Dfsbtvcbnv1cb21df5zbc

№ 12 (109), часть 3, декабрь 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.

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

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. КОТЕЛЬНИКОВ Владимир Семенович ОАО «НТЦ «Промышленная безопасность», генеральный директор, д.т.н. Кукушкин Игорь Григорьевич Российский союз химиков, исполнительный директор, к.э.н. МАХУТОВ Николай Андреевич, доктор технических наук, профессор, член-корреспондент РАН, главный научный сотрудник ИМАШ РАН, председатель рабочей группы при президенте РАН по анализу риска и проблем безопасности «Риск и безопасность», советник РАН, председатель Научного совета по проблемам предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций при МГС по ЧС, председатель Научного совета РАН по проблеме «Надежность, ресурс и безопасность технических систем», член Экспертного совета МЧС России; член Общественного совета, заместитель председателя секции научно-технического совета Ростехнадзора 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 Главный редактор Ольга Витальевна ИВАНОВА Выпускающий редактор Татьяна РУБЦОВА Обозреватели Ольга ПАЛАСТРОВА, Любовь ПЕРЕВАЛОВА, Юлия РАМИЛЬЦЕВА, Лилия СОКОЛОВА Дизайн и верстка Владимир МИХАЛИЦЫН Корректура Лилия КОРОБКО, Мария ПАЗДНИКОВА Руководители проектов Анастасия БУШМЕЛЕВА, Ирина КРАСНОВА, Ирина МАРКОВА, Ирина МОРОЗОВА, Анастасия МОСЕЕВА, Елена ЧАПЛЫГИНА Коммерческая служба (e-mail: tnadzor@tnadzor.ru) Ксения АВДАШКИНА, Клара АЛЛАБЕРДИНА, Полина БОГДАНОВА, Елена БРАЦЛАВСКАЯ, Светлана БУРЦЕВА, Екатерина ДЕМЕНТЬЕВА, Юлия ИШТИМИРОВА, Татьяна КАДНИКОВА, Ольга КАЗЕННОВА, Галина КОРЗНИКОВА, Анна КУЛИЧИХИНА, Инна КУШНИР, Елена МАЛЫШЕВА, Лия МУХАМЕТШИНА, Светала НОСЕНКО, Софья ПАНИНА, Елена ПЕРМЯКОВА, Екатерина РАДИОНИК, Наталья РЮМИНА, Ольга РЯПОСОВА, Андрей СИВКОВ, Эльвира ХАЙБУЛИНА, Екатерина ШЛЯПНИКОВА 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 Использованы фотографии авторов. Свидетельство о регистрации ПИ № ФС77-63379 от 16 октября 2015 г. выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций. Учредитель ООО «ТехНадзор» Журнал «ТехНадзор» №12 (109), части 1, 2, 3 Подписано в печать 25 декабря 2015 года Выход из печати 29 декабря 2015 года Отпечатано в ООО «Астер-Ек+» г. Екатеринбург, ул. Черкасская, 10ф; Тел. +7 (343) 310-19-00 Заказ № 28795 от 25 декабря 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, Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности Урал-Пресс – 99878 Свободная цена

18+

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Характер и причины разрушений путевых подогревателей нефти в условиях эксплуатации на месторождениях Поволжья УДК: 620.196.9 Рустем ХАЙРУЛЛИН, эксперт в области промышленной безопасности, заместитель директора по экспертизе ООО «ТехСпецСервис» (г. Лениногорск) Сергей КОТИКОВ, эксперт в области промышленной безопасности, руководитель группы обследователей ЛНМК ООО «ТехСпецСервис» (г. Лениногорск) Николай БОРОДИН, эксперт в области промышленной безопасности, заместитель исполнительного директора по ЭПБ ООО «Векторстрой» (г. Альметьевск) Лариса АФАНАСЬЕВА, эксперт в области промышленной безопасности, заведующий лабораторией ООО «Векторстрой» (г. Альметьевск) Ленар ХАСАНОВ, эксперт в области промышленной безопасности, ведущий инженер ООО «Векторстрой» (г. Альметьевск)

В процессе эксплуатации путевые подогреватели нефти находятся в сложнонапряженном состоянии под воздействием силовых (повышенное давление) и температурных факторов, сопряженных с коррозионноактивными продуктами сжигания попутного газа и перекачиваемой нефти. Проведение регламентных работ играет важную роль в безаварийной и долговечной работе оборудования. Ключевые слова: путевой подогреватель нефти, безопасная эксплуатация, технический осмотр.

В

составе любого нефтяного промысла есть различное технологическое, емкостное, насосное и вспомогательное оборудование, включая и путевой подогреватель нефти, который предназначен для предварительного нагрева с целью подготовки, дегазации, уменьшения вязкости и дальнейшей транспортировки добываемой нефти. При эксплуатации путевого подогревателя дополнительно решается круг вопросов по утилизации и использованию попутного нефтяного газа, который сжигается в качестве топлива. На месторождениях Поволжья в основном применяются путевые подогреватели марок ПП-0,63АС, ПП-1,6 производства ОАО «Нефтемаш» города Сызрань (рис.

1) и ППТ-0,2Г производства ОАО «Давлекановский завод нефтяного машиностроения» (рис. 2). Путевой подогрева-

тель нефти представляет собой цилиндрическую (либо прямоугольную) горизонтальную емкость с плоскими днищами, во внутренней полости которой установлены топка, а над ней – трубчатый продуктовый змеевик. Передача тепла между ними осуществляется с помощью жидкого промежуточного теплоносителя, в качестве которого производители, как правило, рекомендуют использовать пресную воду без каких-либо ограничений. При этом в более поздних версиях путевых подогревателей производитель указал требования к показателям качества промежуточного теплоносителя: рН, общая жесткость, содержание взвешенных частиц. Основное количество эксплуатируемых на сегодняшний день путевых подогревателей нефти можно условно разделить на две группы: первая группа изгоТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

товлена и введена в эксплуатацию в 2006– 2009 годах, вторая группа изготовлена в 2010–2013 годах (и позднее), при этом срок службы в зависимости от комплектации и завода-изготовителя составляет в среднем 5–6 лет. На данном этапе уже можно говорить об опыте первичного экспертного обследования и технического диагностирования путевых подогревателей нефти первой группы. По подогревателям первой группы завод-изготовитель в руководстве по эксплуатации не регламентирует проведение каких-либо работ по обслуживанию, периодическому контролю или техническому осмотру (освидетельствованию). В путевых подогревателях 2011 года выпуска (и позднее) был введен соответствующий раздел в руководство по эксплуатации. В нем установлены перечни процессов ежедневного контроля (рабочее давление нефти, давление топливного газа, температура нагрева нефти, температура дымовых газов, режим горения) и перечни элементов ежегодного контроля (остаточная толщина металлоконструкций – жаровых труб, змеевиков, дымовых труб). Очевидно, что без полного разбора путевого подогревателя на сборочные узлы провести полноценный ультразвуковой контроль остаточной толщины змеевиков (труб, калачей отводов) и топки не представляется возможным. За время эксплуатации путевых подогревателей нефти фиксировались многочисленные аварийные отказы, вызванные разгерметизацией продуктовых трубопроводов змеевиков со стороны теплоносителя, либо разгерметизацией жаровых труб. По результатам технического диагностирования выявленных аварийных зон можно выделить следующие группы дефектов и их следствия, влияющие на эксплуатационную надежность основных металлоконструкций: ■ дефекты топки (жаровой трубы) –

357

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы 25% случаев. При разгерметизации промежуточный теплоноситель попадает в топку, при этом высока вероятность залива горелок с последующим выходом наружу; ■ дефекты продуктового змеевика – 70% случаев. При разгерметизации подогреваемая нефть попадает в емкость с промежуточным теплоносителем с последующим выходом через заливную горловину наружу; ■ дефекты корпуса подогревателя путевого – 5%. Сквозных дефектов обнаружено не было, но ряд путевых подогревателей имели остаточную толщину корпуса до 2,0 мм. Промежуточный теплоноситель вытекает наружу, нарушается проектный теплоотвод от жаровых труб, в результате перегрева возникают коробление, деформация, термоусталостные трещины топки и/или корпуса. При анализе причин возникновения сквозных дефектов в путевых подогревателях обнаружены 2 основных фактора: 1) дефекты (эрозия, коробление, деформация) в зоне монтажа горелки и воздействия на корпус основного фронта пламени; 2) высокая скорость коррозии металлоконструкций, сопряженных с промежуточным теплоносителем. В первом случае выявлены факты замены проектной горелки на горелку другой конструкции из-за трудностей в регулировании производительности подогревателя. Это привело к измене-

Рис. 1

Рис. 2

нию фронта пламени, его сжатому завихрению и в дальнейшем к сквозной эрозии жаровой трубы (рис. 3). На другой печи владельцу пришлось заменить газовую горелку на жидкостную в связи с недостатком попутного газа на месторождении, что также привело к изменению фронта пламени, выгоранию стабилизатора и трубок топки, а также деформации листов топки (рис. 4). Одновременно с этим было обнаружено наличие в большинстве осмотренных топок продуктов горения, которые в отдельных случаях перекрывали до половины площади газового тракта (рис.

5). Содержащиеся в попутном нефтяном газе сероводород и оксид углерода при неполном сгорании образуют осадок, ко-

Таблица 1. Результаты анализа проб промежуточного теплоносителя

№

Месторождение, где эксплуатируется подогреватель

Показатель

Нероновское

ВосточноНероновское

Студенцовское

Онбийское

1

рН, при 20 °С

7,70

7,24

6,92

8,65

2

Карбонатная жесткость, мг-экв/л

4,42

4,94

8,16

4,76

3

Общая жесткость, мг-экв/л

1,28

1,04

5,29

0,78

4

Суммарная минерализация, мг/л

509,87

525,26

824,25

394,66

5

Кислород О2, мг/л

1,5

2,4

2,9

1,0

6

Сероводород Н2S, мг/л

-

-

-

-

7

Углекислый газ СО2, мг/л

следы

следы

следы

следы

8

Железо Fe2+, 3+, мг/л

0,48

0,52

0,42

0,57

9

Натрий Na , мг/л

112,42

138,14

72,92

146,74

10

Магний Mg2+, мг/л

6,89

7,38

18,43

5,61

11

Кальций Ca мг/л

10,85

6,14

67,22

7,12

+

2+

12

Сульфаты SO2– мг/л

1,08

0,92

0,48

1,56

13

Гидрокарбонаты HCO3– , мг/л

310,18

291,32

498,22

229,15

14

Хлориды Hl– мг/л

44,16

39,17

34,12

56,87

358

торый в результате химических и электрохимических процессов превращается в присутствии водяного пара в сернистую кислоту, что приводит к сквозной коррозии (рис. 6). Причины возникновения сквозных дефектов в змеевиках не так однозначны. Для выявления источников интенсивной коррозии змеевиков путевых подогревателей были проведены комплексные исследования, включающие анализ металла змеевиков, определение общего химического состава и основных показателей качества теплоносителя, анализ условий эксплуатации оборудования, а также другие исследования. Химический анализ металлов элементов путевых подогревателей показал, что они соответствуют заявленным требованиям (согласно паспортным данным). Качество промежуточного теплоносителя (во всех случаях использовалась пресная вода) характеризуются основными показателями, указанными в таблице 1. Результаты анализа свидетельствуют, что вода пресная, общая минерализация не превышает 1 000 мг/л и соответствует требованиям, указанным в паспорте на путевой подогреватель для промежуточного теплоносителя (рН 6,5–9,0, общая жесткость не более 7,0 мг-экв/л). Осмотр зон коррозии выявил, что сквозные дефекты располагались в основном на трубах; на калачах и отводах вследствие увеличенной толщины язвы дефекты не сквозные (рис. 7). Цвет коррозионных поражений менялся от светлорыжего до темно-коричневого (рис. 7, 8), преимущественного расположения сквозных дефектов в сечении трубы по часам либо в ярусах не выявлено. Наружная поверхность труб змеевиков, а также опорных конструкций сравнительно равномерно покрыта корродированным слоем и там же повсеместно рас-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 3

Рис. 6

Рис. 4

Рис. 5

Рис. 7

пределены полусферические бугоркинаросты, которые имеют тенденцию к росту, соединяясь между собой. Наросты гидратированы, сравнительно легко зачищаются; при зачистке зафиксированы коррозионные язвы переменной глубины (рис. 8) конической или тороидальной формы. По своей форме и строению наросты схожи с образованиями на трубах котельного оборудования. Повышенная температура и наличие активных химических соединений в промежуточном теплоносителе является стимулирующим фактором роста локальной коррозии и основной причиной образования сквозной коррозии змеевиков. Примером служит путевой подогреватель ПП-1,6М, установленный на Студенцовском месторождении в ноябре 2012 года, состоящий из двух змеевиков, двух топок в одном цилиндрическом корпусе. В начале 2015 года был зафиксирован отказ первого контура (сквозной дефект в змеевике – труба 1086,0 мм), весной 2015 года был зафиксирован отказ второго контура (сквозной дефект в топке – труба 6308,0 мм). При паспортном сроке службы 6 лет путевой подогреватель нефти проработал на месторождении чуть более 2-х лет. Скорость язвенной коррозии составила более 3 мм/год. Выводы: 1. Внесение владельцем в конструкцию путевого подогревателя несогласованных с заводом-изготовителем изменений влечет за собой трудно прогнозируемые последствия, зачастую

Рис. 8

отрицательно влияющие на работоспособность.

2. Интенсивное сквозное коррозионное разрушение элементов путевых подогревателей явилось следствием образования на его поверхностях локальных наростов, стимулирующих развитие коррозионных процессов под ними. Причиной наростообразования на поверхностях, сопряженных с промежуточным теплоносителем явилось использование в качестве промежуточного теплоносителя химически неподготовленной воды с высоким показателем карбонатной жесткости.

3. Существенная недоработка конструкции путевых подогревателей, что выражено в отсутствии возможности на должном уровне проводить обслуживание, очистку от осадков, технический осмотр силами эксплуатирующей организации. Рекомендации: 1. Для предотвращения интенсивных коррозионных разрушений элементов путевых подогревателей нефти в качестве промежуточного теплоносителя использовать подготовленную по стандартам котлонадзора питательную воду. Требования к показанию качества подпиточной и сетевой воды для водогрейных котлов приведены в п.3 Приложения 3 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением». В качестве альтернативы возТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

можно использование пресной воды совместно с соответствующим ингибитором коррозии, однако выбор марки ингибитора и его концентрации требует отдельных исследований.

2. Внести в паспорт требования о проведении периодического технического осмотра элементов путевых подогревателей нефти, включая обязательное проведение раздельных гидроиспытаний на расчетное давление: продуктового змеевика, жаровой трубы, корпуса путевого подогревателя. Литература 1. Федеральные нормы и правила «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 года № 101).

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 25 марта 2014 года № 116).

3. Справочник эксплуатационника газифицированных котельных. Под ред. Столпнера Е.Б. М.: Недра. 608 с.

4. Ингибиторы коррозии: Том 2. Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслового оборудования. Под ред. Бугая Д.Е. и Рахманкулова Д.Л. М.: Химия, 2002. 367 с.

359

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Двойной привод ШГН. Инновации в жизнь УДК: 622.23.05 Ильгам ЯЛАЛТДИНОВ, автор изобретения (г. Лениногорск) Рустем ХАЙРУЛЛИН, соавтор изобретения, эксперт в области промышленной безопасности, заместитель директора по экспертизе ООО «ТехСпецСервис» (г. Лениногорск) Сергей КОТИКОВ, эксперт в области промышленной безопасности, руководитель группы обследователей ЛНМК ООО «ТехСпецСервис» (г. Лениногорск) Айрат ФАРХУТДИНОВ, эксперт в области промышленной безопасности ООО «НТЦ «ЭКОПРО» (г. Казань) Ильнур ГАДАЛЬШИН, эксперт в области промышленной безопасности ООО «НТЦ «ЭКОПРО» (г. Казань)

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами является одним из наиболее распространенных способов механизированной добычи нефти. Изобретения по совершенствованию данной технологии достаточно редки. Предлагаемая реконструкция привода ШГН позволит снизить эксплуатационные издержки производства и повысить конкурентное преимущество компании. В статье приведен анализ достоинств и недостатков уникальной, не имеющей аналогов идеи и рассматриваются перспективы ее применения. Ключевые слова: станок-качалка, механический привод штангового глубинного насоса.

Н

а сегодняшний день наибольшее распространение в качестве установок привода штанговых глубинных насосов (ШГН) получили балансирные станки-качалки (СКН). Данный тип привода имеет следующие преимущества: высокая надежность, долговечность, относительно невысокая трудоемкость в обслуживании. Однако СКН имеют и недостатки, главными из которых являются: 1. Высокая металлоемкость и относительно высокая стоимость транспортировки и монтажа.

2. Высокая стоимость замены узлов СКН вследствие большой массы и необходимости использования грузоподъемных механизмов.

3. Необходимость подготовки бетонного основания или свайного поля перед монтажом привода (значительные капитальные затраты).

4. Сложности при перестановке пальцев шатунов, противовесов при уравновешивании.

5. Неудовлетворительное центрирова-

360

ние канатной подвески, обусловленное неточностью изготовления (либо деформацией направляющих) головки балансира и приводящее к ускоренному износу устьевого уплотнения.

6. Сложности поворота головки балансира перед выполнением подземного ремонта скважин.

7. Множество узлов и механизмов, требующих обслуживания, периодической смазки и постоянного осмотра.

8. Относительно большое количество открытых движущихся механизмов, что повышает потенциальную травмоопасность. Безбалансирные цепные приводы также получили ограниченное распространение, так как позволяют значительно увеличить длину хода полированного штока и добиться оптимального режима экономии электроэнергии и увеличить наработку подземного оборудования на отказ. Однако, если по ряду технических параметров эти приводы существенно превосходят традиционные станки-качалки, то по надежности есть претензии. Некото-

рые недостатки, присущие СКН, встречаются и при эксплуатации безбалансирного цепного привода. СКН был разработан более 100 лет назад и с тех пор почти не претерпел изменений в конструкции. Он состоит из рамы, стойки, редуктора с клиноременным механизмом и электродвигателем, кривошипно-шатунного механизма (КШМ), балансира и комплекта противовесов. Вращение электродвигателя преобразуется КШМ в возвратно-поступательное движение, необходимое для привода ШГН. Противовесы, установленные на плече кривошипа, призваны компенсировать вес штанг и когда плунжер насоса идет вверх, а также выровнять нагрузку электродвигателя, когда плунжер насоса идет вниз (рис. 1). Предлагается вместо уравновешивания с помощью противовесов использовать вес колонны штанг соседней скважины (скважина 2). Единственным необходимым условием является наличие поблизости эксплуатационной скважины, работающей в сходных условиях, что выполнимо при кустовом бурении. На балансир СКН со стороны траверсы устанавливается специальный кронштейн для крепления дополнительной канатной подвески. Подвеска через систему обводных роликов и устьевую стойку крепится к полированной штанге соседней скважины в виде исполнительного модуля. Таким образом, КШМ станка-качалки при опускании кривошипа вниз, через балансир, поднимает плунжер насоса скважины 1 вверх, а на скважине 2, соответственно, опускает плунжер вниз (рис. 2). При этом число качаний насосов 1 и 2 будет одинаковым, но, меняя длину хода плунжера насоса 2, с помощью изменяемого плеча можно добиться необходимой производительности на скважине 2. При этом, меняя диаметр опускаемого насоса, можно также изменить производительность ШГН на необходимой скважине. Отличительной особенностью представляемой конструкции является жесткий кожух (труба НКТ), в котором двигается дополнительная канатная подвеска. Данное решение позволяет устанавливать устьевую стойку непосредственно на суще-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ствующую устьевую арматуру скважины № 2, исключая обустройство бетонного основания и якорей. Очевидно, что предлагаемая конструкция имеет как преимущества, так и недостатки, которые необходимо учитывать уже при планировании пар скважин, на которые будут устанавливаться исполнительные модули. К преимуществам необходимо отнести: 1. экономия электроэнергии, 2. стоимость СКН, затраты на монтаж и обслуживание, 3. стоимость обслуживания СКН, 4. низкая металлоемкость и взаимозаменяемость элементов исполнительного модуля, 5. оптимизация уравновешивания по сравнению с балансирным либо комбинированным уравновешиванием, 6. достигается более пологая ваттметрграмма, что положительно влияет на продолжительность эксплуатации электродвигателя, редуктора. К недостаткам следует отнести следующие факторы: 1. при подземном ремонте скважины 1 (где установлена СКН) эксплуатация скважины 2 проблематична, 2. возможно, потребуется увеличить мощность электродвигателя на 10–20%, чтобы снизить пусковые нагрузки при включении СКН, 3. достаточно тяжело определить состояние дополнительной канатной подвески, которая скрыта в кожухе без остановки СКН. В настоящий момент организуется опытно-промышленная эксплуатация на

Рис. 1. Общий вид станка-качалки 8

4

7 6 5

2

1

устье

3

1 – электродвигатель; 2 – клиноременная передача; 3 – редуктор; 4 – балансир; 5 – противовес; 6 – кривошипно-шатунный механизм; 7 – траверса; 8 – головка балансира ряде скважин НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть». Если надежность и простота обслуживания двойного привода ШГН при эксплуатации будет близка к расчетной запланированной, можно будет ожидать снижения стоимости операционных затрат на обслуживание по сравнению с использованием ЭЦН или балансирных станков качалок. Окончательный вывод о том, позволит ли использование двойного привода ШГН снизить операционные затраты на обслуживание, можно будет сделать че-

рез два или три года эксплуатации, когда будет накоплена статистика отказов и определена стоимость работ по ремонту оборудования. Литература 1. Федеральные нормы и правила «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 года № 101).

Рис. 2. Принципиальная схема

Стойка устьевая (условно не показана)

устье скважины 2

устье скважины 1

ролик обводной

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

361

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Трещинообразование в кислородных конвертерах УДК: 669 Антон КОВТУНЕЦ, инженер (эксперт) Антон ЮЛДАШЕВ, инженер (эксперт) Ольга СТЕПАКОВА, инженер (эксперт) Сергей ВАСИЛЬЧЕНКО, инженер (эксперт) Юрий БУСЛЕНКО, инженер (эксперт)

Практика эксплуатации корпусов и опорных колец конвертеров показывает, что они обладают ограниченным сроком службы и требуют полной замены после 4–5 лет работы. Причем через 1,5–2,0 года эксплуатации, несмотря на достаточный запас статической прочности, наблюдаются разрушения конструкции как по сварным швам, так и по основному металлу. Ключевые слова: трещинообразование.

О

дним из резервов увеличения производительности кислородных конвертеров является сокращение простоев за счет ремонтных работ по устранению трещин и разрушений. В связи с этим следует четко определить причины образования и распространения трещин в этих ответственных конструкциях. Как правило, опорные кольца и корпуса кислородных конвертеров изготавливают из низколегированной стали 09Г2С. Характерная особенность условий работы конвертера – длительное воздействие повышенных температур, от 150 °С до 390 °С. К тому же при чрезмерном износе футеровки к концу кампании температура на корпусе достигает 500 °С. Подобный режим работы может привести к развитию в стали явления тепловой хрупкости. В наибольшей степени тепловой хрупкости подвержены стали со структурой мартенсита и бейнита отпуска. Для стали 15ХСНД повышение критической температуры хрупкости после 100 часов выдержки при температуре 380 °С составляет 35 °С в улучшенном состоянии против 10 °С в горячекатаном состоянии. Однако нельзя исключить, что длительное пребывание при повышенных температурах может изменить структуру и соответственно физико-механические свойства материала конвертера. Изучены величины трещинообразования в корпусе конвертера емкостью 13 тонн после 7 лет эксплуатации. Для исследования выбран фрагмент корпуса из зоны сопряжения цилиндрической и конусообразной поверхностей в месте сое-

362

динения листов толщиной 50 и 70 мм. По данным химического анализа, оба листа изготовлены из стали 09Г2С. Чтобы оценить возможное влияние неоднородности структуры по толщине листа, образцы вырезали послойно на расстоянии 0,5 и 20–30 мм от поверхности листа. По результатам испытаний установлено, что основной металл и металл сварного шва показывают достаточно высокие значения механических свойств стали при растяжении. Уровень ударной вязкости KCU основного металла, зон термического влияния и сварного шва при +20 °С также показывает высокие значения механических свойств стали. Однако, сериальные испытания на ударный изгиб указывают на повышенную склонность основного металла к хрупкому разрушению. Особенно это свойственно стали 09Г2С (толщина листа 50 мм), уровень критической температуры хрупкости для поверхностных и средних слоев металла достигает +80 °С. Появление кристаллического излома в ударных образцах выявляется вплоть до температур испытания +140 °С. С помощью метода Ньюхауза установили, что основной металл стали 09Г2С обладает пониженным сопротивлением распространению вязкой трещины. Работа распространения вязкой трещины стали 09Г2С при толщине листа 70 мм почти в 3 раза выше, чем при толщине 50 мм. Металлографический анализ обнаруживает существенное различие структур стали 09Г2С в листах толщиной 50 и 70 мм (в листе толщиной 50 мм видны крупные практически равноосные зерна феррита с отдельными колониями перлита, то в

листе толщиной 70 мм наблюдается разнозернистая смесь феррита и частиц карбида, расположенного преимущественно по границам зерен). В целом степень рекристаллизации в этом материале выше, что подтверждается исследованиями в темном поле. По данным фрактографического анализа кристаллических изломов хрупкие трещины в образцах из различных зон исследованного сварного соединения распространяются частично по границам зерен. Причем в листе толщиной 50 мм разрушение проходит как по границам зерен феррита, так и по границам раздела ферритперлит. Доля межкристаллитного разрушения в листах толщиной 50 и 70 мм достигает 31 и 45%, а в сварном шве и ЗТВ – 12–13% соответственно. Последнее говорит о том, что в материале корпуса в процессе эксплуатации происходит ослабление границ зерен. Трещинообразование в корпусе кислородного конвертера, выполненного из стали 09Г2С с феррито-перлитной структурой, обусловлено развитием в процессе эксплуатации при повышенных температурах явления тепловой хрупкости. Этот вид хрупкости вызван формированием по границам зерен феррита и перлита повышенной плотности частиц цементита и сегрегации вредных примесей типа фосфора, существенно снижающих когезивную прочность границ зерен. Перегрев участков кожуха конвертера до температур 650–700 °С, вызывающих развитие начальных стадий рекристаллизации и сфероидизации цементита в стали 09Г2С с феррито-перлитной структурой, не предотвращает в дальнейшем склонность материала к тепловой хрупкости. Степень ослабления границ зерен в материале корпуса конвертера в процессе эксплуатации существенным образом зависит от структуры стали. В участках корпуса, в которых по границам зерен выявлено предпочтительное расположение частиц цементита, доля межзеренного разрушения в хрупких изломах достигает 45% против 31% для участков корпуса, в которых обнаружены практически равноосные зерна феррита и цементита.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Определение остаточного ресурса ОПО в условиях неопределенности состояния УДК: 624 Антон КОВТУНЕЦ, инженер (эксперт) Сергей АЛЯПИН, инженер (эксперт) Антон ЮЛДАШЕВ, инженер (эксперт) Сергей ВАСИЛЬЧЕНКО, инженер (эксперт) Юрий БУСЛЕНКО, инженер (эксперт)

В настоящее время существует множество методов определения остаточного ресурса опасных производственных объектов, поскольку тема определения остаточного ресурса крайне актуальна. Но, несмотря на это, вопрос определения остаточного ресурса в условиях неопределенности состояния объектов не так широко обсуждаем. Ключевые слова: остаточный ресурс, трещинообразование.

Д

ля определения остаточного ресурса необходимо на основе анализа технического состояния объекта составить его модель и задать критерий оценки сроков прекращения эксплуатации объекта. В процессе формирования критериев появляются неопределенности двух типов, обусловленные неточностями, возникающими при описании процесса диагностирования объектов и формирования методологических подходов определения остаточного ресурса. Трудность применения критериев в терминах функций системной надежности состоит в неоднозначности определения вероятных диагностических данных при меняющихся условиях эксплуатации. Из-за неопределенностей критерий типа предельно допустимого риска нельзя рассчитать с определенной точностью. Следовательно, нельзя быть уверенным, что назначенный с его помощью остаточный ресурс оптимален. Решающее правило, согласно которому объект является работоспособным при t < tk (где tk – последний момент диагностирования), можно эксплуатировать до момента времени tk+1, если X (t)  Ωx при всех t (tk, tk+1) носит нечеткий вероятностный смысл. Здесь X (t) – вектор состояния объекта в пространстве

состояний – область допустимых состояний в пространстве X. Очевидна необходимость учета существующих неопределенностей при принятии окончательного решения о сроках его дальнейшей эксплуатации. Оценка остаточного ресурса – многоуровневый итерационный процесс последовательной детализации и оптимизации диагностических решений. Выделяемые при этом этапы составляют иерархию принятия решений. Недостаточная изученность отдельных явлений не позволяет составить полностью математически формализованное описание объекта. Поскольку оценка производится на основании функции риска, то для ее определения надо учитывать неопределенности, возникающие из-за изменчивости технологических ситуаций. Эти ситуации изменяются под воздействием определенных факторов, хотя учесть их строго математически нельзя. Однако можно предсказать их величину с определенной степенью вероятности. Методику учета неопределенностей можно использовать на основе интеллектуализации баз знаний с помощью объективно-ориентированных систем. При этом должны обеспечиваться адекватность описания ситуаций и мобильТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ность баз знаний, учитывающих всевозможные причинные условия, для чего необходимо формирование языка и/или модели описания наиболее реальных ситуаций с учетом фактического технического состояния объекта в реальном времени, удобного для структуризации элементов описания баз знаний, и механизм принятия решений в конкретной ситуации. В качестве средств интеллектуализации модно использовать объективноориентированную интеллектуальную систему на основе построения причинноследственных продуктивных моделей деревьев знаний. Это позволяет существенно ограничить пространство поиска решений и время перебора всех возможных ситуаций. Формирование решений осуществляется посредством алгоритмов анализа ситуаций, включающих правила определения последовательности распознавания ситуаций и порядка раскрытия узлов деревьев знаний. Принимая во внимание, что значения самого критерия оценки представляют собой нечеткие величины, носители которых могут перекрываться, получаем многоальтернативность решений и/или ситуационных исходов с возможной размытостью, характерной для ситуаций неуверенности в выборе. Выбор окончательного решения осуществляется посредством процедур определения многоальтернативных оценок предпочтительности на множестве критериев и оценки тождественности альтернатив, исходя из принципа монотонности и процедур последовательного сужения множества альтернатив. Литература 1. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. – М.: Машиностроение. 1990.

