофсоюза России выходит решение вопросов обеспечения социальной стабильности на предприятиях и в организациях нефтегазового комплекса. И решить их можно только путем всемерного развития социального партнерства на всех уровнях трехстороннего взаимодействия. В связи с тем, что значительная часть членов Профсоюза проживает и работает на Севере, для Нефтегазстройпрофсоюза России защита социально-трудовых прав и экономических интересов северян, работающих в суровых природноклиматических условиях, была и остается одним из приоритетных направлений его деятельности. Так, в Отраслевое соглашение по организациям нефтяной, газовой отраслей промышленности и строительства объектов нефтегазового комплекса Российской Федерации на 2014–2016 годы включен раздел «Дополнительные гарантии и компенсации для лиц, работающих и проживающих в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях». Продолжается совместная работа с профильными комитетами Государственной Думы, Экспертным советом по Арктике и Антарктике Совета Федерации, федеральными министерствами и ведомствами. На региональном уровне Нефтегазстройпрофсоюз России заключил Соглашения о сотрудничестве и взаимодействии с Правительством Ханты-Мансийского автономного округа–Югры и Правительством Ямало-Ненецкого автономного округа. Большое внимание уделяется также вопросам развития Арктики. Так, сейчас Нефтегазстройпрофсоюз России принимает активное участие в разработке проекта ФЗ «Об Арктической зоне Российской Федерации». Заинтересованность в совместной работе по освоению шельфа проявляют и зарубежные коллеги, в частности норвежский профсоюз Industri Energi и Ассоциация нефтегазовых компаний Норвегии (NOROG). Разумеется, и другие регионы России сегодня находятся под вниманием Профсоюза. Так, серия мероприятий была посвящена вопросу развития социального партнерства в организациях ТЭК Крымского федерального округа, реализации мер по содействию переходу предприятий ТЭК региона на российские социальные стандарты. Друзья! Глубокого уважения достоин ваш труд независимо от того, в каком из уголков нашей необъятной Родины вы живете и работаете. В этот день наиболее отчетливо осознаешь, кому обязана Россия своим богатством, мощью и авторитетом. От всей души поздравляю вас с нашим профессиональным праздником. Желаю вам и вашим близким сибирского здоровья, достойной зарплаты, уверенности в завтрашнем дне и свершения всех ваших желаний.

опора нгк В газовой отрасли, в отличие от нефтяной, в прошедшем году наблюдалось снижение объемов добычи газа на 4%, до 640,3 млрд. куб. м. При сохранении объемов поставок газа на внутренний рынок, падение добычи было связано со снижением экспорта в западном направлении и аномально теплой зимой. На этом фоне стоит отметить динамичное развитие отечественной нефтегазохимии. Объем переработки нефтехимического сырья за 2014 год составил 10 млн. т, что значительно – на 12,4% – превышает показатели 2013 года. В ближайшее время мы сможем полностью отказаться от импорта крупнотоннажных полимеров, что даст мощный импульс для развития промышленности, а также малого и среднего бизнеса. Одна из важнейших для нас задач – развитие внутреннего рынка газа. В прошедшем году были сделаны реальные шаги по запуску продаж природного газа на товарных биржах и в торговых системах. В июне 2014 года утверждено Постановление Правительства Российской Федерации № 566, которое позволило начать торги газом на площадке Санкт-Петербургской товарно-сырьевой биржи.

Мы рассчитываем, что запуск торгов на российских биржевых площадках будет способствовать развитию конкуренции и внедрению рыночных принципов ценообразования. Что касается внешнего рынка, то здесь важным направлением государственной энергетической политики стала диверсификация рынков сбыта и маршрутов доставки энергоносителей – прежде всего, в восточном направлении. Очень важным событием стало подписание ОАО «Газпром» и Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорацией самого крупного в отечественной истории договора о поставке в Китай по «восточному маршруту» более 1 трлн. куб. м газа в течение 30 лет. Основной артерией станет «Сила Сибири», ввод которой запланирован на 2019 год. В настоящее время ведется работа над проектом поставок природного газа в Китай также и через западный участок российско-китайской границы. Хочу подчеркнуть, что «восточный акцент» в нашей газовой политике не означает отказа от развития инфраструктуры в европейском направлении. Как и прежде, мы гарантируем удовлетворение спроса наших традиционных партнеров. В частности, одной из мер по решению

проблем с транзитом газа в Европу является строительство «Турецкого потока» мощностью 63 млрд. куб. м газа в год. Важный вектор развития экспортного потенциала газовой отрасли – экспорт СПГ. Доля России на сегодняшний день составляет на мировом рынке СПГ менее 5%, и целевой задачей на 2030 год является выход на 12% от общего объема рынка. Либерализация экспорта СПГ стала хорошим стимулом для российских и зарубежных компаний инвестировать в строительство мощностей по сжижению природного газа. В завершение хотел бы остановиться на вопросах, имеющих большое значение для всех отраслей ТЭК. Это, прежде всего, необходимость ускоренного инновационного развития для сохранения конкурентоспособности на мировых рынках, вопросы импортозамещения, развития энергоэффективности и человеческого капитала. Хочу сказать, что технологический уровень российского ТЭК в целом высок. Технологические решения мирового уровня имеются сегодня во всех отраслях ТЭК – в электроэнергетике, в сфере мирного атома, в нефтегазовой и угольной отраслях. Но для их широкого внедрения, конечно, нужтн на государственная поддержка.

ооо «юганскнефтепромбурсервис» –

ведущее предприятие машиностроительной отрасли Нефтеюганского района Номенклатура услуг: ■ капитальный ремонт бурового и нефтепромыслового оборудования; ■ ремонт и обслуживание насосно-компрессорного оборудования; ■ изготовление запасных частей и инструмента для бурового и нефтепромыслового оборудования; ■ все виды токарных, расточных работ на узлах и деталях диаметром от 2,5 мм и весом до 4 тонн, а также строгальных, фрезерных и шлифовальных работ; ■ ремонт и дефектоскопия насосно-компрессорных и бурильных труб;

■ изготовление резинотехнических изделий (в том числе по австрийской технологии методом точения); ■ изготовление грузозахватных приспособлений; ■ изготовление нестандартного оборудования для бригад подземного и капитального ремонта скважин (ловильный инструмент, приемные сани-мостки, стеллажи, емкости с обогревом и т.д.); ■ ремонт гидрокоробок буровых насосов.

центральная лаборатория ооо «юганскнефтепромбурсервис»: ■ метрологическая лаборатория; ■ лаборатория неразрушающего контроля (ультразвуковой, акустико-эмиссионный контроль, магнитопорошковая дефектоскопия, проникающий вид контроля – капиллярный цветными веществами) оснащена ультразвуковыми

приборами последнего поколения, работы проводятся как на базе предприятия заказчика либо исполнителя, так и в полевых условиях с выездом на месторождение; ■ химико-аналитическая лаборатория (механические испытания и химический анализ металлов).

Экспертиза промышленной безопасности: оборудования, подъемных сооружений, сосудов, работающих под давлением; ■ экспертиза промышленной безопасности технических устройств с продлением срока службы.

На правах рекламы

■ изготовление дубликатов паспортов на оборудование и иных эксплуатационных документов на технические устройства, применяемые на ОПО; ■ техническое диагностирование бурового и нефтепромыслового

ооо «юганскнефтепромбурсервис» (ооо «юНПбС») 628320 ХМао–югра, Нефтеюганский район, сельское поселение Сингапай, промзона тел. (3463) 25-07-44 E-mail: reciver@yunpbs.rnservice.ru www.yunpbs.rnservice.ru

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

На правах рекламы

опора нгк

Честность, качество и стремление к совершенству

Среди сервисных компаний Западно-Сибирского региона России, предоставляющих услуги в сфере повышения нефтеотдачи пластов нефтедобывающим комплексам страны, одно из ведущих мест занимает ЗАО «Совместное Предприятие «МеКаМинефть», созданное в 1992 году при участии Производственного объединения «Мегионнефтегаз», германской фирмы Cat.oilGmbH и бельгийской финансовой компании MikoFinanceandTradingCompany.

основе такого успеха – мощная производственно-техническая база, высококвалифицированный персонал, современные методы, технологии и оборудование, соответствующие мировому уровню. В совокупности это позволяет осуществлять широкий спектр работ по вторичному воздействию на пласт с целью повышения его продуктивности. Для их выполнения в компании имеются 7 производственных участков, 14 комплексов для производства гидравлических разрывов пласта (ГРП), в том числе 2 комплекса, оборудованные установкой «гибкая труба» в комплексе с насосной установкой, крупная база производственного обслуживания в Мегионе, а также 1 550 человек персонала. Помимо проведения классических гидравлических разрывов пласта специалистами ЗАО «СП «МеКаМинефть» успешно внедряются и применяются новые технологии для эффективного извлечения нефти из низкопроницаемых коллекторов: пенно-азотные ГРП, ГРП по технологии STEPWISE FRAC (гидропескоструйная перфорация с ГРП), многостадийные

ГРП. В арсенале компании имеются такие решения, как глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта, обработка призабойной зоны пласта деэмульгаторами и различными кислотными компонентами, освоение скважин методом свабирования, восстановление циркуляции в скважинах, оборудованных элек-

тропогружными насосами, промывка забоя и восстановление приемистости нагнетательных скважин, комплекс работ с применением установки «Гибкая труба» и другие. Применение новых технологий позволяет существенно увеличивать коэффициент нефтеотдачи пластов (КИН), вовлекать в работу удаленные слабо дренируемые участки залежи, значительно снижать затрачиваемое время на производство работ, успешно проводить работы по ГРП на скважинах с существующей опасностью прорыва в водонасыщенную часть пласта. Компания ЗАО «СП «МеКаМинефть» не останавливается на достигнутом и ищет новые пути усовершенствования существующих, а также вновь внедряемых технических решений. В частности, ЗАО «СП « МеКаМинефть» имеет положительный опыт работ по гидравлическому разрыву пластов с применением протектора фонтанной арматуры (ПФА). Ствол ПФА (полый шток с уплотнениями по наружному диаметру) вводится в колонну НКТ через канал устьевой головки. Подача технологической рабочей жидкости в колонну НКТ осуществляется непосредственно через ПФА, исключая тем самым воздействие рабочего давления на фонтанную арматуру. Специалисты компании неоднократно оказывали качественные услуги по монтажу – демонтажу протектора с применением собственной спецтехники для про-

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Генрих АРНОЛЬД, главный инженер – первый заместитель генерального директора:

– подразделение по гидравлическому разрыву пласта является в зао «сп «мекаминефть» основным приоритетным бизнес-направлением в западной сибири, имеющим в наличии новейшее высокотехнологичное оборудование. изводства работ по ГРП силами как ЗАО «СП «МеКаМинефть», так и других сервисных организаций, производящих гидравлический разрыв пластов. Серьезное внимание на предприятии уделяется также созданию здоровых и безопасных условий труда, исходя из принципа приоритетности сохранения жизни и здоровья работников по отношению к результатам производственной деятельности, обеспечению надежности работы опасных производственных объектов. В настоящее время ЗАО «СП «МеКаМинефть» получены лицензия на осуществление взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности и свидетельство о регистрации на разрешение эксплуатации опасных производственных объектов, что является доказательством соблюдения Обществом всех требований нормативно-правовых и нормативно-технических документов в области охраны труда, пожарной и промышленной безопасности. Выполняя работы на нефтяных, газоконденсатных и нагнетательных скважинах, ЗАО «СП «МеКаМинефть» ставит перед собой задачу предоставлять высококачественные услуги, отвечающие государственным, международным требованиям и ожиданиям заказчиков, сохранять лидирующую позицию на российском рынке, осуществлять перспектив-

ное развитие производства, проводить реконструкцию и модернизацию производственных объектов, а также повышать благосостояние сотрудников. При достижении запланированных целей руководство компании не забывает и о планомерном снижении отрицательного воздействия на окружающую среду за счет минимизации вредного воздействия на природу всеми доступными и разумными средствами. Территория производственной деятельности предприятия включает в себя Ханты-Мансийский автономный округ– Югра, Ямало-Ненецкий автономный округ и Оренбургскую область. Основными заказчиками услуг ЗАО «СП «МеКаМинефть» являются ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «Газпромнефть-Хантос», Филиал «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпром нефть», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Их доверие оправдывается в полной мере, что достигается совершенствованием сервиса день ото дня. Также стоит отметить, что деятельность ЗАО СП «МеКаМинефть» основана на честности, качестве и стремлении к совершенству. В этом залог успешного развития предприятия и выгодного с ним сотрудничества. В 2011 году в ЗАО «СП «МеКаМинефть» был проведен сертификационный аудит на соответствие международным стан-

дартам ISO 9001:2008, ISO 14001:2004 и OHSAS 18001:2007. Рассмотрев полученные результаты, группа аудиторов отметила, что компания использует отличную производственную практику, связанную с качеством своих услуг, безопасностью здоровья и охраной окружающей среды. В мае 2011 года по итогам проведенного сертификационного аудита ЗАО «СП «МеКаМинефть» получило сертификаты соответствия международным стандартам. В 2012 и 2013 годах проведены надзорные аудиты, а в 2014 году – ресертификационный, в ходе которого предприятие подтвердило соответствие своей работы высоким требованиям вышеупомянутых стандартов. По версии www.business-rating.net ЗАО «СП «МеКаМинефть» входит в десятку «Лидеры отрасли-2015. Национальный рейтинг РФ. Группа ААА (высший уровень надежности)» среди предприятий, предоставляющих услуги, связанные с добычей нефти и газа. Таким образом, за 23 года ЗАО «СП «МеКаМинефть» проделало путь от небольшого предприятия до самостоятельной производственной единицы с большим потенциалом и мощной инфраструктурой для оказания комплекса сервисных услуг. Компания располагает высококвалифицированным штатом сотрудников и современными комплексами техники для произведения ГРП, что позволяет ей успешно конкурировать с аналогичными предприятиями. Сегодня «МеКаМинефть» является одной из ведущих организаций топливно-энергетического комплекса в сфере оказания услуг по увеР личению добычи нефти. ЗАО «Совместное Предприятие «МеКаМинефть» 628684 ХМАО–Югра, г. Мегион, ул. Западная, 31, стр. 18 Тел. + 7 (34643) 4-02-01 Факс + 7 (34643) 4-02-70 E-mail: mecamineft@mecamineft.com www.mecamineft.com

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

опора нгк

Нефтяная опора России на Каспии Каспийский Трубопроводный Консорциум (КТК) – международная нефтетранспортная компания, нефтепроводная система которой проходит по территории России и Республики Казахстан (Тенгиз–Новороссийск, 1511 км). Маршрут КТК по праву считается одним из самых надежных и рентабельных путей транспортировки нефти из Каспийско-Черноморского региона на мировые рынки. КТК – проект, в международной инфраструктуре которого соединены датско-британская Shell, итальянская Eni, британская British Gas, американские нефтяные компании Chevron и Exxon Mobil, госкомпании Российской Федерации и Республики Казахстан. И в этом его уникальность. Нефтяные гиганты трудятся вместе на единый результат. В преддверии Дня работников нефтяной, газовой и топливной промышленности мы беседуем с генеральным директором КТК Николаем Бруничем, который рассказал о деятельности консорциума, в том числе о сотрудничестве с надзорными органами. – КТК известен в отрасли серьезным отношением к передовым технологиям, современным подходом как к транспортировке нефти, так к строительству новых объектов нефтепроводной системы. Что значит технический прогресс для КТК? – В своей повседневной производственной деятельности Консорциум стремится максимально эффективно действовать в интересах акционеров и государств, на территории которых расположены объекты компании. Критериями эффективности работы компании являются, прежде всего, бесперебойная и безаварийная эксплуатация трубопроводной системы, ритмичная транспортировка нефти из Западного Казахстана в Новороссийск и ее своевременная погрузка в нефтеналивные суда. КТК – уникальный проект, в международной инфраструктуре которого объединены крупнейшие зарубежные нефтяные компании, госкомпании России и Республики Казахстан. Поэтому КТК сегодня – это современный мощный механизм, синтез передового опыта и прогрессивных технологий. Внедрение новых разработок ведется во всех секторах производства, включая экологию. В частности, в эксплуатации КТК мы используем оптико-волоконную автоматическую систему управления и сбора данных – СКАДА. Основное ее назначение – оперативный контроль и управление перекачкой нефти, объектами системы на всем ее протяжении – нефтепроводом, нефтеперекачивающими станциями, морским терминалом. Эта система фиксирует состояние трубопровода по всем параметрам в режиме реального времени и помогает обеспечивать ее безопасное функционирование. Еще один современный объект природоохранной направленности реализован на Морском Терминале недалеко от г. Новороссийска. Это установка очистки нефтесодержащих сточных вод (УОНСВ),

разработанная и смонтированная с использованием прогрессивных технологий очистки нефтесодержащих сточных вод. Она состоит из многих видов ступеней очистки и обеспечивает высокую степень эффективности очистки сточных вод. – Компания реализует Проект расширения, цель которого увеличение мощности трубопроводной системы пропускной способностью нефтепровода с 32 до 67 млн. тонн нефти в год. На Проекте расширения заканчиваются строительномонтажные работы, завершается пусконаладка, приходит время сдачи объектов в эксплуатацию. Как обстоят дела с организацией взаимодействия с надзорными органами? – В приоритете работы КТК – неукоснительное выполнение требований законодательства в области эксплуатации и строительства опасных производственных объектов в рамках нормативных документов в области градостроительной деятельности. Организован независимый технический контроль заказчика, управляющие компании обеспечивают постоянный мониторинг работ подрядных организаций и контроль состояния дел на строительных площадках. Осуществляется постоянный авторский надзор проектных решений. Такая организация производства позволила своевременно провести реконструкцию 5 действующих нефтеперекачивающих станций и ввести их в эксплуатацию с высоким уровнем безопасности. Сотрудники Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на плановой и внеплановой основе проверяют соблюдение требований градостроительного и иного законодательства, требований проектной документации промышленной безопасности. Все замечания и выявленные факты несоответствия тех или иных решений и действий нормативным требованиям устраняются ЗАО

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

«КТК-Р» своевременно и в полном объеме. Есть все основания полагать, что приобретенный опыт, а также поступившие от сотрудников Ростехнадзора конкретные замечания позволят ЗАО «КТК-Р» успешно завершить работы по строительству оставшихся объектов Проекта расширения в утвержденные Правительством РФ сроки. Для взаимодействия со специалистами надзорных органов в Проекте расширения КТК была организована специальная группа под руководством Михаила Колесникова, менеджера по вопросам законодательства и нормативных актов ЗАО «КТК-Р». Специалисты этой группы занимаются подготовкой к проверкам соответствующих служб на соответствие построенного объекта требованиям проектной документации и технических регламентов. Они координируют подготовку к сдаче как проектной документации, так и фактически построенных объектов и исполнительной документации. Специалисты группы принимают участие в непосредственной работе комиссий, проведении консультаций до и после проведения проверок. Такая организация работы позволила на этапах подготовки и в ходе непосредственного проведения проверок выявлять слабые места, проводить мероприятия, нацеленные на уточнение замечаний, отраженных в актах проверок. – Скоро праздник – День работников нефтяной, газовой и топливной промышленности. Что пожелаете коллегам? – Топливно-энергетический комплекс, обеспечение энергоресурсами является основой мировой эко-

номики. На международном уровне потенциал крупного государства оценивается, прежде всего, по его энергетической и военной мощи. И в России от того, насколько успешно работают люди, связанные с добычей, транспортировкой и переработкой углеводородов, зависит стабильность и благополучие во многих регионах нашей страны. Всем работникам отрасли, тем, кто связан с топливноэнергетическим комплексом, хочу пожелать крепкого здоровья, успехов в профессиональной деятельности, исполнения желаний, семейного счастья и мирР ного неба над головой!

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

опора нгк

Надежность, качество, высокий результат

Казалось бы, такие сферы деятельности, как текущий и капитальный ремонт скважин, химизация технологических процессов, обслуживание растворных узлов с приготовлением технологических жидкостей, глушение скважин, проведение операций с технологическими жидкостями, техническое диагностирование нефтепромыслового оборудования и оказание транспортно-технологических услуг, ни при каких условиях не могут быть освоены в полном объеме и осуществляться одной компанией. Но из любого правила есть исключение, и имя ему – ООО «НефтеСервис». Это предприятие с широчайшим спектром направлений деятельности успешно конкурирует с ведущими сервисными компаниями России в нефтедобывающей отрасли.

обросовестно и качественно выполняя свою работу, ООО «НефтеСервис» добилось доверия со стороны ведущих нефтяных компаний России и зарекомендовало себя как надежный партнер. Вот уже несколько лет компания успешно сотрудничает с дочерними предприятиями ОАО «Газпром», а также расширяет свое присутствие на рынке во многих регионах России. Все проекты, реализуемые ООО «НефтеСервис», отличаются высоким качеством и сжатыми сроками выполнения. Нередки случаи, когда работы завершаются с опережением графика, чему способствуют эффективная политика управления производственными процессами и ориентированность на постоянное развитие, в том числе в части производственных, материальных, технических и профессиональных ресурсов. Предприятие в прямом смысле не стоит на месте: по-

стоянно повышает квалификацию своих сотрудников, внедряет новейшие технологии, спецтехнику и оборудование для выполнения работ, осваивает новые сферы деятельности, в числе которых также находится бурение скважин.

Благодаря всему этому, а также слаженной работе и тщательной организации труда, ООО «НефтеСервис» оперативно реагирует на внештатные ситуации и в кратчайшие сроки принимает конструктивные решения, предотвращающие даже самые негативные последствия. На сегодняшний день численность работников компании превышает 1 500 человек. ООО «НефтеСервис» несет ответственность за каждого из своих специалистов, осознавая, что без их труда и высокой квалификации компании не удалось бы добиться в столь короткие сроки таких успехов и высот. Руководство предприятия ценит людей, ориентированных на результат, совершенствование и развитие, способных решать сложные задачи. Полный социальный пакет, развитая корпоративная культура, сохранение преемственности поколений, мотивационные и бонусные системы оплаты труда, помощь в становлении сотрудников и многое другое делают ООО «НефтеСервис» сильной и независимой компанией. Сегодня ООО «НефтеСервис» обладает новейшими подъемными агрегатами грузоподъемностью от 40 до 80 тонн, оснащенными электронными индикаторами веса ИВЭ-50 в максимальной комплектации, все бригады ТКРС оснащены гидравлическими ключами для быстрого, безопасного, точного свинчивания и развинчивания бурильных, насоснокомпрессорных труб для всех типоразмеров. Предоставляемые для оказания услуг технические средства подготовлены для работы в условиях низких темпе-

Екатерина СИМАКОВА, генеральный директор ООО «НефтеСервис», акционер ОАО «Газпром нефть» Уважаемые работники нефтяной, газовой и топливной промышленности! Нефтяная отрасль является достаточно агрессивной средой для ведения бизнеса. По всем правилам естественного отбора в ней выживают только сильнейшие, причем это касается как руководителей компаний, их филиалов и подразделений, так и оперативного персонала. Желаем вам держать руку на пульсе прогресса, интуитивно чувствуя верное направление пути, развиваться, несмотря на трудности, и идти вперед, преодолевая препятствия. Здоровья вам, энергии и удачи на вашем ответственном поприще!

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

ратур в районах Крайнего Севера и соответствуют установленным для них требованиям. Кроме того, ООО «НефтеСервис» владеет собственным специализированным автопарком и оборудованными производственными базами. Компания самостоятельно производит качественный ремонт насосно-компрессорных труб, что заметно выделяет ее из конкурентного окружения. ООО «НефтеСервис» также является собственником лаборатории неразрушающего контроля, оснащенной современными высокоточными технологиями, а также новейшими приборами и оборудованием НК, что дает возможность компании решать любые задачи по проведению дефектоскопии различных объектов методами ультразвуковой, магнитно-порошковой и капилляр-

ной диагностики, визуального и измерительного контроля. Отдельно стоит отметить, что в ООО «НефтеСервис» имеются все разрешительные документы в соответствии с действующими стандартами заказчиков и требованиями органов государственного контроля и надзора. В рамках управления охраной труда, промышленной безопасностью и охраной окружающей среды проводится производственный контроль, осуществляется оценка опасных факторов и рисков, разрабатываются и реализуются комплексные программы, направленные на минимизацию негативного воздействия на окружающую среду и выполнение качественных и безопасных работ. В перспективе ООО «НефтеСервис» планирует предоставлять услуги по бурению боковых стволов скважин, в том

числе горизонтальных, любой сложности с длиной горизонтального участка до 500 метров и глубиной до 3 500 метров из эксплуатационных колонн диаметром от 140 до 245 мм. Компания реализует ряд социальных программ, в числе которых материальная помощь детям Нижневартовского района, оставшимся без попечения родителей, а также поддержка развития храма Святителя Николая Мир Ликийских Чудотворца в поселке Излучинск Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. ООО «НефтеСервис» по праву может считаться достойным работодателем, надежным партнером для заказчиков, социально ориентированным предприятием для общества. Это компания с высокой долей ответственности во всех направлениях своей деятельности, специалисты которой не останавливаются на достигнутом. Они регулярно участвуют в тендерах на реализацию проектов и всегда открыты к новому сотрудничеР ству.

ООО «НефтеСервис» 628600 ХМАО–Югра, г. Нижневартовск, ул. 9П, 31А, эт. 2 Тел./факс + 7 (3466) 21-94-10 E-mail: info@nefteservis.pro www.nefteservis.pro ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

опора нгк

Когда осложняющие факторы не помеха Развитие Русского газонефтяного месторождения

Русское газонефтяное месторождение, расположенное в Тазовском районе ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, было открыто в 1968 году. В настоящее время основная технологическая схема его разработки защищена, что переводит месторождение из опытной эксплуатации в промышленную.

о величине геологических и извлекаемых запасов Русское нефтегазовое месторождение является одним из крупнейших в России. Лицензией на его разработку владеет ОАО «Тюменнефтегаз», дочернее предприятие группы ОАО «НК «Роснефть», созданное в 1995 году для добычи нефти и газа из сложнопостроенных месторождений. Углеводородное сырье Русского месторождения уникально по своим свойствам. Основные запасы нефти находятся на глубине 0,8–1,2 км и относятся к категории трудноизвлекаемых. Ее отличительной особенностью является высокая вязкость более 200 сПз. Это, конечно, очень сильно осложняет добычу, но зато в связи с низким содержанием парафина, смол, серы и асфальтенов из этой нефти можно получать высококачественное реактивное и дизельное топливо, арктические низкозастываю-

щие малосернистые масла, строительные и дорожные битумы, электродный кокс, весьма востребованные на Крайнем Севере. Освоение Русского месторождения также осложнено рядом других факторов: оно находится в Заполярье и характеризуется сложным геологическим строением с наличием тектонических нарушений. – Первый и самый главный фактор – обширная газовая шапка, под которой находится 80% запасов нефти, – отмечает Евгений ПИЦЮРА, главный геолог ОАО «ТюменЕвгений ПИЦЮРА нефтегаз». – Кроме того, на месторождении имеются подстилающая вода и слабосцементированный коллектор, не позволяющий создавать значительные депрессии без нару-

Русское газонефтяное месторождение, приуроченное к антиклинальной складке в пределах Pусско-Часельского мегавала, входит в ЗападноСибирскую нефтегазоносную провинцию. Основные запасы нефти приурочены к терригенным отложениям сеноманского и туронского ярусов верхнемелового периода. Коллекторы порового типа представлены песчаниками c пористостью 23–29% и проницаемостью до 1 Д. Залежи пластовые сводовые и массивные, осложненные тектоническими нарушениями. шения продуктивности скважин. Тектонические нарушения, приуроченные к большому Юрибейскому разлому, тоже создают свои трудности, но все они решаемые. На сегодняшний день, к примеру, все месторождение покрыто 3Dсейсмикой, и в комплексе с трассерны-

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

ми исследованиями и гидропрослушиванием мы определяем, проводящие это тектонические нарушения или нет, и каковы их амплитуды. На данный момент времени никаких негативных влияний на освоение месторождения тектоника не оказывает, хотя полностью исключить риски при бурении скважин все же нельзя. Минимизировать воздействие осложняющих факторов коллективу предприятия помогает программа опытнопромышленных работ и испытаний, осуществляемая на месторождении с момента его открытия. Выполнены исследования в части проведения горизонтальных стволов скважин, согласно которым все Русское месторождение по проектной схеме разрабатывается именно горизонтальными скважинами. От газовой шапки стволы отступают минимум на 15 метров, причем сверху обязательно должны быть глинистые перемычки, ограждающие ствол скважины от прорыва газа. – Мощность нефтенасыщенного коллектора на месторождении составляет порядка 60 метров, – продолжает Евгений Владимирович, – соответственно мы имеем резерв для маневра и от газа, и от воды и можем провести ствол в достаточно комфортных геологических условиях. Чтобы минимизировать выносы песка, вызывающие уменьшение дебитов нефтяных скважин, а также эрозию наземного и скважинного оборудования, проведены испытания различных типов фильтров, в результате чего определены системы заканчивания скважин. В том числе в 2014 году была произведена гравийная набивка – дорогостоящее, но эффективное средство борьбы с разрушением продуктивного пласта. – В рамках опытно-промышленной разработки (ОПР) мы также определились, на каких депрессиях должны работать, – рассказывает Евгений Пицю-

Владимир ТРУБНИКОВ, генеральный директор ОАО «Тюменнефтегаз» От имени коллектива ОАО «Тюменнефтегаз» и от себя лично поздравляю с профессиональным праздником работников нефтяной и газовой промышленности. Желаю процветания, карьерного роста, вдохновения, новых высот в работе и личной жизни!

ра. – Это очень важно, так как превышений данных значений мы не можем себе позволить, потому что это ведет к снижению продуктивности скважин изза разрушения коллектора. Не менее серьезное значение уделяется испытанию полимерных технологий для ликвидации нарушений, которые были получены в рамках ОПР и, возможно, возникнут в будущем. То есть мы работаем на опережение, чтобы заранее быть готовыми к любым неожиданностям. Еще одно важное решение в технологическом проекте – увеличение нефтеотдачи с помощью горячей воды. Месторождений, на которых используется этот метод, в России мало – в основном в качестве агента поддержания пластового давления при добыче сложной нефти выступает пар, нагретая нефть, конденсат, керосин или дизельное топливо. – Температура воды, необходимая для достижения проектного коэффициента извлечения нефти, определялась путем лабораторных испытаний, – говорит главный геолог ОАО «Тюменнефтегаз». – На устье она составит порядка 130°С, на забое – около 80°С. Под эти цифры будет построена глобальная инфраструктура, которая в настоящий момент проектируется, и уже закупается оборудование. Для выполнения задач в рамках опытно-промышленной разработки введены в эксплуатацию объекты инфраструктуры: общежитие, склад материальнотехнического оснащения и здания ре-

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

монтно-механических мастерских, склад горюче-смазочных материалов, комплекс приема, хранения и отпуска нефти, энергокомплекс, автодорога IV категории от Заполярного до Русского месторождения протяженностью 48 километров. Генеральным проектировщиком поэтапного ввода Русского нефтегазового месторождения в эксплуатацию, запланированного в 2018 году, является ОАО «ТомскНИПИнефть», которым проведены инженерные изыскания основных объектов инфраструктуры первого пускового комплекса, разрабатывается проектная и рабочая документация. В их числе центральный пункт сбора нефти (ЦПС) с кустовой насосной станцией, пункт сдачи-приема нефти (ПСП), подстанция 110/35/10 кВ, воздушная линия электропередачи протяженностью 70 километров, котельная мощностью 348 МВт, установки подготовки свободного и попутного нефтяного газа, нефтепровод «ЦПС Русского месторождения – ПСП «Заполярное» протяженностью Р 65 километров.

ОАО «Тюменнефтегаз» 629306 ЯНАО, г. Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, 16 В Тел. +7 (3494) 24-00-24, 24-00-25 E-mail: odp_tng@rosneft.ru

опора нгк

Эффективная экономия Инновационные проекты по производству и переработке углеводородов Владимир БАРАНОВ, директор ООО «Северный», резидент технопарка ХМАО–Югры Михаил ДЬЯКОВ, генеральный директор НПУ «ЭкоЭн»

Привлекая инвестиции и партнеров в развитие ТЭК ХМАО–югры, ООО «Северный» разрабатывает и реализует инновационные проекты по производству и переработке углеводородов. Часть из них выполнена совместно с НПУ «ЭкоЭн» на вновь созданном оборудовании нового поколения, что позволило на достаточно высоком уровне решить задачи существенной экономии любого вида топлива на существующих энергетических объектах и промышленных комплексах.

сновным элементом подобных технологий является преобразователь жидкости динамический (ПЖД), способный разделить нефть на легкие и тяжелые углеводороды. Это не только экономит сырье и повышает выход количества конечного продукта на 10–30%, но и существенно усиливает его горение по отношению к бензину, керосину, мазуту, дизельному топливу и другим традиционным видам ГСМ. Еще один проект с применением ГКУП направлен на производство экономичного и экологичного композиционного топлива из жидких углеводородов. Снижение негативного воздействия на окружающую среду достигается за счет уменьшения вредных выбросов, содержащихся в дымовых газах, и возможности утилизации отработанных масел, смазочно-охлаждающих жидкостей и промывных вод с высоким содержанием нефтепродуктов.

Научно-исследовательские работы в данных направлениях уже проведены, конструкторские разработки запатентованы, разрешительные документы получены, пилотные установки производительностью от 15 до 100 тонн топлива в час успешно прошли испытания в казахстанском АО «Митал Стил Темиртау», свердловском ОАО «Михалюм», сургутском ООО «Гермес». Практическое использование показало их высокую эффективность, надежность в работе и отсутствие вредного воздействия на окружающую среду. Главным приоритетом предлагаемых нами инновационных проектов является развитие и внедрение в нефтяную промышленность недорогих и действенных процессов углубленной и глубокой переработки нефти и нефтяных остатков, что очень актуально для нашей страны и остального мира в целом. Установка ПЖД, которую мы продвигаем, представляет собой законченную техническую конструкцию, в составе которой находятся электронасосные агрегаты и гидродинамические кавитационные ультразвуковые преобразователи (ГКУП). Количество электронасосных агрегатов и ГКУП, а также мощность используемых электродвигателей подбираются, исходя из конкретных задач. ПЖД воздействует на протекающую в нем жидкость в широком спектре управляемых амплитудных и частотных характеристик комплексом физических явлений, таких как гидроудар, ультразвук, кавитация и магнитная индукция. Внутри ГКУП организуются области низкого и высокого давления, в зоне кавитации заброс давления в жидкости может достигать 2000–3000 кг/см2, температура при адиабатном процессе сжатия – 1000– 1500°С, а скорость движения – несколь-

ких сотен м/с. При этих условиях длинные молекулярные цепи преобразуются в легкие углеводородные радикалы газовых, дистиллятных топливных фракций, благодаря чему прирост по легким фракциям за счет уменьшения тяжелых составляет от 10 до 30%. Установка ПЖД мощностью 250 кВт способна обрабатывать приблизительно 300 м3 нефти в час в зависимости от ее вязкости, за исключением периодов запланированного технического обслуживания. При наработке 8 000 часов в год возможна обработка углеводородов в объеме 2 400 000 м3. Особо подчеркнем, что обработка воды, светлых нефтепродуктов, сырой нефти или изготовление композиционного топлива на основе мазута и воды требуют совершенно разных подходов к используемым мощностям ПЖД и самому процессу выполняемых работ, в связи с чем предлагаются отработанные решения на основе уже имеющихся ПЖД, также возможна индивидуальная разработка ПЖД под требования конкретного заказчика. К примеру, для обработки нефти могут быть сконфигурированы бок о бок несколько установок ПЖД в параллельном или последовательном подключении, при этом каждая из них должна быть смонтирована после аппаратов обезвоживания и обессоливания нефти перед первичной ее переработкой во избежание коррозии и последующих поломок ПДЖ. Основное требование – возможность беспрепятственного доступа для контроля и обслуживания оборудования. Поставкой установок ПДЖ занимается НПУ «ЭкоЭн», реализацией проектов с их использованием – ООО «Северный». Вместе мы решим любые ваР ши задачи.

ООО «Северный» 628156 ХМАО–Югра, Березовский р-н, п. Хулимсунт, 2 мкр-н, 12, кв. 1 Тел. + 7 (922) 656-40-48 Тел./факс + 7 (34674) 3-36-95 E-mail: vpbaranov.econ@yandex.ru

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

2015-й – год реализации газовой программы Вопрос использования попутного нефтяного газа (ПНГ) – один из самых актуальных в мире. Под Киотским протоколом, регламентирующим утилизацию ПНГ, подписались все ведущие страны планеты, в том числе и Россия. Президентом РФ была поставлена задача – довести уровень утилизации до 95%. На сегодняшний день «Пурнефтегаз» эту задачу перевыполнил, поскольку повысил уровень использования ПНГ до 97%.

а протяжении девяти лет в «Пурнефтегазе» выполнялась целевая газовая программа, и сейчас она близится к завершению. В составе газовой программы реализуются три проекта с участием Комсомольского, Харампурского и Усть-Харампурского месторождений. В декабре 2006 года началось проектирование объектов Комсомольского месторождения. Три года спустя на его площадке стартовали строительномонтажные работы по возведению дожимной компрессорной станции (ДКС) производительностью 147 миллионов кубометров год. В 2011 году она была введена в эксплуатацию, чтобы довести коэффициент использования попутного нефтяного газа до уровня не менее 95%

за счет обеспечения сдачи газа на Губкинский ГПЗ. ДКС Харампурского месторождения производительностью 1,5 миллиарда кубометров в год ввели в эксплуатацию в 2014 году для доведения коэффициента использования ПНГ до уровня не менее 95%. Благодаря наличию дожимной компрессорной станции попутный нефтяной газ стал поступать на Губкинский ГПЗ, а также закачиваться в пласт ПК-1. Компрессорная станция Усть-Харампурского месторождения производительностью 21 миллион кубометров в год будет запущена в строй в октябре 2015 года, что позволит довести коэффициент использования попутного нефтяного газа до уровня не менее 95% за счет обеспечеР ния сдачи газа на Губкинский ГПЗ. ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

ООО «РН-Пурнефтегаз» 629830 ЯНАО, г. Губкинский, 10 мкр., 3 Тел. + 7 (34936) 5-12-72 Факс + 7 (34936) 3-18-99 E-mail: info@purneftegaz.ru www.rosneft.ru

опора нгк

Специфика удаленных объектов

Евгений ТАТАРИН, генеральный директор ООО «Уралсибмонтажавтоматика»

В настоящее время большинство российских месторождений, а также нефтеи газоперерабатывающие заводы, нефтеналивные порты и газопроводы обладают такой характеристикой, как «удаленность» относительно большой протяженности территории и/или развитой инфраструктуры.

«С

пецифика организации работ на таких объектах строительства, – отмечает Евгений ТАТАРИН, генеральный директор ООО «Уралсибмонтажавтоматика», – предполагает обеспечение высокого уровня квалификации персонала, мобильности кадров и качества логистики». – Евгений Григорьевич, какова главная сложность в организации и выполнении работ на удаленных объектах? – Основная проблема, которая не раз поднималась представителями нефтегазовой отрасли, – это нехватка квалифицированных инженерно-технических специалистов. Кроме того, степень готовности кадров к мобильности формирует необходимость высокого социального обеспечения на удаленных рабочих местах. Вклад нашей компании в решение этих вопросов носит систематический характер. Мы организуем регулярное обучение персонала не только в части соответствия требованиям действующих норма-

тобольск-Нефтехим. общий вид на гФУ-2 ночью

Уважаемые коллеги! От имени ООО «Уралсибмонтажавтоматика» и от себя лично поздравляю вас с профессиональным праздником – Днем работников нефтяной и газовой промышленности. Наши достижения бесспорны, но предстоит достигнуть еще гораздо большего. Значимых побед вам впереди! Этот день всегда будет важным событием в жизни людей, посвятивших себя разработке нефтяных и газовых месторождений, добыче нефти и газа. Выражаю искренние пожелания новых профессиональных достижений, успеха и благополучия, здоровья и счастья!

тивов в строительстве, но и в плане развития других компетенций. Такие мероприятия позволяют не только повысить квалификацию наших сотрудников, но и поднять уровень менеджмента, обеспечив высокое качество логистики. Кроме того, с целью поддержания мобильности кадров обеспечиваем работников приемлемыми условиями проживания рядом с объектами строительства. – Какие услуги компании наиболее востребованы в сфере добычи и переработки углеводородов? – Наши компетенции узкоспециализированы. Это электромонтажные работы, монтаж и измерения волоконно-оптических линий связи, монтаж комплексных систем безопасности, автоматизированных систем контроля и управления, наладка технических средств и комплексных систем автоматизации. Компактность данного перечня и высокий уровень развития его составляющих обусловливают востребованность заказчиком всех наших услуг в равной степени. – Расскажите об ответственных проектах ООО «Уралсибмонтажавтоматика» для нефтегазового комплекса? – В рамках долгосрочного контракта с АО «Тольяттисинтез» ООО «Уралсибмонтажавтоматика» проводит техническое перевооружение производства изопрена на тольяттинской промышленной площадке. В интересах ООО «ТобольскНефтехим» осуществлено строительство установки азеотропной осушки и очистки пропановой фракции от метанола, в рамках которого мы выполняли монтаж систем автоматизации, пожарной сигнализации, электроснабжения и промышленного электрообогрева. В конце 2014 года с нашей помощью завершены ра-

боты по капитальному строительству железнодорожного узла на станции Денисовка для ООО «Тобольск-Нефтехим» в целях обеспечения вывоза продукции ПАО «СИБУР Холдинг» с промышленной площадки. – На основе каких передовых стандартов построена работа ООО «Уралсибмонтажавтоматика»? – Исходя из сложившейся корпоративной практики с партнерами, конкурентами и перспективами развития отрасли, хотелось бы отметить «зрелость» компаний-заказчиков, таких как ПАО «СИБУР Холдинг», ПАО «Газпром» и ОАО «НК «Роснефть». Они задают высокую планку соответствия требованиям в области менеджмента качества, и мы эти требования удовлетворяем. Компания успешно прошла аудит и получила сертификаты качества ГОСТ Р ИСО 9001: 2008, ОHSAS 18001: 2007, ГОСТР ИСО 14001: 2007. В последние годы в состав передовых стандартов ООО «Уралсибмонтажавтоматика» также вошла модель проектного управления компанией. Использование принципов такого управления в нашей отрасли присутствовало всегда, но сейчас внедрение данной системы ведется нами активно и структурированно. Первые результаты ее функционирования мы уже имеем, и думаю, что в дальнейшем эта модель будет залогом еще большего повышения уровня качеР ства услуг компании. ООО «Уралсибмонтажавтоматика» 620057 Екатеринбург, ул. Совхозная, 4 Тел. +7 (343) 287-38-61, 287-38-62 E-mail: info@ursma.ru www.ursma.ru

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Ректификационная колонна: дефекты, интриги, исследования Дмитрий ШИТОВ, начальник отдела мониторинга технического состояния оборудования ООО «Стратегия НК» Дмитрий ГУЩИН, начальник лаборатории неразрушающего контроля ООО «Стратегия НК» Ксения ШАГАЛОВА, начальник экспертно-аналитического отдела ООО «Стратегия НК», эксперт по объектам нефтяной и газовой промышленности

рис. 1. расположение источников аЭ

Современные средства диагностирования состояния опасных производственных объектов позволяют проводить комплексное обследование технических устройств с использованием различных методов неразрушающего контроля (НК). Применение тех или иных методов, как правило, четко регламентировано нормативной документацией и описано в программе производства диагностических работ. Однако возникают ситуации, когда для выявления дефектов и обнаружения причин их возникновения приходится применять нестандартные подходы, весь имеющийся опыт и инженерный багаж знаний.

данной статье представлены результаты технического диагностирования ректификационной колонны с применением акустикоэмиссионного контроля. Целью обследования являлось обнаружение возможных развивающихся дефектов. Представленный материал наглядно иллюстрирует необходимость определения причин возникновения дефекта для предотвращения преждевременного выхода оборудования из строя.

Этап №1 Акустико-эмиссионный контроль. Краткая характеристика объекта контроля: ■ наименование: колонна ректификации; ■ диаметр наружный, мм: 1 920; ■ высота, мм: 30 080; ■ рабочее давление фактическое – 17,2 кгс/см2; ■ рабочая температура – 130 °С; ■ рабочая среда: горючий углеводородный газ; ■ срок эксплуатации: 44 года; ■ режим нагрузок: статический; ■ покрыт теплоизоляцией; ■ местоположение объекта: Пермский край. По результатам АЭ-контроля были выявлены дефекты I и III классов опасности (рис. 1).

Этап №2 В соответствии с требованиями ПБ 03593-03 «Правила организации и проведе-

ния акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов», в зоне критически опасного дефекта III класса опасности (источник АЭ № 1, рисунок 1, в кубовой части ректификационной колонны) был проведен дополнительный дефектоскопический контроль с целью выявления источника сигнала акустической эмиссии. По результатам визуального и измерительного контроля внутренней части колонны сделаны следующие выводы: ■ в области источника АЭ III класса опасности сварные швы отсутствуют; ■ на сварных соединениях, находящихся в непосредственной близости от источника АЭ, дефектов не обнаружено; ■ на основном металле в области источника АЭ дефекты типа трещин, надрывов металла отсутствуют; ■ в зоне источника АЭ зафиксированы локальные язвенные коррозионные повреждения глубиной менее 1,0 мм, ориентированные параллельно кольцевому сварному шву приварки днища к обечайке колонны. Ориентация данных дефектов параллельно линии горизонта, как правило, указывает на то, что причиной их образования является наличие при эксплуатации границы раздела сред (жидкость/газ). В таком случае подобные коррозионные повреждения должны были возникнуть в других местах по периметру на том же уровне. Однако аналогичных дефектов по результатам визуального и измерительного контроТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

рис. 2. локальные язвенные коррозионные повреждения

ля вне зоны источника АЭ зафиксировано не было. Возник вопрос: что же тогда является активным источником АЭ на участке основного металла? Для ответа на данный вопрос в зоне источника были последовательно проведены следующие обследования: 1) ультразвуковая дефектоскопия (проведено сканирование поверхности на

опора нгк рис. 3. распределение собственных магнитных полей рассеяния, направление сканирования – по обечайке вверх от сварного шва приварки нижнего днища

рис. 4. роза ветров для г. Пермь (по данным портала perm.meteo.ru)

предмет наличия внутренних дефектов типа расслоений и трещин в области источника АЭ; проведен ультразвуковой контроль участка сварного шва, ближайшего к источнику АЭ) – отклонений не зафиксировано; 2) контроль методом магнитной памяти металла – в зоне источника АЭ, на расстоянии 450 мм от шва приварки нижнего днища к обечайке зафиксирована зона концентрации напряжений с превышением градиента изменения магнитного поля выше допустимых значений (рис. 3). Ориентация аномальной зоны совпадает с ориентацией коррозионных дефектов – параллельно кольце-

вому сварному шву приварки днища к обечайке колонны; 3) контроль проникающими веществами (цветной метод) – дефекты не обнаружены; 4) магнитопорошковая дефектоскопия – поверхностные и подповерхностные дефекты не обнаружены. По результатам обследования источника АЭ III класса опасности в рамках этапа № 2 была выявлена зона концентрации напряжений в совокупности с незначительными коррозионными повреждениями. Неясной на данном этапе осталась природа возникновения данной аномалии. При этом зафиксирова-

но, что аномальная зона ограничивалась следующими сторонами света: юг ÷ юго-восток.

Этап №3 Визуальный осмотр наружной части колонны показал, что в области рассматриваемого дефекта отсутствуют патрубки, опорные крепления и другие возможные источники дополнительной нагрузки. Было принято решение провести геодезические измерения всей колонны, по результатам которого были сделаны следующие выводы: ■ отклонений от горизонтали ниж-

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

рис. 5. качественные результаты типового расчета соединения опоры колонны и обечайки при увеличенной ветровой нагрузке

ней опорной конструкции колонны не выявлено; ■ просадок фундамента колонны не зафиксировано; ■ отклонения от вертикальности по 4 образующим находятся в допустимых пределах, наклон конструкции отсутствует. На данном этапе были применены все регламентированные методы неразрушающего контроля, используемые при техническом диагностировании ректификационных колонн, но задача о причинах возникновения источника АЭ III класса опасности оставалась нерешенной.

Этап №4

Вывод: 1) выявлено, что ветровая нагрузка приводит не только к возникновению повышенных сжимающих и растягивающих нагрузок в нижней (кубовой) части ректификационной колонны, но и является причиной возникновения источников концентрации напряжений; 2) в свою очередь, источники концентрации напряжений приводят к возникновению локальных повреждений в этой области (коррозии под напряжением, способные развиться в трещины); опасные концентраторы напряжений регистрируются при проведении акустикоэмиссионного контроля;

шл

3) наличие в локальной области коррозионных дефектов, ориентированных параллельно кольцевому сварному шву приварки днища к обечайке колонны, может являться косвенным признаком наличия концентратора напряжения; 4) при проведении технического диагностирования ректификационных колонн рекомендуется проводить предварительный анализ направлений ветра («розы ветров»), а при внутренних осмотрах обращать пристальное внимание на участки обечаек кубовой части, примыкающих к сварному шву приварки днища (до 1,5 м), и проводить в этих зонах контроль неразрушающими методами; 5) для обнаружения подобных дефектов обязательно применение акустикоР эмиссионной диагностики.

о н н ые т е хно ло Мониторинг технологических параметров Электронная паспортизация Акустико-эмиссионный контроль Экспертиза промышленной безопасности Техническое диагностирование

ти

про

мы

сжатие

обнаруженных дефектов, подтверждают природу и ориентацию источника концентрации напряжений.

ос

ци ва

растяжение

и ги

Ин н

Выявить истинную причину возникновения дефекта помог анализ направления ветра («розы ветров») для данной местности. Качественный анализ розы ветров за 2007, 2010 и 2013-й годы (рис. 4) позволяет сделать вывод о преимущественном направлении в течение года северного и южного ветров. Количественный анализ показывает, что значение северного ветра превалирует над южным. Таким образом, ветровая нагрузка, создаваемая воздушными потоками с северной стороны, приводит к регулярному возникновению сжимающих нагрузок именно в нижней (кубовой) части ректификационной колонны с южной стороны. Данный факт подтверждается множественными расчетами, проводимыми при исследовании подобных вопросов (рис. 5) и указывает на возникновение максимальных сжимающих нагрузок в шве приварки колонны к опорной конструкции, а также на некотором расстоянии от этого шва (порядка 0,5÷1,5 метра). Данные, представленные на рисунке 5, полностью согласуются с картиной всех

енной безопа

сн

г. Екатеринбург, пер. Северный, 5а

(343) 287-55-66

www.strategnk.ru

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

info@strategnk.ru

Рациональное использование ПНГ ■ опыт лидеров

Кластерная инициатива Привлечение ПНГ на перерабатывающие мощности Александр МОКШАЕВ, главный инженер – первый заместитель генерального директора Алексей ПЕЛЕВИН, начальник технического отдела Андрей ВАСИЛЬЕВ, заместитель начальника технического отдела ООО «Газпром добыча Оренбург» Иван КАЗНАЧЕЕВ, главный технолог отдела управления департамента ПАО «Газпром»

Оренбургский газовый комплекс, в создании которого принимали участие 36 проектных и научно-исследовательских институтов, сформировался на базе уникального Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Сегодня он включает в себя более 1000 скважин, 11 установок комплексной подготовки газа, 3 дожимных компрессорных станции, дожимную насосную станцию, газоперерабатывающий и гелиевый заводы, а также систему трубопроводов общей протяженностью свыше 4000 км.

тличительной особенностью Оренбургского НГКМ являются не только большие первоначальные запасы газа и жидких углеводородов – порядка 1,7 триллиона м3 и более 70 миллионов тонн соответственно, но и наличие в составе добываемой продукции коррозионно-агрессивных компонентов: сероводорода, меркаптанов, диоксида углерода, минерализованной воды. За 45 лет разработки добыто уже более половины запасов месторождения. В настоящее время там ежегодно извлекается около 13 миллиардов м3 газа и около 250 тысяч тонн жидких углеводородов в год. Еще порядка 9 миллиардов м3 природного газа поступает на переработку с Карачаганакского НГКМ в Казахстане. Кроме того, ООО «Газпром добыча Оренбург» осуществляет подготовку, транспортировку и переработку газообразного и жидкого углеводородного сырья сторонних недропользователей Оренбургской области. Добыча нефти, а соответственно и попутного нефтяного газа (ПНГ) в регионе устойчиво растет с каждым годом. Так, в 2014 году добыто уже 3379,66 миллиона м3 ПНГ, при этом доля сжигаемого ПНГ остается практически на неизменном уровне. В прошлом году на факелах сожжено 594,28 миллиона м3 ПНГ, коэффициент его полезного использования составил 82%. К сожалению, наличие в добываемом попутном газе сероводорода, кроме значительных потерь ценного химического сырья при сжигании на факелах, усугубляет экологическую обстановку в регионе. Благодаря увеличе-

нию штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ возросло стремление к достижению нефтяными компаниями целевого показателя его утилизации – 95% от уровня добычи. Для ПАО «Газпром» увеличение уровня использования ПНГ является одним из стратегических приоритетов, о чем свидетельствует программа мероприятий, направленных на синхронизацию деятельности с независимыми поставщиками ПНГ с целью повышения эффективности его использования. В рамках ее реализации на базе ООО «Газпром добыча Оренбург» проведен ряд совещаний с участием Правительства РФ, органов исполнительной власти Оренбургской области, республик Башкортостан и Татарстан, нефтяных компаний и независимых недропользователей региона.

Стоит отметить, что на Оренбургском газовом комплексе утилизация ПНГ составляет 100% за счет компримирования низконапорных газов выветривания, а также их эжектирования с использованием высоконапорного активного газа скважин-доноров. Учитывая развитую трубопроводную инфраструктуру, наличие производственных мощностей по получению полупродуктов для предприятий нефтегазохимии Татарстана и Башкортостана, ООО «Газпром добыча Оренбург» заинтересовано в расширении сырьевой базы. В настоящее время основным поставщиком ПНГ для нужд комплекса является ЗАО «Газпром нефть Оренбург», разрабатывающее Восточный участок Оренбургского НГКМ и транспортирующее ПНГ при помощи поршневых компрессоров, приводные двигатели которых работают на очищенном газе, подаваемом с ГПЗ. Объем добычи и поставки ПНГ на газоперерабатывающий завод к 2020 году планируется довести до 3 миллиардов м3. Кроме того, в стадии реализации находится проект приема и дальнейшей переработки ПНГ Донецко-Сыртовского месторождения ОАО «Оренбургнефть», а также Западной группы месторождений ЗАО «Газпром нефть Оренбург», суммарный объем которого в 2017 году ожидается на уровне 550 миллионов м3.

2013 году ООО «Газпром добыча Оренбург» выполнило НИОКР по разработке техникоэкономических предложений для формирования инновационного кластера на

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

базе Оренбургского газового комплекса. Одним из направлений создания и развития кластерной инициативы является привлечение ПНГ и получение синергетического эффекта от увеличения доли производства ценного нефтехимического сырья и снижения негативного влияния на экологию от сжигания сероводородсодержащего ПНГ. Данным проектом охвачены месторождения ОАО «НК «Роснефть», ПАО «Татнефть», ПАО АНК «Башнефть», ЗАО «Преображенскнефть», ООО «Компания «Газ и нефть» и других недропользователей, находящиеся в непосредственной близости от перерабатывающих и транспортных мощностей ООО «Газпром добыча Оренбург». Потенциальный объем вовлечения в переработку ПНГ малых и средних нефтяных компаний составляет более 1,2 миллиарда м3/год. Так, к примеру, Китаямское месторождение, лицензия на разработку которого принадлежит ПАО АНК «Башнефть», на сегодняшний день не разрабатывается в связи с содержанием в нем до 1,6% сероводорода. По этой же причине не эксплуатируется Димитровское месторождение ПАО «Татнефть». ООО «Газпром добыча Оренбург» располагает мощностями по очистке сероводородсодержащего газа, поэтому реализация совместных проектов исключит необходимость сжигания ПНГ при промысловой подготовке и позволит его переработать в высоколиквидную товарную продукцию, что в условиях ограничения экспорта газа сохранит рентабельность предприятий. Наряду с привлечением ПНГ ООО «Газпром добыча Оренбург» прорабатывается совместный проект с ПАО АНК «Башнефть» при участии правительства Республики Башкортостан по приему на переработку сероводородсодержащего природного газа Саратовско-Беркутовской группы месторождений, расположен-

ООО «Газпром добыча Оренбург» обеспечивает добычу, промысловую подготовку, транспортировку сероводородсодержащего природного газа, газового конденсата, нефти, переработку природного газа, стабилизацию жидких углеводородов и производство широкого ассортимента товарной продукции. ной в южной части Башкирии и включающей в себя Саратовское, Беркутовское и Исимовское ГКМ. Совокупные запасы газа оценены в 50 миллиардов м3, годовая добыча планируется в объеме от 1,5 до 2 миллиардов. Проект интересен и тем, что в составе газа этих месторождений присутствует еще гелий, являющийся стратегически важным для России. Инфраструктура для его выделения в ООО «Газпром добыча Оренбург» уже имеется – осталось только построить газопровод протяженностью около 180 км. В настоящий момент ведутся переговоры по условиям поставки газа. Кроме природного газа ПАО АНК «Башнефть» обладает свободными ресурсами ПНГ, поставка которых может быть организована непосредственно со Шкаповского и Туймазинского ГПП, куда ранее направлялась ШФЛУ по трубопроводу протяженностью более 350 км. Выполненные гидравлические расчеты подтвердили возможность транспортировки ПНГ на указанные расстояния. ООО «Газпром добыча Оренбург» может обеспечить прием ПНГ не только с

предприятий ПАО АНК «Башнефть», но и с расположенных вдоль трассы продуктопроводов ЗАО «Преображенскнефть» и ООО «Компания «Газ и нефть», где требуются небольшие капитальные вложения в строительство транспортных и дожимных мощностей. Таким образом, от реализации совместных проектов по вовлечению ПНГ в переработку на Оренбургский газовый комплекс возникают следующие положительные эффекты: ■ улучшение социально-экономического положения Оренбургской области; ■ увеличение налоговых платежей в бюджеты различного уровня; ■ расширение сырьевой базы для развития предприятий нефтегазохимии республик Татарстан и Башкортостан, связанных единой технологической цепочкой; ■ снижение негативного влияния на экологическую обстановку в Оренбургском регионе; ■ производство продукции с высокой добавленной стоимостью. Достижение целевого показателя полезного использования ПНГ, привлечение потенциальных поставщиков к участию в проектах, получение синергетического эффекта от их реализации невозможно без активной поддержки правительств субъектов РФ, разработки ограничительных и стимулирующих мер на законодательном уровне. Р

ООО «Газпром добыча Оренбург» 460058 Оренбург, ул. Чкалова, 1/2 Тел. + 7 (3532) 73-00-09, 33-20-02 Факсы +7 (3532) 31-25-89, 73-11-35 E-mail: orenburg@gdo.gazprom.ru www.orenburg-dobycha.gazprom.ru ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

мтт ■ ФНП

Спорные вопросы соответствия Денис МАЛЫШЕВ, заведующий группой Олег КУЗНЕЦОВ, начальник отдела подъемных сооружений и объектов котлонадзора ЗАО НПО «Техкранэнерго» Максим КОЛОБАЕВ, заведующий группой ООО «Ивпроммонтажэкспертиза»

После выхода новых Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (далее – ФНП) и Технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС 032/2013) у владельцев технических устройств, в частности трубопроводов пара и горячей воды, стал возникать вопрос о необходимости и порядке постановки их на учет в органах Ростехнадзора.

асто встречается ситуация, когда трубопровод эксплуатируется много лет без паспорта, соответственно регистрации в органах Ростехнадзора и разрешения на эксплуатацию. В основном это касается трубопроводов IV категории (согласно старой классификации) с температурой не более 250 °С и давлением не более 1,6 МПа с условным проходом более 100 мм, расположенных в пределах зданий тепловых электростанций и котельных. После проверки опасного производственного объекта комиссией Ростехнадзора в предписании прописывается законное требование оформления паспорта и постановки на учет таких трубопроводов. Согласно РД 10109-96 «Методические указания по составлению паспортов трубопроводов IV категории» паспорт трубопровода и свидетельство о пригодности трубопровода к эксплуатации составляются по результатам специального технического обследования и технического диагностирования, осуществляемого специализированными организациями, имеющими разрешение (лицензию) Ростехнадзора на выполнение этой работы. Зачастую при проведении этих работ выясняется, что у трубопровода истек срок службы, и в этом случае параллельно проводится экспертиза промышленной безопасности. На первый взгляд, никаких трудностей возник-

нуть не должно, однако при постановке на учет в территориальном органе Ростехнадзора встает вопрос об оценке (подтверждении) соответствия трубопроводов требованиям ТР ТС 032/2013. Казалось бы, трубопроводы были смонтированы до вступления в силу ТР ТС 032/2013, но документально не зафиксирован факт пуска (введения в обращение) технических устройств, и формально инспектор Ростехнадзора прав. Также может возникнуть сложность при постановке на учет трубопроводов

с теми же параметрами и типоразмерами, расположенными в пределах производственных помещений предприятий и трубопроводов тепловых сетей в составе ОПО III класса опасности, регистрация которых осуществлялась в организации, являющейся владельцем трубопровода согласно действующим до 22 декабря 2014 года ПБ 10-57303 «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды». С выходом ФНП эти технические устройства подлежат учету в органах Ростехнадзора, и эксплуатирующая организация для их постановки на учет должна представить в том числе копию акта готовности трубопровода к вводу в эксплуатацию и приказа (распорядительного документа) о вводе его в эксплуатацию. Но есть вероятность, что по прошествии многих лет с момента пуска трубопровода эти документы были утеряны либо попросту не оформлялись. Для более эффективного взаимодействия владельцев оборудования и представителей Ростехнадзора в процессе легализации вышеупомянутых трубопроводов пара и горячей воды и приведения их в соответствие действующим нормам возникла необходимость ввести уточняющие дополнения или разъяснения со стороны контролирующего тн органа (Ростехнадзора).

Зачастую при проведении этих работ выясняется, что у трубопровода истек срок службы, и в этом случае параллельно проводится экспертиза промышленной безопасности. На первый взгляд, никаких трудностей возникнуть не должно, однако при постановке на учет в территориальном органе Ростехнадзора встает вопрос об оценке (подтверждении) соответствия трубопроводов требованиям ТР ТС 032/2013. Казалось бы, трубопроводы были смонтированы до вступления в силу ТР ТС 032/2013, но документально не зафиксирован факт пуска (введения в обращение) технических устройств, и формально инспектор Ростехнадзора прав

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

металлургия ■ Технологии

Достойная оправка для новой трубы В канун Дня металлурга на Северском трубном заводе, входящем в российский дивизион Трубной Металлургической Компании, открылся современный цех по ремонту оправок – формообразующего инструмента для трубопрокатного производства. В нем используются технологии, не имеющие аналогов в мире.

лавная задача нового производства – реставрация изношенных оправок, являющихся ключевым инструментом в производстве бесшов ных горячедеформированных труб. Такие трубы Северский завод вот уже около года выпускает на новом трубопрокатном агрегате с непрерывным станом FQM. В промышленную эксплуатацию стан запущен в присутствии Премьерминистра РФ Дмитрия Медведева и руководителей отраслевых министерств и ведомств. Именно тогда Северский трубный завод был назван в числе лучших российских предприятий, внедривших современные технологии в производство. Основной проект создания современного трубопрокатного комплекса на заводе завершен. Но модернизация трубопрокатного производства продолжается. В планах текущего года – реконструкция поточной линии № 5, организация механизированного промежуточного склада, освоение современных технологий ремонта оправок в новом цехе.

Оборудование цеха оправок и впрямь уникально. В каждый этап технологии поставщики из Италии, Словении, Китая вносили изменения и доработки с учетом предложений и пожеланий заводчан. В итоге северские металлурги получили станки,

Михаил ЗУЕВ, управляющий директор СТЗ:

– Северский трубный завод – одно из старейших и в то же время самых современных предприятий области. За последнее десятилетие на СТЗ произошли преобразования, практически сопоставимые со строительством нового завода. И это развитие, ставшее возможным благодаря политике наших акционеров, вносит вклад не только в будущее города, но и в будущее страны. аналогов которым нет в мире. Они с высокой производительностью и лучшим качеством позволяют вести механическую и термическую обработку оправок. А использование электрохимической обработ-

Освоение стана FQM даст заводу возможность увеличить с 320 до 600 тысяч тонн в год объем производства бесшовных горячедеформированных труб с высокой точностью по геометрическим параметрам, а также одновременно улучшить качество производимой продукции. ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

ки с помощью технологии хромирования, пришедшей на завод из оборонной промышленности, позволяет сегодня получать оправки, по стойкости значительно превышающие зарубежные аналоги. Процесс хромирования происходит в автоматическом режиме и управляется с помощью пульта по заданным программам. Несмотря на применение опасного реагента, участок, где он используется, замкнут по водопотреблению, сведены к нулю здесь и выбросы загрязняющих веществ. Расчетная производительность технологической линии нового цеха – 300 оправок в год. При выходе на проектную мощность цех будет способен обрабатывать инструмент не только для трубопрокатного цеха СТЗ, но и других заводов Трубной Металлургической Компании – Волжского трубного и Таганрогского металлургического. Р Северский трубный завод 623388 Свердловская обл., г. Полевской, ул. Вершинина, д. 7 Тел. +7 (34350) 3-21-01 E-mail: stw@stw.ru

Лидеры сварочного производства

Признанный лидер мостостроения Дмитрий ПАРЫШЕВ, генеральный директор ЗАО «Курганстальмост», лауреат национальной премии имени Петра Великого «За высокий профессионализм и эффективное управление предприятием»

ЗАО «Курганстальмост» – признанный лидер отечественного мостостроения. За 36 лет деятельности им выпущено более 1,25 миллиона тонн строительных конструкций, из которых смонтированы тысячи объектов транспортной инфраструктуры, промышленного, спортивного и бытового назначения.