2. Заде Л.А. Понятие лингвистической переменной и ее применение к принятию приближенных решений. – М.: Мир, 1979.

3. Кафаров В.В., Дорохов И.Н., Марков Е.П. Системный анализ процессов химической технологии. Применение метода нечетких множеств. – М.: Наука, 1986.

363

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Классификация и основные элементы промышленных дымовых труб УДК: 624 Юрий САПОВ, эксперт высшей квалификации по обследованию зданий и сооружений, ТУ, ПД ООО «Инженерный центр «Экспертиза дымовых труб» (г. Самара) Виталий ПАВЛОВ, технический директор (эксперт высшей квалификации), ООО «Инженерный центр «Экспертиза дымовых труб» (г. Самара) Иван КОРНЕЕВ, эксперт ООО «Инженерный центр «Экспертиза дымовых труб» (г. Самара) Андрей ПАВЛОВ, директор, эксперт ООО «Инженерный центр «Экспертиза дымовых труб» (г. Самара) Владимир АБЛАУТОВ, эксперт ООО «Инженерный центр «Экспертиза дымовых труб» (г. Самара)

Промышленные дымовые трубы как самостоятельные инженерные сооружения появились в период развития машинного промышленного производства. Первые конструкции дымовых труб составляли единое целое с топочным агрегатом. Однако такая компоновка не позволяла обеспечить необходимое разрежение в топке для эффективного сжигания значительного количества топлива. Ключевые слова: дымовые трубы, стволы дымовых труб, фундаменты, цоколь трубы, ходовая лестница, светофорная площадка, молниезащита.

П

ромышленность требовала все большего количества тепла для удовлетворения возрастающих мощностей машинного производства. Разделение топки от дымоотводящего тракта в обособленные друг от друга сооружения создали условия для повышения производства тепла, и дымовая труба стала самостоятельным инженерным сооружением. Трубостроение представляет собой самостоятельную отрасль строительного производства, требующую обширных знаний и серьезного производственного опыта, так как каждая промышленная дымовая труба является сложным инженерным сооружением, связанным с потенциальной повышенной опасностью. Промышленные дымовые трубы служат как для создания естественной тяги, так и для отвода дымовых газов в верхние слои атмосферы и рассеивания их до допустимых концентраций, которые регламентируются действующими санитарными нормами. В соответствии с назначением, трубы, которые полностью обеспечивают тягу,

364

создающую необходимый приток воздуха в рабочее пространство печи или топку, называются тяговыми. Трубы, в которых создается принудительная тяга, предназначающаяся для эвакуации дымовых газов в верхние слои атмосферы, носят название отводящих. В зависимости от основного материала, из которого сооружаются дымовые трубы, они подразделяются на кирпичные, монолитные железобетонные, сборные железобетонные, металлические и из композиционных материалов. Кирпичные дымовые трубы обычно не выше 100 м и используются в широком диапазоне температур, зачастую весьма высоких. Монолитные железобетонные дымовые трубы обычно бывают высотой более 100 м и в основном применяются на предприятиях энергетики. Они весьма схожи по условиям службы с кирпичными трубами, однако температура газов в них не должна превышать 200 °С. В настоящее время в России большая часть труб имеет высоту 120–150 м, есть несколько сотен труб высотой от 180 до

250 м, незначительное количество труб высотой 330 м и всего несколько труб высотой 370 м. Сборные дымовые трубы из жаростойкого железобетона предназначены, в основном, для работы на небольших котельных. Обычно они сооружаются высотой 30, 45 и 60 м. Металлические дымовые трубы многофункциональны благодаря тому, что конструктивно позволяют выполнить футеровку практически любой сложности и применить почти любые защитные лакокрасочные материалы при изготовлении. Данные трубы имеют наименьшую массу и наибольший уровень монтажной готовности. Кроме того, они не фильтруют конденсат и вредные компоненты отходящих газов, позволяя работать со значительными давлениями и скоростями. Благодаря этому металлические трубы получили широкое распространение. Основными конструктивными элементами дымовых труб являются: 1. Фундаменты Наибольшее распространение получили конструкции железобетонных фундаментов под дымовые трубы, состоящие из стакана в виде полого усеченного конуса и круглой в плане плиты, наиболее выгодной в отношении распределения нагрузки на основание.

2. Стволы дымовых труб Ствол кирпичной дымовой трубы представляет собой полый усеченный конус с уклоном наружной образующей в пределах 1,5–3%, зависящей, в основном, от района ветровой нагрузки. По высоте ствол кирпичной трубы имеет переменную толщину и состоит из поясов с различной толщиной стенок. Переход от одного пояса к другому выполняют путем уменьшения толщины кладки на полкирпича с образованием уступа с внутренней стороны. Обычная высота пояса составляет 12– 15 м, но не более 24 м. Стволы железобетонных монолитных дымовых труб также представляют собой усеченный конус, но с пере-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

менным уклоном, убывающим по высоте от 8 до 1,5 %. Обычно верхнюю часть ствола выполняют цилиндрической. По высоте ствол железобетонной монолитной трубы имеет переменную толщину, причем минимальная толщина в верхней его части по соображениям долговечности и для обеспечения возможности качественного уплотнения бетонной смеси вибратором принимается не менее 160 мм; Ствол трубы разбивается по высоте на пояса 15–20 м с постоянной толщиной стены. Толщина изменяется в местах перехода от одного пояса к другому с устройством консолей для опирания футеровки или защитных перекрытий, выполняемых в процессе производства работ. Ствол сборной железобетонной дымовой трубы представляет собой полый цилиндр, собираемый из кольцевых блоков-царг со стержневой арматурой без предварительного натяжения. Высота блоков по условиям монтажа и транспортировки принята 3 м, внутренний диаметр выходного отверстия 1, 1,5 и 2,1 м. Ствол металлической дымовой трубы представляет собой полый цилиндр, монтируемый из отдельных элементов различной длины, диаметра и толщины листовой стали, зависящих от высоты, технологических особенностей службы и параметров эвакуируемых газов. Металлические дымовые трубы, в зависимости от температур и степени агрессивности отводимых газов, футеруются самыми разнообразными материалами, начиная от однослойного защитного покрытия из кислотостойкого бетона и заканчивая комбинированными из волокнистых материалов и жаростойкого торкретбетона. Головки (оголовки) всех видов дымовых труб работают в наиболее неблагоприятных условиях, находясь в зоне окутывания, где конденсируется и выпадает значительное количество вредных составляющих отходящих газов и одновременно присутствуют максимальные температурные нагрузки. Поэтому конструктивной прочности головки уделяют большое внимание, выполняя ее стенки с утолщением по сравнению с нижележащей частью.

3. Ходовая лестница Для подъема персонала на светофорные площадки дымовой трубы, связанного с заменой сигнальных фонарей, осмотром наружной поверхности ствола, различными ремонтными работами в процессе эксплуатации служат ходовые лестницы.

Ходовые лестницы кирпичных дымовых труб выполняют из скоб и ограждений. Ходовые скобы устанавливают в процессе кладки ствола трубы с шагом 375 мм и заделывают в кладку на глубину не менее 250 мм, начиная с отметки 2,5 м от уровня земли с наиболее доступной для подъема стороны. Для безопасного подъема и спуска людей ставят ограждение скоб на всю высоту ходовой лестницы. Ходовые лестницы монолитных железобетонных, сборных железобетонных и металлических дымовых труб состоят из отдельных звеньев шириной 300 мм, соединяемых между собой накладками и болтами Длина звеньев для монолитных труб составляет 2,5 м, для сборных – в зависимости от размеров царг.

4. Светофорные площадки Промышленные дымовые трубы высотой более 50 м в ночное время должны быть обозначены красными сигнальными заградительными огнями, видимыми со всех сторон. Для размещения сигнальных огней светоограждения на дымовых трубах устанавливают светофорные площадки. Огни светоограждения должны подключаться к двум самостоятельным линиям независимых источников электроэнергии. Питание огней светоограждения, расположенных на одной площадке, должно осуществляться от разных фаз двух питающих линий. Для лучшей видимости с самолетов промышленные дымовые трубы окрашивают в контрастные цвета, полосами белого и ярко красного цвета.

5. Молниезащита Молниезащитой называют комплекс устройств, предназначенных для обеспечения безопасности людей, сохранности зданий, сооружений и оборудования от возможных разрушений и загораний, возникающих при воздействии молнии. Все здания и сооружения в зависимости от назначения, а также от возможного числа поражений в течение года, делят на 3 категории. Дымовые трубы относятся к III категории устройств молниезащиты. Устройство, принимающее на себя удар молнии и отводящее энергию от этого удара в землю, называется молние­ отводом. Он состоит из опоры, молние­ приемников, объединяющего их каната, одного или двух токоотводящих канатов и электродов заземления, соединенных между собой шиной. В дымовых трубах опорой молниеотвода служит само сооружение, функцию защиты от прямых ударов молнии

выполняют отдельно стоящие не изолированные молниеприемники из водогазопроводных труб обычно диаметром 40 мм и длиной 3,5 мм. Верхние концы молниеприемников заостряют и возвышают над уровнем головки. Количество молниеприемников зависит от высоты и верхнего диаметра дымовой трубы. Молниеприемники соединены между собой объединяющим канатом. От молниеприемников вдоль ходовой лестницы прокладывают не менее двух токоотводящих канатов, которые крепят специальными держателями, заделанными в ствол дымовой трубы, и соединяют с шиной заземления электродов, находящихся в грунте. Для токоотводящих элементов используют стальной канат диаметром 7–11 мм. Заземляющий контур состоит из электродов, в качестве которых обычно используют водогазовые трубы диаметром 50 мм или металлические стержни диаметром 10 мм, длиной 2,5 м, и объединяющей их шины из полосовой стали 6 60 мм. К верхней части электродов приваривают шину заземления, к которой припаивают токоотводящие канаты.

6. Футеровка Футеровка в дымовых трубах служит для защиты ствола от температурного и агрессивного воздействий отходящих газов. Наиболее распространены футеровки из штучных керамических изделий. Их выполняют звеньями таким образом, чтобы вышележащее звено не препятствовало температурному росту футеровки нижнего звена. Звенья футеровки при толщине ее в 1 кирпич выполняют высотой до 25 м, при толщине в полкирпича – высотой до 12 м. Обрыв футеровки посредине звена не допускается. Опирается футеровка на выступы при уменьшении толщины ствола трубы по высоте или на специально устраиваемые консоли. При температуре дымовых газов менее 100 °С футеровку из штучной керамики выполняют вплотную к стволу трубы, при более высоких температурах между стволом и футеровкой оставляют зазор, величина которого обычно 50 мм. При температуре дымовых газов 400 °С и выше, зазор, как правило, заполняют теплоизоляционным материалом, используя штучные либо волокнистые изделия. Для уменьшения возможности проседания волокнистых изделий при их постепенном уплотнении в футеровочном слое устанавливают противо­ осадочные пояса.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

365

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Бескаркасные арочные сооружения: особенности эксплуатации Артем ТРИФОНОВ, директор, эксперт в области ПБ в химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей промышленности ООО «Решение» (г. Казань) Денис ТИХОНОВ, начальник строительного отдела, эксперт в области ПБ в химической, нефтехимической, нефтегазоперерабатывающей, энергетической промышленности ООО «Решение» (г. Казань) Раиль ГИЛЯЗОВ, заместитель начальника отдела технических устройств, эксперт в области ПБ в энергетической промышленности ООО «Решение» (г. Казань) Сергей ДАВЛЕТШИН, инженер строительного отдела, эксперт в области ПБ нефтяной и газовой промышленности ООО «Решение» (г. Казань) Эркин АГЕЕВ, инженер, эксперт по промышленной безопасности на подъемных сооружениях ООО «Решение» (г. Казань)

Арочные сооружения широко используются в промышленности, в гражданском и сельскохозяйственном строительстве. Данный вид сооружений, как и любой другой, имеет свои преимущества и недостатки. Кроме того, эксплуатация арочных сооружений имеет свои особенности, на которые зачастую не обращают внимания, что приводит к неприятным последствиям. Ключевые слова: бескаркасные арочные сооружения, техническое обследование строительных конструкций.

Б

ескаркасные арочные сооружения используются в промышленности, в гражданском и сельскохозяйственном строительстве, в сфере торговли и культурно-бытового значения. Данный вид сооружений используют при строительстве складских ангаров, производственных зданий, гаражей, автомоек и сервисов, животноводческих комплексов, сельскохозяйственных зданий, выставочных комплексов, ангаров для малой авиации. В основе бескаркасных арочных сооружений лежит покрытие из рулонной стали. Благодаря этому материалу и технологии сооружения выполняют и ограждающую, и несущую функции. Виды бескаркасных арочных сооружений: 1) холодный; 2) утепленный – утеплителем является пенополиуретан, который наносится

366

методом напыления на внутреннюю поверхность ангара; 3) теплый – в качестве утеплителей применяются: ■ минераловатные утеплители; ■ пенополистирол. Основные преимущества бескаркасных сооружений: ■ низкая стоимость возводимых сооружений; ■ минимальный вес конструкций; ■ быстрый монтаж; ■ легкая врезка проемов, окон, ворот. Еще одно преимущество использования бескаркасной арочной технологии

заключается в том, что за счет увеличения радиуса арочной конструкции можно регулировать ширину ангара, в то время как длина конструкции не ограничена, при соблюдении технологии строительства. Основные недостатки данных арочных сооружений: небольшие архитектурные возможности, уменьшение полезной площади ангара из-за арочной формы. При строительстве новых зданий необходимо разрабатывать проект с учетом особенностей климатических условий местонахождения объекта, типов грунтов и пр. Необходимо также учитывать эксплуатационные показатели покрытия. Конструкция должна выдерживать значительные эксплуатационные нагрузки, поэтому следует использовать листы металла толщиной от 0,6 мм. При проведении технических обследований бескаркасных арочных сооружений было выявлено, что не производится достаточного контроля за состоянием зданий при эксплуатации. В частности, не осуществляются мероприятия по очистке поверхности от наледи, осмотры строительных конструкций, плановопредупредительные ремонты. Неучтенные нагрузки при обледенении и от снегового покрова, недостаточная толщина металла, а также его износ и коррозия могут привести к разрушению здания, особенно это распространено в районах с большой снеговой нагрузкой. Примеры последствий подобных упущений приведены ниже на рисунках 1, а, б, и 2. Чтобы избежать разрушения таких сооружений, нужно придерживаться следующих технических условий [4]: ■ толщина стали для профилей долж-

В основе бескаркасных арочных сооружений лежит покрытие из рулонной стали. Благодаря этому материалу и технологии сооружения выполняют и ограждающую, и несущую функции

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

на приниматься от 0,6 до 1,0 мм и определяться расчетным путем, в зависимости от расчетных нагрузок с учетом поперечного гофрирования и размеров здания; ■ предельные отклонения размеров профилей не должны превышать указанных в таблице 1; ■ разность ширин узких полок каждого профиля должна быть не менее 2 мм; ■ серповидность стеновых профилей не должна превышать 2 мм на 2 м длины; ■ волнистость на плоских участках стеновых профилей не должна превышать 2 мм; ■ косина резов профилей не должна выводить их длину на номинальный размер и предельное отклонение по длине; ■ снеговые нагрузки. Расчетное значение снеговой нагрузки на горизонтальную проекцию покрытия определяется по формуле 1 [1]: S = Sg * μ

Таблица 1. Предельные отклонения размеров профилей Толщина листа 0,6 ÷ 1.0

Предельные отклонения, мм по высоте

по ширине

±2

±5

±2

±3

по длине

радиус кривизны

+10

±30

Рис. 1 а, б. Пример обрушения арочного здания

Рис. 2. Пример обрушения арочного здания

(1)

где Sg – расчетное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли; μ – коэффициент перехода от веса снегового покрова земли к снеговой нагрузке на покрытие. Схему распределения снеговой нагрузки и значения коэффициента μ следует принимать в соответствии с СП 20.13330.2011 «Нагрузки и воздействия» [1]. Данная схема представлена на рисунке 3. В обоих вариантах длина загружения определяется углом α между осью арки и горизонтом. Коэффициенты перехода от веса снегового покрова земли к снеговой нагрузке на покрытие определяются по формулам 2 и 3 [1]: μ1 = cos1,8*α

(2)

μ2 = 2,4*sin1,4*α

(3)

Большинство обследуемых бескаркасных арочных сооружений было построено более 30 лет назад и в настоящий момент нуждаются в постоянном мониторинге со стороны эксплуатирующей организации. Лицам, ответственным за эксплуатацию сооружений, необходимо ежемесячно проводить технические осмотры строительных конструкций с занесением результатов в журнал технической эксплуатации здания. Кроме того, рекомендуется также проводить плановые технические обследования с привлечением специализированных организаций.

Рис. 3. Схема распределения снеговой нагрузки α = 30°

α = 30°

α = 60°

α = 60° l

μ1 Вариант 1

μ2

0,5μ2

Вариант 2 l/2

l/2

Литература 1. СП 20.13330.2011 «Нагрузки и воздействия».

2. Еремеев П.Г., Киселев Д.Б., Армейский М.Ю. К проектированию бескаркасных конструкций арочных сводов из холодно­ гнутых тонколистовых стальных профилей // Монтажные и специальные работы в строительстве. – 2004. – № 7.

3. Айрумян Э.Л., Беляев В.Ф. Эффективные профили из оцинкованной стали – в массовое строительство. – 2005. – № 5.

4. ТУ 5283-147-02494680-2004 «Конструкции покрытия бескаркасных арочных зданий из стальных гнутых профилей. Технические условия». ЦНИИПСК им. Мельникова, 2005.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

367

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Техническое освидетельствование котлов высокого давления УДК: 621.182 Валерий АЛЕКСЕЕВ, директор ООО «АЦ «ПРОМБЕЗОПАСНОСТЬ» (г. Тверь) Денис ПИСКУНОВ, инженер ООО «АЦ «ПРОМБЕЗОПАСНОСТЬ» (г. Тверь) Андрей АРХИПОВ, начальник ПТО ООО «АЦ «ПРОМБЕЗОПАСНОСТЬ» (г. Тверь) Андрей НИКИТИН, инженер ООО «АЦ «ПРОМБЕЗОПАСНОСТЬ (г. Тверь)

Изложена методика создания безопасных условий труда перед началом обслуживания и в процессе эксплуатации оборудования, работающего под давлением на ОПО.

П

овышенное давление жидкости или газа – травмоопасный фактор, при непосредственном воздействии которого производственный персонал рискует получить травмы, иногда не совместимые с жизнью. Организация работ по проведению технического освидетельствования оборудования, работающего под избыточным давлением на опасных производственных объектах, является неотъемлемой частью комплекса мероприятий по созданию безопасных условий труда и повышению уровня промышленной безопасности на предприятии [1]. Объекты котлонадзора – это паровые и водогрейные котлы, сосуды, работающие под давлением, и трубопроводы пара и горячей воды. Высокие давления и температуры, коррозионное и эрозионное воздействие рабочей среды, а также применение в технологических процессах взрывопожароопасных веществ определяют повышенные требования к обеспечению эксплуатационной надежности объектов котлонадзора. Длительная безопасная работа оборудования достигается выполнением комплекса требований при его изготовлении и эксплуатации, которые регламентируются требованиями действующих правил [2]. Основным требованием является техническое освидетельствование оборудования, работающего под избыточным давлением. Техническое освидетельствование котлов включает проверку технической документации, наружный и внутренний осмотр котла и его элементов, осмотр металлоконструкций каркаса кот-

368

ла (при наличии), гидравлические испытания, испытания электрической части (для электрокотлов). Объекты котлонадзора подвергаются техническому освидетельствованию: ■ до ввода в эксплуатацию после монтажа (первичное техническое освидетельствование); ■ периодически в процессе эксплуатации (периодическое техническое освидетельствование); ■ до наступления срока периодического технического освидетельствования в случаях (внеочередное техническое освидетельствование), если оборудование не эксплуатировалось более 12 месяцев, оборудование было демонтировано и установлено на новом месте, или произведен ремонт оборудования с применением сварки, наплавки и термической обработки. Первичное техническое освидетельствование вновь установленных котлов (за исключением котлов, подвергавшихся техническому освидетельствованию на заводе-изготовителе и прибывших на место установки в собранном виде) проводится после их монтажа и регистрации. Освидетельствование котлов, у которых обмуровочные или изоляционные работы проводятся в процессе монтажа, рекомендуется осуществлять до выполнения этих работ. В этом случае освидетельствование котла проводится до его регистрации. При первичном техническом освидетельствовании необходимо ознакомиться с особенностями конструкции котла и убедиться в том, что изготовление и

установка котла, оснащение его арматурой, контрольно-измерительными приборами, средствами автоматики и сигнализации и его вспомогательное оборудование соответствуют требованиям Правил, проекта и представленным при регистрации документам [3]. Периодическое техническое освидетельствование котлов проводит лицо, ответственное за осуществление производственного контроля за безопасной эксплуатацией котлов, совместно с лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов, назначенные приказом по предприятию, в сроки (если иные сроки не предусмотрены руководством(инструкцией) по эксплуатации) не реже: ■ одного раза в четыре года – наружный и внутренний осмотры; ■ одного раза в восемь лет – гидравлическое испытание. Внеочередное техническое освидетельствование котла проводят в тех случаях, когда: ■ произведена замена более 15% анкерных связей любой стенки; ■ произведена замена барабана, коллектора экрана, пароперегревателя, пароохладителя или экономайзера; ■ произведена замена одновременно более 50% общего количества экранных и кипятильных или дымогарных труб или 100% труб пароперегревателей и труб экономайзеров; ■ техническое освидетельствование необходимо по решению ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котла по результатам проведенного осмотра и анализа эксплуатационной документации. Наружный и внутренний осмотр котлов имеет цель: ■ при первичном освидетельствовании проверить, что котел установлен и оборудован в соответствии с требованиями ФНП [2], проекта и руководства (инструкции) по эксплуатации, а также что котел и его элементы не имеют повреждений, возникших в процессе их транспортирования и монтажа;

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

■ при периодических и внеочередных освидетельствованиях установить исправность котла и возможность его дальнейшей работы. Гидравлическое испытание в целях проверки плотности и прочности оборудования под давлением, а также всех сварных и других соединений проводят в следующих случаях: ■ после монтажа (доизготовления) на месте установки оборудования, транспортируемого к месту монтажа (доизготовления) отдельными деталями, элементами или блоками; ■ после реконструкции (модернизации), ремонта оборудования с применением сварки элементов, работающих под давлением; ■ при проведении технических освидетельствований и технического диагностирования в случаях, установленных настоящими ФНП. Гидравлическое испытание отдельных деталей, элементов или блоков оборудования на месте монтажа (до изготовления) не является обязательным, если они прошли гидравлическое испытание на местах их изготовления или подвергались 100%му контролю ультразвуком или иным равноценным неразрушающим методом дефектоскопии. Допускается проведение гидравлического испытания отдельных и сборных элементов вместе с оборудованием, если в условиях монтажа (до изготовления) проведение их испытания отдельно от оборудования невозможно [2]. Гидравлическое испытание котлов проводят только при удовлетворительных результатах наружного и внутреннего осмотров. Если при освидетельствовании котла будут обнаружены поверхностные трещины или неплотности (течь, следы парения, наросты солей), то перед их устранением путем подварки должны быть проведены исследования дефектных соединений на отсутствие коррозии, в этом случае участки, пораженные коррозией, должны быть удалены. Литература 1. Технический регламент Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (TP ТС 032/2013).

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением».

3. РД 03-29-93 Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейные котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды.

Особенности НК стальных канатов УДК: 622.002.5-427:620.179.1 Денис ПИСКУНОВ, инженер ООО «АЦ «ПРОМБЕЗОПАСНОСТЬ» (г. Тверь) Валерий АЛЕКСЕЕВ, директор ООО «АЦ «ПРОМБЕЗОПАСНОСТЬ» (г. Тверь) Андрей АРХИПОВ, начальник ПТО ООО «АЦ «ПРОМБЕЗОПАСНОСТЬ» (г. Тверь) Андрей НИКИТИН, инженер ООО «АЦ «ПРОМБЕЗОПАСНОСТЬ» (г. Тверь)

В статье изложены возможности и особенности актуального на сегодняшний день метода магнитной дефектоскопии стальных канатов грузоподъемных механизмов в процессе эксплуатации.

Н

адежная и безопасная эксплуатация грузоподъемных кранов в значительной мере зависит от состояния стальных канатов, поэтому в процессе эксплуатации крана необходимо постоянно следить за работой и контролировать состояние канатов профилактическими осмотрами. Частота осмотров каната устанавливается в зависимости от характера и условий работы грузоподъемного механизма, а выбраковка и замена канатов производятся в соответствии с критериями, установленными Правилами безопасности, в основном по следующим характерным дефектам стальных канатов – обрывы проволоки, их поверхностный износ и коррозия [1]. Контроль состояния каната обычно совмещают с проведением технического обслуживания грузоподъемного механизма, а также проводят ежесменно либо с другой периодичностью осмотра состояния (профилактический и специальный), с регистрацией результатов осмотра. Правила безопасности предусматривают инструментальный контроль неразрушающими методами стальных канатов лифтов, кранов, подвесных канатных дорог и фуникулеров, шахтных подъемов, вантовых мостов и других сооружений, воздушных линий электропередачи (несущих стальных канатов в комбинированных проводах, грозозащитных тросов, оттяжек опор) и других объектов и устанавливают периодичность контроля и критерии браковки по значению относительной потери сечения каната и количе-

ству обнаруженных локальных дефектов. Использование неразрушающих методов (магнитный, цифровая рентгенография, ультразвуковой) для контроля стальных канатов предпочтительнее, поскольку точность и погрешность данных методов не уступает визуальному осмотру, а по выявлению внутренних дефектов превосходит его [1]. Наиболее технологичным и точным является магнитный метод, где используется переменное магнитное поле с использованием индуктивных катушек в качестве измерительных датчиков или постоянное магнитное поле с использованием индуктивных катушек и (или) датчиков Холла в качестве измерительных датчиков, либо они используются в одной конструкции [4]. Магнитный метод контроля предназначен для неразрушающего контроля канатов любой конструкции, изготовленных из стальной ферромагнитной проволоки, в процессе их производства или эксплуатации. Дефектоскоп одновременно измеряет относительную потерю сечения каната по металлу и выявляет наружные и внутренние локальные дефекты, например, обрывы проволок и прядей, пятна коррозии, места сварки проволок. Измерение осуществляется в процессе продольного перемещения каната относительно охватывающей его магнитной головки, и появляется возможность идентифицировать дефекты в режиме реального времени при скорости перемещения 5–10 метров в минуту. При этом одновременно измеряется относительная потеря сечения и обна-

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

369

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

руживаются локальные дефекты. Для оценки состояния внутренних проволок, то есть для контроля потери металлической части поперечного сечения каната двойной свивки (потери внутреннего сечения), вызванный обрывами, механическим износом и коррозией проволок внутренних слоев прядей, канат необходимо подвергать дефектоскопии по всей его длине. Например, при регистрации с помощью дефектоскопа зафиксирована потеря сечения металла проволок, достигшая 17,5% – при таких показателях канат бракуется. Перед началом контроля дефектоскоп настраивается с помощью специального образца каната с нанесенными на него дефектами. При отсутствии такого образца настройку можно выполнить на контролируемом канате по специальной методике. Процесс регистрации и идентификации дефектов стальных канатов усложняется наличием помех, создаваемых работающим электрооборудованием, к тому же в процессе наладки опытного образца установлено, что наименьшей помехоустойчивостью обладает измерительный канал «Локальный дефект» магнитных датчиков, вследствие того, что наружная поверхность каната состоит из множества переплетенных проволок, которые при продольном намагничивании соответствующего участка, необходимом для выявления дефекта, создают поля рассеяния, маскирующие поля дефектов, аналогично сказываются механические воздействия и другие дестабилизирующие факторы, поэтому необходимо при контроле каната магнитным дефектоскопом исключать внешние факторы, искажающие данные за-

370

писи магнитной головки. Аппаратурное измерение магнитным дефектоскопом является достоверным первоисточником контроля каната, формируется документ с полным описанием обнаруженных дефектов каната по типам и размерам дефекта, данные могут формироваться и храниться как на бумажном носителе, так и в электронном виде. Магнитные дефектоскопы в составе лаборатории должны быть сертифицированы, лаборатория должна быть аккредитована территориальным метрологическим центром и иметь соответствующую лицензию Госгортехнадзора России. К основным метрологическим характеристикам дефектоскопов канатов относят погрешность измерения относительной потери сечения и порог чувствительности к обрыву проволок [3]. Стальные канаты, применяемые в качестве грузовых, стреловых, вантовых, несущих, тяговых, монтажных, должны соответствовать государственным стандартам, иметь сертификат (свидетельство) или копию сертификата предприятия – изготовителя канатов об их испытании в соответствии с ГОСТ 3241 и ГОСТ 18899. Применение канатов, изготовленных по международным стандартам, допускается по заключению головной организации или органа по сертификации. Канаты, не снабженные сертификатом (свидетельством) об их испытании, к использованию не допускаются [1]. При контроле необходимо обращать внимание на условия эксплуатации, такие как наличие и состояние смазки каната и внутренних проволок каната и сердечника, от которых напрямую за-

висит степень коррозии и смятие внутренних проволок от действия контактных нагрузок, поскольку смазка снижает контактные напряжения и защищает от коррозионного воздействия среды. Также необходимо учитывать, что время работы не главный показатель выработки каната. Зачастую влияют неправильные складские условия хранения, механические особенности талевой системы грузоподъемного механизма и неправильно определенный производителем начальный ресурс каната, – все эти факторы значительно снижают общий ресурс. С целью обеспечения промышленной безопасности объектов, где используются грузоподъемные механизмы, и выдачи рекомендации на запрет работы механизма подъема при выходе параметров дефектов каната за пределы, указанные в «Нормах браковки канатов грузоподъемных кранов», необходимо проводить постоянный мониторинг состояния его наиболее ответственных элементов, одним из которых являются стальные канаты. Литература 1. «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» от 12 ноября 2013 года № 533.

2. РД РОСЭК 012-97 Канаты стальные. Контроль и нормы браковки.

3. РД 03-348-00: утв. Госгортехнадзором России 30 марта 2000 года. Методические указания по магнитной дефектоскопии стальных канатов. Основные положения.

4. ГОСТ 18353-79.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

О практическом определении технических устройств литейного цеха (участка) металлургической отрасли, подлежащих экспертизе промышленной безопасности УДК: 66-7 Юрий БАРАБАНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Владимир РОДИН, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр АФЛЯТУНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Евгений ГАЛКИН, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Виктор БЕРКОВ, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

На примере литейного цеха (участка) определяется перечень оборудования (технических устройств), для которого обязательно проведение экспертизы промышленной безопасности, а также определяются Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности на соответствие которым должна проводиться экспертиза промышленной безопасности технических устройств. Ключевые слова: федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности, технические устройства, экспертиза, литейное производство.

В

рамках действующих нормативных правовых актов в области промышленной безопасности отсутствует перечень технических устройств металлургической промышленности, подлежащих экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ). Взамен отмененных РД 11-320-99 «Положение о проведении экспертизы промышленной безопасности опасных металлургических и коксохимических производственных объектов», где был определен перечень технических устройств, для которых обязательно проведение ЭПБ, не был разработан актуальный нормативный документ. Для восполнения пробела в этом вопросе специалисты АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» сформулировали определение идентификации технических устройств, подлежащих экспертизе как «Экспертизе промышленной безопасности подлежат технические устройства, применяемые на опасных производственных объектах, при функционировании которых, как в отдельности, так и в комплексе технических устройств, объединенных общим техно-

логическим процессом, получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества в указанных в Приложении 2 к Федеральному закону № 116-ФЗ количествах, а также технические устройства, имеющие характеристики, которые определяют опасный производственный объект по признакам, указанным в Приложении 1 Федерального закона № 116-ФЗ, с учетом требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности» (1). На основе формулировки (1) на примере литейного цеха (участка) можно установить перечень оборудования (технических устройств), для которого обязательно проведение (ЭПБ), а также определить Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности (ФНП), на соответствие которым должна проводиться ЭПБ технических устройств. Рассмотрим литейное производство металлургической отрасли, определенное как опасный производственный объект (ОПО) с максимально возможной ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

номенклатурой технологического оборудования. В соответствии с ГОСТ 12.2.046.0-2004 «Оборудование технологическое для литейного производства. Требования безопасности» [1] в литейных цехах (участках) применяемое технологическое оборудование можно разбить на следующие основные виды: I. Оборудование, не использующее расплавы металлов 1.1. Смесеприготовительное оборудование (охладители, барабанные и плоские вибрационные сита, дробилки, бункера для хранения материалов, ленточные транспортеры, чашечные смесители, установки, смесители приготовления жидких самотвердеющих и холоднотвердеющих смесей и др. механическое оборудование).

1.2. Линии для регенерации песков (дробилки, грохота, чаны с перемешивающими устройствами, оттирочные машины, охладители, вибрационнокаскадные классификаторы, пневморегенераторы).

1.3. Машины для изготовления форм и стержней (формовочные машины – встряхивающие, с поворотными и перекидными столами, воздушно-импульсного уплотнения; вибрационные столы; пескометы; стержневые машины с нагреваемой оснасткой); 1.4. Оборудование для выбивки литейных форм и стержней (выбивные вибрационные решетки, гидравлические и электрогидравлические установки).

1.5. Оборудование для очистки, зачистки отливок (галтовочные барабаны, дробеметные установки, вибрационные машины, установки для зачистки отливок абразивным кругом).

1.6. Оборудование для сушки и подогрева технологического оборудования, форм, стержней, готовых отливок (стенды для сушки ковшей, тупиковые и проходные печи для прокалки форм, узлы обогрева оснастки на природном газе или жидком топливе

371

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы 1.7. Аспирационные системы.

II. Оборудование для получения, транспортирования, использования расплавов черных и цветных металлов, сплавов на основе этих расплавов 2.2. Оборудование для литья в оболочковые формы, литья по выплавляемым и выжигаемым моделям.

2.3. Машины для литья под давлением (ЛПД).

2.4. Машины для литья в кокиль (с газовыми узлами обогрева оснастки) 2.5. Машины для центробежного литья.

2.6. Линии непрерывного литья, литейные конвейеры, автоматические линии формовки-выбивки.

2.7. Плавильное оборудование (печи электродуговые, индукционные, шахтные, отражательные, электрошлакового переплава, вагранки и другие агрегаты для расплавления металла.

2.8. Поворотные стенды и механизмы для перемещения, транспортирования ковшей с жидким металлом.

2.9. Миксеры, установки рафинирования, дегазации расплавов, установки внепечной обработки металла в ковше.

2.10. Разливочные конвейеры (500 кг расплава и более в пределах технического устройства).

2.11. Другое оборудование с расплавом 500 кг и более. Оборудование раздела I Оборудование п. 1.1.–1.5. раздела I – механическое. Как правило, опасные токсичные пылегазовые воздушные смеси образуются в процессе работы этого оборудования в количествах меньших значений (количество определяется по документации на оборудование), приведенных в Приложении 2 Федерального закона 116-ФЗ [2]. В соответствии с (1) данные технические устройства или комплекс таких технических устройств не формирует литейный цех как ОПО по признаку «использование, образование опасных веществ» и ЭПБ не подлежат. Исключения могут составить: ■ формовочные машины воздушноимпульсного уплотнения, где возможно использование ресиверов, подлежащих регистрации в органах Ростехнадзора. В этом случае, в соответствии с формулировкой (1), формовочные машины подлежат ЭПБ на соответствие требованиям Федеральных норм и правил (ФНП) [3]; ■ стержневые машины с нагреваемой оснасткой, где в качестве нагревательного элемента может использоваться: 1) газовое оборудование, автоматически несущее литейному цеху дополни-

372

тельный признак опасности – использование, образование опасных веществ в виде газопотребляющей сети III класса опасности. В соответствии с (1) стержневые машины с нагреваемой оснасткой и другое оборудование в литейном цехе сети газопотребления подлежат ЭПБ на соответствие требованиям ФНП [4] и разделу IV «Требования безопасности в газовом хозяйстве металлургических и коксохимических предприятий и производств» ФНП [5]; 2) оборудование на жидком топливе. В случае наличия в литейном цехе жидкого топлива 1 т и более, находящегося одновременно в емкости хранения, соединительных трубопроводах, горелках и определяющего литейный цех как ОПО IV класса опасности по виду опасного вещества – горючие жидкости, используемые в технологическом процессе, оборудование технологической цепочки «емкость хранения – потребляющее оборудование» подлежит ЭПБ на соответствие требованиям ФНП [6]. Оборудование 1.6., где в качестве нагревательного элемента может использоваться газовое оборудование, как описано выше, подлежит ЭПБ на соответствие требованиям ФНП [4] и разделу IV «Требования безопасности в газовом хозяйстве металлургических и коксохимических предприятий и производств» ФНП [5]. Оборудование, в котором в качестве нагревательного элемента применяются горелки на жидком топливе, подлежит ЭПБ на соответствие требованиям ФНП [6]. Аспирационные системы в соответствии с (1) подлежат ЭПБ на соответствие ФНП [6] в случае, когда токсичные пылегазовые воздушные смеси образуются, или могут образоваться в литейном цехе в количествах, соответствующих количествам, приведенным в Приложении 2 Федерального закона 116-ФЗ. Оборудование раздела II В соответствии с (1) все технические устройства с расплавом, определяющие литейный цех как ОПО только по признаку расплава (печи электродуговые, индукционные, печи сопротивления, шахтные, электрошлакового переплава, оборудование перемещения и транспортировки расплава), при наличии в них расплава металла 500 кг и более, подлежит ЭПБ на соответствие ФНП [5]. Для технических устройств с меньшим количеством расплава ЭПБ не применяется. Если в технических устройствах с расплавом, независимо от его количества, применяется также и газовое оборудование (отражательные печи, миксеры и

другие), такие технические устройства и другое оборудование сети газопотребления литейного цеха подлежат ЭПБ на соответствие требованиям ФНП [4] и раздела IV «Требования безопасности в газовом хозяйстве металлургических и коксохимических предприятий и производств» ФНП [5]». При использовании в технических устройствах с расплавом горелок на жидком топливе и одновременного наличия (или возможности наличия) в литейном цехе жидкого топлива 1 т и более, как отмечено выше, оборудование технологической цепочки «емкость хранения – потребляющее оборудование» подлежит ЭПБ на соответствие требованиям ФНП [6]. При регистрации сосудов под давлением газоаккумуляторной установки машины литья под давлением (ЛПД) в территориальных органах Ростехнадзора, ЛПД в целом подлежат ЭПБ на соответствие требованиям ФНП [3], так как ФНП [3] предъявляет требования и к установке, размещению, обвязке оборудования под давлением, следовательно и оборудование ЛПД, в части соответствия ФНП [3] согласно (1) подлежит экспертизе. В случае наличия в ЛПД (гидравлическая система, бак станции) горючей рабочей жидкости (масло) в количестве равном 1 т и более, как отмечено выше, ЛПД подлежит ЭПБ на соответствие требованиям ФНП [6]. Если в литейном цехе размещено несколько ЛПД с общим количеством масла 1т и более, в этом случае все ЛПД подлежат ЭПБ на соответствие ФНП [6]. Машины для литья в кокиль с обогреваемой оснасткой с помощью газового оборудования подлежат ЭПБ на соответствие ФНП [4] и разделу IV «Требования безопасности в газовом хозяйстве металлургических и коксохимических предприятий и производств» ФНП [5] по вышеописанным условиям для технических устройств, использующим газовое оборудование. Оборудование выжидания (миксеры), установки рафинирования, дегазации расплавов, установки внепечной обработки металла в ковше, также подлежат ЭПБ при указанных условиях. Литейные и разливочные конвейеры подлежат ЭПБ на соответствие ФНП [5] в случае наличия в них общего количества расплава металла 500 кг и более, хотя каждая изложница этих конвейеров имеет емкостью значительно меньше 500 кг. При проведении ЭПБ вышеуказанного оборудования (технических устройств)

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

разделов I и II на соблюдение требований, соответствующих ФНП, в обязательном порядке должны также учитываться и требования ФНП [5], поскольку эксплуатация технических устройств в литейных цехах имеет свои специфические условия и несоблюдение ФНП [5] может усугубить угрозу возникновения аварии по признакам опасности, которые несут литейному цеху как ОПО технические устройства, подлежащие ЭПБ. Пример рассмотрения литейного цеха как ОПО показывает многообразие различных сочетаний признаков, условий, свойств технологического оборудования, при которых оно подлежит ЭПБ. Несмотря на сложность процедуры, руководствуясь приведенным методом, можно достаточно объективно в рамках существующих нормативных правовых документов в области промышленной безопасности определять технические устройства, для которых обязательно проведение экспертизы промышленной безопасности. Литература 1. ГОСТ 12.2.046.0-2004 «Оборудование технологическое для литейного производства. Требования безопасности».

2. Федеральный закон от 27 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (утверждены приказом Ростехнадзора от 15 ноября 2013 года № 542).

5. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на их основе» (утверждены приказом Ростехнадзора от 30 декабря 2013 года № 656).

6. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» (утверждены приказом Ростехнадзора от 11 марта 2013 года № 96).

К вопросу идентификации технических устройств литейного производства металлургической отрасли, подлежащих экспертизе УДК: 66-7 Юрий БАРАБАНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Владимир РОДИН, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр АФЛЯТУНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Евгений ГАЛКИН, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Виктор БЕРКОВ, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

В статье анализируются нормативные и правовые документы в области экспертизы промышленной безопасности. Приводится формулировка, позволяющая идентифицировать технические устройства литейного производства, которые подлежат экспертизе промышленной безопасности. Ключевые слова: идентификация, технические устройства, экспертиза, литейное производство.

Н

ормативными правовыми актами Российской Федерации в области промышленной безопасности, устанавливающими требования к проведению экспертизы и к объекту экспертизы, являются: ■ Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (далее – Федеральный закон № 116-ФЗ) [1].

■ Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (ФНП) [2].

■ Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности (ФНП) для различных видов опасных производственных объектов (ОПО) и соответствующие Технические регламенты. Позволяют ли эти документы идентифицировать технические устройства ОПО, которые подлежат экспертизе про-

мышленной безопасности (ЭПБ)? Рассмотрим данный вопрос на примере литейного производства металлургической отрасли. Разнообразие применяемого технологического оборудования определяет литейное производство как опасный производственный объект с несколькими признаками опасности. В нормативном документе «Требования к ведению Государственного реестра опасных производственных объектов в части присвоения наименований опасным производственным объектам (ОПО) для целей регистрации в Государственном реестре опасных производственных объектов» [3] литейное производство по производству черных и цветных металлов идентифицировано как опасный производственный объект с наименованием «цех литейный (участок) по производству черных и цветных металлов» с возможными признаками опасности:

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

373

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы ■ 2.1. – использование, образование опасных веществ; ■ 2.2. – использование оборудования, работающего под избыточным давлением более 0.07 МПа; ■ 2.3. – использование стационарно установленных грузоподъемных механизмов; ■ 2.4 – получение, транспортирование, использование расплавов черных и цветных металлов, сплавов на основе этих расплавов Присвоение наименования ОПО осуществлено по основному признаку идентификации опасности – 2.4. В статьях 7 и 13 Федерального закона № 116-ФЗ определяются условия и требования обязательности проведения ЭПБ технических устройств, как общих понятий, что не позволяет установить конкретность технических устройств, подлежащих экспертизе промышленной безопасности. Технические регламенты устанавливают требования к вновь изготовленным техническим устройствам на предмет их применения и обращения на территории Таможенного союза, в том числе и на опасных производственных объектах. Требования промышленной безопасности стадий жизненного цикла технических устройств, после их изготовления и применения на ОПО, регулируются нормативными и правовыми документами в области промышленной безопасности, а именно соответствующими ФНП для каждого вида технических устройств с определенным признаком опасности. Рассмотрим ФНП, возможно, они в дополнение к Федеральному закону № 116ФЗ и Техническим регламентам позволят конкретизировать технические устройства литейного цеха (участка), подлежащие экспертизе промышленной безопасности. В ФНП [2] технические устройства также определены как общие понятия. Обратимся к ФНП по признакам опасности ОПО.

1. В ФНП «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» [4], при соблюдении условий статьи 7 Федерального закона № 116-ФЗ, определен перечень подъемных сооружений (ПС), подлежащих ЭПБ.

2. В ФНП «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» [5], приведены требования и условия проведения ЭПБ оборудования, работающего под избыточ-

374

ным давлением, но не определена идентификация этого оборудования (технических устройств), подлежащего ЭПБ. Официальные разъяснения Ростехнадзора по конкретизации оборудования под давлением, подлежащего ЭПБ, отсутствуют. В результате, по негласному соглашению между инспекторским составом, экспертами и эксплуатирующими организациями, ЭПБ проводится только для оборудования под давлением, которое подлежит учету в территориальных органах Ростехнадзора и которое, в соответствии с ФНП [5], определяет производственный объект как ОПО по данному признаку.

3. В ФНП «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на их основе» [6] отсутствует требование проведения ЭПБ технических устройств. Но в п. 62 данных ФНП указано, что технические устройства должны соответствовать требованиям федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, техническим регламентам, проектной документации, документации заводовизготовителей. То есть необходимо руководствоваться требованиями нормативной правовой документации общего характера. Вновь обратимся к Федеральному закону № 116-ФЗ. В соответствии с п. 4) Приложения 1 Федерального закона № 116-ФЗ литейные производства, работающие с расплавом металлов, определяются как ОПО по основному признаку опасности – это объекты на которых получаются, транспортируются, используются расплавы черных и цветных металлов, сплавы на основе этих расплавов с применением оборудования, рассчитанного на максимальное количество расплава 500 кг и более. Исходя из этого определения, ЭПБ должны подлежать технические устройства с расплавом в количестве равном или более 500 кг. Но подлежат ли ЭПБ технические устройства с количеством расплава менее 500 кг, находящимися на ОПО вместе с техническими устройствами с расплавом в количестве равном или более 500 кг или технические устройства, не имеющие расплава, но участвующие в технологической цепочке получения конечного продукта – отливок из расплава? Официальные разъяснения в виде писем Ростехнадзора на запросы организаций, эксплуатирующих оборудование с расплавом, противоречивы. В одних письмах технические устройства с расплавом менее 500 кг определяют как не подлежащие экспертизе (письмо

Рос­тезхнадзора от 14 февраля 2013 года № 07-00-04/2261), в других (письмо Ростехнадзора от 17 августа 2015 года № 07-0004/1121), ссылаясь на статью 13 Федерального закона № 116-ФЗ, сказано, что ЭПБ подлежат все технические устройства, находящиеся в литейном цехе, определенном как ОПО. В связи с отсутствием разъяснения инспекторский состав Ростехнадзора субъективно, в рамках своего понимания этого вопроса, самостоятельно определяет номенклатуру технических устройств, подлежащих ЭПБ, которые иногда не имеют признаков опасности согласно Приложению 1 Федерального закона № 116-ФЗ.

4. В металлургических производствах, включая и литейное производство, используются, транспортируются опасные вещества: в виде горючих жидкостей (мазут, солярка), газов (природный газ), токсичных веществ (хлор), использующихся в технологических процессах сушки, нагрева, плавки, рафинирования, образуются промышленные пылегазовые токсичные опасные вещества.

4.1. Совместное рассмотрение Федерального закона № 116-ФЗ, Технического регламента РФ «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления» [7], ФНП «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» [8], в части использования природного газа, позволяет установить, что все газопотребляющее металлургическое оборудование (установки сушки, нагрева, отражательные печи плавки и выдержки расплава и т.п.) подлежит ЭПБ при соблюдении условий статьи 7 Федерального закона № 116-ФЗ. При этом ЭПБ металлургического оборудования проводится на соответствие требованиям ФНП [8] и раздела IV «Требования безопасности в газовом хозяйстве металлургических и коксохимических предприятий и производств» ФНП [6].

4.2. В отношении других опасных веществ, определенных Приложением 1 Федерального закона № 116-ФЗ, литейный цех (участок) идентифицируется как ОПО по количеству опасных веществ, которые одновременно находятся, или могут находиться в литейном цехе (участке) в соответствии с Приложением 2 Федерального закона № 116-ФЗ. Соответствующие ФНП для различных опасных веществ не определяют технические устройства, подлежащие ЭПБ. Идентификация технических устройств, находящихся на ОПО, определенного по количеству опасных веществ и подлежащих ЭПБ не установлена. Разъяснения и руководства Ростехнадзора в этой области также отсутствуют. Идентифика-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ция технических устройств, подлежащих экспертизе, определяется на основании понимания данного вопроса инспектором, курирующим конкретный ОПО и эксплуатирующей организации. Таким образом, ввиду отсутствия однозначных определений в отдельных действующих нормативных правовых документах в области промышленной безопасности для некоторых признаков опасности литейных цехов (участков), определенных как ОПО, не представляется возможным идентифицировать технические устройства, применяемые на ОПО, как технические устройства, подлежащие ЭПБ. Для устранения выявленных пробелов необходимы определения, которые однозначно позволят идентифицировать технические устройства, подлежащие экспертизе и исключат субъективный подход в их идентификации. Если изучить Федеральный закон № 116-ФЗ и ФНП, можно заметить, что формулировка идентификации технических устройств, применяемых на ОПО и подлежащих ЭПБ, заложена в неявном виде в самих определениях объектов как ОПО по разным признакам опасности. С учетом ФНП ее можно записать в следующем виде: «Экспертизе промышленной безопасности подлежат технические устройства, применяемые на опасных производственных объектах, при функционировании которых, как в отдельности, так и в комплексе технических устройств, объединенных общим технологическим процессом, получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества в указанных в Приложении 2 к Федеральному закону № 116-ФЗ количествах, а также технические устройства, имеющие характеристики, которые определяют опасный производственный объект по признакам, указанным в Приложении 1 Федерального закона № 116-ФЗ, с учетом требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности». Такая трактовка обоснована и не противоречит действующим нормативным правовым документам в области промышленной безопасности, позволяет однозначно идентифицировать технические устройства, подлежащие ЭПБ. Данное понимание этого вопроса подтверждается п. 8 Приложения № 8 (Критерии идентификации) к «Административному регламенту Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по исполнению государственной функции по регистрации опасных производственных объ-

ектов и ведению государственного реестра опасных производственных объектов» [9]. В п. 8 Приложения № 8 к [9] отмечено, что при рассмотрении спецификации оборудования, установленного на опасном производственном объекте, «необходимо учитывать все оборудование (технические устройства), эксплуатация которых даст признак опасности, обусловленный перечисленным в Приложении 1 Федерального закона № 116-ФЗ». Предложенная формулировка может применяться для идентификации технических устройств, подлежащих ЭПБ, также на других ОПО металлургической отрасли и других отраслей промышленности. Литература 1. Федеральный закон от 27 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538).

3. «Требования к ведению Государственного реестра опасных производственных объектов в части присвоения наименований опасным производственным объектам для целей регистрации в Государственном реестре опасных производственных объектов» (утверждены приказом Ростехнадзора от 7 апреля 2011 года № 168).

4. Федеральные нормы и правила в облаТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

сти промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (утверждены приказом Рос­технадзора от 12 ноября 2013 года № 533).

5. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116) 6. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на их основе» (утверждены приказом Ростехнадзора от 30 декабря 2013 года № 656).

7. Технический регламент РФ «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления».

8. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (утверждены приказом Ростехнадзора от 15 ноября 2013 года № 542).

9. Административный регламент Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по исполнению государственной функции по регистрации опасных производственных объектов и ведению государственного реестра опасных производственных объектов (утвержден приказом Ростехнадзора от 4 сентября 2007 года № 606).

375

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Диагностирование оборудования в сжатые сроки остановочного ремонта УДК: 66-7 Александр СЕЦКОВ, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр САВЕЛЬЕВ, заместитель начальника отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Вадим КУНЦ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Сергей ХАРИТОНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

Применяя дифференцированный подход к определению объемов контроля и выбору конкретных участков трубопровода и сварных соединений, можно обеспечить хоть и постепенный, но достаточно полный контроль с последующим устранением дефектов и, как следствие, омоложение оборудования. Ключевые слова: диагностирование оборудования, контроль, экспертиза промышленной безопасности.

В

течение последних лет на крупных лидирующих объектах нефтеперерабатывающей промышленности появилась тенденция к увеличению межремонтного пробега без вывода оборудования в капитальный ремонт. Еще 5-7 лет назад практически на всех предприятиях из числа наших контрагентов ежегодно проводились капитальные ремонты, в период которых оборудование выводилось из эксплуатации для чистки, ремонта, технического перевооружения, ревизий и экспертизы. Сейчас практически везде межремонтный пробег составляет минимум два года. Предприятиям приходится пересматривать графики проведения периодических освидетельствований, экспертиз промышленной безопасности оборудования. Количество оборудования, единовременно подлежащего экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ) [1], [2] увеличивается в 1,5 -2 раза, притом, что количество дней, отводимых на ремонт, остается прежним, а если увеличивается, то незначительно. Таким образом, эксплуатирующие организации стараются минимизировать количество дней простоя оборудования, извлекая большую прибыль. Заказчик тратит на подготовительные работы (демонтаж теплоизоляции, зачист-

376

ка под контроль) больше времени, в результате чего уменьшаются сроки для проведения контроля и устранения замечаний по его результатам. В таких условиях экспертным организациям становится сложнее выполнять работы, обеспечивая требуемое качество. В связи с увеличением объемов единовременных работ экспертной организации необходимо предусматривать увеличение штата квалифицированных специалистов и планировать четкий порядок комплексного обследования оборудования с применением различных методов контроля для получения максимально достоверной информации о состоянии объектов. При комплексном диагностировании отдельных блоков оборудования наряду с традиционными методами неразрушающего контроля (ВИК, ультразвуковой, рентгенографический, капиллярный и прочие) нами широко применяется метод акустической эмиссии. Метод позволяет контролировать 100% основного металла и сварных соединений, выявлять дефекты, склонные к развитию, и классифицировать их по степени опасности. Оперативно полученные результаты АЭ контроля позволяют корректировать дальнейшие работы по контролю основного металла и сварных соединений.

Однако, в условиях увеличения объемов работ (количества оборудования) в сжатые сроки, применение АЭ контроля, в особенности при диагностировании технологических трубопроводов, становится менее возможным по ряду причин: ■ для проведения контроля необходимо обеспечить плавное нагружение объектов избыточным давлением. Как правило, для этого применяется азот при пневматических испытаниях. Изза увеличения ремонтного персонала на установках, занятых чисткой, плановыми монтажными работами, на многих предприятиях ограничивают подачу азота на выведенные в капитальный ремонт установки в целях предупреждения случайного попадания персонала «под азот»; ■ приостановка огневых работ в районе контролируемых объектов на время проведения испытаний, так как сварочное оборудование дает помехи, что сказывается на результатах контроля; ■ демонтаж арматуры, установленной на трубопроводах для проведения ревизии, и ее установка на место к окончанию капитального ремонта и прочее. Эти обстоятельства накладывают ограничения на возможность постепенного предоставления оборудования к контролю методом АЭ в период остановочного ремонта. Испытания проводятся на заключительной стадии ремонта, как правило, в последние 3-5 дней, что в свою очередь затрудняет выполнение контроля и даже наличие у экспертной организации нескольких систем АЭ контроля и возможность одновременной расстановки порядка 200 датчиков не обеспечивает полный охват оборудования. Кроме того, проведение контроля протяженных линий трубопроводов занимает довольно продолжительное время. Поэтому порядок диагностирования «АЭ контроль  Локализация зон с активными источниками  Контроль основного металла и сварных соединений в указанных зонах» не может быть реализован в полной мере.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 1. Схема трубопровода с указанием мест проведения ремонтов 4

7

11

12

13 14

10

6 3 5

8

11

12

1596

5

9

8 ремонт 2012 года

7

37 36

9

35

10

39

41

40 ремонт 1997 года 34 33 19 30

8

18

9

4,5

32 31 19 20

29

Условные обозначения: – задвижка

16 21 25

14

1

3

4

42

15 16

13

1

38

6

1

2

2

28

24

17

17

21

15

9 6 23 ремонт 1975 г., 2007 г. 22 20

18 15

– точки ревизии

Ограничение применения метода АЭ не дает возможности получить полную картину о возможном наличии дефектов, склонных к развитию при нагружении объекта. Проводить же контроль основного металла и сварных соединений в объеме 100% в сжатые сроки ремонта ни одна эксплуатирующая организация не в состоянии. Это связано с огромным объемом по подготовке к контролю (установка лесов, подмостей, демонтаж теплоизоляции, зачистка под контроль, последующее наложение теплоизоляции) и объемом самого контроля, что в конечном итоге значительно увеличивает сроки выполнения работ и финансовые затраты на экспертизу. Приходится назначать объем контроля толщины стенок элементов и сварных соединений ультразвуковым и рентгенографическим методами, полагаясь на результаты анализа эксплуатационнотехнической документации и результаты наружного осмотра и визуальноизмерительного контроля. Если при визуальном контроле несложно определить зоны с повышенным коррозионным износом и сварные соединения, качество которых вызывает сомнение, то при назначении контроля основного металла и сварных соединений на основании анализа эксплуатационнотехнической документации нужно уде-

22 26 27

л. 1 среда

Рраб, МПа

Траб, °С

Материал

бензин

0,6

70

Сталь 20

лять большое внимание рассмотрению документации, касающейся всех проводимых на диагностируемом объекте ремонтов за весь срок эксплуатации (замены участков трубопроводов, отдельных элементов, ремонты сварных соединений), а также заключениям предыдущих экспертиз ПБ. Подробный анализ данных документов позволяет косвенно судить о состоянии оборудования, определяться с локализацией участков трубопровода (рис.