егодня предприятие обеспечено производственными корпусами, оснащенными современным высокопроизводительным оборудованием, развитой сетью коммуникаций и всеми видами энергии. Масштабная реконструкция производства, проведенная в последние годы, позволила значительно увеличить объемы выпуска и улучшить качество продукции. Система качества ЗАО «Курганстальмост» сертифицирована Регистром Ллойда на соответствие требованиям стандарта ISO 9001:2008. Из металлоконструкций предприятия смонтированы объекты МКАД и других транспортных развязок Москвы, Западного скоростного диаметра, Кольцевой автодороги Санкт-Петербурга, включая уникальный Обуховский мост через Неву. Также на счету компании – многочисленные мосты России, ближнего и дальнего зарубежья, в том числе мост через реку Большая Обь в Сургуте, знаменитый «Красный дракон» в Ханты-Мансийске, мост через бухту Золотой Рог и пролив Босфор Восточный во Владивостоке, автодорожные мосты в Лейпциге и Дорт мунде. Кроме того, ЗАО «Курганстальмост» завершило работы по тендерам

на изготовление и поставку металлоконструкций на строительство центрального стадиона Фишт, большого количества объектов совмещенной дороги «Адлер – «Альпика-Сервис», стадионов «Открытие арена», «Зенит», ФК «Краснодар». На очереди стадионы в Самаре, Ростове, Екатеринбурге… Ключевым фактором обеспечения качества поставляемых конструкций является качество сварки. Поскольку производство мостовых и строительных конструкций относится к опасным производственным объектам (ОПО), сварочное производство таких объектов должно быть аттестовано НАКС. Аттестации подвергаются применяемые технологии сварки в соответствии с РД 03-615-03 «Порядок применения сварочных технологий при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов». Сварочные работы должны выполнять только аттестованные сварщики на аттестованном сварочном оборудовании с применением аттестованных сварочных материалов. Несмотря на то, что процедура аттестации затратна для предприятия, мы считаем, что введение аттестации в структуре НАКС необходимо и положительно сказывается на качестве изготавливаемой продукции. В настоящее время очень остро стоит вопрос нехватки квалифицированных ИТР и рабочих-сварщиков. Для решения данной проблемы мы создали ООО «Курганстальмост – Учебный центр», занимающееся подготовкой и повышением квалификации сварщиков до 6 разряда. Учебный центр оснащен самым современным сварочным оборудованием, в его штате состоят очень квалифицированные преподаватели, которые более двадцати лет отработали сварщика-

ми в основном производстве. Для теоретического обучения молодых специалистов привлекаются профессора и доценты с кафедры сварки КГУ. Необходимость в аттестации производства по европейским нормам потребовала решения данной проблемы с минимальными затратами для производства. Так, специалисты Учебного центра успешно прошли аккредитацию в Германии, и с 2007 года ООО «Курганстальмост – Учебный центр» стало членом Европейского союза сварщиков, что позволило проводить аттестацию сварщиков, операторов и технологий сварки по европейским стандартам. На сегодняшний день ЗАО «Курганстальмост» имеет в своем активе 8 аттестованных технологий для производства конструкций стальных мостов (КСМ) и 7 технологий для сварки строительных конструкций (СК). Для сварки металлоконструкций установлено 473 единицы аттестованного на КСМ и СК сварочного оборудования, в том числе автоматизированных и роботизированных комплексов. 249 сварщиков завода аттестованы на различные способы сварки и имеют в общей сложности 796 квалификационных удостоверений НАКС. Для выполнения сварочных работ приобретаются только аттестованные сварочные материалы. Постоянно ведется работа по своевременной аттестации применяемых технологий сварки, сварочного оборудования и персонала сварочного производства. Технологическое оснащение предприятия, профессиональный уровень и накопленный опыт инженерно-технического и производственного персонала обеспечивают твердую уверенность в изготовлении металлоконструкций любого назначения и сложности с высоким качеством. Р

ЗАО «Курганстальмост» 640023 Курган, ул. Загородная, 3 Тел. + 7 (3522) 47-81-17 Факс + 7 (3522) 47-80-78 E-mail: contact@kurganstalmost@ru www.kurganstalmost@ru

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Экспертное сообщество ■ семинар

Эксперты нового образца Учебный центр «ТехноПрогресс» совместно с НП «СРО «Межпромэкспертиза» провели специальный семинар «Изменения в законодательстве в области промышленной безопасности. Постановление Правительства Российской Федерации «Об аттестации экспертов в области промышленной безопасности». Мероприятие посетили более 150 человек, треть из которых участвовали в обсуждении с помощью удаленного доступа.

резидент НП «СРО «Межпром экспертиза» Александр Халимовский в приветственном обращении к участникам семинара отметил высокую значимость вопроса для профессионального сообщества. Далее слово было предоставлено заведующему отделом ОАО «НТЦ «Промышленная безопасность» Матвею Белову, который рассказал о деятельности Единой системы оценки соответствия (ЕС ОС) с учетом меняющейся нормативнозаконодательной базы, регулирующей область промышленной безопасности. Он отметил, что система продолжит активно модернизироваться и развиваться. Направление деятельности по аттестации экспертов будет, скорее всего, ориентировано в сферу подготовительных и консультационных услуг. Действительно, специалисты признают, что появление иного подхода к аттестации сегодня порождает гораздо больше вопросов, чем дает на них ответов. В конце мая было утверждено Постановление Правительства № 509 «Об аттестации экспертов в области промышленной безопасности», установившее требования, при которых физическое лицо может быть аттестовано в качестве эксперта в области промышленной безопасности. Об этом в своем докладе подробно рассказала генеральный директор АНО «НТЦ «ТехноПрогресс» Светлана Шевченко.

Согласно срокам, установленным в документе, первые эксперты «нового образца» появятся не раньше октября 2015 года. В настоящий момент Ростехнадзор начал принимать от экспертов первые заявления на аттестацию. Тему продолжил заместитель генерального директора по правовым вопросам АНО ИПК «ТехноПрогресс» Сергей Богданович. Он познакомил участников семинара с временным порядком аттестации экспертов, который предлагает государственный регулятор в распоряжении №73-рп от 9 июня 2015 года. Так, для прохождения аттестации специалисту необходимо оплатить пошлину в размере 1 300 рублей, заполнить стандартную форму заявления, приложить копии паспорта, документов о высшем образовании, трудовой книжки, две цветных фотографии 34 и опись. «Основанием для отказа в приеме заявительных документов является отсутствие описи заявительных документов, а также отсутствие документов, указанных в описи», – подчеркнул Сергей Богданович. Квалификационный экзамен будет проводиться в три этапа: компьютерное тестирование, письменное решение ситуационных задач и устное собеседование. При положительном решении аттестационной комиссии Ростехнадзор не позднее 7 рабочих дней выдает эксперту квалификационное удостоверение. ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Временный порядок аттестации экспертов будет применяться до вступления в силу соответствующего административного регламента, который в настоящее время проходит общественное обсуждение. Во второй части семинара генеральный директор ЗАО НИЦ «ТехноПрогресс» Юлия Амаханова познакомила с приказом Ростехнадзора № 266 «О внесении изменений в Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», который вступил в силу 21 августа 2015 года. В документ внесли серьезные изменения, касающиеся в первую очередь требований, которым должен соответствовать эксперт в области промышленной безопасности – так, вводится разделение на категории для экспертов в области промышленной безопасности. Для каждой из категорий устанавливаются свои конкретные требования к образованию и стажу работы. Спорным требованием, по мнению профессионального сообщества, является обязательное наличие у эксперта определенного количества публикаций в средствах массовой информации. Исключение сделано только для специалистов, имеющих ученую степень, которым при подаче документов в Ростехнадзор не нужно представлять свои статьи. В рамках семинара присутствующие задавали интересующие их вопросы, на большинство из которых они получили авторитетное мнение коллег и экспертов. Вопросы, на которые спикеры семинара не смогли ответить, будут опубликованы на сайте НП «СРО «Межпромэкспертиза». тн

Экспертное сообщество ■ семинар

Новые подходы к аттестации Изменения в законодательстве в области промышленной безопасности, особенно в части аттестации экспертов, вызывают сегодня большое количество вопросов. Учебный центр «ТехноПрогресс» совместно с НП «СРО «Межпромэкспертиза» провели для экспертных организаций семинар, в ходе которого участники смогли обсудить интересующие их вопросы, выслушать авторитетное мнение коллег и экспертов. Основные моменты нового подхода к аттестации экспертов в области ПБ обозначила в своем выступлении Светлана ШЕВЧЕНКО, генеральный директор АНО «НТЦ «ТЕХНОПРОГРЕСС».

Документы Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» Глава I. Общие положения Статья 1. Основные понятия

■ эксперт в области промышленной безопасности – физическое лицо, которое обладает специальными познаниями в области промышленной безопасности, соответствует требованиям, установленным федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности, и участвует в проведении экспертизы промышленной безопасности.

Постановление Правительства Российской Федерации от 28 мая 2015 года № 509 Положение об аттестации экспертов в области промышленной безопасности

■ Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и

атомному надзору от 30 июня 2015 года № 253 «Об утверждении перечня областей аттестации экспертов в области промышленной безопасности». Утвержден и вступил в силу 30 июня 2015 года

■ Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и

атомному надзору от 30 июня 2015 года № 254 «Об утверждении положения об аттестационной комиссии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору для аттестации экспертов в области промышленной безопасности». Утвержден и вступил в силу 30 июня 2015 года

■ Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 30 июня 2015 года № 256 «Об утверждении порядка проведения квалификационного экзамена для аттестации экспертов в области промышленной безопасности».

Утвержден и вступил в силу 30 июня 2015 года

Сравнение областей аттестации экспертов на примере нефтегазодобычи Аттестация эксперта, осуществляющего экспертизу промышленной безопасности на объектах нефтяной и газовой промышленности (СДА)

ПЕРЕЧЕНЬ ОБЛАСТЕЙ АТТЕСТАЦИИ ЭКСПЕРТОВ В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ (Ростехнадзор)

1. Проведение экспертизы промышленной безопасности документации на техническое перевооружение, капитальный ремонт, консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта

Объект экспертизы

Объекты

№ п/п

Типовые наименования опасных производственных объектов (далее – ОПО) с указанием признаков, в соответствии с которыми объекты отнесены к категории опасных производственных объектов (далее признак опасности) <2>

Технические устройства, применяемые на ОПО (ТУ) <3>

Здания и сооружения на ОПО (ЗС) <3>

Декларация промышленной безопасности (Д)

Обоснования безопасности (ОБ)

Объектов нефтяной и газовой промышленности: разведочных и эксплуатационных скважин на нефть, газ термальные воды

Документация на техническое перевооружение ОПО (ТП)

1.3 1.3.1

Документация на консервацию, ликвидацию, техническое перевооружение ОПО (КЛ/ТП) Документация на консервацию, ликвидацию ОПО (КЛ)

№ п/п

Опасные производственные объекты нефтегазодобывающего комплекса (Э7) (Признаки опасности 1 – 3, 5) <2>.

Э7 КЛ

Э7 ТП

Э7 ТУ

Э7 ЗС

Э7 Д

Э7 ОБ

Объекты магистрального трубопроводного транспорта (Э8) (Признаки опасности 1 – 3) <2>

Э8 КЛ

Э8 ТП

Э8 ТУ

Э8 ЗС

Э8 Д

Э8 ОБ

10.

Опасные производственные объекты нефтепродуктообеспечения (Э10) (Признаки опасности 1, 2) <2>

Э10 КЛ

Э10 ТП

Э10 ТУ

Э10 ЗС

Э10 Д

Э10 ОБ

1.3.13

Объектов поддержания пластового давления

2. Проведение экспертизы промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, техническое диагностирование № п/п

Объекты

2.3

Оборудования нефтяной и газовой промышленности:

2.3.1

Оборудования для бурения скважин

– – – 2.3.11

Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа

3. Проведение экспертизы промышленной безопасности зданий и сооружений на опасных производственных объектах № п/п

Объекты

3.5

На объектах нефтяной и газовой промышленности:

3.5.1

Объектов нефтегазодобычи, подготовки нефти и газа, газопереработки

3.5.2

Объектов магистрального трубопроводного транспорта

4. Проведение экспертизы промышленной безопасности декларации промышленной безопасности, разрабатываемой в составе документации на техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта № п/п

Объекты

4.1.5

Объектов нефтяной и газовой промышленности

8. Проведение экспертизы промышленной безопасности обоснования безопасности опасного производственного объекта, а также изменений, вносимых в обоснования безопасности опасного производственного объекта № п/п

Объекты

8.3.

Объектов нефтяной и газовой промышленности

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ПОЛОЖЕНИЕ ОБ АТТЕСТАЦИИ ЭКСПЕРТОВ В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Настоящее Положение устанавливает порядок проведения аттестации экспертов в области промышленной безопасности (далее – аттестация).

Аттестация проводится Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.

Аттестация проводится в отношении физических лиц для подтверждения их соответствия обязательным требованиям к экспертам в области промышленной безопасности.

Перечень областей аттестации устанавливается Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.

Физическое лицо, претендующее на прохождение аттестации (далее – заявитель), должно обладать специальными познаниями в области промышленной безопасности и соответствовать обязательным требованиям к экспертам в области промышленной безопасности, установленным федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности (далее – обязательные требования).

Категории экспертов в области промышленной безопасности:

п. 10 Документы, представленные заявителем, рассматриваются Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору в течение 20 рабочих дней со дня их получения.

п. 11 По результатам проверки представленных заявителем документов Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору принимает одно из следующих решений:

о допуске заявителя к прохождению квалификационного экзамена;

об отказе в допуске заявителя к прохождению квалификационного экзамена в случае его несоответствия обязательным требованиям.

■ Эксперт в области промышленной безопасности 1 категории с правом проведения экспертизы в отношении опасных производственных объектов I, II, III и IV классов опасности.

■ Эксперт в области промышленной безопасности 2 категории с правом проведения экспертизы в отношении опасных производственных объектов II, III и IV классов опасности.

■ Эксперт в области промышленной безопасности 3 категории с правом проведения экспертизы в отношении опасных производственных объектов III и IV классов опасности.

п. 6. Аттестация включает:

рассмотрение представленных заявителем заявления и документов, подтверждающих его соответствие обязательным требованиям;

проверку знаний и навыков заявителя в соответствии с обязательными требованиями (квалификационный экзамен).

п. 7. Для прохождения аттестации заявитель представляет в Федеральную службу по экологическому, технологическому и атомному надзору следующие документы:

заявление об аттестации по форме, утвержденной Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору;

копия паспорта гражданина Российской Федерации либо иного документа, удостоверяющего личность;

копия документа установленного образца о наличии высшего образования и ученой степени (при наличии);

копия трудовой книжки и (или) копия трудового договора (при наличии);

2 цветные фотографии размером 3 на 4 сантиметра.

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

п. 12 Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору уведомляет заявителя о принятом решении в течение 5 рабочих дней со дня его принятия посредством направления заказного почтового отправления с уведомлением о вручении либо электронного документа, подписанного простой электронной подписью, через информационнотелекоммуникационные сети общего доступа, включая сеть Интернет, в том числе посредством Единого портала.

п. 13 Уведомление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору о допуске заявителя к прохождению квалификационного экзамена содержит информацию о принятом решении, фамилию, имя и отчество (если имеется) заявителя, информацию о дате, времени и месте проведения квалификационного экзамена. Квалификационный экзамен проводится в срок, не превышающий 3 месяцев со дня получения документов, указанных в пункте 7 настоящего Положения, но не ранее чем через 20 рабочих дней после дня направления указанного уведомления.

экспертное сообщество ■ семинар п. 14 квалификационный экзамен проводится аттестационной комиссией федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору для аттестации экспертов в области промышленной безопасности (далее – аттестационная комиссия). аттестационная комиссия действует на основании положения об аттестационной комиссии, утверждаемого федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. аттестационная комиссия формируется из государственных гражданских служащих центрального аппарата федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, представителей учреждений, находящихся в ведении федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности, научных, научноисследовательских учреждений, высших учебных заведений. в состав аттестационной комиссии не могут быть включены эксперты в области промышленной безопасности, руководители и работники организаций, проводящих экспертизу промышленной безопасности.

п. 15 квалификационный экзамен проводится в форме тестирования и решения ситуационных задач. для заявителей, претендующих на прохождение аттестации первой или второй категории, завершающим этапом квалификационного экзамена является устное собеседование по вопросам, соответствующим заявляемой области аттестации.

п. 19 эксперту в области промышленной безопасности (далее – эксперт) либо его представителю, действующему на основании нотариально удостоверенной доверенности, выдается не позднее 7 рабочих дней со дня принятия решения, указанного в подпункте «а» пункта 16 настоящего положения, квалификационное удостоверение эксперта в области промышленной безопасности (далее – квалификационное удостоверение) по форме, утвержденной федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. квалификационное удостоверение действительно на всей территории российской федерации и иных территориях, находящихся под юрисдикцией российской федерации.

п. 22 эксперты подлежат очередной аттестации каждые 5 лет в порядке, установленном пунктами 6 – 19 настоящего положения.

Появление иного подхода к аттестации сегодня порождает гораздо больше вопросов, чем дает на них ответов на семинаре генеральный директор ано «нтц «теХнопрогресс» светлана шевченко в своем докладе подробно рассказала об основных положениях постановления правительства № 509 «об аттестации экспертов в области промышленной безопасности», утвержденного в конце мая и установившего требования, при которых физическое лицо может быть аттестовано в качестве эксперта в области промышленной безопасности. в ходе выступления было отмечено, что все полномочия проведения квалификационного экзамена отданы комиссии ростехнадзора, при этом исключена возможность участия представителей экспертного сообщества в процедуре аттестации экспертов, что вызывает недоумение со стороны специалистов. «каким образом чиновник, не обладающий глубокими знаниями вопроса и тем более опытом, сможет дать объективную оценку соответствия кандидата предъявляемым требованиям, остается непонятным», – сделала риторическое замечание светлана шевченко.

Контакты Ростехнадзора адрес: 105066 москва, ул. а. лукьянова, д. 4, стр. 1 электронная почта аттестационной комиссии: expert-pb@gosnadzor.ru телефон для справок +7 (495) 648-12-22 факс +7 (495) 648-13-90 Режим работы: понедельник–четверг с 9 до 18 часов пятница с 9 до 16.45 суббота, воскресенье – выходные дни Режим работы Единого окна Ростехнадзора, ответственного за работу с заявителями Прием заявительных документов: понедельник–четверг с 9 до 17 часов пятница с 10 до 15 часов Выдача документов: понедельник–четверг с 9 до 17 часов пятница с 10 до 13 часов

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Анализ и оценка применяемых решений по компоновке технологического оборудования при проведении экспертизы промышленной безопасности документации на техническое перевооружение опасного производственного объекта нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств УДК 66.023 Руслан НАГИЕВ, заместитель директора ООО «Эксперт-Проект» (г. Лениногорск) Константин ИВАНОВ, директор ООО «Эксперт-Проект» (г. Лениногорск)

В статье анализируется важность принятия решений по компоновке технологического оборудования при проектировании и основные рассматриваемые экспертом вопросы при проведении экспертизы промышленной безопасности документации на техническое перевооружение опасного производственного объекта на предприятиях нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств в части применяемых решений по компоновке технологического оборудования. Ключевые слова: компоновка технологического оборудования, промышленная безопасность, экспертиза промышленной безопасности, документация на техническое перевооружение опасного производственного объекта, нефтеперерабатывающие и нефтехимические производства.

ри проведении экспертизы промышленной безопасности документации на техническое перевооружение опасного производственного объекта химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности экспертом проводится анализ и оценка всех заложенных проектировщиками в документации решений с учетом многих факторов, с целью определения соответствия документации требованиям безопасности и уровня безопасной эксплуатации объекта после монтажа как для всего производства, так и для обслуживающего персонала и населения [1, п. 11.4]. В данной статье мы рассмотрим важность принятых решений по компоновке технологического оборудования при проектировании и основные требования безопасности, на которые должен обратить внимание эксперт при

проведении экспертизы документации в этой части. После разработки проектной организацией технологической схемы и выдачи технологических заданий начинается разработка компоновки — плана размещения оборудования на территории установки. Компоновка является результатом совместного труда проектировщиков различных специальностей. В задачу монтажников входит поиск наиболее экономичных решений обвязки и системы трубопроводных коммуникаций, определение размеров площадей, необходимых для размещения того или иного оборудования [2, ст. 7.6]. Монтажное проектирование является органическим продолжением технологической разработки проекта, но осуществляется, как правило, инженерамимеханиками, именуемыми в проектной практике монтажниками. Главная цель ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

монтажного проектирования — наиболее рациональное размещение оборудования, зданий и сооружений, трубопроводов и коммуникаций в пространстве проектируемого объекта [3, ст. 3.6]. Под рациональным размещением оборудования, зданий и сооружений под разумевается такая компоновка объекта, в которой при соблюдении требований действующих норм и правил одновременно обеспечивается: ■ технологическая последовательность процесса производства; ■ минимально возможная протяженность всех коммуникаций; ■ минимально возможные габариты зданий и сооружений, размеры производственных площадей и территории объекта в целом; ■ надежность, безопасность и удобство эксплуатации объекта; ■ удобство проведения ремонтных работ на объекте; ■ максимальная блокировка зданий и строительно-монтажная технологичность возведения объекта; ■ учет «розы ветров», сторон света и расположения объекта на генплане завода. Изложенные основные принципы рациональной компоновки зачастую противоречат как один другому, так и действующим нормам и правилам. Например, стремление к сокращению производственных площадей и территорий всегда вступает в противоречие с удобствами эксплуатации и проведения ремонтных работ, а также с нормативными требованиями противопожарных разрывов. Поэтому компоновка объекта является ответственным этапом проектирования, требующим учета и оптимиза-

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы ции многочисленных факторов: технических, экономических, надежности, безопасности и т. д. Выполняющий компоновку объекта проектировщик должен обладать широтой технического кругозора, а также достаточной суммой знаний по смежным частям проекта, позволяющих ему правильно учитывать влияние этих частей проекта на принимаемые решения. Наиболее сложными объектами монтажного проектирования являются технологические установки нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, насыщенные разнообразным оборудованием, агрегатами, трубопроводами и коммуникациями. Проектировщики-монтажники выполняют проекты не только технологических установок, но и объектов ОЗХ (резервуарные парки ЛВЖ, ГЖ, СУ Г, межцеховые эстакады, факельное хозяйство, реагентное хозяйство, объекты теплоснабжения и т. д.). Эксперту при проведении экспертизы документации в части применяемых решений по компоновке технологического оборудования необходимо руководствоваться нормативно-правовыми актами, федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности [1; 4–8], а также более узкоспециализированными нормативно-неправовыми актами, такими, как, например, государственный стандарт (ГОСТ), строительные нормы и правила (СНиП), своды правил (СП), руководящие документы (РД), руководства по безопасности, а также стандарты крупных производственных организаций, согласованные федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности. При анализе и оценке применяемых решений по компоновке технологического оборудования эксперт должен руководствуются следующими основными принципами: ■ расстановка аппаратов должна обеспечивать технологическую последовательность процесса и минимальную протяженность всех коммуникаций; ■ необходимо соблюдать требования надежности, безопасности, удобства обслуживания, ремонта и монтажа; ■ должны соблюдаться архитектурноэстетические критерии (стройность, симметричность, максимальная упорядоченность расположения аппаратов и машин); ■ следует в максимальной мере использовать типовые сборные железобетонные конструкции, обеспечивающие индустриальные методы строительства;

■ в необходимых случаях нужно предусматривать защиту строительных конструкций от коррозии и вибрации и во всех случаях – стремиться к минимально возможным габаритам зданий и сооружений, размерам производственных площадей; ■ соблюдать требования действующих норм и правил в области промышленной безопасности. При компоновке оборудования широко используется принцип группировки. Аппараты группируются по функциональному назначению, по степени взрывопожароопасности, по условиям удобства монтажа и обслуживания и т.д. Во всех случаях, когда позволяют условия ведения технологического процесса и эксплуатационные характеристики оборудования, его следует выносить за пределы зданий. Как правило, открыто устанавливаются колонны, емкости, теплообменники и насосы, причем насосы должны быть защищены от воздействия осадков на хорошо вентилируемом пространстве. Рассмотрим основные факторы, влияющие на размещение и группировку оборудования в плане и по высоте. На расположение оборудования влияют в основном требования надежного функционирования процесса, техники безопасности, удобства монтажа, обслуживания и ремонта, архитектурноэстетические требования. а) Надежное функционирование технологического процесса. Самым простым и естественным способом для достижения надежного функционирования технологического процесса является размещение аппаратов в одну линию по направлению технологическогопотока от первого аппарата к последнему. Если технологическая схема не имеет рециклов, то такой прием обеспечивает и минималь-

ную протяженность основных трубопроводов. Тем не менее такое решение, как правило, оказывается неэкономичным с точки зрения использования площади и строительного объема, организации обслуживания, ремонта и т.д. б) Требования техники безопасности. Между отдельными аппаратами и группами аппаратов необходимо соблюдать разрывы, которые зависят от категорий взрывоопасности производства и определяются действующими правилами техники безопасности и противопожарной техники. в) Удобство монтажа. Требования удобства монтажа играют важную, а нередко и решающую роль при разработке плана размещения оборудования. г) Защита строительных конструкций от коррозии. Агрессивное воздействие среды вызывает значительные разрушения строительных конструкций и деталей. д) Обслуживание и ремонт. Удобство обслуживания обеспечивается свободным доступом к оборудованию. Необходимо обеспечить свободный доступ к узлам управления аппаратами. е) Архитектурно-эстетические требования. Критерием оценки расположения оборудования с этой точки зрения является стройность, симметрия и максимальная упорядоченность размещения аппаратов и машин. Они должны образовывать ряды с одними или несколькими свободными проходами. В целях обоснования безопасного размещения технологических установок на территории взрывопожароопасного производственного объекта следует про анализировать риск взрыва топливновоздушных смесей (далее – ТВС), образующихся при аварийном выбросе опасных (горючих, воспламеняющихся) веществ. Риск взрыва является мерой опас-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ности, характеризующей возможность и тяжесть последствий взрыва. Оценка риска взрыва является частью анализа риска аварии. Размещение технологического оборудования, трубопроводной арматуры в производственных зданиях и на открытых площадках должно обеспечивать удобство и безопасность их эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ и принятия оперативных мер по предотвращения аварийных ситуаций или локализации аварий. Размещение технологического оборудования и трубопроводов в помещениях, на наружных установках, а также трубопроводов на эстакадах должно осуществляться с учетом возможности проведения визуального контроля их состояния, выполнения работ по обслуживанию, ремонту и замене. Технологическое оборудование взрывопожароопасных производств не должно размещаться: ■ над и под вспомогательными помещениями; ■ под эстакадами технологических трубопроводов с опасными веществами, кроме случаев, когда осуществляются специальные меры безопасности, исключающие попадание опасных веществ на оборудование, установленное под ними; ■ над площадками открытых насосных и компрессорных установок, кроме случаев применения герметичных бессальниковых насосов или, когда осуществляются специальные меры безопасности, исключающие попадание взрывопожароопасных веществ на оборудование, установленное под ними. В данном случае специальные меры безопасности должны обосновываться результатами анализа опасностей технологических процессов и количественным анализом риска аварий на ОПО в соответствии с установленными требованиями [4, приложение № 1]. Качественный анализ опасностей технологических процессов на ОПО включает: ■ метод идентификации опасностей технологического объекта; ■ анализ опасности и работоспособности технологической системы (технологического блока). Метод идентификации опасностей основан на анализе перечня нежелательных последствий и факторов риска и наиболее эффективен для предварительного выявления и описания опасностей на начальном этапе проектирования, при выборе оптимальных вариантов расположения производственной площадки, размеще-

ния технологических объектов, компоновки установок и оборудования. В случае, когда проектными решениями в документации предусмотрен вывод оборудования из действующей технологической системы, эксперту необходимо убедиться, что в документации предусмотрены указания по демонтажу данного оборудования, если оно расположено в одном помещении с технологическими блоками I и (или) II категории взрыво опасности, во всех остальных случаях оно должно быть изолировано от действующих технологических систем. Если документация разработана для производств, имеющих в своем составе технологические блоки I и II категории взрывоопасности, размещение технологического оборудования должно быть предусмотрено в специальных взрывозащитных конструкциях, как одна из специальных мер, направленных на преду преждение выбросов горючих продуктов в окружающую среду или максимальное ограничение их количества, а также предупреждение взрывов и предотвращение травм производственного персонала. За счет рационального размещения (максимально допустимого приближения к рабочему месту оператора) должно предусматриваться минимальное время приведения в действие запорных устройств с ручным приводом (не более 300 секунд) для технологических блоков с относительным значением энергетического потенциала Qв≤10. Место размещения арматуры должно обеспечивать минимальное время приведения ее в действие. Эксперт должен обращать внимание на такие моменты, как, например, размещение пробоотборников для контроля содержания кислорода в горючем газе линий компрессоров, работающих под разрежением, места которых должны быть определены проектной организацией в документации. Размещение складов, а также сливоналивных эстакад (пунктов), резервуаров (сосудов) для хранения и транспортирования СГГ, ЛВЖ и ГЖ должно соответствовать требованиям законодательства о градостроительной деятельности и правилам в области промышленной безопасности. Выше рассмотрены лишь основные принципы подхода к экспертизе документации и часть требований, на которые эксперт должен обратить внимание при проведении экспертизы документации в части компоновки и размещения технологического оборудования. Достаточность выбранных мер и средств безоТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

пасности рассматривается в каждом конкретном случае индивидуально. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Порядок осуществления экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности» (утв. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. Приказ от 15 октября 2012 г. № 584). 2. Капустин В.М., Рудин М.Г., Кудинов А.М. Основы проектирования неф теперерабатывающих и нефтехимических предприятий. Учебное пособие/ -М.: Химия (РГУ нефти и газа им. Губкина), 2012. 3. Рудин М.Г., Смирнов Г.Ф. Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. Ленинград: Химия, 1984. 4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, неф техимических и нефтеперерабатывающих производств» (утв. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. Приказ от 11 марта 2013 г. № 96). 5. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утв. приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 г. № 538). 6. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности химически опасных производственных объектов» (утв. Приказом Ростехнадзора от 21 ноября 2013 № 559). 7. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утв. приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 г. № 116). 8. ПБ 09-563-03 «Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств» (утв. постановление Госгортехнадзора РФ от 29 мая 2003 г. № 44). 9. Магалиф В.Я. и др. Монтажное проектирование химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Монография/ -М.: ООО «Навигатор», 2010. 10. Рейз Г. Монтажное проектирование химических производств в США. Ленинград–Москва, Издательство литературы по строительству, 1966.

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Адсорбционное понижение прочности

Особенности обследования железобетонных фундаментов насосных агрегатов, подвергшихся воздействию нефтепродуктов Алексей НИКОНОРОВ, начальник производственно-технического отдела, эксперт Сергей АГОШКОВ, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности, эксперт Юрий ТЕСЕЛКИН, заместитель начальника лаборатории неразрушающего контроля, эксперт, дефектоскопист Дмитрий СОБОЛЕВ, старший инженер-дефектоскопист Геннадий КОРОЛЬЧУК, ведущий эксперт Михаил БАРДЫШЕВ, эксперт Сергей РОДЗИЕВСКИЙ, эксперт ООО «ПромТехПроект» (Тверь)

При обследовании насосных агрегатов нефтебаз, складов жидкого топлива котельных ТЭЦ, находящихся в эксплуатации двадцать и более лет, приходится часто наблюдать неудовлетворительное состояние железобетонных фундаментов насосных агрегатов, возникшее в результате протечек на них перекачиваемых сред (темных нефтепродуктов).

арушение фундамента насос ного агрегата является одной из основных причин возникновения избыточных вибраций. Известно, что повышенная вибрация значительно уменьшает надежность оборудования. В результате у насоса и двигателя могут выйти из строя подшипниковые узлы. У электродвигателя может также наступить изгиб или излом вала, появиться трещина в станине статора или в торцовой крышке. Утечки нефтепродуктов, возникающие, как правило, из-за изношенности насосного оборудования, оказывают непосредственное воздействие на работу опорной железобетонной конструкции. По механизму своего воздействия на бетоны углеводородные нефтяные среды рассматриваются как адсорбционно-активные, при действии которых большую роль играют содержащиеся в них малые добавки поверхностно-активных веществ в виде высокомолекулярных полярных смол [4]. В зависимости от вязкости адсорбционноактивной среды миграция ее в поровое пространство цементного камня или бетона осуществляется по капиллярам различных диаметров с разной скоростью. Пропитка бетонов адсорбционно-

активными углеводородными нефтяными средами будет происходить тем быстрее, чем меньше их влажность. Для нефтяных сред низколетучих фракций, таких как мазут и дизельное топливо, характерно наличие в их составе небольшого количества высокомолекулярных серо- и азотосодержащих полярных смол, остающихся в средах после очистки. Для обеспечения маслянистости, придающей дизельному топливу липкость и цвет, количество полярных смол в их составе находится в среднем от 1 до 2%. Активность нефтяных сред по отношению к бетону возрастает по мере увеличения в их составе количества полярных смол. Длительное пребывание растворов и бетонов в адсорбционно-активной среде в зависимости от степени активности среды и степени напряженного состояния материала приводит к адсорбционному понижению прочности. Дизельное топливо в течение первых 5–6 лет снижает прочность бетона незначительно. Прочность бетона, пропитанного смазочными маслами, можно ориентировочно установить по формулам, если известны его прочность до пропитки, длительность действия нефтепродуктов. Для бе-

тона нормальной плотности прочность пропитанного маслом строительного материала RM , МПа, можно выразить следуσ ющей эмпирической зависимостью: RσM = Rσ(1– 2t ), 21 где Rσ – прочность бетона до его пропитки, MПа; t – время воздействия нефтепродуктов на бетон, годы. Приведенная зависимость прочности бетона от длительности воздействия на него нефтепродуктов справедлива в течение 7–8 лет от начала пропитки. В более продолжительные сроки воздействия масел на бетон прочность его ориентировочно следует считать 1/3 от первоначальной. При воздействии на пропитанный неф тепродуктом бетон динамических воздействий с частотой п = 100–1000 циклов в 1 минуту и с различными коэффициентами асимметрии разрушение наступает на 1–3 порядка быстрее по сравнению с непропитанным. Этот фактор особенно актуален для фундаментов насос ных агрегатов. Мазут (дизельное топливо), пропитавший железобетонный фундамент, снижает прочность бетона и сцепление арматуры с бетоном на 17% со стержнями периодического профиля и на 53% со стержнями гладкого профиля. Стабилизация сцепления наблюдается к 6–7 годам выдерживания, а его снижение достигает 60–70%. В более отдаленные сроки прочность сцепления промасленного бетона с арматурой ориентировочно следует принимать равной одной трети от первоначальной.

ри обследовании железобетонных фундаментов насосных агрегатов, подвергшихся воздействию нефтепродуктов, пропитанных нефтепродуктами, в дополнение к работам, приведенным в СП 13-102-2003* [3], проводятся: ■ общий осмотр фундамента с фиксацией расположения участков и зон пропитки;

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

■ определение глубины пропитки поверхности конструкции контрольным вскрытием бетона на глубину 10–20 мм, если бетон пропитан, вскрытие необходимо продолжить (бетон, пропитанный на глубину менее 20 мм, считается непораженным); Затем неразрушающими методами определяют прочность бетона на участках с пропиткой нефтепродуктов, после чего устанавливается фактическая прочность бетона, промасленного нефтепродуктами, механическими методами неразрушающего контроля, например методом ударного импульса по ГОСТ 2269088 [1]. Поверхность контроля предварительно зачищается наждачным камнем. Не допускается определение прочности бетона, пропитанного нефтепродуктами, ультразвуковым методом. Как показывает практика, оценка прочности старого бетона конструкций промышленных зданий и сооружений с использованием измерителя прочности Beton Pro Condtrol неизбежно дает некоторое завышение ее величины, так как поверхностный слой бетона карбонизируется и приобретает повышенную прочность. Однако при таких же испытаниях промасленного бетона завышения показаний из-за наличия в поверхностном слое карбонатных новообразований не будет вследствие того, что пропитанный маслом бетон теряет способность к химическому взаимодействию с внешней средой, то есть карбонизация его поверхностных слоев не происхо-

Результаты замеров прочности бетона фундамента мазутного насоса типа 5Н-5х4 второго подъема, установленного в цехе топливоподачи ТЭЦ Участки фундамента Не пропитанные нефтепродуктами

Прочности бетона, Rср.МПа 3

20,2

19,6

19,5

19,2

19,8

Пропитанные нефтепродуктами

21,6

22,2

22,9

22,0

21,9

Фактическая прочность пропитанных участков с учетом коэффициента 0,85

18,36

18,8

19,4

18,7

18,6

дит. Очень большое снижение сцепления растворной части и крупного заполнителя от действия масел при определении прочности бетона неразрушающими методами почти не отражается на результатах. Для установления фактической прочности пропитанного маслом бетона необходимо данные, полученные неразрушающими методами, умножить на коэффициент 0,85. Для сравнения следует определить прочность бетона в непропитанных местах, максимально приближенных к пропитанным участкам конструкций, без учета в ней указанного коэффициента. Пример результатов замеров прочности бетона фундамента мазутного насоса типа 5Н-5х4 второго подъема, установленного в цехе топливоподачи ТЭЦ, приведены в таблице 1. В ходе их выполнения выявлено, что ближайший класс бетона по прочности – В15, ближайшая марка по прочности – М200. При определении прочности бетона фундамента, пропитанного нефтепродуктами, необходимо учитывать интенсивность

их воздействия. Обильным воздействием считается постоянное попадание нефтепродуктов на бетон (скапливание в виде капель), периодическим – попадание 1–2 раза в год (случайные проливы). Если по каким-либо причинам невозможно установить прочность бетона склерометрическими методами или ее требуется знать ориентировочно, то после семи лет интенсивного воздействия масел на бетон прочность строительного материала принимают равной 1/3 от первоначальной, а для более ранних сроков вычисляют по зависимостям приведенной выше формулы. В качестве защитных мероприятий для действующих бетонных и железобетонных конструкций, контактирующих с нефтяными средами, можно использовать лакокрасочные, мастичные, пленочные и другие стойкие в среде нефтепродуктов покрытия. Применение битумных мастик и материалов на битумной основе недопустимо, так как битум легко растворяется в нефтепродуктах. Для исключения попадания нефтепродуктов на фундаменты, пол и другое оборудование следует содержать в рабочем состоянии поддоны, установленные в местах утечек с насосов, с организованным отводом нефтепродуктов. Литература 1. ГОСТ 22690-88 «Бетоны. Определение прочности механическими методами неразрушающего контроля». М.: Государственный строительный комитет СССР. 2. СНиП 2.03.01-84* «Бетонные и железобетонные конструкции», утверждено Постановлением Госстроя СССР от 20 августа 1984 года № 136 (в редакции от 12 ноября 1991 года). 3. СП 13-102-2003 «Правила обследования несущих строительных конструкций зданий и сооружений», принято Постановлением Госстроя РФ от 21 августа 2003 года № 153. М.: Госстрой РФ, ГУП ЦПП, 2003 год. 4. Руководство по защите железобетонных конструкций от действия неф тепродуктов. НИИЖБ, М.: Стройиздат, 1983 год.

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Особенности диагностирования ПЭ-газопроводов Алексей НИКОНОРОВ, начальник производственно-технического отдела, эксперт Сергей АГОШКОВ, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности, эксперт Юрий ТЕСЕЛКИН, заместитель начальника лаборатории неразрушающего контроля, эксперт, дефектоскопист Дмитрий СОБОЛЕВ, старший инженер-дефектоскопист Геннадий КОРОЛЬЧУК, ведущий эксперт Михаил БАРДЫШЕВ, эксперт Сергей РОДЗИЕВСКИЙ, эксперт ООО «ПромТехПроект» (Тверь)

В настоящее время в системе газораспределения и газопотребления газопроводы протяженностью 841,9 тысячи км снабжают газом 21 111 поднадзорных Ростехнадзору промышленных предприятий, 424 тепловых электрических станции, 55 854 газовых отопительных и производственных котельных [1].

огласно СНиП 42-01-2002 [2], строительство сетей газораспределения и реконструкция изношенных стальных газопроводов должны осуществляться с применением преимущественно полимерных труб и соединительных деталей, например из полиэтилена и его модификаций, полиамидов. Преимущества полиэтиленовых (ПЭ) труб перед стальными неоспоримы. Вопервых, более чем полувековой опыт эксплуатации стальных газопроводов показал, что в большинстве случаев нормативный срок их службы в 40 лет не выдерживается. Газопроводы из ПЭ-труб будут эксплуатироваться значительно дольше: гарантийный срок их службы составляет 50 лет, прогнозируемый – 100. Во-вторых, стоимость ПЭ-труб существенно ниже стоимости изолированной стальной трубы. В-третьих, ПЭ-трубы не подвержены коррозии, не требуют катодной защиты и поэтому почти не нуждаются в обслуживании. В-четвертых, они не подвержены коррозионному зарастанию. В-пятых, не боятся контактов с водой и стойки к большинству агрессивных сред. В-шестых, ПЭ-трубы в 2–7 раз легче стальных и намного гибче, что суще-

ственно облегчает их транспортировку и монтаж и позволяет отказаться от покупки отводов. В-седьмых, для монтажа ПЭ-труб не требуется тяжелая техника, он производится бригадой из двух человек. В-восьмых, сварка этих труб гораздо экономичнее с точки зрения потребления электроэнергии либо топлива, а применение так называемых длинномерных труб на катушках или в бухтах еще и уменьшает количество сварных соединений в десятки раз. В-девятых, стыковая сварка ПЭ-труб полностью автоматизирована, что значительно ускоряет строительство трубопроводов, снижает их стоимость и повышает качество. В-десятых, пропускная способность полиэтиленовых труб со временем не снижается (внутренняя поверхность трубы

практически не зарастает). И наконец, они не повреждаются при замерзании воды и не теряют своих свойств. Требования к эксплуатации газопроводов, в том числе к обследованию, техническому обслуживанию, диагностированию, установлены законодательными актами и нормативными документами Ростехнадзора [8], [9], [10]. К сожалению, на данный момент времени конкретных требований к диагностированию именно полиэтиленовых газопроводов не разработано, чего не скажешь, например, о подземных стальных газопроводах [7]. В соответствии с Правилами проведения экспертизы промышленной безо пасности [8] техническое устройство (ТУ), применяемое на опасном производственном объекте (ОПО), подлежит экспертизе: ■ до начала применения на ОПО; ■ по истечении срока службы или при превышении количества циклов нагрузки такого ТУ, установленных его производителем; ■ при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого ТУ, если фактический срок его службы превышает двадцать лет; ■ после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала несущих элементов такого ТУ, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ОПО, в результате которых было повреждено такое ТУ. Техническое диагностирование, неразрушающий или разрушающий контроль технических устройств проводятся для оценки фактического состояния ТУ в следующих случаях: ■ при проведении экспертизы по истечении срока службы или при превышении количества циклов нагрузки такого ТУ, установленных его производителем, либо при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого ТУ, если фактический срок его службы превышает двадцать лет; ■ при проведении экспертизы после проведения восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ОПО, в результате которых было повреждено такое ТУ;

Требования к эксплуатации газопроводов установлены законодательными актами и нормативными документами Ростехнадзора, однако конкретных требований к диагностированию именно ПЭ-газопроводов на данный момент не разработано

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 1. Эталонные кривые длительной прочности труб из РЕ 80

Напряжение в стенке трубы, МПа

Левая часть ломаной: lg(t) = -40,9578 + 23596,3495/T – 37,5758 lg(σ) Правая часть ломаной: lg(t) = -19,9417 + 8804,4333/T – 3,3219 lg(σ) Где t – время, ч; T – температура, К; σ – напряжение в стенке трубы, МПа.

Время до разрушения трубы, ч

■ при обнаружении экспертами в процессе осмотра ТУ дефектов, вызывающих сомнение в прочности конструкции, или дефектов, причину которых установить затруднительно; ■ в иных случаях, определяемых руководителем организации, проводящей экспертизу. По результатам экспертизы технического устройства ОПО в экспертном заключении дополнительно приводятся расчетные и аналитические процедуры оценки и прогнозирования технического состояния объекта экспертизы, включающие в себя определение остаточного ресурса (срока службы) с отражением в выводах заключения экспертизы установленного срока дальнейшей безопасной эксплуатации объекта экспертизы, с указанием условий дальнейшей безопасной эксплуатации. На данном этапе в некоторых периодических изданиях [11], [12] предлагается следующая методика. Прогнозируемый ресурс газопровода определяется минимальной длительной прочностью материала полиэтиленовых труб по истечении установленного срока эксплуатации 50 лет – МRS 8,0 МПа для труб из полиэтилена ПЭ80, MRS10 МПа – для труб из полиэтилена ПЭ100, то есть прогнозируемая прочность материала – предел текучести – снижается с 16,7 до 8 МПа (ПЭ 80) и с 21 до 10 МПа (ПЭ100) [6]. Принцип предлагаемого метода заключается в определении запаса прочности (ресурса) материала трубы расчетно-графическим способом на основании результатов испытаний образцов проб, вырезанных из

ГОСТ Р 52134-2003. Приложение В обязательно

газопровода (байпаса) в определенный период эксплуатации. Критическое состояние газопровода оценивается по следующим критериям: ■ отношение показателя длительной прочности (σLСL) для расчетного периода эксплуатации, который определяется по графику длительной прочности для труб того же класса полиэтилена, что и образцы, к напряжению разрушения образцов трубы при температуре + 20°С; ■ контрольное время гидравлических испытаний образцов трубы при напряжении, равном показателю длительной прочности для расчетного периода эксплуатации (рис. 1) при температуре + 20°, + 40°С; ■ стойкость к термоокислительному старению. Главный недостаток такого подхода, на наш взгляд, – отсутствие возможности применения методов неразрушающего контроля для обеспечения объективности результатов диагностирования, кроме визуально-измерительного контроля (ВИК). Также нужно учитывать, что массовое строительство полиэтиленовых газопроводов началось в 90-х годах ХХ века, вследствие чего определение их остаточного ресурса до истечения установленного срока службы в 50 лет и в отсутствие утвержденных в установленном порядке методик несколько преждевременно. Что же касается оценки технического состояния таких ТУ, то ее считаем возможным проводить по аналогии со стальными подземными газопроводами, основываясь на РД 12-411-01 [7] и имеющихТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

ся нормативных документах [2], [3], [4]. Вероятно, со временем, когда будет накоплен значительный объем информации о процессах деградации, происходящих в трубах из полиэтилена, будут созданы приборы для неразрушающего контроля ПЭ-газопроводов и математическая модель, позволяющая оценить ресурс (срок) их службы. Литература 1. Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2014 году / ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности». 2. СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы». 3. СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопроводов из поли этиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов». 4. ГОСТ Р 50838-2009 «Трубы из поли этилена для газопроводов. Технические условия». 5. ГОСТ Р 52134-2003 «Трубы напорные из термопластов и соединительные детали к ним для систем водоснабжения и отопления». 6. ГОСТ 18599-2001 «Трубы напорные из полиэтилена. Технические условия». 7. РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов» / ГУП «НТЦ «Промышленная безопасность». 8. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538. 9. Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденный Постановлением Правительства РФ от 29 октября 2010 года № 870. 10. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газорас пределения и газопотребления», утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 ноября 2013 года № 542. 11. Красников М.А. Методика прогнозирования остаточного ресурса газопроводов из полиэтиленовых труб / Газ России, 2010 год, № 4, с. 66–69. 12. Красников М.А. Методика прогнозирования остаточного ресурса газопроводов из полиэтиленовых труб / Территория НЕФТЕГАЗ, 2010 год, № 5, с. 26–29.

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

До стадии сквозных повреждений О коррозионно-усталостных повреждениях труб поверхностей нагрева водогрейных котлов Алексей НИКОНОРОВ, начальник производственно-технического отдела, эксперт Сергей АГОШКОВ, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности, эксперт Юрий ТЕСЕЛКИН, заместитель начальника лаборатории неразрушающего контроля, эксперт, дефектоскопист Дмитрий СОБОЛЕВ, старший инженер-дефектоскопист Геннадий КОРОЛЬЧУК, ведущий эксперт Михаил БАРДЫШЕВ, эксперт Сергей РОДЗИЕВСКИЙ, эксперт ООО «ПромТехПроект» (Тверь)

Занимаясь контролем металла и техническим диагностированием с 1993 года, а впоследствии и экспертизой промышленной безопасности технических устройств [1, 2], работающих под избыточным давлением, мы накопили обширный опыт по выявлению повреждений элементов котлов, сосудов и трубопроводов.

писываемые исследования первоначально проводились на водогрейных котлах КВТК-100 Тверской ТЭЦ-3 в периоды капитальных ремонтов и при техническом диагностировании. Впоследствии наработанный опыт и подходы в выявлении дефектов были использованы при обследовании других водогрейных котлов марок КВГМ и ПТВМ теплопроизводительностью от 25 до 100 Гкал/час, работающих на газе, мазуте и в смешанных режимах использования основного и резервного топлив.

По конструктивным особенностям котлов можно отметить, что на возникновение трещин коррозионно-усталостного характера сказывается в первую очередь интенсивность тепловых напряжений в трубах поверхностей нагрева. По видам топлива котлы, работающие на угле и мазуте, наиболее склонны к образованию дефектов подобного рода, нежели котлы, работающие исключительно на газе, видимо, вследствие того, что при сжигании угля и мазута сложнее достичь равномерного горения. Но и в котлах, работающих исключительно на га-

Рис. 1. Продольный разрез экранной трубы (7)

зе, коррозионно-усталостные повреждения начинают проявлять себя, только несколько позже – после эксплуатации на протяжении 20 лет и более к моменту проведения экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ). Наличие данного типа повреждений часто связано с накоплением к этому времени значительного слоя отложений, что приводит к повышенному уровню тепловых напряжений в трубах и со временем вызывает образование усталостных дефектов. Вопросу коррозионно-усталостных повреждений экранных труб водогрейных котлов в литературе и методической документации, на наш взгляд, уделено недостаточно внимания. Так, СО 153-34.17.4692003 [3] предлагает лишь проводить исследование на вырезках, отобранных по результатам визуального контроля из наиболее изношенных труб, в то время как дефекты, развивающиеся от внутренней поверхности, невозможно выявить визуальным контролем до тех пор, пока они не выйдут на наружную поверхность, приведя к останову котла. В качестве зон поверхностей нагрева, наиболее склонных к появлению коррозионноусталостных повреждений, следует рассматривать участки перехода от наклонного к вертикальному расположению труб и наиболее теплонапряженные участки. Развитие коррозионно-усталостных повреждений, вероятнее всего, вызвано нарушением нормального режима теплообмена с возникновением режима кипения и значительных теплосмен в зоне поочередного образования и смыва парового слоя на внутренней поверхности трубы со стороны, обращенной в топку. В таких режимах на наклонных участках происходит разделение пароводяной смеси на пар и воду, а при переходе на вертикальный участок при движении рабочей среды как раз и возникают теплосмены, приводящие к деформационнокоррозионным повреждениям, протекающим на внутренней поверхности труб. Согласно [4] локальное термическое нагружение на внутренней поверхности труб приводит к образованию микротрещин в оксидной пленке вследствие различных коэффициентов теплового расширения у металла и покрывающей его оксидной пленки. После повреждения защитной оксидной пленки на поверхности металла интенсивно протекают коррозионные процессы, и идет развитие в основном трещинообразных дефектов по коррозионному механизму. Особое значение при этом процессе имеет наличие повышенного слоя отложений на внутренней поверхности труб, которые, как правило, накапливаются за длительный срок экс-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 2. Экранная труба после травления в 30% растворе соляной кислоты (7)

плуатации, предшествующий техническому диагностированию, плохо поддаются химической промывке и приводят к нарушению циркуляции и ухудшению теплового обмена между трубами и рабочей средой, а также вызывают повышенные тепловые напряжения труб.

ыявить коррозионно-усталост ные повреждения труб поверхностей нагрева возможно различными методами. Нами применялись два взаимодополняющих способа – исследование на вырезках в соответствии с [5] и ультразвуковой метод выявления внутренних несплошностей [6]. Для успешного обнаружения зоны повреждения методом вырезок требуется правильно определять места вырезок. Нужно выбирать по нескольку вырезок протяженностью до полуметра преимущественно из вертикальных участков, расположенных вблизи наклонных участков труб. Также в случае наличия на экранах подварок необходимо исследовать и участки с подварками. Выявить коррозионно-усталостные трещины непросто. Визуальный осмотр внутренней поверхности не всегда дает положительный результат в силу того, что дефекты этого рода заполнены продуктами коррозии и занесены слоем отложений. Иногда проявить картину помогает травление разрезанных вдоль темплетов в растворе соляной кислоты, но при наличии значительных и плотных отложений и этот метод бывает недостаточно эффективен. Обнаружить повреждения помогает продольный разрез труб по сторонам «лоб» – «тыл» с подготовкой шлифа этих поверхностей. В случае наличия трещин и других повреждений эти дефекты будут видны уже при осмотре с небольшим увеличением (рис. 1 и 2). На участках выявленных трещин рекомендуется подготовить металлографический шлиф в соответствии с [5] и в микроскоп определить характер развития повреждения. Он, как правило, будет межкристаллитным со следами ступенчатого развития процесса, сочетающего периоды кратковременного разрушения окисного слоя и более длительные пери-

оды коррозионного развития повреждения, приводящего к «затуплению» трещины (рис. 3 и 4). Другим эффективным методом, позволяющим установить наличие коррозионноусталостных повреждений, является ультразвуковой контроль (УЗК), который применялся нами для поиска поперечно расположенных трещин в основном металле экранных труб. Для проведения УЗК использовался современный импульсный эхо-дефектоскоп в комплекте с наклонным преобразователем, подключенным по стандартному эхо-методу прозвучивания, который применяется для контроля сварных соединений труб [6] с той лишь разницей, что, в соответствии с рисунком 22 пункта 8.8.2 ГОСТ Р 55724-2013 [7], выбирался угол ввода луча 60–65 °С, обеспечивающий наибольшую чувствительность к поперечно ориентированным несплошностям. Для контроля экранных труб применялся наклонный преобразователь в миниатюрном исполнении с частотой 5 МГц и углом ввода луча 65°. Настройка чувствительности проводилась на калиброванном СОП, изготовленном из аналогичной экранной трубы с зарубкой, имеющей эквивалентную площадь одиночной несплошности 0,6 мм2. Контроль проводился прямым лучом по подготовленным для контроля со стороны топки участкам поверхности труб протяженностью по 500 мм продольным сканированием. Для полноты выявления степени повреждения экранов подготавливались участки 100% труб выбранного экрана на разных уровнях. При контроле фиксировались поврежденные трубы и количество повреждений на участках контроля. Из отдельных участков с выявленными дефектами делались вырезки с последующей продольной разрезкой и выполнением шлифов. Метод УЗК позволял верно выявлять трещинообразные дефекты глубиной развития несколько большей, чем длина поперечной ультразвуковой волны, на которой производился контроль. По шлифам зафиксировано надежное обнаружение трещин глубиной от 0,8 мм и более. Выполняя УЗК 100% труб на разных уровнях от пода топки до уровня выше

Рис. 3 ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

расположения горелок, удалось выяснить, что зона повреждения экранных труб, вероятнее всего, расположена на вертикальных участках от подовой части до уровня максимальных тепловых воздействий факела. По протяженности экрана максимальное количество повреждений и высота расположения дефектов наблюдались в срединной части экрана и сходили на нет на крайних трубах. Использованные подходы к выявлению дефектов коррозионно-усталостного характера в трубах поверхностей нагрева помогли еще на стадиях, предшествующих сквозным повреждениям, выявлять степень поврежденности труб поверхностей нагрева, а также довольно точно определяться с зоной повреждения труб и планировать объемы ремонтных работ. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в действующей редакции от 13 июля 2015 года). 2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденные приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538. 3. СО 153-34.17.469-2003 «Инструкция по продлению срока безопасной эксплуатации паровых котлов с рабочим давлением до 4,0 МПа включительно и водогрейных котлов с температурой воды выше 115°С». 4. Антикайн П.А. «Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов». Издательство Энергосервис, 2001 год. 5. СТО 70238424.27.100.005-2008 «Основные элементы котлов, турбин и трубопроводов ТЭС. Контроль состояния металла. Нормы и требования». 6. РД 34.17.302-97 (ОП 501 ЦД-97) «Котлы паровые и водогрейные. Трубопроводы пара и горячей воды, сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуковой контроль. Основные положения». 7. ГОСТ Р 55724-2013 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые».

Рис. 4

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Спорная мотивировка Нужна ли экспертиза промышленной безопасности газопроводов-вводов? Алексей НИКОНОРОВ, начальник производственно-технического отдела, эксперт Сергей АГОШКОВ, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности, эксперт Юрий ТЕСЕЛКИН, заместитель начальника лаборатории неразрушающего контроля, эксперт, дефектоскопист Дмитрий СОБОЛЕВ, старший инженер-дефектоскопист Геннадий КОРОЛЬЧУК, ведущий эксперт Михаил БАРДЫШЕВ, эксперт Сергей РОДЗИЕВСКИЙ, эксперт ООО «ПромТехПроект» (Тверь)

В настоящий момент во многих регионах России сложилась практика технологического присоединения к сети газоснабжения жилых домов без проведения экспертизы промышленной безопасности документации на техническое перевооружение опасного производственного объекта (ОПО).

качестве основной мотивировки используется исключение сети газопотребления жилых зданий из сферы регулирования Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления [1]. В пункте 4 данного документа прямо установлено, что его требования не распространяются на сети газопотребления жилых зданий. Что же входит в состав этих сетей? В соответствии с письмом Министерства регионального развития Российской Федерации от 19 февраля 2010 года № 6180ИП/08, «сети инженерно-технического обеспечения объекта капитального строительства, проектируемые в границах элемента планировочной структуры, в котором расположен принадлежащий застройщику земельный участок, не являются самостоятельным объектом <...>, а являются частью объекта, на который разработана проектная документация». При этом, согласно сноске 27 в разделе 11 «Опасные производственные объекты газоснабжения» Требований к ведению государственного реестра опасных производственных объектов в части присвоения наименований опасным производственным объектам для целей регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов [2], в состав сетей газоснабжения, в том числе межпоселковых, входят наружные газопроводы, газопроводы-вводы.

ОПО с наименованием «сеть газоснабжения, в том числе межпоселковая» относится к сетям газораспределения. В соответствии со вступившими в силу в 2014 году Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» [3], «сеть газораспределения» – это «единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя наружные газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, расположенные на наружных газопроводах, и предназначенный для транспортировки природного газа от отключающего устройства, установленного на выходе из газораспределительной станции, до отключающего устройства, расположенного на границе сети газораспределения и сети газопотребления (в том числе сети газопотребления жилых зданий)». К сожалению, указанными Федеральными нормами и правилами [3] понятие газопровода-ввода никак не регламентировано, в связи с чем представляется разумным руководствоваться определением газопровода-ввода, установленным отмененными в настоящий момент ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления». Согласно ему газопровод-ввод представляет собой «газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства

перед вводным газопроводом или футляром при вводе в здание в подземном исполнении». Из указанного выше следует, что газопроводы-вводы являются частью опасного производственного объекта, идентифицируемого как сеть газоснабжения, и в сеть газопотребления здания, в том числе жилого, не входят. При технологическом присоединении объекта с газоиспользующим оборудованием в состав сети газораспределения неминуемо вносятся изменения – появляется новый газопровод-ввод. Данные изменения можно однозначно трактовать как техническое перевооружение ОПО. В соответствии с определением этого термина, установленным Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [4], техническое перевооружение ОПО – это «приводящие к изменению технологического процесса на опасном производственном объекте внедрение новой технологии, автоматизация опасного производственного объекта или его отдельных частей, модернизация или замена применяемых на опасном производственном объекте технических устройств». К сожалению, данное определение охватывает не все изменения в ОПО, которые следовало бы отнести к понятию технического перевооружения. В действовавшей ранее редакции Федерального закона [4] присутствовало понятие «расширение опасного производственного объекта». Оно было исключено из закона, поскольку являлось частным случаем технического перевооружения, при этом при формулировании понятия «техническое перевооружение»

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

расширение опасного производственного объекта не было учтено. Представляется необходимым учесть это при доработке Федерального закона [4]. Вроде бы в рассматриваемом нами случае внедрения новой технологии, автоматизации, модернизации или замены технических устройств не происходит. Однако применить какой-либо иной термин, характеризующий происходящие на объекте изменения, например, «реконструкция», не представляется целесообразным. В соответствии со статьей 13 Федерального закона [4], экспертизе промышленной безопасности подлежит документация на техническое перевооружение опасного производственного объекта, если указанная документация не входит в состав проектной документации такого объекта, подлежащей экспертизе в со-

ответствии с законодательством о градостроительной деятельности. На основании всего этого можно сделать следующий вывод. Технологическое присоединение какого-либо объекта, в том числе жилых зданий, к сетям газораспределения, если эти работы не входят в состав работ, проект на проведение которых подлежит экспертизе в соответствии с Градостроительным кодексом РФ, должно проводиться на основании документации на техническое перевооружение опасного производственного объекта – сети газораспределения. Литература 1. Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденный Постановлением Правительства РФ от 29 октября 2010 года № 870.

2. Требования к ведению государственного реестра опасных производственных объектов в части присвоения наименований опасным производственным объектам для целей регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов, утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 7 апреля 2011 № 168. 3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 ноября 2013 года № 542. 4. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Экспертиза проектов сетей газопотребления государственная или…

Алексей НИКОНОРОВ, начальник производственно-технического отдела, эксперт Сергей АГОШКОВ, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности, эксперт Юрий ТЕСЕЛКИН, заместитель начальника лаборатории неразрушающего контроля, эксперт, дефектоскопист Дмитрий СОБОЛЕВ, старший инженер-дефектоскопист Геннадий КОРОЛЬЧУК, ведущий эксперт Михаил БАРДЫШЕВ, эксперт Сергей РОДЗИЕВСКИЙ, эксперт ООО «ПромТехПроект» (Тверь)

В Российской Федерации полным ходом идет борьба с административными барьерами и бюрократическими проволочками, направленная на формирование здорового экономического климата и стимулирование предпринимательской активности. Внедряются службы «одного окна», упрощаются и регламентируются административные процедуры, государственные органы избавляются от несвойственных им функций.

роцесс этот долгий и крайне сложный. Проблем на пути его реализации возникает много, и, к сожалению, при пересечении жадности некоторых чиновников и противоречий в документах желание обогатиться оказывается сильнее концепции госу-

дарственного развития. Тем более обидно, когда вопрос касается использования народного достояния – природного газа. В данной статье мы коснемся только одного его аспекта, который в угоду чьим-то частным интересам ставит непонятные препоны желающим подклюТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

читься к сетям газораспределения и газопотребления. В соответствии с действующим Федеральным законом от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», техническое перевооружение промышленных объектов осуществляется только на основании соответствующей документации, прошедшей экспертизу промышленной безопасности. Оценка технических решений при строительстве и реконструкции выполняется в рамках экспертизы проекта, проводимой в порядке, установленном Градостроительным кодексом РФ. Четко и ясно. Надо делать экспертизу? Ищешь уполномоченную на проведение соответствующей экспертизы организацию. Согласовываешь условия – быстрее и по возможности дешевле (качество, само собой, пострадать не должно – для этого целый механизм аттестации экспертов и аккредитации организаций предусмотрен). И вперед. Но не тут-то было. Согласно письму Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 1 октября 2014 года, делать экспертизу проектов

Экспертное сообщество ■ научные подходы

газовых сетей можно только в форме государственной экспертизы. Однако, в соответствии с Техническим регламентом о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденным Постановлением Правительства от 29 октября 2010 года № 870, применение иных форм оценки при проектировании газовых сетей не допускается, то есть негосударственная экспертиза невозможна. И все в этом письме пространно описывается. Вроде и принята норма в пределах полномочий Правительства РФ, которая, согласно пункту 5.1 части 1 статьи 6 Градостроительного кодекса РФ, вправе определять объекты, подлежащие исключительно государственной экспертизе учреждениями при органах государственной власти. Вот только не учитывается один факт. Принят был Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления в 2010 году, когда Градостроительный кодекс РФ предусматривал экспертизу только в форме государственной. Полномочие Правительства РФ, которое Минстрой в своем письме так выгодно для учреждений государственной экспертизы использовал, в соответствующей форме возникло только с принятием в 2011 году изменений в Градостроительный кодекс. Этими изменениями, кстати, и была прописана большая часть механизмов осуществления негосударственной экспертизы. Почему к сетям газопотребления было проявлено такое внимание? Ведь большая часть сетей газораспределения и газопотребления относится к третьему классу опасности (средней опасности), не самому высокому по классификации Федерального закона «О промыш-

ленной безопасности опасных производственных объектов». Объектами второго класса опасности (высокой опасности) признаны только объекты транспортирования природного газа под давлением свыше 1,2 МПа. С введением в действие с 28 июля 2014 года Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности (ФНиП) «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» и отменой ранее действующих ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» окончательно была стерта нижняя граница отнесения к сетям газопотребления. На данный момент, в соответствии с действующими правилами и регламентами, объект технического регулирования может быть идентифицирован в качестве сети газопотребления, если транспортирует природный газ. Это применимо к газоиспользующему оборудованию газифицируемых зданий и газоиспользующему оборудованию, размещенному вне зданий, с соответствующим давлением, а также к газотурбинным и парогазовым установкам (требования регламента не распространяются на сеть газопотребления жилых зданий), других ограничений не предусмотрено. Напомним, что отмененные ПБ 12-52903 не распространялись на внутренние газопроводы и газовое оборудование производственных, административных, общественных и бытовых зданий, где газ используется для пищеприготовления или лабораторных целей, и системы автономного отопления и горячего водоснабжения административных, общественных и

бытовых зданий с котлами и теплогенераторами без выработки тепловой энергии для производственных целей и (или) предоставления услуг при суммарной тепловой мощности установленного оборудования менее 100 кВт. Сейчас практически любой газопровод, подающий газ на предприятие и газопотребляющее оборудование, может быть идентифицирован как сеть газопотребления, и на нее (сеть газопотребления) будут распространяться действующие нормы и правила, технические регламенты и статьи Градостроительного кодекса РФ. Со вступлением в силу указанных изменений в Градостроительный кодекс РФ все органы исполнительной власти, в том числе и Правительство Российской Федерации, должны были привести свои нормативные документы в соответствие. Представляется, что про Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления в этой части просто забыли. Казалось бы, что в сложившейся ситуации плохого? Для государственной экспертизы регламентированы и порядок ценообразования, и сроки. Вот только снизить стоимость нельзя, так же как и сделать экспертизу дешевле. Искусственное ограничение конкуренции... Что остается деталь добросовестным организациям? Тратить немало времени и средств, чтобы все сделать в соответствии с действующим законодательством или ждать, пока нормативные документы приведут в соответствие, – другой альтернативы нет. А недобросовестные предприниматели пока будут искать лазейки в законах и, скорее всего, их найдут.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Экспертный анализ и оценка проектной документации автоматизированных систем управления технологическими процессами в химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности УДК 65.011.56 Руслан НАГИЕВ, заместитель директора ООО «Эксперт-Проект» (г. Лениногорск) Константин ИВАНОВ, директор ООО «Эксперт-Проект» (г. Лениногорск)

В статье рассматриваются некоторые особенности при осуществлении экспертизы промышленной безопасности документации автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) в химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности. Основное внимание уделено анализу полноты безопасности проектируемых АСУТП на основе российских и зарубежных стандартов по менеджменту риска и функциональной безопасности. Ключевые слова: промышленная безопасность, экспертиза промышленной безопасности, проектная документация автоматизированных систем управления технологическими процессами, анализ полноты безопасности, химическая, нефтехимическая и нефтегазоперерабатывающая промышленность.

ложность и высокая скорость протекания технологических процессов в нефтехимической промышленности, а также чуткая зависимость безопасного их течения от нарушения режима, вредоносности условий работы, токсичности и взрывопожароопасности перерабатываемых веществ требуют всеобъемлющей оценки рисков и надежности при проведении экспертизы промышленной безопасности проектной документации автоматизированных систем управления технологическими процессами в химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности. Комплексная автоматизация процессов (аппаратов) нефтехимической переработки предполагает обеспечение регламентного течения этих процессов с использованием различных технических средств автоматизации (контроля, регулирования, сигнализации и др.). Современный подход к автоматизации заключается в формировании автоматизированных систем управления и защиты как главного элемента единой системы защиты процесса. Классическая система управления технологическими процессами (АСУТП) в самом

общем виде объединяет в себе два взаимосвязанных компонента: ■ Система ПротивоАварийной Защиты – ПАЗ. ■ Распределенная Система Управления – РСУ. АСУТП на базе средств вычислительной техники должна соответствовать требованиям технического задания и обеспечивать [1]: ■ постоянный контроль параметров технологического процесса и управление режимами для поддержания их регламентированных значений; ■ регистрацию срабатывания и контроль работоспособного состояния средств ПАЗ; ■ постоянный контроль состояния воздушной среды в пределах объекта; ■ постоянный анализ изменения параметров в сторону критических значений и прогнозирование возможной аварии; ■ срабатывание средств управления и ПАЗ, прекращающих развитие опасной ситуации; ■ срабатывание средств локализации и ликвидации аварий, выбор и реализацию оптимальных управляющих воздействий; ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

■ проведение операций безаварийного пуска, остановки и всех необходимых для этого переключений; ■ выдачу информации о состоянии безопасности на объекте в вышестоящую систему управления. Системы ПАЗ должны обеспечивать защиту персонала, технологического оборудования и окружающей среды в случае возникновения на управляемом объекте нештатной ситуации, развитие которой может привести к аварии [1]. Системы ПАЗ функционируют независимо от системы управления технологическим процессом. Нарушение работы системы управления не должно влиять на работу системы ПАЗ [1]. Система ПАЗ выполняет следующие функции [1]: ■ автоматическое обнаружение потенциально опасных изменений состояния технологического объекта или системы его автоматизации; ■ автоматическое измерение технологических переменных, важных для безопасного ведения технологического процесса (например, измерение переменных, значения которых характеризуют близость объекта к границам режима безопасного ведения процесса); ■ автоматическая (в режиме on-line) диагностика отказов, возникающих в системе ПАЗ и (или) в используемых ею средствах технического и программного обеспечения; ■ автоматическая предаварийная сигнализация, информирующая оператора технологического процесса о потенциально опасных изменениях, произошедших в объекте или в системе ПАЗ; ■ автоматическая защита от несанкционированного доступа к параметрам настройки и (или) выбора режима работы системы ПАЗ. Надежность систем ПАЗ обеспечивается аппаратурным резервированием различных типов (дублирование, троирование), временной и функциональной избыточностью и наличием систем

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Система ПАЗ выполняет следующие функции [1]:

автоматическое обнаружение потенциально опасных изменений состояния технологического объекта или системы его автоматизации

автоматическое измерение технологических переменных, важных для безопасного ведения технологического процесса (например, измерение переменных, значения которых характеризуют близость объекта к границам режима безопасного ведения процесса)

диагностики с индикацией рабочего состояния и самодиагностики с сопоставлением значений технологических связанных параметров [1]. Потенциальная опасность систем управления и противоаварийной защиты состоит в возможности отказов, что является органическим свойством этих систем. Показатели надежности систем ПАЗ устанавливаются и проверяются не менее чем для двух типов отказов данных систем: отказы типа «несрабатывание» и отказы типа «ложное срабатывание» [1]. Безопасные системы управления и противоаварийной защиты должны анализироваться и оцениваться таким образом, чтобы отказ любого компонента этих систем и все мыслимые последствия такого отказа не вызывали опасной ситуации на технологическом объекте. Современная концепция экспертизы промышленной безопасности должна состоять в рассмотрении системы безопасности комплексно, в целом, с учетом резервирования всех компонентов системы защиты, включая измерительные и исполнительные устройства, и самое главное, учитывать не просто характеристики надежности отдельных компонентов системы, но архитектуру и параметры всего контура безопасности для каждого контура безопасности. Существует достаточное количество методов более или менее непосредственно применимых для анализа полноты безопасности аппаратного обеспечения Э/Э/ПЭ (электрических и/или электронных и/или программируемых электронных) систем, связанных с безопасностью. Обычно они делятся на группы в соответствии со следующими характеристиками: ■ статические (логические) и динамические (состояния/переходы) модели;

автоматическая (в режиме on-line) диагностика отказов, возникающих в системе ПАЗ и (или) в используемых ею средствах технического и программного обеспечения

автоматическая предаварийная сигнализация, информирующая оператора технологического процесса о потенциально опасных изменениях, произошедших в объекте или в системе ПАЗ

■ аналитические модели и моделирование на основе метода Монте-Карло. Логические модели включают в себя все модели, описывающие статические логические связи между элементарными отказами и полным отказом системы. Блок-схемы надежности [2, 3] и дерево отказов [2, 4] относятся к логическим моделям. Модели состояний-переходов включают в себя все модели, описывающие, как система себя ведет (переходит из состояния в состояние) в соответствии с произошедшими событиями (отказами, ремонтами, тестами и т. д.). Сети Маркова [2, 5], сети Петри [2, 6] и формальные языки принадлежат к моделям состояний-переходов. Исследуются два марковских подхода: упрощенный подход и общий подход, позволяющий непосредственный расчет графов Маркова. Если для систем безопасности марковский подход неприменим, то вместо него может быть использован метод Монте-Карло. На современных компьютерах расчет возможен даже для уровня УПБ4. В подразделах В.5.3 и В.5.4 [7] даны руководящие указания по применению метода Монте-Карло [2] для моделей поведения, использующих сети Петри и формальные языки моделирования.

автоматическая защита от несанкционированного доступа к параметрам настройки и (или) выбора режима работы системы ПАЗ.

В соответствии с ГОСТ Р МЭК 61508-62012 все эти методы могут быть использованы для большинства систем, связанных с безопасностью. При определении, какой метод использовать для конкретного применения, очень важно, чтобы пользователь конкретного метода был компетентен в его применении, и это, может быть, более важно, чем сам используемый метод. Аналитик (эксперт) отвечает за то, чтобы гипотеза, лежащая в основе любого конкретного метода, была выполнена для рассматриваемого применения либо была внесена какая-либо необходимая корректировка для достижения соответствующего реалистичного консервативного результата. В случае недостаточной надежности данных или превалирующего количества отказов по общей причине может быть достаточным использование простейшей модели/метода. Важна потеря точности или нет, определяется в каждом конкретном случае. Если для проведения расчетов используется программное обеспечение, то специалист, выполняющий расчет, должен понимать формулы/методы, используемые в программном пакете, чтобы быть уверенным в том, что они применимы в каждом конкретном случае. Специалист

Современная концепция экспертизы промышленной безопасности должна состоять в рассмотрении системы безопасности комплексно, в целом, с учетом резервирования всех компонентов системы защиты, включая измерительные и исполнительные устройства, и самое главное, учитывать не просто характеристики надежности отдельных компонентов системы, но архитектуру и параметры всего контура безопасности для каждого контура безопасности.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

также должен проверить программный пакет путем сравнения результатов расчета нескольких тестовых примеров, полученных с помощью программного пакета и ручным способом. Таким образом, автоматизация производственного процесса должна быть осуществлена по наиболее рациональным принципам, на основе новейших достижений науки и техники, что обязывает, в свою очередь, эксперта по промышленной безопасности пребывать в состоянии непрерывного техникотехнологического самообразования, в том числе и по направлению прикладной математики. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» (утв. приказом Ростехнадзора от 11 марта 2013 г. № 96). 2. ГОСТ Р МЭК 61508-7-2012 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 7. Методы и средства». 3. ГОСТ Р 51901.14-2007 «Менеджмент риска. Структурная схема надежности и булевы методы». 4. ГОСТ Р 27.302-2009 «Надежность в технике. Анализ дерева неисправностей». 5. ГОСТ Р 51901.15-2005. «Менеджмент риска. Применение марковских методов». 6. IEC 62551. «Analysis techniques for dependability – Petri Net technique». 7. ГОСТ Р МЭК 61508-6-2012 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 6. Руководство по применению ГОСТ Р МЭК 61508-2 и ГОСТ Р МЭК 61508-3». 8. ГОСТ 27.310-95 «Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения». 9. ГОСТ Р 51901.1-2002 «Менеджмент риска. Анализ риска технологических систем». 10. ГОСТ Р 51901.5-2005 «Менеджмент риска. Руководство по применению методов анализа надежности». 11. ГОСТ Р МЭК 61508-1-2012 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 1. Общие требования». ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

С использованием ГИС-технологий

Ландшафтное моделирование разливов нефти и нефтепродуктов при авариях на магистральных нефтепродуктопроводах Сергей ХЛУДЕНЕВ, начальник лаборатории моделирования аварийных процессов, доцент, к.т.н. Александр ХЛУДЕНЕВ, начальник отдела анализа риска, доцент, к.т.н. Николай РЯБЧИКОВ, генеральный директор, доцент, к.т.н. Антон ЛИХАЧЕВ, ведущий специалист отдела анализа риска, эксперт Андрей ПЕРМЯКОВ, эксперт отдела анализа риска ООО «УралПромБезопасность»

Техногенные аварии на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах зачастую сопровождаются выбросами значительных количеств нефти и нефтепродуктов. Магистральные трубопроводы в основном прокладываются вне подготовленных и спланированных площадок, поэтому именно здесь значительное влияние на аварийные разливы нефти будут оказывать характеристики местности.

пецифика подобных аварий заключается в том, что поведение растекающейся жидкости наряду с ее свойствами и действием закона тяготения обусловливается как условиями местности (рельефом, наличием различных естественных и искусственных сооружений и преград, растительности и другими), так и характеристиками окружающей среды (погодой, климатом, составом грунтов). Учитывая то, что линейная часть неф тепродуктопроводов имеет значительную протяженность, прогнозирование растекания жидкости по рельефу (ландшафту) может быть осуществлено посредством моделирования с применением методов, базирующихся на использовании ГИС-технологий. Ландшафтное моделирование позволяет определить такие параметры аварийного разлития помимо его конфигурации, как скорость распространения потока жидкости, количество нефти или нефтепродукта, аккумулированного рельефом (собранного неровностями поверхности), испарившегося с поверхности пролива, впитавшегося в грунт. Кроме того, устанавливается возможность загрязнения водных объектов с определением количества попавшего в них опасного вещества. При воспламенении разлившегося неф

тепродукта образуются зоны поражения тепловым излучением, величины которых будут зависеть как от количества выброса, так и от размеров и конфигурации образовавшегося пятна.

Первым шагом ландшафтного моделирования разливов нефтепродуктов и разработки на его основе прогнозов развития аварийных ситуаций является построение трехмерной модели исследуемого рельефа местности (ландшафта). При этом решетка рельефа (матрица высотных отметок ландшафта) представляет собой основу для решения гидрологических задач анализа поведения жидких субстанций при их движении по рельефу местности под действием силы тяжести. Для построения трехмерной модели реального рельефа местности с любой заданной точностью использовались результаты спутниковой радиометрии теплового излучения и отражения ASTER GDEM [1, 2]. ASTER GDEM v.2 на сегодняшний день дает наиболее точные результаты сканирования земной поверхности [3, 4]. Для территории России предоставляется сетка высотных отметок с шагом 30 30 м.

ASTER – усовершенствованный спутниковый радиометр теплового излучения и отражения (Advanced Spaceborne Thermal Emission and Reflection Radiometer)

а)

б)

Рис. 1. Пример трехмерной модели рельефа местности, построенной по данным ASTER GDEM: а) до применения алгоритма сплайнового моделирования (шаг сетки 3030 м); б) после применения алгоритма сплайнового моделирования (шаг сетки 33 м).

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Для адаптации и применения данных ASTER GDEM в целях ландшафтного моделирования аварийных разливов неф тепродуктов, а также получения более высокой точности трехмерной модели рельефа местности нами разработан специальный алгоритм с применением сплайнового моделирования (рис. 1). Вторым шагом ландшафтного моделирования аварийных разливов является определение русла потока жидкости и аккумулирующей способности элементов модели рельефа. Динамическая ось потока (русло потока) определяется методом градиентного спуска для каждой расчетной точки матрицы рельефа. Ширина русла потока жидкости зависит как от интенсивности аварийного выброса, времени истечения и реологических свойств жидкости, так и от гидравлического уклона местности, сорбционных свойств почвы (грунта). Неустановившееся движение жидкости по рельефу местности описывается уравнением неразрывности с соответствующими начальными и граничными условиями:

ρж

оделирование растекания нефтепродукта по ландшафту осуществляется, как отмечено выше, с учетом потерь вещества за счет испарения, фильтрации в грунт, сбора неровностями поверхности. По результатам моделирования выявляется конфигурация зоны разлива нефтепродукта, определяется площадь загрязнения (рис. 2). Приведенные выше алгоритмы ландшафтного моделирования реализованы в виде компьютерной программы – модуля для экспертного программного комплекса FORS [9]. Для верификации предлагаемой математической модели проведено сравнение результатов моделирования с экспериментальными данными (данными натурных экспериментов). Кроме того, представляет практический интерес сравнение предлагаемой модели растекания с существующими моделями других авторов [11].

Так, в 2003 году Центром исследований экстремальных ситуаций (Москва) совместно со специалистами Военноинженерного университета (Москва) был поставлен эксперимент в полевых условиях по разливу нефти [10]. Всего в эксперименте было вылито на местность 220 литров (185 кг) сырой нефти в течение 41 секунды со средним расходом 5,4 л/с. Нефть растеклась по площадке в течение 120 секунд, образовав нефтяное пятно площадью 9,77 м2. Из рисунка 3 видно, что предлагаемая модель растекания жидкости достаточно хорошо согласуется с данными натурного эксперимента[10], а также с результатами моделирования по модели, описанной в [11]. На рисунке 4 показано сравнение результатов моделирования по предлагаемой модели с фактологическими данными реальной аварии с выбросом нефти. В 1979 году вблизи города Бимиджи,

GDEM – глобальная цифровая модель рельефа (Global Digital Elevation Model)

dh ∂V dx + nе ⋅ ρгр + qисп = 0 (1) dt ∂x

где ρ ж, ρ гр – плотность жидкости и грунта, кг/м3; h – глубина жидкости в ⋅ Rг ⋅ i V = C фильтрации грунт (почву), определяемая по уравнению диффузии [5]; ne – нефтеемкость грунта, м3/м3; qисп – интенсивность испарения вещества с поверхности, кг/(м2·с), определяемая в соответствии с методологией, изложенной в [6–8]; dh ∂VV – скорость течения жидкости в наdx + nе ⋅ ρгр + qисп = 0 правлении dt динамической оси потока (в ∂x русле потока), определяемая по уравнению Шези [5]:

V = C ⋅ Rг ⋅ i где С – коэффициент Шези, зависящий от свойств поверхности грунта [5]; RГ – гидравлический радиус потока жидкости, определяющий ширину русла потока, м; i – гидравлический уклон рельефа местности. В результате решения численными методами вышеуказанной системы уравнений получаем кинетику аварийного разлива, которая связана с градиентами местности конкретной топографии, вызывающими градиенты гидростатических давлений. Окончательная геометрия зоны растекания фиксируется при достижении нулевых градиентов разлива, то есть при полном квазистационарном равновесии.

б)

а)

Рис. 2. Зоны разливов нефти при возможных авариях на участке магистрального нефтепровода: а) общая площадь загрязнения нефтью в результате аварий вдоль трассы нефтепровода; б) красный цвет – площадь «луж», то есть тех мест на рельефе, в которых на момент квазистационарного равновесия имеется уровень нефти; синий цвет – площадь «шлейфа (следа)», то есть тех мест на рельефе, по которым растекалась нефть, но к концу процесса растекания вся жидкая фаза была потеряна за счет испарения и фильтрации в грунт (почву). ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы грешность между расчетными и фактическими данными по площади пролива может значительно снизиться.

а)

б)

Рис. 3. Верификация предлагаемой модели растекания жидкости по ландшафту (синяя линия – реальная область распространения нефти по данным эксперимента [10], площадь пролива 9,77 м2): а) красный цвет – результаты ландшафтного моделирования по предлагаемой модели, площадь пролива 9,97 м2; б) градиентная заливка – расчетные данные по модели [11].

а)

б)

Рис. 4. Сравнение результатов моделирования с фактологическими данными реальной аварии: а) результаты моделирования по предлагаемой модели, площадь пролива 15 674 м2; б) фактологические данные аварии вблизи города Бимиджи, площадь пролива 19 150 м2.

Результаты ландшафтного моделирования оказывают значительное влияние в первую очередь на аварийные риски, связанные с образованием термических нагрузок при возникновении пожаров проливов горючих жидкостей штат Миннесота (США), произошел разрыв нефтепровода. При аварии на местность вылилось 10 700 баррелей (1712 м3) нефти. Площадь загрязнения составила 19 150 м2. Часть нефти перетекла в пониженные части рельефа и собралась в двух нефтяных «озерах» (north oil pool, south oil pool, рис. 4б), откуда был осуществлен ее сбор. Точные данные о местоположении аварии, количестве и времени разлива позволили сравнить результаты моделирования с известными фактологическими данными аварии. Сравнительный анализ данных моделирования и реальной аварии показал, что зона разлития (характер растекания) нефти по

предлагаемой модели в целом коррелирует с зоной загрязнения, зафиксированной после аварии, – погрешность не превышает 20%. Следует отметить, что при аварии на нефтепроводе была зафиксирована так называемая зона «распыления» нефти (spray zone, рис. 4б), образующаяся в результате открытого фонтанирования нефти из аварийного нефтепровода. Площадь зоны «распыления» отдельно не оценивалась и была включена в общую площадь загрязнения в результате аварии. Учитывая тот факт, что указанная зона не имеет непосредственного отношения к зоне распространения пролива, логично предположить, что по-

езультаты ландшафтного моделирования оказывают значительное влияние в первую очередь на аварийные риски, связанные с образованием термических нагрузок при возникновении пожаров проливов горючих жидкостей. Примечательно то, что указанное воздействие прослеживается не только на магистральных нефтепродуктопроводах, прокладываемых по различным неоднородным рельефам, но и на спланированных промышленных площадках крупных предприятий, содержащих на своей территории склады горючих жидкостей с большими единичными емкостями. Как правило, при анализе риска подобных объектов рассматриваются пожары проливов круглой формы в соответствии с рекомендациями некоторых стандартов и нормативных документов по промышленной безопасности [12, 13]. В качестве примера рассмотрим аварию в цехе предприятия, имеющего в своем составе товарно-сырьевую базу с резервуарами значительной емкости (полное аварийное раскрытие вертикального резервуара объемом 20 000 м3, содержащего ЛВЖ). Территория, на которой расположен рассматриваемый объект, имеет выраженный уклон в западном направлении. На рисунке 5 приведено сравнение зон аварийных разлитий, полученных путем приведения площади пролива к кругу эквивалентного диаметра и при помощи ландшафтного моделирования. Рисунок 6 иллюстрирует интегральные поля потенциального риска гибели людей от взрывов и пожаров в результате аварий в цехе предприятия Из рисунка 5 видно, что реальная картина, полученная при помощи ландшафтного моделирования, выглядит совершенно иначе, причем площадь аварийного разлития и, следовательно, возможного пожара превышает таковую круглой формы почти в полтора раза. Рисунок наглядно иллюстрирует, что ожидаемые зоны термических нагрузок могут наблюдаться в различных (противоположных) частях промышленной площадки. Это обстоятельство существенно искажает интегральное поле потенциального риска гибели людей от взрывов и пожаров при возникновении аварий в цехе предприятия (рис. 6). Площадь зоны распространения аварийного пролива может быть уменьшена

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

внесением искусственных изменений в рельеф, таких как используемые в неф тедобывающей промышленности обвалования и дамбы. Обвалования способны изменить направления потоков опасного вещества, а дамбы – задержать их, образуя удерживающие жидкость «резервуары» на рельефе. Результаты ландшафтного моделирования хорошо использовать при разработке защитных или компенсирующих мероприятий по снижению зон аварийного риска и ущербов от пожаров проливов на опасных производственных объектах. Преимуществом метода является возможность значительно увеличить точность прогнозных оценок зон загрязнения при авариях на магистральных нефтепродуктопроводах, а также предоставить контролирующим организациям новые возможности в плане независимой их оценки. Литература 1. ASTER Global Digital Elevation Map / NASA. 2009-06-29. Archived from the original on 3 July 2009. Retrieved 2009-06-30. 2. Nasa satellite map reveals 99% of Earth's land surface for first time / Daily Mail. 2009-07-01. Retrieved 2009-07-01. 3. Nikolakopoulos K.G., Kamaratakis E.K., Chrysoulakis N. (10 November 2006). SRTM vs ASTER elevation products. Comparison for two regions in Crete, Greece / International Journal of Remote Sensing 27 (21). ISSN 4819–4838. Retrieved July 1, 2009. 4. Hirt C., Filmer M.S., Featherstone W.E. (2010). Comparison and validation of recent freely-available ASTER-GDEM ver1, SRTM ver4.1 and GEODATA DEM-9S ver3 digital elevation models over Australia / Australian Journal of Earth Sciences 57 (3): 337–347. Retrieved May 5, 2012. 5. Гидравлика, гидравлические машины и гидравлические приводы / Т.М. Башта и др. М.: Машиностроение, 1977 год. 6. Хлуденев С.А., Рябчиков Н.М., Шумихин А.Г. К вопросу о кинетике испарения опасных веществ с поверхности аварийных проливов на объектах неф техимического профиля / Промышленная и экологическая безопасность. 2007 год, № 4, с. 61–62. 7. Хлуденев С.А., Лисков Р.А. Экспертный программный комплекс для моделирования процесса нестационарного испарения опасных веществ с поверхности горячих аварийных проливов (VAPOUR). Свидетельство об официальной регистрации № 2006612255. М.: Роспатент РФ, 2006 год. 8. Хлуденев С.А., Хлуденев А. Г., Рябчиков Н.М., Селезнев Г.М. Математическое описание процесса нестационар-

а)

б)

Рис. 5. Сравнение зон аварийных разлитий, полученных различными способами: а) конфигурация пролива площадью 93 313 м2 получена путем приведения площади к кругу эквивалентного диаметра; б) конфигурация пролива площадью 135 351 м2 получена при помощи ландшафтного моделирования.

а)

б)

Рис. 6. Сравнение интегральных полей потенциального риска гибели людей (1/ год): а) при моделировании зон пожаров применялся классический метод, площадь пролива – круг эквивалентного диметра; б) при моделировании зон пожаров применялся ландшафтный метод. ного испарения опасных веществ с поверхности аварийных проливов / Безо пасность труда в промышленности. 2010 год, № 11. 9. Хлуденев С.А., Лисков Р.А. Экспертный программный комплекс для оценки аварийного риска опасных производственных объектов химического профиля (FORS). Свидетельство об официальной регистрации № 2005612347. М.: Рос патент РФ, 2005 год. 10. Шарый П.А. Экспериментальное изучение разлива нефти из точки / Отчет о научно-исследовательской работе Центра исследований экстремальных ситуаций (ЦИЭКС) и научного руководителя работ Шарого П.А. Москва: ЦИЭКС, 2003 год. 11. Шарая Л.С., Шарый П.А. Анализ аварийных разливов нефти на суше и сиТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

туационные игры для уменьшения экологических рисков / Известия Самарского научного центра РАН, спец. выпуск «Актуальные проблемы экологии», вып. 4, 2005 год, с. 323–332. 12. ГОСТ Р 12.3.047-2012. Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля. 13. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утверждены приказом Ростехнадзора № 96 от 11 марта 2013 года, зарегистрированы в Минюсте России 16 апреля 2013 года № 28138.

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Капитальный ремонт литейного крана

Методы обследования, ремонт для восстановления ресурса и получение положительного заключения ЭПБ Игорь БУРИЛКИН, главный специалист отдела ПТМ ОАО «МАГНИТОГОРСКИЙ ГИПРОМЕЗ», эксперт высшей квалификации ПТМ

Литейный кран № 12 кислородно-конвертерного цеха (ККЦ) ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат», изготовленный ПО «Сибтяжмаш» в 1988 году, выполняет технологическую операцию по заливке чугуна в конвертер с 1989 года. Технические характеристики крана: грузоподъемность – 450 + 100/20 т, пролет – 26 м, тип основных металлоконструкций – коробчатые сварные балки, материал металлоконструкций – сталь 09Г2С-12 ГОСТ 19282-73.

Сущность обследования Для проведения капитального ремонта крана № 12 в 2011 году [1], выполняемого с целью восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия (ПС) с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые, применен подход полного обследования с разборкой узлов механизмов и металлоконструкций. Для разработки порядка проведения работ применены «Методические указания по обследованию специальных металлургических кранов». Кран проходил обследование в двух состояниях: в рабочем положении в 2010 году и в разобранном состоянии на уровне земли (монтажной площадки) с 2011 года. В обоих случаях применялись методы неразрушающего контроля: ВиК [2, 5], УЗК [3], ПВК [4], МК [7]. Применение магнитного метода по методике [7] являлось необходимым для определения возможности использования металлоконструкций при капитальном ремонте и дало возможность на основании по-

лученных результатов по величине коэрцитивной силы определить объем выполняемого ремонта. Для указанной работы применялся прибор структуроскоп магнитный КРМЦ-К2М, заводской номер 846, произведенный ЗАО «НИИИН МНПО «Спектр». Этот прибор был специально изготовлен для кранов и может использоваться как в условиях производства, так и на монтажной площадке без подключения к электрическим сетям. Ежегодно поверяется в учреждениях системы Росстандарта. Для достоверности результатов получения максимального значения коэрцитивной силы при обследовании моста крана замеры коэрцитивной силы Hc проводились на действующем кране и после демонтажа на монтажной площадке. Результаты после анализа сравнивались с критическими значениями Hcmaх стали 09Г2С-12 по таблице 3.1 [7] с поправкой на критерий продления срока эксплуатации. Критерий продления срока эксплуатации крана, значение коэрцитив-

ной силы для нашей стали не должно превышать 7,6 А/см. Ниже рассмотрены обобщенные результаты обследования моста крана.

Дефекты главных балок Q = 450 т (от силовых воздействий) На узле крепления диафрагмы № 15 (фото 2), где снаружи установлен постамент механизма передвижения крана, выявлены: ■ четыре трещины по основному металлу диафрагмы Lтр = 90–260 мм; ■ трещина (внешнего) вертикального листа по основному металлу около диафрагмы Lтр = 270 мм. Трещины по вертикальному листу главной балки возникли от силовых влияний при демонтаже крана, в период обследования в рабочем состоянии отсутствовали. На основании выборки результатов магнитного контроля можно констатировать, что величина замеренной коэрцитивной силы для главных балок Q = 450 т достигла Hc = 4,5 (А/см) при Нос = 4,0 (А/см) – значение коэрцитивной силы металла в состоянии поставки для стали 09Г2С, – не превышает величины коэрцитивной силы 7,6 А/см. Применение ПВК после ВиК при обнаружении трещин основного металла в главной балке дало возможность определить границы трещин, МК данного узла подтвердил целесообразность ремонта с восстановлением ресурса. Можно сделать вывод о возможности замены части стенки сваркой заменяемого участка стенки главной балки.

Рис. 1. Балка главная моста Q = 450 т

Место отбора пробы для контроля результатов магнитного контроля

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Дефекты главных балок Q = 100 т (изменение металла от температурных влияний) В процессе обследования обнаружены: – отклонение (вогнутость) от плоскостности (внешнего) вертикального листа до fд = 26 мм на Sд = 800×500 мм на расстоянии L1 = 7900 мм от края балки и на L2 = 500 мм от верхнего пояса; – отклонение (выпуклость) от плоскостности (внутреннего) вертикального листа до fд = 9 мм на Sд = 1300×560 мм на расстоянии L1 = 1100 мм от края балки и на L2 = 800 мм от верхнего пояса. Величина замеренной коэрцитивной силы достигает Н0 = 9,2 (А/см) при Нос = 4,0 (А/см) – значение коэрцитивной силы металла в состоянии поставки для стали 09Г2С. Деструкция металла под действием высокой температуры, описанная при проведении подобных работ [8] в ОАО «Северсталь» и ООО «Харьковский завод», подтверждает невозможность дальнейшей эксплуатации главных балок Q = 100 т.

Дефекты балансиров моста Q = 450 т Балансиры главные и малые подвергались многократному ремонту с типичными трещинами по сварным швам узлов установки пальцев крепления с переходом на основной металл. Величина замеренной коэрцитивной силы металла Н1 = 9,5 (А/см). Критерий продления срока эксплуатации балансиров превышает 7,6 А/см – значение коэрцитивной силы для стали 09Г2С – и достигает величины Нкритс = 9,5 А/см.

Дефекты концевых балок Q = 100 т На концевой балке № 2, Q = 100 т (сторона конвертера) выявлено отклонение (вогнутость) от плоскостности вертикального листа fд = 35 мм на Sд = 1700×1500 мм. Бывшая сторона конвертера – вогнутость образовалась от температурного влияния. Величина замеренной коэрцитив-

Рис. 1. Общий вид литейного крана № 12: 1 – место установки главных и малых балансиров; 2 – шахта с кабиной управления; 3 – главные балки моста Q = 450 т; 4 – главные балки моста 100 т

Сводная таблица результатов

Элемент крана

Наличие дефекта для ремонта

Контрольные методы обследования

Наибольшая величина замеренной коэрцитивной силы Н1 (А/см) МК

Вывод

Главные балки Q = 450 т

ВИК / ПВК / МК

4,5

Ремонт

Балансиры главные и малые

ВИК / ПВК / МК

9,5

Замена новыми

Главные балки Q = 100 т

ВИК / ПВК / МК

9,2

Замена новыми

Концевые (стяжные) балки Q = 100 т

ВИК / ПВК / МК

8,1 8,2

Замена новыми

Шахта с кабиной управления краном

ВИК

МК не проводился

Ремонт

ной силы Н1 = 8,2 (А/см). Дефектов при проведении ВиК концевой балки № 1, Q = 100 т не обнаружено. Величина замеренной коэрцитивной силы Н1 = 8,1 (А/см). Для контроля результатов проведены испытания материала разрешающим методом в лаборатории ЦЛК ОАО «ММК». По заключению испытаний получено снижение механических свойств балки до 21 Дж/см2 при нор-

мируемых свойствах металла 29 Дж/см2 для 09Г2С ГОСТ 19281-89 [6].

Дефекты шахты с кабиной Типичные дефекты, обнаруженные при проведении ВиК шахты с кабиной, – это деформации связей рамы шахты, обрывы уголков и ребер жесткости, трещины по сварным швам и основному металлу. Попытки провести замеры коэрцитивной

Схема расположения дефектов главных балок Q = 100 т

Трещины по вертикальному листу главной балки Q = 450 т

Балка № 1

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Балка № 2

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 2. Схема расположения дефектов металлоконструкций шахты с кабиной, стрелками указаны узлы, имеющие типичные дефекты

Рис. 3. Виды дефектор балок выпуклость

вогнутость

силы не дали результатов на сортовом профиле конструкции шахты. После замены узлов, выбракованных в результате обследования, и замены сменного оборудования крана в период выполнения экспертизы промышленной безопасности [1] проведены испытания крана в объеме полного технического освидетельствования (ПТО). Положительные результаты ПТО и документы, подтверждающие качество выполненных работ при ремонте, дали возможность получить положительное заключение ЭПБ. Остаточный ресурс крана определен на 12 лет до октября 2024 года. Заключение ЭПБ крана № 12 ККЦ прошло процедуру рассмотрения и утверждения в Уральском управлении Ростехнадзора. По отзыву владельца объекта, кран № 12 ОАО «ММК» находится в работоспособном состоянии, ремонтных работ с применением сварки основных метал-

Бывшая сторона конвертера, вогнутость образовалась от температурного влияния, величина замеренной коэрцитивной силы достигает Н1 = 8,2 (А/см)

локонструкций при эксплуатации после ремонта не проводилось.

Выводы Для контроля полученных результатов целесообразно применять разрушающий метод контроля, проверку образцов по механическим свойствам и анализ химического состава. По результатам магнитного контроля в зонах металлоконструкций, подвергавшихся температурному влиянию, происходит снижение механических свойств на 30%, что подтверждено в ОАО «ММК» и аналогичными работами на кранах ОАО «Северсталь» [7]. При проведении капитального ремонта кранов разумно проводить измерения коэрцитивной силы металла основных металлоконструкций во время осуществления магнитного контроля объекта, используя этот метод НК для определения «слабого звена» металлоконструкций крана [7]. Применение прибора КРМ-Ц-К2М, произведенного ЗАО «НИИИН МНПО «Спектр», не дает возможности обнаружить изменения в сортовом прокате решетчатых конструкций и требует доработки производителем. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения». Серия 10. Выпуск 81. М.:ЗАО «НТЦ исследований проблем промышленной безопасности», 2014 год.

2.Туробов Б.В. Визуальный и измерительный контроль: учебное пособие / под общей редакцией Клюева В.В. М.: ИД «Спектр», 2011 год (Диагностика безопасности). 3. Алешин Н.П., Бобров В.Т. и другие. Ультразвуковой контроль: учебное пособие / под общей редакцией Клюева В.В. М.: ИД «Спектр», 2011 год (Диагностика безопасности). 3. Алешин Н.П., Бобров В.Т. и другие. Ультразвуковой контроль: учебное пособие / под общей редакцией Клюева В.В. М.: ИД «Спектр», 2011 год (Диагностика безопасности). 4. Глазков Ю.А. Капиллярный контроль: учебное пособие / под общей редакцией Клюева В.В. М.: ИД «Спектр», 2011 год (Диагностика безопасности). 5. РД 03-606-03 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю». Серия 03. Выпуск 39 / Коллектив авторов. М.: ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003 год. 6. Зубченко А.С., Колосков М.М. и другие. Марочник сталей и сплавов. М.: Машиностроение. 2013 год, с. 138–140. 7. Методические указания РД ИКЦ «Кран» 007-97-02. Магнитный контроль напряженно-деформированного состояния и остаточного ресурса подъемных сооружений при проведении экспертизы промышленной безопасности.Согласованы с Госгортехнадзором России. 13.04.04 № 12-07/360. 8. Попов Б.Е., Левин Е.А и др. Диагностика мостовых кранов в литейных цехах.// Безопасность труда в промышленности.2005.-4.-С.33–38.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Некорректные требования Неразрушающий и разрушающий контроль при монтаже, диагностике и ремонте ПС Андрей БАЙКОВ, главный инженер Евгений ДЬЯЧКОВ, специалист ЭПБ ПС Константин ГЕНШЕЛЬ, эксперт ЭПБ ПС Дмитрий ПОЛЕЩУК, начальник отдела ЭПБ ПС ЗАО «ИЦ ПЭ»

Ввиду разнообразия (нетипичности) сварных соединений, возникающих при изготовлении, монтаже и ремонте подъемных сооружений (ПС), нет возможности создать более или менее унифицированные методики для контроля ультразвуковым методом сварных соединений элементов ПС, включающие в себя настройки параметров дефектоскопа, нормативы годности и выбраковки объекта контроля и прочее.

льтразвуковой контроль (УЗК) успешно применяется в энергетике, где трубные элементы могут быть определены как однотипные по диаметру, толщине стенки, марке материала, конструкции сварного соединения. В краностроении идентичность (достоверность) результатов УЗК, кроме контроля стыковых сварных соединений трубчатых пролетных балок крановперегружателей, не может быть обеспечена из-за отсутствия универсальных методик и оценки результатов, а также норм допустимости возможных дефектов по типу, объемным размерам, протяженности. Не всегда эффективен и метод контроля проникающим излучением по причине неопределенного конструктивного непровара, который при расшифровке снимка сливается с ожидаемым дефектом. Универсальных нормативов для оценки дефектов также не существует. Поэтому так важно иметь в наличии аттестованную технологию сварки для изготовления конкретных элементов, узлов ПС, где определяются требования к применяемому сварочному оборудованию, сварочным материалам, последовательности операций сборки, методам резки, подготовки кромок, необходимости термообработки, порядку и последовательности проведения процесса сварки и его параметрам (режимам). Аттестованная технология сварки должна включать в себя требования и методику предварительного, пооперационного и окончательного контроля сварно-

го соединения. Сварочная технология предусматривает также контроль качества сварки в форме неразрушающего и разрушающего контроля «допускных» однотипных сварных соединений и клеймение участков сварки, выполненных конкретным сварщиком, имеющим личное клеймо (допуск к данному виду сварки). К методам разрушающего контроля образцов основного материала (металла) и контрольных сварочных образцов могут быть отнесены: ■ макроконтроль (при увеличении до 200) на наличие внутренних дефектов – по образцам (макрошлифам); ■ контроль микроструктуры, если преду смотрен сварочной технологией; ■ испытания на растяжение (по образцам), изгиб, сплющивание (для трубчатых элементов), ударный изгиб, если предусмотрены сварочной технологией (другие виды специальных испытаний, например испытание на развитие межкристаллитной коррозии, вряд ли будут актуальными для элементов ПС). При проведении диагностики в объеме экспертного обследования конструктивных элементов, сварных и разборных (болтовых) соединений ПС применимы: ■ визуально-измерительный контроль – единственный обоснованный и корректный для оценки качества метод контроля, результаты которого могут и должны служить побудительной причиной для специфического (индивидуального) исследования качества стыка другими возможными методами; ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

■ магнитный контроль, в частности, магнитопорошковый метод, – только для ненормированного подтверждения возможных дефектов; ■ цветная дефектоскопия – не может нормативно определять и нормировать дефекты элементов ПС, так как зачистка (требуемый класс чистоты) поверхности не может быть обеспечена (используется для выявления дефектов меньших, чем дает зачистка шлифмашинкой до класса чистоты Rz = 40). Абсолютно некорректно требование проводить УЗК болтовых соединений. Методики настройки дефектоскопа для разных типоразмеров стандартного крепежа (болтов и гаек), подбора искателя и оценки результатов контроля по зарождению и развитию поперечных трещин по впадинам метрической резьбы не существует. Также нет универсальной методики контроля болтового соединения, да еще и в неразборном состоянии, применительно ко всем употребляемым в краностроении типоразмерам болтов и гаек. По времени возврата донного импульса можно увидеть только полный отрыв стержня болта, но для такого случая более экономично стукнуть по головке болта молотком, – оторванная часть сразу отскочит (так в свое время рекомендовалось контролировать целостность заклепок в заклепочных соединениях – методом обстукивания). Требования отчетности по некорректным методам и несуществующим методикам контроля приводит к фальсификации заключений (выводов), в частности по результатам экспертизы промышленной безопасности.

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Вопросы без ответов Андрей БАЙКОВ, главный инженер Евгений ДЬЯЧКОВ, специалист ЭПБ ПС Дмитрий ПОЛЕЩУК, начальник отдела ЭПБ ПС Константин ГЕНШЕЛЬ, эксперт ЭПБ ПС ЗАО «ИЦ ПЭ»

В энергетике дефектоскопический контроль металла и сварки имеет большую историю и опыт. В частности, разработана система идентификации результатов контроля сварных стыков взаимной связью между конструкцией сварного стыка, приведенной к контролепригодному для УЗК виду, маркой основного и присадочного материала и способом термообработки, влияющих на скорость распространения ультразвуковых волн. Особо отметим, что стыки эти однотипные и могут быть сгруппированы по исполнению – конструкции, типоразмерам, марочному составу и так далее.

ся эта информация, включая марочный состав, содержится в руководящих технических материалах (РТМ) по сварке и контролю качества, где также указаны сведения о нормах контроля и нормативах отбраковки. ОП 501 ЦД-97, полностью увязанные с РТМ, в свою очередь, включают в себя типы приборов по ультразвуковому контролю (УЗК), системы их настройки и распознавания дефекта. Дефектоскопист при этом не должен быть специалистом-энергетиком: решение о пригодности сварного стыка может быть принято на основании требований вышеприведенных документов, поскольку основную роль в идентификации играет однотипность конструкции стыка и настройки прибора контроля. В других отраслях промышленности такой идентификационной зависимости не построено и юридически идентификация результатов отсутствует. Да, дефектоскопия в наше время использует прогрессивные научные разработки, на которых базируются методы комплексного контроля, способные лабораторно предсказывать поведение обнаруженных дефектов и изменение материала в целом. Нередко УЗК пытаются заменить комплексными методами контроля, например магнитными, хотя большинство проверок осуществляют аттестованные лаборатории по неразрушающему контролю (НК), использующие «старые» надежные приборы и оборудование для УЗК, так как это не запрещено и эффективно.

Другое дело, что идет «разнобой» в выводах (результатах) контроля ввиду отсутствия той самой идентификации. Конечно, делаются попытки загнать требования однозначности качества сварки в общие нормативы (по технологическим трубопроводам, газопроводам и другим). А уже с оценкой контроля и вовсе полная неразбериха. Всегда ли дефектоскопист (специалист НК, оператор УЗК) является специалистом в отрасли – энер-

гетики, краностроении, нефтехимии, нефтегазодобыче, газовом хозяйстве, транспорте различных сред и материалов? Кто на основании лицензии и аккредитации (аттестации) лаборатории НК принимает решение о пригодности объекта контроля? На основании каких нормативов? Ведь унифицированных методик контроля не существует. По сути, руководитель организации, утверждающий заключение экспертизы промышленной безопасности, берет на себя ответственность в том, что квалифицированный дефектоскопист правильно распознал вид дефекта и сделал вывод. А в каком документе он приведен? Такого нормативного документа нет. Также специалист, аттестованный в той или иной отрасли, подписывая заключение, должен определить допустимость данного дефекта для конкретного сварного стыка, потому что в разных отраслях величина допустимости разная, причем при изготовлении она может быть одна, а при монтаже и ремонте другая. А величины допустимых дефектов, приведенные в нормативах по отраслям, указаны только в «натуральной» величине. Правильно ли этот дефектоскопист определил эту величину в «натуре»? А если другой специалист НК с ним не согласен?

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Контроль качества сварных соединений Евгений ДЬЯЧКОВ, специалист ЭПБ ПС Андрей БАЙКОВ, главный инженер Дмитрий ПОЛЕЩУК, начальник отдела ЭПБ ПС Константин ГЕНШЕЛь, эксперт ЭПБ ПС ЗАО «ИЦ ПЭ»

Контроль качества сварных соединений производят соответствующие специалисты служб ОТК или сторонней специализированной организации. При этом швы и прилегающие к ним участки основного металла шириной не менее 20 мм в обе стороны от шва должны быть: очищены от шлака, брызг, наплывов металла, флюса, ржавчины и других загрязнений.

онтроль качества сварных соединений должен проводиться на соответствие размеров и типа шва проекту, действующим стандартам и гарантировать качество сварки. Особое внимание необходимо обращать на качество расчетных ответственных швов: стыковых прямых (без накладок), растянутых поясов балок стрел, растянутых стержней решетчатых стрел, крайних участков вертикальных листов. С этой целью следует применять внешний осмотр и измерения, физические методы контроля, механические испытания образцов, испытания узла крана на стенде до установки на кран. Результаты контроля сварных соединений нужно фиксировать в соответствующих документах, регламентированных руководящими документами (РД) или нормативнотехнической документацией. Внешнему осмотру и измерению подлежат все сварные соединения с целью выявления возможных наружных дефектов. Осмотр производится после остукивания соединений молотком массой 0,5 кг, с помощью лупы десятикратного увеличения с замером профиля шва шаблоном сварщика. Таким образом можно обнаружить изломы или неперпендикулярности осей соединяемых элементов, смещения кромок соединяемых элементов и технологические дефекты. Допустимые величины, несоответствия формы и несимметричности швов установлены ГОСТами 5264-80, 8713-79, 11533-75, 11534-75, 14771-76, 14776-79, 15164-78, 1587879, 16037-80, 23518-79. Подрезы основного металла допускаются глубиной не более

0,5 мм при толщине стали от 4 до 10 мм и не более 1 мм при толщине стали свыше 10 мм. Неравномерность ширины b стыкового шва характеризуется величиной ее погрешности Δb. Допускается Δb = ± 1 мм при b ≤ 10 мм, Δb = ± 1,5 мм при 10 мм < b ≤ 20 мм и Δb = ±2 мм при 20 мм < b ≤ 30 мм. Поверхностные раковины и поры разрешаются диаметром не более 1 мм при толщине металла t ≤ 20 мм и не более 1,5 мм при t > 20 мм в количестве не более 4 штук на длине шва 400 мм с расстоянием между смежными дефектами не менее 50 мм; при размерах дефектов менее 1 мм их количество не должно пре-

вышать число, дающее в произведении с размером более 4. Непровар корня шва в соединениях без подкладок при сварке с одной стороны допускается глубиной 0,15t при t ≤ 20 мм и не более 3 мм при t > 20 мм. Остальные технологические дефекты являются недопустимыми. Физическими методами контроля (гамма- и рентгенографированием по ГОСТ 7512-82, ультразвуковой дефектоскопией по ГОСТ 14782-86) должны проверяться не менее 25% длины каждого ответственного стыкового контролируемого соединения по заявке службы ОТК в соответствии с таблицей 1. Швы признаются неудовлетворительными, если физическими методами контроля будут выявлены следующие дефекты: ■ трещины всех видов, направлений и размеров, расположенные в металле шва по линии сплавления и в околошовной зоне основного металла; ■ непровары (несплавления), отдельные и сплошные, расположенные на поверхности и по сечению сварного соединения между отдельными валиками и слоями шва, основным металлом и металлом шва; ■ непровары в вершине (корне) угловых и тавровых соединений, выполненных без разделки кромок;

Таблица 1. Стыковые швы, подлежащие физическим методам контроля Тип конструкций

Узлы или элементы

Контролируемые швы

Количество контролируемых стыков, %

Суммарная длина контролируемых швов в стыке, %

решетчатые конструкции

стрелы

поперечные стыковые швы поясов

100

стрелы

поперечные стыковые швы поясов и стенок

100

100 (допускается менее 100 по согласованию с ОТК, но не менее 25)

поперечные стыковые швы поясов

100

коробчатые листовые конструкции

обечайки (цилиндрические или конические)

балки выдвижных опор, поворотных платформ, рам шасси

конструкции под ОПУ

поперечные стыковые швы стенок швы кольцевые и вдоль образующих цилиндра или конуса

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

По усмотрению ОТК, но не менее 25

100

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы ■ газовые поры и шлаковые включения, величина которых превышает допустимые значения: не более 2 мм в количестве не более 4 штук (из них шлаковых включений не более 3 штук) на длине шва 300 мм с расстоянием между смежными дефектами не менее 10 мм; при размерах дефектов менее 2 мм количество их не должно превышать число, дающее в произведении с размером дефекта в мм более 8. Короткие стыковые швы (менее 150 мм) контролируются физическими методами полностью. В длинных швах НК

подвергаются в первую очередь крайние (торцевые) участки и крестовины (перекрестки) швов. При выявлении недопустимых дефектов контроль охватывает соседние участки, при обнаружении дефектов и на них – все проверяемое соединение. Механические испытания проводят с целью проверки соответствия прочности и пластических характеристик соединения на контрольных образцах, сваренных встык в условиях, полностью соответствующих условиям изготовления элементов металлоконструк-

ций: те же основные и присадочные материалы, те же сварочные режимы, то же положение сварки. При этом предел прочности сварного соединения должен быть не ниже предела прочности основного металла, а угол загиба сварного образца – не менее 100°, если иное не предусмотрено нормативными документами или техдокументацией. Контроль качества сварных соединений позволяет выявить дефектные участки сварных швов, которые подлежат восстановлению.

Четкий алгоритм

Техника безопасности при ремонте грузоподъемных кранов Константин ГЕНШЕЛЬ, эксперт ЭПБ ПС Андрей БАЙКОВ, главный инженер Дмитрий ПОЛЕЩУК, начальник отдела ЭПБ ПС Евгений ДЬЯЧКОВ, специалист ЭПБ ПС ЗАО «ИЦ ПЭ»

Для обеспечения безопасности ремонта грузоподъемных кранов необходимо соблюдение требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (далее ФНП по кранам) и технических условий на конкретный кран.

выполнению работ, связанных с ремонтом грузоподъемных кранов, должны допускаться лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний к выполнению указанных работ, соответствующие требованиям пункта 20 ФНП по кранам. Перед выполнением работ всех работников, выполняющих работы по ремонту крана, необходимо ознакомить с рабочими процедурами, производственными инструкциями и инструкциями по технике безопасности. Ремонт нужно производить в специально отведенном месте (ремонтной зоне). Ремонтная зона должна быть ограждена по периметру, а на ограждениях вывешены предупреждающие знаки и таблички с поясняющими надписями. В процессе монтажа оборудования, канатных тяг, запасовки полиспастов ПС персоналу и специалистам, выполняющим указанные работы на высоте, следует находиться на ранее установленных и надежно закрепленных площадках или средствах подмащивания. Работы, вы-

полняемые на высоте, должны соответствовать требованиям Правил по охране труда при работе на высоте, зарегистрированных в Минюсте России 5 сентября 2014 года № 33990. При выборе оборудования необходимо использовать указания по ремонту, а также требования к составу работ, приведенные в руководстве (инструкции) по эксплуатации данного крана. Ремонт металлоконструкций кранов с применением сварки должен соответствовать пунктам 76–77 ФНП по кранам, контроль качества выполненных сварных (ремонтных) соединений – пунктам 78–82 ФНП по кранам. Для обеспечения безотказной эксплуатации крана следует своевременно выполнять текущий и капитальный ремонт, обеспечивающий поддержание крана в работоспособном состоянии. При выполнении капитального или капитально-восстановительного ремонта для определения объема работ по восстановлению и замене дефектных узлов и деталей выполняется полная разбор-

ка всех механизмов и соединений, предусмотренных руководством (инструкцией) по эксплуатации ПС, их дефектовка (с применением методов неразрушающего контроля). При отсутствии требований в эксплуатационной документации либо утере ее владельцем необходимо руководствоваться собственными разработанными техническими условиями на капитальный и капитальновосстановительный ремонт. Если в руководстве (инструкции) по эксплуатации ПС указано, что при достижении определенной наработки должна выполняться замена отдельных элементов или сборочных единиц, такая замена обязательна, даже если никакого видимого повреждения на них не обнаружено. Документация, используемая при ремонте крана, а также итоговая документация по результатам выполненных работ должна содержать ремонтные рабочие чертежи. По окончании ремонта выполняется внеочередное техническое освидетельствование, если производился: ■ ремонт расчетных элементов металлоконструкции крана с заменой элементов или с применением сварки; ■ ремонт с заменой стрелы; ■ ремонт с заменой грузозахватного органа; ■ капитальный ремонт или замена грузовой или стреловой лебедки; ■ ремонт с заменой несущих или вантовых канатов кранов кабельного типа. Качество ремонта крана должно подтверждаться протоколом, записью в паспорте крана, отражающей характер проведенного ремонта и предоставляющей сведения (копии сертификатов) о примененных материалах.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

По законам рынка

Быть или не быть приборам безопасности на грузоподъемных кранах Дмитрий ПОЛЕЩУК, начальник отдела ЭПБ ПС Андрей БАЙКОВ, главный инженер Константин ГЕНШЕЛЬ, эксперт ЭПБ ПС Евгений ДЬЯЧКОВ, специалист ЭПБ ПС ЗАО «ИЦ ПЭ»

При знакомстве с публикациями в области промышленной безопасности складывается унылая в перспективе нашей страны картина безысходности. Еще в 2007 году поднимался вопрос о применимости отечественных приборов безопасности на грузоподъемных кранах.

частности, много говорилось о несоответствии, наличии приборов безопасности применительно к различным типам кранов и требованиях к их установке, неопределенности их коммерческой цены и, следовательно, экономической нецелесообразности их установки, содержания (эксплуатации совместно с краном) и обслуживания. Владельцам грузоподъемных кранов невыгодно устанавливать современные приборы безопасности или дополнительные датчики к ним. Уже потому, что требуется изменение конструкции крана (в отдельных случаях может потребоваться разработка и изготовление специальных монтажных частей для уста-

новки приборов безопасности и изменение электрической схемы крана), а это дополнительные затраты. Выполнение требований безопасности к монтажу, эксплуатации, содержанию и ремонту приборов безопасности не окупается, что является экономическим «тормозом» для установки приборов. К тому же действующее законодательство не решает вопрос по обязательной установке приборов безопасности на действующие краны, если они не были установлены на заводе-изготовителе, а следовательно, большинство владельцев отказываются вкладывать дополнительные средства в эксплуатацию грузоподъемных кранов. ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Причина этого – непродуманность, «скороспелость» (безграмотность) выпускаемых нормативно-правовых актов, отсутствие последовательности и согласованности с уже действующими актами, отрицание накопленного ранее опыта. Не менее негативно на ситуацию влияет и безвозвратное уничтожение уже разработанных нормативов по промышленной безопасности эксплуатации опасных производственных объектов (ОПО). Еще одним «тормозом» установки приборов безопасности является безграмотность руководителей и специалистов, эксплуатирующих ОПО, не понимающих необходимости дооборудования ими [современными приборами безопасности] грузоподъемных кранов для исключения части нарушений техники безопасности машинистами кранов, приводящих к инцидентам. К сожалению, отсутствие обязательного обучения, а также переход к «тестовому» методу аттестации руководителей и специалистов ведут к росту безграмотности, что в итоге приведет к деградации технической мысли, способности применять техническую документацию, изучать литературу как опыт для технического и экономического развития, отучит находить физические зависимости, понимать и оценивать причины и принимать решения.

Экспертное сообщество ■ научные подходы

Перспективное направление Контроль ОПО приборами на основе вихретоковых матриц Денис ЧУКЛИН, генеральный директор ООО «Уральский центр промышленной безопасности» Юрий БОРИСКОВ, ведущий инженер ОАО «Пергам-Инжиниринг» Александр РЫБАКИН, главный инженер ООО «Промэкспертиза» Максим МАЛЫШЕВ, ведущий инженер ООО «Цветметэкспертиза» Александр ШАРОВ, ведущий инженер ООО «Уральский центр промышленной безопасности»

Контроль вихретоковыми матрицами – сравнительно новое направление в неразрушающем контроле (НК), которое, несмотря на новизну, уже достаточно широко себя зарекомендовало в различных отраслях промышленности. Появление данной технологии значительно облегчило труд дефектоскопистов на различных предприятиях, тем самым заметно повысив не только достоверность, но и скорость контроля.

Преимущества вихретоковых матриц Один из примеров развития НЕ – замена капиллярного, магнитопорошкового и рентгеновского методов контроля вихретоковыми матрицами для инспекции сварных соединений и конструкций из углеродистых сталей на наличие глубинных, поверхностных и подповерхностных дефектов. Очевидные недостатки капиллярного и магнитно-порошкового методов контроля известны давно. Во-первых, оба этих метода являются индикаторными и не позволяют в полной мере судить о точных размерах и опасности выявленных дефектов, самый яркий пример – стресс-коррозионные поражения (КРН). Во-вторых, в момент проведения контроля применяются ядовитые химические материалы, опасные для здоровья. В третьих, чистота контролируемой поверхности должна быть достаточно высокой, любое покрытие должно быть удалено, что обусловливает невысокую скорость контроля из-за затрат времени на такие сопутствующие процессы, как снятие покрытия, зачистка зоны контроля, обработка обезжиривающими составами, удаление материалов контроля, восстановление покрытия. Использование вихретоковых матриц позволяет полностью отказаться от перечисленных выше методов НК со всеми их недостатками. Наиболее емкие области их применения – нефтегазовая промышленность, судостроение, ветряные электростанции, инфраструктура и прочее.

Reddy Самым современным дефектоскопом с технологией вихретоковых матриц является Reddy от компании Eddyfi (Канада), при разработке которого специалисты фирмы прислушивались к пожеланиям дефектоскопистов всего мира, их опыту и знаниям и старались максимально полно реализовать все технические запросы в своем новом приборе. Reddy – мобильный дефектоскоп, имеющий малый вес и герметичный корпус с противоударными бамперами. Управляется при помощи ОС Windows. Вся информация хранится на твердотельном жестком диске объемом 100 гигабайт. Для загрузки или выгрузки настроек, результатов контроля предусмотрены стандартные выходы USB. Есть возможность подключения прибора напрямую к компьютеру через кабель Ethernet и вывода изо-

бражения на дисплей через интерфейс HDMI. Управлять дефектоскопом можно с помощью сенсорного экрана или кнопок вокруг него. За корректную работу и упорядоченное поведение всех вихретоковых катушек отвечает высокоскоростной программируемый мультиплексор, встроенный в прибор

I-Flex Reddy поддерживает все матричные преобразователи производства компании Eddyfi, в том числе преобразователи серии I-Flex на основе гибких матриц, предназначенные для контроля объектов сложной формы. Матрица подстраивается под геометрию контролируемой поверхности и полностью повторяет ее форму. Дефектоскописту в работе более не потребуется профессиональная сноровка, без которой ранее было не обойтись в случае использования преобразователей карандашного типа. В зависимости от модели преобразователя применяются цилиндрические катушки диаметром от 2 до 6 мм, что обеспечивает высокую разрешающую способность. Серийно выпускаются преобразователи с количеством катушек от 16 до 128. Глубина проникновения вихревых токов в стали составляет до 5 мм. Наиболее востребованным применением вихретокового контроля с матричными преобразователями является поиск и картографирование КРН в теле металла. Развитие данного типа дефектов крайне трудно выявляется традиционными методами, однако именно КРН является при-

Поиск зон КРН-2

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Преобразователь Sharck

Преобразователь Sharck-on-weld

Гибкая матрица I-Flex

чиной многочисленных аварий на магистральных газопроводах как в России, так и во всем мире. Статистика утверждает, что в случае несвоевременного обнаружения (или пропуска) развивающегося очага стресс-коррозии, учитывая стабильно высокое давление в магистральной газовой трубе, данный дефект, несомненно, приведет к порыву и «раскрытию» трубопровода на данном участке. При оценке эффективности вихретоковых матриц для поиска КРН проведено множество экспериментов, в том числе с использованием образца, вырезанного из куска стальной трубы, в котором за годы эксплуатации развилась зона КРН. Образец был проконтролирован гибкой матрицей I-Flex за один проход. Результат контроля в виде C-скана наглядно свидетельствует о наличии скопления дефектов. Очевидно, что при таком уровне визуализации данных и скорости контроля производительность дефектоскописта и достоверность полученных им результатов значительно превосходят традиционные методы НК.

токовые катушки, но и тангенциальные (TECA), которые генерируют вихретоковый поток, протекающий параллельно сканируемой поверхности. Очень высокая проникающая способность позволяет эффективнее измерять глубину залегания больших трещин. Серия преобразователей с технологией TECA является запатентованной разработкой компании Eddyfi и называется Sharсk. Входящие в нее приборы выполнены таким образом, чтобы можно было контролировать валик шва любой высоты. Каждый подпружиненный элемент в преобразователе состоит из трех катушек: две из них тангенциальные – одна возбуждающая, другая принимающая, третья катушка традиционная для обнаружения поперечной оси сканирования трещин. Комплексная работа всех катушек, создающих в матрице единый массив из нескольких десятков элементов, позволяет генерировать вихревые токи с возможностью проникновения на глубину до 10 мм (по стали). Сканирование можно проводить со скоростью до 200 мм/с, при этом зазор может составлять до 3 мм. Экспериментально доказано, что зазор, не превышающий 3 мм, не оказывает значительного влияния на качество контроля, к тому же он полностью компенсируется специальной программной возможностью оборудования.

При калибровке на образце используются различные уровни зазора для построения специальной трехмерной диаграммы. При последующем контроле все поступающие данные анализируются в соответствии с этой диаграммой и при изменении уровня зазора пересчитываются для отображения корректных данных. При анализе данных по кривым на комплексной плоскости сигнал от зазора невозможно перепутать с сигналами от дефектов. Все сигналы от дефектов имеют практически одинаковый фазовый сдвиг. Данные контроля собираются и преобразуются c помощью ПО Magnifi GO в интуитивно понятные цифровые C-сканы (2D и 3D), облегчающие анализ результатов, в который, в частности, входит измерение глубины и протяженности дефектов.

Sharck Также стоит обратить внимание на преобразователи, которые разработаны специально для контроля высокоуглеродистых стальных сварных соединений и околошовной зоны. Матрица в них содержит не только традиционные вихре-

Вихретоковый дефектоскоп

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Пример контроля сварного соединения Для исследования взят образец сварного соединения (Ст2кп) с тремя естественными дефектами. Сканирование проводилось в один проход с одновременным захватом околошовной зоны. На С-скане можно наблюдать характерные пятна, сигнализирующие о наличии дефектов в данных областях. Для более детального анализа областей с дефектной индикацией достаточно курсором выбрать любую из зон дефектов, далее вызвать дополнительные окна, где показаны различные кривые, по которым можно определить уровень амплитуды сигнала и фазу. В результате измерений получены показания: ■ глубина реальная 1,3 мм (по чертежу – 1,2 мм); ■ протяженность реальная 3,5 мм (по чертежу – 3,2 мм). Таким образом, технология вихретоковых матриц в значительной степени позволяет облегчить труд дефектоскописта, а работодателю/заказчику работ гарантирует высокую скорость, достоверность и качество выполняемых работ.

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Как определить класс опасности ОПО Иван КАРПОВ, директор Александр ЧАСОВСКОЙ, начальник лаборатории НК Владимир КУЦ, инженер-эксперт Ростислав КУЗЬМИН, инженер-эксперт ООО «Эксперт»

Несмотря на солидный срок с момента вступления в силу Федерального закона от 4 марта 2013 года № 22-ФЗ [1], многие владельцы ОПО попрежнему сталкиваются с вопросом, как определить класс опасности ОПО, который они эксплуатируют. Ситуация вполне объяснима, ведь российская экономика встала на путь замещения импортной продукции.