1), где ремонты проводятся наиболее часто, что свидетельствует о повышенном износе или наибольшей нагруженности данных участков в период эксплуатации. Анализируя результаты ранее проводимых экспертиз также можно судить о состоянии сварных соединений, которые подвергались контролю. Принимая во внимание постепенное внедрение в российскую практику зарубежного опыта, основанного на прин-

ципах риск-ориентированного подхода в части методологии инспекционного контроля с учетом факторов риска, мы стараемся учитывать статистические данные о состоянии основного металла и сварных соединений, полученные из эксплуатационно-технической документации. При экспертизе следует выборочно закладывать в объем контроля сварные швы, расположенные на ранее ремонтированных участках, как для оценки их фактического состояния, так и для оценки качества ремонтных работ, выполняемых силами ремонтных организаций, привлекаемых для проведения ремонтов. Данная информация бывает весьма полезна Заказчику для возможности принятия решения в выборе ремонтных организаций в будущем. Кроме того, обладая информацией об отремонтированных сварных соединениях согласно предоставленной ремонт-

Эксплуатирующие организации стараются минимизировать количество дней простоя оборудования, извлекая большую прибыль. Заказчик тратит на подготовительные работы больше времени, в результате чего уменьшаются сроки для проведения контроля и устранения замечаний по его результатам ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

377

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы ной документации за весь период эксплуатации, вырисовывается картина по объему сварных соединений, которые не контролировались с момента пуска оборудования или вообще не контролировались, так как согласно действующей ранее нормативной документации не во всех случаях необходимо было подвергать 100% контролю сварные соединения после монтажа. Остальной объем соединений, подвергаемых контролю методами УЗК, РК, назначается именно из числа таких контролепригодных сварных соединений. Тем самым повышается процент выявления дефектов, как заложенных на этапе монтажа, так и появившихся в процессе эксплуатации в самых старых сварных соединениях. Учитывая, что зачастую оборудование имеет пробег по полвека, а то и более, ни один здравомыслящий эксперт не будет назначать длительные сроки дальнейшей эксплуатации такому оборудованию даже при положительных результатах выборочного контроля. Эксплуатирующие организации также не имеют возможности быстро провести замену устаревшего оборудования на новое. Поэтому, применяя такой дифференцированный подход к определению объемов контроля и выбору конкретных участков трубопровода и сварных соединений, можно обеспечить хоть и постепенный, но достаточно полный контроль с последующим устранением дефектов и, как следствие, омоложение оборудования. К сожалению, в последнее время выбор экспертных организаций в качестве исполнителя работ по ЭПБ проводится на основании тендеров, победителем в которых зачастую выбираются организации, предложившие минимальную цену. В связи с этим одно и то же оборудование обследуют организации с разным взглядом на экспертизу, что приводит к невозможности соблюдать данные принципы подхода к диагностированию и вести мониторинг состояния оборудования. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»; 2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538).

378

Виды дефектов, выявляемые при проведении ультразвуковой толщинометрии УДК: 66-7 Вадим КУНЦ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Алексей ШКАРИН, ведущий инженер, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр САВЕЛЬЕВ, заместитель начальника отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр СЕЦКОВ, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

При проведении ультразвукового контроля специалист может столкнуться со сложностью правильной оценки полученных результатов измерения. Ключевые слова: ультразвуковая толщинометрия, оценка результатов, дефект металла.

У

льтразвуковая толщинометрия (УЗТ) – это один из основных методов неразрушающего контроля, применяемых для исследования толщины и целостности материала элементов оборудования. В первую очередь УЗТ проводят для получения минимальной (из значений, полученных при измерениях) фактической толщины стенки элемента объекта контроля. По уменьшению толщины стенок элемента оборудования от номинального значения в сравнении с допустимым значением мы можем провести оценку годности элемента оборудования. Во-вторых, при проведении измерений толщины металла стенки элемента, можно получить рельеф контролируемого сечения, характеризующий коррозионные повреждения. В случае невозможности проведения визуально измерительного контроля одной из поверхностей (внутренней, наружной) элемента оборудования ультразвуковая толшинометрия

порой является единственным методом оценки коррозионного состояния недоступной поверхности объекта контроля. Для достоверной оценки износа при измерении остаточной толщины изделий в местах пятнистой или язвенной коррозии внутренней поверхности должны быть выполнены измерения с шагом не более 3 мм. При измерении остаточной толщины изделий толщиной до 20 мм со стороны, противоположной подвергнутой коррозии, прибор не фиксирует измерения толщины, связанные с наличием одиночных язв сферической формы диаметром до 2,5 мм [1]. Кроме дефектов металла, связанных с его коррозионным (эрозионным) износом, данный метод контроля позволяет выявлять еще некоторые скрытые дефекты: ■ Расслоение металла, в том числе и отслоение плакирующего слоя биметалла; ■ Наличие в металле неметаллических включений.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

1) Самым распространенным из этих видов дефектов является расслоение металла. Причина возникновения – дефекты сталеплавильного производства: недостаточно удаленная усадочная раковина или рыхлость, газовые пузыри, крупные неметаллические включения в исходных стальных слитках и слябах, непрерывно литых и горячекатаных заготовках, а также толстых листах [2]. Рассмотрим данный дефект на примере диагностирования трубопровода факельных газов Ду400. В процессе проведения УЗТ прямого участка трубопровода были выявлены зоны с толщинами, значительно (на 40–50%) отличающимися от остальных измеренных значений. Зоны локализовались хаотично, в разных местах по сечению трубы. Учитывая отсутствие коррозионного (эрозионного) повреждения наружной и в доступных местах внутренней поверхностей трубопровода, было сделано предположение, что полученные результаты толщинометрии говорят о наличии возможных внутренних дефектов металла трубы. Было принято решение о вырезке катушки для проведения дополнительных исследований. В ходе металлографических исследований металла вырезанного образца было подтверждено наличие расслоения металла трубы (рис. 1). Такого рода дефекты выявляются благодаря тому, что акустические волны ультразвукового диапазона обладают свойством очень сильно отражаться от границы «твердое тело – воздух». Расчеты показывают, что слои воздуха толщиной 10–5 мм и более при частоте 5 МГц отражают 100% посланной энергии, при толщине слоя < 10–5 мм отражение составляет 90%, а слой толщиной 10–6 мм отражает 80% посланной энергии [3].

2) Выявление различных значений толщины элемента оборудования может свидетельствовать о наличии в металле следующего вида дефекта – неметаллические включения. Рассмотрим данный дефект на примере. При проведении УЗТ нижнего плоского днища маслоотделителя (рис.

2) были выявлены отбраковочные значения толщин. Методом металлографического анализа металла образца обнаружены неметаллические включения пластичного характера, суммарным баллом 5 согласно [4] (рис. 3, 4). Как видно, неметаллические включения в стали в зависимости от способа плавки и разливки могут иметь различные размеры и распределение. При соответствующем размере и расположении (частоте) могут рассматриваться как дефекты. Различие в волновых сопротивлениях (из-за наличия в среде неоднородностей) при-

водит к отражению акустических волн, которые и фиксирует прибор ультразвуковой толщинометрии. В любом случае окончательный вывод о характере дефекта может быть сделан в результате металлографического исследования. Браковочным признаком является преимущественно количество и распределение окислов, реже сульфидов [2]. Разброс значений толщин (при отсутствии повреждений на поверхности металла) элемента оборудования не всегда свидетельствует о наличии в металле выше перечисленных дефектов. Дело в том, что металлы имеют поликристаллическую структуру, они состоят из большого количества кристаллов (зерен) - монокристаллов, не имеющих явно выраженной огранки. Чаще всего кристаллы ориентированы случайным образом; при переходе ультразвука из одного кристалла в другой скорость звука из-за анизотропии может измениться в большей или меньшей степени. В результате возникает частичное отражение. На практике специалист, проводящий УЗТ элементов оборудования, с использованием наиболее распространенного пьезоэлектрического преобразователя (ПЭП) частотой 5 МГц, может принимать отраженные сигналы за сигналы, полученные в результате отражения от приведенных выше дефектов, что может привести к неверному принятию решения. Одной из причин данного явления может быть крупнозернистость материала. В микроструктуре материала при соответствующем увеличении наряду с мелкими зернами наблюдается большое число крупных зерен. Причиной возникновения крупнозернистости может быть несоблюдение заданной технологии прокатки, ковки, отжига или закалки. Используя ПЭП с более низкой частотой 2,5 МГц (тем самым увеличив длину акустической волны), есть вероятность не получить отражения, обусловленные внутренней структурой металла. Однако, используя ПЭП с более низкой частотой тоже нельзя с уверенностью говорить об отсутствии внутренних дефектов в металле. В настоящее время отсутствуют какиелибо стандарты или другие нормативные документы, устанавливающие оценку качества и регистрацию дефектов, выявленных при проведении УЗТ. Поэтому при возникновении сомнений в правильности показаний толщиномера, участок измерения необходимо проверять дефектоскопом с настроенной предельной чувствительностью в соответствии с нормативно-технической документацией, соответствующей области применения объекта контроля. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Рис. 1. Макроструктура металла поперечного сечения. Характер дефекта (6–кратное увеличение)

Рис. 2. Маслоотделитель

Рис. 3. Макроструктура металла днища. Образец поперечный. Травление в реактиве №1 (HNO3 – 5%, HCl – 50%, H2O – 45%)

Рис. 4. Микроструктура стали. Неметаллические включения. Шлиф нетравленый 100х

Литература 1. Коротков М.М. Ультразвуковая толщинометрия. Учебное пособие. – Томский политехнический университет, 2008. 93с.

2. Атлас дефектов стали. Пер. с нем. М., «Металлургия», 1979. – 188 с.

3. Ермолов И.Н., Ермолов М.И. Ультразвуковой контроль: учебник для специалистов 1 и 2 уровней квалификации. – М.: НПО ЦНИИИТМАШ, 1993. – 202 с.

4. ГОСТ 1778-70 «Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений».

379

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Молот – эксперт – наковальня УДК: 66-7 Александр СЕЦКОВ, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр САВЕЛЬЕВ, заместитель начальника отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Сергей ХАРИТОНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Вадим КУНЦ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

Нормативная база, действующая на сегодняшний день, зачастую не содержит жестких требований к объемам контроля различного оборудования, срок службы которых истек. Поэтому эксперту приходится определять объемы работ и назначать методы контроля только на основании своего опыта и отстаивать свою позицию в необходимости подготовки оборудования для их проведения перед заказчиком, не имея «в кармане» законодательного документа, на основании которого он это требует. Ключевые слова: нормативная документация, экспертиза промышленной безопасности, заведомо ложное заключение.

В

последнее время Правительство РФ выражает обеспокоенность состоянием промышленной безопасности на опасных производственных объектах (ОПО) в части проведения экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) документации, технических устройств, зданий и сооружений, деклараций, обоснования безопасности [1]. Повышаются требования к аттестации экспертов раздел II, п.9 [3]. Увеличивается степень ответственности эксперта. Одной из таких мер было введение в УК РФ статьи 217.2 «Заведомо ложное заключение ЭПБ» [2], которая предусматривает уголовную ответственность эксперта. В соответствии с [1] под ложным понимается заключение, подготовленное без проведения указанной экспертизы или после ее проведения, но явно противоречащее содержанию материалов, предоставленных эксперту или экспертам в области промышленной безопасности и рассмотренных в ходе проведения экспертизы промышленной безопасности, или фактическому состоянию технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, являвшихся объектами ЭПБ. Проанализируем некоторые положения Федеральных Норм и Правил «Правила

380

проведения экспертизы промышленной безопасности» [3] на примере ЭПБ технических устройств в химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности. В соответствии с п.11 [3] эксперт обязан определять соответствие объектов экспертизы промышленной безопасности требованиям промышленной безопасности путем проведения анализа материалов, предоставленных на ЭПБ, и фактического состояния технических устройств, применяемых на ОПО… В соответствии с пунктом 21 [3] при экспертизе устанавливается полнота и достоверность относящихся к объекту экспертизы документов, предоставленных заказчиком, и оценивается фактическое состояние технических устройств на ОПО, для чего проводится их техническое диагностирование, неразрушающий контроль или разрушающий контроль.

В практике каждого эксперта встречаются случаи, когда заказчик не может предоставить полный комплект документации, подлежащей рассмотрению при экспертизе технических устройств. Например, может отсутствовать исполнительная документация по проведенным ранее ремонтам и дооборудованию, связанному с заменой элементов технического устройства. В этом случае эксперт не подозревает о факте и причинах проведения ремонта в процессе эксплуатации. А ведь при этом могли быть проведены работы, связанные с заменой элементов и материалов и эти моменты могут быть не учтены при экспертизе. Факт наличия таких несоответствий некорректно рассматривать как умышленный подлог со стороны заказчика так как за период эксплуатации меняются лица, ответственные за безопасную эксплуатацию и на момент проведения экспертизы они предоставляют всю имеющуюся документацию, которая не вызывает у них сомнения в полноте и достоверности. Для оценки фактического состояния проводится диагностирование технических устройств по индивидуальным программам, разработанным по результатам проведения анализа представленной эксплуатационно-технической документации и предварительного осмотра оборудования до проведения контроля. Диагностирование проводится силами лабораторий экспертной организации. Также в соответствии с п.22 [3] экспертная организация имеет право привлекать к проведению технического диагностирования, неразрушающего контроля, разрушающего контроля технических устройств иные организации или лиц, владеющих необходимым оборудованием для проведения указанных работ. В случаях, когда заказчик имеет в своем штате специалистов по техническому диагностированию, неразрушающему контролю, разрушающему контролю уровень квалификации которых позволяет выполнять отдельные виды работ, то допускается привлекать данных специалистов заказчика к выполнению этих работ и учитывать результаты работ, выполненных указанными специалистами при оформлении заключения экспертизы.

Под ложным понимается заключение, подготовленное без проведения указанной экспертизы или после ее проведения, но явно противоречащее содержанию материалов, предоставленных эксперту или экспертам в области промышленной безопасности

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Привлечение специалистов сторонних организаций, в том числе и из штата заказчика, может повлечь за собой некачественное проведение экспертизы в целом. Так как при анализе отчетных документов таких специалистов нередко выявляется недостоверность результатов контроля, экспертным организациям приходится проводить выборочный дубль контроль оборудования, но даже при этом нельзя полностью исключить факт наличия недостоверной информации по результатам контроля. Проведение 100% наружного осмотра (для изолированных технических устройств полное снятие изоляции), химического анализа всех основных элементов для определения марки материала ведет к значительному удорожанию подготовительных работ и самой экспертизы. Такие объемы работ владельцы оборудования, как правило, не согласовывают еще на этапе утверждения программы работ. Итак, для проведения экспертизы должны быть предоставлены документы, а так же результаты диагностирования. Теперь обсудим, с какими проблемами сталкиваются эксперты. Если по каким-либо причинам в течение назначенного срока дальнейшей безопасной эксплуатации, выяснится, что указанные несоответствия не выявлены, так как, например, при составлении программы работ эксперт не учитывал ремонт, связанный с заменой элементов

или дооборудованием из-за отсутствия исполнительной документации, то качество проведенной экспертизы можно поставить под сомнение. Так как контроль был проведен без учета изменений технического устройства, то его результаты не отражают фактического состояния технического устройства. Кроме того, в случае проведения контроля силами сторонних организаций не исключена возможность предоставления недостоверной информации. Таким образом, возникает вопрос, является ли невыявление при экспертизе описанных выше «подводных камней» (в части максимально возможного предоставления, но не в полном объеме эксплуатационно-технической документации и документации по контролю от сторонних организаций) достаточным, чтобы сделать вывод о том, что выданное экспертом положительное заключение ЭПБ заведомо ложное? Нормативная база, действующая на сегодняшний день, зачастую не содержит жестких требований к объемам контроля различного оборудования, срок службы которых истек. Поэтому эксперту приходится определять объемы работ и назначать методы контроля только на основании своего опыта и отстаивать свою позицию в необходимости подготовки оборудования для их проведения перед заказчиком, не имея «в кармане» законодательного документа, на основании которого он это требует.

Отсутствие в нормативных документах в сфере промышленной безопасности порядка восстановления недостающей документации, требуемой при экспертизе, а также единых (обязательных) требований к объемам контроля различных видов оборудования может привести к неполной оценке его фактического состояния даже при добросовестном выполнении экспертом своих обязанностей. В настоящее время на эксперта в области промышленной безопасности юридически возложена уголовная ответственность, а обеспечение, в части нормативной базы, предусматривающей требования к объемам работ по контролю, отсутствует. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральный закон от 2 июля 2013 года № 186-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в части проведения экспертизы промышленной безопасности и уточнения отдельных полномочий органов государственного надзора при производстве по делам об административных правонарушениях».

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538).

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

381

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Проведение экспертизы ПБ технических устройств, подлежащих модернизации, при техническом перевооружении ОПО УДК: 66-7 Вадим КУНЦ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Сергей ХАРИТОНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр САВЕЛЬЕВ, заместитель начальника отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск Александр СЕЦКОВ, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

При эксплуатации опасных производственных объектов (ОПО), на которых используется оборудование под давлением, в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации в области промышленной безопасности должно быть обеспечено проведение экспертизы промышленной безопасности документации, зданий, сооружений ОПО и оборудования под давлением. Ключевые слова: документация на техническое перевооружение опасных производственных объектов, экспертиза промышленной безопасности.

Ч

асто при разработке документации на техническое перевооружение опасных производственных объектов предусматривается использование существующего оборудования, ранее находившегося в эксплуатации. На этапе проектирования проектировщик должен убедиться, что данное оборудование соответствует требованиям нормативных правовых актов в области промышленной безопасности. В соответствии с п.5.1.7. [1] оборудование не может быть допущено к монтажу при отсутствии документов, подтверждающих качество их изготовления и соответствие требованиям нормативно-технических документов. Изучив предоставленные Заказчиком данные о соответствии оборудования требованиям нормативно-технических документов, а также о возможных сроках эксплуатации (паспорта, заключения экспертизы и прочие документы), проектная организация разрабатывает документацию на техническое перевооружение, которая в соответствии со статьей 8 п.1 Федерального закона № 116-ФЗ

382

[2] подлежит экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ). Далее, при условии положительного заключения ЭПБ документации, оборудование, используемое при техническом перевооружении, может монтироваться и, при необходимости,

предусмотренной проектом подвергаться модернизации (изменение конструкции с применением ремонтно-сварочных работ, дооборудование). Если в документации на техническое перевооружение не предусмотрено изменение конструкции основных элементов и технических характеристик оборудования, то после окончания работ по монтажу оборудования перед пуском проводится внеочередное техническое освидетельствование в соответствии с разд. VI. [3]. Согласно п. 387 [3] объем внеочередного технического освидетельствования определяется причинами, вызвавшими его проведение. В случае проведения модернизации оборудования при техническом перевооружении в соответствии Федеральными Нормами и правилами в области промышленной безопасности (ФНП) [4], оно должно пройти ЭПБ. По ряду причин, например, таким как приостановка финансирования работ по техническому перевооружению, поиск подрядных организаций для реализации проекта, документация не всегда направляется на экспертизу сразу после разработки. Иногда проходит год, а то и два к моменту возобновления работ. К тому времени у оборудования сроки службы, имевшие место быть на момент проектирования могут истечь. После возобновления работ по реализации проекта, как правило, в целях экономии времени, владельцы ОПО направляют документацию на техническое перевооружение на экспертизу промышленной безопасности и одновременно, нарушая тем самым п.1 статьи 8 [2], проводят модернизацию оборудования, с последующим предоставлением его на ЭПБ. Таким образом, одновременно ведутся работы по

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

экспертизе документации на техническое перевооружение и экспертизе оборудования, причем эти работы, как правило, выполняются разными экспертами или даже разными экспертными организациями. В сложившейся ситуации эксперт, проводящий ЭПБ документации на техническое перевооружение, и эксперт, проводящий ЭПБ оборудования, не могут выдать положительное заключение ЭПБ. Попробуем разобраться почему. При проведении ЭПБ документации эксперт должен провести анализ и оценку представленной ему документации. Одной из оценок является оценка принятого технологического процесса в части его безопасности и надежности, обоснованность технических решений и мероприятий по обеспечению безопасности ведения работ, предупреждению возможных аварийных ситуаций и ликвидации их последствий. При проведении данной оценки эксперт должен убедиться, что оборудование, задействованное в модернизации, соответствует предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности и имеет установленный срок службы заводом изготовителем, либо срок дальнейшей безопасной эксплуатации, установленный по результатам экспертизы. Другой эксперт при проведении ЭПБ оборудования, задействованного в техническом перевооружении на этапе рассмотрения и анализа технической документации должен рассмотреть проектные данные, устанавливающие технологические параметры эксплуатации технического устройства, оснащения его средствами контроля и безопасности, автоматического регулирования технологических параметров; комплект чертежей с указанием основных технических решений и всех изменений, внесенных при производстве работ, и отметок о согласовании этих изменений с проектной организацией, разработавшей проект технического устройства, а также организации-изготовителя. Так же в соответствии с п. 21 [4] экспертом устанавливается полнота и достоверность относящихся к объекту экспертизы документов, предоставленных заказчиком, оценивается фактическое состояние технических устройств. То есть эксперт должен рассмотреть исполнительную документацию по модернизации объекта экспертизы и установить соответствие (правильность) выполненных работ и проверить наличие документации на техническое перевооружение, в соответствии с которой осуществлялась модернизация, а также наличие положитель-

Если в документации на техническое перевооружение не предусмотрено изменение конструкции основных элементов и технических характеристик оборудования, то после окончания работ по монтажу оборудования перед пуском проводится внеочередное техническое освидетельствование ного заключения ЭПБ этой документации, которое на текущий момент пока отсутствует. В результате складывается ситуация, когда есть документация на техническое перевооружение ОПО, есть оборудование которому, согласно данной документации проведена модернизация (ремонтно-сварочные работы, связанные с изменением конструкции, или изменены параметры эксплуатации). В этом случае, эксперт, не нарушив ФНиП, не может выдать положительное заключение ЭПБ на документацию, так как оборудование, задействованное в техническом перевооружении, не имеет сроков эксплуатации. В свою очередь другой эксперт, проводящий ЭПБ этому оборудованию, так же не может выдать положительного заключения ЭПБ в силу отсутствия положительного заключения ЭПБ документации, согласно которой данное оборудование модернизировалось и должно эксплуатироваться. Решить данную проблему можно следующим образом. В рамках ЭПБ оборудования, подвергшегося модернизации в соответствии c п. 414 [3] необходимо провести техническое диагностирование оборудования в объеме, указанном в п.415 [3]. Согласно п. 23 [4], по результатам проведения технического диагностирования составляется акт о проведении технического диагностирования. На основании данного акта с положительными результатами технического диаТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

гностирования завершается процесс экспертизы документации на техническое перевооружение, оформляется заключение ЭПБ и вносится в реестр Ростехнадзора. После чего в соответствии с п. 417 [3] оформляется заключение экспертизы оборудования Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» (утверждены приказом Ростехнадзора от 11 марта 2013 года №96).

2. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года №116).

4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538).

383

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

О выполнении расчетов остаточного ресурса

технических устройств при проведении экспертизы промышленной безопасности УДК: 66-7 Владимир РОДИН, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Юрий БАРАБАНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр АФЛЯТУНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Евгений ГАЛКИН, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

В статье рассматривается целесообразность и возможность проведения корректных расчетов остаточного ресурса технических устройств при проведении экспертизы промышленной безопасности. Ключевые слова: ресурс, сроки службы, экспертиза.

С

огласно п. 28 Федеральных норм и правил «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года с изменениями от 03 июля 2015 года, при оформлении заключения экспертизы «…в заключении экспертизы дополнительно приводятся расчетные и аналитические процедуры оценки и прогнозирования технического состояния объекта экспертизы, включающие определение остаточного ресурса (срока службы)…». По мнению специалистов АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ», расчеты ресурса целесообразно выполнять только в тех случаях, когда для их выполнения имеются достаточные основания и когда имеются достоверные статистические и экспериментальные данные, а также методики, позволяющие выполнить расчет, обеспечивающий приемлемую точность определения срока достижения техническим устройством предельного состояния, при котором его эксплуатация должна быть прекращена. Основаниями для выполнения расчетов могут быть: ■ обнаружение в ходе визуального осмотра и технического диагностирования технического устройства дефектов (деформаций, трещин, мест перегрева, коррозии, значительного износа и т.д.), которые могут в процессе эксплуата-

384

ции устройства привести к деградации свойств металла (снижению прочности, охрупчиванию, изменению структуры) и потере несущей способности или устойчивости несущих конструкций технического устройства; ■ выявление деградации свойств металла при проведении испытаний металла несущих конструкций технического устройства (например, при измерении твердости металла, испытаниях на прочность, исследованиях структуры); ■ перенос назначенных сроков проведения капитального ремонта или увеличение периодов между капитальными ремонтами технического устройства. По мнению специалистов АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» не имеет смысла выполнение расчетов в следующих случаях: ■ если при проведении обследования не выявлены дефекты и повреждения, наличие которых способно привести к изменению (снижению) характеристик металла (снижению прочности, охрупчиванию, изменению структуры и прочих) или потере устойчивости несущих конструкций технического устройства; ■ если обнаруженные при обследовании дефекты и повреждения находятся в допустимых пределах, установленных в стандартах, технических условиях, руководствах по эксплуатации или в другой технической документации, определяющей допустимые усло-

вия эксплуатации конкретного технического устройства; ■ если при техническом диагностировании не выявлено снижения (деградации) механических свойств металла или это снижение находится в допустимых пределах, установленных в стандартах, технических условиях, руководствах по эксплуатации или в другой технической документации; ■ если отсутствует достаточная статистическая и научная база для разработки методики расчета и его выполнения, что может привести к ошибочному определению остаточного ресурса и срока продления безопасной эксплуатации технического устройства; ■ если на предприятии действует система планово-предупредительного ремонта (ППР) оборудования, в которой обоснованность периодов между капитальными ремонтами, подтверждена многолетним безаварийным опытом эксплуатации технических устройств. Согласно ГОСТ 18322-78 «Система технического обслуживания и ремонта. Термины и определения» капитальный ремонт это «ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия». Если капитальные ремонты технического устройства проводятся своевременно, то его ресурс после капитального ремонта восстанавливается и можно утверждать, что срок его безопасной эксплуатации может быть продлен в пределах межремонтного цикла. В случае переноса проведения капитального ремонта на более поздний срок или при увеличении периода времени между капитальными ремонтами, выполнение расчета остаточного ресурса обосновано и необходимо. Согласно ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Термины и определения» остаточный ресурс это «наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние», а предельное состояние – «состояние объекта, при котором его даль-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

нейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно». Другими словами, при достижении предельного состояния эксплуатация технического устройства должна быть прекращена, дальнейшее продление эксплуатации недопустимо. Оценка остаточного ресурса сложного оборудования (например, металлургического) – исключительно сложная задача. По мнению специалистов АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ», расчет ресурса для большинства металлургических печей может нести только характер прогноза. Причем точность расчета может быть невысокой не столько из-за ошибок лиц, выполнявших расчет, или отсутствия качественных методик расчета, а прежде всего из-за сложности объекта экспертизы и множества факторов, включая человеческий, которые влияют на ресурс. Неверное определение остаточного ресурса, особенно в сторону занижения ресурса, может привести к конфликтной ситуации между предприятием, эксплуатирующим техническое устройство и экспертной организацией, а также привести к неоправданным затратам по замене оборудования якобы исчерпавшего ресурс. Завышение ресурса тем более недопустимо, так как это может привести к аварии технического устройства. Например, одной известной экспертной организацией в 2008 году остаточный ресурс одного из конвертеров ОАО «ГМК Норильский никель» был определен в 6 лет, то есть в 2014 году данный конвертер должен был быть выведен из эксплуатации. Однако, конвертер продолжает эксплуатироваться и в настоящее время. По нашей оценке, существует высокая вероятность того, что техническое состояние конвертера при своевременном проведении плановых ремонтов, позволит эксплуатировать его еще длительное время и после 2015 года. В этом случае придется признать, что расчет ресурса был выполнен некорректно (ошибочно). Таких примеров можно привести очень много. Ознакомление с расчетами, выполненными некоторыми экспертными организациями, применительно к техническим устройствам металлургических объектов, показало, что в большинстве случаев они не могут быть приняты предприятиями для планирования замены технических устройств и прогнозирования технического состояния объекта экспертизы. Сроки службы оборудования одного типа могут отличаться в разы и даже десятки раз. Известны примеры, ког-

да до настоящего времени интенсивно и безопасно эксплуатируются дуговые сталеплавильные печи, полученные из США в годы второй мировой войны и, напротив, есть примеры, когда относительно новые, установленные недавно печи требуют срочной замены или капитального ремонта. Специалисты АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» провели опрос представителей некоторых российских и зарубежных компаний – производителей металлургического оборудования и выяснили, что никто из них не выполняет расчетов с целью определения срока службы изделия, а назначают данный срок на основании многолетнего опыта эксплуатации аналогичных изделий. Для сложного оборудования является целесообразным поэтапное, в пределах межремонтного периода между капитальными ремонтами, продление срока эксплуатации, что позволяет отслеживать техническое состояние технических устройств в относительно короткие промежутки времени и принимать более взвешенные решения о возможности их дальнейшей эксплуатации. Возможность поэтапного продления срока безопасной эксплуатации предусматривал отмененный «Порядок продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах», утвержденный ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

приказом Минприроды РФ от 30 июня 2009 года № 195. Расчеты ресурсов для более простого оборудования, например, емкостного или технологических трубопроводов более достоверны. Существующие методики позволяют с достаточной вероятностью определить срок достижения предельного состояния объекта экспертизы. В данном случае выполнение расчетов оправданно и целесообразно. Необходимость в проведении расчета остаточного ресурса должна определять экспертная комиссия (эксперт) на основании анализа всей информации, полученной в ходе проведения ЭПБ, и несущая полную ответственность за все выводы и рекомендации, которые содержатся в заключении ЭПБ. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года).

3. ГОСТ 18322-78 «Система технического обслуживания и ремонта. Термины и определения».

4. ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Термины и определения».

385

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Об экспертизе ПБ технических устройств в металлургической промышленности УДК: 66-7 Юрий БАРАБАНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Владимир РОДИН, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр АФЛЯТУНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Евгений ГАЛКИН, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Виктор БЕРКОВ, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

Экспертиза промышленной безопасности будет проведена в полном объеме только при выполнении технического и функционального диагностирования технического устройства (ТУ), проверки и анализа документов по обеспечению его эксплуатации, технического обслуживанию, ремонту, документов по аттестации специалистов и рабочих, связанных с эксплуатацией рассматриваемого ТУ. Ключевые слова: экспертиза, диагностирование, документы, аттестация, специалисты, металлургическая промышленность.