связи с этим увеличивается объем производства на отечественных предприятиях – модернизируются технологические линии, осваивается изготовление новых изделий промышленного назначения. Если раньше ряд компаний просто закупал товары из-за рубежа, к примеру, противогололедные реагенты, машины и механизмы, другую продукцию, и перепродавал их на российском рынке, то теперь большинство этих же фирм старается организовать изготовление данных товаров собственными силами. Как следствие, растет число новых опасных производственных объектов (ОПО) в основном III–IV классов опасности. И многие собственники ОПО либо компании, которые планируют вводить указанные объекты в эксплуатацию, хотят понять, как же им определить категорию потенциальной опасности их имущества. Наша задача – помочь отечественным предприятиям, обслуживающим ОПО, разобраться в указанном вопросе. Класс опасности опасных производственных объектов определяется в соответствии с Приложением 2 к Федеральному закону от 21 июля 1997 года № 116ФЗ [2] и зависит от технических параметров объекта, характеристик машин и механизмов, которые эксплуатируются в его составе – сосудов под давлением, грузоподъемных механизмов, газои паропроводов и так далее. К примеру, для газифицированных котельных, которые есть на многих российских предприятиях (ОПО «Сеть газопотребления»), предусмотрен III класс

опасности, что указано в подпункте 2 пункта 4 Приложения 2 к Федеральному закону № 116-ФЗ [2]. Если же ваш объект предназначен для транспортировки природного газа под давлением свыше 1,2 МПа или сжиженного углеводородного газа под давлением свыше 1,6 МПа, то при регистрации он получит 2-й класс опасности в соответствии с подпунктом 1 пункта 4 данного Приложения. Для наглядности возьмем объект, на котором используется воздухосборник модели В-4 (сосуд, работающий под избыточным давлением). Согласно эксплуатационной документации, устройство имеет следующие технические характеристики: рабочее давление 6 кг/см2 (порядка 0,6 МПа), температура рабо-

чей среды (сжатый воздух) около 200 °С. В соответствии с подпунктом 2 пункта 5 Приложения 2 к Федеральному закону № 116-ФЗ [2], такой ОПО принадлежит к IV классу опасности. В качестве обоснования данного вывода процитируем вышеназванный пункт 5: «Для опасных производственных объектов, указанных в пункте 2 приложения 1 (ОПО, где используется оборудование, работающее под избыточным давлением более 0,07 мегапаскаля) к настоящему Федеральному закону (ФЗ № 116), устанавливаются следующие классы опасности: 1) III класс опасности – для ОПО, осуществляющих теплоснабжение населения и социально значимых категорий потребителей, а также иных опасных производственных объектов, на которых применяется оборудование, работающее под избыточным давлением 1,6 мегапаскаля и более или при температуре рабочей среды 250 градусов Цельсия и более; 2) IV класс опасности – для опасных производственных объектов, не указанных в подпункте 1 настоящего пункта». Приведем другой пример. На ОПО предприятия – в цехе, производственной площадке, ангаре – установлен сосуд, работающий под давлением, иностранного производства Autoclave  1300  L 3600, a 10 bar, e 300 °C». Согласно паспорту изделия, рабочее давление на корпус

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

составляет 1 МПа, а температура рабочей среды (сжатый воздух или сжиженный газ) – 300 °С. Объект регистрируется впервые, поэтому надо определить его категорию опасности. Итак, обратимся к пункту 5 Приложения 2 к Федеральному закону № 116-ФЗ [2]. Нас интересует подпункт 1: «… устанавливаются следующие классы опасности: 1) III класс опасности – для ОПО, осуществляющих теплоснабжение населения и социально значимых категорий потребителей, а также иных опасных производственных объектов, на которых применяется оборудование, работающее под избыточным давлением 1,6 мегапаскаля и более или при температуре рабочей среды 250 градусов Цельсия и более». Давление в описанном сосуде ниже 1,6 МПа, но температура рабочей среды более 250 °С. Обращаем внимание на заключительную фразу из закона: «…или при температуре рабочей среды 250 градусов Цельсия и более» и определяем, что по термическим показателям наш автоклав будет причислен к ОПО III класса опасности. Опасные производственные объекты, на которых используются стационарно установленные грузоподъемные механизмы (ГПМ), в большинстве своем принадлежат к IV классу опасности в соответствии с пунктом 6 Приложения 2 к Федеральному закону № 116-ФЗ [2]. Исключения составляют ОПО, в составе которых эксплуатируются подвесные канатные дороги (им присваивается III класс опасности). Другими словами, если на вашем объекте применяется грузоподъемный кран (мостовой, башенный, козловой и так далее), автокран или подъемник, к примеру в гараже, производственном цехе, то ему будет присвоен IV класс опасности. Аналогичным образом, используя Приложение 2 к Федеральному закону № 116ФЗ [2], можно определить класс опасности любого ОПО. Определение класса опасности опасного производственного объекта проводится в рамках идентификации и возлагается на собственника ОПО либо эксплуатирующую объект компанию. Однако для успешного и оперативного внесения сведений об ОПО в государственный реестр эту работу можно доверить экспертной организации. Класс опасности присваивается объекту в момент его регистрации в государственном реестре Ростехнадзора. В 2013–2014 годах особняком стояла перерегистрация ОПО, регламентированная положениями Федерального зако-

на № 22-ФЗ [1]. Цель данной процедуры состояла именно в том, чтобы присвоить категорию опасности тем ОПО, которые были зарегистрированы в госреестре до 15 марта 2013 года. Класс опасности указывается в форме карты учета и сведений, характеризующих ОПО, которые передаются в Рос технадзор на согласование. Как правило, сотрудник Ростехнадзора утверждает (или не утверждает – в этом случае составляется письмо с обоснованием) документацию с указанным классом опасности. Далее эти данные заносятся в свидетельство о регистрации ОПО наряду с наименованием объекта и его регистрационным номером. Необходимость присвоить каждому опасному производственному объекту класс опасности регламентирована законодательно – об этом говорят нормы Федерального закона № 116-ФЗ [2]. Кроме того, некоторые владельцы ОПО, в частности III и IV классов опасности, получают преимущества в вопросах проведения Ростехнадзором плановых проверок, а также с точки зрения документального обеспечения при эксплуатации опасного объекта. Напомним, что с документальной и эксплуатационной точек зрения опасные производственные объекты на текущий момент характеризуются следующим образом. Плановые проверки на ОПО I и II классов опасности проводятся не чаще одного раза в год. При ведении на объекте горных работ необходимо создавать вспомогательные горноспасательные команды. На ОПО также необходимо создавать систему управления промышленной безопасностью и обеспечивать ее функционирование. Кроме того, следует получить лицензию ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Ростехнадзора на эксплуатацию ОПО и разработать план мероприятий по локализации и ликвидации аварийных ситуаций. В отношении ОПО I класса опасности устанавливается режим постоянного государственного надзора. На ОПО III класса опасности плановые проверки проводятся не чаще одного раза в течение трех лет. Эксплуатация взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности требует наличия лицензии Ростехнадзора. Также необходим план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО. Разработка декларации промышленной безопасности не нужна. Плановые проверки в отношении ОПО IV класса опасности не проводятся. План мероприятий по локализации и ликвидации аварийных ситуаций не требуется, впрочем, как и декларация промышленной безопасности. То же самое относится и к лицензии Ростехнадзора на эксплуатацию опасного производственного объекта. Литература 1. Федеральный закон от 4 марта 2013 года № 22-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», отдельные законодательные акты Российской Федерации и о признании утратившим силу подпункта 114 пункта 1 статьи 333.33 части второй Налогового кодекса Российской Федерации». 2. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (с изменениями от 31 декабря 2014 года).

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Крест безопасности

Повышение эффективности производственного контроля на ОПО Максим МИНИГУЛОВ, директор Евгений ПЕТРОВ, эксперт Денис ОПРЯ, эксперт ООО «Промышленная экспертиза» Вячеслав ЧУБЫРИН, эксперт Александр БОЙКОВ, эксперт ООО «Триботехнологии» Максим ГЛОТОВ, начальник отдела службы охраны труда и промышленной безопасности ДВЖД – филиала ОАО «РЖД» Константин ПОЗЫНИЧ, доцент кафедры «Транспортно-технологические комплексы в строительстве и горном деле» ТОГУ, к.т.н.

Подавляющее число предприятий на сегодняшний день не имеют «инструмента», который бы показывал руководству реальный уровень промышленной безопасности (ПБ) на опасных производственных объектах (ОПО). Становится очевидным, что применение административного ресурса в данной сфере, выражающегося в осуществлении проверок рабочих мест и наложении взысканий на ответственных лиц, себя исчерпало, и настало время внедрения новых подходов.

а уровень ПБ оказывают влияние технические, организационные и финансовые проблемы на поднадзорных предприятиях. Теоретически требования ПБ всем известны, однако на практике ответственные за организацию и проведение работ не считают необходимым их выполнять, «забывая», что от этого напрямую зависят жизни и здоровье людей. Решение вопросов ПБ отходит на второй план, так как это затратно и не приносит прибыли. Также необходимо отметить, что инспекторы Ростехнадзора действуют в рамках Федерального закона от 26 декабря 2008 года № 294-ФЗ «О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при осуществлении государственного контроля (надзора) и муниципального контроля». Внезапные внеплановые проверки, которые практиковались раньше, на сегодняшний день исключены, для их проведения теперь требуется согласование с прокуратурой. Причем необходимо доказать наличие угрозы жизни и здоровью людей или вреда окружающей среде, а это невозможно сделать без выезда на место.

Выполненный нами в процессе проведения экспертиз ПБ, расследований аварий, инцидентов и несчастных случаев анализ состояния ПБ на ОПО показывает, что главная причина простоя технических устройств (ТУ) – организационная. По данным Ростехнадзора, почти 90% несчастных случаев со смертельным исходом на подъемных сооружениях произошло в 2014 году в основном из-за неэффективности осуществления производственного контроля (ПК). Интересны данные ОАО «РЖД», согласно которым стержневыми критериями опасности на ОПО являются техническая неисправность технических устройств (12%), аварийное состояние ТУ (3%), отсутствие или неисправность приборов и устройств безопасности (17%), неудовлетворительная организация ПК (68%). В условиях растущих правовых требований к вопросам осуществления ПК, необходимости повышения эффективности деятельности предприятий в обеспечении безопасности производственных процессов требуется переход системы менеджмента ПБ в новое качество, учитывающее лучшие мировые практики. В частности, речь идет о методо-

логии риск-менеджмента, четкой систематизации действий на всех уровнях управления в зависимости от безопасности труда. Анализ предписаний различных надзорных органов подтверждает, что основными причинами нарушений являются действие и бездействие персонала, для устранения которых необходима действенная система ПК. Подавляющее число предприятий на сегодняшний день не имеют «инструмента», который бы показывал руководству реальный уровень ПБ, давал возможность сравнения информации, обеспечивал ее своевременность и достоверность. Еще одним слабым звеном в управлении ПБ являются зоны неизученного риска. Анализ аварийности и травматизма за последние годы показывает, что большинство несчастных случаев происходит, когда пострадавший оказывается в зоне неизученного риска, не прописанного в правилах и инструкциях, но присутствующего на рабочем месте. В связи со сказанным весьма интересен опыт ОАО «РЖД», где действует и постоянно совершенствуется система управления охраной труда, промышленной и пожарной безопасностью, природоохранной деятельностью, все составляющие которой рассматриваются как единое целое – безопасность производственных процессов с ориентацией на международные стандарты, такие как OHSAS 18001 и ИСО 14001. В рамках совершенствования данной системы в ОАО «РЖД» внедряют комплексную систему оценки состояния охраны труда (КСОТ-П). Ее основа – визуализированный метод контроля состояния охраны труда и промышленной безопасности (ОТ и ПБ) в производственных подразделениях предприятий компании. Главные задачи внедрения этого (и других) методов – вовлечение работников в процесс обеспечения безопасных условий труда, формирование у них нового отношения к организации труда, переход от системы реагирования на произошедшие аварии, инциденты, несчастные случаи к их предупреждению и ликвидации опасных мест, создание системы оценки и управления профессиональными рисками. КСОТ-П во многом напоминает ранее применявшийся трехступенчатый кон-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

троль, но отличается от него большей наглядностью и открытостью для работников компании и проверяющих. На территории предприятия, цеха, участка устанавливаются новые визуальные пособия, позволяющие работникам более серьезно задуматься о том, что влечет за собой несоблюдение правил и требований ОТ и ПБ. Указанное пособие представляет собой размещаемый на стенде плакат (бланк), чаще лист формата А4, где изображен так называемый крест безопасности по охране труда, состоящий из множества нумерованных клеток: либо из 52 по числу недель в году, либо из 31 по числу дней в месяце (см. рисунок). При посменной работе (день/ночь) клетки, изначально серые или белые, разделяются диагональной линией. По окончании каждой смены руководитель анализирует соблюдение работниками требований охраны труда и технологической дисциплины и визуально отражает результаты контроля в бланке КСОТ-П путем закрашивания одной ячейки соответствующим цветом – зеленым, синим, желтым, оранжевым или красным. Зеленым отмечаются дни (смены) без травм, травмоопасных ситуаций, инцидентов или аварий. Синим выделяются дни (смены) месяца, в которых работники получили микротравмы. Желтым обозначаются дни (смены), где были выявлены небольшие нарушения и происшествия, указанные как «Предупреждение» в утверждаемом руководителем производственного подразделения (начальником дирекции) «Перечне опасностей и предупреждений для ежесменной (ежедневной) оценки состояния охраны труда». Красным закрашиваются дни (смены), в которых имели место серьезные аварии, несчастные случаи и другие, достаточно серьезные проблемные ситуации, отмеченные в упомянутом перечне как «Опасность». Оранжевым фиксируются нарушения менее грубые, чем выделяемые красным цветом, но которые могли привести к травме. На обороте листа записываются выявленные замечания, сроки их устранения, ответственное лицо и достигнутый результат. Предполагается, что крест безопасности по охране труда сможет привлечь внимание всех сотрудников организации независимо от должности и выполняемых обязанностей и заставить их чаще задумываться о последствиях нарушений техники безопасности. Такая визуальная информация привлекает внимание работников, а сама КСОТ-П максимально проста в обращении и достаточно эффективна, так как позволяет

Крест безопасности

День Ночь

Работаем без травм г. дн.

руководству видеть основные проблемные зоны, которые необходимо отрабатывать для минимизации рисков производственного травматизма. Эти же узкие места могут заметить и оценить специалисты экспертных организаций при проведении экспертизы ПБ технических устройств на ОПО и представители надзорных органов – система дает им такую возможность. Кроме ежесменной периодичности контроля КСОТ-П также предусматривает ежемесячные и ежеквартальные проверки. В первой из них обязательно принимает участие руководитель производственного подразделения, вторую проводит комиссия под его председательством. В настоящее время в ОАО «РЖД» продолжается работа по внедрению новых технических средств и систем обеспечения ПБ работников, связанных с повышенными рисками. Опыт внедрения крестов безопасности по охране труда на других предприятиях, таких как, например, автоконцерн «КАМАЗ», показывает эффективность такого способа контроля путем реального уменьшения количества несчастных случаев. Учитывая, что приоритетным принципом ПК является регулярность и плановость проверок ОПО руководителями и уполномоченными органами разных ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

■ отсутствие нарушений ■ микротравмы ■ внимание ■ предупреждение ■ опасность

уровней управления, можно считать КСОТ-П одним из инструментов, входящих в комплексную систему ПК. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». 2. Постановление Правительства РФ от 10 марта 1999 года № 263 «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте». 3. Распоряжение ОАО «РЖД» от 16 января 2015 года № 62р «Об организации и проведении работ по внедрению комплексной оценки состояния охраны труда на производственном объекте». 4. Распоряжение ОАО «РЖД» от 7 февраля 2014 года № 325р «О внедрении в подразделениях вагонного хозяйства пилотного проекта «Комплексная система оценки состояния охраны труда на производственном объекте». 5. Распоряжение ДВЖД – филиала ОАО «РЖД» от 30 января 2015 года № ДВОСТ-15/р «Об организации и проведении работ по внедрению проекта «Комплексная система оценки состояния охраны труда на производственном объекте».

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Критические отказы как невозможные события

К проблеме оценки остаточного ресурса при проведении ЭПБ очистных механизированных комплексов на ОПО УДК 622.864 Владимир ДЕМИДОВ, заместитель генерального директора по науке, к.т.н. Евгений МИТУСОВ, начальник отдела испытаний горношахтного оборудования Виктор ГАРДЕР, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности Константин ЛИЛИПУ, заведующий лабораторией неразрушающего контроля ООО «НИИЦ КузНИУИ»

Требования к определению остаточного ресурса (срока службы) при проведении экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) технических устройств, зданий и сооружений на опасных производственных объектах (ОПО) изложены в пункте 28 ФНП «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» [1]. Согласно ему, «по результатам экспертизы технического устройства, зданий и сооружений опасных производственных объектов в заключении экспертизы дополнительно приводятся расчетные и аналитические процедуры оценки и прогнозирования технического состояния объекта экспертизы, включающие определение остаточного ресурса (срока службы)…».

статочный ресурс – это продолжительность эксплуатации от времени начала проведения экспертного обследования (принимается в среднем за 10–15% до истечения срока гарантийного ресурса либо после аварии и неплановых нагрузок) до достижения предельного состояния (до ближайшего среднего или капитального ремонта, профилактических мероприятий). Величина остаточного ресурса технического устройства, входящего в состав очистных механизированных комплексов (ОМК), определяется временем наступления предельного состояния после выработки им части ресурса. В нормативных документах и в публикациях в периодических изданиях изложены различные подходы к оценке остаточного ресурса (срока службы) технических устройств и оборудования, в том числе и на ОПО. В РД 26.260.004-91 [2], предназначенном для объектов нефтехимического производства, возможность прогнозирования остаточного ресурса имеется, когда критерии предельного состояния (КПС) из-

вестны и определены в численных значениях и в ходе эксплуатации ведутся измерения и регистрация параметров, определяющих предельное состояние (ПТС). Информативными параметрами для оборудования являются величины возникающих повреждений (глубина коррозии, износ и другие), параметры сопутствующих процессов (уровень вибрации, величина утечек, температура узлов трения и прочее), технологические параметры. Методы расчета основаны на положениях теории вероятностей и математической статистики. Возможность прогнозирования величины остаточного ресурса обеспечивается только при одновременном выполнении следующих условий: ■ известны параметры ПТС; ■ известны КПС; ■ имеется возможность периодического (или непрерывного) контроля значений ПТС. К недостаткам данного документа применительно к условиям проведения ЭПБ очистных механизированных комплексов на ОПО является необходимость получения достаточно большого объема ис-

ходной информации при эксплуатации таких комплексов в течение длительного времени для достоверности оценки прогнозирования их остаточного ресурса. В реальных условиях экспертной организации не представляется возможным вести длительные измерения и наблюдения за работой ОМК. Как правило, периодичность проведения ЭПБ очистных механизированных комплексов составляет в среднем два года, в отдельных случаях и один год.

РД 09-102-95 [3] прогнозирование остаточного ресурса возможно при одновременном выполнении следующих условий: ■ известны параметры технического состояния объекта; ■ известны определяющие параметры технического состояния, изменяющиеся соответственно выявленному механизму повреждения элементов объекта; ■ известны КПС. По РД 09-102-95 также допускаются упрощенные методы прогнозирования остаточного ресурса при непрерывном или дискретном контроле параметров: ■ в условиях статического нагружения в коррозионной среде; ■ в условиях циклического нагружения; ■ когда объем информации за период эксплуатации объекта достаточен для экстраполяции значений функциональных параметров на последующий период его работы при выполнении условий безопасной эксплуатации. В качестве основного показателя остаточного ресурса предлагается определять гамма-процентный ресурс: наработкой и выраженной в процентах вероятностью того, что в течение этой наработки предельное состояние не будет достигнуто. Объектом, работающим в условиях циклического нагружения, является механизированная крепь ОМК. Согласно пункту 6.3.1 ГОСТ Р 52152-2003 [4] 80 %-й ресурс секции крепи по металлокон-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

струкции должен быть не менее 30 000 циклов выемки – для крепи, выпускаемой после 1 января 2007 года. Критерием наработки секцией крепи 80%-го ресурса является достижение 20% основных сборочных единиц металлоконструкции крепи (перекрытий, траверс, оснований) предельного состояния вследствие потери работоспособности, не восстанавливаемой текущими ремонтами. В этом случае ресурс циклической работоспособности механизированной крепи определяем по формуле: Тц =

Т э N Nэ

где Тэ – время эксплуатации с момента начала эксплуатации, лет; N – допустимое количество циклов нагружения (по РЭ); Nэ – количество циклов нагружения за период эксплуатации. Тогда остаточный ресурс циклической работоспособности механизированной крепи будет равен: Тост = Тц – Тэ, циклов. Критерием предельного состояния основных сборочных единиц металлоконструкции являются разрушения и деформации, препятствующие функционированию крепи или их дальнейшему использованию по условиям безо пасности. Оценка остаточного ресурса проводится, когда критерии предельного со-

стояния известны и определены в численных значениях и в ходе проведения экспертизы проводится визуальный и измерительный контроль (ВиК) с целью определения изменений численного значения величины КПС в процессе эксплуатации. В качестве базовых КПС приняты те КПС узлов машин ОМК, численные изменения которых являются основными критериями при деградации оборудования ОМК в процессе эксплуатации. Критерии предельного состояния, которые не имеют численных значений, например, трещины в металлоконструкции, и устранение которых требует замены узла или машины ОМК, не принимаются во внимание при оценке остаточного ресурса. Базовыми значениями КПС, принятыми для оценки остаточного ресурса ОМК, являются следующие (если не имеются указания по КПС в РЭ на машины ОМК). Для лавной механизированной крепи и механизированной крепи сопряжения: ■ изгиб консолей козырьков – более 50 мм; ■ неплоскостность поверхностей верхних перекрытий – свыше 17 мм; ■ неплоскостность ограждения, контактирующего с кровлей, – более 20 мм; ■ неплоскостность поверхностей балок основания без учета изгиба передних консолей – свыше 20 мм; ■ ребра жесткости несущих элементов ребер – местный прогиб более 5 мм; ■ отклонение диаметров отверстий под оси, пальцы для соединения основ-

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

ных элементов крепи (козырьков, верхних перекрытий, ограждений, оснований, траверсов (рычагов тяги) – свыше 1,07 мм; ■ стрела прогиба выдвижных бортов верхних перекрытий и ограждений – более 30 мм. Для очистного комбайна: ■ развальцовка гнезд под резцы исполнительного органа комбайна – свыше 30% от количества кулаков; ■ излом лучей исполнительного органа комбайна – уменьшение толщины лучей на более чем 20% от номинальной толщины; ■ зазор захватов – свыше 10 мм. Для лавного скребкового конвейера: ■ износ листов и боковин рамы приводов и переходной секции – 40% от толщины. Для рештака: ■ прогиб – более 20 мм; ■ развал бортов – более 50 мм; ■ предельная толщина днища – менее 5 мм; ■ износ направляющих – свыше 3 мм. Для цепного тягового органа: ■ уменьшение диаметра звена в результате износа на боковых поверхностях – более 20%; ■ увеличение шага звеньев тяговой цепи – свыше 5%. С целью расчета остаточного ресурса принято допущение, что увеличение износа (деформации) происходит по линейному закону. Остаточный ресурс по степени деформации металлоконструкций машин ОМК

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы (механизированной крепи, лавного конвейера) определяем по формуле: Тм =

Sкпс – Sф V

, лет

где V – скорость изменения деформации, мм/год. V–

Sкпс – Sф t

где S кпс – численное значение КПС, мм; Sф – фактическое значение величины деформации, мм; t – время от момента начала эксплуатации до момента проведения обследования, лет. По результатам расчетов остаточного ресурса производится оценка срока службы отдельных элементов машин ОМК. При расчете остаточного ресурса по нескольким КПС срок службы назначается по минимальному значению. Известна зависимость среднего значения остаточного ресурса (Т) от предшествующего срока эксплуатации (n) [5]. График этой зависимости в относительных единицах приведен на рисунке 1.

риведем пример расчета остаточного ресурса технического устройства с нормативным сроком эксплуатации пять лет и текущим три года (в относительных единицах: 3 / 5 = 0,6). Из графика определяем средний остаточный срок эксплуатации в относительных единицах, который составит 0,7. Затем рассчитываем средний остаточный ресурс: 0,7 5 = 3,5 года. Для прогноза остаточного ресурса оборудования статистическим методом, согласно РД 153-39.4Р124-02 [6], можно ис-

пользовать результаты эксплуатации машин ОМК, однотипных по конструктивному и материальному исполнению, работающих в аналогичных условиях по загрузке и эксплуатации. Сбор данных по наработкам и отказам осуществляется для оборудования, отработавшего назначенный ресурс t (срок эксплуатации). За период наблюдения t берутся последние пять лет эксплуатации. Оценку среднего остаточного ресурса определяем по формуле: Дt (τ) =

1 [ Ti + (n – m)t], n i=1

где n – общее число обследуемого оборудования, наработка которого примерно одинакова и достигла или превысила назначенный ресурс t, шт.; m – число отказавшего по причине наступления предельного состояния оборудования за период t, шт.; Ti – наработка m отказавших объектов за интервал времени t, год. При оценке остаточного ресурса учитываются отказы, после которых следует вывод оборудования из эксплуатации, например, вывод во внеплановый ремонт. Если число объектов n мало, к примеру, менее десяти, определяется нижняя доверительная граница для показателя, равного Дt (t). Гамма-процентный остаточный ресурс – ресурс с задаваемой в процентах вероятностью того, что в течение этой суммарной наработки (ресурса) предельное состояние объектом не будет достигнуто. Нижняя доверительная граница гаммапроцентного остаточного ресурса рассчитывается по формуле:

График зависимости среднего значения остаточного срока (Т) от предшествующего срока эксплуатации (n) в относительных единицах 1,4

1,2 Медиана Среднее

1 0,8

T = 1,4e-0,8v R2 = 0,98

0,6 0,4

T = 1,5e-1,3v R2 = 0,97

0,2

0 0

0,5

1,5

2,5

Дtн = Дt(τ) –

t 2

P(t) , n(1 – P(t))

где Р(t) – задаваемая показателем γ доверительная вероятность безотказной работы оборудования: γ P(t) = 100 При прогнозировании остаточного ресурса задаваемые значения γ для критических отказов (предельных состояний оборудования) должны быть близки к 100%, чтобы сделать критические отказы практически невозможными событиями. Для эксплуатируемого оборудования объектов ОМК значения γ должны быть не менее 95% (P(t) = 0,95 соответственно). При определении остаточного ресурса вводится коэффициент запаса по остаточному ресурсу, равный КД = 1,5. Тогда остаточный ресурс рассчитывается по формуле: Д [Дtн] = tн Kд Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538. 2. РД 26.260.004-91 «Методические указания. Прогнозирование остаточного ресурса по изменению параметров его технического состояния при эксплуатации», утверждены концерном «Химмаш», введены в действие с 1 января 1992 года. 3. РД 09-102-95 «Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России», утверждены постановлением Госгортехнадзора РФ от 17 ноября 1995 года № 57. 4. ГОСТ Р 52152-2003 «Крепи механизированные для лав. Основные параметры. Общие технические требования. Методы испытаний». 5. Лейфер Л.А., Кашникова П.М. Определение остаточного срока службы машин и оборудования на основе вероятностных моделей / Онлайн-библиотека оценщиков LABRATE.RU, 2002–2007 годы. 6. РД 153-39.4Р-124-02 «О порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования», утверждены первым вице-президентом ОАО «АК «Транснефть» В.В. Калининым 22 мая 2002 года, согласованы письмом Госгортехнадзора РФ от 24 апреля 2004 года № 10-03/413.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Обязательный эксплуатационный документ Восстановление паспорта (формуляра) горного оборудования: особенности сложившейся практики УДК 622.864 Виктор ГАРДЕР, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности Константин ЛИЛИПУ, заведующий лабораторией неразрушающего контроля Евгений МИТУСОВ, начальник отдела испытаний горношахтного оборудования Евгений БИРЮКОВ, старший научный сотрудник ООО «НИИЦ КузНИУИ»

По настоящее время паспорта (формуляры) и другая эксплуатационная документация на технические устройства, в том числе дубликаты, оформляются и выдаются предприятием-изготовителем оборудования. Восстановление паспортов и формуляров иными организациями при отсутствии (ликвидации) изготовителей законодательством не регламентируется.

процессе приватизации, дальнейшей смены собственников и персонала горных предприятий большое число документов было утеряно, в том числе паспорта, формуляры, проекты и другие. Многие заводы либо ликвидировались, либо были перепрофилированы. Значительное количество технических устройств (ТУ) импортного и отечественного производства, демонтированное на закрытых шахтах, поступало через посредников без эксплуатационной документации или с ограничением наличия требуемых документов. В связи с этим у собственников ТУ, эксплуатируемых на опасных производственных объектах (ОПО), назрела необходимость в восстановлении обязательных эксплуатационных документов или вывод из эксплуатации ТУ, в противном случае это приводило к административной ответственности в рамках законодательства по промышленной безопасности и технического регулирования. Паспорт или формуляр является основным обязательным эксплуатационным документом, подтверждающим идентификацию технического устройства, изготовленного машиностроительным заводом в соответствии с требованиями стандарта на продукцию или технических условий. Горные технические устройства признаны в настоящее время сложными

многофункциональными машинами, состоящими из десятков узлов и сотен деталей с широким диапазоном сроков службы от шести месяцев (уплотнения, подшипники) до пяти и более лет (металлоконструкции). Более того, в ряде случаев машины разного назначения увязаны в единый блок, например, в очистной механизированный комплекс (ОМК), куда входят гидрофицированная крепь, комбайн, конвейер забойный, крепи сопряжения, дробилка, перегружатель, насосная станция, гидро- и электрооборудование, система автоматизированного управления и защиты. ТУ эксплуатируются в сложных условиях запыленности, газоопасности, влажности, агрессивного воздействия внешней среды, ограниченного рабочего пространства, динамического воздействия горных пород и других. Комплексы работают без перемонтажа от 6 месяцев до 2–3 лет. Замена деталей и узлов про-

изводится в ходе эксплуатации. Ввиду высокой стоимости запчастей, особенно для импортных машин, эксплуатирующими организациями приобретается контрафактная продукция у теневых поставщиков либо кустарного изготовителя с отклонениями от конструкционных требований, без квалифицированного выходного контроля и документации. Более того, число поставок на шахты контрафактной продукции растет. В документах искажается дата изготовления, паспорта подделываются, а в большинстве случаев полностью отсутствуют, поскольку сами шахты, разрезы, обогатительные фабрики не считали важным сохранение заводской документации, в ходе эксплуатации не учитывали изменения в ТУ, сроки работы, замены узлов и деталей. К тому же отсутствие паспорта и формуляра позволяет без лишних хлопот использовать контрафактные запчасти и узлы, а зачастую и ТУ в целом. Деятельность компаний-кустарей, занимающихся восстановлением и сбытом бывшего в употреблении оборудования или бракованной продукции, наносит ущерб добывающим и перерабатывающим сырье предприятиям и фирмампроизводителям, а также резко снижает безопасность труда на ОПО. В случае же поставок контрафактной аппаратуры защиты и контроля ТУ, средств индивидуальной защиты речь и вовсе идет о прямом источнике травм со смертельным исходом [1]. Согласно стандартам РФ значения терминов «Формуляр», «Паспорт», «Дубликат документа» определены четко:

Паспорт или формуляр является основным обязательным эксплуатационным документом, подтверждающим идентификацию технического устройства, изготовленного машиностроительным заводом в соответствии с требованиями стандарта на продукцию или технических условий ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Формуляр – документ, содержащий сведения, удостоверяющие гарантии изготовителя, значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, сведения, отражающие техническое состояние данного изделия, сведения о сертификации и утилизации изделия, а также сведения, которые вносят в период его эксплуатации (длительность и условия работы, техническое обслуживание, ремонт и другие данные) [2]. Формуляр составляется на изделия, в период эксплуатации которых необходимо вносить сведения о значениях основных параметров и характеристиках (свойствах) изделия, отражающих техническое состояние данного изделия или данные о процессе эксплуатации (длительности и условиях работы, проведении технического обслуживания, ремонта и другая информация) Паспорт – документ, содержащий сведения, удостоверяющие гарантии изготовителя, значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, а также сведения о сертификации и утилизации изделия [2]. Паспорт составляется на изделия, для которых объем необходимых для эксплуатации данных и основных показателей незначителен и в период эксплуатации которого нет необходимости вносить сведения о значениях и подтверждении этих показателей.

Дубликат документа – повторный экземпляр подлинника документа [3]. Дубликат – это копия подлинника, который является рабочим эксплуатационным документом и при утере подлинника может быть подтвержден только заводом-изготовителем. Исходя из вышеназванных определений, формуляр или паспорт являются основными документами завода-изготовителя для проведения идентификации горношахтного оборудования, применяемого на ОПО. Идентификация – это процесс установления соответствия реального технического устройства представленной на него документации, его названию во избежание подмены одного технического устройства другим. В сложившейся обстановке при поставках на ОПО контрафактной продукции машиностроения (технических устройств с закрытых предприятий) в значительных объемах, а также ввиду сложившейся практики бесконтрольной эксплуатации изделия до полного износа и аварий с тяжелыми последствиями, в связи с исчезновением (утерей) вышеназванной документации возникла необходимость восстановления формуляров и паспортов. Нормативных требований в горной отрасли по их восстановлению нет. Есть опыт отдельных организаций, например, ООО «НТЦ «АКТАУ»,

Башкортостан [4], РД 10-96-95 [5], предприятий авиационной промышленности [6] и других. Восстановление утерянных формуляров или паспортов возможно следующими способами. При наличии в эксплуатирующей организации договоров на поставку оборудования и накладных, а также сохранившихся эксплуатационных документов (руководства по эксплуатации и других) следует сделать запрос на предприятиеизготовитель (при его существовании) с просьбой изготовить дубликат формуляра (паспорта). При отсутствии предприятия-изготовителя в связи с его ликвидацией эксплуатирующей организации совместно с независимой экспертной организацией необходимо провести техническое обследование ТУ на рабочем месте, опираясь на данные бухгалтерской отчетности и сохранившейся эксплуатационной документации. Техническое обследование осуществляется с целью идентификация ТУ. На основании данных бухгалтерской отчетности и экспертной оценки ТУ (при наличии заводской таблички) устанавливается завод-изготовитель, заводской номер и дата изготовления конкретного образца ТУ и комплектующих. После проведения технического обследования и идентификации ТУ готовится акт обследования, который согласовыва-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ется с руководителем экспертной организации и утверждается руководителем эксплуатирующей организации. На основании акта технического обследования составляется дубликат формуляра (паспорта). За основу при составлении дубликата эксплуатационного документа принимается образец документа аналогичного ТУ, эксплуатируемого на предприятии, с внесением в него идентификационных данных ТУ и его комплектующих. Восстановленный формуляр (паспорт) утверждается руководителем эксплуатирующей организации. При одновременном отсутствии предприятия-изготовителя в связи с его ликвидацией и заводской идентификационной таблички эксплуатирующей организации независимой экспертной организацией проводится техническое обследование ТУ на рабочем месте. В процессе технического обследования изучается и анализируется техническая документация ТУ, имеющегося в наличии или его аналогов, наружный и внутренний осмотр, измерение геометрических параметров. По результатам технического обследования выполняется идентификация ТУ и комплектующих с целью установления принадлежности данного изделия к той или иной однородной товарной группе или определенному перечню на основании характерных индивидуальных признаков, приведенных в нормативно-технической и иной документации. На основе результатов идентификации, технического обследования оформляется акт об установлении признаков, параметров, показателей и требований, характеризующих ТУ, который является основанием и неотъемлемой частью восстанавливаемого формуляра (паспорта) оборудования. Восстановленный формуляр (паспорт) утверждается руководителем эксплуатирующей организации. Для определения эксплуатационных параметров оборудования необходимо провести комплексное техническое диагностирование и установление остаточ-

Значения терминов Формуляр – документ, содержащий сведения, удостоверяющие гарантии изготовителя, значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, сведения, отражающие техническое состояние данного изделия, сведения о сертификации и утилизации изделия, а также сведения, которые вносят в период его эксплуатации (длительность и условия работы, техническое обслуживание, ремонт и другие данные) [2]. Дубликат документа – повторный экземпляр подлинника документа [3]. Дубликат – это копия подлинника, который является рабочим эксплуатационным документом и при утере подлинника может быть подтвержден только заводом-изготовителем. Идентификация – это процесс установления соответствия реального технического устройства представленной на него документации, его названию во избежание подмены одного технического устройства другим.

ного ресурса (срока эксплуатации) оборудования (экспертизу промышленной безопасности), включающее в себя: ■ наружный и внутренний осмотр, измерение геометрических параметров; ■ неразрушающий контроль сварных соединений, подшипниковых узлов, зубчатых и иных движущихся частей, дефектов металлоконструкций и взрывозащитных плоскостей и уплотнений; ■ выполнение требований для оборудования взрывозащищенного искробезопасного исполнения для ОПО; ■ выполнение иных требований промышленной безопасности в соответствии с конкретной функцией изделия и условиями его эксплуатации. По результатам комплексного технического обследования и диагностирования оформляется экспертное заключение с установлением признаков, параметров, показателей и требований, характеризующих ТУ, режимов и ресурса (срока) безопасной эксплуатации оборудования. Данный документ является основанием для введения в эксплуатацию или продления срока безопасной эксплуатации оборудования на ОПО. В настоящее время экспертные организации не имеют права восстанавливать

По результатам комплексного технического обследования и диагностирования оформляется экспертное заключение с установлением признаков, параметров, показателей и требований, характеризующих ТУ, режимов и ресурса (срока) безопасной эксплуатации оборудования. Данный документ является основанием для введения в эксплуатацию или продления срока безопасной эксплуатации оборудования на ОПО ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

эксплуатационную документацию (формуляр или паспорт) с учетом реальной оценки функций ТУ методами НК и испытаний, а также проводить экспертизу без документов на ТУ. Следовательно, часть установленного на горнодобывающих предприятиях России оборудования нельзя эксплуатировать. В связи с этим работы по восстановлению формуляров (паспортов) и паспортизации горного оборудования необходимо законодательно закрепить в рамках ФНП или РД. Литература 1. Под чужим паспортом / Круглый стол // Уголь Кузбасса. 2010 год, сентябрь– октябрь, с. 46–50. 2. ГОСТ 2.601-2013 «ЕСКД. Эксплуатационные документы». 3. ГОСТ Р 7.0.8-2013 «СИБИД. Делопроизводство и архивное дело. Термины и определения». 4. Разработка, восстановление и оформление дубликатов паспортов на технические устройства / URL: http://ntcaktau. ru/?page_id=49 (дата обращения – 15 апреля 2014 года). 5. РД 10-96-95 «Методические указания о порядке составления паспортов (дубликатов) паровых и водогрейных котлов». 6. Наставления по технической эксплуатации и ремонту авиационной техники в гражданской авиации России (НТЭРАТ ГА-93). М.: Департамент воздушного транспорта, 1994 год. 7. ГОСТ Р 51293-99 «Идентификация продукции. Общие положения». 8. Технический регламент Таможенного союза ТР ТС 010/2011 «О безопасности машин и оборудования». 9. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Комплексная оценка состояния оборудования Метод оценки остаточного ресурса технических устройств объектов хранения и использования растительного сырья по балльной системе Игорь РОДИОНОВ, эксперт в области промышленной безопасности Юрий ХРАМЦОВ, эксперт в области промышленной безопасности Андрей ШАДРИН, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО МНТЦ «Диагностика» Михаил ПАКУЛЕВ, генеральный директор Ярослав ФЕДОТОВ, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности Владимир РЫБИН, ведущий эксперт по обследованию зданий и сооружений ООО ИЦДК «СоюзТехГаз»

Технические устройства (ТУ) опасных производственных объектов (ОПО) хранения и переработки растительного сырья подлежат экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ) согласно требованиям Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1]. Целью ЭПБ технического устройства, отработавшего нормативный срок эксплуатации, установленный его производителем, является определение соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности, а также возможности и срока его дальнейшей эксплуатации.

днако на сегодняшний день руководящих документов или иной утвержденной Ростехнадзором методики определения остаточного ресурса ТУ объектов хранения и переработки растительного сырья не существует. Таким образом, в каждой отдельной экспертной организации вопрос оценки остаточного ресурса технического устройства решается по-своему. Первой особенностью оборудования объектов хранения и использования растительного сырья является практически полная заменяемость частей и агрегатов. В нории на протяжении срока ее эксплуатации могут заменяться электродвигатель, редуктор привода, лента, секции труб, натяжные и приводные барабаны, металлические кожухи головки и башмака. Последние также могут ремонтироваться путем замены металлических пластин. Вторая особенность данного оборудования – отсутствие сколько-нибудь значимого избыточного давления (вакуума) внутри (за исключением оборудова-

100

ния бункерного типа, в котором на его стенки действует сила тяжести сыпучего продукта), а вследствие этого минимальной расчетной толщины стенки оборудования. Третьей особенностью таких технических устройств является отсутствие агрессивной среды и, как следствие, изменения прочностных характеристик металла и химической коррозии. Износ ограждающих элементов представлен в основном электрохимической коррозией (ржавлением) или абразивным износом. Оборудование объектов хранения и использования растительного сырья также характеризуется отсутствием регламентирования в нормативных документах максимального количества циклов нагружения устройства. Таким образом, методы расчета остаточного ресурса, основанные на определении минимально допустимой толщины элементов ТУ, изменении механических свойств материала, допускаемого количества циклов нагружения,

достаточно неудобны для фактического применения. Для определения остаточного ресурса оборудования объектов хранения и использования растительного сырья предлагается произвести комплексную оценку состояния оборудования исходя из: ■ наличия и видов дефектов, а также способов их устранения; ■ показателей оборудования по результатам эксплуатации (нагрева подшипниковых узлов, их вибрации, коррозионного износа элементов ТУ); ■ срока фактической эксплуатации. Предполагается введение двух понижающих коэффициентов К1 (зависящего от фактического состояния оборудования) и К2 (зависящего от срока службы технического устройства без замены). К1 вычисляется, исходя из суммы баллов по результатам обследования ТУ, когда каждому дефекту присваивается определенное количество баллов. За основу расчета принята таблица 2 пункта 8.1.5 РД 10-112-2-09 [2]. Решение о возможности дальнейшей эксплуатации принимается с учетом следующих рекомендаций: ■ при суммарном числе баллов менее 5 техническое устройство может эксплуатироваться (К1 = 1);

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

■ при суммарном числе баллов от 5 до 10 включительно ТУ допускается к эксплуатации после ремонта (К1 = 0,8); ■ при суммарном числе баллов более 10 техническое устройство подлежит снятию с эксплуатации и списанию, либо должна быть произведена замена дефектного узла (К1 = 0). При определении коэффициента К2 за основу берем коэффициент К из Методики оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов [4] со следующими допущениями: ■ 20 лет – нормативный срок службы технологического трубопровода (технического устройства); ■ 30 лет – 1,5 нормативного срока службы технологического трубопровода (технического устройства). Таким образом, определение коэффициента К2 примет вид, указанный на графике (рис. 1). Остаточный ресурс определяется по формуле: T = Т н К 1 К 2, где Тн – нормативный срок службы, лет. Нормативный срок службы указан в паспорте на изделие либо в паспорте на аналогичное изделие. Для роликовых и цепных конвейеров нормативный срок службы можно назначать в 25 000 часов по ГОСТ 29320-92 [5]. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». 2. РД 10-112-2-09 «Методические рекомендации по экспертному обследованию грузоподъемных машин. Часть 2. Краны стреловые общего назначения и краны-манипуляторы грузоподъемные», согласованы с Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору письмом от 6 апреля 2009 года № АФ-42/833. 3. ГОСТ ИСО 10816-1-97 «Вибрация. Контроль вибрационного состояния машин по измерениям вибрации на невращающихся частях. Часть 1: Общее руководство». 4. Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов, разработана АООТ «ВНИКТИнефтехимоборудование», согласована с Госгортехнадзором России письмом № 0235/327 от 24 июля 1996 года. 5. ГОСТ 29320-92 «Механическое оборудование грузораспределительных систем. Основы расчета».

Рис. 1. График определения коэффициента К2 К2

0,95 0,9

1,5

Тф / Тн

Характеристика дефектов в баллах Характеристика дефектов, баллы Вид дефекта

Дефекты изготовления и монтажа

Дефекты, возникшие при эксплуатации

Нарушение лакокрасочного покрытия

0,5

Коррозия ответственных элементов: – до 5% толщины элемента включительно; – до 10% толщины элемента включительно; – свыше 10% толщины элемента включительно; – свыше 30% толщины элемента включительно; – свыше 50% толщины элемента включительно.

0,5 1 2 5 10

Трещины, разрывы в швах или в околошовной зоне

Трещины, разрывы в зонах, удаленных от сварных швов

Ослабление болтовых соединений, в которых болты работают на растяжение, а также износ резьбы винтовых опор

0,5

Ослабление болтовых соединений, в которых болты работают на срез Деформации элементов листовых конструкций, превышающие предельные значения

2 1

Расслоение металла

3 5

Смятие проушин и выработка отверстий в шарнирах

Любые дефекты, возникшие в месте предыдущего ремонта

Нагрев подшипников, °С: – 55–60; – 50–55; – ниже 50.

1 0,5 0

Твердость материала: – в пределах установленной нормы; – ниже установленной нормы.

0 10

Вибрация по ГОСТ ИСО 10816-1-97 [3]: – V > 2,8 мм/с; – 1,8 мм/с < V< 2,8 мм/с; – 1,12 мм/с < V < 1,8 мм/с; – V < 1,12 мм/с.

10 1 0,5 0

Способ устранения дефектов: – ремонт – замена.

1 0,5

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

101

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Эксплуатационные повреждения деталей паровых турбин Алексей ЯЗЫКОВ, начальник лаборатории неразрушающего контроля Анна БЕРЕЗИНА, начальник отдела экспертизы технических устройств Виктория НОВИКОВА, эксперт отдела экспертизы технических устройств ООО «Промтехэкспертиза», филиал «Уральский»

ке, наплавке, механической и термической обработках, калибровке и других операциях); ■ эксплуатационные, возникающие после некоторой наработки изделия в результате усталости металла деталей, коррозии, изнашивания и так далее, а также неправильного технологического обслуживания в эксплуатации. В процессе эксплуатации паровых турбин наиболее опасным является образование трещин основного металла и металла сварных соединений, наличие которых значительно снижает срок службы оборудования и является одной из основных причин возникновения аварийных ситуаций.

Причины появления трещин Одним из важнейших способов получения информации о надежности оборудования, применяемого на опасных производственных объектах (ОПО), в частности паровых турбин ТЭС, является неразрушающий контроль (НК). Качество данных, полученных с его помощью, достоверность и оперативность оценки в значительной мере определяют эффективность обеспечения промышленной безопасности.

Актуальность применения НК Организация деятельности по неразрушающему контролю оборудования, отработавшего назначенный срок эксплуатации, осуществляется в рамках системы экспертизы промышленной безопасности, создание которой – одно из направлений реализации Федерального закона от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Актуальность применения НК в целях обеспечения эксплуатационной безопасности технических устройств, применяемых на ОПО, подтверждается Постановлением Правительства РФ от 28 марта 2001 года №241 «О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории Российской Федерации».

Классификация дефектов Дефектом называется каждое отдельное несоответствие продукции требованиям, установленным нормативной документацией. В зависимости от возможного влияния на служебные свойства детали дефекты могут быть критическими, значительными и малозначительными. При классификации учитывают характер, размеры, место расположения дефекта на детали, особенности деталей и изделий, их назначение, условия эксплуатации и ремонта. Обычно под дефектом понимают нарушения сплошности материала, выявленные средствами неразрушающего контроля. Явные поверхностные де-

102

фекты выявляют глазом, а внутренние – скрытые и поверхностные, неразличимые визуально, – специальными средствами. Критическим называют дефект, при наличии которого использование детали (элемента оборудования) по назначению невозможно или исключается из-за несоответствия безопасности или надежности. Значительным считается дефект, который существенно влияет на использование детали (элемента оборудования) по назначению и (или) на ее долговечность, но не является критическим. Малозначительным признается дефект, не оказывающий влияния на использование детали (элемента оборудования) по назначению и (или) на ее долговечность. По происхождению дефекты изделий подразделяют на: ■ производственно-технические, металлургические, возникающие при отливке и прокатке; ■ технологические, возникающие при изготовлении и ремонте деталей (свар-

Зарождение и развитие трещин обу словлено совокупным воздействием ряда факторов: высоким уровнем напряжений и их нестабильностью, коррозионным влиянием среды, наличием металлургических дефектов и сварки; воздействием высоких температур, отклонениями в режимах эксплуатации. Так, основными причинами появления трещин на корпусных деталях являются исходное некачественное литье, некачественная наплавка (несплошность металла, загрязненность включениями, низкие механические свойства), работа в нерасчетном режиме (с большим количеством пусков, ускоренных прогревов и охлаждений), ухудшение свойств металла в процессе эксплуатации. Повреждения корпусов в основном связаны с образованием термоусталостных трещин в зонах концентрации напряжений из-за резких изменений формы или размеров при недостаточных радиусах закруглений (рис. 1). Инициатором их появления также служат повышенная шероховатость поверхности и первоначальное коррозионное повреждение (рис. 2). Повреждения в роторах турбин могут образовываться как на внутренней расточке (осевом канале), так и на поверхности вследствие усталости или малоцикловой (термической) усталости. При

Рис. 1. Трещина на наружной поверхности крышки корпуса турбины в месте радиусного перехода

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

вращении колеблющего вала в нем возникают изгибные напряжения, достигающие максимальных значений на его поверхности. Особенно значительны они в местах концентрации напряжений, то есть в местах изменений диаметров сечений, геометрии ободов дисков, тепловых и шпоночных канавок и так далее. При многократном повторении пусков и остановов турбины в роторе возникают трещины малоцикловой (термической) усталости. Высокие температурные напряжения в сочетании с напряжениями от центробежных сил могут привести к недопустимому возрастанию напряжений в осевом канале ротора и его внезапному разрушению. Трещины термической усталости обычно появляются в тех местах турбины, где температура достигает максимальных значений в поверхностных зонах с резкими переходами, надрезами, галтелями и прочим. Как правило, это область первой ступени ЦВД и ЦСД, а также зона уплотнений первой диафрагмы или ближайшего отсека концевого уплотнения, тепловые (компенсационные) канавки, галтель между диском первой ступени и валом (рис. 3). К повреждениям роторов может приводить и повышенный уровень их вибрации. Так, вследствие вибрации в металле нередко развиваются трещины усталости. Как правило, местами зарождения трещин являются разгрузочные отверстия (рис. 4а), галтели (рис. 4б), кромки заклепочных отверстий (рис. 4в) и продольных шпоночных пазов (рис. 4г), царапины и риски (рис. 4а, б). Особенно опасным местом диска является его обод с лопаточным пазом (рис. 5), в котором выполнены скругления малого радиуса (концентраторы повышенных напряжений). Повреждения рабочих лопаток могут быть вызваны заниженной толщиной выходных кромок, увеличенным диаметром отверстий под демпферную проволоку, уменьшенными радиусами переходных галтелей, в сравнении с чертежными. В частности, отклонения геометрических размеров лопаток

Таблица 1. Основные методы контроля элементов паровых турбин и методические указания по их реализации №

Метод (вид) контроля, нормативный документ, методика

Контролируемые зоны

Литые корпусные детали паровых турбин 1

Радиусные переходы; фланцевые разъемы и шпилечные отверстия, углы расточек под диафрагмы и обоймы, улитки паровпуска и выхлопа, дренажные отверстия и зоны патрубков отборов

МПД СО 153-34.17.440-2003 ГОСТ 21105-87 РД-13-05-2006

Арматура 2

МПД СО 153-34.17.440-2003 ГОСТ 21105-87 РД-13-05-2006

Наружная поверхность в местах радиусных переходов Крепеж

Резьбовая часть, места схода резьбы

УЗК Возможность контроля без выворачивания шпилек из арматуры и корпусов турбин РД 34.17.415-96

Цельнокованые роторы паровых турбин высокого и среднего давления

Обода, гребни, разгрузочные отверстия, отверстия полумуфт, галтели дисков, тепловые канавки, осевой канал

МПД (ЦД), УЗК, ВТК ГОСТ 21105-87 РД-13-05-2006 ГОСТ 18442-80 СО 153-34.17.440-2003 РД 34.17.450-98 Волков Б.И., Шкатов П.Н. Вихретоковый контроль металла в энергетике. Челябинск: Цицеро, 2013 год.

Насадные диски

Обода, гребни, разгрузочные отверстия, кромки заклепочных отверстий, продольные шпоночные пазы, галтели и ступичная часть

МПД, УЗК ГОСТ 21105-87 РД-13-05-2006 ГОСТ 18442-80 СО 153-34.17.440-2003 РД 34.17.450-98

Рабочие лопатки 6

Паровходные и выходные кромки, прикорневая зона, хвостовики, кромки отверстий под демпферную проволоку

от чертежных способствуют росту эксплуатационных напряжений, что приводит к зарождению и развитию усталостных трещин. Наиболее распространенный вид повреждений в этой области – поломка

МПД (ЦД), УЗК, ВТК РД 34.17.449-97 РД 34.17.453-98 РД 34.30.507-92

лопаток из-за вибрации, часто не зависящая от причины возникновения трещины. Она может быть вызвана рядом причин, например: ■ неудовлетворительной отстройкой ступени; Диски регулирующей ступени

Пар

Преддисковая Переднее галтель Тепловая концевое канавка уплотнение Трещины

Рис. 2. Трещины в местах расточек под диафрагмы: а) на внутренней поверхности корпуса турбины; б) на внутренней поверхности крышки корпуса турбины ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Рис. 3. Места возникновения трещин на наружной поверхности ротора турбины

103

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 4. Усталостные трещины насадных дисков

■ изменением частотных характеристик из-за нарушения бандажных связей; ■ скоплением большого количества отложений, изменяющих собственные частоты лопаточного аппарата и способствующих защемлению бандажной проволоки; ■ повышенной вибрацией валопровода; ■ пониженной частотой сети, нарушающей выполненную отстройку; ■ нарушением работы турбины при прохождении через критические частоты при повышенной неуравновешенности валопровода; ■ пусками, остановами и эксплуатацией при ухудшенном вакууме. Коррозионно-усталостные повреждения характерны в основном для лопаток, работающих в зоне фазового перехода (рис. 6). Повреждения хвостовиков чаще всего связаны с неплотной сборкой ступени (рис. 7), реже – с дефектами конструкции. В обоих случаях излом имеет усталостный характер. Для ступеней, работающих в зоне фазового перехода и во влажном паре, образование трещин в хвостовике при повышенной агрессивности среды может происходить по механизмам коррозионной усталости, при недостаточном конструктивном запасе прочности – коррозионного растрескивания под напряжением. Основными причинами разрушения крепежа являются механические свойства металла, не соответствующие ре-

комендуемым, и превышение уровня начального затяга шпилек. Трещины в шпильках формируются в основном в районе 2–5-го витков, отстоящих от гладкой части шпильки.

Методы неразрушающего контроля для диагностики повреждений Методы неразрушающего контроля классифицируют по следующим признакам: характеру взаимодействия физических полей или веществ с контролируемым объектом, первичным информативным параметрам, способам получения первичной и представления окончательной информации. Рассмотрим основные виды НК, применяемые для контроля основного энергетического оборудования ТЭС. Магнитный метод основан на регистрации магнитных полей рассеяния дефектов или магнитных свойств контролируемого объекта. Его используют для выявления трещин на поверхности объектов контроля из ферромагнитных материалов. Акустический метод базируется на регистрации параметров упругих колебаний, возбужденных в контролируемом объекте. Этот вид контроля применим ко всем материалам, достаточно хорошо проводящим акустические волны: металлам, пластмассам, керамике, бетонам и так далее. Ультразвуковой метод, который наряду с дефектоскопией позволяет об-

наруживать неоднородности структуры, нашел наибольшее распространение при техническом диагностировании. Применяется в основном для контроля сварных соединений, крепежа, качества наружных и внутренних поверхностей элементов трубопроводов, а также сплошности металла элементов энергооборудования. Капиллярный контроль (контроль проникающими веществами) основан на капиллярном проникновении индикаторных жидкостей в полости поверхностных дефектов и регистрации индикаторного рисунка (цветного, люминесцентного, контрастного). Используют для обнаружения невидимых и слабовидимых невооруженным глазом поверхностных дефектов. Вихретоковый метод базируется на регистрации изменения взаимодействия собственного электромагнитного поля катушки с электромагнитным полем вихревых токов, наводимых этой катушкой в контролируемом объекте. В различных вариантах его применяют с целью обнаружения поверхностных и подповерхностных дефектов сплошности электропроводящих материалов. При выборе методов НК конкретных элементов оборудования необходимо учитывать следующие основные факторы: ■ характер (вид) возможных дефектов и их расположение; ■ возможности методов контроля; ■ формы и размеры контролируемых элементов;

трещины

трещины а

Рис. 5. Трещины в пазах обода диска: а) Т-образный паз с заплечиками; б) елочный паз с торцевой заводкой

104

Рис. 6. Коррозионно-усталостные повреждения лопаток, работающих в зоне фазового перехода

Рис. 7. Повреждение хвостовика рабочей лопатки из-за неплотной сборки ступени

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

По происхождению дефекты изделий подразделяют на:

Производственно-технические, металлургические, возникающие при отливке и прокатке

■ материалы, из которых изготовлены контролируемые элементы; ■ состояние контролируемых поверхностей. Следует отметить, что ни один из методов не является универсальным и не может удовлетворить в полном объеме требования практики. Наибольшая эффективность результатов НК обеспечивается комплексным подходом к его организации – проведением контроля двумя и более методами с применением средств контроля высокого технического уровня. Основные методы контроля элементов паровых турбин и методические указания по их реализации представлены в таблице 1. Литература 1. Волков Б.И., Шкатов П.Н. «Вихретоковый контроль металла в энергетике». Челябинск: Цицеро, 2013 год.

Технологические, возникающие при изготовлении и ремонте деталей (сварке, наплавке, механической и термической обработках, калибровке и других операциях)

Эксплуатационные, возникающие после некоторой наработки изделия в результате усталости металла деталей, коррозии, изнашивания и так далее, а также неправильного технологического обслуживания в эксплуатации

2. СО 153-34.17.440-2003 «Инструкция по продлению срока эксплуатации паровых турбин сверх паркового ресурса». М.: ОАО «НТЦ «Промышленная безопасность», 2008 год. 3. ГОСТ 21105-87 «Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод». М.: Министерство приборостроения, средств автоматизации и систем управления, 1987 год. 4. РД-13-05-2006 «Методические рекомендации о порядке проведения магнитопорошкового контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах». М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2007 год. 5. РД 34.17.449-97 «Методика вихретокового контроля лопаток паровых турбин тепловых электрических станций дефектоскопом «Зонд ВД-96». М.: ВТИ, 1998 год.

6. РД 34.17.453-98 «Инструкция по ультразвуковому контролю металла лопаток паровых турбин». М.: ВТИ, 1998 год. 7. РД 34.30.507-92 «Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода». М.: Ротапринт ВТИ, 1993 год. 8. РД 34.17.450-98 «Методические указания по ультразвуковому контролю без разлопачивания обода диска в районе верхних концентраторов Т-образного паза». М.: ВТИ, 1999 год. 9. РД 34.17.415-96 «Инструкция по проведению ультразвукового контроля крепежа энергооборудования». М.: СПО ОРГРЭС, 1998 год. 10. ГОСТ 18442-80 «Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования». М.: Издательство стандартов, 1981 год.

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

105

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Продление ресурса Расчет высокотемпературных трубопроводов ТЭС с учетом ползучести материала и конструктивных особенностей элементов с применением конечно-элементного пакета ANSYS Анна БЕРЕЗИНА, начальник отдела экспертизы технических устройств Виктория НОВИКОВА, эксперт отдела экспертизы технических устройств Алексей ЯЗЫКОВ, начальник лаборатории неразрушающего контроля ООО «Промтехэкспертиза», филиал «Уральский»

Сроки безопасной эксплуатации высокотемпературных трубных систем ТЭС (перепускных труб пароперегревателей, станционных трубопроводов, транспортирующих перегретый пар), работающих в условиях ползучести, определяются в том числе образованием и ростом пор ползучести в отводах (гибах), которые в итоге трансформируются в трещины и приводят к разрушению трубопровода (рис. 1). Кроме того, при ползучести происходит перераспределение напряжений, которое является особенно существенным в местах геометрических концентраторов (гибах, тройниках и так далее) и в зонах с неоднородным распределением свойств материала (сварных швах). Как правило, повреждения в отводах намного более опасны, чем в сварных соединениях или тройниках, так как приводят к большой протяженности зоны разрушения.

Оценка поврежденности гибов Порядок, сроки и объемы контроля состояния металла высокотемпературных трубопроводов и оценка их технического состояния определены рядом нормативных актов [1–7]. Работа по продлению ресурса высокотемпературных станционных трубопроводов, работающих в условиях ползучести, включает в себя: ■ визуальную инспекцию трубопровода и его опорно-подвесной системы; ■ контроль накопления остаточной деформации ползучести прямых участков гибов и труб; ■ неразрушающий контроль в виде ультразвукового контроля, магнитопорошковой дефектоскопии, контроля овальности гибов, замеров толщины стенки элементов, исследования ми-

Рис. 1. Разрушение гиба паропровода – 27332 мм, сталь 12Х1МФ, Т = 560°С, р = 14 МПа, τф = 90 тысяч часов эксплуатации

кроструктуры и микроповрежденности металла отводов, сварных соединений на прямых участках трубопроводов на репликах; ■ оценку остаточного ресурса на основе анализа напряженно-деформированного состояния всего трубопровода в целом и его элементов с учетом уточненных характеристик металла, овальности, измеренных толщин стенок и эксплуатационных факторов нагружения. В условиях длительной эксплуатации оборудования наиболее эффективным методом оценки поврежденности гибов является исследование микроповрежденности металла на репликах. Согласно действующей нормативной документации [7], реплики выполняются на наружной поверхности растянутой зоны гиба в трех точках (в вершине гиба и на пере-

ходах на прямые участки). При этом микропоры образуются в зоне наибольших эквивалентных напряжений, определяемых совокупностью действующих общих и местных мембранных и изгибных напряжений от действия внутреннего давления, весовых нагрузок и температурного расширения трубопровода. Этот фактор может приводить к существенному отличию поврежденности однотипных гибов одного и того же паропровода (рис. 2). Методика поверочного расчета трубопроводов пара и горячей воды на прочность, описанная в РД 10-249-98 и реализованная в наиболее известных программах расчета, таких как «РАМПА», «СТАРТ» и другие, не позволяет определить зону концентрации напряжений в каждом конкретном гибе. Кроме того, учет процесса ползучести металла высокотемпературных трубопроводов производится методом «фиктивных температур». В его основе лежит предположение о том, что с течением времени в металле накапливаются деформации, приводящие к снижению (релаксации) напряжений. Релаксация вводится путем задания при расчетах не истинной Тн, а фиктивной Тр.ф., искусственно заниженной коэффициентом усреднения компенсационных напряжений к, температуры паропровода Т р.ф = 0,5  к Тн. Однако данный метод не учитывает срок работы материала паропровода, возможное изменение напряженного состояния в результате наличия концентраторов напряжений и так далее. В связи с этим нами проведена работа по разработке методики расчета паропроводов электростанций с учетом ползучести материала и конструктивных осо-

Рис. 3. Кривая ползучести материала Рис. 2. Микроструктура гибов трансферного паропровода первой секции Челябинской Деформация ε ТЭЦ-2 – 27332 мм, сталь 12Х1МФ, Т = 550°С, р = 13 МПа, τф = 280 тысяч часов: а – макротрещины; б – единичные поры ползучести T = const σ = const

α 1-й период

2-й период

3-й период

ε0

106

Время τ

τ1

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

τ2

τ3

бенностей элементов на основе широко применяемого конечно-элементного пакета ANSYS. Методика позволяет рассчитать высокотемпературный трубопровод в целом с определением реакций промежуточных подвесок и опор в рабочем и холодном состояниях трубопровода с прямым учетом ползучести материала, после чего проводится расчет гибов трубопроводов как твердотельной модели отдельно от трубопровода в целом. При этом на подмодель (твердотельную модель гиба) действуют реальные нагрузки, а граничные условия на границе, отделяющей подмодель от остальной части конструкции, задаются согласно результатам расчета всей конструкции на первом этапе.

новившейся (квазиравномерной) ползучести (I и II соответственно), а также III этап – ускоренной ползучести (предразрушения). Стадия неустановившейся ползучести ограничивается, как правило, десятком тысяч часов работы устройства (1–2 годами эксплуатации). В условиях действия постоянной температуры среды в паропроводе и длительности работы более 100 тысяч часов оценка долговечности материала производится по установившемуся режиму ползучести. Для моделирования процесса ползучести в расчетах принята модель ползучести Нортона, которая определяет скорость деформации έ как степенную функцию напряжения: (1)

Задание свойств ползучести материала Типичная зависимость деформации от времени при ползучести материала показана на рисунке 3. Эта зависимость условно делится на три стадии: этап неустановившейся (затухающей) и уста-

Rmax

Dmax

Sсж

Rmax

Dmin

Рис. 4. Схема сечения гиба паропровода

где T – температура материала; σ – напряжения в материале; K (Т), n (T) – коэффициенты, зависящие от температуры. В программе ANSYS данная зависимость используется в несколько иной форме: (2) Константы Ci, определяющие модель материала в форме (2), устанавливаются методом минимизирования невязки по скорости ползучести между законом (2) и справочными данными. Для проверки корректности найденных коэффициентов Ci скорость ползучести, определенная по закону ползучести Нортона в форме (2), сравнивалась со скоростью ползучести, вычисленной по формуле (1); коТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

эффициенты последней получены непосредственно по интерполяции экспериментальных данных. Например, параметры Ci, позволяющие наиболее корректно описать ползучесть стали 12Х1МФ в диапазоне 550–580°С для напряжений 75–120 МПа, оказались следующими: С0 = 7,2 10-36 ед./с; С1 = 5; С2 = 2,849 104К (все значения указаны в системе СИ).

Разработка общей модели паропровода Система трубопровода состоит из труб, отводов, запорной арматуры, пружинных и жестких подвесок, катковых опор и опор скольжения. Для моделирования труб использовался элемент Pipe289, так как он обладает следующими преимуществами: наличием промежуточного и ориентационного узлов, что позволяет более точно моделировать искривленность, а также работу толстостенных труб, учитывать ползучесть, уменьшать объем вычислений и время расчета, по сравнению с элементами типа Solid или Shell. Для моделирования запорной арматуры трубопроводов выбраны два типа элементов: элемент кинематической связи MPC184, который работает как абсолютно жесткая балка, и элемент Mass21 для приложения силы веса вентиля. Для моделирования подвесок применялся элемент типа Link, при этом принимается, что увеличение их длины будет вызываться растяжением, а не сжатием упругого элемента. Жесткие подвески моделировались путем запрещения перемещений по вертикальной оси.

107

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 5. Пример построения конечно-элементной модели гиба

Рис. 6. Схема паропровода второй секции поперечной связи Северодвинской ТЭЦ-1

Рис. 7. Подмодель гиба № 2

Локальная система координат № 3

Для моделирования катковых и скользящих опор использовался элемент Contac52 с соответствующими настройками для каждого типа опор. Расчет ползучести общей модели паропровода проводится в несколько этапов: ■ определение величины предварительных усилий в опорах паропровода; ■ приложение предварительных усилий к опорам паропровода; ■ расчет ползучести по заданному количеству часов наработки; ■ поиск опасного участка паропровода по картине распределения напряжений; ■ перерасчет ползучести паропровода с целью получения более точных данных для перехода на расчет твердотельной модели гиба. Результатом последнего этапа является таблица истории изменения перемещений или усилий в точках, отвечающих границе подмодели.

Создание твердотельной модели гиба Гибы паропроводов отличаются сложной геометрией поперечного сечения, являющейся индивидуальной для каждого гиба (рис. 4). В созданной твердотельной модели возможен учет всех геометрических характеристик гиба. Построение подмодели гиба выполнено в полярной системе координат с осями XYZ. Схема гиба, изогнутого на 90° (конфигурация и угол гиба могут быть произвольными), изображена на рисунке 5. Пользователь выбирает элементы сетки общей модели трубопровода, соответствующие концам гиба, задает параметры сечений, после чего гиб автоматически строится и располагается таким образом, что сечения N4 и N5 совпадают с «дальними» концами выбранных элементов. На твердотельной модели строится регулярная конечно-элементная сетка элементами Solid186, число и размер элементов которой задаются пользователем. После создания подмодели гиба элементы общей модели трубопровода (pipe) удаляются.