Ц

елью экспертизы промышленной безопасности (далее – экспертиза) технических устройств (далее – ТУ) является определение соответствия ТУ предъявляемым к ним требованиям промышленной безопасности. Экспертиза ТУ направлена на предупреждение аварий на опасных производственных объектах (ОПО) и обеспечение готовности эксплуатирующих их организаций к локализации и ликвидации последствий указанных аварий. В большинстве случаев причиной аварий ОПО металлургической отрасли является не продолжение эксплуатации ТУ после достижения ими предельных состояний по тем или иным критериям, а несоблюдение организациями системы технического обслуживания и плановопредупредительного ремонта оборудования (ТО и ППР), требований промышленной безопасности, направленных на безопасную эксплуатацию ТУ. В основном аварии связаны с несоблюдением обслуживающим персоналом технологических регламентов, инструкций, правил безопасности при эксплуатации ТУ, а также с нарушениями функционирования систем защит и блокировок. Рассмотрения только технической до-

386

кументации и технического диагностирования ТУ недостаточно с точки зрения обеспечения безопасности при эксплуатации ТУ и предупреждения аварий. При проведении экспертизы ТУ наряду с техническим диагностированием необходимо: ■ проведение функционального диагностирования узлов, механизмов, систем ТУ на рабочих режимах; ■ проверка работоспособности систем сигнализации, защит и блокировок путем имитации отклонении технологических параметров от установленных значений с использованием штатных систем контроля; ■ проверка наличия и анализа документов, непосредственно связанных с эксплуатацией рассматриваемого ТУ, от соблюдения которых прямо или косвенно зависит и безопасность эксплуатации ТУ. Перечень документов, необходимый для экспертизы ТУ, был установлен в «Методических рекомендациях по экспертизе промышленной безопасности технических устройств» [1] и в РД 11589-03 [2]. К этому перечню документов следует добавить документы системы ТО и

ППР применительно к рассматриваемому ТУ, а также документы по обучению и аттестации специалистов и рабочих, эксплуатирующих ТУ, так как от их уровня знаний требований промышленной безопасности и квалификационных знаний зависит и уровень безопасности при эксплуатации ТУ. Документы по обучению и аттестации установлены в РД 03-19-2007 [3]. и РД 0320-2007 [4]. Экспертиза будет проведена в полном объеме только в случае его комплексного обследования, включающем: ■ техническое и функциональное диагностирование ТУ, его систем сигнализации, защит и блокировок; ■ проверку наличия и анализ документов по эксплуатации, ТО и ППР, касающихся ТУ, а также документов обучения и аттестации специалистов и рабочих, связанных с эксплуатацией рассматриваемого ТУ. Литература 1. «Методические рекомендации по экспертизе промышленной безопасности технических устройств опасных производственных объектов металлургических производств» (утверждены Президентом НО «Металлургэксперт» 11 декабря 2001 года, согласованы начальником отдела по надзору в металлургической промышленности Госгортехнадзора России 14 декабря 2001 года).

2. РД 11-589-03 «Положение о проведении экспертизы промышленной безопасности опасных металлургических и коксохимических производственных объектов».

3. РД 03-19-2007 «Положение об организации работы по подготовке и аттестации специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору».

4. РД 03-20-2007 «Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору».

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Экспертиза ПБ электрофильтров металлургических производств УДК: 66-7 Александр АФЛЯТУНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Владимир РОДИН, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Юрий БАРАБАНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Евгений ГАЛКИН, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Виктор БЕРКОВ, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

В статье рассматриваются вопросы экспертизы электрофильтров газоочисток металлургических производств. Ключевые слова: электрофильтр, остаточный ресурс, листовые конструкции, механические свойства.

О

бласть применения электрофильтров в металлургической и коксохимической промышленности очень широка – от очистки газов от пыли до улавливания тумана серной кислоты. При проведении экспертизы промышленной безопасности (далее – экспертиза) электрофильтра с целью оценки его соответствия требованиям промышленной безопасности, определяются такие параметры, как допустимые пределы эксплуатационной нагрузки, соблюдение которых обеспечивает безопасную и безаварийную работу технического устройства, остаточный ресурс или срок службы до очередного ремонта или списания. С учетом этих параметров, исходя из определенного экспертизой технического состояния электрофильтра, эксплуатирующим предприятием определяются вид ремонта и объем ремонтных работ для электрофильтра. Экспертиза промышленной безопасности электрофильтров начинается с подготовительного этапа, который включает в себя анализ технической и эксплуатационной документации, а также изучение технического устройства с целью установления объема и очередности работ при проведении его обследования. При обследовании электрофильтров важным этапом является оценка состояния и степени изменения механиче-

ских свойств листовых конструкций (корпуса) электрофильтра. Для оценки состояния и степени изменения механических свойств листовых конструкций выполняется анализ данных, полученных при эксплуатации электрофильтра, выявляются отклонения технологических факторов, устанавливается характер аварий, дефектов и повреждений. Проводится анализ действующих нагрузок и технологических факторов, термических расширений корпуса, определение зоны вероятного изменения механических свойств металла (стали) от воздействия перегревов или коррозии. Характер и степень изменения механических свойств стали при длительном перегреве (от 150 до 500 оС) зависит от марки стали, технологии ее производства и условий эксплуатации конструкции. При необходимости проводится взятие микропроб стали в местах тепловых воздействий при температуре выше 250 оС. Исследования механических свойств и химического состава металла проводится для определения их соответствия требованиям действующих нормативных документов и выявления изменений, возникающих в результате нарушения нормальных условий работы или в связи с длительной эксплуатацией при повышенных температурах. Исследования механических свойств и структуры металла рекомендуется проТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

водить неразрушающими методами контроля, в отдельных случаях – на образцах, изготовленных из вырезок металла основных деталей механизма. Выборочный визуальный контроль, измерительный контроль всех видов сварных соединений с определением качества сварных швов проводится согласно ГОСТ 3242-79. Неразрушающий контроль сварных соединений с целью выявления внутренних дефектов следует проводить ультразвуковыми или радиографическими методами в соответствии с действующей нормативно-технической документацией. Объем контроля сварных соединений определяется в каждом конкретном случае в зависимости от технического состояния и режимов эксплуатации агрегата. Измерения твердости проводятся при помощи переносных приборов (твердомеров) неразрушающими методами. Для косвенной (приближенной) оценки временного сопротивления или условного предела текучести применяются формулы (таблицы) перевода величин твердости в прочностные характеристики металла, рекомендуемые нормативнотехническими документами. Для определения зон возможного напряженно-деформированного состояния, степени изменения упругопластических характеристик металла листовых конструкций корпуса электрофильтра, применяются магнитные методы неразрушающего контроля. Определение остаточного ресурса работоспособности электрофильтров носит характер прогноза на основании опыта эксплуатации, результатов приборной диагностики, определения степени износа оборудования, состояния электро- и теплоизоляции, металла листовых и строительных конструкций (кожухов, газопроводов, газоходов, трубопроводов). Расчет остаточного ресурса стали листовых конструкций проводится по отдельным участкам электрофильтра с учетом выявленных дефектов и повреждений, фактически установленных толщин металла, скорости коррозии металла, магнитных характеристик металла (коэрцитивной силы) и других выявленных факторов. Проверочный расчет конструкций (элементов) технического устройства проводится в обязательном порядке при выявлении (обнаружении) отклонений, дефектов и повреждений, изменений нагрузок по сравнению с проектными; изменений свойств материалов в процессе эксплуатации.

387

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

О проблемах технического диагностирования редукционных головок подземных резервуаров резервуарных установок сжиженных углеводородных газов УДК: 66-7 Сергей КАБАКОВ, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Игорь НИКОЛАЕВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Екатерина ТОМИЛОВА, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Антон САМУЙЛОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

Рассматриваются проблемы технического диагностирования редукционных головок подземных резервуаров резервуарных установок сжиженных углеводородных газов. Ключевые слова: редукционные головки, подземные резервуары, резервуарные установки сжиженных углеводородных газов.

Р

едукционные головки подземных резервуаров резервуарных установок сжиженных углеводородных газов (СУГ) предназначены для снижения высокого давления паров СУГ, поступающих из подземных резервуаров, вместимостью 2,1 м3 и 4,2 м3, резервуарных установок СУГ, до низкого перед подачей их в сеть газораспределения и автоматического поддержания выходного давления в заданных пределах, то есть представляют собой своего рода газорегуляторные установки (ГРУ), работающие на парах СУГ. В состав оборудования этих мини-ГРУ, монтируемого на фланце Ду450 Ру1,0 МПа, входят: регулирующая, предохранительная, запорная арматура, средства измерения, узлы присоединения наполнительного, парового, дренажного шлангов автоцистерны для транспортировки СУГ (горловины наполнения, паровой фазы, слива остатков), трубы наполнения, слива остатков, контроля наполнения резервуара (10%, 40%, 85%), импульсные трубы, коллектор паров СУГ низкого давления, патрубки различных размеров и другие элементы. Фланец редукционной головки и фланец (крышка люка-лаза) резервуара взаимозаменяемы. Редукцион-

388

ные головки, как правило, оборудуются защитным съемным кожухом. В настоящее время пока еще довольно широко распространены редукционные головки импортного производства (306500, 3065-00А, 1045-02-00А (В,С,D,Е)), иногда встречаются редукционные головки отечественного производства типа ЖГ33-01-00 и другие, а также испарительноредукционные типа ГИР1-04-00-00 с устройствами для подогрева СУГ (электроподогревателями типа РЭП). Фактический срок эксплуатации этих устройств, как правило, в полтора-два раза превышает нормативно установленный [1], а в отдельных случаях составляет более 45 лет, что обеспечивается их хорошей ремонтопригодностью, эксплуатацией их оборудования по техническому состоянию, значительным запасом прочности, ресурсом их фланцев, особенно если последние были изготовлены из конструкционных сталей с хорошими механическими свойствами, что характерно в основном для редукционных головок импортного производства. Многие редукционные головки в процессе эксплуатации неоднократно подвергались техническому диагностированию, в результате которого срок их безопасной эксплуа-

тации, как правило, продлялся. В целом, редукционные головки в перспективе могут превратиться в редкий вид газового оборудования, поскольку коммунальнобытовое газоснабжение переориентировано на природный газ, промышленное потребление СУГ также сокращается, и потребность в новых подобных устройствах очень мала. К основным проблемам технического диагностирования редукционных головок относятся: 1) отсутствие технической документации завода-изготовителя на редукционную головку (довольно распространенный случай); 2) проблемы, связанные с идентификацией редукционной головки и ее элементов при проверке на соответствие паспортным данным (редукционные головки и их элементы не имеют маркировки и фирменных табличек завода-изготовителя); 3) отсутствие, как правило, достоверных сведений об истории эксплуатации редукционных головок (о дате ввода в эксплуатацию, переустановках, перерывах в работе, инцидентах, авариях, нарушениях регламентированных условий эксплуатации, результатах мониторинга за техническим состоянием, выявленных дефектах, техническом обслуживании, ремонтах, замене оборудования, деталей и т.д.); 4) несовпадение сроков технического диагностирования редукционных головок и технического освидетельствования, диагностирования резервуаров, на которых они установлены (выполнить неразрушающий контроль и оценить техническое состояние элементов редукционной головки, находящихся под фланцем, возможно только при ее снятии (демонтаже) в процессе технического диагностирования или освидетельствования резервуара); 5) отсутствие полноценной методики технического диагностирования, утвержденной уполномоченным феде-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Редукционная головка 1045-02-00 С

ральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности (для редукционных головок резервуарных установок СУГ коммунальнобытового назначения, относящихся к внутридомовому газовому оборудованию, техническое диагностирование [2] сводится к визуально-измерительному контролю наружной поверхности технических устройств редукционной головки, доступной для контроля, и проверке функционирования ее регулирующей, предохранительной и запорной арматуры, что явно недостаточно для оценки фактического технического состояния, не регламентировано также определение остаточного ресурса, установление срока дальнейшей безопасной эксплуатации); 6) проблемы, связанные с оценкой остаточного ресурса (редукционные головки эксплуатируются по техническому состоянию, имеют хорошую ремонтопригодность; не пригодные к эксплуатации детали, оборудование заменяются при ремонте, остаточный ресурс редукционной головки, таким образом, зависит, в основном, от технического состояния ее фланца, но, как показывает опыт эксплуатации, он имеет достаточный запас прочности, незначительную предрасположенность к развитию коррозионных и других дефектов). Предлагаемый подход к проведению технического диагностирования редукционных головок: 1) проводить техническое диагностирование редукционных головок по индивидуальным программам, составленным с учетом [3], в период их текущего ремонта, выполняемого в соответствии с [4], по возможности совмещая его со сроком технического освидетельствования или диагностирования резервуаров, на которых они установлены;

Испарительно-редукционная головка ГИР1-04-00-00 в защитном кожухе

2) в состав работ по техническому диагностированию включить: ■ анализ технической документации (технической документации завода-изготовителя редукционной головки, проектной, исполнительной и эксплуатационной документации резервуарной установки, в составе которой она применяется); ■ визуальный и измерительный контроль оборудования и остальных элементов конструкции; ■ ультразвуковую толщинометрию фланца, трубных элементов и узлов; ■ магнитный контроль всех доступных для контроля сварных соединений; ■ испытания редукционной головки на прочность и плотность совместно с резервуаром (при совмещении срока ее технического диагностирования со сроком технического диагностирования или освидетельствования резервуара); ■ функциональную диагностику (проверка работоспособности арматуры, средств измерения, параметров настройки регулирующей и предохранительной арматуры, сроков метрологической поверки средств измерения); ■ контроль герметичности фланцевых и резьбовых соединений, уплотнений подвижных элементов арматуры приборным методом или пенообразующим раствором; ■ электрические измерения, проверка соответствия электрооборудования требованиям [5], [6] (при оснащении редукционной головки электроподогревателем); ■ расчет на прочность фланца, патрубков и других трубных элементов, находящихся под высоким давлением, в соответствии с [7]; 3) при анализе результатов неразрушающего контроля, оценке технического состояния и установлении срока дальнейТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

шей безопасной эксплуатации редукционной головки руководствоваться положениями [3]. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 21 ноября 2013 года № 558).

2. Правила проведения технического диагностирования внутридомового и внутриквартирного газового оборудования (утверждены Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 17 декабря 2013 года № 613).

3. Методика проведения экспертизы промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов (согласована с отделом газового надзора Госгортехнадзора России письмом от 10 июня 2003 года № 14-3/125).

4. ГОСТ Р 54982-2012 « Системы газораспределительные. Объекты сжиженных углеводородных газов. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация».

5. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (утверждены Приказом Министерства энергетики РФ от 13 января 2003 года № 6).

6. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) (утверждены Приказом Министерства энергетики РФ от 20 июня 2003 года № 242).

7. 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».

389

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Техническое диагностирование вентиляторов УДК: 66-7 Антон САМУЙЛОВ, ведущий инженер, эксперт специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Анатолий ШАРАПОВ, ведущий инженер, эксперт специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Алексей ШКАРИН ведущий инженер, эксперт специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Дмитрий ФИНАКОВ, ведущий инженер, эксперт специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Сергей КАБАКОВ, начальник комплексного отдела ЭПБ объектов газораспределения и газопотребления, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

Неотъемлемой частью вентиляционной установки являются вентиляторы, обеспечивающие приток или отвод газовоздушной массы в технологических помещениях и являющиеся частью технологического оборудования предприятий. Ключевые слова: диагностирование, вентилятор, дефект.

Т

ехническое диагностирование (ТД) вентиляторов – это комплекс работ, направленный на оценку реального состояния механизмов и узлов для определении возможности дальнейшей безопасной эксплуатации вентилятора. ТД вентиляторов не отменяет проведение в установленном порядке технического обслуживания, ревизий, ремонтов, наладки оборудования и проводится, как правило, по окончании срока службы назначенного заводом-изготовителем оборудования. В течение всего периода экспертного обследования должны приниматься необходимые меры, обеспечивающие безопасное ведение работ, а также выполнение работ в полном объеме. Специалисты, проводящие экспертное обследование, должны быть проинструктированы по правилам охраны труда, промышленной безопасности и техники безопасности в необходимом объеме. Документация на вентилятор Начальным этапом ТД является анализ эксплуатационно-технической доку-

390

ментации: изучение эксплуатационнотехнической документации на вентилятор, его агрегаты и комплектующие изделия; ознакомление с конструктивными особенностями оборудования, выявление наиболее вероятных зон концентрации напряжений; знакомство с материальным исполнением основных элементов оборудования; аварийных выходов оборудования из строя, характера и объема выполненных ремонтных работ; проверка соответствия заводских данных, указанных на табличке вентилятора, данным, указанным в паспорте вентилятора (как правило, это – заводской номер, марка вентилятора, тип, заводизготовитель). Степень и уровень взрывозащищенности оборудования. Визуально-измерительный контроль Визуальный контроль включает в себя: осмотр элементов вентилятора (рабочего колеса, подшипников, корпуса, патрубков, вала, крепежных деталей, приводных валов, ремней и шкивов); рамы и фундамента; заземления; осмотр демпфирую-

щих устройств (при их наличии), оценку соответствия конструкции вентилятора требованиям нормативно-технической документации. При осмотре выявляют: наличие (отсутствие) коррозионных (эррозионных) повреждений; видимых поверхностных дефектов, появившихся и развившихся в процессе эксплуатации, например, вмятин, выпучин, изменений геометрической формы; трещин в местах сопряжения элементов корпусов, рамы, лопаток рабочего колеса. Ультразвуковая толщинометрия Ультразвуковая толщинометрия (УЗТ) применяется в целях определения количественных характеристик утонения стенок корпуса вентилятора в процессе его эксплуатации. По результатам УЗТ можно определить скорость коррозионного (эррозионного) изнашивания стенок элементов корпуса и установить расчетом на прочность допустимый срок эксплуатации изношенных частей. Особенно тщательно необходимо производить измерение в нижней части корпуса вентилятора, где наиболее вероятно скопление влаги. Для измерения толщины металла могут быть использованы ультразвуковые толщиномеры, соответствующие требованиям действующей нормативнотехнической документации и обеспечивающие погрешность измерения не более ±0,1мм.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Цветная или магнитопорошковая дефектоскопия Цветная или магнитопорошковая дефектоскопия проводится в случае необходимости – при выявлении подозрительных зон по результатам визуального контроля. Как правило, это места сопряжения: листов корпуса вентилятора, элементов рамы, лопаток рабочего колеса. Контроль поверхности элементов вентилятора методом цветной или магнитопорошковой дефектоскопии следует проводить в соответствии с действующими сегодня нормативно-техническими документами на данные методы [1, 2] для выявления и определения размеров и ориентации поверхностных и подповерхностных трещин, расслоений и других трещиноподобных дефектов. Измерение вибрации Вибрация, производимая вентилятором, является одной из его важнейших технических характеристик. Она позволяет судить о качестве конструирования и изготовления изделия. Повышенная вибрация может свидетельствовать о неправильной установке вентилятора, ухудшении его технического состояния (износе подшипников, шкивов и ремней, дисбалансе рабочего колеса). Результаты измерений вибрации используют в целях оценки качества конструкции вентилятора и проверки правильности его установки на месте эксплуатации. Измеряемым параметром вибрации может быть среднеквадратичное значение широкополосного сигнала скорости, ускорения или перемещения, а также спектральная плотность мощности сигнала скорости, ускорения или перемещения в пределах заданного частотного диапазона. Устройство опоры вентилятора может существенно повлиять на производимую им вибрацию. Согласно [3] эксплуатационные нормы по виброскорости и виброперемещению для машин, установленных на податливых

Схема 2 1

Y

Х

2

Z

1…6 – точки измерения вибрации

3 (6)

4 (5)

Схема 1 1

Y

Х

2

Z

1…6 – точки измерения вибрации

3 (6)

4 (5)

фундаментах, могут быть увеличены до 1,6 раза относительно допустимых значений, приведенных в [3]. Датчики вибрации устанавливают в точках, которые должны удовлетворять следующим требованиям: 1) позволить получить достоверную информацию о вибрационных характеристиках вентилятора с учетом его опоры; 2) позволить характеризовать: ■ вибрацию, передаваемую в присоединенные конструкции (всасывающий и нагнетательный воздуховоды); ■ вибрацию, передаваемую на опорную конструкцию (лапы вентилятора); ■ состояние вентилятора на подшипниковых опорах вентилятора и двигателя. Точки измерений должны быть выбраны таким образом, чтобы в них можно было провести измерения всех трех составляющих поступательной вибрации, – в продольном (осевом), поперечном (горизонтальном) и вертикальном направлениях. Техническое состояние вентилятора по результатам измерения вибрации можно оценить, исходя из эксплуатационных норм вибрации, приведенных в [3]. Измерение аэродинамических характеристик Для проверки паспортного значения давления, развиваемого вентилятором, следует измерить полное и статическое давления в воздуховодах до и после вентилятора в соответствии с [4], где указаны схемы присоединения пневмометрической трубки к микроманометру при измерении этих давлений. Полное давление принимается приемным отверстием пневмометрической трубки, ориентированным навстречу воздушному потоку. Статическое давление воспринимается щелевыми или круглыми отверстиями, расположенными на цилиндрической поверхности пневмометрической трубки. Место измерения полного и статического давлений следует выбирать на прямых участках воздуховодов до вентилятора на расстоянии одного диаметра воздуховода, после вентилятора – не менее 5 диаметров от нагнетательного отверстия. Методика измерений и получения численных усредненных значений полного и статического давлений аналогична измерению динамического давления [4]. Производительность вентилятора определяется по формуле: Q = Vср.×F×3 600, м3/ч, где: Vср. – средняя скорость потока, м/с; F – площадь сечения воздуховода, м2. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Расчет отбраковочной толщины корпуса вентилятора Согласно [5] отбраковочное значение толщины стенки корпуса вентилятора определяется по формуле: δотб= P∙D + c, 2∙σпред – P где: D – наибольший наружный диаметральный размер корпуса в месте замера, мм; Р – наибольшее рабочее давление в вентиляторе, кгс/см2; σпред – предельное напряжение для материала корпуса, кгс/см2; δотб – отбраковочная толщина стенки корпуса вентилятора, мм; с – прибавка для компенсации коррозии и эрозии, мм. Оценка остаточного ресурса стенки корпуса вентилятора, повреждающим фактором для которой является общая коррозия (эрозионный износ), производится по формуле: Тост = (Sф – Sотб) / V, где: Тост – расчетный остаточный ресурс элемента, годы; Sф – фактическая (минимальная) толщина элемента, мм; S отб – отбраковочная толщина элемента, мм; V – скорость равномерной коррозии (эрозионного износа), мм/год. Таким образом, выполнив данный комплекс мероприятий и исследований, можно судить о техническом состоянии вентилятора и его пригодности к дальнейшей эксплуатации, а также разработке (при необходимости) мероприятий, реализация которых является обязательным условием для дальнейшей эксплуатации оборудования. Литература 1. ОСТ 26-5-99 «Контроль неразрушающий. Цветной метод контроля сварных соединений, наплавленного и основного металла».

2. РДИ 38.18.017-94 «Инструкция по магнитопорошковому контролю оборудования и сварных соединений».

3. СА-03-001-05 «Центробежные насосные и компрессорные агрегаты опасных производств» (согласовано с Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору РФ, письмом от 1 февраля 2005 года №11-16/219).

4. Санитарно-гигиенический контроль систем вентиляции производственных помещений (утвержден Главным государственным санитарным врачом СССР от 5 сентября 1987 года № 4425-87).

5. Биргер И.А. и др. Расчет на прочность деталей машин: Справочник.

391

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Компенсатор – элемент оборудования, требующий повышенного внимания УДК: 66-7 Вадим КУНЦ, ведущий инженер, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Алексей ШКАРИН ведущий инженер, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр САВЕЛЬЕВ, заместитель начальника отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр СЕЦКОВ, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Анатолий ШАРАПОВ, ведущий инженер, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

При проведении технического диагностирования оборудования, работающего под давлением особое внимание необходимо уделять контролю компенсаторов. Ключевые слова: техническое диагностирование, компенсатор.

Д

ля компенсации температурного удлинения корпусов емкостного оборудования и трубопроводов в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности используются компенсаторы. В зависимости от назначения и области применения они имеют различные конструкции. Наиболее широкое применение для оборудования, работающего под давлением и при высоких температурах, в силу своих конструктивных особенностей, получили сильфонные и линзовые компенсаторы (рис. №1, 2). Данные компенсаторы имеют различные методы изготовления. Основной частью сильфонного компенсатора является сильфон, который изготавливается путем прокатки листа на специальных прокатных стендах. Сильфон состоит обычно из одного или нескольких слоев металла (рис. №3). Применение нескольких слоев придает сильфону компенсатора повышенные прочностные характеристики, увеличивает количество циклов нагружения. Надо отметить, что при изготовлении сильфонных компенсаторов для химической промышленно-

392

сти предъявляются особые требования к материалам и их конструкции. К примеру, при изготовлении некоторых компенсаторов, используются слои из разных материалов. Основной частью линзового компенсатора является линза, которая изготавливается путем деформирования (выкаткой роликами из обечайки), штамповки или деформирования полулинз с последующей их сваркой кольцевым или меридиональным швом. В отличие от сильфонного компенсатора, линзовый компенсатор отличается малой компенсирующей способностью, но имеет большую прочность (в сравнении с сильфонным компенсатором, состоящим из одного слоя), он также способен выдерживать высокие значения угловых и осевых напряжений. Все компенсаторы, установленные на оборудовании, работающем под давлением, на опасных производственных объектах должны иметь паспорта или сертификаты соответствия [1]. Компенсаторы необходимо монтировать в соответствии с инструкцией по монтажу и эксплуатации, входящей в комплект постав-

ки. Количество, место установки и условия их применения должны соответствовать проекту. Надо помнить, что при выработке компенсатором циклов нагружения, установленных заводом изготовителем, компенсатор подлежит замене. Под циклом работы компенсатора понимают «пуск - остановку» оборудования для ремонта, освидетельствования, реконструкции и тому подобное, а также каждое колебание рабочих параметров оборудования. С этой целью необходимо вести соответствующий журнал, в котором фиксируется количество циклов нагружения. При проведении технического диагностирования оборудования, работающего под давлением, особое внимание необходимо уделять контролю компенсатора, как наиболее уязвимому элементу оборудования. Так в чем же его уязвимость? Дело в том, что для возможности компенсации температурного удлинения корпуса теплообменного оборудования или трубопровода при изготовлении линз и сильфонов применяются материалы с толщинами, меньшими толщины элементов трубопровода или обечайки сосуда в несколько раз. При возникновении в оборудовании давлений и температур, превышающих допустимые значения, в первую очередь недопустимой деформации будут подвержены линзы (сильфон) компенсатора. На линзах компенсатора могут оставаться дефекты (вмятины, забоины, задиры и т.д.) вследствие механических внешних воздействий в период эксплуатации оборудования. Помимо внешних силовых воздействий металл компенсатора (в силу конструктивной особенности компенсатора, наличия сжимающих и растягивающих напряжений) в отличие от других элементов оборудования значительней подвержен всякого рода коррозии (коррозионная усталость, межкристаллитная и питтинговая коррозия, контактная коррозия, коррозия (эрозия), вызванная турбулентностью). Из-за сложно-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

го напряженно-деформированного состояния в сварных швах компенсатора так же могут возникать трещины. Надо отметить, что некоторые виды компенсаторов относятся к неремонтируемым изделиям, и при выявлении недопустимых дефектов, они подлежат замене. Ресурс компенсаторов зависит от правильности их монтажа и эксплуатации. К примеру, неправильная установка компенсатора, внутри которого находится защитный кожух (гильза - стальная обечайка, приваренная одним концом к патрубку компенсатора, а другой ее конец остается свободным), предназначенный для защиты внутренней части от рабочей среды, может привести к уменьшению ресурса компенсатора. При монтаже компенсаторов требуется строгое соблюдение рекомендаций проектной документации (предприятия-изготовителя) по их установке, размещению неподвижных и направляющих опор. С особым вниманием так же следует относиться к компенсаторам при проведении испытаний оборудования на прочность, так как некоторые из них в этот период требуют жесткой фиксации в осевом направлении. Наличие вибрации на оборудовании так же значительно уменьшает ресурс компенсатора, поэтому для своевременного их списания требуется контроль и фиксация параметров вибрации оборудования. В силу конструктивной особенности компенсаторов, как уже отмечалось выше, металл линзы (сильфона) подвержен повышенной коррозии: с внутренней стороны- от воздействия рабочей среды, а с внешней - из-за скопления конденсата (при наличии теплоизоляции). Здесь хочется отметить, что согласно [1] не допускается установка линзовых компенсаторов на трубопроводах с высокой коррозионной активностью. В силу невозможности проведения внутреннего осмотра компенсатора, помимо визуально-

измерительного контроля наружной поверхности, особое внимание нужно уделять проведению толщинометрии стенок патрубков, линз компенсатора. Согласно [1] сильфоны (однослойные) и линзовые компенсаторы отбраковываются, если толщина их стенки достигла расчетной величины, указанной в паспорте компенсатора. Здесь следует отметить, что в паспортах на компенсаторы не всегда приводится расчетное значение толщин линз, а указывается лишь номинальное значение толщины. В нормативно-технической документации также отсутствуют отбраковочные значения толщин, а в паспортах на емкостное оборудование может быть приложен только расчет на прочность компенсатора. В данном случае стоит вопрос, какое значение толщины является отбраковочным. Для оборудования в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности расчет на прочность однослойных сильфоных и линзовых компенсаторов можно провести в соответствии с [2]. При вычислении остаточного ресурса компенсатора за отбраковочное значение толщины можно взять величину, равную Spac + С1, где С1 – прибавка для компенсации коррозии и эрозии. При проведении толщинометрии стенки сильфона, состоящего из нескольких слоев металла, мы получим значения толщины только верхнего слоя, и судить о целостности сильфона без проведения внутреннего осмотра не представляется возможным. Расположение кольцевых и меридиональных швов линз компенсатора так же не позволяет в полном объеме использовать традиционные виды неразрушающего контроля. Самым доступным видом контроля в данном случае является контроль проникающими веществами и магнитный контроль. Но данные виды контроля не позволяют выявлять внутренние дефекты, а их наличие в данных сварных швах вполне вероятно. В

Рис. 1. Сильфонный компенсатор

Рис. 2. Линзовый компенсатор

Рис. 3. Многослойный сильфон

данном случае применение акустикоэмиссионного метода контроля оборудования с компенсаторами, наряду с другими доступными методами, вполне оправдано. Данный метод позволяет в полном объеме провести контроль основного и наплавленного металла компенсатора, контролировать ход нагружения объекта контроля. Отметим основные моменты правильной и безопасной работы компенсатора: 1) строго соблюдать правильность монтажа компенсатора; 2) при эксплуатации вести строгую фиксацию параметров нагружения компенсатора, при достижении установленных параметров производить замену; 3) при техническом диагностировании компенсатора проводить 100% визуальноизмерительный контроль поверхности, расширенную толщинометрию, контроль основного и наплавленного металла компенсатора доступными неразрушающими методами контроля, проведение акустико-эмиссионного контроля; 4) учитывать неремонтопригодность компенсатора; 5) для установления возможности дальнейшей эксплуатации проводить расчет на прочность и ресурс. Литература 1. ГОСТ 32569-2013 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах».

2. ГОСТ 30780-2002 «Сосуды и аппараты стальные. Методы расчета на прочность. Компенсаторы сильфонные и линзовые».

3. Атлас дефектов стали. Пер. с нем. – М.: «Металлургия», 1979. – 188 с.

4. Трубопроводная арматура и оборудование». № 4. 2013.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

393

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Опыт применения тепловизионного контроля для оценки и прогнозирования технического состояния металлургических агрегатов УДК: 66-7 что создавало возможность разрушения узла и обрыва заслонки. Обнаружить подобный дефект при обычном визуальном обследовании невозможно. В результате рассмотрения термограммы 2 можно сделать заключение, что футеровка в зоне сливного желоба изношена и требует ремонта. Непринятие мер по ремонту футеровки в подобном случае может привести к дальнейшему разрушению футеровки и создает вероятность аварийного выхода расплава. Тепловизионный контроль удобно применять при продлении ресурса работы (срока эксплуатации) металлургических печей и агрегатов (пример 3). В данном случае предприятию требовалось продлить ресурс работы руднотермической печи РКО-20 с целью переноса срока проведения капитального ремонта в условиях наблюдавшей-

Владимир РОДИН, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Юрий БАРАБАНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр АФЛЯТУНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Евгений ГАЛКИН, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Виктор БЕРКОВ, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

Применение тепловизионного контроля при оценке технического состояния металлургических агрегатов является удобным и информативным способом получения данных о состоянии обследуемого объекта. Ключевые слова: экспертиза, технические устройства, тепловизионный контроль.

Т

епловизионные методы контроля в настоящее время получили очень широкое распространение в строительстве, энергетике, на транспорте и в промышленности. Широкому внедрению тепловых методов контроля способствует развитие тепловизионной техники и доступная цена тепловизоров. Тепловизоры могут быть использованы для обследования зданий и сооружений, диагностики, мониторинга, неразрушающего контроля технических устройств и контроля температурных режимов технологических процессов. В металлургии тепловизоры используются для контроля температурных режимов плавильных, нагревательных и термических печей, прокатных станов, диагностики состояния футеровки и теплоизоляции печей, миксеров и ковшей для расплавленного металла. Наша компания применяет тепловизионный контроль для обследования металлургических агрегатов и оценки их технического состояния с 2008 года. За прошедшее время накоплен большой опыт по оценке технического состояния технических устройств с применением данного вида контроля. Например, на термограмме 1 (пример 1), полученной при обследовании миксера для расплава алюминия вместимостью 30 тонн, видно, что произошло об-

394

рушение футеровки одной из заслонок. Данный дефект мог привести к перегреву и охрупчиванию основного металла и сварных швов узла подвески заслонки,

Пример 1. Миксер для алюминия вместимостью 30 т Термограмма 1

401,15 °С 400 300 200

Зона повышенной до 312 ˚С температуры металлоконструкции

< 102, 36 °С Ir 12

Фото миксера

Пример 2. Руднотермическая электропечь РКО-10,5ФХР-И1 330,68 °С 300 Р01 + Р02 +

250 200

Направление тепловизионной съемки

150 125, 68 °С Ir 26

Термограмма 2. Тепловизионный контроль зоны прилегания сливного желоба к кожуху ванны электропечи. Температура наиболее нагретых мест Р01 - 329.9 °С, Р02 – 330,68 °С

Фото печи. Фотография объекта тепловизионного контроля – зона прилегания сливного желоба к кожуху ванны электропечи

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Пример 3. Руднотермическая печь РКО-20. Термограммы 08.2011 г.

05.2012 г.

12.2012 г.

Фрагмент кожуха ванны печи 188,67 °С

173,21 °С

180

160

160 140

140

120

120

< 107,02 °С Ir 61

< 108, 14 °С Ir 3

116,19 °С 115 110 105

< 100,31 °С Ir 17

Фрагмент днища кожуха ванны печи 190,64 °С

217,78 °С

180 160 140 120 100 80

ся тенденции роста температуры днища печи и отказа и невозможности замены термопар, контролировавших температуру днища печи. Предприятием были разработаны мероприятия по продлению срока эксплуатации печи, включающие: организацию дополнительного охлаждения днища печи, ежесменный визуальный контроль состояния днища, периодический контроль температуры кожуха и днища с применением тепловизора, сокращение глубины посадки электродов и снижение мощности печи. Применение тепловизионного контроля позволило установить режимы работы печи, обеспечившие стабилизацию температуры днища печи и безопасную работу печи до момента вывода печи на капитальный ремонт. При продлении ресурса желательно проводить тепловизионный контроль через определенные равные промежутки времени (например, ежемесячно) с одних и тех же точек съемки, при одной и той же экспозиции. Это возможно, если заказчиком заключен договор с экспертной организацией на проведение работ по продлению срока эксплуатации технических устройств на длительный период (например, пять лет). В этом случае имеется возможность проведения анализа динамики изменения технического состояния объекта и более точного прогнозирования остаточного ресурса работы ТУ и, соответственно, планирования замены оборудования или проведения его капитального ремонта. Для правильной

200

140

180

130

160 140 120

66,22 °С Ir 25

148,4 °С

< 107,02 °С Ir 74

120 110 < 100, 31 °С Ir 22

При продлении ресурса желательно проводить тепловизионный контроль через определенные равные промежутки времени (например, ежемесячно) с одних и тех же точек съемки, при одной и той же экспозиции идентификации термограмм, параллельно с тепловизионным контролем целесообразно вести фотографирование объекта. Перед проведением тепловизионного контроля, тепловизор необходимо настроить на объект контроля. Для этого в соответствии с РД 153-34.0-20.364-00 «Методика инфракрасной диагностики тепломеханического оборудования» все значения температур должны быть предварительно скорректированы с учетом излучательной способности объекта. Если эта величина известна, то фактическую температуру можно определить по формуле: Тфакт = Трад/ ε, 4

где: Трад – измеренная тепловизором температура; Тфакт – фактическая температура объекта; ε – коэффициент излучения материала. Большинство современных тепловизоров делают эту коррекцию автоматически, достаточно ввести значение излучательной способности. При этом справочные значения коэффициента «ε» предназначены для использования тольТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ко в качестве ориентира, так как зависят не только от температуры материала, но и от спектральной чувствительности используемого прибора. В связи с этим рекомендуется излучательную способность исследуемой поверхности определять непосредственно на месте съемки. Для этого контактным термометром определяют истинную температуру объекта, а затем вводят в процессор тепловизора все новые значения ε, добиваясь равенства Тизм и Трад. Установленное при достижении указанного равенства значение ε и будет являться истинной излучательной способностью объекта. Применение тепловизионного контроля при оценке технического состояния металлургических агрегатов является удобным и информативным способом получения данных о состоянии обследуемого объекта. Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ (в действующей редакции).

2. РД 153-34.0-20.364-00 «Методика инфракрасной диагностики тепломеханического оборудования».

395

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

О проблемах технического диагностирования внутренних газопроводов многоквартирных домов УДК: 66-7 Сергей КАБАКОВ, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Игорь НИКОЛАЕВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Владислав САКУНОВ, заместитель генерального директора АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

Рассматриваются проблемы технического диагностирования внутренних газопроводов многоквартирных домов. Ключевые слова: внутренние газопроводы многоквартирных домов, внутридомовое и внутриквартирное газовое оборудование, техническое диагностирование, остаточный ресурс.

В

нутренние газопроводы многоквартирного дома (МКД), от отключающих устройств на вводах в здание до отключающих устройств на ответвлениях (опусках) к внутриквартирному газовому оборудованию, предназначены для подачи к нему природного газа низкого давления от сети газораспределения либо паров сжиженных углеводородных газов (СУГ) низкого давления от резервуарных или групповых баллонных установок СУГ; в соответствии с [1] входят в состав внутридомового газового оборудования (ВДГО) и являются частью сети газопотребления, общим имуществом собственников помещений МКД. Внутренние газопроводы МКД, как правило, смонтированы из стальных водогазопроводных труб по ГОСТ 3262, в основном, обыкновенных или усиленных, неоцинкованных, с условным проходом 15, 20, 25, 32 мм, изготовленных из различных марок углеродистой стали обыкновенного качества (Ст1кп, Ст1пс, Ст1сп, Ст2кп, Ст2пс, Ст2сп, Ст3кп, Ст3пс, Ст3сп и т.д.). Они оборудованы отключающими устройствами, легко заменяемыми в процессе эксплуатации на идентичные – кранами пробковыми проходными натяжными муфтовыми бронзовы-

396

ми и латунными на условное давление Ру 0,01 МПа с условным диаметром Ду 15, 20, 25 мм; на Ру 0,1 МПа с Ду 32, 40 мм, а иногда также чугунными на Ру 0,1 МПа с Ду 32, 40 мм. Краны с Ду 32, 40 мм устанавливаются, как правило, на вводах в газифицируемое здание. Ресурс внутренних газопроводов МКД существенно зависит от условий их эксплуатации, оценить влияние которых довольно трудно, особенно это касается участков перехода газопроводов через строительные конструкции. Однако, несмотря на наличие многочисленных неблагоприятных условий эксплуатации, в том числе несоответствующих действующей нормативной документации (различные нарушения регламентированной п. 6.7 [9] конструкции перехода газопроводов через строительные конструкции; увлажнения указанных участков, расположение открытых участков газопроводов в помещениях с повышенной влажностью – ванная комната, санузел (п. 7.6 [8]), или вблизи открытых или закрытых источников влаги; отсутствие свободного доступа к участкам газопроводов (п.

7.1.3 [7]), в том числе в случае скрытия их под отделочным покрытием – кафельным, штукатурным, в виде панелей, что

особенно недопустимо для газопроводов СУГ (п. 7.5 [8]); использование участков газопроводов в качестве опорных конструкций; отсутствие, повреждения защитного покрытия и т.д.), фактический срок эксплуатации внутренних газопроводов большей части газифицированных МКД без замены отдельных элементов или участков, как правило, превышает 40 лет, а в отдельных случаях достигает почти 50 лет. Безопасное использование и содержание внутренних газопроводов МКД и в целом ВДГО обеспечивается посредством реализации специализированными организациями на основании договоров с лицами, ответственными за содержание общего имущества МКД (управляющая организация, товарищество собственников жилья, жилищно-строительный, жилищный или иной специализированный потребительский кооператив, собственники помещений – при непосредственном способе управления МКД), комплекса мероприятий, перечисленных в разделе II [1], п. 4 [2], разделе 2 [3], в том числе проведением технического диагностирования в сроки, регламентированные п. 8 [1], п. 3.4 [3]. При техническом диагностировании внутренних газопроводов МКД экспертные организации сталкиваются с многочисленными проблемами, к основным из которых следует отнести: 1) отсутствие проектной, исполнительной документации по газификации МКД, эксплуатационной документации ВДГО, данных о мониторинге технического состояния, технического обслуживания, о предыдущем техническом диагностировании, выявленных в процессе эксплуатации дефектах, проведенных ремонтах с применением сварки, замене участков, арматуры и т.д.;

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Фрагмент рекомендуемого образца программытехнического диагностирования внутренних газопроводов МКД № п/п

Наименование работ

Объем работ

1

2

3

1

Анализ технической документации

2

Определение наличия загазованности помещений и мест утечек газа

Помещения с газопроводами, газоиспользующим оборудованием в соответствии с п. 3.1, п. 3.2.1 Приложения № 1 к [5], с учетом Приложения № 2 [6]

3

Оценка реальных условий эксплуатации, наличия тяги в вентиляционных каналах

В соответствии с п. 17 [5], п. 8.7 Приложения № 1 к [5], с учетом п. 5.2, п. 5.4–.5.61) [4], Приложений № 7, № 8, № 10, № 141), № 151) [6]

4

Визуальный и измерительный контроль (ВИК)

Контролю в соответствии с [11], п. 3.3–3.5, п. 6.1 Приложения № 1 к [5] подлежит наружная поверхность арматуры, открытых участков газопроводов, доступных для контроля, вскрытых участков газопроводов с футлярами в местах их перехода через строительные конструкции. Оценка коррозионного состояния газопроводов и их футляров производится в соответствии с п. 3.4 Приложения № 9 [6]. Частичному вскрытию в соответствии с Приложением № 9 [6] и ВИК подлежат участки газопроводов в местах их перехода через строительные конструкции с отсутствием, дефектами защитного покрытия, коррозионными повреждениями, прочими дефектами газопровода непосредственно у места перехода, а также с неблагоприятными условиями эксплуатации (при отсутствии футляра, нарушениях конструкции перехода, следов протечек, увлажнения газопровода и его футляра). Частично вскрытые участки газопроводов с коррозионными поражениями степени «2–3» в соответствии с п. 3.4 Приложения № 9 [6] подвергаются дополнительному вскрытию методом продольного бурения в соответствии с Приложением № 13 [6]. При обнаружении коррозионных поражений степени «3» и выше в соответствии с п. 3.4 Приложения № 9 [6] участок газопровода подлежит полному вскрытию с демонтажем футляра для дальнейшего обследования

5

Электрические измерения

Измерения поверхностного потенциала газопровода или его футляра в местах контакта со строительной конструкцией в соответствии с Приложением № 16 [6]. Измерения проводятся для частично вскрытых участков газопроводов с коррозионными поражениями трубы газопровода или футляра степени «2–3» в соответствии с п. 3.4 Приложения № 9 [6]

Ультразвуковая толщинометрия

Ультразвуковой толщинометрии подвергаются открытые участки газопроводов, доступные для контроля. Измерения производятся в контрольных сечениях по четырем образующим. При трудном доступе измерения в контрольном сечении выполняются в трех точках. На отводах, гибах, опусках к газоиспользующему оборудованию одно из контрольных сечений должно обязательно проходить через наиболее растянутую и сжатую зоны. Объем толщинометрии определяется результатами ВИК. Минимальное количество контрольных сечений для участков (элементов) газопроводов: внутриквартирный газовый стояк – 2 (по одному ниже и выше опуска к газоиспользующему оборудованию; отвод, опуск к газоиспользующему оборудованию – 3; линейный участок между соединениями труб, элементов – 3 (одно посредине участка, по одному непосредственно перед соединениями)

7

Ультразвуковой контроль (УК) стыковых сварных соединений и основного металла

Контроль производится в соответствии с [10], [12], п. 3.4 Приложения № 1 к [5]. Контролю подвергаются доступные для контроля стыковые сварные соединения газопроводов в объеме не менее 50% от их общего количества, назначенные для контроля по результатам ВИК. При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля увеличивается до 100%. Обязательному ультразвуковому обследованию в соответствии с Приложением № 11 [6] подлежат: участки газопроводов в местах их перехода через строительные конструкции с обнаруженными в результате ВИК дефектами продольных сварных швов вблизи строительных конструкций, фрагменты газопроводов, подверженные дополнительным механическим нагрузкам, имеющие механические повреждения, остаточные деформации. Участки газопроводов в местах их перехода через строительные конструкции с неудовлетворительными результатами контроля подвергаются поэтапному вскрытию и дополнительному обследованию

8

Магнитный контроль угловых сварных соединений и основного металла

Контролю в соответствии с [13] подвергаются все доступные угловые сварные соединения (соединения труб разных диаметров, швы приварки ответвлений, заглушек, опусков), фрагменты наружной поверхности элементов газопроводов, назначенные для контроля по результатам ВИК. Контроль выполняется магнитным индикатором трещин без предварительной подготовки контролируемой поверхности с целью ее проверки на наличие поверхностных, подповерхностных трещин

9

Определение технического состояния, остаточного ресурса, условий и срока дальнейшей безопасной эксплуатации

Работы выполняются в соответствии с требованиями раздела III [5], с учетом п. 6.11, п. 7 [4], п. 6.2.7, п. 7, п. 8, Приложения № 18 [6]

10

Оформление экспертного заключения

Оформление заключения производится в соответствии с требованиями раздела IV [5], с учетом п. 9 [6]

6

1)

Проектная, исполнительная, эксплуатационная документация газопроводов в соответствии с п. 16 [5], с учетом требований п. 4 [4], п. 5.1 [6]

для участков газопроводов в местах перехода через увлажненные или периодически подвергающиеся увлажнению строительные конструкции. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

397

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы 2) несоблюдение регламентированных сроков технического обслуживания (п.

11 [2], п. 7.1.1 [7]), технического диагностирования (п. 8 [1], п. 3.4 [4]), проверки состояния дымовых и вентиляционных каналов и, при необходимости, их чистки, ремонта (п. 12 [1]); 3) неустранение в полном объеме ранее выявленных дефектов, несоответствий условий эксплуатации действующей нормативной документации; 4) отсутствие в процессе технического диагностирования доступа ко всем участкам газопроводов (вследствие отсутствия доступа во все помещения, в которых проложены газопроводы, либо вследствие нахождения отдельных участков газопроводов под отделочным настенным или потолочным покрытием (кафель, панели и т.д.); 5) проблемы, связанные с оценкой технического состояния участков газопроводов в местах их перехода через строительные конструкции (в [4] методы контроля технического состояния указанных участков не регламентированы, в [5] они только названы – визуальноизмерительный и ультразвуковой контроль, не регламентированы методики их применения и нормы отбраковки, для ультразвукового контроля – приборное обеспечение; применение ультразвуковой дефектоскопии с использованием метода «нормальных волн», рекомендованного [6], сопряжено со значительными трудностями и затратами времени, не дает полной уверенности в достоверности получаемых результатов без подтверждения их посредством частичного или полного вскрытия и осмотра места перехода, что довольно проблематично для жилых помещений); 6) проблемы, связанные с испытанием газопроводов, проведение которых в обязательном порядке регламентируется [5] (практически невозможно обеспечить единовременный доступ ко всем участкам и отключающим устройствам газопроводов, для их проведения требуется специальная техника и оборудование, которыми не всегда располагает даже специализированная организация, занимающаяся техническим обслуживанием ВДГО); 7) отсутствие «полноценной» методики технического диагностирования, позволяющей достаточно достоверно оценивать техническое состояние и остаточный ресурс газопроводов; в методиках технического диагностирования [4], [5] расчетные и аналитические процедуры оценки и прогнозирования технического состояния внутренних газопроводов, определения их остаточного ресурса отсутствуют, в [6] требуют серьезной

398

доработки, поскольку не всегда позволяют правильно определить фактическое техническое состояние, а тем более остаточный ресурс газопроводов, оценить влияние на них реальных условий эксплуатации (коэффициентный метод учета реальных условий эксплуатации [6] довольно удобен при проведении расчетов, но, к сожалению, их набор довольно ограничен, а значения никак не обоснованы). Разрешить перечисленные выше проблемы, вероятно, возможно в результате комплексного подхода к их решению. Особое внимание следует уделить следующим аспектам: 1) разработке методического и приборного обеспечения контроля технического состояния газопроводов, позволяющего в кратчайшие сроки без предварительной подготовки поверхности открытых элементов газопроводов, вскрытия участков их переходов через строительные конструкции достаточно достоверно определить их техническое состояние; 2) доработке, развитию методики [5] применительно ко всем составным частям внутридомового и внутриквартирного газового оборудования (корректировка состава применяемых методов контроля, доработка критериев оценки технического состояния, норм отбраковки, разработка методов оценки влияния реальных условий эксплуатации на техническое состояние, аналитических процедур прогнозирования остаточного ресурса для каждого вида оборудования с учетом оценки влияния на него реальных условий эксплуатации); применительно к внутренним газопроводам МКД, например, особенно полезно учесть некоторые положения методики [6]; 3) систематичности и эффективности действия государственного надзора (государственных жилищных инспекций в объеме требований п. 2.14 [3], органов прокуратуры) за надлежащим содержанием и безопасным использованием внутридомового и внутриквартирного газового оборудования МКД, особенно снабжаемых СУГ; 4) принятию нормативных правовых актов, направленных на повышение ответственности за надлежащее содержание и безопасное использование внутридомового и внутриквартирного газового оборудования МКД (соблюдение сроков технического диагностирования, обслуживания ВДГО, проверки дымовых и вентиляционных каналов, технической инвентаризации бытового газоиспользующего оборудования и т.д.) лиц, ответственных за содержание общего имущества МКД (управляющая организа-

ция, товарищество собственников жилья, жилищно-строительный, жилищный или иной специализированный потребительский кооператив, собственники помещений – при непосредственном способе управления МКД); 5) корректировке, дополнению существующих нормативных правовых актов по обеспечению безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования МКД, например, п. 78 в) [1] о приостановлении подачи газа без предварительного уведомления просто необходимо расширить: «в) проведенное с нарушением законодательства Российской Федерации переустройство внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования, ведущее к нарушению безопасной работы этого оборудования, дымовых и вентиляционных каналов многоквартирного дома или домовладения, в том числе изменение условий прокладки внутренних газопроводов вследствие их частичной или полной «обмуровки» (заделки) цементным раствором или скрытия под отделочным покрытием (кафельным, штукатурным, в виде панелей и т.д.), что особенно недопустимо для газопроводов СУГ»; а п. 80 [1] о приостановлении подачи газа с предварительным письменным уведомлением следует дополнить случаем: «с) отсутствие свободного доступа к открытым участкам газопроводов». До появления «полноценной» методики (правил) технического диагностирования внутридомового и внутриквартирного газового оборудования, утвержденной уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности, техническое диагностирование внутренних газопроводов целесообразно производить по программам, составленным на основе [5] с учетом положений [4], [6]. Ниже приводится фрагмент рекомендуемого образца подобной программы, характеризующий состав, порядок проведения и объемы работ. Литература 1. Правила пользования газом в части обеспечения безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования при предоставлении коммунальной услуги по газоснабжению (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 14 мая 2013 года № 410).

2. Порядок содержания и ремонта внутридомового газового оборудования в Российской Федерации (утвержден приказом

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Министерства регионального развития Российской Федерации от 26 июня 2009 года № 239, зарегистрированным Минюстом РФ 17 сентября 2009 года № 14788).

3. Методические рекомендации по контролю за техническим обслуживанием и состоянием внутридомового газового оборудования (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 2 декабря 2009 года № 1001).

4. Положение о диагностировании технического состояния внутренних газопроводов жилых и общественных зданий. Общие требования. Методы диагностирования МДС 42-1.2000 (утверждено приказом Госстроя России от 3 мая 2000 года № 101; согласовано с Госгортехнадзором России письмом от 2 марта 2000 года № 03-35/77).

5. Правила проведения технического диагностирования внутридомового и внутриквартирного газового оборудования (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 17 декабря 2013 года № 613, зарегистрированным Минюстом РФ 18 апреля 2014 года № 32028).

6. Методика по комплексному техническому диагностированию внутренних газопроводов (согласована с отделом газового надзора Госгортехнадзора России от 21 мая 2004 года № 14-03/230).

7. ГОСТ Р 54961-2012 «Системы газораспределительные. Сети газопотребления природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация».

8. СП 62.13330.2011 «Свод правил. Газораспределительные системы».

9. СП 42-101-2003 «Свод правил по проектированию и строительству. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб».

10. Методика по ультразвуковому контролю стыковых кольцевых сварных соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов (для преобразователей хордового типа); согласована с отделом газового надзора Госгортехнадзора России от 21 мая 2004 года №14-03/229.

11. РД 03-606-03 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю».

12. ГОСТ Р 55724-2013 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые».

13. РД 34.17.437-96 «Неразрушающий магнитный метод диагностирования сварных соединений трубных систем котлов и трубопроводов энергетических установок».

Проверка работоспособности акустикоэмиссионной аппаратуры УДК: 66-7 Михаил ЧУРИЛОВ, начальник сектора АЭ-контроля, специалист НК III уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Сергей ВАСЕНКО, начальник сектора НМК, эксперт, специалист НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр САВЕЛЬЕВ, заместитель начальника отдела, эксперт, специалист НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Вадим КУНЦ, ведущий инженер, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

В процессе проведения акустико-эмиссионного контроля оборудования, работающего под давлением, иногда обнаруживаются неисправности преобразователей акустической эмиссии, даже при положительной проверке работоспособности акустико-эмиссионной системы, выполненной до и после их установки на контролируемый объект. Ключевые слова: метод акустической эмиссии, контроль, амплитуда сигнала.

М

етод акустической эмиссии (АЭ) основан на регистрации и анализе акустических волн, возникающих в процессе пластической деформации и разрушения (роста трещин) контролируемых объектов. Это позволяет формировать адекватную систему классификации дефектов и критерии оценки состояния объекта, основанные на реальном влиянии дефекта на объект. Целью АЭ контроля является обнаружение, определение координат и слежение (мониторинг) за источниками акустической эмиссии, связанными с несплошностями на поверхности или в объеме стенки объекта контроля, сварного соединения и изготовленных частей и компонентов. Одними из основных элементов технических средств АЭ контроля явля-

ются преобразователи акустической эмиссии (ПАЭ). Они определяют чувствительность контроля и рабочий частотный диапазон. У рабочих ПАЭ перед каждым контролем должны быть определены основные параметры с использованием эталонных преобразователей АЭ [1]. Согласно [2] проверку работоспособности АЭ системы выполняют тотчас после установки ПАЭ на контролируемый объект, а также после проведения испытаний, путем возбуждения акустического сигнала АЭ имитатором, расположенном на определенном расстоянии от каждого ПАЭ. На практике даже при положительных результатах проверки системы в процессе проведения АЭ контроля оборудования могут обнаруживаться неисправности ПАЭ следующего характера:

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

399

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы 1) при локации АЭ источника группа не работает, один из ПАЭ не воспринимает АЭ сигнал, хотя и стоит ближе других к нему (оценка по независимой локации). Хотя до и после окончания диагностики контрольная проверка чувствительности показывает удовлетворительные результаты.

2) ПАЭ работает удовлетворительно во всем диапазоне чувствительности, но при приеме единичного возбуждения сигнал резко отличается от сигналов на соседних каналах высокой длительностью, счетом. Для выяснения причины неисправности данные ПАЭ были подвергнуты тестированию на калибровочной плите. В качестве имитатора сигналов АЭ служили два источника: первый – традиционно применяемый при АЭ контроле – метод Су–Нильсена, второй – пьезоэлектрический преобразователь, возбуждаемый электрическими импульсами от генератора, позволяющего изменять амплитуду излучаемого сигнала и другие характеристики. В качестве регистрирующей аппаратуры использовался канал АЭ комплекса «SPARTAN3000 – MONPAC». В первом случае выявилась следующая неисправность ПАЭ. На амплитудах излучения 90 – 70 дБ коэффициент преобразования ПАЭ удовлетворительный, но при дальнейшем снижении амплитуды излучения генератора коэффициент преобразования ПАЭ стал резко снижаться, и на амплитуде сигнала излучателя 60 дБ амплитуда сигнала датчика стала ниже 40 дБ (ниже минимального порога дискриминации аппаратуры для АЭ комплекса «SPARTAN 3000 - MONPAC»). Во втором случае амплитудный параметр преобразованного сигнала от ПАЭ показал удовлетворительные характеристики, но параметры длительности, счета и, естественно, их расчетные производные были завышены, вероятен дефект демпфера. Таким образом, длительная эксплуатация ПАЭ показала, что внутренняя поверка ПАЭ эксплуатирующей организацией должна производиться в более широком диапазоне проверки их технических характеристик. Нельзя ограничиваться только изломом соответствующего графитового стержня или калиброванного стеклянного капилляра на стальном образце, дающего только стабильные сигналы с максимальной амплитудой. Прямое использование функции излучателя в современных АЭ системах, из-за отсутствия регулировки амплитуды излучения сигнала, также не дает возможности полной оценки технических характеристик ПАЭ. С целью проверки техниче-

400

Рис. 1. Калибровочный стенд с излучателями контрольных сигналов с фиксированными амплитудами (40 дБ, 60 дБ, 80 дБ)

ских характеристик ПАЭ в более широком диапазоне нами был создан специальный калибровочный стенд (рис. №1) с излучателями контрольных сигналов с фиксированными амплитудами (40 дБ, 60 дБ, 80 дБ). При разработке калибровочного стенда были рассмотрены следующие способы его реализации. Первый способ заключался в использовании материала с высокой степенью затухания АЭ сигнала в качестве волновода. Предполагалось использовать свинцовую плиту [3] и экспериментальным путем по эталонному датчику выявить точки возбуждения АЭ волны методом Су-Нильсена, соответствующие затуханию до определенных амплитуд, и затем определять основные параметры рабочих ПАЭ. Недостатком данного метода оказались: дорогостоящее изготовление свинцовой плиты и ее значительный вес при размерах порядка 1000х1000х50мм; относительно слабая точность воспроизведения идентичных сигналов (существует зависимость от марки, типа, страны производителей грифелей, человеческого фактора). Повторяемость характеристик излучателя должна быть стабильной. Использование калиброванного стеклянного капилляра также накладывает некоторые ограничение на его применение (зависимость от производителя, несопоставимая цена и количество их использования, изготовление специальной оснастки для его излома, травмоопасность). Второй способ заключался в использовании генератора образцовых сигналов типа «AECAL-2» американского производства фирмы «РАС», позволяющего изменять амплитуду излучаемого сигнала и другие характеристики. Но стоимость этих приборов оказалась достаточно высока. Третий способ оказался наиболее оптимальным – он заключается в использова-

нии функции автокалибровки современной АЭ системы для возбуждения стабильных импульсов АЭ сигнала. В нашем стенде применяется АЭ система «Малахит АС-12» с программным обеспечением «Малахит – Ф», где три канала АЭ системы поочередно используются для возбуждения импульсов волны в стальной пластине и два канала - в качестве регистрирующей аппаратуры. Снижение амплитуды сигнала до требуемого уровня (40 дБ, 60 дБ, 80 дБ), передаваемого на калибровочную пластину, достигается с помощью применения демпфирующих прокладок (из полиэтилена, вспененного полиуретана, подбирается экспериментально толщина и количество контактной среды) между ПАЭ и калибровочной пластиной. Точная настройка производится изменением усилия прижима излучающего ПАЭ винтом магнитного держателя. Контроль ведется по показанию эталонного ПАЭ. Удобно использовать три поочередно излучающих АЭ канала с тремя ПАЭ, установленными и настроенными на свой уровень возбуждения АЭ сигнала в пластине. Поверяемый (рабочий) ПАЭ устанавливается рядом с эталонным ПАЭ. При изготовлении стенда, выборе материала и геометрических размеров пластины, мест установки ПАЭ необходимо учесть влияние отраженных сигналов в пластине на показания образцового ПАЭ и поверяемого ПАЭ. Литература 1. РД 03-300-99 «Требования к преобразователям акустической эмиссии, применяемым для контроля опасных производственных объектов».