108

Практика В качестве примера приведем результаты расчета общей модели паропровода второй секции поперечной связи Северо двинской ТЭЦ-1. Рабочие параметры среды – 14МПа, 530°С. Время эксплуатации – 250 тысяч часов. Характеристика примененных труб: 32524 мм, 19416 мм, сталь 12Х1МФ. Схема расстановки опор паропровода представлена на рисунке 6. Результаты расчета показали, что паропровод имеет несколько примерно одинаково нагруженных гибов (№ 1, 2, 6 на рисунке 6). Причем уровень напряжений в гибах, определенный для общей модели, не превышает 52,5 МПа. Для указанных гибов проведен расчет методом подмоделирования. По результатам расчета наиболее нагруженным оказался гиб № 2. Максимальные расчетные напряжения при этом составили 71,6 МПа. Они достигались на наружной поверхности растянутой зоны гиба (рис. 7). На внутренней поверхности нейтрали напряжения не превышали 70,7 МПа. Максимальные напряжения на остальных рассчитанных гибах оказались в диапазоне 68,4–71,4 МПа. Расчеты перепускных труб турбин, имеющих меньшую протяженность и, следовательно, меньшие компенсационные способности, показывают, что расположение концентраторов напряжений в гибах возможно не только на наружной поверхности растянутой зоны гиба и на внутренней поверхности нейтрали, но и в других зонах гибов. Поэтому расчет гибов с помощью метода подмоделирования позволяет корректно определять места взятия реплик при проведении исследования микроповрежденности металла. Разработанная методика позволяет проводить весь цикл расчета паропроводов электростанций, включая моделирование 3D-геометрии, нахождение либо задание величины предварительного натяга пружин подвесок, расчет как начального упругого состояния, так и последующей работы конструкции в состоянии ползучести. После выполнения общего расчета трубопровода в целом возможно выполнение уточ-

няющего расчета гибов трубопровода при детальном описании их геометрии и истории нагружения.

Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в редакции 4 марта 2013 года). 2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденные приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538 (в редакции 3 июля 2015 года). 3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», утвержденные приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116. 4. РД 10-577-03 (СО 153-34.17.421-2003) «Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций». 5. СО 153-34.17.470-2003 Инструкция о порядке обследования и продления срока службы паропроводов сверх паркового ресурса. 6. РД 10-249-98 «Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды». 7. ОСТ 34-70-690-96 «Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях эксплуатации». 8. Работнов Ю.Н. «Ползучесть элементов конструкций». М.: Наука, 1966 год. 9. Нахалов В.А. «Регулировка креплений трубопроводов тепловых электростанций». М.: «Энергия», 1975 год. 10. Нахалов В.А. «Надежность гибов труб теплоэнергетических установок». М.: «Энергоатомиздат», 1983 год.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Влияние распределения температуры металла по длине тупиковых участков на повреждаемость паросборных коллекторов КПП НД котлов ТПГЕ-215 Анна БЕРЕЗИНА, начальник отдела экспертизы технических устройств Виктория НОВИКОВА, эксперт отдела экспертизы технических устройств Алексей ЯЗЫКОВ, начальник лаборатории неразрушающего контроля ООО «Промтехэкспертиза», филиал «Уральский»

В мае 2002 года произошло сквозное повреждение патрубка 13313 мм паросборного коллектора пароперегревателя низкого давления (КПП НД) котла ТПГЕ-215 станционный № 1 Челябинской ТЭЦ-3.

Исходные данные Паровой котел, однобарабанный с естественной циркуляцией, промперегревом, однокорпусный, выполнен по Т-образной компоновке. Изготовлен Таганрогским котельным заводом. Рассчитан на параметры острого пара – р = 140 кгс/см2, Т = 545°С; параметры на выходе из КПП НД – р = 25,4 кгс/см2, Т = 545°С. Четыре паросборных коллектора пароперегревателя низкого давления (НД) расположены попарно с левой и правой стороны котла. Коллекторы изготовлены из труб  426 20 мм, сталь 12Х1МФ. В паросборные коллекторы пар поступает из выходных коллекторов  325 18 мм второй ступени конвективного пароперегревателя НД по перепускным трубам 19411 мм (рис. 1). С одной стороны паросборные коллекторы соединены с паропроводом горячего промперегрева, с другой – заглушены донышками с центральным отверстием, к которым приварены глухие патрубки  133 13 мм. На момент аварии котел находился в эксплуатации 45 168 часов. Свищ образовался в районе сварного шва № 86а приварки донышка к патрубку 13313 мм внутреннего (короткого) коллектора с правой стороны котла. Тупиковый участок паросборного коллектора пароперегревателя НД (рис. 2) образован зоной самого коллектора длиной 1200 мм (до врезки трубы 19411 мм) и приваренным к его днищу патрубком 13313 мм и длиной 300 мм. Причины повреждения устанавливались по результатам исследования двух патрубков с донышками и сварными стыками № 86а и 99а. При этом объ-

ем проведенных работ включал в себя внешний осмотр, измерение толщины стенки, расчетное определение температуры металла тупиковой части коллекторов, анализ результатов.

Внешний осмотр Наружная поверхность исследуемых патрубков ровная, гладкая, без следов

пластической деформации. Внутренняя поверхность обоих патрубков темная, сглаженная, без окалины, с характерными признаками локального износа. На поврежденном патрубке со стыком № 86а наблюдался неравномерный износ донышка. Сектор донышка, занимающий около 30% площади, включая центральную часть, был изношен незначительно. Остальная часть донышка имела плавно увеличивающееся к периферии утонение. Поверхность центральной части донышка была гладкой (отшлифованной), серого цвета. Периферийная часть повреждена четко выраженными концентрическими окружностями, глубина которых возрастала по мере удаления от центра. Наибольший износ боковой части составлял 12–15 мм от внутренней поверхности донышка и занимал 70% длины окружности. «Усик» донышка был полностью изношен. Износ патрубка – неодинаковый,

Рис. 1. Схема расположения паросборных коллекторов КПП НД котла ТПГЕ-215 (правая сторона) Паросборные коллекторы 42620 мм

Пароперепускные трубы 19411 мм

86а

Место повреждения

В паропровод горячего промперегрева Выхо д конв ные колл ектив е ног кторы ст. н о паропе 3251 изко го да регреват 8 мм еля II влен ия

Фронт котла

Результаты контроля толщины стенки патрубков и донышек паросборных коллекторов НД Коллектор пароперегревателя НД

Толщина стенки, мм Патрубка 133 мм, 13 мм по чертежу

Донышка 426 мм, 22 мм по чертежу

Левая сторона: – длинный; – короткий.

7,4–12,1 1,4–10,0

19,2–22,1 9,0–21,3

Правая сторона: – длинный; – короткий.

3,6–13,1 10,2–18,5

сквозное утонение не измерялось

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

109

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 2. Тупиковая часть короткого паросборного коллектора НД (правая сторона котла)

426

Место образования свища

133

86а

300

1200

плавно уменьшающийся на длине 80 мм. Максимальное значение утонения отмечено в зоне, примыкающей к донышку. Характер износа патрубка и донышка приведен на рисунке 3. Внутренняя поверхность патрубка со сварным стыком № 99а полностью идентична вышеописанному, за исключением направления концентрических следов износа на донышке, свидетельствующих о противоположном направлении вращения рабочей среды. Вид износа внутренней поверхности патрубков и донышек аналогичен имеющему место износу труб водяных экономайзеров.

Измерение толщины стенки

В связи с повреждением патрубка 133 мм проведен контроль толщины стенки всех патрубков и донышек паросборных коллекторов НД. Результаты контроля представлены в таблице. Из полученных результатов следует: ■ на всех патрубках  133 мм и донышках наблюдался интенсивный износ стенки с внутренней поверхности; на патрубке и донышке у стыка № 86а вплоть до сквозного разрушения; ■ износ стенок патрубков и донышек очень неравномерный; ■ наибольший износ стенок наблюдался в коротких коллекторах; ■ отмечалась более высокая скорость износа стенки паросборных коллекторов с правой стороны котла; ■ максимальная скорость износа стенки составляла 0,29 мм / 1000 час. В связи с обнаружением сильного износа исследуемых патрубков  133 13

мм осуществлен контроль толщины стенки донышек паросборных коллекторов НД и примыкающих к ним участков. В этих зонах также обнаружено утонение донышек с максимальной скоростью износа 0,4 мм / 1000 час. В июне 2003 года проведен контроль толщины стенки замененных участков паросборных коллекторов НД, патрубков  133 мм и донышек. Наработка котла после выполненной в мае 2002 года замены составила 5 104 часа. По результатам контроля выявлено, что износ стенок паросборных коллекторов, приварных патрубков и донышек продолжался в ранее установленных местах. Скорость износа паросборных коллекторов при этом была значительно больше скорости износа приварных патрубков и за период эксплуатации с мая 2002-го по июнь 2003 года составила 1,2 мм / 1000 часов.

Расчетное определение температуры металла в тупиковой части коллекторов Температура металла в тупиковой части коллекторов определялась по формуле [1]:

где t 0 – температура окружающего воздуха; tвх – температура пара на входе в коллектор; Х – расстояние от места подвода пара, м; q – потери тепла с единицы длины трубы в единицу времени; λ – коэффициент теплопроводности; Ω – площадь поперечного сечения трубы; tи – температура, на которую рассчитана изоляция. Расчет выполнен при следующих условиях: t0 = 30°С, tвх = 545°С, q = 500 ккал/ мчас для 426 мм и 275 ккал/мчас для 133 мм, λ = 30 ккал/мчасград, Ω=

Рис. 3. Характер износа донышка и патрубка 133 мм

Зона износа 30% Патрубок 133х13 мм

Донышко

110

70%

Границы зоны износа

0,0255 м2 для труб 42620 мм и 0,0049 м2 для труб  133 13 мм, tи = 600°С. По результатам расчета построен график распределения температуры металла по длине тупикового участка паросборного коллектора НД (рис. 4) для проектных параметров пара – 24,5 кгс/см2, 545°С. Температура насыщения пара указанных параметров составляет 223°С. Таким образом, при длине тупиковых участков более 1 м в паросборных коллекторах КПП НД возникают условия для конденсации пара и образования конденсата. Влияние теплоотвода через металлические опоры, расположенные под тупиковыми участками, в расчете не учитывалось, однако их наличие способствует снижению температуры металла этих участков и конденсации пара.

Анализ результатов Паросборные коллекторы КПП НД котла ТПГЕ-215 № 1 Челябинской ТЭЦ-3 имеют тупиковые участки длиной 1,2 м, не считая длину приварных патрубков. Расчет показал, что в этих участках при эксплуатации котла на проектных параметрах (24,5 кгс/см2, 545°С) возможно снижение температуры металла ниже температуры насыщения (223°С), в связи с чем возникают условия для конденсации пара и образования конденсата. Фактическая температура пара в указанных коллекторах может быть ниже проектной (согласно форме 3-тех среднегодовая температура пара НД составляла 538–542°С), что способствует про-

Результаты контроля На всех патрубках 133 мм и донышках наблюдался интенсивный износ стенки с внутренней поверхности На патрубке и донышке у стыка № 86а вплоть до сквозного разрушения

Износ стенок патрубков и донышек очень неравномерный Наибольший износ стенок наблюдался в коротких коллекторах Отмечалась более высокая скорость износа стенки паросборных коллекторов с правой стороны котла Максимальная скорость износа стенки составляла 0,29 мм / 1000 час

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Температура среды, град.

Рис. 4. Расчетное распределение температуры металла по длине тупикового участка коллектора 42620 мм из стали 12Х1МФ для проектной температуры пара промежуточного перегрева 545°С: 1 – паросборный коллектор КПП НД 42620 мм; 2 – патрубок донышка коллектора 13313 мм (горизонтальная ось: расстояние – метр)

цессу образования конденсата в тупиковых участках коллекторов. Известны повреждения энергетического оборудования из-за образования конденсата в тупиковых участках паропроводов, байпасов, дренажей и воздушных линий [3, 4]. Возникающий в этих случаях конденсат, как правило, растекается или выносится проходящим паром на внутренние поверхности труб, вызывая теплосмену и термическую усталость металла. В рассматриваемом же случае большие расходы пара захватывают образующийся в тупиковых участках паро сборных коллекторов конденсат, вызывая его завихрение и вращение с высокой скоростью. Свидетельством этому служит возникновение концентрических

Температура насыщения

окружностей на внутренней поверхности донышек вследствие эрозии металла потоком конденсата. Частицы окалины, сорванные вращающимся потоком с внутренней поверхности, ускоряют процесс износа. Скорость износа тупиковых участков паросборных коллекторов в 1,4–3,5 раза выше, чем патрубков, что, по-видимому, вызвано более высокими окружными скоростями перемещения конденсата в коллекторах  426 мм, чем в патрубках  133 мм. В дальнейшем было принято решение о ликвидации тупиковых участков коллекторов путем сокращения их длины до величины, исключающей образование конденсата. По согласованию с заводомизготовителем тупиковые участки коллекторов сокращены до 500 мм.

Хочется отметить, что контроль толщины стенки донышек коллекторов пароперегревателей и выходных коллекторов горячего промперегрева с прилегающими тупиковыми участками не входит в основной объем эксплуатационного контроля, регламентированный РД 10-577-03 «Типовая инструкция по контролю металла…». Поэтому при техническом диагностировании котлов с подобными конструктивными особенностями необходимо дополнительно проводить ультразвуковую толщинометрию тупиковых участков и донышек коллекторов с целью выявления возможного эрозионного износа. Литература 1. Токарский Б.П. Некоторые рекомендации по обеспечению надежности паропроводов с тупиковыми отводами / Энергетическое строительство, 1969 год, № 1. 2. Центер Ф.Г. Проектирование тепловой изоляции электростанций и тепловых сетей / Энергия, 1972 год. 3. Карасев В.В., Непогодин И.С. О повреждении пусковых байпасов турбин / Электрические станции, 1975 год, № 3. 4. Небесова И.Ф., Суркова А.Ф., Никанорова Н.И., Азнабаев А.А. Разрушение сварных соединений горячих паропроводов промежуточного перегрева блоков 300 МВт в местах приварки дренажей / Сборник научных трудов ВТИ // Эксплуатационная надежность металла оборудования тепловых электростанций. М.: ВТИ, 1987 год.

Челябинская ТЭЦ-3 ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

111

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Статические испытания ПС

как показатель их работоспособности Виктор ХРУЩЕВ, эксперт Иван БОРИСЕНКО, эксперт ООО «Промтехэкспертиза», филиал «Уральский»

При проведении технического диагностирования подъемных сооружений (ПС) проводятся статические и динамические испытания. Значимость этих мероприятий очень часто бывает недооценена, поскольку общепринятое мнение, что кран лишний раз перегружать не стоит, в корне неверно.

нашей стране большинство грузоподъемных кранов введено в эксплуатацию еще в советские времена. На сегодняшний день они отработали все мыслимые и немыслимые сроки службы. А то, что вводится в эксплуатацию на новых предприятиях и объектах, не отличается качеством. Наверно, это обусловлено какими-то экономическими критериями выбора.

112

Пролетное строение мостового крана подвержено постоянным динамическим нагрузкам. Количество циклов нагружения, при котором металл основных конструкций сохраняет свои свойства, а следовательно, и несущую способность, определяется на стадии проектирования. Так было и так будет всегда. Когда металл начинает терять свои свойства, начинают появляться усталостные трещины и деформация металлоконструк-

ций. Если усталостные трещины можно заварить, что на какое-то время снимет проблему, то с остаточными деформациями намного сложнее. Дело может дойти и до списания крана. Статические испытания помогают определить момент наступления предельного состояния металла грузоподъемного механизма, при котором будут отмечены остаточные деформации пролетного строения. Нарастание остаточной деформации является первым сигналом для владельца крана о том, что кран в обозримом будущем будет неработоспособен. Однако на предприятиях энергетического комплекса, имеющих мостовые краны большой грузоподъемности, провести статические испытания проблематично, а иногда просто невозможно по причине отсутствия места для контрольных грузов, а также грузов необходимого веса. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» [1] регламентируют проведение испытаний мостовых кранов гидро- и теплоэлектростанций. Статические испытания кранов мостового типа, предназначенных для обслуживания этих электростанций, выполняются при помощи специ-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Общий вид гидронагружателя (ТУ 24.00.13.032-87)

Как следует из «Годового отчета Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2014 году», опубликованного по адресу www.gosnadzor.ru/public/annual_reports/ ГД%202014.pdf, на уровень промышленной безопасности (ПБ) оказывают влияние технические, организационные и финансовые проблемы на поднадзорных предприятиях. Так, основной причиной снижения уровня ПБ в области надзора за подъемными сооружениями является большое количество оборудования, отработавшего свой расчетный ресурс. Рис. 1. Число грузоподъемных кранов, отработавших нормативный срок службы (в среднем по России 61,6%) 60 000

Количество

50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 0

ЦФО

СЗФО

ЮФО

СКФО

ПФО

УрФО

СФО

ДФО

Краны, отработавшие нормативный срок службы (%)

Рис 2. Число подъемников (вышек), отработавших нормативный срок службы (в среднем по России 43,4%) 7 000 6 000 5 000 Количество

1 – винтовое приспособление; 2 – ось; 3 – проушина штока поршня; 4, 5 – установки выключателя; 6 – гидроцилиндр; 7, 9 – трубопровод с аппаратурой; 8 тренога; 10 – анкерная тяга. Анкерная тяга 10 устанавливается в бетонный массив здания в соответствии с отдельным проектом и рассчитана на нагружение, создаваемое краном при испытаниях.

4 000 3 000 2 000

альных приспособлений (гидронагружателей), позволяющих создать испытательную нагрузку без применения груза. Другие виды испытаний для таких кранов не производятся. Применение гидронагружателей для статических испытаний мостовых кранов гидро- и теплоэлектростанций является одним из немногих способов узнать фактическое состояние несущей конструкции грузоподъемного механизма. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», утвержденные приказом Ростехнадзора 12 ноября 2013 года № 533.

1 000 0

ЦФО

СЗФО

ЮФО

СКФО

ПФО

УрФО

СФО

ДФО

Подъемники (вышки), отработавшие нормативный срок службы (%)

Основные параметры гидронагружателей по ТУ 24.00.13.032-87 Наименование параметра

Норма для типоразмера НГ-0,8

НГ-2,0

НГ-3,2

НГ-6,3

Диапазон тянущих усилий, т

16–80

32–200

40–320

63–630

Диапазон грузоподъемностей нагружаемых кранов, тс

16–63

32–160

40–250

63–500

Скорость вытягивания штока, не более, м/с

0,166

0,083

0,066

0,033

Ход поршня полный, мм

1660±5

2500±7

2200±6

2150±6

Масса, не более, кг

1730

4430

6560

11620

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

113

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Когда нужна экспертиза ПС? Виктор ХРУЩЕВ, эксперт Иван БОРИСЕНКО, эксперт ООО «Промтехэкспертиза», филиал «Уральский»

За последние годы сложилось устойчивое мнение среди владельцев кранов, что обследователи, приходящие для экспертизы ГПМ, – какая-то неведомая враждебная сила, которая мешает «работать». В эксплуатирующих организациях все чаще задают вопрос: «А на каком основании мы должны проводить экспертизу промышленной безопасности?»

овольно часто техническая грамотность лиц, «ответственных за производственный контроль» на предприятиях, намного ниже, чем у людей, которые занимаются обслуживанием и эксплуатацией подъемных сооружений. Это значит, что так называемые специалисты назначаются по принципу «чтобы были». Они по старинке ждут, когда придут эксперты, найдут множество дефектов и несоответствий в конструкции крана и его эксплуатации, а потом дадут почти три месяца на устранение выявленных повреждений и выдадут положительное заключение. Причем о большинстве дефектов, как впоследствии выясняется, заказчик осведомлен, но не торопится их устранять до получения дефектной ведомости. Можно много рассуждать по поводу различий ПБ 10-382-00 [1] и Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности [2], но одно несомненно: новые Правила [2] предназначены в основном для персонала, занятого эксплуатацией подъемных сооружений. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности [2] четко определяют принципы безопасности подъемного сооружения, одним из которых является соответствие заявленного изготовителем фактического срока службы подъемного сооружения (ПС), исчисляемого с момента его изготовления, если фактический срок службы не продлевался по результатам проведения экспертизы промышленной безопасности. Данное требование содержится в пункте 10 (д) Правил [2]. Это является основанием для проведения экспертизы промышленной безопасности подъемного сооружения. Также обратимся к разделу III пункта 23 (а) Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности [2]. Он гласит, что организация, эксплу-

114

атирующая ОПО с подъемными сооружениями, должна «поддерживать эксплуатируемые ПС в работоспособном состоянии, соблюдая графики выполнения технических освидетельствований, технического обслуживания и плановопредупредительных ремонтов, а также не превышать срок службы (период безопасной эксплуатации), заявленный изготовителем в паспорте ПС без наличия заключения экспертизы промышленной безопасности о возможности его продления». Другими словами, нет ОПО – нет экспертизы, и это приятный момент для владельца подъемного сооружения. Еще один такой момент – пункт 264 Правил [2], который говорит, что экспертиза промышленной безопасности проводится для подъемных сооружений, которые подлежат учету в Ростехнадзоре. На этом все приятное для владельца заканчивается. Раздел VII пункта 260 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности [2] устанавливает, согласно Федеральному закону № 116-ФЗ [3], необходимость экспертизы промышленной безопасности для подъемных сооружений, у которых истек срок службы, была проведена реконструкция, замена материалов несущих элементов либо восстановительный ремонт после аварии или инцидента с повреждением подъемного сооружения.

Какой из этого можно сделать вывод? Экспертиза нужна, если вышел срок службы ПС или была произведена реконструкция или ремонт несущих конструкций. А теперь об ответственности. Пункт 138 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности [2] определяет порядок пуска в работу подъемных сооружений. Решение о пуске в работу выдается специалистом, ответственным за осуществление производственного контроля при эксплуатации ПС, с записью в паспорте подъемного сооружения.Следовательно, вся ответственность за последствия эксплуатации ПС, то есть крана, лежит на этом «лице». И если уголовная ответственность не прописана в Правилах [2], это не означает, что ее нет. В заключение несколько слов по поводу порядка проведения экспертизы. Экспертиза промышленной безопасности выполняется в соответствии с «Программой проведения экспертизы промышленной безопасности», согласованной с заказчиком, где прописан перечень работ при осуществлении экспертизы, сроки выполнения и методики обследования. Литература 1. ПБ 10-382-00 «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов» (не действуют). 2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», утвержденные приказом Ростехнадзора 12 ноября 2013 года № 533. 3. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Предупреждение техногенных происшествий Мониторинг сложных технических систем в области промышленной безопасности опасных производственных объектов в процессе эксплуатации Вадим КОЛЕСНИЧЕНКО, генеральный директор Александр ГРИГИН, главный инженер Александр ЗОТКИН, начальник отдела нефтехимии, котлонадзора и газа Виталий БЛИНОВ, заместитель начальника отдела проектной документации Виктор ПИЩИКОВ, начальник отдела зданий и сооружений Олег СТЕПАНЕНКО, эксперт Дмитрий СТУРОВ, эксперт ООО «Волга-Пром-Экспертиза» Владимир КАЛИНИН, первый заместитель генерального директора ЗАО «ВолгоградНИПИнефть»

Актуальность проблемы обеспечения экологической и промышленной безопасности особенно возрастает на современном этапе социальноэкономических преобразований и развития производительных сил, когда из-за труднопредсказуемых социальных, техногенных и экологических последствий чрезвычайных ситуаций возникает угроза существованию человеческого общества. Так, в России общий экономический ущерб от аварий техногенного характера превышает 2 миллиарда рублей в год.

роблема предупреждения техногенных происшествий и аварийности приобретает особую актуальность в атомной энергетике, химической промышленности, при эксплуатации военной техники, где используются мощные источники энергии, экологически опасные высокотоксичные и агрессивные вещества. Система обеспечения промышленной и экологической безопасности основана на организационных, управленческих и технических принципах. Значительное место в проблеме обеспечения промышленной и экологической безопасности занимает оценка безопасности при нормальной эксплуатации путем мониторинга на производственном объекте. Объектом мониторинга и аудита промышленной и экологической безо пасности является комплекс взаимодействий в системе «человек – машина – природа», а предметом изучения безопасности – закономерности возникновения и предупреждения происшествий при функционировании таких систем. Целью мониторинга результатов испытаний и измерений является определение изменений значений параметров технического состояния в течение сро-

ка эксплуатации и предотвращение достижения предельных значений этих параметров. Мониторинг результатов испытаний и измерений, проведенных при техническом диагностировании технических устройств, осуществляется при техническом освидетельствовании в течение назначенного срока эксплуатации и при последующих технических диагностированиях. Режим мониторинга результатов испытаний зависит от оценки технического состояния технического устройства, полученной при диагностировании, и вида определяющих параметров технического состояния. В общем случае мониторинг осуществляется периодическим контролем технического состояния в соответствии с регламентом контроля технического состояния того или иного технического устройства. Регламент контроля технического состояния и режим мониторинга устанавливаются на основе полученных значений параметров и принятых при определении остаточного ресурса закономерностей их изменений. Сроки контрольных измерений значений параметров технического состояния долж-

ны быть такими, чтобы параметр не успел достигнуть своего предельного значения. В отдельных случаях при назначении подконтрольной эксплуатации период мониторинга параметров технического состояния может быть краткосрочным (месяцы, недели, дни). Тогда при назначении регламента контроля необходимо оценивать не только время достижения параметром технического состояния своего предельного значения, но и возможный срок развития разрушения после достижения предельного состояния. Данные, полученные при мониторинге результатов испытаний и измерений, позволяют проводить ретроспективный анализ изменений параметров технического состояния и должны использоваться при определении закономерностей их изменения. Мониторинг промышленной безопасности является составной частью управления промышленно-экологической безопасностью. Мониторинг промышленной безопасности заключается в систематическом использовании всей доступной информации для идентификации опасностей и оценки риска возможных нежелательных событий.

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

115

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Безопасная эксплуатация неперспективных станков-качалок УДК 622.276 Александр СОКОЛКИН, начальник Инженерно-диагностического центра ООО «Рубеж» (г. Мегион), к.ф.-м.н. Станислав ШУЛЬГАТЫЙ, технический руководитель Инженерно-диагностического центра ООО «Рубеж» (г. Мегион) Яков СЫРОПЯТОВ, заместитель начальника Инженерно-диагностического центра по качеству ООО «Рубеж» (г. Мегион) Сергей СИНЕВ, главный механик ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Мегион) Олег КАТЧИК, начальник ОГМ ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Мегион) Юрий КИНДИКОВ, главный специалист ОГМ ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Мегион)

Штанговый насосный способ добычи нефти является самым трудоемким и малопроизводительным, но до настоящего времени такой способ эксплуатации малодебитных скважин остается технически оправданным и экономичным по сравнению с другими способами добычи нефти. За более чем 50-летнюю историю нефтедобычи ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз» накоплен значительный опыт эксплуатации станковкачалок. За счет регулярного контроля работы станков-качалок и проведением своевременной диагностики и ремонта можно обеспечить их безопасную эксплуатацию. Ключевые слова: штанговые скважинные насосы, станки-качалки, ремонт, отказ, инцидент, палец кривошипа, усталостная трещина.

ля подъема пластовой жидкости из скважин основными видами применяемого в настоящее время насосного оборудования являются штанговые скважинные насосы (ШСН) и электроцентробежные насосы (ЭЦН). Штанговый насосный способ добычи нефти является самым трудоемким и малопроизводительным. Широкое его применение обусловлено большим числом эксплуатируемых малодебитных скважин (не более 40 м3/сутки), и ими оснащено более 60 тыс. скважин [1]. С учетом современного состояния и тенденций развития нефтедобывающей отрасли России [2] применение ШСН считается неперспективным, и прогнозируется в будущем применение в основном регулируемых центробежных и винтовых (для вязких нефтей

116

и скважин со сверхнизким дебитом – менее 5 м3/сут.) погружных насосных установок [3]. Постепенная замена ШСН на ЭЦН с начала 2000-х годов происходит и в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (ОАО «СН-МНГ»). На рисунке 1 приведены данные по добывающему фонду скважин ОАО «СН-МНГ», оборудованных ШСН. Несмотря на имеющуюся тенденцию, эксплуатация малодебитных сква-

жин ШСН остается технически оправданной и экономичной по сравнению с другими способами добычи нефти. Так, проведенные в ОАО «НК «Роснефть» сравнения энергопотребления при различных способах механизированной добычи показали [4], что малый КПД низкопроизводительных ЭЦН формирует высокие удельные энергозатраты. Особенно это характерно для ЭЦН с номинальной подачей в диапазоне 10–35 м3/сут. В скважинах дебитом 10–15 м3/сут после проведения опытно-промысловых испытаний по определению энергопотребления при эксплуатации с помощью ЭЦН и ШСН установлено, что энергоэффективность эксплуатации одних и тех же скважин ШСН в 2,4 раза выше, чем ЭЦН. Учитывая динамику роста тарифов на электроэнергию и повышенное внимание к энергоэффективности добычи, имеются случаи обратного перехода к эксплуатации малодебитных скважин ШСН с целью энергетической оптимизации механизированной добычи ОАО «СНМНГ», что дает заметный экономический эффект. Поэтому эксплуатация малодебитных скважин ШСН имеет определенную среднесрочную перспективу. Для индивидуального механического привода к ШСН в ОАО «СН-МНГ» преимущественно применяются балансирные станки-качалки (СК), выполненные по схеме рычага первого рода (равновесия). Основное назначение СК – преобразование энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно. Абсолютное большинство СК имеют фактический срок службы более 20–30 лет. Такой срок эксплуатации СК не являет-

Учитывая динамику роста тарифов на электроэнергию и повышенное внимание к энергоэффективности добычи, имеются случаи обратного перехода к эксплуатации малодебитных скважин ШСН с целью энергетической оптимизации механизированной добычи

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ся предельным. За более чем 50-летнюю историю нефтедобычи ОАО «СН-МНГ» накоплен значительный опыт эксплуатации СК, который позволяет утверждать, что сохранение существующего парка СК в хорошем техническом состоянии стало возможным за счет регулярного контроля их работы, проведения своевременной диагностики и ремонта для обеспечения длительной бесперебойной работы. Остановки работы СК могут быть вызваны как по причине проблем с ШСН (утечки в клапане, снижение или срыв подачи, заклинивание плунжеров в цилиндрах насосов), негерметичности колонн НКТ, обрыва штанг, так и из-за отказов самих СК. На рисунке 2 приведено процентное распределение отказов СК в ОАО «СН-МНГ» за последние 10 лет. Отказы редукторов связаны в основном с износом и/или разрушением подшипников, их посадочных мест и негерметичностью. Большая же часть всех отказов СК связана с кривошипно-шатунным механизмом, а именно с узлом сопряжения нижней головки шатуна с кривошипом и редуктором. Проблемы опорных узлов сопряжения нижней головки шатуна с кривошипом связаны с ослаблением соединений палец-втулка, проворачиванием пальца в корпусном отверстии кривошипа из-за износа втулки и/или посадочного места в кривошипе, сломом пальца кривошипа и заклиниванием подшипника. Ослабления шпоночных соединений кривошипов на ведомых валах приводят к образованию так называемых «ножниц» кривошипов, то есть нарушению расположения кривошипов в одной плоскости. Другим проблемным узлом СК является сопряжение головки балансира с телом балансира. При работе СК много факторов влияет на возникновение в данном сопряжении знакопеременных нагрузок: набегание

Рис. 1. Данные по добывающему фонду скважин, оборудованных ШСН 2 500

Количество, шт

2120 2000

1550

1505

1 500

897

1000

685 500

420

397 49

1985

1995

2000

2002

канатной подвески на реборду головки балансира, подклинивание ШСН, изменение положения свайного основания в период оттаивания грунтов и др. Такая эксплуатация приводит к появлению микротрещин и последующему разрушению узла крепления головки балансира. Эти и другие известные недостатки, присущие применяемым балансирным СК, в ОАО «СН-МНГ» своевременно устраняются при технических обслуживаниях, а применение метода узлового ремонта позволяет существенно сократить время простоя СК. Повышенное внимание уделяется техническому расследованию инцидентов СК, сопровождающихся их аварийной остановкой (рис. 3), которые могут привести к полному разрушению металлоконструкций СК или значительным затратам на восстановление его работоспособности и ликвидации возможных экологических последствий. Известно, что к таким инцидентам приводит резкое нарушение периодического колебательного движения СК, сопровождаемое

Рис. 2. Причины отказов станков-качалок

4% 3% 7% 8%

18% 20%

10%

12%

■ Палец кривошипа ■ Опора балансира ■ Шатун ■ Головка балансира ■ Траверса ■ Кривошип ■ Стойка балансира ■ Балансир ■ Рама ■ Редуктор

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

2004

2005

2010

годы

2015

значительной деформацией составных частей металлоконструкции, обрывом штанг, траверсы, поломкой балансира, обрывом шатуна, сломом пальцев кривошипа, сходом кривошипа и др. Опыт эксплуатации показывает, что такие отказы можно минимизировать. Для этого нужно всего лишь обеспечить повышение производственной дисциплины, проведение своевременной диагностики и качественного ремонта. Известный тезис о том, что болезнь легче предупредить, чем потом лечить, можно отнести и к эксплуатации СК. Основными методами ежедневного контроля за СК являются органолептические методы определения показателей качества с помощью органов чувств, которые позволяют надежно выявлять ряд нарушений в работе СК визуально (расшатанность; изменение места расположения противовесов; задевание траверсой канатной подвески головки балансира; провисание или обрыв ремней; рывки кривошипа на валу, клиноременной передачи, негерметичность редуктора по плоскости разъема корпуса и крышки, негерметичность узлов выхода валов редуктора из корпуса и др.) и на слух – периодические скрипы, стуки и неравномерный шум, которые сопровождают многие характерные неисправности и помогают определить, какие из частей СК предположительно являются их источниками. Например, замечено, что появление периодических толчков при работе СК уже через 1–3 суток может привести к инциденту, требующему больших затрат на восстановление. Такие, на первый взгляд, простые способы периодического контроля, тем не менее, позволяют предупреждать инциденты с аварийной остановкой СК и предотвратить повышенные затраты на ремонт.

117

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Для минимизации инцидентов СК с аварийными остановками, происходящими при обрыве штанг, все применяемые штанги с 2000 года подвергались предварительным испытаниям на стендах и выводились из эксплуатации при сроках службы свыше пяти лет, что позволило повысить надежность штанговых колонн. Тем не менее инциденты периодически происходили, хоть и в значительно меньшем количестве, поскольку не все инциденты с обрывом происходили из-за штанг. Так, при падении кривошипа или обрыве шатуна характер повреждений мог быть схожим, а определить первопричину могло быть достаточно сложно. Тем не менее еще одна из причин таких инцидентов СК была установлена с привлечением экспертов. Было замечено, что в зимний период при достаточно продолжительной эксплуатации СК в условиях низких температур окружающего воздуха (минус 30 °С и ниже) после повышения температуры могли происходить отказы СК с аварийными остановками. Известно [5], что температура циклического нагружения оказывает существенное влияние на сопротивление усталости и долговечность металлов и сплавов, которые чаще всего с повышением температуры у большинства металлов ухудшаются. Повышение температуры циклического нагружения в большинстве случаев также ускоряет процесс роста усталостных трещин. Поэтому специалистами Инженерно-диагностического центра ООО «Рубеж» было высказано

Рис. 3. Станок-качалка после инцидента

118

Рис. 4. Поверхность излома пальца кривошипа

предположение о наличии элементов СК с усталостными трещинами, находящихся в режиме знакопеременных нагрузок, которые и становились причиной инцидентов после повышения температуры циклического нагружения и достижения дефектами критических размеров. Такими элементами оказались пальцы кривошипа, на поверхностях излома которых имелись области развития усталостной трещины и долома (рис. 4). Пальцы кривошипа при ремонтах ставились обезличенными, пригодность бывших в эксплуатации пальцев определялась визуально, без проведения дополнительного контроля неразрушающими методами. После проведения магнитопорошкового контроля бывших в эксплуатации пальцев кривошипа на ремонтной базе обнаружили усталостные трещины у 23% пальцев, представленных к контролю. В настоящее время при ремонте не применяются пальцы без предварительного проведения неразрушающего контроля, что привело не только к значительному снижению отказов СК по сломам пальцев, но и к повышению экономической эффективности эксплуатации СК. Кроме пальцев кривошипов неразрушающий контроль при ремонте СК стали применять для проверки сварного соединения головки к телу шатуна. Регулярный ультразвуковой контроль шатуна также позволил минимизировать отказы, связанные с его разрушением. Комплекс мероприятий по применению методов неразрушающего контроля позволил в целом повысить эксплуатационную надежность СК. Таким образом, в современных условиях, когда решающее значение приоб-

ретает снижение эксплуатационных затрат, эксплуатация малодебитных скважин ШСН способствует энергетической оптимизации механизированной добычи. Одним из важных направлений снижения издержек и повышения экономической эффективности глубиннонасосной добычи является своевременная диагностика и качественный ремонт СК, что определяет их безопасную эксплуатацию. Литература 1. Молчанов А.Г. Пути дальнейшего совершенствования штанговых скважинных насосных установок// Бурение и нефть. 2014. № 2. С.3–8. 2. Ивановский В.Н. Современные скважинные насосные установки для добычи нефти – области и перспективы применения//Территория НЕФТЕГАЗ. 2004. № 6. 3. Кузьмичев Н.П. Пути решения основных проблем механизированной добычи нефти// Территория НЕФТЕГАЗ. 2005. № 9; № 10. 4. Тарасов В.П., Каверин М.Н., Якимов С.Б. Сравнение энергопотребления при различных способах механизированной добычи по ряду предприятий ОАО «НК «Роснефть»// Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». Приложение: Повышение энергоэффективности при механизированной добыче нефти. 2014. № 3. С.5–11. 5. Пачурин Г.В., Галкин В.В., Власов В.А., Меженин Н.А. Усталостное разрушение при разных температурах и долговечность штампованных металлоизделий: монография/ Г.В. Пачурин [и др.]; под общей ред. Г.В. Пачурина; НГТУ. Н.Новгород. 2010. 169 с.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Диагностирование днищ резервуаров при эксплуатации после некачественных ремонтов УДК 620.179.16, 620.179.17, 620.193 Александр СОКОЛКИН, начальник инженерно-диагностического центра ООО «Рубеж» (г. Мегион), к.ф.-м.н. Яков СЫРОПЯТОВ, заместитель начальника Инженерно-диагностического центра по качеству ООО «Рубеж» (г. Мегион) Станислав ШУЛЬГАТЫЙ, технический руководитель Инженерно-диагностического центра ООО «Рубеж» (г. Мегион) Александр КУЛИКОВ, главный специалист Экспертного отдела Инженерно-диагностического центра ООО «Рубеж» (г. Мегион) Руслан ЧАЙКА, генеральный директор ООО «Промэкспертиза» (г. Сургут)

Некачественный ремонт оснований резервуаров после утечек рабочей среды при дальнейшей эксплуатации может приводить к развитию коррозионных разрушений со стороны гидрофобного слоя. Повысить эксплуатационную надежность таких резервуаров можно благодаря комплексному подходу к диагностированию, что способствует обнаружению и локализации скрытых дефектов и повышает достоверность прогноза о дальнейшей безопасной эксплуатации. Ключевые слова: резервуар вертикальный стальной, ремонт, диагностирование, инцидент, коррозионное разрушение, гидрофобный слой, днище, толщина, контроль.

ирокое применение в технологических процессах предприятий нефтедобычи получили резервуары вертикальные стальные (РВС), которые представляют повышенную опасность для окружающей среды и персонала, обслуживающего эти объекты, из-за использования больших объемов горючих жидкостей. Рабочей средой резервуаров в зависимости от их назначения могут быть как нефть и нефтепродукты, так и другие нефтесодержащие жидкости. По своей активности подтоварная вода является одной из наиболее коррозионно-активных сред, которая оказывает разрушающее воздействие на стенки и днища РВС. В чистой нефти и нефтепродуктах процессы коррозии неинтенсивны, и наибольшим коррозионным разрушениям подвержено в основном днище, где накапливается осаждаемая подтоварная вода. Поэтому при хранении качественных нефтепродуктов износ РВС в боль-

шей степени определяется именно процессами образования коррозионных дефектов в днищах, а коррозионное разрушение днищ является одной из наиболее распространенных причин отказов резервуаров [1], [2]. Инциденты на РВС могут привести не только к значительным экономическим потерям, но и тяжелым экологическим последствиям. Поэтому проблема эксплуатационной надежности РВС представляется важной задачей, требующей к себе особого внимания со стороны эксплуатирующих организаций. Одним из способов повышения эксплуатационной надежности РВС и снижения количества инцидентов является применение технического диагностирования. Методическими документами [4-6] предусмотрено проведение регулярного контроля технического состояния РВС, включающего в себя частичное и полное обследования. Периодичность обследований зависит от длительТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

ности эксплуатации РВС и рабочей среды. При частичном обследовании РВС не выводится из эксплуатации, поэтому оценить состояние днища резервуара можно только по результатам акустикоэмиссионного (АЭ) контроля [2] или косвенно по отсутствию или наличию содержимого РВС около его основания, что может свидетельствовать о вероятности утечки [3]. В отличие от частичного полное обследование проводится после вывода РВС из эксплуатации, опорожнения и очистки его от загрязнений и дополняется визуальным и измерительным контролем с внутренней стороны и измерением толщины листов днища. Целью проводимых обследований всегда является получение достоверной оценки технического состояния резервуара, позволяющей принять обоснованное решение о возможности его дальнейшей эксплуатации или необходимости ремонта, поэтому нахождение и определение минимальной остаточной толщины днища РВС является залогом его безопасной эксплуатации. Основным методом определения остаточной толщины является ультразвуковой контроль, предполагающий проведение определенного количества дискретных измерений. Нормативными документами определено минимальное количество мест измерений для определения степени износа днища и принятия решения о необходимости ремонта. Согласно РД 08-95-95 [4] рекомендуется проводить не менее трех измерений на каждом листе по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям (рис.1) и дополнительно в местах, наиболее пораженных коррозией, выявленных по результатам визуального и измерительного контроля. В СА 03-008-08 [5] рекомендуется проводить измерения толщины каждого листа днища и окрайки не менее чем в трех местах. Участки проведения измерений рекомендуется выбирать по результатам визуального контроля. Однако практика диагностирования РВС показывает, что результаты визуального контроля не всегда дают исчерпывающую информацию о выборе мест для измерения толщины. Часто это связано с тем, что на основной металл днища нанесено защитное покрытие, которое в процессе эксплуатации может наноситься как на новые (после капитального ремонта), так и на уже подверженные коррозии элементы (например, при восстановлении защитного покрытия после растрескиваний, отслоений, вспучивания) без проведения дополнительной толщинометрии. На та-

119

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 1. Схема контроля толщины днища РВС 10000 м3 по РД 08-95-95, где ВШ – вертикальный сварной шов; МШ – монтажный сварной шов; ШЛ – шахтная лестница; 1÷91 – места измерений толщины

ких участках при внешне удовлетворительном состоянии покрытия остаточная толщина металла под ним может достигать близких к отбраковочным значений. Тем не менее РВС с такими локальными ремонтами могут эксплуатироваться длительное время, поскольку агрессивная среда физически отделена от поверхности металла. Не всегда дополнительные места измерения толщины могут определяться только в результате визуального контроля. Так, в 2007 году при полном обследовании РВС 5000 м3 для подтоварной воды в результате визуального осмотра днища были выявлены незначительные участки с поврежденным изоляционным покрытием (отслоения). Выборочный контроль остаточной толщины, проводившийся по стандартной схеме и в местах повреждения изоляционного покрытия, показал удовлетворительное состояние днища. При пескоструйной очистке поврежденных мест антикоррозионного покрытия были образованы несколько сквозных повреждений листов днища в прилегающих к местам измерений толщины областях (рис. 2). После вырезки участка днища размером 500500 мм при осмотре было обнаружено, что со стороны рабочей среды металл имел только незначительные коррозионные повреж-

120

дения, совпадающие с местами повреждения изоляционного покрытия, а сильное коррозионное разрушение происходило со стороны гидрофобного слоя (рис. 3). В результате проведенного расследования было установлено, что причиной стало нарушение подрядной организацией технологии ремонта. При ремонте основания после утечки через днище и формировании гидрофобного слоя вместо водоотталкивающих вяжущих добавок на основе нефтепродуктов, не содержащих коррозионно-активных агентов, для пропитки песчано-гравийной смеси использовалась сырая нефть. Содержащиеся в сырой нефти компоненты образовали коррозионно-активную среду и явились причиной уменьшения толщины стенки. При проведении обследований днищ РВС чаще всего обнаруживаются коррозионные дефекты днища с внутренней стороны, где имеется воздействие агрессивных рабочих сред. Коррозия внутренней поверхности РВС обусловлена не только активностью коррозионной среды и наличием неоднородностей в структуре металла, но и действующими растягивающими напряжениями. Наиболее напряженные участки в зоне действия растягивающих усилий явля-

Рис. 2. Внешний вид днища РВС со стороны рабочей среды после удаления защитного покрытия

Сквозные повреждения

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ются анодами по отношению к остальной поверхности и подвержены ускоренному растворению [7]. Первоначально основание должно иметь равномерный уклон от центра днища к периметру, при этом форма днища приближается к сектору шаровой поверхности, и напряжения растяжения распределяются по элементам днища равномерно. При утечках содержимого происходит размыв гидроизолирующего слоя и песчаной подушки в основании резервуара, что нарушает форму основания и приводит к образованию местных пустот под ним. Если при ремонте форма основания не полностью восстановлена, то при наливе РВС под воздействием давления рабочей среды в этих местах могут возникать локальные вмятины, при этом растягивающие напряжения в области вмятины будут находиться как по периметру вмятины, так и со стороны гидрофобного слоя. Влияние растягивающих напряжений по периметру вмятины предотвращается нанесенным защитным покрытием со стороны рабочей среды, а со стороны гидрофобного слоя они будут способствовать интенсификации коррозионных процессов. Поэтому некачественный ремонт основания, использование сырой нефти (или других коррозионно-

агрессивных компонентов) при формировании гидрофобного слоя вместо водоотталкивающих вяжущих добавок в сочетании с переувлажненностью грунта могут приводить к развитию коррозионных разрушений со стороны гидрофобного слоя. Учитывая площадь днищ РВС и размеры коррозионных повреждений, выявление таких коррозионных дефектов со стороны гидрофобного слоя для традиционной ультразвуковой толщинометрии представляет собой достаточно трудоемкую задачу. Для обнаружения и локализации таких скрытых дефектов целесообразно применение дополнительных методов неразрушающего контроля. При обследованиях днищ РВС, находящихся в эксплуатации, использование АЭ-контроля позволяет не только оценить состояние днищ по активности АЭ источников для планирования полных обследований, но и определиться с их примерным местоположением [2]. При полном обследовании РВС можно проводить контроль с использованием магнитных дефектоскопов, позволяющих проводить сканирование поверхности днища без удаления защитного покрытия. Таким образом, практика проведения периодических технических освидетель-

Рис. 3. Внешний вид днища РВС со стороны гидрофобного слоя

Сквозные повреждения

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

ствований РВС показала, что повышение эксплуатационной надежности РВС возможно благодаря комплексному подходу к диагностированию. При проведении обследований РВС, которые были ранее подвергнуты ремонту после утечек рабочей среды, требуется учитывать возможное наличие коррозионных разрушений со стороны гидрофобного слоя. Применение дополнительных методов неразрушающего контроля способствует обнаружению и локализации скрытых дефектов, что в целом повышает достоверность прогноза о дальнейшей безопасной эксплуатации. Литература 1. Венгерцев В.А., Уколов В.С., Лисафин В.П., Челяк А.Р. Анализ отказов металлических резервуаров на предприятиях по обеспечению нефтепродуктами// НТИС. Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. 1986. Вып. 6. с.3–4. 2. Соколкин А.В., Иевлев И.Ю., Чолах С.О. Опыт применения метода акустической эмиссии для контроля днищ вертикальных сварных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.//Дефектоскопия. 2002. № 12. с. 43–51. 3. Соколкин А.В., Иевлев И.Ю., Чолах С.О. Перспектива применения метода акустической эмиссии для контроля днищ резервуаров для нефти и неф тепродуктов.//Дефектоскопия. 2002. №2. с.44–47. 4. РД 08-95-95. Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Промышленная безопасность на газоперерабатывающих производствах: Сборник документов. Серия 08. Выпуск 1. – М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002. – с. 183–216. 5. СА-03-008-08. Резервуары вертикальные стальные сварные для нефти и неф тепродуктов. Техническое диагностирование и анализ безопасности (Методические указания). – М.: Российская ассоциация экспертных организаций техногенных объектов повышенной опасности «Ростехэкспертиза», «Научнопромышленный союз «РИСКОМ», НПК «Изотермик», 2009. – 288 с. 6. ГОСТ 31385-2008. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов: введ. 01.07.2010 г. – М.: Стандартинформ, 2010. – 58 с. 7. Люблинский Е.Я. Что нужно знать о коррозии. – Л.: Лениздат, 1980. – 192 с.

121

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Прогноз несущей способности Моделирование и анализ причин непрямолинейности металлоконструкций буровых вышек Наталья САВИНОВА, доцент кафедры горных машин и комплексов УГГУ, к.т.н. Василий ШИЛОВ, коммерческий директор Владислав ЛОГИНОВ, инженер Егор СМИРНОВ, директор ЗАО «Эксперт-Сервис»

В конструкциях буровых вышек нередко имеют место дефекты, зависящие от характера и интенсивности ее эксплуатации. Учитывая это, мы провели анализ причин возникновения очагов пластических деформаций и представили методику подготовки математического эксперимента по оценке несущей способности непрямолинейной вышки, исходя из ее напряженно-деформированного состояния.

ормативный срок эксплуатации буровых вышек обычно составляет десять лет. Для определения их состояния и возможного продления срока службы проводится экспертиза промышленной безо пасности по МУ 03-008-06 «Методиче-

ские указания по экспертизе промышленной безопасности буровых установок с целью продления срока безопасной эксплуатации». Для оценки остаточного ресурса должна быть выявлена связь накопленных дефектов с режимом и характером использования объ-

екта, оценено их влияние на несущую способность. Пластические деформации в конструкциях вышек могут возникать как при изготовлении и испытании, так и при эксплуатации в связи с перегрузками и малоцикловой усталостью. Большое количество сварных швов также влияет на эти процессы. В соответствии с пунктом 6.9 «Методических указаний…» во время экспертизы проводится обследование с целью определения фактических отклонений геометрических характеристик металлоконструкций от проектных (паспортных) данных. В ходе него выполняется контроль прямолинейности и толщины несущих элементов, осуществляется проверка состояния сварных швов и так далее, по результатам анализа произведенных замеров дается заключение о несущей способности буровой вышки. Моделируя варианты непрямолинейного состояния металлоконструкций вы-

Таблица 1. Результаты моделирования Векторы перемещений Вариант 1

122

Деформации металлоконструкции

Векторы перемещений Вариант 2

Деформации металлоконструкции

Векторы перемещений

Деформации металлоконструкции

Вариант 3

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Векторы перемещений Вариант 4

шек, мы провели математический эксперимент на базе данных экспертиз, выполненных ЗАО «Эксперт-Сервис» для ряда однотипных буровых вышек ВМР45/200. Задача первого этапа работ состояла в получении визуальной картины нелинейности конструкции. Для этого была разработана методика ее создания в среде автоматизированного проектирования APM WinMachine в модуле Structure3D. При проведении экспертизы измерения непрямолинейности проводятся для контрольных точек внешних несущих труб по двум осям (рис. 1). В расчетном модуле на «идеальной» стержневой модели вышки данные замеров были смоделированы командой перемещение в узле. Выполненные манипуляции позволили получить полную картину деформированной металлоконструкции (табл. 1), что позволило дать примерную оценку эксплуатационным причинам возникновения деформаций. Так, например, непрямолинейность третьего варианта является следствием перегрузки вышки, возникающей при прихвате бурового инструмента в скважине. Такая ситуация, как прихват (потеря подвижности бурового инструмента, восстановить которую не удается без применения специальных мер), встречается довольно часто и относится к числу наиболее тяжелых видов осложнений при бурении. Причинами деформаций, приводящих к скручива-

Деформации металлоконструкции

Векторы перемещений Вариант 5

Рис. 1. Положение контрольных точек по высоте

Деформации металлоконструкции

Рама кронблока

Векторы перемещений

Секция 7

Секция 8

Секция 5

Секция 6

Секция 3

Секция 4

Секция 1

Секция 2

Деформации металлоконструкции

Вариант 6

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Векторы перемещений

Деформации металлоконструкции

Вариант 7

123

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Непрямолинейность буровых вышек индивидуальна и зависит от характера и режима эксплуатации, климатических условий и качества изготовления металлоконструкций нию вышки пятого и седьмого вариантов, может стать неправильное закрепление верхнего привода или превышение крутящего момента системы верхнего привода. Непрямолинейное состояние первого варианта бывает вызвано перегрузками металлоконструкции или неверной установкой свечей на подсвечники. Направление деформаций по оси Y четвертого варианта, возможно, связано с неоднократным порывистым ветром в этом направлении, особенно характерным для северных регионов, где низкие леса и нет естественной защиты от потоков воздуха. Аналогичные картины деформаций получаются также при расчете буровых вышек на так называемую «живучесть». Не исключена и комбинация причин возникновения непрямолинейности. Вышек типа ВМР45/200 в России выпущено много, и нефтедобывающие компании имеют их не по одному комплекту. Однотипные секции взаимозаменяемы, поэтому остаточные пластические деформации секций могут быть обусловлены различными факторами. При этом необходимо отметить, что усиление эксплуатационных причин бывает вызвано конструктивными особенностями вышек, наличием большого числа сварных швов. К примеру, частичными основаниями второй и пятой форм деформаций являются остаточные напряжения или различие механических свойств основного металла и металла сварного шва. По методике выполнения прочностных расчетов металлоконструкций буровых вышек в среде автоматизированного проектирования APM WinMachine [1] нами получены следующие результаты (рис. 2, табл. 2): ■ величины и формы собственных колебаний; ■ карты напряженно-деформированного состояния элементов конструкции вышки

при максимальной грузоподъемности; ■ карты напряженно-деформированного состояния элементов конструкции вышки при максимальной грузоподъемности с учетом рабочего ветрового давления 125 Па (14,3 м/с); ■ карты напряженно-деформированного состояния элементов конструкции вышки в случае максимального ветрового давления; ■ коэффициенты запаса устойчивости в расчетных случаях. На втором этапе работы мы произвели перестройку «идеальной» модели вышки. По результатам проведенного ранее моделирования получены новые координаты всех узлов модели для вариантов деформированных конструкций, на основании которых выстроены их расчетные модели. Данный процесс оказался достаточно трудоемким. Приведенные величины параметров достаточно разнообразны. Например, в первом варианте потеря несущей способности составляет более 10%. Величины нелинейности второго и третьего вариантов не сказываются на несущей способности металлоконструкции. Вывод из вышесказанного очевиден: непрямолинейность индивидуальна и зависит от характера и режима эксплуатации, климатических условий и качества изготовления буровых вышек. Варианты деформаций имеют конечное число форм, по анализу напряженнодеформированного состояния которых можно спрогнозировать несущую способность металлоконструкции.

Рис. 2. Карты напряжений деформированной конструкции (вариант 3) SVM [H/мм*22] 178.3 167.2 156 144.9 133.7 122.6 111.4 100.3 89.15 78.01 68.86 55.72 44.57 33.43 22.29 11.14 0

Литература 1. Савинова Н.В., Шилов В.В., Смирнов Е.И., Абдулкаримов М.К. Влияние эксплуатационных дефектов на несущую способность металлоконструкций буровых вышек / Горное оборудование и электромеханика, № 2, 2014 год. М: Машиностроение. С. 17–23.

Таблица 2. Результаты расчетов по максимальной грузоподъемности Деформационная форма

Максимальные эквивалентные напряжения, Мпа

Максимальные перемещения, мм

«Идеальная» модель

161

92,42

Вариант 1

158,6

88,69

Вариант 2

161,1

91,1

Вариант 3

178,3

96,85

124

Z X

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

В прямой зависимости Принципы и подходы при измерении твердости материалов Денис ЧУКЛИН, генеральный директор Максим СИТНИКОВ, технический директор Сергей ЛОПАЧЕВ, начальник лаборатории НК ООО «Уральский центр промышленной безопасности»

В настоящее время нормативно-техническая документация при выполнении технического диагностирования и осуществлении экспертизы промышленной безопасности технических устройств требует обязательного проведения измерений твердости. Однако на деле сложилась достаточно парадоксальная ситуация, когда данные работы выполняются с помощью простейших приборов вне аккредитованных испытательных лабораторий специалистами, не имеющими аттестации в соответствии с требованиями СДА-24-2009. Вследствие этого в большинстве экспертных организаций оказывают услуги, не отвечающие требованиям действующего законодательства. Отсутствие подготовки персонала не позволяет им получать достоверные данные о твердости материалов, а ведь она напрямую влияет на появление дефектов в форме различных трещин.

Прибор MIC 20

Понятие твердости В отношении металлических материалов твердость всегда была и до сих пор является предметом многочисленных дискуссий между металлургами, инженерами и материаловедами. Таким образом, неудивительно, что существует множество определений термина «твердость». С понятием твердости связаны такие характеристики, как износостойкость, характер деформации, прочность на разрыв, а также модуль упругости, или модуль Юнга. Необходимо давать точное описание метода, если нужно сравнить полученные результаты друг с другом для получения полезного значения твердости. Од-

нако если показание зависит от метода, то можно сделать довольно очевидный вывод о том, что твердость не является физической величиной, а должна быть параметром. Контроль твердости является практически неразрушающим, во многих случаях он используется для определения параметров, позволяющих различать и описывать материалы. Например, значения твердости могут обеспечить необходимые данные о прочностных характеристиках материала. Термин «твердость» обычно понимают как способность материала сопротивляться проникновению тела, выполненного из более прочного материала. ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Таким образом, твердость является не основной характеристикой материала, а только его реакцией на определенную нагрузку или на метод контроля. Значение твердости вычисляется на основании реакции материала на эту нагрузку. В зависимости от метода контроля определяются и другие численные значения, которые характеризуются следующими факторами: формой и материалом индентора, типом и размером нагрузки, например испытательной.

Классификация методов контроля В настоящее время существуют три основных метода измерения твердости: UCI-метод ультразвукового контактного сопротивления, метод Либа (отскока) и TIV-метод наблюдения через индентор. Решение о применении того или иного метода принимается в зависимости от поставленной задачи и характеристик контролируемого материала. Различные методы контроля можно приблизительно разделить на две группы: статические и динамические. При использовании первых из них на образец подается статическая или квазистатическая нагрузка. После ее снятия значение твердости по Бринелю, Виккерсу или Кнупу определяют как отношение испытательной нагрузки и поверхности или выступающей площади отпечатка при испытании. По Роквеллу твердость рассчитывают, исходя из остаточной глубины проникновения тела под воздействием подаваемой нагрузки. При использовании динамических методов контроля нагрузка подается в режиме удара, а твердость определяется на основании «потерь энергии» индентора. Обычной и часто необходимой практикой является указание значений твердости по другой шкале, отличной от той, по которой осуществлялось измерение. При этом необходимо всегда учитывать следующее: ■ не существует общепринятых соотношений для перевода значений твердости из одной шкалы в другую; ■ преобразование возможно, когда соотношение для него установлено путем статистически взаимосвязанных сравнительных измерений; ■ в отношении некоторых материалов соотношения для преобразования из

125

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Прибор MIC 10 Определение твердости методом UCI. Типовые варианты применения: ■ мелкозернистые материалы; ■ закаленные материалы; ■ тонкие слои; ■ искривленные сварные соединения и т.п. Дополнительные принадлежности: ■ подставки; ■ направляющие (для крепления преобразователя); ■ эталонные образцы твердости; ■ программное обеспечение UltraHARD. национальных и международных стандартов действуют с некоторыми ограничениями; ■ в современных приборах записаны различные соотношения для трансформации в значения, применяемые в государственных стандартах. На производственных и сборочных линиях твердость материалов или компонентов измеряют в основном по двум причинам: для определения характеристик новых материалов и с целью обеспечения качества путем выполнения технических спецификаций. При использовании обычных приборов для измерения твердости по Роквеллу, Бринелю или Виккерсу тестируемый образец всегда приходится перемещать к прибору. Поскольку это не всегда возможно по практическим соображениям, а чаще всего из-за геометрических размеров и формы объекта, были созданы небольшие портативные приборы для измерения твердости. Большинство таких твердомеров, работающих по принципу UCI, методу отскока и методу TIV, успешно применяется для решения практических задач по месту работы тестируемых объектов.

Метод UCI При измерении твердости по Бринелю размер отпечатка, оставленного алмазной пирамидкой после воздействия фиксированной испытательной нагрузкой, определяется оптически по диагоналям. По Виккерсу то же самое дости-

гается методом сопротивления ультразвукового контакта, сокращенно UCI. При этом площадь отпечатка определяют электромагнитным способом, измеряя смещение ультразвуковой резонансной частоты, что занимает всего несколько минут. Для корректного измерения твердости по методу UCI в преобразователе, состоящем из стержня с расположенной на его контактном конце алмазной пирамидкой Виккерса, вызывают колебания ультразвуковой частоты с помощью пьезоэлектрических керамических датчиков. Пружина создает нагрузку, и частота стержня изменяется пропорционально площади контактного отпечатка, оставленного пирамидкой. Прибор постоянно отслеживает частоту, вычисляет значение и мгновенно выдает значение твердости. Для выполнения измерений с высокой точностью специалисты выбирают датчики с различными испытательными нагрузками от 0,1 до 10 кгс в зависимости от характеристик материала, чистоты поверхности и массы контролируемого объекта.

Прибор Dyna POCKET Определение твердости методом отскока.

Метод Либа (отскока) При использовании приборов для определения твердости, работающих по методу Либа, или отскока, размер оставленного при испытании отпечатка зависит от твердости металла. В данном случае производится его измерение через потерю энергии ударного тела. Ударное тело с расположенным на его конце шариком из карбида вольфрама

Измерение твердости с применением переносных приборов является экономически обоснованным и в большинстве случаев достаточным для определения оценочных характеристик материала 126

опускается с помощью пружины на тестируемую поверхность с заданной скоростью. В результате удара возникает пластическая деформация поверхности, и ударное тело теряет часть своей первоначальной скорости, причем чем мягче материал, тем больше потеря скорости. Скорость до и после удара измеряется неконтактным способом с помощью небольшого постоянного магнита, расположенного в ударном теле, который создает индукционное напряжение, проходящее вдоль катушки. Это напряжение прямо пропорционально скорости.

Типовые варианты применения: ■ твердые, монолитные, крупнозернистые объекты; ■ кованые изделия, имеющие неоднородную структуру поверхности; ■ литые материалы. Дополнительные принадлежности: ■ крепежные элементы для искривленных поверхностей; ■ эталонные образцы твердости.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Прибор Dyna MIC Определение твердости методом отскока.

Типовые варианты применения: ■ механические детали или блоки электродвигателей, выполненные из стали и алюминиевых литейных сплавов; ■ монолитные изделия с катаной поверхностью; ■ изделия крупносерийного производства в процессе производства. Дополнительные принадлежности: ■ ударные устройства D, G и E; ■ крепежные элементы для искривленных поверхностей; ■ эталонные образцы твердости; ■ программное обеспечение UltraHARD. Значение твердости по Либу HL, названное так по имени изобретателя метода отскока, вычисляется из соотношения скорости удара и скорости отскока. Соотношение измеренных скоростей чаще всего переводилось в значение по общепринятым шкалам: по Виккерсу – HV, по Бринелю – HB или HS, по В. Роквеллу – HRB,

по С. Роквеллу – HRC или Н/мм2. Благодаря возможности такого преобразования способ определения твердости методом отскока стал применяться шире. Если требуется перевести измеренное значение твердости в значение по другой шкале, использующей, возможно, абсолютно иной метод, применяются так называемые таблицы перевода, которые создаются опытным путем, то есть вследствие проведения ряда соответствующих экспериментов. Для выполнения измерений с максимальной точностью необходимо учитывать структуру материала, чистоту поверхности, массу и толщину контролируемого изделия. В случае, когда твердость определяют на объекте, требуется применять оборудование, которое вносит поправки в результаты измерения в зависимости от пространственного положения ударного тела. Если объекты имеют различные характеристики, нужно использовать ударные устройства с различной силой удара от 12 до 900 Нмм.

Метод TIV Оборудование, работающее по методу наблюдения через индентор, представляет собой портативный прибор определения твердости по Виккерсу под испытательной нагрузкой. Оптическая система, в состав которой входит камера с ПЗС, позволяет смотреть «через алмаз». Это дает возможность наблюдать процесс проникновения алмазной пирамиды Виккерса в тестируемый материал и осуществлять контроль твердости без предварительных калибровок на различных материалах. Более того, за счет приложения статической нагрузки данный метод позво-

ляет измерять твердость на мелких и тонких предметах. После достижения заданного значения испытательной нагрузки производится измерение длины диагоналей оставленного отпечатка, а затем преобразование их значения твердости по шкале Виккерса. Эта оценка может выполняться как автоматически, так и вручную. Приборы, работающие на основе метода TIV, как правило, имеют в своем интерфейсе переводные таблицы в значение по всем существующим системам определения твердости, а при применении специальных устройств – и перевод ные таблицы в механические характеристики испытуемого материала. Данная функция необходима для выполнения требований нормативных документов при техническом диагностировании и проведении экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов в том случае, когда вырезка материала затруднительна либо сопряжена с большими финансовыми затратами. Область применения данного оборудования представлена во всех отраслях промышленности в связи с тем, что при проведении технического диагностирования необходимо определять фактические характеристики материала околошовных зон и наплавленного материала. Литература 1. СДА-24-2009 «Правила аттестации (сертификации) персонала испытательных лабораторий». 2. Руководство по эксплуатации Dyna POCKET, Dyna MIC, MIC 10, MIC 20, TIV под руководством доктора Штефана Франка.

Прибор TIV Определение твердости оптическим методом. Типовые варианты применения: ■ определение твердости различных материалов без калибровки; ■ определение твердости тонких изделий, например листового металла, змеевиков; ■ закаленные поверхности. Дополнительные принадлежности: ■ подставки; ■ направляющие (для крепления преобразователя); ■ эталонные образцы твердости; ■ программное обеспечение UltraDAT.

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

127

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Залог прогресса

Роль неразрушающего контроля в оценке надежности оборудования, работающего под избыточным давлением Шамиль МАСАГУТОВ, директор Анатолий СЫТИН, начальник лаборатории – главный инженер Ольга АЛЛАГУЛОВА, руководитель отдела ООО «Нефтехимдиагностика»

В процессе эксплуатации нефтехимические установки находятся в сложнонапряженном состоянии под воздействием силовых и температурных факторов, а также коррозионно-активных рабочих и внешних сред. Уровень безопасности и долговечности оборудования связан с его техническим состоянием, свойствами перерабатываемых веществ, режимами и условиями использования.

нализ причин нарушения работоспособности технологических установок (ТУ) свидетельствует о превалирующем влиянии коррозионного фактора. Ежегодно из-за коррозии на нефтехимических предприятиях происходит до 70% отказов оборудования, вследствие чего ими теряется около 20% основных фондов. Во избежание этого необходимо своевременно производить диагностику эксплуатируемых ТУ, идентифицируя состояние элементов конструкции, при котором на уровне структуры их материала происходят необратимые изменения, определяющие не только степень накопления повреждений в материале, но и дальнейший механизм разрушения конструкции. Концентраторами напряжений в ТУ чаще всего служат сварные соединения (СС), особенно в случае применения СС из разно родных материалов. Как показывает статистика, 40% отказов ТУ обусловлено снижением коррозионно-механической прочности СС под действием активных рабочих сред в результате деградации структуры материала, соответствующей уровню его напряженности. Целью неразрушающих методов контроля (НК) и технической диагностики является определение возможности и условий дальнейшей эксплуатации диагностируемого оборудования и в конечном итоге повышение промышленной и экологической безопасности. Для выбора методов или комплекса методов НК должны быть определены вид дефектов, подлежащих выявлению, объекты (зоны) контроля, их характеристики и условия контроля, учтены критерии на отбраковку, чувствительность и специфика конкретного метода. При равной чувствительности предпочтение отдается тому методу, который проще и доступнее в

128

конкретных условиях применения, у которого выше достоверность результатов контроля и производительность. В сомнительных ситуациях следует назначать дублирующий метод контроля, позволяющий в той или иной степени повысить достоверность обследования. Как известно, среди методов НК не существует ни одного, который мог бы решить проблему оценки целостности объекта оптимально, с учетом таких основных факторов, как получение наиболее низкой себестоимости работ и достижение технической адекватности результатов контроля. Лучшим решением проблемы является применение комбинации различных методов НК. Благодаря тому, что акустическая эмиссия (АЭ) резко отличается по своим возможностям от традиционных методов контроля, на практике оказывается очень полезным совмещать АЭ с другими методами. Во-первых, источником сигнала в АЭ служит сам материал, а не внешний источник, то есть метод является пассивным. Во-вторых, АЭ обнаруживает движение дефекта, а не статические неоднородности, что позволяет выявлять развивающиеся, а потому наиболее опасные дефекты. Основная ценность акустической эмиссии связана с возможностью проведения неразрушающего контроля всего объекта целиком за один цикл нагружения. Данный метод является дистанционным, он не требует сканирования поверхности для поиска локальных дефектов. Необходимо просто правильным об-

разом расположить нужное число датчиков и использовать их для осуществления локации источника волн напряжений. Возможности, связанные с дистанционным использованием метода, дают большие преимущества по сравнению с другими методами НК, которые требуют, например, удаления изоляционных оболочек, освобождения контейнеров контроля от внутреннего содержания или сканирования больших поверхностей. Типичный пример использования АЭ заключается в определении местоположения дефектных участков, после чего для более точного определения природы дефектов используются другие методы НК.

ак показывает практика, основными дефектами нефтехимических установок являются коррозионные повреждения на внутренней и наружной поверхностях трубопроводов и аппаратов, плотные отложения, эрозионно-кавитационные повреждения, вызванные воздействием потока жидкости или газа. Их доля составляет 70–75% от общего числа. Еще 15–20% приходится на дефекты геометрии, возникающие вследствие механических повреждений во время транспортировки, проведения сварочно-монтажных работ. Оставшиеся 10% – это дефекты проката: неметаллические включения, металлургические расслоения, металлургические утонения стенок, закаты. Для оценки степени потенциальной опасности на всех аппаратах, трубопроводах и арматуре после монтажа проводится гидроиспытание с целью определения предельных характеристик металла испытываемых объектов. Все дефекты, выявленные в результате дефектоскопии, подразделяются на три категории в зависимости от природы происхождения: опасные (значительные), потенциально опасные (незначительные) и неопасные (малозначительные). Опасные дефекты требуют

Эксплуатация сложных технических систем по фактическому техническому состоянию может принести выгоду, эквивалентную стоимости 30% общего парка оборудования

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ремонта в кратчайшие сроки. К ним относятся дефекты с остаточной толщиной, равной или менее отбраковочных по НТД, или при наличии трещин. Размеры потенциально опасных дефектов не достигли отбраковочного, но близки к ним. Ремонт выполняется в плановом порядке. Неопасные дефекты – аномалии металла, допустимые требованиями НТД, – не снижают несущей способности оборудования или трубы и не требуют ремонта. Они не оказывают существенного влияния ни на использование аппарата по назначению, ни на его долговечность. Опасные и потенциально опасные участки обследуются методами НК для уточнения размеров дефектов и твердости металла. Причем опасные дефекты обследуются в крайне сжатые сроки и при подтверждении типа дефектов и их геометрических размеров подлежат немедленному ремонту. Исходя из нашего опыта, мы можем выделить следующие основные причины накопления дефектов и повреждений, приводящих к отказам оборудования по мере его эксплуатации: ■ сквозные трещины, разрушения и деформации элементов оборудования, возникающие при превышении допускаемых напряжений; ■ механический износ, обусловленный трением сопрягаемых поверхностей (около 7%);

За 12 месяцев 2014 года на объектах нефтехимии обследовано 6 249 единиц оборудования и трубопроводов, 437 из них имели отклонения от допустимых Правилами норм. 49% от общего объема объектов составили компрессоры, насосы, вентиляторы и градирни, техническое состояние которых определялось с помощью вибродиагностики, аномалии были выявлены на 361 из 2 851. ■ эрозионно-кавитационные повреждения, вызванные воздействием потока жидкости или газа; ■ коррозия металлов и сплавов, корро зионно-механические повреждения, возникающие под влиянием коррозии, напряжений, трения (на долю общей коррозии (утонение стенки) приходится более 28% отказов нефтехимического оборудования, питтинговой – около 7%); ■ деградация свойств материалов с течением времени и под воздействием эксплуатационных факторов, выражаемая в снижении способности конструкции сопротивляться воздействию различных нагрузок и снижающая остаточный ресурс оборудования. При определении степени опасности дефекта учитывают напряженное состояние контролируемого изделия, вид дефекта, его размеры и ориентацию относительно действующих напряжений. Основными факторами при этом являются величина утонения и коэффициент интенсивности напряжений. Наиболее опасными являются трещиноподобные дефекты, распо-

лагающиеся перпендикулярно действующим напряжениям. Все виды контроля требуют определенных вложений, которые растут по мере повышения требований к надежности и безопасности. По данным ВНИКТИнефтехимоборудования, затраты на диагностику нефтехимического оборудования в США составляют 6% от эксплуатационных затрат, в России – менее 1%. Вместе с тем эта статья расходов оправданна, так как использование НК и диагностики позволяет эксплуатировать каждую единицу технологических установок до предельного состояния и за счет этого получить экономический эффект. Широкое применение неразрушающих методов контроля позволит избежать столь больших потерь времени и материальных затрат в случае восстановления оборудования или приобретения нового из-за аварийных ситуаций. Ни один прогрессивный технологический процесс получения ответственной продукции не рекомендуется для внедрения в промышленность без соответствующей системы НК. Р

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

129

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Выбор пробного давления Вадим КУНЦ, ведущий инженер, эксперт Александр САВЕЛЬЕВ, заместитель начальника отдела, эксперт Александр СЕЦКОВ, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (Новосибирск)

Нередко специалисты организаций при проведении монтажа, ремонта, технического освидетельствования, диагностирования и экспертизы промышленной безопасности оборудования, работающего под давлением, сталкиваются с трудностями расчета значения пробного давления.

соответствии с ФНП «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» [1], руководящими указаниями [2], руководством по безопасности [3], инструкцией по техническому надзору [4], после монтажа, ремонта, при проведении технического освидетельствования, диагностирования оборудование, работающее под давлением, должно подвергаться испытанию на прочность. Для большинства типов оборудования, работающего под давлением, значение

пробного давления Рпр при испытаниях определяют по формуле [1–4]: Pпр = К  Р  [σ]20 / [σ]t

,(1)

На первый взгляд, в приведенной выше формуле нет ничего сложного. Попробуем более детально разобраться с каждым параметром. Коэффициент К, зависящий от типа оборудования и вида испытания, принимает значения, указанные в таблице. Для металлопластиковых сосудов при гидравлическом испытании значение К непостоянная величина и вычисляется по формуле, приведенной в [1].

Порядок испытаний оборудования не должен противоречить утвержденным схемам и инструкциям по режиму работы и безопасному обслуживанию, разработанным в эксплуатирующей организации с учетом требований руководства (инструкции) по эксплуатации

130

Для других типов оборудования, не включенных в таблицу, величина пробного давления вычисляется по более простой формуле, зависящей только от рабочего давления. Р – расчетное, рабочее или разрешенное давление оборудования. В данном случае выбор давления зависит от того, на каком этапе происходит испытание. После изготовления за Р принимается расчетное давление. Если испытания оборудования проводятся в период его использования в сроки, установленные заводом-изготовителем, за Р принимается рабочее давление (максимальное внутреннее избыточное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса). Если испытания осуществляются по окончании срока службы, назначенного заводомизготовителем, или в сроки, определенные экспертной организацией, величина Р принимается равной разрешенному давлению, установленному экспертной организацией. [σ]20 – допускаемое напряжение для материала сосуда или его элементов при температуре 20°С. [ σ ] t – допускаемое напряжение для материала сосуда или его элементов при расчетной (рабочей) температуре. Здесь хочется отметить, что значение [σ]t согласно [1, 3] принимается при расчетной температуре, а в соответствии с [2, 4] – при максимальной положительной рабочей температуре. Если с выбором величин К и Р особых проблем не возникает, то оперативно вычислить отношение [σ]20 / [σ]t не всегда представляется возможным, так как для вычисления нужно иметь справочные данные. Кроме того, значения [σ]t приведены в ГОСТах для конкретных температур, а промежуточные значения допускаемых напряжений приходится определять методом линейной интерполяции. В связи с этим многие, столкнувшись со сложностью оперативного вычисления отношения [σ]20 / [σ]t, пренебрегают данным значением при расчете Рпр, что недопустимо при высоких расчетных температурах, так как без учета данного отношения значение Рпр может быть существенно ниже. Например, для сосуда, изготовленного из стали 12Х18Н10Т, работающего под избыточным давлением 10 кгс/см2, при расчетной температуре 520°С значение Рпр без учета отноше-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ния [σ]20 / [σ]t будет равным 12,5 кгс/см2, а с учетом – 18,4 кгс/см2. Таким образом, сосуд, к примеру, после проведенного ремонта без учета отношения [σ]20 / [σ]t не будет испытан на прочность на необходимое давление, и, как следствие, возможные дефекты, заложенные при ремонте сосуда, могут быть не выявлены при проведении испытания, а заявить о себе позже, при эксплуатации. Конечно, во избежание такой ситуации можно испытывать оборудование на пробное давление, указанное заводомизготовителем в паспорте. Однако, как показывает практика, эксплуатация часто ведется на параметрах, значительно ниже расчетных. Кроме того, арматура, установленная на сосуде или трубопроводе, может быть выбрана, исходя из разрешенных параметров эксплуатации, – в данном случае провести испытания на пробное давление, указанное заводом-изготовителем, не представляется возможным. В любом случае порядок испытаний оборудования не должен противоречить утвержденным схемам и инструкциям по режиму работы и безопасному обслуживанию, разработанным в эксплуатирующей организации с учетом требований руководства (инструкции) по эксплуатации. Для удобства и быстрого вычисления пробного давления испытания оборудования нами разработано специальное мобильное приложение, работающее на платформе Android. Данное приложение позволяет: ■ рассчитывать величину пробного давления испытания оборудования, ра-

Таблица 1. Значения коэффициента К, зависящего от типа оборудования и вида испытания Значение коэффициента К

Вид испытания

Тип оборудования

1,25

Гидравлический

Металлические сосуды за исключением литых, электрокотлы, технологические трубопроводы

1,5

Гидравлический

Литые и кованые сосуды

1,3

Гидравлический

Сосуды, изготовленные из неметаллических материалов с ударной вязкостью более 20 Дж/см2

1,6

Гидравлический

Сосуды, изготовленные из неметаллических материалов с ударной вязкостью 20 Дж/см2 и менее

1,15

Пневматический (при условии одновременного контроля методом акустической эмиссии)

Сосуды, технологические трубопроводы с давлением не более 10 МПа

ботающего под давлением (сосудов, трубопроводов и так далее), с учетом выбранной стали, расчетной температуры, для различных значений К; ■ определять допускаемое напряжение для выбранного материала при заданной температуре и толщине согласно ГОСТ Р 52857.1-2007 [5]. Далее планируется дополнить перечень материалов медью, алюминием, титаном и их сплавами в соответствии с [5]. Ознакомиться и скачать приложение можно в Google Play Market, набрав в поиске название программы «Пробное давление», или перейти к тому же приложению с помощью QR-кода. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», утвержденные приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116. ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

2. РУА-93 «Руководящие указания по эксплуатации и ремонту сосудов и аппаратов, работающих под давлением ниже 0,007 МПа (0,7 кгс/см2) и вакуумом». ВНИКТИнефтехимоборудование, Волгоград, 1994 год. 3. Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденное приказом Ростехнадзора от 27 декабря 2012 года № 784. 4. ИТНЭ-93 «Инструкция по техническому надзору и эксплуатации сосудов, работающих под давлением, на которые не распространяются Правила Госгортехнадзора». ВНИКТИнефтехимоборудование, Волгоград, 1994 год. 5. ГОСТ Р 52857.1-2007 «Нормы и методы расчета на прочность».

131

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Для более глубокой оценки Применение метода акустической эмиссии при проведении экспертизы промышленной безопасности сосудов под давлением Михаил ПАКУЛЕВ, генеральный директор, эксперт Ярослав ФЕДОТОВ, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности, эксперт Владимир РЫБИН, ведущий эксперт по обследованию зданий и сооружений ООО ИЦДК «СоюзТехГаз»

В связи с длительными сроками эксплуатации сосудов под давлением, находящихся на опасных производственных объектах, и ежегодно увеличивающимся числом аварийных отказов, которые связаны с образованием в сосуде дефектов по мере его эксплуатации, становится недостаточным простого технического диагностирования данных объектов. Поскольку периодические осмотры имеют длительные интервалы между обследованиями, а при техническом диагностировании в основном используют стандартные локальные методы контроля. Эффект волновой эмиссии В настоящее время перед предприятиями стоит актуальная задача по более глубокой оценке надежности действующих сосудов, работающих под давлением. При экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ) в данном случае используют современные технологии и способы неразрушающего контроля и диагностики, такие как акустическая эмиссия (АЭ) – физическое явление возникновения и распространения звуковых волн при различных процессах, зарождающихся во время деформации напряженного металла. Метод АЭ основан на движении материала, в котором распространяются волны, что позволяет использовать такой метод при диагностике материалов и процессов. Например, с его помощью можно оценить целостность материала путем определения звукового излучения под контрольной нагрузкой. Данный эффект волновой эмиссии помогает обнаружить дефекты в начальной стадии разрушения объекта. Указанный метод может применяться для диагностирования технического состояния сосудов согласно РД 03-421-01 и является рекомендуемым при гидравлических испытаниях и обязательным – при пневматических. Так как гидравлические испытания сосудов периодически проводятся во время их технического освидетельствования, и в особенности при осуществлении ЭПБ, то при применении метода акустической эмиссии их проведе-

132

ние становится возможным без дополнительного вывода сосуда из эксплуатации, а в большинстве случаев и в рабочем режиме.

Процедура контроля Метод АЭ применяется при оценке и прогнозировании технического состояния и определении срока службы сосудов, работающих под давлением. По полученным данным (рис. 1) принимается решение о соответствии технических устройств предъявляемым к ним требованиям промышленной безопасности, и определяются сроки и условия их дальнейшей безопасной эксплуатации. Промышленный опыт использования метода АЭ при техническом диагностировании и контроле сосудов в рамках проведения ЭПБ позволяет сделать вывод, что в настоящее время уже выполняются следующие условия по контролю объекта: ■ возможен контроль сосуда без его вывода из эксплуатации; ■ можно регистрировать дефекты как в стадии развития, так и наиболее опасные для эксплуатации сосуда под давлением, а в дальнейшем с использованием дополнительного дефектоскопического контроля и других методов НК давать оценку степени их опасности; ■ можно в режиме мониторинга следить за развитием уже существующих ранее обнаруженных дефектов в сосуде в процессе его рабочей эксплуатации для продления ресурса объекта. Состав и последовательность работ по

проведению экспертизы промышленной безопасности должны соответствовать требованиям Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» [2]. При выполнении АЭ-контроля должны быть обеспечены требования технической безопасности проведения работ в соответствии с действующими нормативными документами, включая: ■ ГОСТ Р 12.1.019-2009 «ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты»; ■ «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденные приказом Минэнерго России от 13 января 2003 года № 6; ■ «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок», утвержденные приказом Минтруда России от 24 июля 2013 года № 328н; ■ пункты 408–417 Федеральных норм и правил в области промышленной безо пасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» [4]. Перечень нормативных правовых актов и нормативных документов, используемых для руководства при проведении ЭПБ сосудов под давлением с применением метода акустической эмиссии, содержит: ■ Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1]; ■ Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» [2];

Рис. 1. Принцип диагностики дефектов методом акустической эмиссии Обработка Датчик

Звук

Нагруженный элемент конструкции

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Растущая трещина

Таблица 1. Рекомендуемые действия персонала Источник

Класс

Рекомендуемые действия

Пассивный

Регистрируют для анализа динамики его последующего развития

Активный

Регистрируют и следят за развитием ситуации в процессе выполнения данного контроля; отмечают в отчете и записывают рекомендации по проведению дополнительного контроля с использованием других методов

Критически активный

III

Регистрируют и следят за развитием ситуации в процессе выполнения данного контроля; предпринимают меры по подготовке возможного сброса нагрузки

Катастрофически активный

Производят немедленное уменьшение нагрузки до 0 либо до величины, при которой класс источника АЭ снизится до уровня II или III класса; после сброса нагрузки проводят осмотр объекта и при необходимости контроль другими методами

■ Федеральные нормы и правила «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» [4]; ■ Инструкцию по продлению срока службы сосудов, работающих под давлением» [5]; ■ РД 03-421-01 «Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов» [6]; ■ Технический регламент Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС 032/2013), принятый решением Совета Евразийской экономической комиссии от 2 июля 2013 года № 41. Порядок применения метода акустической эмиссии на промышленном предприятии при диагностировании опасных объектов прописан в ПБ 03-593-03 «Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов» [7]. В соответствии с этим документом АЭ-контроль проводят: ■ во всех случаях, когда он предусмотрен Правилами безопасности или технической документацией на объект (пункт 2.1.3.1); ■ во всех случаях, когда нормативнотехнической документацией на объект предусмотрено проведение неразрушающего контроля (УЗК, радиографией, МПД, ЦД и другими методами НК), но по техническим или другим причинам проведение НК указанными методами затруднительно или невозможно (пункт 2.1.3.2). При этом согласно пункту 2.1.3.3 ПБ 03-593-03 допускается использование АЭконтроля самостоятельно, а также вместо методов неразрушающего контроля по согласованию с Ростехнадзором. Объектами контроля являются емкостное, колонное, реакторное, а также те-

плообменное оборудование производств, изотермические хранилища, хранилища сжиженных углеводородных газов под давлением, резервуары нефтепродуктов и агрессивных жидкостей, оборудование аммиачных холодильных установок, сосуды, котлы, аппараты, технологические трубопроводы пара и горячей воды и их элементы. Основные преимущества метода АЭконтроля, которые определяют область применения и его возможности, следующие: ■ метод АЭ обеспечивает обнаружение и регистрацию дефектов в стадии развития, что позволяет классифицировать их не по размерам, а по степени опасности; ■ метод АЭ обладает весьма высокой чувствительностью к растущим дефектам, давая возможность выявить в рабочих условиях приращение трещины порядка долей миллиметра; предельная чувствительность акустико-эмиссионной аппаратуры по теоретическим оценкам составляет около 1 10-6 мм2, что соответствует обнаружению скачка трещины протяженностью 1 мкм на величину 1 мкм; ■ свойство интегральности метода АЭ-контроля обеспечивает контроль всего объекта с использованием одного или нескольких преобразователей АЭконтроля, неподвижно установленных на поверхности объекта; ■ метод АЭ позволяет проводить контроль различных технологических процессов и процессов изменения свойств и состояния материалов; ■ положение и ориентация объекта не влияют на выявляемость дефектов; ■ метод АЭ имеет меньше ограничений, связанных со свойствами и структурой материалов.

Результаты и их обсуждение В основе диагностики сосудов и конструкций под давлением находятся сбор ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

информации от множества датчиков и ее дальнейшая обработка для определения расположения на объекте выявленных дефектов. Благодаря диагностике с применением метода акустической эмиссии обеспечивается выявление развивающихся дефектов конструкции посредством регистрации и анализа акустических волн, возникающих в процессе пластической деформации и роста трещин в контролируемых объектах. Кроме того, метод АЭ позволяет выявить вытекание жидкости или газа через сквозные отверстия в сосуде под давлением. Указанные свойства метода дают возможность формировать систему классификации дефектов и критерии оценки технического состояния объекта, которые основаны на реальном влиянии дефекта на объект. Метод АЭ используют для контроля объектов по схемам, которые представляют собой варианты сочетаний с другими методами неразрушающего контроля. Приведем несколько примеров таких схем. В первой из них проводят исследование объекта методом АЭ. При обнаружении источников акустической эмиссии выполняют контроль места их расположения одним из регламентируемых методов НК: ультразвуковым (УЗК), радиа ционным, магнитным (МПД), проникающими веществами и другими, предусмотренными нормативно-техническими документами. При этом снижается количество применяемых методов неразрушающего контроля, так как в случае применения регламентируемых методов необходимо проведение сканирования по всей поверхности (объему) контролируемого объекта. Во втором варианте проводят диагностику одним или несколькими методами неразрушающего контроля. При обнаружении дефектов или возникновении сомнения в достоверности применяемых методов НК осуществляют ис-

133

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы следование объекта методом АЭ. Итоговое решение о допуске объекта в эксплуатацию или его ремонте принимается по его результатам. По третьей схеме в случае наличия в объекте дефекта, выявленного одним из методов НК, метод АЭ используют для слежения за его развитием, постоянный мониторинг объекта. В данном случае может быть применен экономный вариант системы мониторинга, использующий малоканальную конфигурацию акустико-эмиссионной аппаратуры. В четвертом варианте метод АЭ в соответствии с требованиями нормативнотехнических документов к эксплуатации сосудов, работающих под давлением, применяют при пневмоиспытании объекта в качестве сопровождающего метода, повышающего безопасность проведения испытаний. В этом случае целью АЭ-контроля служит обеспечение предупреждения возможности катастрофического разрушения. Рекомендуется использовать метод АЭ в качестве сопровождающего метода и при гидроиспытании объектов. По пятой схеме метод АЭ используют для прогнозирования остаточного ресурса и решения вопроса о возможной дальнейшей эксплуатации объекта. Оценка ресурса производится с применением специально разработанных и согласованных в установленном порядке методик. При этом достоверность результатов зависит от объема и качества полученной информации о моделях развития повреждений и состояния материала контролируемого объекта. Оценка результатов диагностирования методом АЭ происходит следующим образом. После обработки полученных сигналов результаты диагностики записывают в виде идентифицированных и классифицированных источников акустической эмиссии. При принятии решения по результатам диагностики методом АЭ используют данные, которые содержат сведения обо всех источниках АЭ и их классификации, а также данные от источников АЭ, параметры которых превышают допустимый уровень. Допустимый уровень источника АЭ устанавливает исполнитель при подготовке к диагностике методом АЭ конкретного объекта. Классификацию источников АЭ выполняют с применением следующих параметров сигналов: суммарного счета, числа импульсов, амплитуды (амплитудного распределения), энергии (энергетического параметра), скорости счета, активности, концентрации. В систему классификации также входят па-

134

раметры нагружения контролируемого объекта и время. Выявленные и классифицированные источники АЭ рекомендуется разделять на четыре класса в соответствии с разделом VII ПБ 03-593-03 «Правила организации и проведения акустикоэмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов» [7]: ■ источник первого класса – пассивный; ■ источник второго класса – активный; ■ источник третьего класса – критически активный; ■ источник четвертого класса – катастрофически активный. Выбор системы классификации источников АЭ и их допустимого уровня (класса) желательно осуществлять каждый раз при АЭ-контроле конкретного объекта, используя данные, приведенные в приложении 3 к ПБ 03-59303 «Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов» [7]. Рекомендуемые действия персонала, выполняющего АЭ-контроль при выявлении источников АЭ того или иного класса, приведены в таблице 1. Каждый более высокий класс источника АЭ предполагает выполнение всех действий, определенных для всех источников более низких классов. При положительной оценке технического состояния объекта по результатам диагностики методом АЭ или при отсутствии зарегистрированных источников АЭ возможно уменьшение дополнительных методов неразрушающего контроля. В случае, когда не удается интерпретировать результаты экспертизы методом АЭ, необходимо в полном объеме использовать другие виды НК. Окончательная оценка критичности выявленных источников АЭ и индикаций при использовании дополнительных видов НК осуществляется с применением измеренных параметров дефектов на основе нормативных методов механики разрушения, методик по расчету конструкций на прочность и других действующих нормативных документов.

Выводы Применение метода акустической эмиссии при проведении экспертизы промышленной безопасности сосудов под давлением является современным средством достоверного прогнозирования срока службы исследуемых объек-

тов. При правильной настройке аппаратуры и соответствующем выборе локационных схем возможно определение местоположения дефекта с точностью до сантиметра. Интегральность метода позволяет регистрировать дефекты не только в сварных швах, но и во всем сосуде (околошовных зонах, врезках, местах скопления напряжений и просто основном металле). Широкополосность регистрируемого спектра сигналов дает возможность разделять дефекты по их частотным характеристикам и тем самым улучшать избирательную функцию, будь то поиск развивающихся дефектов либо микроскопической течи рабочего продукта через дефекты сосуда, запорно-регулирующую арматуру или соединительные уплотнения. Также следует отметить, что положение и ориентация существующего дефекта не влияют на его выявляемость, что позволяет регистрировать дефекты как выходящие на поверхность, так и расположенные внутри металла.

Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (с изменениями на 13 июля 2015 года № 233-ФЗ). 2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденные приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538 (с изменениями на 3 июля 2015 года). 3. Федеральные нормы и правила «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», утвержденные приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116. 4. Инструкция по продлению срока службы сосудов, работающих под давлением, утвержденная приказом Мин энерго от 24 июня 2003 года № 253. 5. РД 03-421-01 «Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов», утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 6 сентября 2001 года № 39. 6. ПБ 03-593-03 «Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов», утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 9 июня 2003 года № 77.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Выявление неисправностей арматуры и газового оборудования при диагностировании газорегуляторных пунктов (ГРП, ГРПШ), газорегуляторных установок (ГРУ) и методы их устранения. Арматура УДК 62-621.2 Дмитрий ГЕННЕЛЬ, директор (эксперт) ООО «Эксперт» (г.Челябинск) Ирина БОБРОВА, директор (эксперт) ООО «Экспертиза промышленной безопасности» (г.Челябинск) Андрей ЕГАРМИН, ведущий специалист (эксперт) ООО «Экспертиза промышленной безопасности» (г.Челябинск)

Первая статья из цикла, в котором рассматриваются основные неисправности арматуры и газового оборудования в ГРП, ГРПШ (ГРУ), а именно запорной арматуры, фильтров, предохранительных запорных клапанов, предохранительных сбросных клапанов, регуляторов давления и методы устранения неисправностей на них. Ключевые слова: арматура, кран, задвижка, газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки.

рматура (запорная, запорнорегулирующая, предохранительная, регулирующая), применяемая в ГРП (ГРУ) – технические устройства, предназначенные для управления (перекрытия, регулирования) потока рабочей среды (природного газа) путем изменения площади проходного сечения. Арматура запорная предназначена для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью. Запорная арматура в ГРП (ГРУ) должна обеспечивать герметичность как в затворе, так и по отношению к внешней среде. Согласно п. 6 «Правил проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 538 от 14 ноября 2013 года, техническое устройство, применяемое на опасном производственном объекте, подлежит экспертизе (если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия указанного устройства обязательным требованиям):

■ до начала применения на опасном производственном объекте; ■ по истечении срока службы или при превышении количества циклов нагрузки такого технического устройства, установленных его производителем; ■ при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого технического устройства, если фактический срок его службы превышает двадцать лет. В данной статье рассмотрим неисправности арматуры, отработавшей 20 и более лет, и методы их устранения. Наиболее характерными типами арматуры, применяемыми в ГРП (ГРУ), являются: ■ чугунные задвижки типа 30ч6бр и 30ч17бк; ■ стальные сварные задвижки типа 30с41нж; ■ краны чугунные пробковые сальниковые. Основной неисправностью запорной арматуры является потеря ею герметичности. В процессе эксплуатации обслуживающий персонал часто при закрытии заТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

движек для обеспечения герметичности использует повышенный момент затяжки, что зачастую приводит к неисправности арматуры, а именно: ■ в чугунных задвижках происходит деформация уплотнительных колец, что приводит к нарушению герметичности арматуры. В большинстве случаев притирка уплотнительных колец не приводит к восстановлению герметичности, так как возникает зазор между клином и уплотнительными кольцами. Притирка колец клина еще больше увеличивает зазор. В большинстве случаев в чугунных задвижках применяется составной клин, состоящий из двух частей. После притирки сопряженных частей уплотнительных колец задвижки опытным путем установлено, что восстановления герметичности можно добиться путем укладки регулировочных пластин между составными деталями клина. Толщину регулировочных пластин следует подбирать с шагом 0,5 мм; ■ в стальных задвижках типа 30с41нж происходит деформация направляющей дискового затвора в корпусе задвижки. Это является системным дефектом данного вида задвижек, так как стальные уплотнительные кольца имеют большую прочность, чем направляющая. Опытным путем установлено, что направляющие дискового затвора следует усилить с помощью полуавтоматической сварки по всей длине со шлифовкой мест сварки и последующей регулировкой хода клинового узла по направляющей. Задвижки классифицируются на задвижки с выдвижным и с невыдвижным шпинделем (штоком). Типовым дефектом для всех видов задвижек является негерметичность сальникового уплотнения шпинделя. Сальниковый узел задвижек с выдвижным шпинделем имеет зазор между штоком и корпусом. При набивке сальника уменьшенного диаметра происходит

135

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы выдавливание сальника в зазор между штоком и корпусом и попадание сальника внутрь корпуса задвижки. Опытным путем установлено, что первое кольцо сальника в задвижке следует устанавливать большим диаметром (на 20%), чем основной материал сальника. Спиральная набивка сальника не рекомендуется, так как не обеспечивается плотность и независимость укладки. Набивку сальника надо производить кольцами с укладкой соединительных замков через 900. Сальниковый узел задвижек с невыдвижным шпинделем имеет в корпусе опорную (стопорную) гайку. При превышении момента затяжки сальникового узла происходит ослабление гайки, что приводит к попаданию сальника внутрь задвижки и заклиниванию штока. Для устранения данного дефекта опытным путем установлено, что при ремонте такого типа задвижек необходимо произвести раскернивание гайки. Набивку сальника в задвижках с невыдвижным шпинделем нужно производить так же, как и в задвижках с выдвижным шпинделем, а именно: первое кольцо сальника в задвижке следует устанавливать большим диаметром (на 20%), чем основной материал сальника, и набивку сальника надо производить кольцами с укладкой соединительных замков через 900. Обращаем ваше внимание на то, что при замене чугунных задвижек возможно смещение отверстий на фланцах задвижек, что делает обычную замену аналогичных задвижек без применения сварочных работ невозможной. При диагностировании пробковых сальниковых чугунных кранов выявляются следующие неисправности: трудность,

136

а в некоторых случаях и невозможность поворота пробки крана. Опытным путем установлено, что это вызвано: ■ несвоевременной смазкой пробок кранов; ■ несвоевременной заменой сальника. В некоторых случаях было выявлено отсутствие шайбы между пробкой крана и сальником. Данная шайба обеспечивает снижение усилия при повороте пробки крана. При ремонте пробковых кранов помимо смазки пробки крана необходимо установить шайбу при ее отсутствии. Наружный диаметр шайбы должен быть равен диаметру пробки в месте сопряжения. Набивку сальника крана необходимо осуществлять по аналогии с задвижками, о чем было сказано выше. В процессе диагностирования ГРП (ГРУ) неоднократно наблюдались нарушения в эксплуатации запорных устройств, а именно: ■ перекрытие запорной арматуры перед предохранительным сбросным устройством типа ПСК или гидрозатвором. Закрытие запорной арматуры перед сбросным устройством при превышении давления газа после регулятора давления часто приводит к необоснованному срабатыванию предохранительно-запорного клапана (ПЗК); ■ закрытие свечи на байпасе между запорной арматурой. В случае отсутствия герметичности запорной арматуры на байпасе возможно попадание газа входного давления в выходной газопровод, минуя запорный клапан, что приводит к аварийной ситуации на газоиспользующем оборудовании; ■ полное или частичное закрытие запорной арматуры на импульсах регулятора давления и предохранительно-

запорного клапана. Закрытие арматуры на импульсах снижает быстродействие и изменяет заданные параметры работы регулятора давления и предохранительнозапорного клапана. Таким образом, запорная арматура является важнейшим элементом обеспечения безопасной эксплуатации ГРП (ГРУ). Установленная запорная арматура ГРП (ГРУ), независимо от диаметра и местоположения, должна обеспечивать герметичность, а также легкость и плавность открытия-закрытия. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ (с изменениями) «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». 2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 ноября 2013 года № 542). 3. Приказ Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538 (ред. от 3 июля 2015 года) «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (зарегистрировано в Минюсте России 26 декабря 2013 года № 30855). 4. СП 42-101-2003 «Свод правил по проектированию и строительству. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб» (утвержден: Госстрой России, 26 июня 2003 года). 5. Е.А. Карякин. Промышленное газовое оборудование: справочник. 6-е изд., перераб. и доп. /под ред. Е. А. Карякина – Саратов: Газовик, 2013. – 1280 с. ISBN 9785-9758-1454-8. 6. СП 62.13330. 2011 (с изменениями) «Свод правил. Газораспределительные системы». Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002: утв. Минрегион России 27 декабря 2010 года – М., 2011. 7. ГОСТ Р 56001-2014 «Арматура трубопроводная для объектов газовой промышленности. Общие технические условия». 8. ГОСТ 54960-2012. «Пункты газорегуляторные блочные. Пункты редуцирования газа шкафные. Общие технические требования». 9. ГОСТ 24856-2014 «Арматура трубопроводная. Термины и определения». 10. ГОСТ Р 54808-2011 «Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов».

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Неисправности фильтров газорегуляторных пунктов и газорегуляторных установок УДК 62-621.2 Дмитрий ГЕННЕЛЬ, директор (эксперт) ООО «Эксперт» Ирина БОБРОВА, директор (эксперт) ООО «Экспертиза промышленной безопасности» Андрей ЕГАРМИН, ведущий специалист (эксперт) ООО «Экспертиза промышленной безопасности»

Вторая статья из цикла, в котором рассматриваются основные неисправности арматуры и газового оборудования в ГРП, ГРПШ (ГРУ). Ключевые слова: фильтр, газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки, ФВ, ФГ, ФС.

ильтры, применяемые в ГРП (ГРУ) – это технические устройства, предназначенные для очистки газа от пыли, ржавчины и других твердых частиц. Согласно п. 6 «Правил проведения экспертизы промышленной безопасности» № 538 от 14 ноября 2013 года, техническое устройство, применяемое на ОПО, подлежит экспертизе (если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия указанного устройства обязательным требованиям): ■ до начала применения на ОПО; ■ по истечении срока службы или при превышении количества циклов нагрузки такого технического устройства, установленных его производителем; ■ при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого технического устройства, если фактический срок его службы превышает двадцать лет. В данной статье рассмотрим неисправности фильтров, отработавших 20 и более лет, и методы их устранения. Наиболее характерными типами фильтров, применяемыми в ГРП (ГРУ), являются фильтры типа ФГ, ФВ и ФС. Основными составляющими любого фильтра являются корпус, крышка и кассета с фильтрующим материалом. При проведении диагностирования были выявлены следующие замечания: 1. Неравномерная набивка в кассете фильтра и неверный выбор фильтрующего материала. 2. Неправильная установка кассеты фильтра по отношению к направлению потока газа. 3. Неправильный выбор материала и

временная диагностика фильтра может осуществляться установкой более чувствительных приборов контроля перепада давления в фильтре, чем установка манометров класса 1,5, соответствующих входному давлению. К таким приборам относятся датчики перепада давления типа ДПД или дифманометры типа ДСП класса точности 1,5 или 4. Проведенные диагностики на ГРП (ГРУ) показали, что в целом используемые фильтры являются достаточно надежными, удобными в эксплуатации и в подавляющем большинстве случаев пригодны для дальнейшей эксплуатации.

конструктива прокладки между крышкой и корпусом фильтра. 4. Пробой сетчатого элемента в фильтрах типа ФС. Рассмотрим методы устранения замечаний по каждому пункту. 1. Опытным путем установлено, что набивку кассет фильтров типа ФГ и ФВ необходимо производить следующими материалами: стружкой полимерных материалов, капроновой нитью или прессованным конским волосом, которые необходимо укладывать в кассету плотно, без видимых зазоров в свету. Набивка кассеты леской-путанкой не обеспечивает необходимую фильтрацию газа ввиду ее гладкой поверхности. 2. Кассету в фильтр следует устанавливать сварной частью на выходе фильтра, так как обратная установка может привести к выдавливанию съемной части кассеты в газопровод давлением газа ввиду ее слабого крепления. 3. Прокладку между корпусом и крышкой фильтра следует предусматривать паранитовой, сплошной, с отверстием для выравнивания давления между корпусом и крышкой. Использование резинотехнических материалов в качестве прокладки не рекомендуется, так как в момент затяжки резьбовых соединений возможно нарушение герметичности между крышкой и корпусом. 4. При замене пробитого фильтрующего сетчатого элемента в фильтрах типа ФС необходимо использовать металлическую нержавеющую сетку с ячейкой в свету размером 0,25*0,25 мм – 0,5*0,5 мм. Отсутствие загрязненности в фильтрах является одним из основных условий безопасной эксплуатации ГРП (ГРУ). Свое

Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ (с изменениями) «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». 2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 ноября 2013 года № 542). 3. Приказ Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538 (ред. от 3 июля 2015 года) «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (зарегистрировано в Минюсте России 26 декабря 2013 года № 30855). 4. СП 42-101-2003 «Свод правил по проектированию и строительству. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб» (утвержден: Госстрой России, 26 июня 2003 года). 5. Карякин Е.А. Промышленное газовое оборудование: справочник. 6-е изд., перераб. и доп. /под ред. Е. А. Карякина – Саратов: Газовик, 2013. – 1280 с. ISBN 9785-9758-1454-8. 6. СП 62.13330. 2011 (с изменениями) «Свод правил. Газораспределительные системы». Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002: утв. – Минрегион России, 27 декабря 2010 года – М., 2011. 7. ГОСТ 54960-2012. «Пункты газорегуляторные блочные. Пункты редуцирования газа шкафные. Общие технические требования».

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

137

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Мониторинг соответствия промышленной безопасности подъемных сооружений Сергей ИВАНОВ, эксперт ООО «Крансервис»

Более 75% основных фондов ОПО выработали свой ресурс, но продолжают эксплуатироваться. В условиях отсутствия возможности глобальной модернизации экономики возрастает роль безопасной эксплуатации стареющих ОПО с ПС. При этом аварии на промышленных предприятиях происходят постоянно с ущербами в виде человеческих жертв, экономических потерь и вреда окружающей среде.

нализ риска и причин аварий ОПО с ПС показывает, что аварии, как правило, происходят на ОПО в следующих случаях: ■ ПС не подвергались обследованию технического состояния и экспертизе промышленной безопасности; ■ были нарушены сроки очередной экспертизы промышленной безопасности; ■ при аварийном разрушении (возможно на любой стадии жизненного цикла ОПО с ПС); ■ обследование технического состояния и экспертиза промышленной безо пасности ОПО с ПС имеют периодический характер. Техническое состояние конструкций, ответственных за несущую способность в целом, из-за нарушения норм эксплуатации, в период между очередными обследованиями технического состояния и экспертизами промышленной безопасности, могут приводить к авариям. Есть еще несколько факторов, связанных с недостатками сложившейся практики обеспечения промышленной безопасности ОПО с ПС, а именно: ■ отсутствие системного подхода при оценке безопасности подъемного сооружения отдельно взятого ОПО; ■ отсутствие или недостаточность критериальных оценок и методов определения технического состояния подъемных сооружений в любой момент эксплуатации; ■ сложность и новизна разрабатываемых и внедряемых технологий комплексного мониторинга технического состояния конструктивных элементов подъемных сооружений. С учетом этих факторов важна возможность следить за техническим состоянием подъемного сооружения в режиме реального времени. Важнейшими направлениями обеспечения промышленной безопасности ОПО с ПС являются нормативно-техническое

138

обеспечение безопасной эксплуатации ОПО с ПС, организационные мероприятия Ростехнадзора и организационнотехнические вопросы мониторинга технического состояния элементов конструкций ПС. Существующая в настоящее время оте чественная нормативная документация по промышленной безопасности зданий и сооружений касается в основном вопросов обследования их технического состояния и привязана или к конструктивным элементам строительных конструкций, или к производственным зданиям отраслевого назначения. Однако обследование технического состояния является только одним из этапов экспертизы промышленной безопасности ОПО. Основные цели разработки нормативных документов в области промышленной безопасности: ■ повышение уровня промышленной, экологической, энергетической безопасности опасных производственных объектов с подъемными сооружениями; ■ снижение уровня административного давления на отрасли малого и среднего бизнеса; ■ повышение квалификации персонала и компетентности органов оценки соответствия состояния подъемных сооружений требованиям безопасности; ■ обеспечение соответствия научнотехническому прогрессу методических документов, применяемых при оценке соответствия на объектах, подконтрольных Ростехнадзору; ■ повышение ответственности владельцев подъемных сооружений ОПО за обеспечение безопасности. Одна из актуальных проблем – качество экспертизы промышленной безопасности

подъемных сооружений ОПО. Несоответствующее качество проведения экспертизы промышленной безопасности обусловлено следующими причинами: ■ некомплектность или отсутствие на предприятиях проектной, исполнительской и эксплуатационно-технической документации; ■ изношенность подъемных сооружений, которым на ОПО уделялось меньше внимания, чем техническим устройствам (технологическому оборудованию, от технического состояния которого зависит экономическое положение предприятия); ■ увеличение сроков ремонта, проведение ремонта не в полной мере; ■ привлечение неквалифицированных организаций, предлагающих свои услуги по демпинговым ценам, поскольку при выборе подрядчика для проведения экспертизы промышленной безопасности подъемных сооружений определяющим для заказчика является стоимость работ, а не качество экспертизы; ■ рассмотрение и утверждение экспертиз промышленной безопасности подъемных сооружений ОПО территориальными управлениями Ростехнадзора, не располагающими высокопрофессиональными кадрами в области подъемных сооружений. Можно сделать заключение, что изу чение и утверждение экспертиз промышленной безопасности подъемных сооружений ОПО должно проводиться специалистами некоммерческого парт нерства. Для повышения качества проведения экспертизы промышленной безопасности ПС предприятиям необходимо разработать четкие критерии выбора компаний-поставщиков подобных услуг. При этом самыми весомыми критериями должны стать квалификация персонала, проводящего экспертизу, и состояние устройств для мониторинга измерений, а не цена и скорость проведения экспертизы. Для разработки системы управления рисками и мониторинга технического состояния подъемных сооружений необхо-

В соответствии с критериями риска назначаются уровни ответственности и определяются критически важные зоны конструкций и узлов

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

димо собрать исходную информацию: ■ об условиях эксплуатации, режимах нагружения, ремонтах, обследованиях, инцидентах и авариях; ■ о результатах анализа функционирования системы промышленной безопасности и оценке уровень подготовки персонала; ■ о результатах анализа потенциальных рисков и вероятностей возможных аварий. Основные этапы разработки системы управления рисками и мониторинга технического состояния: ■ обследование и экспертиза промышленной безопасности подъемных сооружений; ■ анализ взаимосвязи поврежденности конструкций и технологического процесса; ■ анализ деградации свойств материалов конструкций, оценки уровня фактических и допустимых рисков. В соответствии с критериями риска назначаются уровни ответственности и определяются критически важные зоны конструкций и узлов. Цель комплексного мониторинга технического состояния подъемных сооружений – безаварийная и непрерывная (без остановок на обследования) эксплуатация объекта. Задачи комплексного мониторинга технического состояния подъемных сооружений – своевременное обнаружение дефектов в конструкции, сбор, обработка и хранение данных технического диагностирования и прогнозирование изменения технического состояния конструкций во времени, автоматизация технического диагностирования и снижение роли человеческого фактора. Этапы создания такой системы преду сматривают: ■ выбор методов неразрушающего контроля, оптимальных для решения задач мониторинга; ■ определение типов и характеристик датчиков и других источников объективной информации; ■ разработку программных комплексов, системы критериев и принятие решений; ■ разработку и изготовление аппаратурной части системы; ■ опытную эксплуатацию; ■ составление рекомендаций по действиям в критических ситуациях. Современное приборостроение способно удовлетворить требования к приборам и оборудованию неразрушающего контроля и определения напряженнодеформированного состояния. Методы, используемые в комплексном мониторинге: акустическая эмиссия; виброди-

Рис. 1. Общий вид объекта экспертизы Отрыв проушины крепления гидроцилиндра Трещины по косынке кронштейна

А Б

Рис. 2. Узел крепления гидроцилиндра

Колено нижнее 1

агностика; тепловидение; измерение напряженно-деформированного состояния, линейных перемещений и углов наклона; метод свободных колебаний для элементов конструкций, подъемных сооружений в целом. Важные элементы системы комплексного мониторинга – разработка и ведение базы данных (электронных паспортов) подъемных сооружений ОПО, позволяющие в режиме реального времени получать информацию о техническом состоянии объекта. Актуальная информация о техническом состоянии подъемных сооружений позволит повысить действенность государственных надзорных и контрольных органов (в частности, Ростехнадзора) за безопасной эксплуатацией ОПО, а также смоделировать аварийные ситуации и спрогнозировать поведение конструкций с учетом их ремонтов и реконструкций. Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности ПС приведен на примере экспертизы подъемника автомобильного гидравлического трехколенного ВС-28 (регистрационный № 274, заводской № 145, предприятие-изготовитель

ОАО «Казанский механический завод», владелец ООО «Чистый город») грузоподъемностью 250 кг. В результате экспертизы выявлены повреждения узлов крепления гидроцилиндров. С целью обеспечения безопасной эксплуатации ПС аналогичного типа выполнены мероприятия по уведомлению: ■ владельца с целью вывода ПС из эксплуатации; ■ изготовителя с целью разработки узлов повышенной надежности; ■ Ростехнадзора с целью обеспечения информацией о необходимости проведения внеплановой оценки технического состояния узлов крепления гидроцилиндров ПС. Выявленные повреждения стрелы подъемника устранялись по проекту, разработанному ООО «Крансервис» и согласованному с изготовителем ПС. Контроль качества сварных соединений и положения элементов производился постоянно. На элементах узла наносится маркировка и клеймо сварщика. Результаты выполненных работ занесены в паспорт подъемника ВС-28.

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

139

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Двухэтапное обследование Обоснование системы и порядка применения методов НК при техническом диагностировании крановых металлоконструкций Максим МИНИГУЛОВ, директор Евгений ПЕТРОВ, эксперт Денис ОПРЯ, эксперт ООО «Промышленная экспертиза» Вячеслав ЧУБЫРИН, эксперт Александр БОЙКОВ, эксперт ООО «Триботехнологии» Константин ПОЗЫНИЧ, доцент кафедры «Транспортно-технологические системы в строительстве и горном деле» ТОГУ, к.т.н.

В настоящее время пригодность грузоподъемных кранов к дальнейшему использованию определяется техническим состоянием их базовой части – несущих (расчетных) металлических конструкций. Ухудшение технического состояния (деградация) металлоконструкции в процессе эксплуатации зависит от совокупности внешних и внутренних факторов. Внешними являются механические (силовые) и физико-химические воздействия (тепловые и коррозионные). К внутренним относятся свойства материала, размеры и конфигурация конструкции, накопленные повреждения и прочие.

ак известно, эксплуатация грузоподъемного крана возможна и за пределами срока службы, установленного его производителем. Срок сверхнормативной эксплуатации зависит от технического состояния крана, условий его эксплуатации и прогнозируемого остаточного ресурса, под которым понимается остаточный ресурс крановых несущих (расчетных) металлоконструкций. В общем случае наступление предельного состояния металлоконструкций возможно при их следующих ведущих повреждениях: пластической деформации, хрупком разрушении, усталостном повреждении, потере устойчивости, коррозионном повреждении, изнашивании, чрезмерной упругой деформации (по величине или времени затухания), отрицательном прогибе (накоплении и росте остаточной деформации), деградации свойств стали. В зависимости от типа крана и его назначения, условий и режима эксплуатации в несущей металлоконструкции могут развиться различные ведущие повреждения, вызванные теми или иными процессами, указанными выше. Так, опыт эксплуатации грузоподъемных кранов показывает, что с течением

140

времени у многих из них имеет место непрерывное нарастание остаточных деформаций (прогибов) несущих металлоконструкций, то есть деформаций, не исчезающих после прекращения действия внешних силовых воздействий. Наиболее характерно данное обстоятельство для главных балок мостов кранов мостового типа и секций телескопических стрел кранов стрелового типа. Конструкция перестает удовлетворять предъявляемым к ней эксплуатационным требованиям, хотя и сохраняет прочность и устойчивость. Значительные деформации создают определенные технологические и эксплуатационные трудности, а также ухудшают внешний вид кранов. Возникающая концентрация пластических деформаций переводит металл в состояние, близкое к разрушению, или к изменению механических свойств в неблагоприятную сторону, например, по механизму деформационного старения. Имеющиеся концентраторы напряжений наряду с модификацией свойств металла вызывают концентрацию эксплуатационных напряжений и интенсивное развитие пластической деформации, начинающейся при весьма низком уровне

напряжений (σ/σт = 0,15) и быстро возрастающей по мере увеличения внешней нагрузки. Если не проводить постоянную регистрацию данных наблюдений за деформированным состоянием конструкции, то для работающих кранов восстановить историю развития остаточных деформаций или спрогнозировать их развитие во времени практически невозможно. Тем большую значимость приобретают исследования, посвященные изучению развития остаточных деформаций крановых металлоконструкций, возникающих на различных этапах изготовления и эксплуатации.

дним из действенных и перспективных мероприятий по обеспечению промышленной безопасности технических устройств (ТУ) является мониторинг технического состояния (ТС) оборудования. Он предусматривает проведение экспертной технической диагностики с помощью неразрушающего контроля (НК), при этом, как правило, ТУ выводится из рабочего режима. Также необходимо отметить, что применяемые методы НК не в состоянии осуществить диагностику развивающихся повреждений. Они призваны лишь выявить физически существующие дефекты материала, превышающие допустимые нормы на момент проведения экспертизы промышленной безопасности, что, по существу, является конечной стадией деградации материала. Таким образом, текущее состояние оборудования, процессы появления микроповреждений в длительно работающем материале не подлежат контролю, хотя эти зарождающиеся дефекты имеют тенденцию к развитию и поэтому наиболее опасны. Именно они приводят к внезапным поломкам оборудования, являясь причиной аварий и травматизма обслуживающего персонала. Кроме того, многие исследователи и эксперты подчеркивают, что порядок применения методов НК не имеет научно обоснованной системы, поэтому объем контроля не позволяет выявить потенциально опасные зоны. Все вышесказанное говорит в пользу того, что для повышения безопасности

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

эксплуатации ТУ необходимо перейти от поиска результата развития повреждения к выявлению факта ухудшения технического состояния (начала процесса деградации) металлоконструкции с фиксацией мест (участков, зон) преддефектного состояния, где физически существующего разрушения еще нет, но найденные области материала по своему ТС не соответствуют нормативному. Это даст основание проводить тщательный контроль и поиск дефектов именно в этих местах. Технология такого подхода в отношении грузоподъемных кранов на примере метода магнитной памяти металла (МПМ), который весьма удобен при контроле протяженных металлических конструкций, характерных для грузоподъемных кранов, видится в следующем. Первоначально с помощью феррозондового магнитометра, например, индикатора концентрации напряжений ИКН-1М-4, являющегося в данном случае «индикатором» преддефектного состояния, качественно оценивается наличие связи между структурными изменениями в металле при циклическом нагружении и величиной намагниченности в направлении действия главных напряжений от рабочих нагрузок с выявлением ЗКН – зон повышенного риска появления дефекта. Далее на основании полученных результатов переходят к обоснованной «адресной» процедуре технического обследования в ЗКН с использованием инструментального и измерительного контроля, ультразвуковой толщинометрии или дефектоскопии, твердометрии и тому подобных методов для определения ведущих повреждений, при которых возможно наступление предельного состояния металлоконструкций. Такое двухэтапное диагностирование с поиском потенциально опасных «преддефектных» зон позволит, во-первых, сократить объем и время проведения работ по диагностике ТУ, во-вторых, определить набор применяемых методов НК, который будет более адекватен текущему состоянию материала, а в-третьих, повысить достоверность оценки реального технического состояния ТУ. В конечном счете это даст возможность поднять безопасность его дальнейшей эксплуатации. Актуальность сказанного подтверждается тем, что в последние годы наметилась тенденция перехода от традиционной дефектоскопии к технической диагностике ТУ с применением комплексного подхода, включающего в себя определение параметров дефектов, оценку распределения внутренних

Рис. 1. Структурная схема определения остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Ростехнадзору Объект, выработавший расчетный ресурс Анализ состояния объекта контроля по технической документации (эксплуатационной, монтажной, ремонтной) и расчетам на прочность; анализ результатов ранее выполненных обследований и причин отказов деталей и узлов Визуальный осмотр, измерение геометрических параметров

Оперативная (функциональная) диагностика

100%-е обследование с использованием экспресс-методов НК Определение фактического НДС, выявление ЗКН и их классификация по узлам и механизмам образования Расчетная оценка близости металла в ЗКН к предельному состоянию

Дефектоскопия Определение механических свойств и металлография в аномальных зонах и зонах максимальной концентрации КН

Расчетно-экспертная оценка ресурса и принятие решения

Ремонт

Замена отдельных узлов

Вывод объекта из эксплуатации

(остаточных) напряжений, установление фактических структурно-механических характеристик металла с применением экспресс-методов НК, к которым отнесены пассивные методы НК, использующие внутреннюю энергию металла конструкций: метод акустической эмиссии, МПМ, тепловой метод. Все они получили в настоящее время наибольшее распространение на практике для ранней диагностики повреждений оборудования и конструкций. Утвержден и введен в действие новый стандарт ГОСТ Р 53006-2008 [3], где приведена структурная схема определения остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Ростехнадзору, с акцентом на современные экспрессметоды технической диагностики (см. рисунок) и отражены следующие основные положения: ■ в качестве основных критериев предельного состояния металла предложено использовать фактические энергетические характеристики, которые можно определить экспресс-методами НК; ■ учтены новые требования Ростехнадзора к экспертному обследованию ТУ, а также требования Федерального закона «О техническом регулировании»; ■ скорректирована структурная схема определения остаточного ресурса с акцентом на современные экспресс-методы технической диагностики; ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Продление ресурса с назначенным сроком безопасной эксплуатации

■ поверочные расчеты на прочность с оценкой остаточного ресурса предложено выполнять для ЗКН ТУ, остающихся в эксплуатации, с учетом фактических структурно-механических свойств металла, выявленных при обследовании. При реализации положений предлагаемого стандарта представляется возможным в большинстве случаев без выполнения сложных поверочных расчетов на прочность делать экспертную оценку ресурса ТУ на основе технической диагностики с применением комплексного подхода и назначать срок безопасной эксплуатации. Для конкретного ТУ возможна разработка более конкретной методики оценки ресурса с учетом его специфических особенностей. Литература 1. Соколов С.А. Металлические конструкции подъемно-транспортных машин / Учебное пособие. СПб: Политехника, 2005 год. 2. Родюшкин В.М. От поиска дефектов к поиску преддефектного состояния / Вестник научно-технического развития Национальная Технологическая Группа. 2009 год, № 4 (20); URL: www. ntgcom.com (дата обращения: 19 февраля 2015 года). 3. ГОСТ Р 53006-2008. Оценка ресурса потенциально опасных объектов на основе экспресс-методов. Общие требования.

141

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Для адекватной оценки Определение остаточного ресурса грузоподъемных кранов Владимир ТЕТЮКОВ, эксперт ООО «Подъемэнергосервис»

Согласно статье 28 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», по результатам экспертизы технического устройства, зданий и сооружений опасных производственных объектов «в заключении экспертизы дополнительно приводятся расчетные и аналитические процедуры оценки и прогнозирования технического состояния объекта экспертизы, включающие определение остаточного ресурса (срока службы) с отражением в выводах заключения экспертизы установленного срока дальнейшей безопасной эксплуатации объекта экспертизы, с указанием условий дальнейшей безопасной эксплуатации».

еобходимость выполнения оценки остаточного ресурса грузоподъемных кранов при осуществлении экспертизы промышленной безопасности зависит от множества параметров. В их числе срок эксплуатации, техническое состояние объекта, режим работы и интенсивность эксплуатации, количество ранее проведенных экспертиз и прочие. Например, превышение группы режима работы крана влечет за собой определение остаточного срока его службы. То же самое можно сказать и про грузоподъемные краны середины прошлого века, которые сейчас могут использоваться крайне редко. Может быть, после монтажа они эксплуатировались чуть ли не круглые сутки, пока необходимость в них не отпала. Конечно, многое зависит и от владельца подъемного сооружения. Если культура производства на предприятии на высоте, технические освидетельствования и плановопредупредительные ремонты выполняются в соответствии с ежегодно разрабатываемыми графиками, то и состояние такого крана поддерживается на приемлемом уровне. С отнесением опасных производственных объектов, на которых используются стационарно установленные грузоподъемные краны, к IV классу опасности количество экспертиз промышленной безо пасности и прогнозирование остаточного ресурса на них уменьшились незначительно. Крупные компании, как и прежде, обращаются в экспертные центры, чтобы

142

убедиться в том, что эксплуатируемые ими объекты действительно исправны и безопасны в работе. В предприятиях малого бизнеса с одним-двумя кранами ситуация складывается по-разному. Кто-то на экспертизах не экономит, а кто-то старается от них уходить. Но, с другой стороны, организация, имеющая опасный производственный объект, должна ежегодно сдавать в территориальные органы Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору сведения об организации производственного контроля с указанием состояния технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте. Возвращаясь к определению остаточного ресурса, отмечу, что эти работы тесно переплетены с экспертизой промышленной безопасности, ведь при проведении экспертизы оценивается и техническое состояние, и эксплуатационная документация, и условия работы крана, и другие параметры. Те же самые работы необходимы и при определении остаточного ресурса. Невозможно выполнить адекватное прогнозирование ресурса, не зная, например, условия эксплуатации подъемного сооружения, температуру и агрессивность среды, в которой он установлен. В настоящее время часто можно столк нуться с ситуацией, когда одна организация осуществляет экспертизу промышленной безопасности, а оценку остаточного ресурса того же крана проводит дру-

гая. В этом случае обе организации частично выполняют одну и ту же работу (определение группы режима работы, параметры среды установки подъемного сооружения и так далее), что, на мой взгляд, не совсем логично. Оценка остаточного ресурса должна быть всесторонней, то есть осуществляться по всем параметрам, таким как коррозионная стойкость, трещиностойкость, статическая прочность, жесткость, устойчивость, усталостная прочность, определение режима работы, количества баллов по бальной системе. К примеру, если имеется коррозионное повреждение, то уже необходима расчетная проверка прочности элемента или конструкции в целом. Большинство методик по определению остаточного ресурса грузоподъемных кранов включают расчет на усталостную прочность. В ряде из них присутствуют и другие расчеты (например на трещиностойкость). Нельзя сказать, что какая-то методика лучше, а какая-то хуже. Каждая имеет свои нюансы, свои плюсы и минусы. В любом случае точ-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

предоставленной владельцем. В любом случае, чтобы не получилось так, что расчетный ресурс оказался больше фактического, любая методика вводит коэффициенты надежности. Особо подчеркну, что опыт и квалификация эксперта играют здесь чуть ли не решающую роль, потому что собрать исходные данные и выполнить расчет – это только полдела, нужно еще и оценить результат проведенных работ, убедиться в его адекватности. Ведь именно эксперт принимает решение о необходимости проведения дополнительных исследований, таких как тензометрирование для замера действующих напряжений в металлоконструкции, определение механических свойств и химического состава металла, из которого изготовлено подъемное сооружение. ность результата зависит от тех исходных данных, которыми оперирует эксперт. Чем точнее эти данные, тем достовернее будет результат расчета. И здесь одна из трудностей заключается в установлении интенсивности эксплуатации кранов. Справки о характере работы, предоставляемые владельцем, в большей части соответствуют тому, что происходит сейчас, но не тому, что происходило 30–40 лет назад, и такую информацию уже вряд ли кто даст. В подобных случаях эксперт пользуется косвенными показателями, например, записями о выполнении ремонтов крана (какие узлы подвергались ремонтам), количестве этих ремонтов, периодичности замены канатов и другими. Зная эти сведения, уже можно косвенно судить об интенсивности эксплуатации крана и сопоставить это с данными справки о характере работы. Частично данную проблему решает установка регистраторов параметров. Если регистратор установлен на подъемное сооружение с момента ввода его в эксплуатацию, то такой прибор позволя-

ет четко отследить нужный для расчета набор показателей. Однако на действующих подъемных сооружениях, которым уже не один десяток лет, он уже не так эффективен, так как фиксирует данные за ограниченный период времени, а то, что было до установки прибора, так и остается неизвестным. Приподнять эту завесу несколько легче, если кран завязан в каком-то постоянном технологическом процессе, например в разливке металла, и всю свою долгую жизнь выполняет один и тот же набор операций, хотя и тут есть свои нюансы, так как производственные мощности предприятия не всегда используются одинаково. Из личного опыта скажу, что справки на краны, задействованные в постоянном технологическом процессе, чаще всего близки к реальности, и результат расчета соответствует состоянию крана. На кранах, выполняющих различные операции, приходится проводить оценку интенсивности путем подсчета количества циклов и определения массы поднимаемых грузов, а затем сравнивать это с данными справки о характере работы, ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в ред. от 13 июля 2015 года). 2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденные приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538 (в ред. приказа Ростехнадзора от 3 июля 2015 года № 266). 3. Соколов С.А. Металлические конструкции подъемно-транспортных машин / Учебное пособие. СПб: Политехника, 2005 год. 4. Правила организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте, утвержденные Постановлением Правительства РФ от 10 марта 1999 года № 263 (в ред. постановлений Правительства РФ от 1 февраля 2005 года №49, от 21 июня 2013 года № 526, от 30 июля 2014 года № 726).