2. ПБ 03-593-03 «Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов».

3. Технологический пакет MONPAC (калибровка ПАЭ) РАС, США.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Об оформлении акта по результатам технического диагностирования УДК: 66-7 Александр СЕЦКОВ, начальник отдела, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр САВЕЛЬЕВ, заместитель начальника отдела, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Вадим КУНЦ, ведущий инженер, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Дмитрий ФИНАКОВ, ведущий инженер, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Сергей ХАРИТОНОВ, ведущий инженер, эксперт, специалист по НК II уровня АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

В соответствии с требованиями законодательства РФ, в процессе эксплуатации оборудования, работающего под давлением, должно быть обеспечено проведение технического диагностирования как одного из мероприятий по обеспечению промышленной безопасности. Ключевые слова: техническое диагностирование оборудования, экспертиза промышленной безопасности.

В

соответствии с требованиями п.218 [1] организации, эксплуатирующие оборудование, работающее под давлением, должны обеспечить его содержание в исправном состоянии и безопасные условия его эксплуатации. Для этих целей на протяжении всего жизненного цикла оборудования предусмотрены такие мероприятия как техническое освидетельствование; техническое диагностирование; экспертиза промышленной безопасности. При этом [1] четко разделяет данные процедуры по их исполнителям и необходимость их проведения. Если процедура технического освидетельствования, экспертизы промышленной безопасности и оформления их результатов ясна, то в отношении технического диагностирования, по результатам которого Федеральными Нормами и Правилами (ФНП) [1], [2] предусмотрено оформление соответствующего акта, возникают неопределенности и разночтения. Требования к данному документу, приведенные в ФНП (п.23 [1], п.п.413,417 [2]), достаточно скупы и не дают ответа о его содержании. В данной статье предлагается порассуждать о достаточном и необходимом содержании акта по результатам техниче-

ского диагностирования. Техническое диагностирование – комплекс операций с применением методов неразрушающего и разрушающего контроля…(Приложение №1 [2]). Конечно, в первую очередь, этот документ предназначен для эксплуатирующих организаций. От его информативности, своевременности предоставления зависит принятие владельцем оборудования правильного решения в отношении возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации объекта диагностирования. Итак, упомянутыми выше ФНП предусмотрено несколько случаев, устанавливающих необходимость проведения технического диагностирования: 1. В пределах назначенного срока службы (п.412 [2]): 1.1. в рамках технического освидетельствования, в целях уточнения характера и размеров дефектов, выявленных по результатам визуального осмотра; 1.2. при проведении эксплуатационного контроля металла элементов теплоэнергетического и иного оборудования.

2. В рамках экспертизы промышленной безопасности для оценки фактического состояния технических устройств (п.21 [1], п.414 [2]). ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Разница в п.1 и п.2 заключается в объемах работ, проводимых при диагностировании и в лицах, подписывающих акт. В первом случае акт о проведении технического диагностирования подписывается руководителем проводившей его организации и прикладывается к паспорту оборудования, работающего под давлением вместе с первичными протоколами (заключениями) по результатам неразрушающего контроля (п.413 [2]). Во втором случае акт подписывается лицами, проводившими работы и руководителем проводившей их организации или руководителем организации, проводящей экспертизу и прикладывается к заключению экспертизы (п.23 [2]). Исходя из этого, можно рекомендовать в заглавии акта указывать причину проведения технического диагностирования, например, «Акт по результатам технического диагностирования в рамках экспертизы промышленной безопасности». Тогда в принятой в организации системе качества будет проще вести идентификацию и учет данных документов, а также определять круг лиц, его подписывающих. В данном акте должна содержаться информация об объекте диагностирования, позволяющая однозначно его идентифицировать (наименование объекта, заводской номер (при наличии), регистрационный (учетный) номер, позиция по технологической схеме, место монтажа объекта (наименование ОПО), владелец объекта). Дополнительно можно рекомендовать указывать эксплуатационные (проектные) характеристики объекта (давление, температура, среда). Поскольку в ФНП [1], [2] однозначно определены организации, уполномоченные на проведение работ связанных с техническим диагностированием, то в акте диагностирования должны быть указаны сведения об организации их проводившей. Исходя из п.22 [1], п.414 [2] и приложения 1 [2], можно рекомендовать указывать в акте данные об аттестации лаборатории неразрушающего контроля организации, проводившей диагностирование, а также данные о наличии лицензии на прове-

401

Экспертное сообщество ■ научные подходы дение экспертизы промышленной безопасности. В случае привлечения для работ иных организаций или лиц также можно указывать наличие договорных отношений между организациями (ссылка на договор, в рамках которого проведены работы). Необходимый перечень мероприятий, входящих в объем технического диагностирования, определен п. 415 [2]. Детальное содержание работ по техническому диагностированию определяется программой работ, согласованной с Заказчиком. Теперь, когда определен объект, объем его диагностирования и круг правомочных исполнителей, перейдем к содержанию акта, оформляемого по результатам технического диагностирования. Целесообразно указать в акте полный перечень работ, проведенных при диагностировании, со ссылкой на первичные документы на каждый вид контроля (номера протоколов, актов, заключений) и кратко изложить результаты контроля со ссылкой на нормативную документацию, в соответствии с которой проведена оценка качества. Следует отметить, что согласно п.415 (г) [2] техническое диагностирование (в рамках экспертизы) включает проведение расчета на прочность с оценкой остаточного ресурса. Поэтому в акте следует привести результаты оценки прочности и остаточного ресурса, выполненные с учетом фактического состояния объекта (принимая во внимание характеристики материала, остаточную толщину стенок элементов или другие критерии, выбранные в качестве основных при расчете остаточного ресурса). В случае привлечения для выполнения отдельных видов работ по техническому диагностированию в соответствии с п.22 [1] некоторые руководители из привлекаемых организаций отказываются от подписания акта, ссылаясь на п.23 [1], в котором нет четкого разграничения, в каких случаях подписывает акт руководитель экспертной организации или руководитель организации, проводившей техническое диагностирование. Считаем, что в этом случае должно составляться 2 акта о техническом диагностировании, каждый из которых будет подписываться лицами, проводившими конкретные виды работ, и руководителем организации, в штате которой эти лица находятся. В заключительной части акта (актах) должен быть приведен обобщающий анализ результатов контроля, исследования металлов, расчетов на прочность с определением остаточного ресурса. Для ха-

402

Рис. 1. Рекомендуемая форма акта по результатам технического диагностирования

рактеристики состояния объекта согласно [3] можно пользоваться общепринятыми определениями (исправное состояние, неисправное состояние, работоспособное состояние, неработоспособное состояние, предельное состояние). Вполне вероятно, что по результатам расчета окажется, что эксплуатация объекта возможна только на ограниченных параметрах (давление, температура). Поэтому, наряду со значением остаточного ресурса в акте следует указать максимально разрешенные параметры эксплуатации. Возможно, приведенные рекомендации и пожелания избыточны, поскольку ФНП [1], [2] жестко не регламентируют форму и содержание акта. Тем не менее, по информативности и содержательности данного документа можно судить о квалификации и профессионализме ор-

ганизаций, проводящих работы по диагностированию. 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. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

3. ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения».

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Проблемы применения технических устройств при разработке документации на техническое перевооружение ОПО металлургии и проведении экспертизы ПБ этой документации УДК: 66-7 Владимир РОДИН, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Юрий БАРАБАНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр АФЛЯТУНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Евгений ГАЛКИН, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Виктор БЕРКОВ, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

При применении в проектах технических устройств, окончательная сборка и испытания которых возможна только на месте их применения на опасных производственных объектах (ОПО), невозможно дать оценку соответствию технического устройства предъявляемым требованиям до окончания монтажа и проведения испытаний. Ключевые слова: экспертиза, технические устройства, опытное применение.

С

огласно статье 7 [1] обязательные требования к техническим устройствам, применяемым на опасном производственном объекте (ОПО) и формы оценки их соответствия указанным требованиям устанавливаются в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании. Если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия технического устройства обязательным требованиям к такому техническому устройству, оно подлежит экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ) до начала применения на опасном производственном объекте, а также в других случаях, перечисленных в статье. При выполнении проектными организациями документации на техническое перевооружение ОПО, бывают случаи, когда проектировщики включают в спецификации оборудования технические устройства (ТУ), не имеющее документов (сертификатов, деклараций, заключений ЭПБ), подтверждающих их соответствие обязательным требованиям, предъявляемым к данным техническим устройствам. Как правило, это сложное оборудование индивидуального изготов-

ления с длительным циклом производства. Данное обстоятельство приводит к конфликтам между проектными и экспертными организациями. До 2014 года, когда заключения ЭПБ утверждались в Ростехнадзоре, экспертным организациям приходилось сталкиваться с отказами в регистрации заключений, если в документации было заложено оборудование, не имеющее Разрешения Ростехнадзора на применение ТУ на ОПО. С подобными проблемами сталкиваются также проектные институты, осуществляющие подготовку проектной документации на новое строительство и реконструкцию действующего производства при прохождении государственной экспертизы проектной документации. Причиной таких проблем является подмена понятий. Определения «применение технических устройств в документации на техническое перевооружение опасного производственного объекта» и «применение технических устройств непосредственно на опасном производственном объекте» имеют разный смысл. Нормативные документы не запрещают предусматривать в проектах технические устройства, на которые на момент разработки проекта отсутствуТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ют сертификаты (декларации) соответствия или положительные заключения ЭПБ. Если бы в нормативных документах был такой запрет, то внедрение нового оборудования индивидуального изготовления, которое может быть смонтировано и испытано только непосредственно на месте применения, было бы невозможным. Большая часть оборудования для металлургического производства изготавливаются по индивидуальным проектам, а сборка и монтаж технических устройств осуществляется непосредственно на месте применения, то есть на опасных металлургических объектах. Только после этого появляется возможность провести испытания оборудования в полном объеме и оформить документы, подтверждающие соответствие. Приемочные испытания оборудования единичного изготовления, крупного и уникального оборудования не могут быть проведены, если оборудование с обслуживающими его сетями и устройствами не установлено на месте применения, то есть, приемочные испытания возможны только после выполнения комплекса строительно-монтажных и пусконаладочных работ, осуществляемого в соответствии с проектной документацией, прошедшей в установленном порядке государственную экспертизу или экспертизу промышленной безопасности. Соответственно, не может быть проведена ЭПБ технического устройства. В п.3 статьи 7 [1] установлено: «Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности могут быть предусмотрены возможность, порядок и сроки опытного применения технических устройств на опасном производственном объекте без проведения экспертизы промышленной безопасности при условии соблюдения параметров технологического процесса, отклонения от которых могут привести к аварии на опасном производственном объекте». В п. 21 [2] указано: «При освоении но-

403

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы вых производств, технологических процессов и технических устройств должны быть разработаны временные инструкции, обеспечивающие безопасность при выполнении указанных работ. Продолжительность действия временной инструкции – не более одного года с начала освоения нового производства». Этого времени достаточно, чтобы освоить новое оборудование, устранить возможные недостатки в его конструкции и провести ЭПБ ТУ с целью подтверждения соответствия требованиям промышленной безопасности. Из этого следует, что на стадии разработки документации на техническое перевооружение ОПО нельзя требовать подтверждения соответствия требованиям промышленной безопасности оборудования индивидуального изготовления, окончательная сборка которого проводится на ОПО на месте эксплуатации. Однако в документации на техническое перевооружение ОПО должно быть установлено требование, что эксплуатация ТУ без проведения ЭПБ не допускается за исключением периода освоения нового оборудования. В ранее действовавшей редакции Федерального закона № 116-ФЗ предусматривалось проведение экспертизы промышленной безопасности иных документов, связанных с эксплуатацией ОПО, что позволяло в рамках этой экспертизы дать оценку соответствия требованиям промышленной безопасности технического устройства на основании конструкторской и эксплуатационной документации до начала его изготовления. Кроме того, экспертиза данного вида документов давала возможность проверить эксплуатационную, технологическую и другую документацию на соответствие требованиям промышленной безопасности. Будет целесообразным вновь ввести данную норму в Федеральный закон. В ФНП по металлургии желательно корректно прописать возможность, порядок и сроки опытного применения технических устройств без проведения экспертизы промышленной безопасности. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. ФНП «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на основе этих расплавов» (утверждены приказом Ростехнадзора от 30 декабря 2013 года № 656).

404

О требованиях промышленной безопасности

к системам охлаждения металлургических агрегатов УДК: 66-7 Владимир РОДИН, начальник отдела, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Юрий БАРАБАНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Александр АФЛЯТУНОВ, ведущий инженер, эксперт АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Евгений ГАЛКИН, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск) Виктор БЕРКОВ, ведущий инженер АНО СЦТДЭ «ДИАСИБ» (г. Новосибирск)

Федеральные нормы и правила «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на основе этих расплавов» требуют дополнения в части требований, касающихся обеспечения бесперебойного функционирования систем водоохлаждения плавильных агрегатов Ключевые слова: экспертиза, печи, водоохлаждение, резервирование.

М

ногие металлургические печи и агрегаты имеют водо­ охлаждаемые узлы, для охлаждения которых требуется большое количество воды. Основой безопасной работы металлургических агрегатов служит надежное функционирование систем охлаждения. Нарушения в работе систем охлаждения могут привести к авариям печей с возможными тяжелыми последствиями. Для экономии воды предпочтение отдается системам оборотного водоснабжения. Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности (ФНП) «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на основе этих расплавов», утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 30 декабря 2013 года № 656, установлены требования к системам водяного охлаждения отдельных видов плавильных печей. В кратком виде основ-

ные требования, предъявляемые ФНП к системам охлаждения печей, приведены в таблице 1. Из таблицы видно, что требования по обеспечению надежности водоснабжения изложены в ФНП только по отношению к доменным печам и, в косвенной форме, к плавильным печам при производстве благородных металлов; требования по гидравлическим испытаниям водоохлаждаемых элементов – к дуговым, индукционным и печам при производстве кристаллического кремния и силумина; визуальный и приборный контроль протока – к индукционным печам; запрет эксплуатации печей при наличии течи воды в системе охлаждения – к ферросплавным печам; требования к очистке воды от механических примесей и к температуре воды на выходе из агрегата с целью предупреждения выпадения осадков – к печам при производстве кристаллического кремния и силумина. Таким образом, ФНП содержат от одного до трех требований к системам

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

охлаждения плавильных печей различных типов. Однако анализ аварий, инцидентов и травматизма при выполнении процессов плавки и разливки металлов показывает, что практически все из перечисленных требований, кроме требования визуального контроля за поступлением воды, являются обязательными для всех типов плавильных печей, так как несоблюдение этих требований может привести к аварии, выбросу расплава из агрегатов и к тяжелым травмам персонала. Резервирование систем водоохлаждения должно обеспечивать бесперебойное водоснабжение охлаждаемых узлов плавильных агрегатов. Это может достигаться различными способами: установкой резервных насосов и резервных мотопомп; электропитанием приводов насосов по первой категории надежности; аварийным водоснабжением от трубопроводов технической воды или противопожарного водопровода; установкой аварийных баков с водой на высотных отметках, обеспечивающих агрегаты водой с требуемым напором на период аварийного прекращения плавки и аварийного слива расплава из тиглей печей в приямки, предназначенные для этих целей и прочими способами, гарантирующими предотвращение аварии при нарушении водоснабжения плавильных агрегатов, в том числе при аварийном отключении электроснабжения. Визуальный контроль за протоком воды осуществляется путем организации на сливных ветвях систем оборотного водоснабжения металлургических агрегатов устройств видимого разрыва струи. Данная система проста в реализации, не требует установки реле протока и других приборов и позволяет осуществлять контроль за протоком воды. Однако разрыв в системе оборотного охлаждения обладает рядом серьезных недостатков: 1. Существенно усложняется схема водоснабжения, так как требуются дополнительные емкости, насосные станции и приборы КИП и управления для сбалансированности подачи и отбора охлажденной и горячей воды.

2. Разрыв струи создает предпосылки для попадания в систему оборотного водоснабжения загрязнений и посторонних предметов, которые могут вызвать нарушение протока воды в системе и привести к перегреву и аварии оборудования.

3. Невозможно использование в системе дистиллированной воды, необходимой для охлаждения отдельных элементов электрооборудования печей, так как

Таблица 1 № п/п

Содержание требований

1

Печи и агрегаты ДП

ДугП

ИП

ФП

ККиЭС

БлМ

Резервирование насосов и трубопроводов

+

-

-

-

-

-

2

Резервирование электропитания и автономные источники электропитания

+

-

-

-

-

-

3

Резервные водонапорные башни

+

-

-

-

-

-

4

Гидравлические испытания водоохлаждаемых элементов

-

+

+

-

+

-

5

Визуальный контроль за поступлением воды

-

-

+

-

-

-

6

Контроль за поступлением воды по сигнализирующим приборам с автоматическим отключением печи при отсутствии протока воды

-

-

+

-

-

-

7

Запрет эксплуатации агрегатов при наличии течи воды

-

-

-

+

-

-

8

Требования к качеству воды и ее температуре

-

-

-

-

+

-

9

Требования к непрерывной подаче воды

-

-

-

-

-

+

ДП – доменные печи; ДугП – дуговые печи; ИП – индукционные печи; ФП – ферросплавные печи; ККиЭС – печи производства кристаллического кремния и электротермического силумина; БлМ – печи производства благородных металлов в условиях металлургического производства будет неизбежно происходить загрязнение воды.

4. Нельзя использовать при необходимости этиленгликолевые жидкости во вторичных контурах охлаждения, так как эти жидкости являются токсичными.

5. Использование воды во вторичных контурах ведет к необходимости принятия специальных мер по предотвращению замерзания воды в системе при отрицательных наружных температурах, что также ведет к усложнению и удорожанию системы. Современные средства контроля, дублированные по трем параметрам (протоку, температуре и давлению), обеспечивают необходимый уровень безопасности. Это подтверждается поставками и эксплуатацией аналогичного плавильного оборудования импортного производства в России, на которое поставщиками были получены сертификаты соответствия техническим регламентам и на которое Ростехнадзором до 2014 года выдавались разрешения на применение. На данном оборудовании замкнутые системы оборотноТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

го охлаждения не имеют разрывов для визуального контроля протока охлаждающих жидкостей. Действие остальных требований ФНП в части систем водоохлаждения необходимо распространить на все типы металлургических агрегатов. Таким образом, ФНП «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на основе этих расплавов» требуют дополнения в части требований, касающихся обеспечения бесперебойного функционирования систем водохлаждения плавильных агрегатов. Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ (с изменениями).

2. Федеральные нормы и правила «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на основе этих расплавов» (утверждены приказом Ростехнадзора от 30 декабря 2013 года № 656).

405

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Оценка отклонения главных балок мостовых кранов от прямолинейности Андрей ВЫСОТИН, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Алексей СЕМЕНОВ, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Владимир ЖИГАНОВ, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Виктор ОВСЯННИКОВ, кандидат технических наук, доцент Курганского государственного университета (г. Курган)

В данной статье рассмотрены вопросы оценки отклонения главных балок мостовых кранов от прямолинейности при обследовании их технического состояния. Показано, что геометрическое состояние главных балок подъемно-транспортных устройств оказывает существенное влияние на их работоспособность. Выявлены недостатки традиционной методики оценки рассматриваемых параметров, которые заключаются в несовпадении положений плоскости измерения высотных отметок и действительной базовой плоскости. Показаны пути преодоления указанных выше недостатков. Ключевые слова: мостовые краны, оценка, отклонения, прямолинейность, высотные отметки.

С

реди всех опасных и вредных производственных факторов достаточно весомым являются движущиеся грузы [1]. Грузоподъемные краны на рельсовом ходу являются одним из наиболее распространенных средств механизации погрузочноразгрузочных операций на промышленных предприятиях, в морских и речных портах, на строительных площадках, железнодорожном транспорте. На крупных предприятиях общая длина подкрановых путей составляет более сотни километров. Поэтому безопасная работа любого производственного объекта в числе прочего определяется состоянием подкрановых путей и балок. Подкрановые конструкции подвергаются значительным нагрузкам, особенно при применении кранов тяжелого и весьма тяжелого режимов работы, что приводит к их повреждению. Под воздействием динамических и статических усилий, периодической сезонной осадки фундаментов производственных помещений, деформаций подкрановых конструкций и других факторов нарушается прямолинейность подкрано-

406

вых путей, изменяются отметки головок рельсов и расстояние между ними, вследствие чего происходит и деформация металлических конструкций крана. Появление дефектов в данных конструкциях наблюдается уже через 5–6 лет эксплуатации здания, а в целом срок службы не превышает 15 лет [2]. Схема нагрузок на подкрановые балки приведена на рисунке 1. Согласно [3] под дефектом понимают отклонение качества, формы или фактических размеров элементов и конструкций от требований нормативных документов, возникающее при эксплуатации, обслуживании или ремонте. Применительно к главным балкам можно выделить следующие основные виды дефектов: ■ трещины в элементах конструкции; ■ отклонения от проектного положения конструкций и их элементов; ■ непрямолинейность элементов; ■ коррозия элементов конструкций; ■ дефекты и повреждения тупиков; ■ заводские дефекты; ■ неточная установка и монтаж эле-

ментов конструкций и т.д. В источнике [4] приведены наиболее распространенные дефекты и повреждения конструкций и элементов подкрановых путей, оказывающие максимальное влияние на работоспособность крана (рис. 2). По результатам анализа статистики повреждений подкрановых конструкций выявлено, что наиболее частым дефектом является отклонение от прямолинейности. Причинами возникновения подобного рода отклонений могут быть износ рельсов, ослабление крепежных узлов, неравномерная осадка колонн, неправильная траектория движения мостового крана и ряд других причин. Таким образом, для эффективной эксплуатации грузоподъемных механизмов необходимо организовать диагностику элементов и конструкций в первую очередь на предмет выявления указанных выше дефектов. Для оценки отклонений элементов и конструкций от прямолинейности выполняется оценка их фактического расположения при помощи измерения высотных отметок геодезической съемкой. При использовании традиционной методики геодезического исследования отклонений подкрановых конструкций от прямолинейности может возникнуть неправильная интерпретация результатов измерений. Это объясняется тем,

Рис. 1. Схемы нагрузок и состав подкрановых конструкций Балка №2

D

Балка №1

S T

D T 4 1 3 1 – подкрановая балка; 2 – тормозная конструкция; 3 – связи; 4 – рельс с креплениями

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

2

Рис. 2. Статистика повреждений подкрановых конструкций 45% 45 40%

Рис. 4. Параметры отклонения от прямолинейности конструкций главных балок

40 35

1

30

2

3

4

5

6

7

25 20

а

15

7,5%

10

2,5%

5 0

Заводские дефекты

Отклонение Повреждения Дефекты Трещины от прямо- подкрановых и повреждения и дефекты линейности балок тупиков кранового элементов рельса конструкций

Рис. 3. Схема геодезической съемки 1

2

а

3

а

5%

4

а

5

а

6

а

7

а

28500

что базовая плоскость, относительно которой производится отсчитывание высотных отметок не совпадает с рабочей плоскостью измерения. Целью работы является разработка и внедрение методики оценки состояния конструкций и элементов главных балок мостовых кранов по параметрам отклонения от прямолинейности. Была разработана методика оценки отклонения элементов и конструкций главных балок от прямолинейности, которая заключается в следующем: ■ измерение высотных отметок, характеризующих положение подкранового пути в 7 точках по схеме, приведенной на рисунке 3. Как видно из рисунка 3, точки отсчета высотных отметок располагаются на равном расстоянии друг от друга; ■ проведение базовой плоскости, относительно которой должна производиться оценка действительного положения подкранового пути; ■ вычисление действительных значений высотных отметок относительно нового положения базовой плоскости. Измерение высотных отметок производится в трех взаимно перпендикулярных плоскостях X,Y,Z, уравнения базовых плоскостей выглядят следующим образом: H f(Xi,Yi) = – Xisin(arctg( )) + L H +Yicos(arctg( )) L H S(Xi,Zi) = – Xisin(arctg( )) + L + Zicos(arctg( H )) L

а

а

а

а

а

28500 30 f1 (Х, Yi) 22 14 S1 (X, Zi) 6 -2 0 -10

1

2

3

4

5

6

х

Тогда уравнения для определения действительных значений высотных отметок имеют вид: f1(Xi,Yi) = A – f(Xi,Yi) S1(Xi,Zi) = A – f(Xi,Zi) где A, B – поправочные коэффициенты, которые учитывают положение плоскости измерения. В результате проведенных исследований, в программном пакете MathCad была разработана и зарегистрирована на отраслевом и государственном уровне программа «Расчет геодезии металлических конструкций мостовых кранов» [6], позволяющая производить обработку результатов измерения высотных отметок, характеризующих положение подкрановых конструкций. Пример результата расчета параметров отклонения от прямолинейности, произведенный при помощи программы [6] приведен на рисунке 4: Кривая S1 на рисунке 4 показывает положение рабочей плоскости, в которой производится отсчитывание высотных отметок при геодезической съемке, а кривая f1 – действительное положение базовой плоскости. Результаты расчета показывают, что действительное максимальное отклонение от прямолинейности элементов и конструкций подкрановой балки в плоскости рельса составляет 10 мм, по при-

веденной схеме (рисунок 4) кривая f1 показывает, что необходимо произвести рихтовку подкранового рельса. Литература 1. ГОСТ 12.0.003-74 «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация».

2. Кожемяка С.В., Крупенченко А.В., Величко И.И.. Выбор технологии усиления стальных подкрановых балок // Вестник Донецкой академии строительства и архитектуры. – Донецк, изд-во ДАСиА, 2010, № 3, с. 47–53.

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 ноября 2013 года № 533).

4. Рекомендации по оценке состояния и усилению строительных конструкций промышленных зданий и сооружений. – М.: Стройиздат, 1987. – 85 с.

5. РД 50:48:0075.03.05 «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации надземных крановых путей».

6. Овсянников Е.М., Овсянников В.Е. Расчет геодезии металлических конструкций мостовых кранов. – М.: ВНТИЦ, 2010. – № 50200800796.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

407

где H, h – перепад высот балок, L – пролет крана.

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Совершенствование прочностных расчетов несущих конструкций мостовых кранов

Андрей ВЫСОТИН, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Алексей СЕМЕНОВ, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Владимир ЖИГАНОВ, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Виктор ОВСЯННИКОВ, доцент Курганского государственного университета, к.т.н. (г. Курган)

В данной статье изложены результаты совершенствования методики оценки остаточного ресурса несущих конструкций мостовых кранов. В расчетную модель введен учет влияния динамических параметров процесса нагружения, а также изменение действительных геометрических характеристик пролета крана. Ключевые слова: грузоподъемные краны, ресурс работы, деформации, нагружение, методика.

С

огласно данным Ростехнадзора более половины мостовых кранов из находящихся в эксплуатации на сегодняшний день выработали свой нормативный срок службы, который регламентирован документами [1]. Очевидно, что замена всех подъемнотранспортных устройств в один момент невозможна, следовательно, возникает необходимость проведения оценки действительной величины остаточного ресурса несущих конструкций мостовых кранов с тем, чтобы эффективно спланировать мероприятия по техническому перевооружению предприятий. Наиболее часто в практике экспертизы подъемно-транспортных устройств для оценки остаточного ресурса несущих конструкций используется методика, разработанная ВНИИПТМАШ [2]. Данная методика базируется на оценке напряженно-деформированного состояния металлических конструкций кранов. Алгоритм оценки остаточного ресурса имеет следующий вид: 1. Производится предварительная оценка состояния металлических конструкций крана: ■ выполняется толщинометрия; ■ производится проверка сварных швов; ■ осуществляется геометрическая съемка главных балок.