143

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Принципы построения ограничителя грузоподъемности

М УСТ  К З  М ОПР ,

М УСТ = m Н × g × � Н − m И × g × [ � Ц × sin α − (b + c) ] ,

на стреловом автомобильном кране

М УСТ  К З  М ОПР , М ОПР = Q × g × [� × sin α − (b + c)],

М УСТ = m Н × g × � Н − m И × g ×m[н�×ЦМ sin bsin +ОПРcα), ]−, (b + c)] α [�−Зц(×М �×нУСТ −m иК Q≤

Дмитрий ПРОХОРОВ, начальник лаборатории неразрушающего контроля ЗАО СИФ «СеМак» Илья МЕРКУЛОВ, заместитель начальника отдела экспертизы промышленной безопасности ЗАО СИФ «СеМак» Александр АЛХИМЕНКОВ, главный инженер ЗАО СИФ «СеМак» М

К з × [�М× sinαК− (bМ+ c)], УСТ

ОПР

или = m Н × gМ×УСТ � Н − К mЗИ ×МgОПР × , � Ц × sin α − (b + c) ,

М ОПРМ=УСТQ × g × [� ×msin×α� − (−bm+ c[)�], [× sin α − (b + c)] ] Ц Н Н И ≤ m × g × � − m × g × [ � × sin α −, (b + c) ] , max = МQУСТ Н Н И К З × [� × sin α − (b +Цc)] М УСТ ×g ��Н ×−sin m ××−gg(××b[[+�� × ×] sin И Ц αα М = − (−b (+bc+)]c,) ] , [ mн=×m� Нн − m× c)sin α М цОПР КQ и УСТ З  М ОПР , (В.5) Q≤ ] К з × [� × sin αМ− (b + c ) ××gsin × [α� )×+sin c, α − (b + c)], ОПР R==Q(� где Q – максимальная масса груза, m msin − (b + c)] α М = Q � × ( b + c max ц ×−sin н××g�× н [− и [�α ОПР ], � НQ−≤m Иможет × g × [ �поднять − (b)]+,наc)данУСТ = m Н × g × Ц × sin αкран который mН × � Н − mИ [� Ц × sin +α cR)−]−(cb + c)] Кзα × [− � ×(bsin [ m × � − m � × sin − (b + c)] α Qmax ≤ ном вылете R. н sin нα = и ,ц Q ≤ (b[�+ c×)]sin α −� (b + c)] К З × [Связь �m×н sin α В статье приводятся расчеты характеристики отключения ограничителя × �между цК × наклона н −−m и углом [� × sin α −стрелы (b + c)]и з Q≤ − ×+ грузоподъемности на основе расчетной схемы стрелового автомобильного М ОПР = Q ×mКgНзопределяется ×× Н×sin вылетом αИ [−−� (Ц(bbвыражением ×[[��× sinmα +sin cc))]]α, − (b + c)], Q ≤ max крана, его конструктивных параметров и грузовой характеристики. К × [�� × sin c)]α − (b + c)] [�(Цb×+sin �αИЦ − R = (� × sin α )m+НЗ c× , (В.6) Н −m Q ≤ [ ( m × � − m × R − c) − (b + c)] , Н И sin α − (b ]+ c mцНИ×[�sin mн m × �Н н×max −� m + cα) − ()b]+ c)] α − (×bsin Ц × Н −[� Ключевые слова: грузоподъемность, грузовая характеристика, К З × [�� , тигде= ℓ и с –и постоянные для данного , Qmax QQmax ≤ ≤ =К sin характеристика отключения, стреловой автомобильный кран. [c� ×Rαsin ((Rb К з ×К[R �Зпараметры. ××−sin −(αЗ�(b××−+ cα)−+])bc+)−c],2c) па крана

sin α =

� В выражении (В.6) R =большему (� × sin α ) + cуглу , R −большее c R – вылет; α(0 ˂ α ˂ 90°) соответствует На рисунке 1 представлена расчетная ×Q sin mН × � Н − mRИ =�(Ц� sin ×sin αα==α) +f−1c(,(Rb) + c) знаmax , Qmax ≤ чение вылета R. � ДУС – датчик усилия. схема стрелового автомобильного крана. sin α − (bsin К З ×� � ×находим +α c) = R − c . (В.7) Из (В.17) Условные обозначения на схеме: Ц R−c mН × � Н − mИ × (α R− = c) − (b + c) � sin α – угол наклона стрелы, отсчитываеУсловие устойчивости крана отно� F =�k �П × FСП , Qmax = имеЦ мый от крайнего верхнего положения; сительно ребра опрокидывания Подставим ( R=Н − К З ×Rm −sin−2α cm))вИ+(В.5): �×Н(В.7) (×�b c, × ( R − c) − (b + c) β – угол наклона стрелового полиет вид � , Qmax = � � спаста, отсчитываемый от вертикальRmИ− Fm = ×QК�×�ЗНg×−+(m × −gЦ2c×)(; R − c) − (b + c) 0 Н И b М УСТ  К З  М ОПР , (В.1) R − cЦ × ( R − c)��−Ц(b + c) Qm R)m ной оси; ×=max �fН1 (=α − , max =И sin НQ � � К З × ( R − b − 2c) , θ – угол между вертикальной осью и где М УСТ – момент устойчивости; Qmax = Rc) ) К З ×Q(max R −=bf− 1 (2 отрезком прямой, соединяющим sin α М УСТ = оси m Н вра× g × � НМ−ОПР m–И момент × g × � Цопрокидывания; × sin α − (b + c) К,З – ко. (В.8) F = F СП 0 щения стрелы и стрелового барабана; эффициент запаса устойчивости (в соQ = f ( R ) β α sin( ) − max 1 F = k П × FСП � ℓС – расстояние от оси вращения стрелы В правой части все ответствии с «Правилами устройства Ц выражения ) − c) − (b(В.8) mН × � Н − mИQmax = Ff×1=((RR + c) параметры (КЗ, � и безопасной эксплуатации грузоподъдо центра масс (неизменяемой части); mН, mkИП, ℓ,× ℓFЦСП , b, с), кроме � × sin α , М ОПР = Q × g × � × sin α − (b + c) , �� Б × sin θ +модели Qmax = вылета =КИдля емных кранов» дляМ кранов, работающих ℓЦ – расстояние от оси вращения стрелы F0 = Q ×sing β+R, m × gконкретной ; Fc)= k × F кра- ; УСТ  К З  М ОПР , З ×2( R −2 b − 2 СП α + θ ) 2 × � × �ПБ ×� cos( � +�� Б − как со штучным грузом, КЗ =1,4) на фиксированы, до центра масс (изменяемой части); F0F==QkЦтак ×П g× F +СПmИявляются ×g ; конМ УСТ  К З  М ОПР , структивными параметрами. СледоваℓБ – расстояние от оси стрелового ба-m × � − m � × sin α − (b + c) � Ц н � МнУСТ =и m Нц × g × � Н − m И × g × � Ц × sin α − (тельно: b + c) , Qmax = f1 F )×. (В.9) рабана до оси вращения стрелы; Q ≤ Q ×θg + �m×Иcos × gα ; cos �( R 0Б = α sin � α К × � × sin − ( b + c ) � β cos = FСП Выражение = F0F0 = Q ×2(В.9) ℓ – длина стрелы; является грузовой Цха- ; g +.2m , М УСТ = m Н × g × � Н − m И × g × з � Ц × М sinУСТ c) ОПР , (В.2) α − (КbЗ+ М И × gsin α; β α sin( ) − 2 � + � − × � × � × .cos(α + θ ) � Б Ц Б образом, FСПкрана. = F0 Таким ℓСП – длина стрелового полиспаста; рактеристикой β α sin( ) − α М = Q × g × � × sin − ( b + c ) , sin α − (b + c) массы (не- грузовой характеристикой mН × � Нгде −m mНИ, m� ИЦ –×ОПР крана назыmН – масса (неизменяемой части) соответственно F = k П × FFСП 2 = F 2 sin α . , Q ≤ СП 0 sin sin θ α � × + � × max М = m × g × � − m × g × � × sin − ( b + c ) , α вается зависимость крана; частей краsin Ц � α+ � Б .sin( − 2β× − �× �) × cos(α + θ ) α −Н (b + cИи) (изменяемой) М ОПР = QУСТ× g × �Н×изменяемой) , ×Fg максимальной αмасКsin sin β =F = k × QБ × g +Fm И= З × � × sin α − (b + c ) θ + �;× sin α Б 0�×Б × sinможет 2Псы 2груза QСП , который mИ – масса (изменяемой части) крана; g – ускорение падения. поднять М УСТ  К Зсвободного  М ОПР , max β α sin( ) − sin = β 2 cos( ) � + � − × � × � × + α θ m × � н − mи � ц × sin α − (b + c) Б � Б 2 2 × � × cos α ; � на; кран данном величины Q≤ н F0 на =Q × g� Ц2++mвылете �ИБ ×−g2�×R, �××; от � +α θ) Б sin θ× +cos( � ×αsin К, з α× −� (×bsin (b + c) этого вылета. m × � − m � ц × sin b – расстояние от ребра опрокидываg+ ×cα))�+× csin + cα) − , (В.3) sin β� =× sin θ +��БЦ× sin α ; R =α=(−Q � ×(×bsin Q ≤ н Мн =и m М×ОПР 2 2 2 2 − (b + c) , sin β � Б=× cos θ m+ИБ� × gcos ) +θ � +α��Б + − �2 Б× − � ×2�×Б�××cos( + θα �; Б ×αcos( ния до оси вращения башни; Н αg К зУСТ × � × sin − ×(b�+Н c−) m И × g × � Ц × sin α cos × g2+ � 2 − �2 Б×××� ×cos Fβ == k П2 × Qmax cos α ) �;× α � Бθ×+cos( 2cos β� = + характеристика c – расстояние от оси вращения башкрана где Q – масса m−Нгруза. × � Н − mИ � Ц × sinmax α − (b� ++c)�Грузовая �Б2 БЦ ×sin × cos α ; 2 ×+�θприα α θ 2 cos( ) − × � × + R c Б msin × � − m � × sin − ( b + c ) α 2 , FСПв=паспорте ц н Qα н = ≤ и подстановку F�0 + � Б −стрелового max αcos 2�× �.××cos cos( � Б θ× +автомо+ θα) ни до оси вращения стрелы; водится Произведем (В.2) и(b (В.3) Q ≤ � × sin ) К × � × α − + c mН × � Н − mИ � Ц × sin α − (b +�c) sin( β − αБ) З β cos ; = α К × � × sin − ( b + c ) α = Q × g × � × sin − ( b + c ) , ℓН – плечо силы веса бильного крана в виде таблицы или гравМ (В.1) и разрешим неравенство относи(неизменяемой , Qmax ≤ з ОПР � Б × cos2 θ + 2� × cos α ×отсутству�α × �+Б θ×)cos( α − (bQ: + c) cos ; α +θ) З × � × sin фика тельно части) крана относительно ребраКопро� 2 +2 2). � 2Б В2−ограничителе 2 ×� � +×2�� ББ −×22cos( mИ × g β =(рис. � αcos( − 2α × �+×θ�) Б × cos(α + θ ) � m + �× g θ2 ×+��××�+sin × Fsin Qα×) g+ + Б − Б ×Б sin R==αk(�П−×× sin c, = k ют кидывания; mНm× ×� Н� −−mmИ ��Ц ××sin × g +� Б И×непосредственно �βЦП =× Qдатчики, 2 ××� × cos α 2измеряю; α − ((bb++cc)) , Fsin ц н н �Ц и Q ≤ 2 � × 2 2 � × cos α 2 2 2 низкой точности (В.4) ℓИ – плечо силы веса (изменяемой части) (�� БЦ груза α�Ииз-за − m�массу × Цsin −×b�g− m Н × � Нщие c×)cos( − 2α × ×) g2 × � ×� � +Б �×Бcos( m � + � ( ) ( ) ×Q � Н≤α−) +mcК × R − c − b + c 2 + − × × + α Rm = (max sin m И × Иθ− sin ( ) × � × α − b + c Б Н� × И,К Б З × � × sin α − (b F + c ) = × × + × k g 2 2 = × × + × F k Q g з max П � подобного отбора информации. Датчик относительно ребра опрокидывания; Пm × g R − c � + � − 2 × � × � × cos( + ) α θ , Q =

[

]

[

]

[ ]

]

[] [

[ [] ] [[ [ [[

[

]

[ ]

]

[

]

] ]

] ] ]

]

]] ]

]

]]

α − b − c�)Ц Б �БЦ 2 × � × cos α 2 × К З × (� ×Иsin × g + � 2 + �×2Б − 2 ×2cos( mQ К × ( R − b − 2c) sin α = �F = k П × Б� И ×g � 2�+ −cos ×α �+×θ�)Б,× cos(α + θ 2α mИ × g × � × Б R−c З � 2 × � × = × × + × F k Q g Ц θ α cos cos � × + � × maxα×)sin П,α − (max = × × + × F k Q g [ ] = sin α ) m × � − m � b + c Б R = ( � × sin + c max max П Информационно-консультативное издание Ц промышленной и экологической Н Н И по � Ц= безопасности α � Ц 2 × � × cos α� 2 +2�×2 �−×; 2cos , cos β Qmax ≤ � 2 2 2+× m � + � − � ×И2 �×Бg×2×cos(α + θБ ) × � × � Б × cos [ ] sin ( ) К × � × α − b + c Б З × Fmax = k П × Q g Qmax = f1 ( R) max + θα) � = k × Q × g + mИ × g × ��FЦ+ � =Б −f 2(α× ).� × � Б ×2 cos( R−c × � ×αcos , max 2 ( RП − c) max − (b + c)] sinm αН=× � Н − mИ [FmaxЦ × α � × � × 2 cos Ц � � �Ц Q = 2 2 , max

144

[

]

[

]

[

]

М УСТ = m Н × g × � Н − m И × g × [ � Ц × sin α − (b Q + max c) ]≤, 2 � + � ,− 2 × � × � × cos(α + θ ) ××(gcos( �×2БЗQ× −×[2�g××�+sin ×m�αИБ − b×+ α c)R]+=θ()� ×Б sin α ) + c, Б М УСТ ×+sin sin bF++ �c= c))k]]+,П, К × m ] М УСТ = mМ g ×=� m −××mggИF �mЦИИ××××Q sin cИ)αα ,−−g((× α[[×УСТ ×××��gНН×=−−[km gg ×× ��−ЦgЦ(b× b Н × Н НН М  К М , УСТ = m + , 2 × � × cos α З ОПР max max П � �Ц 2 × � × cosЦα R−c sin α = М ОПР = Q × g × [� × sin α − (b + c)], R = (� × sin α ) + c, 2 2 [ ] α М = Q × g × � × sin − ( b + c ) , � + � Б − �2 × � × � Б × cos(α + θ ) ×[�(b×Н+sin −cm ×(bg+ ×К[c)З�]Ц,М× ОПР sin α − (b + c) ] , m × g ]И, −УСТ М ОПР = QМ ×КУСТ gОПР ×=[�=m ×QНsin )α ОПР ××gαg×− М М УСТ М З  М ОПР , × , Fmax = k,П × Qmax × g + И � Цc 2 × � × cos α R− mн × � н − mи [� ц × sin α − (b + c)] sin α = [��цm(цb××+sin mин[�××ц��×н sin −m m sin α −−((bb ++ cc))]] Q ≤mн × � н − m � αи×и[−− Рис. 1. Расчетная схема стрелового автомобильного крана m н[ �m= н − ×sin �НОПР ×�Иsin −[b−�−Ц(bc×)+sin М m gb= ×+ �c×+Н)c](gc)�−α])×Цm ×sin gα ×α − И(b×+gc) ] ,�m α � 2 +×��2Б −−2m × � ×[ � Б Ц× cos( Q ] М УСТ = m Н × gQ× ≤ �М − mИQ ×≤≤ g × − ( b , α m [ ] Q × c ) , Н×М Н И К  М , УСТ [ α К × � × sin − ( × ( Rα−+cθ) )−.(b + c)] Н УСТ Ц З ОПР з k × К × [� × sin α − (b + c ) ] Н Н И FК = × + × g max × [�П× sin ] αзз ×−[�(Кb×+sin c ) � ] α К − ( b + c ) з 2 × � × cos α �QЦmax = , Ось вращения платформы З × (� × sin α − b − c ) К З × ( R − b − 2c) М УСТ  К З  М ОПР , � (В.17) ×α� н−×−c(sin (b + c)] α)]− sin mmН ××� gН ×m−[ m ×m +[gc�−)ц×]×([�bsin М УСТ = m Н ×М g ОПР × � Н=m−Q �× )bm αm =+ Q ××Иg� × [−�m×mННsin (sin bm +М [ЦИ�α��×Ц[НQ�Н−sin ] −стрелы ×Ц−− αн−c[�)�(−]bЦЦ,(+ b×Оголовок c]×)и,αα ] И × g � 2 + � 2Б − 2 × � × � × (αR−−bc−) − ]αmН, Н×−�×(bН�+−Н cm−)И]m, ×И([� Ц ×Цsin sin (,b × ++sin cc)m c)(b + c)m ≤ Q И× ИИ [ОПР max ≤ НQ Н ≤ , Qmax ≤ Qmax max К F = × × + × k g � , ≤ З × [� ×Кsin×α[�−×(sin [ ] α К × � × sin − ( b + c ) b +М П = з c) −]((bbmax ++КccQ ]max М ОПР , Qmax = f1 ( ,R�(В.17) )Ц (�sin 2 × � × co α−R(−− × sin К�З ××В b+−cc))] ,выражения ] ×−УСТ К З × [� × sin c)αα З ×−[�(b З))] sin К Зα ×=+ правой части все [ М m g × � − m × g × b α ( 2 ) К × b − c УСТ Н Н FИsin = −f 2((bαЦпараметры, ). c)]З max α кроме угла α , для конкретной [ m × � − m � × + Стреловой [ ] m × � − m � × sin − ( b + c ) α ц н и α − (b m М ≤ОПР н= Q ×н g × [и� ×цsin + c)] QНc≤)×],�нН − m Q полиспаст И [� Ц × sin α − (b +модели так как явR �sin × csin , α− ≤ К))m+з+×cc,× b +αc)−] (b,+ c) крана α R+× =cα+g ()]�c�×+ ×�sin ,[�g××sin α�Q×(=−max К з × [� ×М (bsin ) [−�αЦ(b−×+(sin ] ,f1 ( R) фиксированы, α Rsin =УСТ(= ) , m R = ( × Н Qmax =конструктивными ] ) КН З М × [�И× sin α c ляются параметрами. F = k × FСП П [� × sin α − (b + c)], Q× ОПР = Q × g max = f1 ( R ) mн × � н − mи [� ц × sin α − (b + c)] Следовательно: Fmax = f 2 (α ). (В.18) Центр масс + c)] Q ≤ mН × � Н − mИ [�sin )]−−� cНc − mИ [� Ц × sin α − (bВыражение × sinR −c−(αbcm+=НcRR× −R (В.18) является харак=+α � =(bQ sinαЦα−α , неизменяемой части К з × [� × sin csin )]≤α == QR,×=g(�××[�sin sin QДУС max max ≤ α ) + c , ] α М × sin − ( b + c ) , Q ×, g +ограничитеmИ × g ; � М Fотключения К ЗF0М=ОПР � ОПР Крюк [ ] m × � − m � × sin − ( b + c ) α [ ] sin ( ) К × � × α − b + c � УСТ � [ ] sin ( ) КСтрела × � × α − b + c теристикой ц н н и З F = k × З П СП � Q≤ Ц Q = f ( R ) max 1ХарактеристиК з × [� × sin α −ля (b грузоподъемности. + c)] )] масс mН × � Н − mИ [� Ц × sin α − (b изменяемой + cЦентр R×−sin c α − (b +ка части отключения ограничителя грузо� [ ] mн ×��,нsin −m � c ) Qmax ≤ = α ц� × sin α ) + c, R и= (М × sin c�,cЦ≤)] � ЦЦ ×0 подъемности g= ×Q�×Нg−+m × [ �; Ц × выглядеть sin α sin − (αb + cпо) ], mИИ × g может Q УСТ НF К З ×R[�=×(�sin α −α×[ )(��b+Ц+ � (b=+ m [ ] ( ) ) m − m × R − c − c . F = F � ] ( ) ( ) mm × � − m × R − c − b + c � Н m−ННИm − зc××)m b×sin И (R К (−[R ×И�[НН − m× c+ α)−](−bm(+bИ c[+�)]cЦ)×] sin α − (b + c)] Ц СП �Н(×− 0 �)Нc− Н Н ×Н И[ Ребро � β α sin( ) − � разному. Если воздействие на датчик � � Qmax ≤ , R QQmax = Qmax =опрокидывания , − c ,, (b + c)] М ,  К  М , max = Qmax = R×−(×cR(−RbК К Rc−−) bb −−sin УСТ З ОПР З=× [� × sin α − 2×−c(()R К ЗК −ЗЗb× усилия возрастает таким образом, что 22cc))К 2 − α = sin α З R = (� × sin α ) + c, m × � − m [� × sin ] α� × sinUα� − × sin (bвыходной + c )= [ Q × g × ( b + θc)+],� × sin α � α −М �Q ≤m Н× � Н− m И[ ЦЦ × ( R сигнал увеличивается sin ОПР . ДУСБ − c) −F(СП b +=c,)F]0sin β = Н Н И max ; β sin(степени, − α )2 чем Ось вращения в большей выходной сиг� [ ] sin ( ) К × � × α − b + c 2 З Q)max == ff1((RR)) (� × sin=αm) + c×, g ×, � − m � ×+g�×Б [−� 2 ××�sin × �αБ ×−cos( αc+) ]θ, ) Qmax ( b + R −=max c f1 (=RQ стрелы QQ R) 1 К × ( R −Rb=М УСТ Н Н И Ц max = f 1 (max − 2c) нал датчика угла UДУГ, то характериsin α = З mн × � н − mи [� ц × sin α − (b + c)] �Ц � �Ц является возрастаsin [ )c−�(Бb×+отключения m × � − m ×c=(, RQR−≤−cстика c)]θ + � × sin α mН × � Н − mИ [ × ( R − c) − (Нb + RcН)=] (� ×Иsinsin β α ) + �(b ×+ cos [ α К × � × sin − c)];θ + � × cosнаα � ющей функцией. Если Суммарная сила тяжести груза (изусилия обычно устанавливается на си� 2 2 з α = � + � − cos , ×=� Б × cos(αБ воздействие QmaxF== k × FQmax, = f1 ( Rsin β ; Qmax = 2 ) (b + c)], × � + θ ) Б � =−kbП части), П СП М ОПРусилия = Q × gприводит � ×� 2sin F)F= k приведенная К З × (R b − 2c)датчик меряемой к− оголовых элементах крепления стрелы, в К З × F( RF П × FСП = k−×П2F×cСП 2 ×к−�тому, cos(α + θ ) �×2 [+ −α × � Б × что СП Б � Цстрелы: U частности на стреловом полиспасте и U ДУГ возрастают в одинаковой ] α� = R − c mН × � сН − mловку × ( R − c) − (b + c)sin mДУС И[ Н × � Н − m И [� Ц × sin α − (b + c ) ] � θ +характеристика � Б × cosто � × cos α � ; � Qmax ≤ степени, , помощью растяжек, при Q этом=одновре- F = Q ×� g F отключе= Q × g + m × g +00)m=ИQ××gg + m ;�ИИ × g, Qmax; =cos f1 (βR)= � Ц 2 max mЗн ××[��н×m −sin m×иα[g�−ц (×bsin Q0Fmax ==Qf1×(F R К +� 2cα+);]�−2Б(b−+2 c×)со�] × � Б × cos(α + θ � F = k × F 2 g + m × g ; ( 2 ) К × R − b − c менно учитывается масса стрелы. Мения ограничителя представляет (В.11) П СП Ц� � И× И �Ц З0 [ ] Q ≤ ( ) ( ) m × − m × R − c − b + c α θ 2 cos( ) � + � − × � × � + Ц Н Н И Б× Q × g + Б = × F k � П � бой горизонтальную К з × [�� ,× sin αлинию. − (b + c)В]2этом сто установки растяжек и расстояние × � × cos α QmaxЦ = Ц � Ц КЗ × � ( 2 ) R − b − c между ними указывается в конструкслучае датчик не нужен, и он в состаα sin Q × g + m × g ; αmFНF×0 �=sin 2 2 [ ] α R = ( � × sin ) + c , ( ) ( ) − m × R − c − b + c Qmax = f1 ( R) Fsin = α Н ИF. = Иk × F m × g � + � − 2 × � × � Б × cos( + θ ) же αЕсли FСП = k=П F×0 FСП .;(В.12) СП sin FСП = F00 sin( торской документации. β −−=ααk))П. × Q�П× g �+СПЦ И ве ограничителя × m Н ,× � НБ −mmИотсутствует. Q = − αα Ц × sin �2 α + �−2Б(b −+ 2 ×c)�]× � × cos(α + И×[� sin( )sin(.βF g max β F = F СП 0 Вылет R не может быть изменен невоздействие таково, , Б × � × cos α 2cf)�Q= К З × (R − b −F=max + 2датчик ×усилия k ≤× Qmax × g на Цmax sin( β − α ) Qmax 1 ( R )П sinc α − (bв +меньшей К З × [возрастает ��R× − c)] 2 × � × cos α � � посредственно, он контролируется изДУС = Ц sinUα =� ×Qsin × gαsin + mαИ × g что ; сигнал F0 = QF×=gk�+ m × gθ +�� Б;××sin sinFα θF++0 = Иsin × × F sin θ α � × . F Б � П СП � мерением угла α. Таким образом, степени, чем U при , то характеристика Б � sin ββ == ; СП 0 ; sin β = sin � 2 + � 2Б −ДУГ2 × � × � Б × cos(α + θ ) β( R−)α ) ; mЦ × g sin( = f1α αQ × cos( � × 2sin θЦ2 + � ××sin построении ограничителя грузовая ограничителя является, × Qmax × F×max α=��+БkБmax θ× ��×× α; ++×θθg))+ Иотключения sinхаβ = � 2 + � 2Б −Б 2��×2 �++×��2БББ−−×22cos( П )cos( α )α+ c, R =2(×� �××sin F = k П ×�убывающей FЦСП cos рактеристика крана преобразуется в F ха-= Q ×�g2 ++m� 2Б ×−g2 ×� �;× � Б × cos(α + θ ) (В.13) функцией. α sin α sin 0 И sin � Ц отключения опре= Fθ0 + � × sin α . Вид;характеристики � � .=× cos θ +�F�БСП××cos рактеристику отключения ограничите- FСП = F0 sin α sin( β − αm) m θαЦβ cos2θα + 2� ×F cos � sin( R �+)ББ�×× cos β − cc)) − (b + Б=× cos (�ИЦ[× sin α×−(R × �Н Н×�−�m ×m b −−cограничите� 2 + � 2Б − 2 Н И− m Иc)×] g β cos ; m Нαделяется =F;×kα ×Q�F×СПg× + ля. Грузовая характеристика кранаcos стромодификацией β = cos β = П ; 2 cos( ) � + � − � × + θ = × g ; = sin α � 2 2 × × + × g Б 0Fmax =Бk И 2 2� × П 2 2 θ α cos cos + � × , Q = cos(αα ++θθ))max ля грузоподъемности. ×��+Бθ××)cos( −Б 2��× �++×��БББ−−×22cos( ××��×α sin α× − 2× − cb) −Таким �Ц К� ЗЦ× (� × К ится в координатах, соответствующих Б cos β = � + � Б sin ; ( Rb − 2�c) образом, α З 2θ + � × sin sin sin θ α � × + � × α . FСП =� Б�F20×+sin � Б параметрам крана, измеряемым ограограничитель грузоподъемности вос(В.14) α θ � − 2 × � × � × cos( sin β = =�2QБ; ××�+ g2 +−)θmm+ ××gcos×α;sin α − b − c;) sin(Бβ − α ) sin β Б2=F0 m cos И � � 2 + � 2Б − 2 × � × � Б × cos(α + θ ) 2 m И × g характеристиН − 2× И �××(� Ц × cos( ничителем. производит грузовую ; = � 2βcos( ) � + � � + α θ 2 + 22)Н− � 2m+ � × − 2 ×m ��×И2 cos �+ × + α θ α sin � � 2 × � × � × cos( + ) α θ Ц Б Б F = × × + × k g × g Б g Б )cos(α + θ ) . θ×F 2× � ×П�+�2 ×�+�ББ�Б− 2cos( ×2К�×F ×�α�×(�+Б�Б= m × g�max Б −2 Q××Произведем ×0cos( Q = f�1 (ЦR) �вЦ виде характе)) 2 × � × cos α α −α ×Бsin −+cθ bку Сила натяжения стрелового крана (В.13) × QFF×==gkk+ПП ××ИQ F = k П полиспаБ −(В.11), З ×СП gg×++ И� 2 ××подстановку 2 − α )m Н × �max ( Rf −(αc).).−Для (b + c)] 2 × � × cos α sin sin θ α � × + � × � 2 × � × cos α + � − 2 × � × � × cos( + θsin( ) βристики α Ц Н − m И [ F ×= � 2 × � × cos α × m g БЦ ста FСП преобразуется в силу,sin и (В.14) в (В.12) и (В.10): отключения приложенБ Б Ц И max 2 ; � × cos � F = k П β× =Q × g2 + 2� Б × cos×θ + � × cos α sinθα+ � × Q α= cos , Б max ную к датчику F: F = kП  FСП cos , (В.10) стрелой бу. кранов с телескопической = F2α 2 cos βα 2=+×θF�)СП ; β = � + � Б�−Ц2 × � × � Б × cos( × ;cos �2 Б×�β− 2×α ×sin �+Б�×α cos( + θ ) К З × ( R − b − 2c) mα gθ�)222 + ��2 0 +−sin( sin αα × )�××θcos( И�22× 2� × 2cos( Б− θ ) � × � + � 2 +m�F2Б ×= −g2k × � × + где k П – коэффициент преобразовадет значение характеристик отключе+ � − × � × � × + 2 cos( ) α θ ×g�g+ − 2 ×sin ×m�Q ×Б+ � ×β×�Б = ×Бcos(α +Б θ ) Б F = k;П × FСПQ = f ( R) И × g П+ m ИИ × g Б× � + � Б Б− 2 ×2� × �2Б × cos(α + θ ) , Qmax ×Fmax +Q × Fmax = k П F Q max ==×kkППg ×× × 2 �Ц , � �+ � Б 2−α×2�,××�cos ×ния �α Fcos( α)). и значение ния. грузовых max 1 max max × g + max =α f+ 2 (θ Б × 2 � × × 2 cos �×Ц cos × �2××cos θ + �× � Бm α×+sin �××cos( 2�××Бsin cos �Ц cos + �αБ2 − ��×Бα α θ )αхарактеристик Q = f ( R) для различЦ θ + � И ×2 g Сила натяжения F стрелового полиβ cos ; = 2 2 1 2 � ) +2 � Б − 2 × ,� × � Б ×;cos(α + θ max ) × g α +2 θ 2 ×β� =×α�+Бmθ× cos( max = k П × Qmaxm×2g � × +g 2 � + ×� −sin спаста пропорциональна стрелы × gm + И2�×2×И)+g� �×2Бcos ×−�2α×+��(В.15) Fcos( ; + �И + � Б× −� 2ЦF× �=×k�БП Б××Qcos( F = k П × весу Q × g груза �θ×ных ��Б+××длин +×θg)+ mℓ.И × g )0 =ααQ ×ББ�−×Б 2cos ××cos( α θcos + � 2 × � × cos α Q = f ( R ) � = × × + × , F k Q g � 2 × � × cos α β cos ; = Ц Q g и весу (изменяемой части) mИ gЦ max max 1 Ц max П α �Ц � 2 + � 2Б −22××��××cos �Литература Б × cos(α + θ ) или (см. рис.1). � 2 +2� 2Б −2 2 × � × � Б × cos(�αБ ×+cos θ ) θ2 + � ×22 cos2α F = k П × FСП mИ × g F = km Q�× g−+m 2 × cos = � −) +2��×2Б�++×−��2 ×××Правила ��α× ×+� Бcos( + αустройства sin α2−−β×bbm −××g ×((�−��bЦ+−××�csin mИН ××m�(��ИНЦ× m ×2m g2Иα+××+�gg2Бθ �−−×cc�)×) Бm ×И cos( 2cos( cos( αθ++)θsin θ)) α и безопасной −×�1. ×) cos( П ×× m Б×;� sin ) Иα θ � ББ − Б − α − × m 2 α × g Н Н 2 Н Н И Ц Б Б И � 2 × � × cos α И × g +�×× gg+×++� Б −×2 × �×××,� Б ×2 cos( , . F×max = k П × Q = kmax k П ×× g + Ц × =Q Fmax . кранов. – F 2α + θ ) FСП = Рис. 2. Грузовая характеристика эксплуатации грузоподъемных max Fmax . = k П=×kFFПmax × + g max 0 П α β+.θ− )α ) sin cos ×((b��−××csin α× �ααБ × cos( 2�×Бα�22−×××2cos α� Ц m��ИЦЦ×2 g ×22× �� ×+cos �КαЦЗЗ ×− ×�cos sin( � ) αα −−bbF−−=c2c))k× � × К ��× ××�cos К З × (� × sin Ц×g + стрелового автомобильногоmкрана Q М.: /ПИО ОБТ, 2000. F = Q × g + m × g ; П α0+αθ ) × �cos( mИ × g �� + � Б − 2 × � × � 2 И Н × � Н − m И × (� Ц × sin α − b − c ) Б × × cos 2 2 � Ц Fmax = k П × . × + × g 2. Щербаков В.С., Тихонов Ю.Б. ИзуЦ 2 2 � + � − × � × � × + 2 cos( ) α θ 2 2 × m g Б � α − b −�c ) + � − × sin α +αθ ) �×αcos( + � Бα−�+2 θ × )� × � Б × cos(sin Q, T m22×× ��g× �cos × ЗgF×+(�=×Иksin×αm ×−Нb×−�cН) − Бm И × (� Ц m Fmax = k П × Qmax К И ×Цg чение ограничителя . × g,Б+ И sin β × =Б характеристик Б × sin θ + � × × F = k П × Q2××g�+× cos max � П ; Ц 2 × � × cosα α+θ) − c) К З × (� × sin α − �b α 2 α 2 2��×Ц2�+×грузоподъемности. Методические �cos Ц mИ × g(В.16) Б − 2�× � ) +×��2ББ−×2cos( ×�× � Б sin × cos( α α + θукаF = f ( ). α = × × + × , F k Q g F = f ( ). α max 2 F = f ( ). α F = F0 работе. –. Омск: max 2 П max max 2 зания к лабораторной где Fmax – приложенное усилие, 2 2 к ДУС α × � Н −mmИИ ××g(� Ц ×�sin mcН)max cos( α )+ θ ) � 2Б СП − 2 × � × �sin( m Н × � Н − m И × (� Ц × sin α − b − g +2θ×)�� ×+cos +α� 2Б− −b�2−Ц×c)� × � Б ×mcos( −α Б ×β И ×α 2 2g + СибАДИ, 2001. максимальной для Fmax = kсоответствующее . × × × Fmax = k П × . × + × g П � + � − × � × � × + 2 cos( ) α θ × m g Б Б (�f�2g sin α Д.М., ×(α+ ×,�θ×Маш К З =× × b −×c) 2 × � × cos α � Ц 3. Сушинский ) К З × (� × sin α − b −Fcданного Fmax ). αИ−груза. cos α Шишков � Б × 2cos +cos �× Цмассе Q В.А., max = k П ×вылета max Q = �ff1((RRF ) cos β = ; Qmax = f1 ( RQ) max max = 1Ц ) max = f 2 (α ). 2 × � × cos α 2 sin α � × sin θ + � × 2 безопасности Н.А. Приборы грузоподъm Н × � Н − m И × (� Ц × sin α − b − c) � 2 + � 2Б − 2 × � × � Б × cos(αsin + θβ)� = + � Б − 2 ×Б � × � Б × cos(α + θ ) ; mИ × g 2 Учебно-методическое 2 емных .кранов. поFmax = k П × × g + подстановку × Произведем (В.8) в (В.16): 2 cos( ) � + � − × � × � × + α θ Б Б ( sin ) 2 cos α α × � × − − � × � × К b c Qmax = fЦ1 ( R) З Qmax 2001. � Ц ×F=sinf α(=R−)f b(− m × � − m И × (Q c) собие. 2 × � × � Б × cos(α + θ ) � 2 2+ �–2Б Ч − I. m И– ×СПб., g 2 max max1 Fmax= =k Пf ×2 (α Н). Н 2 α ). × g 4. Fmax . +m × �В.А., Сушинский Маш + � × � × �Шишков × g Б − 2Д.М., Б × cos(α + θ ) И 2 ×θ� + × cos К З × (� × sin α −Fb=− kc)П × Q × g + � Ц × � Б × cos � грузоподъ× αcos α Н.А. Приборы безопасности 2 2 � Ц=+ � Б − 2 × � × � Б × cos( 2 × �α×+cos ; m Н × � Н − m И × (� Ц × sin α − b − c) θ) α m × g cos �β 2 Учебно-методическое 2 кранов. Fmax = k П × . αпо×= gf +( R) И емных × θ 2 cos( ) � + � − × � × � × + Q Б Б Q = f ( R ) Fmaxmax= fК ).(� × sin α − b − c) max 1 � Ц собие. – СПб., 22001. × � × –cos 2 1(Зα× Ч αII. R, M Qmax

� 2 + � 2Б − 2 × � × � Б × cos(α + θ ) m ×g =× f2g (α+). И × Fmax = k П ×Fmax Qmax � 2 + �22Б×−�2××cos � ×α� Б × cos(α +,θ ) m ×g 145 =ТехНАДЗОР f1 ( R) № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru × F = k П × Q × g +� Ц И �Ц 2 × � × cos α Fmax = f 2 (α ). Qmax = f1 ( R)

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Предотвращая перехлест Повышение безопасности при эксплуатации кранов-трубоукладчиков KOMATSU D155C-1, KOMATSU D355C-3, CATERPILLAR 594H Илья МЕРКУЛОВ, заместитель начальника отдела экспертизы промышленной безопасности ЗАО СИФ «СеМаК» Дмитрий ПРОХОРОВ, начальник лаборатории неразрушающего контроля ЗАО СИФ «СеМаК» Александр АЛХИМЕНКОВ, главный инженер ЗАО СИФ «СеМаК»

В современном строительстве магистральных трубопроводов кранытрубоукладчики KOMATSU D155C-1, KOMATSU D355C-3, CATERPILLAR 594H являются наиболее универсальными грузоподъемными машинами и используются практически при всех видах работ: в составе изоляционноукладочной колонны при укладке трубопроводов в траншею, сварочномонтажных работах, транспортировании, погрузке и разгрузке труб и плетей, а также при монтаже и других подъемно-транспортных работах.

ринципиальные отличия кранов-трубоукладчиков KOMATSU D155C-1, KOMATSU D355C-3, CATERPILLAR 594H от других грузоподъемных машин заключаются в том, что при работе в колонне при укладке трубопровода в траншею нагрузка на крюке крана-трубоукладчика носит переменный характер, так как зависит от массы и упругости приподнятого участка трубопровода, рельефа местности и согласованности действий крановщиков (машинистов). Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» [2] устанавливают требования к эксплуатирующим организациям по обеспечению безопасной эксплуатации подъемных сооружений (ПС). В частности, эксплуатирующая организация обязана обеспечить содержание ПС в работоспособном состоянии, а также безопасные условия его работы. Однако на практике при проведении экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) или технического диагностирования (ТД) подъемных сооружений мы не раз устанавливали нарушение этого требования. Так, во время выполнения технического диагностирования отработавших нормативный срок службы кранов-трубоукладчиков KOMATSU D155C-1, KOMATSU D355C-3, CATERPILLAR 594H имеет место дефект, связанный с особенностями конструкции крана-трубоукладчика – при подъеме-

146

опускании крюковой обоймы с грузом и без груза не обеспечивается равномерная укладка каждого слоя грузового каната на барабане. Канат укладывается с перехлестом слоев, что приводит к его раздавливанию, местному уменьшению диаметра грузового каната на месте разрушения органического сердечника, волнистости каната, выдавливанию сердечника. В соответствии с требованиями приложения № 4 к [2], такой грузовой канат подлежит замене. Существуют два способа снижения преждевременного износа грузового каната во время эксплуатации кранатрубоукладчика: ■ периодически проводить правильную укладку слоев грузового каната на барабане машинистом кранатрубоукладчика; ■ установить на грузовую лебедку крана-трубоукладчика устройство для обеспечения равномерной укладки каждого слоя грузового каната в виде прижимного ролика. Практика показала, что первый способ не является эффективным – машинист крана-трубоукладчика при интенсивной работе грузоподъемного механизма не может одновременно укладывать грузовой канат на барабан и управлять механизмами крана. Зато второй обеспечивает правильную укладку каната при навивке его на барабан во время подъема-опускания крюковой обоймы с грузом и без груза. Прижимной ролик имеет крестовину, свободно поворачивающуюся в не-

больших пределах во втулке, приваренной к рамке. Рамка установлена на оси в кронштейне, закрепленном на грузовой лебедке крана-трубоукладчика. В крестовине находятся подшипники и ось. Ролики крепятся к оси шпильками и вращаются во время работы грузовой лебедки вместе с осью в подшипниках. Поворачиваясь вокруг оси под действием пружины, они прижимаются к грузовому канату, предотвращая тем самым перехлест его витков. Необходимость использования таких роликов была прописана в ПБ 10-157-97 «Правила устройства и безопасной эксплуатации кранов-трубоукладчиков» [2], отмененных 12 ноября 2013 года. Имеются в виду пункт 2.4.3, согласно которому «гладкие барабаны и барабаны с канавками должны иметь реборды с обеих сторон, реборды должны возвышаться над верхним слоем каната не менее чем на два его диаметра, и при навивке каната на барабан должна быть обеспечена равномерная укладка каждого слоя». Сейчас это требование законодательно не закреплено, хотя установка прижимного ролика на грузовой лебедке кранов-трубоукладчиков KOMATSU D155C-1, KOMATSU D355C-3, CATERPILLAR 594H – эффективный способ продлить срок службы грузового каната при эксплуатации.

Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (ред. от 13 июля 2015 года). 2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», утверждены приказом Рос технадзора от 12 ноября 2013 года № 533. 3. ПБ 10-157-97 «Правила устройства и безопасной эксплуатации крановтрубоукладчиков», утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 20 ноября 1997 года № 44, отменены приказом Ростехнадзора от 12 ноября 2013 года № 533.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Надежный подъем

Ограничитель предельного груза для стреловых самоходных подъемников с рабочими платформами Илья МЕРКУЛОВ, заместитель начальника отдела экспертизы промышленной безопасности ЗАО СИФ «СеМаК» Дмитрий ПРОХОРОВ, начальник лаборатории неразрушающего контроля ЗАО СИФ «СеМаК» Александр АЛХИМЕНКОВ, главный инженер ЗАО СИФ «СеМаК»

В современных условиях основным средством безопасного выполнения работ на высоте при обслуживании и ремонте эксплуатируемых объектов являются мобильные подъемники, основное назначение которых – подъем людей с инструментом и материалами на высоту в соответствии с зоной обслуживания.

одъемники могут использоваться при строительстве и ремонте зданий и сооружений, проведении монтажных, профилактических и ремонтных работ на линиях электропередачи с использованием рабочей платформы, а также при выполнении другой деятельности, требующей доставки людей и оборудования на высоту. Одним из основных рисков при эксплуатации мобильных подъемников является опрокидывание или разрушение рабочей платформы либо узлов ее крепления к стреле вследствие перегруза. В связи с повышенной опасностью использования подъемников на них устанавливают специальные приборы и устройства безопасности, в том числе ограничители предельного груза (ОПГ). Необходимость установки ОПГ регламентирована пунктом 20 раздела «Грузоподъемные машины» приложения 2 к Техническому регламенту Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования» [4], пунктом 4.11 ГОСТ Р 530372013 (ИСО 16368:2010) «Мобильные подъемники с рабочими платформами. Расчеты конструкции, требования безопасности, испытания» [5] при применении изготовителем этого стандарта на добровольной основе. В отношении подъемников, находящихся в эксплуатации, необходимо руководствоваться действующими с 7 марта 2014 года на территории РФ Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» [3]. Согласно подпункту «г» пункта 10 ФНП по ПС для предотвращения и (или) мини-

мизации последствий аварий, инцидентов на опасных производственных объектах с учетом возможной потери жизни и (или) здоровья людей подъемные сооружения должны быть оснащены регистраторами, ограничителями и указателями, отмеченными в паспорте ПС. Ограничитель предельного груза ОПГИП, предназначенный для установки на подъемники (вышки) с целью защиты их от перегрузки, представляет собой весоизмерительное устройство для взвешивания неравномерно распределенных или перемещающихся объектов с помощью датчиков усилия. После этого нагрузка, воспринимаемая датчиками, преобразуется в электрический сигнал, пропорциональный этой нагрузке, и поступает в электронный блок управления, который при его установке кали-

бруется на предельный вес, соответствующий номинальной грузоподъемности подъемника. Основными заказчиками ОПГ-ИП являются ведущие российские производители подъемников с рабочими платформами, а также эксплуатирующие организации. Литература 1. Паспорт ограничителя предельного груза С069.00.000 ПС. 2. Паспорт и руководство по эксплуатации нормирующего преобразователя НП-10Г ТЖКФ.408841.077 РЭ. 3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», утвержденные приказом Ростехнадзора от 12 ноября 2013 года № 533, зарегистрированные Минюстом России 31 декабря 2013 года, рег. № 30992. 4. Технический регламент Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования» (ТР ТС 010/2011), принятый решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 года № 823. 5. ГОСТ Р 53037-2013 (ИСО 16368:2010) «Мобильные подъемники с рабочими платформами. Расчеты конструкции, требования безопасности, испытания».

Четыре тензометрических датчика и нормирующий преобразователь НП-1ОГ ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

147

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Точный «портрет» памятника архитектуры Методы вибрационного диагностирования при экспертизе промышленной безопасности зданий вследствие воздействия транспортного потока Альберт ЗАХЕЗИН, доцент ЮУрГУ, к.т.н. Михаил ПАКУЛЕВ, генеральный директор, эксперт Ярослав ФЕДОТОВ, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности, эксперт Владимир РЫБИН, ведущий эксперт по обследованию зданий и сооружений ООО ИЦДК «СоюзТехГаз»

ГОСТ 31937-2011 [4] регламентирует набор групп показателей для контроля степени конструктивной безопасности зданий и сооружений при проведении как проектных работ, так и динамических воздействий. К числу важнейших показателей, определяющих безопасность эксплуатации здания, относятся состояние грунтов основания, строительных конструкций и систем инженерного обеспечения.

оскольку жесткость строительных конструкций (СК) является физическим показателем их несущей способности, то по изменению их собственных частот можно судить о трансформации несущей способности групповых оснований и несущих СК. При этом модификация коэффициента связана с появлением трещин, оторванных элементов от несущего каркаса, что характеризует степень зарождающихся дефектов [1]. Если производится реконструкция здания и на этой основе существенное техническое перевооружение, то вибрационный мониторинг следует начинать с создания «эталона» вибрационного портрета с новыми параметрами собственной частоты и деми [10, 11]. Вибрационные обследования могут производиться различными измерительными устройствами [7], но возбуждение колебаний здания источниками техногенной природы в виде транспортного потока предпочтительнее, так как динамическое воздействие имеет стационарный (широкополосный) низкочастотный состав средней мощности в отличие от ударного воздействия вибраторов и естественного ветрового воздействия [2]. Сущность рассматриваемого ниже метода состоит в определении детерминированных характеристик случайного процесса вибросигнала, полученных при по-

148

мощи анализа Фурье. Регистрация вибрационного сигнала и его преобразование в цифровой код на заданном интервале времени с выбранным интервалом дискретизации произведены с использо-

ванием виброизмерительной системы, в которую входят: ■ высокочувствительные пьезоэлектрические акселерометры 4370 и 4384 фирмы Bruel & Kjaer; ■ интегрирующий виброметр 2513 фирмы Bruel & Kjaer; ■ портативный виброанализатор 3513 фирмы Bruel & Kjaer, состоящий из виброметра общего назначения 2511 и перестраиваемого полосового фильтра 1621; ■ многоканальный синхронный регистратор и спектранализатор «Атлант». Все приборы, применяемые при вибродиагностическом обследовании здания, прошли механическую проверку на специальном калибровочном оборудовании и метрологически аттестованы в установленном порядке [9, 12] В данном материале рассмотрен пример такого обследования, проводимого для пятиэтажного административного

Таблица 1. Направление измерения (ориентация главной измерительной оси пьезоакселерометра) для каждой контрольной точки на строительных конструкциях здания Контрольная точка

Направление измерения

Контрольная точка

Направление измерения

КТ1, КТ4

Вертикальное

КТ28, КТ 31

Вертикальное

КТ2,КТ5

Горизонтальное поперечное

КТ29, КТ,32

Горизонтальное поперечное

КТ3, КТ6

Горизонтальное осевое (продольное)

КТ30, КТ33

Горизонтальное осевое (продольное)

КТ7, КТ10

Вертикальное

КТ34, КТ37

Вертикальное

КТ8, КТ11

Горизонтальное поперечное

КТ35, КТ38

Горизонтальное поперечное

КТ9, КТ12

Горизонтальное осевое (продольное)

КТ36, КТ39

Горизонтальное осевое (продольное)

КТ13, КТ16

Вертикальное

КТ40, КТ43

Вертикальное

КТ14, КТ17

Горизонтальное поперечное

КТ41, КТ44

Горизонтальное поперечное

КТ15, КТ18

Горизонтальное осевое (продольное)

КТ42, КТ45

Горизонтальное осевое (продольное)

КТ19, КТ22

Вертикальное

КТ46, КТ49

Вертикальное

КТ20, КТ23

Горизонтальное поперечное

КТ47, КТ50

Горизонтальное поперечное

КТ21, КТ24

Горизонтальное осевое (продольное)

КТ48, КТ51

Горизонтальное осевое (продольное)

КТ25

Вертикальное

КТ52

Вертикальное

КТ26

Горизонтальное поперечное

КТ53

Горизонтальное поперечное

КТ27

Горизонтальное осевое (продольное)

КТ54

Горизонтальное осевое (продольное)

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

здания, расположенного на площади Революции, 5 в Челябинске и отнесенного к памятникам архитектуры. Целью вибродиагностического обследования строительных конструкций указанного сооружения являлась регистрация уровней вибрации и частот в контрольных точках на грунте и перекрытиях мансардного этажа (помещение площадью 702 м2) и колонных [3] и сравнение полученных параметров со значениями, допустимыми по ГОСТ Р 52982-2007, ГОСТ 31191.2-2004, ГОСТ 31191.1-2004. Поскольку максимальное возрастание уровня вибрации наблюдается при резонансе конструкций, проведено также исследование частотного состава вынужденных колебаний. Источником вибрации строительных конструкций в административном здании на площади Революции являются динамические воздействия со стороны транспортного потока средней интенсивности по улице Тимирязева.

Рис. 1. Расположение контрольных точек при вибродиагностике строительных конструкций здания

змерения параметров вибрации выполнялись в контрольных точках, расположенных на металлических элементах, жестко закрепленных на фундаменте дома и конструкциях перекрытия мансардного этажа и колонн здания. Пьезоэлектрический акселерометр 4370 был надежно прикреплен к поверхности объекта в выбранной контрольной точке. Надежность крепления и качество механической связи между акселерометром и объектом диагностирования являются основными условиями получения точных и воспроизводимых результатов измерения и анализа параметров вибрации. Для крепления пьезоэлектрического акселерометра предназначен поставляемый в комплекте с виброметрами 2513 и 3513 крепежный магнит ИА 0642, специальная конструкция которого обеспечивает точное и воспроизводимое измерение параметров вибрации во всем частотном диапазоне виброметров. Поверхность объекта диагностирования в месте установки магнита должна быть ровной, однако с учетом некоторого снижения частотного и динамического диапазона магнит допускает установку акселерометра и на криволинейные поверхности.

Измерения параметров вибрации проводились в контрольных точках, расположенных на металлических элементах конструкций перекрытия мансардного этажа и колонн здания. Расположение контрольных точек показано на рисунке 1, направление измерения (ориентация главной измерительной оси пьезоакселерометра) для каждой контрольной точки приведено в таблице 1. Общее количество контрольных точек – 54, из них на колоннах – 24. Среднеквадратические значения (СКЗ) виброперемещения, измеренные в выбран-

Поскольку жесткость строительных конструкций (СК) является физическим показателем их несущей способности, то по изменению их собственных частот можно судить об изменении несущей способности групповых оснований и несущих СК ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

ных контрольных точках с помощью высокочувствительного пьезоэлектрического акселерометра 4384 и интегрирующего виброметра 2513 фирмы Bruel & Kjaer в широком частотном диапазоне, приводятся в таблице 2. Тип сигнала виброперемещения определен визуально с помощью «Атланта» и является полигармоническим с наложением незначительной шумовой компоненты. Также установлены амплитудные значения виброперемещения в контрольных точках с использованием высокочувствительного пьезоэлектрического акселерометра 4370 и портативного виброанализатора 3513 фирмы Bruel & Kjaer в пятичастотных диапазонах. Тип сигнала виброперемещения определен визуально с помощью «Атланта» и в частотных диапазонах 0,2–2 Гц и 2–20 Гц является гармоническим с наложением незначительной шумовой компоненты, в частотных диа-

149

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы пазонах 20–200 Гц, 200 Г–2 кГц и 2–20 кГц он практически отсутствует. Оценка результатов измерений виброперемещения в выбранных контрольных точках производилась путем сравнения полученных значений с допустимыми значениями по ГОСТ 12.1.012-2004 «Вибрационная безопасность. Общие требования» (см. таблицу 13 «Допустимые амплитуды виброперемещений на рабочих местах при проектировочных расчетах строительных конструкций для различных условий воздействия вибраций», выдержка из которой приведена в таблице 4). Соответствующие среднеквадратические значения виброперемещения при полигармоническом характере вибрации в широкой полосе частот составляют ≈0,146 мм в помещениях работников умственного труда и персонала, не занимающегося физическим трудом, и ≈0,410 мм в производственных помещениях, не имеющих источников вибрации. Сравнение измеренных амплитуд частотных составляющих виброперемещения с допустимыми по ГОСТ амплитудными значениями по ограниченному количеству контрольных точек (таблицы 3, 4) показывает отсутствие превышений допустимых значений. Сравнение полученных среднеквадратических значений виброперемещения в широкой полосе частот с допустимыми СКЗ (таблицы 2, 4) по полному набору контрольных точек также показывает отсутствие превышений допустимых значений. При этом стоит отметить, что если в образовавшемся после реконструкции помещении на шестом этаже будет установлено какое-то оборудование, то вибродиагностическое обследование будет необходимо повторить согласно ГОСТ 31937-2011 и Техническому регламенту о безопасности зданий и сооружений от 30 декабря 2009 года № 384-ФЗ (с изменениями на 2 июля 2013 года). Причин для повторного обследования две. Во-первых, нужно уточнить динамическую нагруженность зданий от работы оборудования на шестом этаже, во-вторых, оценить вибрационную нагрузку оборудования от транспортного потока, соответствует ли она нормативам.

езультаты проведенного вибродиагностического обследования строительных конструкций неразрушающими методами в административном здании в Челябинске позволяют сделать следующие выводы. На момент проведения обследования измеренные значения параметров вибрации (СКЗ виброперемещения в широкой полосе частот и амплитуды гармониче-

150

ских компонент) не превышали допустимых значений ни в одной контрольной точке перекрытия мансардного этажа (помещение площадью 702 м2, количество контрольных точек – 54). Значения параметров вибрации (СКЗ виброперемещения в широкой полосе частот) также не превысили допустимых значений ни в одной контрольной точке из 24, расположенных на колоннах (контрольные точки КТ16– КТЗЗ, КТ37–КТ39, КТ43–КТ45). Согласно обязательному приложению Г к ГОСТ 31937-2011 [4], форма паспорта здания (сооружения), заполняемого или уточняемого при обследовании его технического состояния, содержит следующие позиции: ■ основной тон собственных колебаний вдоль большой оси: частота 0,8 Гц, период 1,25 с.; ■ основной тон собственных колебаний вдоль малой оси: частота 0,6 Гц, период 1,67 с.; ■ основной тон собственных колебаний вдоль вертикальной оси: частота 0,6 Гц, период 1,67 с. Все они определены методом частотного анализа виброперемещения, что еще раз подчеркивает его значимость. Литература 1. Захезин А.М. Метод разрушающего контроля для определения зарождающихся дефектов при помощи Фурье и Вейвлет-анализа вибрационного сигнала / Вестник ЮУрГУ // Серия Строительство и Архитектура. 2013 год, т. 13, № 2, с. 28–34. 2. Захезин А.М. Мониторинг и прогнозирование несущей способности здания в эксплуатационных режимах его работы / IV Международный симпозиум Актуальные проблемы компьютерного моделирования конструкций и сооружений // Тезисы докладов. Челябинск, 2012 год, с. 35. 3. Zakhezin A.M., Malysheva T.V. The prediction of the vibration level of the transport technological vehicle (TTV) at various design stages / Integrating Dynamics, Condition Monitoring and Control for the 21 st Century // University of Manchester, UK. 1999 год, c. 459–463. 4. ГОСТ 31937-2011. Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния. Методы вибрационного диагностирования при экспертизе промышленной безопасности зданий вследствие воздействия транспортного потока. 5. ГОСТ Р 52892-2007. Вибрация зданий. 6. ГОСТ 31192.2-2005. Часть 2. Требования к проведению измерений на рабочих местах.

Таблица 2. СКЗ виброперемещения, измеренные в выбранных контрольных точках в широком частотном диапазоне, время усреднения 10 секунд Направление измерения

СКЗ виброперемещения, мм

КТ1

Вертикальное

0,024

КТ2

Горизонтальное поперечное

0,037

КТ3

Горизонтальное осевое

0,012

КТ4

Вертикальное

0,019

КТ5

Горизонтальное поперечное

0,031

КТ6

Горизонтальное осевое

0,010

КТ7

Вертикальное

0,026

КТ8

Горизонтальное поперечное

0,041

КТ9

Горизонтальное осевое

0,013

КТ10

Вертикальное

0,023

КТ11

Горизонтальное поперечное

0,035

КТ12

Горизонтальное осевое

0,013

КТ13

Вертикальное

0,022

КТ14

Горизонтальное поперечное

0,033

КТ15

Горизонтальное осевое

0,009

КТ16

Вертикальное

0,023

КТ17

Горизонтальное поперечное

0,035

КТ18

Горизонтальное осевое

0,013

КТ19

Вертикальное

0,018

КТ20

Горизонтальное поперечное

0,032

КТ21

Горизонтальное осевое

0,011

КТ22

Вертикальное

0,026

КТ23

Горизонтальное поперечное

0,036

КТ24

Горизонтальное осевое

0,017

КТ25

Вертикальное

0,022

КТ26

Горизонтальное поперечное

0,038

КТ27

Горизонтальное осевое

0,015

КТ28

Вертикальное

0,024

КТ29

Горизонтальное поперечное

0,039

КТ30

Горизонтальное осевое

0,014

Контрольная точка

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

КТ31

Вертикальное

0,013

КТ32

Горизонтальное поперечное

0,045

КТ33

Горизонтальное осевое

0,009

КТ34

Вертикальное

0,023

КТ35

Горизонтальное поперечное

0,031

КТ36

Горизонтальное осевое

0,016

КТ37

Вертикальное

0,013

КТ38

Горизонтальное поперечное

0,025

КТ39

Горизонтальное осевое

0,007

КТ40

Вертикальное

0,009

КТ41

Горизонтальное поперечное

0,027

КТ42

Горизонтальное осевое

0,017

КТ43

Вертикальное

0,031

КТ44

Горизонтальное поперечное

0,036

КТ45

Горизонтальное осевое

0,008

КТ46

Вертикальное

0,029

КТ47

Горизонтальное поперечное

0,025

КТ48

Горизонтальное осевое

0,021

КТ49

Вертикальное

0,019

КТ50

Горизонтальное поперечное

КТ51

Горизонтальное осевое

0,012

КТ52

Вертикальное

0,011

КТ53

Горизонтальное поперечное

0,032

КТ54

Горизонтальное осевое

0,007

0,033

7. ГОСТ Р 53963.1-2010. Вибрация. Измерение вибрации сооружений. Требования к средствам измерения. 8. ГОСТ Р 31191.2-2004. Измерение общей вибрации и оценка ее воздействия на человека. Часть 2. Вибрация внутри здания. 9. ISO 4866. Вибрация зданий. Руководящие положения по измерению вибраций и оценке их воздействий на здания. 199008-1, 1994-12-01, 1996-12-15. 10. ГОСТ 54859-2011. Здания и сооружения. Определение параметров основного тона собственных колебаний. 11. ГОСТ Р 53777-2010. Лигатуры алюминиевые. Технические условия. 12. ГОСТ Р 53963.2-2010. Вибрация. Измерение вибрации сооружений. Испытания средств измерений.

Таблица 3. Амплитудные значения виброперемещения, измеренные в выбранных контрольных точках в пятичастотных диапазонах Контрольная точка

КТ1

Направление измерения

Частотный диапазон, Гц

Амплитуда вибросмещения, мм

Частота, Гц

0,2–2

0,021

0,6

Вертикальное

Горизонтальное поперечное

КТ2

Горизонтальное осевое

КТ3

КТ5

Вертикальное

Горизонтальное поперечное

КТ6

Горизонтальное осевое

КТ7

2–20

0,0032

20–200

–

200–2к

–

2к–20к

–

0,2–2

0,037

0,6

2–20

0,0044

20–200

–

200–2к

–

2к–20к

–

0,2–2

0,011

0,8

2–20

0,038

20–200

–

200–2к

–

2к–20к

–

0,2–2

0,018

0,6

2–20

0,035

20–200

–

200–2к

–

2к–20к

–

0,2–2

0,041

0,6

2–20

0,0036

20–200

–

200–2к

–

2к–20к

–

0,2–2

0,009

0,8

2–20

0,0041

20–200

–

200–2к

–

2к–20к

–

Таблица 4. Допустимые амплитуды виброперемещений на рабочих местах при проектировочных расчетах строительных конструкций для различных условий воздействия вибраций по ГОСТ 12.1.012-2004 Амплитуда виброперемещения, мм Частота гармонической составляющей, Гц

В производственных помещениях, не имеющих источников вибраций

В помещениях работников умственного труда и персонала, не занимающегося физическим трудом

0,57

0,2026

0,01

0,0354

0,025

0,0090

0,0112

0,0039

31,5

0,0056

0,0020

0,0028

0,0010

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

151

Экспертное сообщество ■ научные подходы

Из соображений целесообразности

Анализ работы колец жесткости сосудов с цилиндрическими обечайками под действием внутреннего давления k4 =

УДК 66.023:539.4 Марат САМИГУЛИН, генеральный директор ООО «ИТЦ «СтройКонтрольЭксперт» Сергей ВАСЮХИН, директор ООО «НТЦ «ЭРА» Сергей СЕРГАЕВ, заместитель директора Екатерина КОЖЕНКОВА, начальник отдела экспертиз Ирина СЕВАСТЬЯНОВА, начальник отдела ООД

В настоящее время на опасных производственных объектах химической и нефтехимической промышленности часто используют сосуды и аппараты с цилиндрическими обечайками, укрепленными ребром жесткости. Расчет таких обечаек в рамках выполнения Правил промышленной безопасности производится согласно ( D++S S−−CC) ) p (pD ГОСТ Р 52857.2-2007 [1]. k 4k 4== −−1 1 2ϕ2ϕp [pσ[σ](]( S S−−CC) )

ле (1), равен 0,77.pD И, поскольку выполняpусловие ( DS+p S= − 0C< ) k < 2φ / φ – 1, следует ϕ σ 2 [ р kется = −4]1− p p 4 2ϕ p [σ ]( Sукрепление − C) выполнить обечайки кольцами жесткости. Максимальное расстоp( D + S − C ) pDкольцами жесткости b расяние между Sp = 2 ]( S − C ) ϕ ][σ считываем 2ϕ p [σpпо − формуле: p

2  1 ϕp  b =p( D D(+SS−−CC) ) − 1 +   k k 4  ϕt  2ϕ p [σ ]( S − C ) 4 

2

152

 

(3)

Получаем b = 800 мм. Минимальную 2   ]ϕ p 1  ϕ p[σ −l1(1S+− C )k 4  сечения кольца Dплощадь ( S − C )Аk =поперечного ]ϕ ϕt [σ k 4 прямоугольном жесткости про k 4 Ак при  T филе определяем из уравнения:

 k S= p ( D +[σS ]−ϕ C ) − 1 [σ ]ϕ p  t h − C )k 4  = (b + 1)( S − (4) ϕ )p k[σ4 ]( S −pC, ) 4 [σ ] k ϕ t  Аk =2 l1 (2S −2C  [σ ]ϕ T  S    hгде   дву2 −l = расстояние между 21Sp b= + t –pD   про[σ ]ϕ p по осям, S  кольцами = 22ϕ жесткости  мя  )k]4− p t  h2 −  =t (b + 1)( S − pC[σ  2 [σ ] kтяжести ϕt  ходящим через центр их попе  речного сечения;  S  p( D + S − C )  h2 − t – ширина сечения кольпоперечного 2   = 2 2ϕ [σ ]( S − C )  p (2) t ца жесткости. 

з условия прочности рассчиpD pD S Sp p== тывают обечайки, нагружен2ϕ2ϕp [pσ[σ] −] −p p ные внутренним избыточным давлением. В случае работы обечайки ( D++S S−−CC) ) p(pD под действием внутреннего избыточно2ϕ2ϕp [pσ[σ](]( S S−−CC) ) – отношение расчетго давления необходимость установки колец жесткости определяют через коной толщины стенки обечайки к толэффициент k4 [1], который вычисляетщине стенки 2 2   в 1конце  ϕ p срока эксплуата1 ϕ 11++отношение   p   b b== DD S( S−−CC (ции. ) )  −− Если это меньше 1, то ся по формуле: k k ϕϕ 4   k4  4  t  t   k4прочности условие выполняется. Поэтоp( D + S − C ) k4 = −1 (1) му при k4<0 укрепление обечайки, рабо2ϕ p [σ ]( S − C ) [σ[σ]ϕ]ϕp p тающей под действием внутреннего из = l ( S − C )k АА k k= l1 (1S − C ) k 4 4 быточного давления, не требуется. Зато где p – расчетное внутреннее избы[σ[σ]ϕ]ϕ T T pD требуется при 0 < k4 < 2φ / φр – 1 (φт – коточное S p = давление; 2ϕ p [σ ] − p D – внутренний диаметр обечайки;  прочности свар[σ[σ]ϕ]ϕpкольцевого S  p  Sэффициент  (b++1)( 1)( S−−CC)k)4k 4 t th 2h2−−ного S[1].  ==(bшва)   S – исполнительная толщина стен2 2  [σ[σ] k]ϕk ϕ  t t    когда требуp( D + S − C ) ки обечайки; Ниже разобран пример,  S   S   C 2–ϕприбавка к расчетной толщине  h 2h2−− ется   укрепление обечайки,   работающей p [σ ]( S − C ) 2  2под    избыточно(коррозия и эрозия, минусовой допуск, внутреннего 2 ==2действием   t t го давления, ребрами жесткости. технологическая); Исход 2  1 ϕp  b = Dφ C )  − 1 + прочности ( Sр –−коэффициент ные данные для расчета: D = 2600 мм; p продоль k 4  ϕt   k 4  шва; = 1.5 МПа; [σ] = 154 МПа; допускаемое ного сварного [σ] – допускаемое напряжение матенапряжение материала кольца жестко[σ ]ϕ p сти [σ]к = 154 МПа (характеристики стариала стенки обечайки при расчетной Аk = l1 ( S − C )k 4 температуре. ли взяты [2]); φр = 0.9; φт = 0,9; S = 8 мм; С [σ ]ϕ T = 0 мм. Прибавка к расчетной толщине принимается равной нулю, так как при Согласно [1] расчетную стен[σ ]ϕ pтолщину  S  )k 4 − обечайки − C работающей t  h2 ки  = (b + 1)( SSp, разной толщине стенки берется различ под дей2 [σ ] k ϕ t   ная прибавка на минусовой допуск. Коствием внутреннего избыточного дав  S  ления, эффициент k4, рассчитанный по формуопределяют из уравнения: h −  



p( D + S − C ) −1 2ϕ p [σ ]( S − C )

Высота кольца жесткости h = h2 – S /  2 поперечного 1  ϕ p  сечения 2, где h2 – высота b = D( S − C )  − 1 +   кольца жесткости, измеряемая от сереk k 4  ϕt   4  дины поверхности обечайки. Примем отношение h / t = 2, тогда раз[σ ]ϕ p меры кольца можно опредеАk = l1 ( Sжесткости − C )k 4 [σ ]ϕ T лить из системы уравнений:

[σ ]ϕ p  S  t  h2 −  = (b + 1)( S − C )k 4  2 [σ ] k ϕ t     S   h2 −   2  =2  t 

(5)

В результате получаем: h2 = 39 мм; t = 17 мм. Отсюда h = 35 мм, а l1 = 970 мм. При расчетной длине цилиндрической обечайки 6 м потребуется установить 6 ребер жесткости, при этом вес обечайки с кольцами жесткости составит 4,8 т. В то же время в соответствии с уравнением (2) расчетная толщина стенки гладкой цилиндрической обечайки – 14 мм. Тогда вес гладкой цилиндрической обечайки, нагруженной внутренним избыточным давлением, с толщиной стенки, удовлетворяющей условию

 Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 1. Вид конечно-элементной модели сосуда с ребрами жесткости

прочности, составит 4,9 т, то есть он отличается незначительно от предыдущего случая. Таким образом, сосуды с цилиндрическими обечайками, работающие под действием внутреннего избыточного давления, укреплять кольцами жесткости нецелесообразно. Следует отметить, что в приведенных расчетах не учитывался эффект концентрации напряжений в местах усиления. Расчет подобных по сложности задач аналитическим способом встречает на своем пути труднопреодолимые математические трудности, в связи с чем следует использовать численные методы, хорошо развитые и активно используемые в последнее время. В рассматриваемом случае будет использоваться метод конечных элементов (МКЭ). Именно в зоне, непосредственно примыкающей к усилению, согласно теории упругости, находится зона концентра-

Рис. 2. Распределение напряжений в модели сосуда

ции напряжений (КН). В силу особенности математического моделирования, именно в этих зонах возможно получение сильно завышенных значений величин напряжений в металле. Вид полученной конечно-элементной модели представлен на рисунке 1, вид распределения напряжений в сосуде – на рисунке 2. Как видно из рисунка, учет деталей конструкции в прочностном расчете приводит к появлению сложного напряженнодеформированного состояния у конструкции, что влечет за собой невозможность прямого сопоставления результатов расчетов и необходимость дальнейшей проработки и уточнения методик расчета. Из полученных результатов можно сделать вывод, что в случае нагружения обечайки внутренним избыточным давлением, когда возможна только потеря прочности, устанавливать ребра жест-

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

кости нецелесообразно. Следует также отметить, что стандартизированные методы обечаек с кольцами жесткости являются поверочными и не позволяют выбрать оптимальное соотношение между толщиной стенки обечайки, размерами колец жесткости и расстояниями между ними. Литература 1. ГОСТ Р 52857.2-2007 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет цилиндрических и конических обечаек, выпуклых и плоских днищ и крышек». М.: Стандартинформ, 2008 год. 2. ГОСТ Р 52857.1-2007 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Общие требования». М.: Стандартинформ, 2008 год. 2. ОСТ 26291-94 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия». М.: НОП ОБТ, 1994 год.

153

Экспертное сообщество ■ научные подходы

Прочностной расчет

Анализ работы колец жесткости сосудов с цилиндрическими обечайками под действием внешнего давления l = min{l ; t + 1,1 D( S − C ) } e

{

УДК 66.023:539.4

}

l e = min l1 ; t + 1,1 D( S − C ) Ak l e ( S − C ) l1 ( S − C ) 3 I = I k + циент жесткости + e2 k обечайки вычисляМарат САМИГУЛИН, 10,9 Ak + l e ( S − C ) ем по формуле: 3 генеральный директор Ak l e ( S − C ) l (S − C ) I = Ik + 1 + e2 ООО «ИТЦ «СтройКонтрольЭксперт» 10,,99 Ak + l e ( S − C ) 10 Сергей ВАСЮХИН, k= (3) 3 l1 ( S − C ) директор ООО «НТЦ «ЭРА» 10,9 Сергей СЕРГАЕВ, k= 3 k = 29,1. ОпредеВ результатеl получаем заместитель директора 1 (S − C )   D D коэффициент ляем безразмерный B 2: Екатерина КОЖЕНКОВА, В2 =l min 1;9l.145 = min ; t +L 1,1100 D(kS( S−−CC) )  e начальник отдела экспертиз     D D Ирина СЕВАСТЬЯНОВА, В2 = min 1;9.45 (4) начальник отдела ООД t L 100k ( S − C )    l1l(= S max − C )3 b;l 2 2− Ak l e ( S − C ) I = Ik +  + e 2 10 ,9 L – расчетная Ak + l e ( Sдлина −t C ) цилиндричегде Расчет цилиндрических обечаек в рамках выполнения Правил   2,5 −6 l = max b; l 2 − )  ской обечайки, укрепленной кольцами промышленной безопасности производится согласно ГОСТ Р 52857.220 .8l e⋅ 10 E Dl1 ;t100 k,1( SD−(2C = min + 1 S  − C ) [ ] P = E 1   жесткости. что В = 1. Рассто2007 [1]. Из условия прочности рассчитывают обечайки, нагруженные 2 kB2 nY 10L,Находим, D 9  2,5 k = между крайними −36 внутренним избыточным давлением. Если отношение расчетной толщины яние кольцами 20 . 8 10 100 ( E D k S C )  жест⋅ −  − C) [P]1E =l lи1((SSследующими 3 стенки обечайки к толщине стенки в конце срока эксплуатации меньше 1, кости эффективными A l ( S − C )  −kBC2 )nY 1  I =элементами ) ++2e 2ALk [σk ]ϕe lk2 D 2I [kσ+]ϕ T (S − C то условие прочности выполняется. Поэтому при k4 < 0 укрепление жесткости примем рав10,9 A l k + le (S − C ) 1 обечайки, работающей под действием внутреннего избыточного давления,[P ]1 П =ным длину  расстоянию  A D D l1. Расчетную +σ(]Sϕ −(C )−l C k 1;9.45 D В2 = min   не требуется. гладкой обечайки определяем из вы) [ ] [ σ ϕ 2 S + 2 T k l e = min Ll1 ; t 100 + 1,1k ( SD− ( SC−) C ) 10,9  l1 ражения: [P ]1 П =k = [P] D + ( S3 − C ) крепление кольцами жесткоТолщину стенки примем минималь[P]1 = b; l 3 −l1t1(ПS − C2 ) l = lmax сти обечайки, работающей под но возможную – 2,5 мм [3].   A l (S − C ) 2 (5) (S − C ) I = I k + 1  1 + +[P2e]21 П  k[Pe ]1 внутренним избыточным давБудем считать, что остаточное давлеПS − C )  10,9 [P]1[P A + l ( e D ]l1 Е=k89 мм.  =D 2 , 52  лением, требуется при 0 < k4 < 2 φ / φр – 1 ние в обечайке составляет 0,02 МПа, то результате Допускаемое −6 min В2В 20 .8=⋅ 10 E1;9D.45 100k ( S −[PC]1)П   = наружное 100 ( S −C ) устойчиесть обечайка работает при наружном давление из (φ т – коэффициент прочности кольце kусловия l[eP=]1Emin l1 ; t + 1,1  D ( S − LC )1 + kB nY L 10,9 D(с [Pкольцами ]1 Е  избыточном давлении 0,08 МПа. Примем вости2 всей обечайки жествого сварного шва) [1], где φр – коэффиD D k1;=9.45 B = min 3 модуль продольной упругости материа- 1 кости) в пределах циент прочности продольного сварноt−C )  [Р]1Е нахоl1 (bS−100 C )упругости S ( l = max b; l 2 A−k   3  ла обечайки Е = 1,9×105 МПа, а коэффи-l ( S − го шва (подробнее об этом соотношедится l e)( S+ − C2)[σ  ]+ϕизeT2(уравнения: S A−kC 2 C )D2[σ ]ϕ k D 1 I = I + B l1 k  нии читайте в статье «Из соображений циент запаса устойчивости ny = 2,4 (для 1 = min 1;9.45 , 9 A + l ( S − C ) [P ]110 = b S C 100 ( − ) k e 2 , 5 П −6 −E( SCD− 20.D − C ) 2,5 D100 D целесообразности», опубликованной в рабочих условий). Эффективную длину ) C + ( S )   8 10 100 ( k S ⋅ 5 −   min .45 В2 [2= 1;9ED  ⋅ 10 ,08 P ]1E = kB nL 100  (6) ) этом же номере). стенки обечайки le, учитываемую при DLk( S − CD 2 Y = [ ] P 2,5 10,9 [P ] Ниже разобран пример, когда требуетопределении эффективного момента e k = 100( S − C )  B31⋅n10 y b1−П5 ED 2 , 08 [Pl1](1S=− C ) [Р]  ся укрепление обечайки, работающей под инерции, определяем по формуле: Получаем t 2МПа.D  1Е = 0,38 AДопускаемое l 2(]S− −C k ]bϕ;[P  условия [ P]le == max [ ] [ σ σ ϕk 2 2 1 П 2 из) + разрежением внутреннего избыточного наружное давление прочноT 21[σ+](S − C )B1 n y b l  [P ] (с  кольцами 1 давления, ребрами жесткости. Исходные сти жестко(1) l e = min l1 ; t + 1,1 D( S − C ) [[PPвсей ]]1пП ==обечайки 1 Е   D +−6( SD −D C )+ ( S − C ) 2,5  D.8 при данные для расчета: D = 2600 мм; p = 1,5 [Р] φEр =D12и 20 [100 1П ⋅ 10 ;9.45 В2 = min[P1]сти) ]( Sk (−SC−)C )  прочσкоэффициенте = 1E 100 ( − ) Lсварных k S C [ ] P =   МПа; [σ] = 154 МПа; допускаемое напряжешвов кольца жесткости Получаем le = 97 мм. Площадь попереч-  ности п L DC )  kB2 n[YP ]D D +[P(D]S − ние материала кольца жесткости [σ]к = 154 ного прямо- Bφ 1 рассчитываем по1 Пформуле: ==min 1;9[.P45] п= Ak lжесткости l1 (сечения S − C ) 3 кольца  2 1[P k ]2 =  e (S − C ) 2 I = Ik + +e   t[1Pb] 100( S −AC ) 2 угольной Ак +=l595 МПа (характеристики стали взяты из [2]); мм2. Момент 10,9 формы A l b l = max ; − п   k e (S − C ) [ ] P  2[12σ+]ϕ  (S −1C+[)P+]п2 1 Пk [σ ]ϕ k инерции Ik = 5,907 (Ik = 5,9×104 мм4), расφр = 0.9; φт = 0,9; S = 8 мм; С = 0 мм:  [P ]22 T[P = ]е   [P ]l1 2  1 Е2,5 стояние между центром тяжести попегде p – расчетное внутреннее избы(7) [P ]1 П = −5  100 ((SS−[−PCC])п)2,5 − 6 D + 10 , 9  ⋅ 2 , 08 10 ED 1 + k ( S −C )   речного кольцом жест- 20.8 ⋅ 10 E D 100 точное давление;  k =сечения, между D [P ]е  [P]обе 1E = l1 ( S − C ) 3поверхностью [ P]e =kB2Подставляя кости и срединной D – внутренний диаметр обечайки;  nY L   значения D  D   соответствуD B n b B = min 1 ; 9 . 45 1 y [P ]  1 чайки, определяемое как e = h / 2 + S / S – исполнительная толщина стенющих величин (10), нахо1П b 100 S C ( − ) [P]1 =  в формулу  2 2, составляет 18,4 мм. Эффективный моки обечайки; дим, что [Р]1П = A 0,99 МПа. Тогда допуkC[) P ]]1ϕП    [ ] σ 2 ( S − D D ( ) [ [ ] σ ϕ σ 2 S − C + 2 k 1 +  давление инерции поперечного C – прибавка к расчетной толщине В2мент скаемое из условия [PT ]п =наружное = min .45 l расчетного )  l e =1;9min + 1,1k ( SD(−SC−) C 2,5 [)P]100 D + всей ( S −l1C 100 L1 ; t жесткости 1 Е ( S − [P ]1 П = устойчивости сечения Iрассчиты(коррозия и эрозия, минусовой допуск, C)  определяем  кольца −5 обечайки D2+,08 ( S⋅ 10 − C ) ED   ваем по уравнению: технологическая); как: D  [ P]e =  3 t [ ] P φр – коэффициент прочности продоль l = lmax ( S −bC; l)2 − 2 Ak l e ( S − C ) [PB]21 == min[P]11;П9п.45 D2B1n y b D  (2) ного сварного шва; I = Ik + 1  + 2e  [P]1 = (8)  [P ] 2b 100( S − C )  10,9 Ak + l e ( S − C ) [σ] – допускаемое напряжение мате1 +[P ] п2[σ ]( S − C ) 2,5 1 −6 П 1 + [P ][пP=]е 20.8 ⋅подстановки 10 E D 100kзначений ( S − C )  велириала стенки обечайки при расчетной + ( S − C ) 2,5 [P]1E После =   [P ]1 Е D100 5 4  (S − C )  чин находим температуре. kB2 nY I = L1,184 10,× 9 10D мм . Коэффи2,08 ⋅ 10 −5 ED  k=  D   l1 ( S − C ) 3 [ P]e = [ P ]п  D D Ak Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности [ ] P = B n b 154 2 1 y 2 B1 = min 1;9.45 2[σ ]ϕ T (S − C ) + 2 [σ ]ϕ k b 100( S − [PC]п)  l1   1 + [P ]1 П =     D D 45+ ( S − C ) В2 = min 1;9.D  [P ]п = 2[σ ](S[−P]Cе ) 100 ( − ) L k S C D + ( S − 2C,5)  

{

}

{

}

{

}

{

}

I = Ik +

Ak l e ( S − C ) l1 ( S − C ) 3 + e2 10 , 9 A l e = min l1 ; t + 1,1k +Dl e( S( S−−CC) )

{

}

10,9 l e = min Рис. l1 ; tk+l1. 1 Dконечно-элементной ( S3 − C 32) Ak l e ( S − C )модели сосуда с ребрами жесткости =1,Вид 1 (S − C ) l ( S − +Ce) I = Ik + 1 10,9 Ak + l e ( S − C )

Рис. 2. Распределение деформаций в модели сосуда

A l (S − C ) l (S − C ) 3  = I k + В1 = min 1+ e 2 D k e 10,9D 2 10,9  ;9.k45 A l e ( Sk−( SC−) C )  = Lk + 100  l e = min l1 ; t + 1,1 Dl1((SS −−CC)) 3

{

}

t 10,9 k = l = max b3; l 2 −    3 2 D l1 () S − C ) A l ( S − CD ) l (S − C I = I k + 1В2 = min +1;e92.45 Lk e 100k ( S − C )  2, 5 10,9  −6 Ak + l e ( S − C ) [P]1E = 20.8D⋅ 10 E DD 100k( S − C )    В2 = min 1;9.45 kBl 2=nYmax Lb;l − t D ,9k (S −2C ) 2  100  k = L 10   l1 ( S − C ) 3 Ak ( ) [σ ]ϕ k 2,5 [ ] σ ϕ 2 S − C + 2 t −6 E D 100  20.8 T⋅ 10 l1 k ( S − C )  l[P= b l max ; −   2 [P]1 ]П1E==  kB 2n L D  D 2 DY + (DS −C )  В2 = min 1;9.−45  2,5 6 После 100kk((SS −−CC))получаем [Р] 1 = ELDвычисления ⋅ 10 100 A [P]1E = 20.80,33 ]ϕ T ([SPD]−1 ПC ) +между ϕk 2 k [σ ]кольцами [P]12L=[σРасстояние kB2 nY МПа. 2 l 1 t жесткости b составляет 800 мм. Безраз  [ ] P =   [ ] P 1П l = max l 2 −1 +D + 1(ПS − C ) b;коэффициент мерный В1 берется мини 2  A[P  ] ) +двух [1σЕ ]ϕ k σ ]ϕ T (S − Cиз 2[мальным 2 k значений: l1 2,5 −6 [P ] = 100k ([SP−]1 ПC )  [P]11EП = 20.8 ⋅ 10 DE[+PD (]1S =− CD ) D 2  Y 2 nmin BkB (9) 1L;9.45 D [P ]1 П   1 =  C)  1b + 100( S −   [P] [P] [P2]1[σ=]ϕ (S − C1 П) + 22Ak [σ1]Еϕ  В нашем случае В T 2,5  [P ]1 П  l1 1 = 1.k Допускаемое S −условия C)  100 −давление  (из 5 1 + [P ]1 П =наружное устойчи  2,08 ⋅ 10 ED D D    D Cупругости ) D B1 в=пределах min +[P(S]11;Е9−.45  вости [Р] следует е) [ P]e = b S C 100 ( −  n bформуле:  рассчитыватьB1по y [ ] P   [P]11;=9.45 D 1 П D2  B1 = min ]( S −100 ) )( S − C )  2,5 100 −CC −5] ( S 2[[σP  [P2],п08=b⋅ 10  1ED П  1 + D + ( S − C ) D (10) [ P]e =  [P ]1 Е  B1 n y b2,5 100( S − C )  2,08 ⋅ 10 −5 ED  [P ]п  ]2 =  D D2[σнаружное А[P допускаемое ]( SD2− C )  давление из [ P]e = B1 = min 1;9.[45 ] P =   [ ] P условияBпрочности [P]пC–)по формуле: п 100 +п ((SS − − C)   1 n1y+b  D  [P ]е  − C) 2,5 [P ]п = 2−[5σ ]( S100 (11) [P+ED ]2 (=S− C )( S[P−]пC )  2 2,08 ⋅ 10D D   [P ]  [ P]e = 1b += 0,16п МПа, [P] = 0,296 Получаем [Р] B n е п y [P]п1допускаемое  [P ]е  наружное дав[PМПа. ]2 = Тогда 2 ление из условий устойчивости обечайки P ]( S − C 2[σ )  п  жесткости [P] = 0,141 [P ]п1=+кольцами между 2 D[P+](е S − C ) МПа, согласно формуле:

[P]2 =

[P]п 2  [P ]  1 +  п   [P ]е 

В итоге допускаемое наружное давление обечайки с кольцами жесткости определяем из условия [Р] = min {[Р]1; [Р]2} = 0,141 МПа, что больше рабочего наружного давления (0,08 МПа). Следовательно, условие прочности и устойчивости обечайки с кольцами жесткости выполняется. Таким образом, при выполнении условий прочности и устойчивости вес обечайки с кольцами жесткости при нагружении наружным давлением в 2,6 раза меньше веса гладкой обечайки. Следо-

вательно, если толщину стенки обечайки рассчитывать не только из условия прочности, но и из условия устойчивости, установка колец жесткости позволит существенно снизить металлоемкость обечайки при сохранении ее прочностных характеристик. Следует отметить, что в приведенных расчетах не учитывался эффект концентрации напряжений в местах усиления. Расчет подобных по сложности задач аналитическим способом встречает на своем пути труднопреодолимые математические трудности, в связи с чем следует использовать численные методы, хорошо развитые и активно используемые в последнее время. В рассматриваемом случае будет использоваться метод конечных элементов (МКЭ). Именно в зоне, непосредственно примыкающей к усилению, согласно теории упругости, находится зона концентрации напряжений (КН). В силу особенности математического моделирования именно в этих зонах возможно получение сильно завышенных значений величин напряжений в металле. Вид полученной конечно-элементной модели представлен на рисунке 1, вид распределения деформаций в сосуде – на рисунке 2. Как видно из рисунка, учет деталей конструкции в прочностном расчете приводит к появлению сложного напряженнодеформированного состояния у конструкции, что влечет за собой невозможность прямого сопоставления результатов расчетов и необходимость дальнейшей проработки и уточнения методик расчета. Из полученных результатов можно сделать вывод, что в случае нагружения обечайки внешним давлением, когда возможна только потеря прочности, устанавливать ребра жесткости целесообразно. Следует также отметить, что стандартизированные методы обечаек с ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

кольцами жесткости являются поверочными и не позволяют выбрать оптимальное соотношение между толщиной стенки обечайки, размерами колец жесткости и расстояниями между ними. Литература 1. ГОСТ Р 52857.2-2007 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет цилиндрических и конических обечаек, выпуклых и плоских днищ и крышек». М.: Стандартинформ, 2008 год. 2. ГОСТ Р 52857.1-2007 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Общие требования». М.: Стандартинформ, 2008 год. 2. ОСТ 26291-94 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия». М.: НОП ОБТ, 1994 год.

155

Экспертное сообщество ■ научные подходы

Уменьшение пролета мостовых кранов

Александр ЩЕГЛОВ, начальник участка по ремонту ПС, эксперт СЭПБ Денис БУХАРОВ, директор управления экспертизы контроля и изысканий, эксперт СЭПБ Ирек АХМАДЕЕВ, заместитель директора, директор Лениногорского филиала, эксперт СЭПБ Сергей ИСХАКОВ, начальник отдела экспертизы ЗиС, эксперт СЭПБ Сергей ЕЛЬЧЕНКОВ, эксперт СЭПБ ООО «Центр ДиС»

При проведении экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) мостовых кранов мы иногда сталкиваемся с необходимостью уменьшения пролета главных балок.

то происходит при ошибках проектировщиков, когда пролеты крана, оговоренные в габаритных чертежах, не соответствуют пролету здания или при перестановке крана с одного участка на другой. Уменьшение пролета крана влечет за собой соответственное уменьшение изгибающего момента на мосту крана. Естественно, при этом сохраняется паспортная грузоподъемность подъемного сооружения (ПС). При разработке технической документации на уменьшение пролета главных балок моста необходим рабочий чертеж главных балок, который зачастую отсутствует, поэтому первый этап выполнения документации заключается в проведении натурных работ по замерам главных балок с четкой привязкой диафрагм. Эти диафрагмы легко обнаруживаются простукиванием вертикального листа. Простукиванием выявляется не только наличие диафрагм, но и их размер: большая или маленькая. Дальнейшим этапом работы является назначение места резки главных балок.

Здесь должны быть учтены следующие обстоятельства: ■ стык балок должен находиться в зоне минимальных изгибающих моментов; ■ стык двух балок не должен лежать в одном поперечном сечении по мосту крана; ■ стык не следует располагать на участке нахождения механизма передвижения крана, так как в противном случае придется изготавливать новые рамы под оборудование механизма; ■ расстояние между диафрагмами необходимо сохранять проектным или уменьшенным, но увеличение этого расстояния не допускается. После выбора места резки балок составляется схема резки моста. Верхний пояс балки режется под углом, близким к 45°. В этом же сечении режется нижний пояс, но угол наклона его резки назначается противоположным углу наклона резки верхнего пояса. Вертикальные стенки балок разрезаются на расстоянии, равном половине проекции линии реза верхнего или нижнего поясов на их боковую кромку. Рез обеих вертикальных стенок

располагается в одном поперечном сечении. В этом же месте режется настил проходной площадки. На чертеже дается указание о роспуске (удалении) поясных швов приварки верхнего и нижнего поясов к вертикальным листам на оставшихся частях балки на расстоянии 300–350 мм от кромки реза вертикальных листов. После резки моста производится контрольная сборка с проверкой пролета и диагоналей по осям ходовых колес, а также строительного подъема для кранов пролетом более 17,5 м. Если контрольные замеры дают положительные результаты, то внутри одной из частей балки приваривают подкладки, которые будут центрировать участки балок при сборке и формировать корень сварных швов при сварке (остающиеся подкладки, приваренные прерывистым сварным швом). Далее формируются все стыкующиеся кромки привариваемых элементов в соответствии с требованиями нормативных документов на применяемый способ сварки. Производятся сдвижка половин мостов, промеры, прихватка и сварка соединяемых участков. Вывод сварных швов верхнего и нижнего поясов осуществляется на выводных планках, которые срезаются после наложения швов, и места их установки зачищаются. В последнюю очередь накладываются поясные швы, распущенные в процессе резки. В технической документации на уменьшение пролета мостового крана, кроме общих требований, особо указывается необходимость контроля 100% сварных швов с помощью УЗК. После монтажа крана выполняется полное техническое освидетельствование.

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «УЧЕБНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР ПО ДЕФЕКТОСКОПИИ И СВАРКЕ»

ООО «Центр ДиС»

E-mail: info@dis116.ru, centrdis@i-set.ru

www.centr-dis.ru

420085 Республика Татарстан, г. Казань, ул. Химиков, 1, а/я 77 Тел./факс + 7 (843) 537-16-77

156

экспертизу промышленной безопасности на ОПО; неразрушающий контроль на ОПО; монтаж, реконструкцию и ремонт на ОПО; строительство ОПО «под ключ» от проектирования до ввода в эксплуатацию; разработку документации, связанной с эксплуатацией ОПО;

аттестацию лабораторий НК; подготовку и аттестацию сварщиков и специалистов сварочного производства; строительный контроль, технический надзор за строительством; независимую инспекцию, аудит и экспедайтинг поставщиков МТР.

Соблюдение контрактных сроков гарантируется.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

На правах рекламы

Оказывает комплекс высококачественных инжиниринговых услуг, включая:

На правах рекламы

охрана труда и сиЗ

Изменения в СОУТ Приводим последние изменения нормативных правовых документов в области охраны труда. Предусмотрена возможность применения понижающего коэффициента к нормативным затратам на проведение по заявлениям профсоюзов экспертизы качества СОУТ Приказом Минтруда России от 22 июля 2015 года № 488н внесены изменения в методические рекомендации по определению размера платы за проведение экспертизы качества специальной оценки условий труда, утв. приказом Минтруда России от 9 октября 2014 года № 682н. Уточнено, что при расчете размера платы за проведение экспертизы по заявлениям работников, профессиональных союзов, их объединений, иных уполномоченных работниками представительных органов органом, уполномоченным на проведение экспертизы, к величине нормативных затрат на проведение экспертизы в отношении одного объекта экспертизы может применяться понижающий коэффициент с диапазоном значения от 0,1 до 0,25. Регламентирован порядок аккредитации Минтрудом России организаций, оказывающих услуги в области охраны труда Приказом Минтруда России от 23 апреля 2015 года № 242н утвержден Административный регламент представления Министерством труда и социальной защиты Российской Федерации государственной услуги по аккредитации орга-

158

низаций, оказывающих услуги в области охраны труда. Для получения аккредитации на оказание услуг в области охраны труда заявитель направляет в Минтруд России заявление по форме, приведенной в приложении к Административному регламенту. Заявление может быть подано как на бумажном носителе, так и в электронной форме с усиленной квалифицированной электронной подписью. Результатом предоставления государственной услуги является принятие решения о внесении в реестр аккредитованных организаций сведений о заявителе или об отказе во внесении таких сведений. Срок предоставления государственной услуги установлен правилами аккредитации, утвержденными приказом Минздравсоцразвития России от 1 апреля 2010 года № 205н. Установлены административные процедуры формирования и ведения Минтрудом России реестра организаций, проводящих специальную оценку условий труда Приказом Минтруда России от 19 мая 2015 года № 304н утвержден Административный регламент предоставления Министерством труда и социальной защиты Российской Федерации государственной услуги по формированию и ведению реестра организаций, проводящих специальную оценку условий труда.

Регламентом определены в том числе: – круг заявителей; – требования к порядку информирования о предоставлении государственной услуги (указана вся необходимая для предоставления государственной услуги информация, в том числе адрес электронной почты, адрес официального сайта министерства, телефон, график работы и т.д.); – сроки предоставления государственной услуги; – исчерпывающий перечень документов, необходимых для предоставления государственной услуги, в том числе в электронной форме, порядок их представления; – перечень административных процедур. Результатом предоставления государственной услуги в части формирования реестра организаций является регистрация заявителя, предполагающего осуществление деятельности по проведению специальной оценки условий труда, в реестре организаций либо отказ в такой регистрации. Результатом предоставления государственной услуги в части ведения реестра организаций является внесение изменений в сведения, содержащиеся в реестре, внесение в реестр записи о возобновлении деятельности заявителя, зарегистрированного в реестре, и исключение заявителя из реестра. тн

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

На правах рекламы

Здравницы России-2015

В созвучии с природой Восстановление и укрепление организма перед наступлением холодов

Приходит осень, а вместе с ней холодная пора, когда вероятность заболеть простудными заболеваниями, а также заболеваниями ЛОР-органов многократно повышается. Переменчивая погода в течение дня, забытый дома зонтик, одежда не по погоде, промокшие ноги – вот те частые факторы, способные привести к простуде или гриппу. В этом случае виною служат наша торопливость, забывчивость или невнимательность к капризам природы.

ругим важным фактором является наш собственный иммунитет. Неполноценное питание, еда «на бегу», отказ от витаминов и микроэлементов, так необходимых нашему организму, приводят к развитию простудных заболеваний, а затем и к воспалению уха, горла и носа. Мы часто забываем о прогулках на свежем воздухе и проветривании комнаты перед сном, потому что вынуждены постоянно куда-то спешить и скорее ложиться спать, чтобы как-то выспаться перед следующим рабочим днем. Для людей, занятых в промышленности, осень нередко приносит обострение болезней, связанных с условиями труда. Ведь именно производственный шум, высокая вибрация и воздействие токсических паров и газов в воздухе рабочей зоны способствуют развитию многих «профессиональных заболеваний», наиболее распространенные из которых – заболевания сердца и сосудов, опорнодвигательного аппарата и нервной системы, желудочно-кишечного тракта, ЛОР-органов и кожи. Что же делать? Порой надо взять передышку, перестать торопиться и бежать

160

сломя голову, выбрать время для отдыха, восстановления и укрепления организма перед наступлением холодов. Современный санаторно-курортный комплекс «Русь» в городе Ессентуки обладает уникальными возможностями для отдыха и восстановления организма. Здесь сама природа заботится о здоровье людей: грязь с редчайшими целебными свойствами, минеральные источники, живописный ландшафт, живительный воздух и усилия высококвалифицированных врачей приносят исцеление от многих недугов. СКК «Русь» – один из крупнейших санаторно-курортных комплексов Кавказских Минеральных Вод. На более чем шести гектарах оформленной ландшафтными дизайнерами территории расположены два современных 9-этажных жилых корпуса с панорамными окнами, бювет с минеральной водой, медицинский корпус с новейшим медико-диагностическим оборудованием широкого лечебного профиля, бизнес-центр и конференц-залы, центр активного долголетия «ЭльМонт», крупнейший в регионе плавательный бассейн, тренажерный и спортивные залы, теннисный корт, детские и спортплощадки и многое другое.

Уникальная для региона ЛОР-клиника под руководством доктора медицинских наук, профессора Натальи Тарасовой, где проводят консервативное и хирургическое лечение заболеваний лорорганов, слухопротезирование, диагностику, коррекцию и реабилитацию состояния иммунной системы организма, является гордостью санаторно-курортного комплекса. Отличительной чертой и преимуществом санатория является также наличие теплых переходов между корпусами, что позволяет находиться в тепле после лечебных процедур. Санаторий работает без выходных и праздничных дней, и гость получает все назначенные процедуры без перерывов, что благоприятно сказывается на результатах лечения. Санаторий «Русь» – многопрофильная здравница, осуществляющая лечение заболеваний костно-мышечной, сердечнососудистой, нервной, мочеполовой систем, органов дыхания, пищеварения, нарушений обмена веществ, кожи и подкожной клетчатки, гинекологических заболеваний. Мощная лечебная база, профессионализм сотрудников, доброжелательное отношение к пациентам, высокое качество оказываемых услуг – гарантия успешного лечения в СКК «Русь». Берегите себя и ваших близких! Думайте о себе, о ваших детях и ваших родителях! Не позволяйте болезням брать верх над вашим здоровьем и качеством вашей жизни! Р

ООО СКК «Русь» З57623 Ставропольский край, г. Ессентуки, ул. Пушкина, 16 Тел. + 7 (800) 555-11-40, + 7 (87934) 3-74-04 E-mail: info@ruskmv.ru www.ruskmv.ru

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

экология производства ■ Документ

Письмо Минприроды от 29 июля 2015 года № 12-47/17563 Минприроды России рассмотрело обращение по вопросам, связанным с принятием Федерального закона от 29 декабря 2014 года № 458-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об отходах производства и потребления», отдельные законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных законодательных актов (положений законодательных актов) Российской Федерации», и сообщает.

казанным Федеральным законом (статья 3) внесены уточнения в наименование объекта государственной экологической экспертизы (далее – ГЭЭ), предусмотренного подпунктом 7.2 статьи 11 Федерального закона от 23 ноября 1995 года № 174-ФЗ «Об экологической экспертизе» (далее – Закон № 174-ФЗ). В частности, к объектам ГЭЭ в том числе отнесены проекты рекультивации земель, нарушенных при размещении отходов I–V классов опасности, и земель, используемых, но не предназначенных для размещения отходов I–V классов опасности. Согласно статье 1 Федерального закона от 24 июня 1998 года № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления» (далее – Закон N 89-ФЗ): ■ размещение отходов – хранение и захоронение отходов; ■ хранение отходов – складирование отходов в специализированных объектах сроком более чем одиннадцать месяцев в целях утилизации, обезвреживания, захоронения; ■ захоронение отходов – изоляция отходов, не подлежащих дальнейшей утилизации, в специальных хранилищах в целях предотвращения попадания вредных веществ в окружающую среду; ■ объекты размещения отходов – специально оборудованные сооружения, предназначенные для размещения отходов (полигон, шламохранилище, в том числе шламовый амбар, хвостохранилище, отвал горных пород и другое) и включающие в себя объекты хранения отходов и объекты захоронения отходов; ■ объекты захоронения отходов – предоставленные в пользование в установленном порядке участки недр, подземные сооружения для захоронения отходов I–V классов опасности в соответствии с законодательством Российской Федерации о недрах; ■ объекты хранения отходов – специально оборудованные сооружения, которые обустроены в соответствии с требованиями законодательства в области охра-

ны окружающей среды и законодательства в области обеспечения санитарноэпидемиологического благополучия населения и предназначены для долгосрочного складирования отходов в целях их последующих утилизации, обезвреживания, захоронения. В соответствии со статьей 12 Закона № 89-ФЗ объекты размещения отходов вносятся в государственный реестр объектов размещения отходов. Таким образом, в соответствии с терминологией Закона № 89-ФЗ, размещение отходов осуществляется только в специализированных объектах и хранилищах (объекты размещения, захоронения и хранения отходов), в связи с чем под первую часть формулировки вышеуказанного объекта ГЭЭ («проекты рекультивации земель, нарушенных при размещении отходов I–V классов опасности») подпадают только проекты рекультивации земель, нарушенных при размещении отходов в понимании Закона № 89-ФЗ. Остальная часть данной формулировки («проекты рекультивации земель, используемых, но не предназначенных для размещения отходов I–V классов опасности») охватывает все остальные случаи использования земель в указанных целях, не соответствующие требованиям Закона № 89-ФЗ. Требования в области охраны окружающей среды при эксплуатации и выводе из эксплуатации зданий, строений, сооружений и иных объектов установлены статьей 39 Федерального закона от 10 января 2002 года № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» (далее – закон № 7-ФЗ), в соответствии с которыми вывод из эксплуатации зданий, строений, сооружений и иных объектов осуществляется в соответствии с законодательством в области охраны окружающей среды и при наличии утвержденной в установленном порядке проектной документации. Требования к проектной документации определены Положением о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию, утвержденным постаТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

новлением Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 года № 87. При выводе из эксплуатации зданий, строений, сооружений и иных объектов должны быть разработаны и реализованы мероприятия по восстановлению природной среды, в том числе воспроизводству компонентов природной среды, в целях обеспечения благоприятной окружающей среды. Согласно Закону № 89-ФЗ (статьи 10 и 12) , строительство, реконструкция, консервация и ликвидация предприятий, зданий, строений, сооружений и иных объектов, эксплуатация которых связана с обращением с отходами, допускаются при наличии положительного заключения государственной экспертизы, проводимой в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности, проектной документации указанных объектов. Собственники объектов размещения отходов, а также лица, во владении или в пользовании которых находятся объекты размещения отходов, после окончания эксплуатации данных объектов обязаны проводить контроль за их состоянием и воздействием на окружающую среду и работы по восстановлению нарушенных земель в порядке, установленном законодательством Российской Федерации. Таким образом, вывод из эксплуатации объектов размещения отходов осуществляется в соответствии с требованиями, установленными природоохранным законодательством и законодательством в области обращения с отходами. Вывод из эксплуатации объекта размещения и (или) обезвреживания отходов представляет собой комплекс мероприятий, включая проведение рекультивационных и иных восстановительных работ в соответствии с законодательством, по окончательному прекращению эксплуатации таких объектов, направленных на исключение их дальнейшего использования для размещения отходов и обеспечивающих предотвращение негативного воздействия таких объектов на окружающую среду. По указанным выше основаниям проектная документация по выводу из эксплуатации объектов размещения и (или) обезвреживания отходов также являлась объектом ГЭЭ в соответствии с редакцией подпункта 7.2 статьи 11 Закона № 174-ФЗ, действовавшей до 1 июля 2015 года. Исполняющий обязанности директора Департамента государственной политики и регулирования в сфере охраны окружающей среды М.В. КОРЗНИКОВА

161

экология производства ■ от первого лица

Экологическое здоровье в норме Деятельность компании «Полиметалл» на Колыме представлена двумя крупными хабами: Дукатским и Омолонским, расположенными в Омсукчанском и Северо-Эвенском районах Магаданской области. На предприятиях тщательно следят за соблюдением экологического здоровья территории присутствия, а также внедряют систему непрерывной минимизации экологических рисков. Успешным опытом и рецептами хорошего экологического самочувствия поделились Татьяна КЛИМЕНКО, начальник отдела экологии и промсанитарии ООО «Омолонская золоторудная компания», и Татьяна СИМОНОВА, исполняющая обязанности начальника отдела экологии и промсанитарии АО «Серебро Магадана».

Удерживая достигнутое Из беседы с Татьяной Клименко

– Татьяна Георгиевна, что делается в Омолонском хабе для минимизации негативного влияния на окружающую среду? – Снижение воздействия наших технологических процессов на окружающую среду везде, где это возможно, – один из ключевых приоритетов «Полиметалла». Для этого мы используем современные технологии, оборудование и наработанный опыт, соблюдаем все нормативные требования и систематически проводим мониторинг компонентов окружающей среды для обеспечения выполнения экологических целей и задач. Для охраны атмосферного воздуха используются буровые станки DM-45 и Rock-L8 с применением на них сухого пылеулавливания. Для снижения выбросов пыли в атмосферу производится гидрообеспыливание дорог и рудных складов. В очистке хозяйственно-бытовых сточных вод задействованы очистные сооружения «Альфа 7», «БИО-М». Для очистки карьерных и подотвальных вод построены двухсекционные отстойники. Отмечу, что наземные перевозки между различными районами Омолонского хаба возможны только в зимние месяцы. Летом сообщение осуществляется легкими самолетами или вертолетами, а также морем. Топливо, расходные материалы и запасные части поставляются на Кубаку и Биркачан с января по апрель, на Сопку Кварцевую – с июня по октябрь. Электричество на промплощадке вырабатывается собственными дизельными генераторами, тепловая энергия – водонагревательными установками Energy Logic, работающими на отработанных моторных и трансмиссионных маслах. Отказ от печного топлива и мазута значительно снизил вредные выбросы в атмосферу.

162

– Что изменилось на Кубакинской фабрике со сменой владельца? – Поначалу, когда на фабрику подавалась руда только с месторождения Биркачан и Цокольной зоны Кубаки, технология производства не менялась. Мы, как и канадцы, использовали технологию «уголь-в-пульпе» (CIP), при которой драгоценные металлы сорбируются на уголь и потом извлекаются из него электролизом с плавкой катодного осадка в сплав Доре. CIP-технология применяется и сегодня, когда отношение содержания серебра к золоту в руде меньше десяти. Однако руда других месторождений хаба, таких как Сопка Кварцевая, Дальнее и Ороч, относится к серебряно-золотому типу, и здесь указанное отношение заметно больше десяти. Для таких руд экономически целесообразно применение процесса Меррил-Кроу (Merrill-Crowe) – цементации драгметаллов на цинковую пыль. В связи с этим в 2011 году была проведена модернизация фабрики, включающая в себя установку оборудования Merrill-Crowe и противоточной декантации. Ее итогом стало более полное извлечение металлов до 97,5–98,5%, что обеспечивается всеми звеньями переработки руды, начиная от дробления и заканчивая неукоснительным соблюдением технологических режимов на всех стадиях извлечения. – Переработка хвостов не планируется? – В ней нет необходимости, поскольку процент извлечения драгметаллов у нас очень высокий, а возможность попадания загрязняющих веществ от объектов размещения отходов обогащения в реки и на почву исключена. Размещение хвостов происходит в отработанный карьер «Главный» глубиной до 100 метров и расположенный на расстоянии более 500 метров от ближайшей реки. Это очень емкое сооружение, которое не дренирует и является хорошим изолирующим телом для отходов обогащения. – С остальными отходами производства и потребления ситуация такая же благоприятная? – Безусловно. На всех наших предприятиях мы придерживаемся ответственного подхода к обраще-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

нию с отходами. Об этом, в частности, свидетельствуют результаты мониторинга природных сред, который проводится согласно утвержденному производственному экологическому контролю. Все наши полигоны для захоронения отходов выполнены с гидроизоляцией, исключающей загрязнение почвы и подземных вод, и полностью соответствуют современным требованиям. Наши внутрикорпоративные аудиторы проводят регулярные проверки и оценку соблюдения соответствующих региональных и государственных нормативов в отношении использования, размещения и обезвреживания хвостов обогащения и других видов отходов. В дополнение к этому специализированные государственные органы проводят выборочные проверки наших экологических показателей. – Какое ваше самое большое свершение как начальника отдела экологии и промсанитарии ООО «Омолонская золоторудная компания»? – Перечислять можно долго, поэтому остановлюсь на одном факте – во время недавней проверки Рос природнадзором ООО «Омолонская золоторудная компания» инспекторы ведомства не выявили никаких нарушений природоохранного законодательства. Источники промышленных выбросов оборудованы дорогостоящими пылегазоочистными установками. Сточные воды перед сбросом в водные объекты проходят многостадийную очистку на механических и биологических очистных сооружениях. Отходы размещаются исключительно на специально оборудованных полигонах. Это лучший показатель из всех возможных, и сейчас наша задача – удержать достигнутое.

Процесс улучшений должен быть непрерывным Из разговора с Татьяной Симоновой – Татьяна Сергеевна, какие решения заложены при проектировании, модернизации и эксплуатации объектов Дукатского хаба для минимизации негативного влияния на окружающую среду?

– Для минимизации вредного влияния мы используем высокотехнологичное оборудование, которое соответствует европейским стандартам качества. Если приводить примеры, то большой вклад в сокращение выбросов в атмосферу внесла модернизация газоочистного и пылеулавливающего оборудования. В частности, были закуплены современные рукавные фильтры с функцией самоочистки, которые работают в автономном режиме, требуют минимального вмешательства со стороны обслуживающего персонала и при этом обеспечивают очень высокий коэффициент очистки воздуха от пыли. В настоящее время они заменили собой прежние пылеулавливающие установки на основных пылеобразующих участках, что не только уменьшило выбросы, но и нормализовало воздух рабочей зоны. Сейчас наша задача – провести пробную эксплуатацию станции водоочистки на ЗИФ «Лунное» после ее недавней реконструкции, выполненной с целью минимизации воздействия на ручей Левый Булур в рамках продолжающейся программы постоянного улучшения. – Что собой представляла реконструкция станции? – Модернизация в основном коснулась технологического оборудования и технологических трубопроводов. Например, были смонтированы дополнительные воздушные насосы для смешивания растворов в реагентных емкостях. Также была доработана технология очистки сточных вод на основании проведенных перед реконструкцией исследований, во время которых были уточнены концентрации рабочих растворов и время, необходимое для осаждения взвешенных частиц и комплексных соединений после очистки. Если раньше цикл работ на станции состоял из трех стадий – обработки бисульфитом натрия и медным купоросом, корректировки кислотности с помощью гидроксида кальция, отстаивания и осветления стоков, – то теперь к ним добавилась нейтрализация сточных вод гипохлоритом кальция. – Какие мероприятия в области водоочистки запланированы АО «Серебро Магадана» в ближайшем будущем? – В планах нашего предприятия – строительство станции биологической очистки на месторождении Гольцовое общей ориентировочной стоимостью около 17 миллионов рублей. На данный момент жидкие бытовые отходы вывозятся контрагентом на централизованные очистные сооружения поселка Омсукчан. Чтобы исключить риски при транспортировке, а также снизить затраты на обращение с этим отходом, было принято решение построить собственную станцию водоочистки. Модель станции выбрана с учетом годового водопотребления. В течение 2016 года проект будет реализован. – Как вы оцениваете воздействие отходов производства и потребления Дукатского хаба на окружающую среду? – Оно минимальное благодаря тому, что твердые коммунальные отходы размещаются на собственном

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

163

экология производства ■ от первого лица полигоне предприятия, выполненном с учетом гидрологических характеристик Среднеканского и Омсукчанского районов Магаданской области. Ртутные лампы и аккумуляторы передаются на обезвреживание, и бюджетом на 2015 год заложено более одного миллиона рублей на эти цели, при том что объемы ртутьсодержащих ламп у нас заметно сокращаются в связи с переходом на светодиодные светильники, безвредные для окружающей природной среды. – А как же отходы обогащения? – Их влияние на экологию незначительное, чему способствует, например, гидроизоляция лож хвосто хранилищ. Тем не менее мы готовы потратить около 150 миллионов рублей на реконструкцию хвостохранилищ на Омсукчанской ЗИФ. В ходе реализации проекта будут наращены высотные отметки хвостохранилищ с целью увеличения их полезной площади и вместимости в связи с увеличением переработки руды на фабрике до 1,5 миллиона тонн в год. Перерабатывать отходы обогащения мы пока не планируем, учитывая высокий процент извлечения из руды полезных компонентов. Нельзя обойти вниманием и другие наши проекты – реконструкцию полигона твердых коммунальных отходов на месторождении Лунное и строительство полигона твердых коммунальных отходов на месторождение Гольцовое. – Что является основными достижениями АО «Серебро Магадана» в области охраны окружа-

ющей среды и обеспечения экологической безо пасности? – Мы с минимальными замечаниями прошли процедуру сертификации на соответствие требованиям международного стандарта ISO 14000. Сама система экологического менеджмента (СЭМ) была внедрена в АО «Серебро Магадана» в 2012 году, что значительно изменило наш подход к вопросам экологии и охраны окружающей среды. Им, конечно, и раньше уделялось серьезное внимание, но в рамках СЭМ появилась возможность качественно оценивать эффективность природоохранной деятельности, а также оперативно принимать решения по управлению экологическими аспектами. Мне, как человеку, пришедшему с другого предприятия, также хочется обратить внимание на то, сколько средств и усилий затрачивается представителями высшего руководства компании в части повышения квалификации в области охраны окружающей среды, причем это относится не только к руководящему составу, но и к рядовым работникам. Не меньшее значение придается и профессиональной подготовке сотрудников экологического отдела. Мы участвуем в обучающих семинарах и тренингах, выезжаем на обучение в центральные регионы России и не только. Отдельно скажу о предварительном экологическом контроле. У нас он осуществляется не только на стадии реализации проектов строительства и отработки месторождений, но и на этапе составления технических заданий на проектирование, при этом решающее слово зачастую остается за экологами предприятия. Р

Экологическая экспертиза

частности, с 1 июля 2015 года к объектам ГЭЭ в том числе отнесены проекты рекультивации земель, нарушенных при размещении отходов I–V классов опасности, и земель, используемых, но не предназначенных для размещения этих отходов. Разъяснено, что под проекты рекультивации земель, нарушенных при размещении отходов, подпадают только указанные проекты в понимании закона об отходах. Под проекты рекультивации земель, не предназначенных для размещения отходов, подпадают все остальные случаи использования земель. Вы-

164

вод из эксплуатации зданий, строений, сооружений и иных объектов осуществляется в соответствии с природоохранным законодательством. Согласно закону об отходах строительство, реконструкция, консервация и ликвидация предприятий, зданий, строений, сооружений и иных объектов, эксплуатация которых связана с обращением с отходами, допускаются при наличии положительного заключения госэкспертизы. Таким образом, строительство, ре-

конструкция и ликвидация предприятий, зданий, строений, сооружений, эксплуатация которых связана с обращением с отходами, осуществляется в соответствии с природоохранным законодательством и законодательством в области обращения с отходами. Поэтому до 1 июля 2015 года проектная документация по выводу из эксплуатации объектов размещения и (или) обезвреживания отходов также являлась объектом тн ГЭЭ.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Источник: www.garant.ru

Минприроды России подготовило письмо от 29 июля 2015 года № 12-47/17563 «Об изменении требований ГЭЭ объектов размещения отходов». В документе даны разъяснения по поводу изменившихся требований государственной экологической экспертизы (ГЭЭ) объектов размещения отходов.

лидеры природоохранной деятельности

Ответственный подход Наталья БАЛАБАЕВА, начальник службы охраны окружающей среды Максим КАНИСЬКИН, ведущий специалист службы охраны окружающей среды ПАО «МОЭСК»

ПАО «Московская объединенная электросетевая компания» (МОЭСК), входящее в группу компаний «Россети», оказывает услуги по передаче электрической энергии и технологическому присоединению потребителей к электрическим сетям на территории Москвы и Московской области.

тратегическими целями одного из крупнейших распределительных сетевых предприятий России в соответствии с экологической политикой, определяющей основные задачи в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности на долгосрочный период, являются: ■ уменьшение негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду; ■ приоритетность внедрения новых технологий, способствующих снижению загрязнения земель нефтепродуктами; ■ рациональное использование природных ресурсов; ■ защита растительного и животного мира, испытывающего воздействие от деятельности Общества. Согласно им ПАО «МОЭСК» активно внедряет альтернативную энергетику, реализуя с 2011 года собственный проект «МОЭСК-EV» по созданию инфраструктуры зарядных станций для электромобилей. В рамках проекта сформирована, протестирована и запущена в эксплуатацию сеть из 28 таких станций, ведется разработка опытного образца ультрабыстрой зарядной станции для общественного электротранспорта – электробусов.

С целью охраны и рационального использования земельных ресурсов в компании ведутся строительство и реконструкция маслоприемников, маслосборников, ремонт маслосборной системы, а также реконструкция кабельных линий с заменой маслонаполненного кабеля со свинцовой оболочкой более надежным экологически безопасным современным кабелем с полиэтиленовой изоляцией. Необходимость проведения шумозащитных мероприятий анализируется на стадии проектирования строящихся или реконструируемых подстанций Москвы и Московской области, располагающихся в непосредственной близости к жилому сектору. Если оказывается, что они нужны, то на системах вентиляции устанавливаются секции шумоглушения, состоящие из блока кулис глушения и металлического профиля, а около трансформаторов на территории ОРУ подстанций – шумозащитные заграждения. Одновременно используются защитные кожухи, капоты с многослойными покрытиями с применением резины, поролона для звукоизоляции двигателей строительных машин. Серьезное внимание уделяется также сохранению биологического разнообразия, проблема утраты которого, приводящая к ухудшению среды обитания и

здоровья людей, очень актуальна для Московского региона. Для сохранения нормального состояния и функционирования компонентов растительного и животного мира в ПАО «МОЭСК» ведется работа по защите птиц на ЛЭП, обеспечению сохранности особо охраняемых природных территорий (ООПТ), восстановительным высадкам деревьев. Так, ради защиты птиц и повышения надежности электроснабжения Общество вводит в эксплуатацию опоры ЛЭП с изолирующими траверсами. Для сбережения мест гнездования редких и охраняемых видов птиц осуществляется замена разъединителей и неизолированного провода защищенным самонесущим изолированным проводом (СИП), производится установка специальных птицезащитных устройств (ПЗУ), предохраняющих от воздействия электрического тока. Согласно постановлению правительства города Москвы, на ПАО «МОЭСК» возложены обязательства по сохранности и использованию территорий ООПТ регионального значения – природно-исторических парков «Царицыно», «Кузьминки – Люблино», «Косинский», «Битцевский лес», «Измайловский» и природного заказника «Долина реки Сетунь». С 2011 года ПАО «МОЭСК» принимает активное участие в акциях распределительного электросетевого комплекса страны «Сохраним энергию леса!», проходящих в более 30 регионах РФ. В 2015 году специалисты компании участвовали в таких мероприятиях, как «10 лет компании – 10 добрых дел!», «Лес Победы», субботники по благоустройству территорий и другие, в ходе которых высадили около 50 тысяч деревьев в 11 муниципальных образованиях Московской области. С момента основания ПАО «МОЭСК» демонстрирует ответственный подход к вопросам сохранения окружающей среды. Работа Общества в этом направлении отмечена наградами и дипломами. Р

ПАО «МОЭСК» 115114 Москва, 2-й Павелецкий пр., 3, стр. 2 Тел. + 7 (800) 700-40-70 E-mail: odou@moesk.ru www.moesk.ru ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

165

Обзор аварий и несчастных случаев

Ростехнадзор: результаты расследования Публикуем результаты технического расследования причин возникновения происшедших аварий, проведенного специалистами Управления по надзору за объектами нефтегазового комплекса Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, с целью ознакомления организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты. Информация подготовлена по материалам официального сайта Ростехнадзора. Дата происшествия:

8 июля 2014 года

Наименование организации:

ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»

Ведомственная принадлежность:

ОАО «Газпром»

Место аварии:

Участок магистрального газопровода Торжокского ЛПУМГ, 1996 г. ввода в эксплуатацию.

Вид аварии:

Выброс опасного вещества; пожар; разрушение

Краткое описание аварии: В режиме эксплуатации магистрального газопровода «Торжок–Долина» произошло разрушение трубной секции с утечкой и возгоранием газа. Последствия аварии (в том числе наличие пострадавших, ущерб): 1. Пострадавших нет. 2. Экономический ущерб – 13 775,163 тыс. руб. Причины аварии: технической причиной разрушения трубной секции МГ Торжок–Долина явилась потеря прочности металла, приведшая к возникновению разрушения, произошедшая в локальном месте – на наружной поверхности трубы в зоне наличия дефектов технологического характера, возникших в процессе изготовления трубы. Развитие данных дефектов в процессе эксплуатации газопровода под воздействием постоянных и переменных нагрузок, а также коррозионного фактора привело к образованию трещины критического размера с последующим разрушением газопровода.

Дата происшествия:

28 августа 2014 года

Наименование организации:

ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»

Ведомственная принадлежность:

ОАО «Газпром»

Место аварии:

Участок магистрального газопровода Кировского ЛПУМГ, 1981 г. ввода в эксплуатацию.

Вид аварии:

Выброс опасного вещества; пожар; разрушение

Краткое описание аварии: В режиме эксплуатации магистрального газопровода «Оханск–Киров 1» произошло разрушение трубной секции с утечкой и возгоранием газа. Последствия аварии (в том числе наличие пострадавших, ущерб): 1. Пострадавших нет. 2. Экономический ущерб – 1 260 864,33 руб. Причины аварии: сквозной дефект в основном металле трубы, образовавшийся в результате механического повреждения металла стенки и коррозионного процесса. Механическое повреждение нанесено в период проведения строительно-монтажных работ до нанесения изоляционного покрытия. Механическое повреждение послужило причиной образования полости под изоляцией и возникновению коррозионного процесса внутри образовавшейся полости.

166

Мероприятия по локализации и устранению причин аварии: 1. Проведение внутритрубной диагностики участка магистрального газопровода. 2. Сокращение периодов диагностики магистрального газопровода до 3 лет. 3. Разработка методики определения и продления срока безопасности эксплуатации магистральных газопроводов. Извлеченные уроки: нормативный период проведения внутритрубной диагностики магистральных газопроводов (один раз в пять лет) в случаях воздействия постоянных и переменных нагрузок, а также более агрессивного коррозионного фактора не всегда позволяет вовремя обнаруживать развивающиеся трещиноподобные дефекты в трубах.

Мероприятия по локализации и устранению причин аварии: 1. Переработать план-график плановых осмотров линейной части газопроводов в части увеличения числа обходов за состоянием бескамерных участков. 2. Заменить аэровизуальное патрулирование трасс на патрулирование с локатором «Аэропоиск 3М», с периодичностью один раз в месяц. 3. Провести повторное обследование потенциально опасных мест газопровода. Извлеченные уроки: Для газопроводов, находящихся в эксплуатации более 30 лет, для снижения уровня аварийности необходимо: 1. Более частое проведение обследований современными средствами диагностики. 2. Ремонт производить с полной заменой трубы дефектного участка.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

обратная связь

Установка регистраторов параметров на краны Ответы специалистов Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на вопросы граждан.

►

Ответ начальника Управления государственного строительного надзора Ростехнадзора М.А. Климова: – При эксплуатации ПС необходимо руководствоваться действующими с 7 марта 2014 года на территории Российской Федерации Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (далее – ФНП по ПС), утвержденными приказом Ростехнадзора от 12 ноября 2013 года № 533, зарегистрированным Минюстом России 31 декабря 2013 года, регистрационный № 30992. В настоящее время на территории Российской Федерации на грузоподъемные краны, подъемно-транспортное оборудование, приспособления для грузоподъемных операций распространяются требования технического регламента Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования» (ТР ТС 010/2011), принятого решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 года № 823. Согласно постановлению Правительства Российской Федерации от 13 мая 2013 года № 407 «Об уполномоченных органах Российской Федерации по обеспечению государственного контроля (надзора) за соблюдением требований технических регламентов Таможенного союза», в отношении машин и оборудования и связанных с требованиями к этой продукции процессов проектирования и изготовления (в том числе грузоподъемных кранов, подъемнотранспортного оборудования, приспособлений для грузоподъемных операций) государственный контроль (надзор) осуществляет Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии. На основании указанного в разработанных взамен Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов (ПБ 10-382–00) ФНП по ПС не могли быть установлены требования по проектированию и изготовлению грузоподъемных кранов, подъемно-транспортного оборудования, приспособлений для грузоподъемных операций, а также по установке регистраторов, ограничителей и указателей на ПС. Согласно подпункту «г» п. 10 ФНП по ПС, для предотвращения и (или) минимизации последствий аварий, инцидентов на опасных производственных объектах (ОПО) с учетом возмож-

ной потери жизни и (или) здоровья людей ПС должны быть оснащены регистраторами, ограничителями и указателями, отмеченными в паспорте ПС. Пунктом 64 ФНП по ПС определено, что «ответственность за приведение в соответствие ПС, изготовленного по ранее разработанным проектам и не оборудованного ограничителями, указателями и регистраторами, необходимыми для обеспечения промышленной безопасности технологического процесса, в котором используется ПС, либо продолжение эксплуатации ПС со снижением его паспортных показателей назначения (например, грузоподъемности, скоростей механизмов) возлагается на эксплуатирующую организацию». Выбор ПС по его оснащенности регистраторами, ограничителями и указателями для применения в конкретном технологическом процессе осуществляют в соответствии с требованиями, установленными проектной документацией ОПО, проектом производства работ или технологическим регламентом (технологической картой). Согласно п. 27 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (далее – ФНП по ЭПБ), утвержденных приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538, зарегистрированным Минюстом России 26 декабря 2013 года, регистрационный № 30855, «заключение экспертизы содержит один из следующих выводов о соответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности (кроме экспертизы декларации промышленной безопасности и обоснования безопасности опасного производственного объекта)…» На основании указанного в случае, если экспертной организацией по результатам проведенной экспертизы в заключении экспертизы промышленной безопасности грузоподъемного крана не указаны конкретные условия и мероприятия (согласно подпункту 2 п. 27 ФНП по ЭПБ), в том числе по необходимости установки регистратора параметров и ограничителя грузоподъемности, и в проектной документации на ОПО или в проекте производства работ, технологической карте нет требований по оснащенности ПС ограничителем грузоподъемности, то установка регистратора параметров и ограничителя тн грузоподъемности на ПС не требуется.

ТехНАДЗОР № 9 (106), сентябрь 2015 www.tnadzor.ru

167

Источник: журнал «Безопасность труда в промышленности»

Вопрос: – В ПБ 10-382–00 указано, что регистраторы параметров работы крана устанавливают на грузоподъемные механизмы, работающие по режиму не менее А6, а в ФНП по ПС таких ограничений нет. Означает ли это, что регистраторы параметров работы должны быть установлены на всех без исключения ПС, в том числе не регистрируемых в органах Ростехнадзора? Если да, то что дает снижение паспортных показателей ПС, например, грузоподъемности, скоростей механизма?

биЗнес-предлоЖение Предприятие

Адрес

Телефоны

Краткая информация

ЭКСПЕРТИЗА, ОБУЧЕНИЕ, ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Группа Компаний УЭЦ: «Уральский экспертный центр» «Уральский сервисный центр» «УЭЦ-Спецтех»

620075 Екатеринбург, ул. Мамина-Сибиряка, 101 – 3.16 (БЦ «Манхэттен», 3-й этаж)

Тел./факсы +7 (343) 351-71-48, 8-800-5-000-578 E-mail: seсretar@uc-expert.ru www.uc-expert.ru

Экспертиза промышленной безопасности ТУ, зданий и сооружений на ОПО. Разработка документации по подъемным сооружениям. Модернизация, ремонт, монтаж ПС, установка и настройка приборов безопасности. Ремонт крановых путей. Подготовка по ФНП, повышение квалификации, аттестация руководителей, экспертов, специалистов, рабочих. Реализация НТД. Продажа и сервисное обслуживание строительной техники.

620043 Екатеринбург, ул. Волгоградская, 193, оф. 1407

Тел./факсы +7 (343) 344-50-65, 384-00-14, 344-52-01 E-mail: post@himproekt.org www.himproekt.org, БюроХимПроект.рф

Разработка проектной и рабочей документации на техническое перевооружение, реконструкцию и новое строительство промышленных объектов с прохождением экспертизы промышленной безопасности проектной документации и регистрацией заключения в органах Ростехнадзора, а также прохождение разработанной проектной документации государственной и негосударственной экспертизы для получения разрешения на строительство.

624440 Свердловская обл., г. Краснотурьинск, ул. Фрунзе, 73-5

Тел. +7 (34384) 4-71-35 Факс +7 (34384) 6-32-80 E-mail:info@ural-diagnostika.ru www.ural-diagnostika.ru

Экспертиза проектной документации, экспертиза технических устройств во всех областях, а также зданий и сооружений на ОПО. Паспортизация технических устройств. Разработка проектной документации, экспертиза ПЛАС, ПЛАРН, деклараций промышленной безопасности, разрешение на применение технических устройств. Диагностика неразрушающими видами контроля (аттестованная и аккредитованная лаборатория). Лицензия Ростехнадзора № ДЭ-00-008742 от 26.05.2008 г. (бессрочно). Аккредитация в системе ГАЗПРОМСЕРТ.

454048 Челябинск, ул. Профинтерна, 38

Тел./факсы +7 (351) 730-07-70, 730-07-00, 729-05-83 E-mail: proektstroyex@gmail. com www.pse74.ru

Экспертиза ПБ проектной документации на ОПО зданий и сооружений, технических устройств горнорудной, металлургической и коксохимической промышленности, объектах котлонадзора, подъемных сооружений в системах газораспределения и газопотребления, химической и нефтехимической промышленности. Регистрация заключений в региональных управлениях Ростехнадзора. Проведение тепловизионного контроля зданий и сооружений.

628403 Тюменская обл., г. Сургут, просп. Мира, 23/1

Тел. +7 (3462) 34-06-91 E-mail: npbepo@bk.ru

628300 Нефтеюганск, ул. Нефтяников, стр. 6

Тел. +7 (3463) 25-16-44 E-mail: bepoano@bk.ru

628012 Ханты-Мансийск, ул. Пионерская, 118

Тел. +7-902-819-21-43 E-mail: bepoano@mail.ru www.бэпо.рф

– Предаттестационная подготовка руководителей и специалистов в области промышленной безопасности А,Б.1, Б.2, Б.4, Б.6, Б.7, Б.8, Б.9, Б.10, Б.12, Г.1, Г.2. – Дистанционная подготовка по программе ОЛИМПОКС. – Пожарно-технический минимум, специалисты ГО и ЧС. – Обучение по охране труда работников организаций. – Проведение экспертизы технических устройств и проектной документации. Лицензии: №1019 бессрочно; №ДЭ-00-007275 бессрочно.

629736 Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Надым, ул. Зверева, 15, пом. 1

Тел. +7 (3499) 54-91-73 Факс +7 (3499) 53-54-81 E-mail: ofﬁ ce@yamal89.ru www.yamal89.ru

Экспертиза промышленной безопасности. Составление деклараций и ПЛАРН, отчетов по энергоэффективности. Неразрушающий контроль объектов нефтегазового комплекса. Проектирование, монтаж, пусконаладочные и ремонтные работы по электротехническим устройствам, вентиляции и кондиционированию, оборудование нефтегазового комплекса.

680000 Хабаровск, ул. Комсомольская, 75, лит. Б, оф. 1

Тел. +7 (4212) 41-33-56 Факс +7 (4212) 41-33-54 E-mail: eec_is@mail.ru www.pb-khv.ru

Экспертиза документации ОПО, технических устройств, зданий и сооружений, деклараций ПБ на объектах угольной и горнорудной, химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, подъемных сооружений, объектах транспортирования опасных веществ, объектах, связанных с разработкой, испытанием, хранением и применением ВМ промышленного назначения, а также с эксплуатацией оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа или с температурой нагрева воды свыше 115°С.

650002 Кемерово, пр-т Шахтеров, 50В

Тел. +7 (3842) 64-28-71

ООО «Бюро Химического Проектирования»

ООО «Уральский центр промышленной безопасности»

ООО «ПроектСтройЭкспертиза»

АНО УЦ ДПО «БЭПО»

ООО «Научно инженерный центр «ЯМАЛ»

ООО ИКЦ «ПРОМБЕЗОПАСНОСТЬ»

ПРОИЗВОДСТВО. ПОСТАВКИ

На правах рекламы

Услуги по техническому обслуживанию, наладке и испытанию горно-шахтного оборудования (ГШО); передача электрической энергии.

ОАО «Специализированная шахтная энергомеханическая компания» (ОАО «СШЭМК»)

168

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

На правах рекламы

Уважаемые коллеги! Поздравляем с Днем работников нефтяной и газовой промышленности! Друзья! Глубокого уважения достоин ваш труд независимо от того, в каком из уголков нашей необъятной Родины вы живете и работаете. В этот день наиболее отчетливо осознаешь, кому обязана Россия своим богатством, мощью и авторитетом. От всей души поздравляем вас с нашим профессиональным праздником. Желаем вам и вашим близким сибирского здоровья, достойной зарплаты, уверенности в завтрашнем дне и свершения всех ваших желаний.

Нефтегазстройпрофсоюз России