2. Определяются параметры режима работы крана (интенсивность и характер выполняемых работ);

408

3. Выполняются прочностные расчеты несущих конструкций [2]; 4. Осуществляется расчет устойчивости стенок балки коробчатого сечения для кранов групп А6-А8 [1]. При расчетах на усталость, учет прогиба главной балки производится посредством корректирующих коэффициентов [1]. В качестве одного из критериев оценки величины остаточного ресурса по методике [2] используется значение стрелы прогиба главной балки. При достижении определенной величины прогиба, которая установлена нормативным документом [2], рассматривается вопрос о дальнейшей эксплуатации подъемнотранспортного устройства. После анализа методики [2] были выявлены следующие недостатки: ■ не учитывается динамический характер нагружения несущих конструкций в процессе эксплуатации, хотя очевидно, что процессы подъема и опускания грузов являются динамическими; ■ величина сопротивления элементов ездовой балки в процессе эксплуатации мостовых кранов снижается ввиду утонения ее стенок; ■ на адекватность оценки параметров деформации оказывает влияние величина строительного прогиба. Таким образом, в начальный момент эксплуатации поперечное сечение ездовой балки имеет высоту Н и некоторую ширину В. При эксплуатации мостового крана, учитывая воздействие механиче-

ского износа, коррозию и другие факторы, наблюдается постепенное снижение данных параметров, что в свою очередь приводит к уменьшению прочности несущих конструкций. В разработанной методике степень влияния данного фактора предлагается учитывать посредством коэффициентов утонения стенок: В H β = В1 , α = Н1 где В, Н – первоначальные значения размеров поперечного сечения, В1, Н1 – текущие значения размеров. Тогда, с учетом влияния постепенного утонения стенок ездовой балки зависимости для определения моментов инерции и сопротивления, примут вид: I=

BH 2 (1–βα2) 12

BH 2 (1–βα2) 6 Возникновение динамических нагрузок объясняется тем, что в ходе работы мостового крана возникают условия, когда скорость движения крана и/или груза меняется по модулю или направлению. Причем максимальные нагрузки возникают, когда наблюдается неустановившееся движение механизмов, иными словами при торможении и пуске. В таких режимах возникают силы инерции, которые приложены к грузу в вертикальном направлении. Чаще всего учет данных факторов производится в виде динамических добавок к статическим усилиям. Максимальные динамические нагрузки возникают в момент отрыва груза от основания и при остановке его при опускании. Причем во втором случае в кранах с контакторной системой управления разброс нагрузок получается значительно больше из-за неточностей регулировки тормозов, задержки их срабатывания, переменности коэффициентов трения между шкивом и обкладкой и т.д. В зависимости от типа конструкции и места приложения нагрузки от веса груза при работе механизма подъема могут возникать как вертикальные, так и горизонтальные колебания конструкции. Влияние динамического характера нагрузок предлагается оценивать соответствующим коэффициентом [3]: W=

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Fmax , G где Fmax – максимальная сила с учетом динамики нагружения; G – вес груза. Под воздействием статических весовых нагрузок несущие конструкции мостовых кранов деформируются, что может нарушить нормальную эксплуатацию устройства. Например, несущие конструкции крана под воздействием весов тележки и пролетного строения вместо исходной конфигурации 1 принимают форму 2 (рис. 1), в результате чего реборды колес упираются в головку рельса, и наблюдается их интенсивный износ, механизм передвижения тележки при движении в сторону ноги будет работать с перегрузкой, а при движении в обратную сторону растет тормозной путь. Для компенсации упругих и остаточных перемещений, которые возникают от статических весовых нагрузок, несущие конструкции изготавливают с некоторыми специально определенными отклонениями от номинальной конфигурации. В примере на рисунке 1 конструкцию изготавливают по схеме 3 (с обратным выгибом). Эти отклонения, как вертикальные для ездовых балок, так и горизонтальные для опор, называют строительным подъемом. Величина строительного подъема для кранов мостового типа в основном определяется условиями движения тележки и требованием по компенсации остаточного прогиба, который, например, в мостовых кранах развивается со скоростью ∆z/L = -0.0005…-0.0008 за 10 лет [3]. Согласно рекомендациям [1], строительный подъем в пролете кранов мостового типа следует выполнять при L>17 м. Стрела выгиба строительного подъема должна составлять z0 = 1/1000…1/800 . С учетом вышеизложенных изменений была разработана методика определения остаточного ресурса, реализованная в виде программного комплекса [4-7]. Пример интерфейса программы «Определение остаточного ресурса мостового крана» приведен на рисунке 2: За 5 лет специалистами ООО «РЕМЭКС» при помощи разработанного программ-

Ψ2 =

Z0

Рис. 1. Схема строительного подъема кранов

ZQ

1 X0

2 3 XQ

L

Рис. 2. Интерфейс программы расчета остаточного ресурса мостового крана

+

Приложение 17 Расчет остаточного ресурса мостового крана г/п 5 т, рег № К-386-П 1. Мостовой кран г/п 5 т установлен на дробеметном участке КЗ, ООО «Зауральский кузнечно-литейный завод», г. Курган и выполняет работы по подъему и транспортированию грузов в таре. Кран изготовлен в 1980 году Бурейским механическим заводом, в 1963 году пущен в эксплуатацию. Первоначальная (паспортная) грузоподъемность крана – 5 т.

2. Основные технические данные крана (по паспорту) Наименование параметра

Характеристика параметра

Грузоподъемность главного подъема (кН)

Q :– 5.981 Q-49.05

вспомогательного подъема (кН)

Q1 :– 0/981 Q1 – 0

Пролет крана (м)

L: – 16.5

Скорости механизмов Главного подъема (м/мин)

22.00

Вспомогательного подъема (м/мин)

0.00

Передвижения крана (м/мин)

118.0

Передвижения грузовой тележки (м/мин)

38

Режим работы крана

«тяжелый»

Масса кабины управления (Кн)

Q1k :– 23.54

Масса моста крана (кН)

G :– 91

Масса грузовой тележки

Qт :– 25

Металлоконструкция крана

сварная, коробчатая

Материал металлоконструкции крана Пролетная балка

ст. 3 гр. А

ГОСТ 500-58

Концевая балка

ст. 3 гр. А

ГОСТ 500-58

Рама тележки

ст. 3 гр. А

ГОСТ 500-58

База грузовой тележки (м)

b1 :– 1.30

Параметры сечения главной балки (см)

H :– 76.0

В :– 40.0

tf :– 0.58

tf :– 0.55 tf :– 0.57

ного обеспечения был определен остаточный ресурс более чем у 50 мостовых кранов, работающих в различных цехах машиностроительного производства (литейных, кузнечных, механосборочных, термических). Результаты расчетов были одобрены специалистами Ростехнадзора. На основании результатов расчетов остаточного ресурса были выданы рекомендации, касающиеся вопросов дальнейшей эксплуатации данного грузоподъемного оборудования. Для части подъемнотранспортных устройств были выданы рекомендации по изменению режима эксплуатации, либо по прекращению дальнейшего использования и последующему списанию. Литература 1. РД 10-112-5-97 «Методические указания по обследованию грузоподъемных машин с истекшим сроком службы».

2. СТО 24.09-5821-01-93 «Краны грузоподъемные промышленного назначения. Нормы и методы расчета стальных конструкций».

3. Соколов С.А. Металлические конструкции подъемно-транспортных машин: Учебное пособие. – Спб.: Политехника, 2005. – 423 с.

4. «Определение остаточного ресурса мостовых кранов с балкой коробчатого сечения»: свидетельство об отраслевой регистрации разработки № 15270 / Овсянников Е.М., Овсянников В.Е. – № 50200800783; заявл. 11.04.2008; опубл. 11.04.2008; Инновации в науке и образовании № 4 (39). 10 с.

5. «Определение остаточного ресурса мостовых кранов с балкой решетчатого сечения»: свидетельство об отраслевой регистрации разработки № 15271 / Овсянников Е.М., Овсянников В.Е. – № 50200800784; заявл. 11.04.2008; опубл. 11.04.2008; Инновации в науке и образовании №4(39). 10 с.

6. «Расчет геодезии конструкций мостовых кранов»: свидетельство об отраслевой регистрации разработки № 15272 / Овсянников Е.М., Овсянников В.Е.

– № 50200800785; заявл. 11.04.2008; опубл.

11.04.2008; Инновации в науке и образовании № 4 (39). 10 с.

7. «Прогнозирование повреждаемости и долговечности верхней зоны стенки сварных балок путей интенсивной нагруженности»: свидетельство об отраслевой регистрации разработки №15273 / Овсянников Е.М., Овсянников В.Е. – № 50200800784; заявл. 11.04.2008; опубл. 11.04.2008; Инновации в науке и образовании № 4 (39). 10 с.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

409

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Оценка остаточного ресурса мостовых кранов коробчатого сечения

Андрей ВЫСОТИН, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Алексей СЕМЕНОВ, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Владимир ЖИГАНОВ, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Виктор ОВСЯННИКОВ, кандидат технических наук, доцент Курганского государственного университета (г. Курган)

В данной статье рассматриваются вопросы определения остаточного ресурса металлических конструкций мостовых кранов, приведены основные аспекты расчетной методики оценки ресурса кранов, разработанной ВНИИПТМАШ (г. Москва), а также ее программная реализация в программной среде MathCad. Изложены результаты обследований кранов в период с 2006 по 2010 годы. Ключевые слова: остаточный ресурс, мостовые краны, коробчатое сечение, эксплуатация, оценка.

О

ОО «РЕМЭКС» более 10 лет занимается обследованием кранов на ОАО «Курганмашзавод», ОАО «Чебоксарский завод промышленных тракторов», ОАО «Чебоксарский Агрегатный Завод», ЗАО «ПромтракторВагон». Можно отметить, что срок эксплуатации некоторой части грузоподъемных механизмов, задействованных в производственном процессе превышает предельные значения (30–35 лет), установленные РД 10-112-5-97. Поэтому на данном этапе необходимо оценить целесообразность проведения капитальновосстановительного ремонта, позволяющего продлить ресурс кранов до некой заданной величины (в настоящее время она достигает 40 лет). Расчет остаточного ресурса кранов дает возможность провести ряд мероприятий, необходимых для продления срока службы крана, но ремонт металлоконструкций (МК) крана и частичная замена агрегатов для продления эксплуатации остаются наиболее актуальными решениями, которыми занимается ряд отечественных и зарубежных специалистов [1–4]. Данная позиция обоснована. Анализ случаев аварийности и травматизма при эксплуатации кранов в РФ свидетельствует о том, что 85% из них вызваны эксплуатационными причинами. Согласно действующим нормам по обследованию кранов, отработавших нормативный срок службы, остаточный ресурс должен определяться при возник-

410

новении следующих условий: ■ образование многочисленных усталостных трещин, особенно в узлах, ранее подвергавшихся ремонту; ■ коррозия несущих элементов МК грузоподъемных машин; ■ деформация элементов от воздействия случайных местных, не предусмотренных конструкцией нагрузок (удары груза или грейфера о МК, столкновение подвижных частей двух кранов между собой и т.п.).

Применительно к мостовым кранам коробчатого сечения наиболее широко используемой методикой определения остаточного ресурса является рекомендованная ВНИИПТМАШ расчетная методика [5, 6], основанная на оценке напряженно-деформированного состояния основных элементов крана. Исходными данными для расчета величины остаточного ресурса являются [5, 6] основные характеристики крана (грузоподъемность, длина пролета крана, скорости перемещения рабочих органов, материал моста), параметры режима работы крана и т.д. К параметрам режима работы крана относятся максимальная масса перемещаемого груза, количество циклов работы крана на период расчетов и распределение нагрузок в процентном отношении от общего количества циклов. Оценка остаточного ресурса производится в следующем порядке: 1. Устанавливается состояние металлоконструкции крана; ■ производятся замеры толщины металла; ■ проверяются сварные швы; ■ выполняется геометрическая съемка состояния главных балок.

2. Устанавливается характер и интенсивность выполняемых работ краном;

Рис. 1. Интерфейс программы расчета остаточного ресурса мостового крана коробчатого сечения

+

Приложение 17 Расчет остаточного ресурса мостового крана г/п 5 т, рег № К-386-П 1. Мостовой кран г/п 5 т установлен на дробеметном участке КЗ, ООО «Зауральский кузнечно-литейный завод», г. Курган и выполняет работы по подъему и транспортированию грузов в таре. Кран изготовлен в 1980 году Бурейским механическим заводом, в 1963 году пущен в эксплуатацию. Первоначальная (паспортная) грузоподъемность крана – 5 т.

2. Основные технические данные крана (по паспорту) Наименование параметра

Характеристика параметра

Грузоподъемность главного подъема (кН)

Q: – 5.981 Q-49.05

вспомогательного подъема (кН)

Q1: – 0/981 Q1 – 0

Пролет крана (м)

L: – 16.5

Скорости механизмов Главного подъема (м/мин)

22.00

Вспомогательного подъема (м/мин)

0.00

Передвижения крана (м/мин)

118.0

Передвижения грузовой тележки (м/мин)

38

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

3. Производится прочностной расчет металлоконструкции крана [5–9]; 4. Производится расчет на устойчивость стенки коробчатой балки для кранов группы А6-А8 [1]. При расчете усталостной прочности учитывается прогиб главных балок за счет введения корректирующего коэффициента [5]. Одним из критериев оценки остаточного ресурса крана по методике [5–9] является значение прогиба главной балки, то есть по достижению значения прогиба, регламентированного нормативными документами [5,6] ставится вопрос о дальнейшей эксплуатации данного грузоподъемного механизма. Первоначально определение остаточного ресурса по приведенной методике производилось вручную, однако ввиду значительного объема вычислений, а также необходимости постоянно обращаться к различным справочным источникам время подготовки документации было значительным, отсюда возникла необходимость в разработке программного обеспечения, позволяющего автоматизировать расчеты. В ходе анализа методики определения остаточного ресурса [5, 6] было установлено, что схема нагружения не изменяется. Учитывая это, наиболее подходящей программной средой является система MathCad, так как она позволяет разрабатывать программные средства в виде, наиболее приближенном к форме текстовых документов, что не требует дополнительного оформления отчетов. При разработке программы методика [5, 6] была адаптирована для машинной реализации, посредством формализации пунктов расчета, представленных выше, что позволяет свести процедуру расчета лишь к вводу исходных данных. Кроме того, в модернизированной методике учитывается утонение стенок главной балки крана, и величина остаточного прогиба главной балки, что делает расчет более адекватным реальным условиям работы металлоконструкции. Интерфейс программы [10] представлен на рисунке 1. Пример расчета напряженного состояния металлоконструкций крана приведен на рисунке 2, изменение деформаций представлено на рисунке 3. Выводы: 1. За период с 2006 по 2014 годы при помощи разработанного программного обеспечения был определен остаточный ресурс более чем у 50 мостовых кранов, работающих в различных цехах машиностроительного производства (литейных, кузнечных, механосборочных, термических и т.д.);

Рис. 2. Результат силового расчета металлических конструкций крана Эпюра изгибающих моментов [kN∙m] Максимум Привязка 8.25 m Значение 378.14

M, kN∙m

0

Эпюра поперечных сил [kN] Максимум Привязка 59.16 Значение 59.16

0

369 378 369.92

38.18 11.79

Q, kN -13.55 Значение -59.16 Привязка 16.5 m Минимум Эпюра результирующих напряжений [МПа] Максимум Привязка 8.25 m Значение 137.95

S, МПа

-38.19 -59.16 135137134 96135.12

10.85

10.85

2. Результаты расчетов были одобрены специалистами Ростехнадзора. На основании результатов расчетов остаточного ресурса были выданы рекомендации, касающиеся вопросов дальнейшей эксплуатации данного грузоподъемного оборудования. Литература 1. Пишмин Ю.И., Наугольнов В.А., Пишмин И.Ю. Общие принципы технической диагностики мостовых кранов // «Инженерный вестник Дона», 2012, № 4. URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/ n4p2y2012/1385.

2. Пишмин Ю.И., Наугольнов В.А., Пишмин И.Ю.. Способ диагностики геометрических параметров ходовой части мостовых кранов радиального действия // «Инженерный вестник Дона», 2012, № 4. URL: ivdon.ru/ru/magazine/ archive/n4p2y2012/1386.

3. Maddox S. J. The effect of plate thickness on the fatigue strength of fillet welded joints.

Abington Weld. Inst, 1987. – 48 p.

4. Sarkani S., Lutes Loren D. Fatigue exsperiments for welded joints under pseudonarrowband loads // Struct, eng. 1988. – Vol. 114 (№ 8). -P. 1901–1916 5. РД 10-112-5-97 «Методические указания по обследованию грузоподъемных машин с истекшим сроком службы».

6. СТО 24.09-5821-01-93 «Краны грузоподъемные промышленного назначеТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Рис. 3. Деформации металлоконструкций крана: а) в 2007 году; б) в 2009 году -8 -16 -24 -32 -40

0

20 4 0 -12 -28 -44 -60

1

2

3

4

5

6

4

5

6

а 1

2

3

б

ния. Нормы и методы расчета стальных конструкций».

7. Концевой Е.М., Розенштейн Б.М. Ремонт крановых металлоконструкций. М.: Машиностроение, 1979. – 687 с.

8. Прочность, устойчивость, колебания: Справочник в 3-х томах/ под. ред. Биргера И.А. – М.: Машиностроение, 1968.

9. Соколов С.А. Металлические конструкции подъемно-транспортных машин: Учебное пособие. – Спб.: Политехника, 2005. – 423 с.

10. «Определение остаточного ресурса мостовых кранов с балкой коробчатого сечения»: свидетельство об отраслевой регистрации разработки №14250 / Овсянников Е.М., Овсянников В.Е. – № 50200800110; заявл. 19.02.2010; опубл.

19.02.2010. Инновации в науке и образовании № 9(44). 6 с.

411

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Оценка остаточного ресурса мостовых кранов решетчатого сечения

Андрей ВЫСОТИН, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Алексей СЕМЕНОВ, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Владимир ЖИГАНОВ, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Виктор ОВСЯННИКОВ, кандидат технических наук, доцент Курганского государственного университета (г. Курган)

В данной статье рассматриваются вопросы разработки методики определения величины остаточного ресурса мостовых кранов решетчатого сечения. При разработке методики производится учет динамического характера нагружения, деформаций стоек и раскосов, снижения нагрузочной способности несущих конструкций по причине износа их конструктивных элементов.

Таблица 1. Результаты расчета усилий в стержнях Расчеты усилий, кН Элементы фермы

Верхний пояс

Ключевые слова: мостовые краны, остаточный ресурс, стержневые конструкции, устойчивость.

Н

а сегодняшний день в Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзору) состоит на учете около 300 тысяч грузоподъемных механизмов, которые можно отнести к опасным производственным объектам. Согласно статистике Ростехнадзора РФ [1], 90% грузоподъемных механизмов выработали свой нормативный срок эксплуатации – средний срок службы 32 года, что в 2 раза больше нормативного. Обновление парка кранов при этом идет очень медленно – около 1% в год, при норме в 10%. Наиболее распространенной причиной аварий и катастроф является неудовлетворительное техническое состояние грузоподъемных сооружений, связанное преимущественно с выходом из строя их агрегатов и узлов. Таким образом, необходимость организации деятельности, направленной на выяснение степени пригодности кранов с истекшим сроком эксплуатации к дальнейшему использованию в производстве очевидна. Решению данной проблемы посвящен ряд работ в РФ и за рубежом [2–5]. При этом основным критерием, влияющим на продление срока эксплуатации грузоподъемных сооружений, является остаточный ресурс. Оценка остаточного ресурса – процедура определения времени (наработки), в течение которого, с определенной вероятностью, техническое состояние несущих металло-

412

конструкций крана не достигнет одного из предельных. Предельные состояния, применительно к грузоподъемному крану, принято разделять на следующие группы [6,7]: ■ потеря статической прочности (длительная прочность, хрупкое разрушение, потеря устойчивости конструкции); ■ усталостная прочность (многоцикловая и малоцикловая); ■ деформации элементов несущих конструкций; ■ трещиностойкость. Применительно к мостовым кранам решетчатого сечения наиболее часто используется расчетная методика, разработанная ВННИПТМАШ [6,7], которая основана на оценке напряженнодеформированного состояния несущих конструкций крана (стоек, раскосов и т.д.). В качестве предельного состояния при этом используется потеря устойчивости конструкции. Однако при использовании данной методики на практике возникает ряд критических моментов, снижающих как адекватность получаемых результатов, так и применимость всей методики в целом. Основными критическими моментами являются: 1. Мостовой кран решетчатого сечения – стержневая конструкция, поэтому для оценки его напряженнодеформированного состояния необходимо определять усилия в каждом из элементов фермы. На сегодняшний день существует ряд методов расчета стержневых конструкций, однако все они до-

Нижний пояс

Стойки

Раскосы

Стержни

Вручную

Structure CAD

b-1

0

0

c-4

-347

-347

d-5

-347

-347

e-8

-347

-347

f-9

-347

-347

g-12

0

0

2-i

-217

-217

3-i

-217

-217

6-i

391

391

7-i

391

391

10-i

-217

-217

11-i

-217

-217

a-1

-30

-30

2-3

0

0

4-5

-60

-60

6-7

0

0

8-9

-60

-60

10-11

0

0

12-h

-30

-30

1-2

-263.7

-263.7

3-4

158.1

158.1

5-6

-52.8

-52.8

7-8

-52.8

-52.8

9-10

158.1

158.1

11-12

-263.7

-263.7

вольно трудоемкие, таким образом, существует необходимость в автоматизации данных расчетов.

2. Базовая методика не учитывает характер нагружения – все расчеты производятся для случая статической нагрузки, что не соответствует действительности.

3. В базовой методике все конструктивные элементы мостового крана решетчатого сечения рассматриваются без учета влияния внешней среды, то есть они не

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

где Fmax – максимальная сила с учетом динамики нагружения, G – вес груза. Для того чтобы учесть влияние износа конструктивных элементов на их нагрузочную способность, необходимо в первую очередь иметь выражение для определения характеристики нагрузочной способности от размеров сечения. В качестве стержней в балке мостового крана решетчатого сечения используется уголок. Учитывая, что расчет производится на устойчивость, в качестве характеристики нагрузочной способности используется момент инерции. Тогда выражение для определения момента инерции имеет вид: I = I A – I B, где IA – момент инерции фигуры, в которую вписан уголок; IB – момент инерции фигуры, заключенной между полками уголка.

Рис. 1. Расчетная схема F1

F2

F2

F2

F2

F2

F1

B

A

h = 3.45 м

подвергаются износу. В реальных условиях происходит постепенное уменьшение размеров поперечных сечений, что приводит к снижению нагрузочной способности несущих конструкций.

4. В базовой методике не учитывается влияние деформации элемента на его нагрузочную способность. Следует отметить, что совершенствование методики расчета остаточного ресурса особенно важно именно для кранов решетчатого сечения, так как потеря устойчивости происходит внезапно, без появления каких-либо внешних признаков приближающегося разрушения, и, таким образом, единственным источником информации о работоспособности конструкции являются данные расчета. Целью данной работы является разработка и последующая реализация методики расчета остаточного ресурса мостовых кранов с балкой решетчатого сечения, основанной на модернизации метода расчета, рекомендованного ВННИПТМАШ. С целью упрощения расчетов усилий в стержнях был рассмотрен вопрос использования САПР. В качестве вариантов был рассмотрен программный пакет Structure CAD. Производился анализ точности, получаемой при помощи данных пакетов для фермы (рис. 1). В качестве данных для оценки адекватности получаемых результатов использовались значения усилий в стержнях, определенные при помощи диаграммы Максвелла-Кремоны. Динамический характер нагружения оценивается при помощи динамического коэффициента [8 – 10]: F Ψ = max , G

L = 30 м

Рис. 2. Схема маркировки полей сил

IA = bh 12 IB =

3

(b–t)∙(h–t)3 + bht 24

где b, h, t – основные размеры уголка. Тогда в окончательном виде выражение для определения момента инерции уголка имеет вид: 3 (b–t)∙(h–t)3 – bht I == bh – 12 24 Учет влияния износа элементов осуществляется при помощи введения корректирующего коэффициента: t α = 1, t где t1 – текущее значение толщины уголка. Сжатые элементы фермы, имеющие искривления, должны быть рассчитаны с учетом возникающих при этом дополнительных усилий. Усилие, на которое рассчитывается ферма, имеющая искривленные элементы, определяется по формуле:

π f Nmax = N∙ ∙ , t–α l где N – усилие, действующее в прямолинейном стержне; f – наибольшая ордината искривления (стрела прогиба); l – длина стержня; α – соотношение между действующей и критической силой. Таким образом, в целом методику можно свести к следующему: 1. Устанавливается состояние металлоконструкции крана: ■ производятся замеры толщины металла; ■ проверяются сварные швы; ■ выполняется геометрическая съемка состояния главных балок.

2. Устанавливается характер и интенсивность выполняемых работ краном; ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

3. Производится прочностной расчет металлоконструкции крана [6,7]; 4. Производится расчет на устойчивость стенки решетчатой балки для кранов группы А6-А8 [6,7]. При расчете усталостной прочности учитывается прогиб главных балок за счет введения корректирующего коэффициента. Результаты расчетов значений усилий в стержнях приведены в таблице 1, маркировка полей сил приведена на рисунке 2. Из таблицы 1 видно, что применение пакета StructureCAD является оправданным при расчете несущих конструкций мостовых кранов решетчатого сечения. В результате компьютерного моделирования были получены аналитические зависимости для определения усилий в наиболее нагруженных элементах фермы (поясах, стойках и раскосах): Стойка (вертикальный стержень): Q + Qr + 0.5G N1 = Ψ 9,8∙2 N1 Раскос: N2 = 2cosα Верхний пояс: 5.2 ∙ (N1∙9.7 – N1cosα) N3 = L∙H

Нижний пояс: N4 = N1 ∙ sinα – N3, где Q – грузоподъемность крана; QT – вес тали; G – собственный вес подкрановой балки. Выводы: 1. Был разработан и зарегистрирован на отраслевом и государственном уровне программный комплекс «Определение остаточного ресурса мостовых кранов с балкой решетчатого сечения» [11], в котором реализована методика расчета остаточного ресурса, учитывающая приведенные выше особенности эксплу-

413

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы атации и нагружения кранов. Методика была одобрена Курганским управлением Ростехнадзора и применяется при обследовании кранов на ОАО Курганмашзавод; 2. Специалистами ООО «РЕМЭКС» за период с 2006 по 2014 год при помощи разработанного программного обеспечения был определен остаточный ресурс более чем у 30 мостовых кранов решетчатого сечения. Выданы рекомендации о снятии с эксплуатации 3 кранов, выработавших свой ресурс работы. Литература 1. http://otipb.ucoz.ru/publ/kotlonadzor_ obstojatelstva_i_prichiny_avarij/8-1-01099.

2. Пишмин Ю.И., Наугольнов В.А., Пишмин И.Ю. Общие принципы технической диагностики мостовых кранов // «Инженерный вестник Дона», 2012, № 4. URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/ n4p2y2012/1385.

3. Пишмин Ю.И., Наугольнов В.А., Пишмин И.Ю. Способ диагностики геометрических параметров ходовой части мостовых кранов радиального действия // «Инженерный вестник Дона», 2012, №4. URL: ivdon.ru/ru/magazine/ archive/n4p2y2012/1386.

4. Maddox S. J. The effect of plate thickness on the fatigue strength of fillet welded joints.

Abington Weld. Inst, 1987. – 48 p.

5. Sarkani S., Lutes Loren D. Fatigue exsperiments for welded joints under pseudonarrowband loads // Struct, eng. 1988. – Vol. 114 (№ 8). -P. 1901–1916 6. РД 10-112-5-97 «Методические указания по обследованию грузоподъемных машин с истекшим сроком службы».

7. СТО 24.09-5821-01-93 «Краны грузоподъемные промышленного назначения. Нормы и методы расчета стальных конструкций».

8. Концевой Е.М., Розенштейн Б.М. Ремонт крановых металлоконструкций. М.: Машиностроение, 1979. – 687 с.

9. Прочность, устойчивость, колебания: Справочник в 3-х томах/ под. ред. Биргера И.А. – М.: Машиностроение, 1968.

10. Соколов С.А. Металлические конструкции подъемно-транспортных машин: Учебное пособие. – Спб.: Политехника, 2005. – 423 с.

11. «Определение остаточного ресурса мостовых кранов с балкой решетчатого сечения»: свидетельство об отраслевой регистрации разработки № 14251 / Овсянников Е.М., Овсянников В.Е. – № 50200800111; заявл. 19.02.2010; опубл.

19.02.2010. Инновации в науке и образовании №9 (44). 6 с.

414

Опыт и проблемы эксплуатации мостовых кранов Андрей ВЫСОТИН, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Алексей СЕМЕНОВ, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Владимир ЖИГАНОВ, эксперт ООО «РЕМЭКС» (г. Чебоксары) Виктор ОВСЯННИКОВ, кандидат технических наук, доцент Курганского государственного университета (г. Курган)

В данной статье проведен анализ основных проблем, которые возникают в ходе эксплуатации электромостовых кранов. Выделены основные направления повышения эффективности использования рассматриваемых видов подъемно-транспортных механизмов. Ключевые слова: грузоподъемные краны, проблемы, эксплуатация, обслуживание, пути.

М

остовые краны и другие грузоподъемные механизмы являются одним из самых важных видов вспомогательного оборудования любого производства ввиду того, что выход из строя такого механизма может привести к остановке значительной части цеха. Учитывая многолетний опыт в области обследования кранов, можно отметить, что в последнее время в эксплуатации грузоподъемных кранов был выявлен ряд проблем: ■ обеспечение квалифицированным персоналом; ■ технологическое обеспечение эксплуатации и ремонта кранов; ■ эксплуатация кранов и крановых путей.

В последние годы подготовка обслуживающего персонала (машинисты кранов, слесари-ремонтники, электромонтеры) производится исключительно в специализированных учебных центрах. Теоретическое обучение проводится согласно утвержденным программам, а с практической подготовкой возникают проблемы, так как опытных сотрудников, способных обучить молодых специалистов всем особенностям ремонта и обслуживания кранов, недостаточно. Из-за этого у начинающих ремонтников возникают проблемы: ■ вызывает большие затруднения регулировка тормозных механизмов крана: тормоза либо затянуты слишком сильно, либо слишком слабо;

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

■ вызывает затруднения замена грузовых канатов крана; ■ после замены ходовых катков мостовые краны начинают хуже передвигаться, происходит интенсивный износ подкранового рельса и реборд катков. Выполнить геометрическую выверку металлоконструкций крана такой специалист не способен. Следствием этого является то, что на одном пролете у кранов образуется разный фактический пролет крана по ходовым каткам, отсутствие выставки катков крана и грузовой тележки, что приводит к сбоям в работе крана и ускоренному выходу их из строя. Вновь устанавливаемые мостовые краны оснащаются современным электрооборудованием и новыми системами управления, что требует привлекать к выполнению работ высококвалифицированный персонал. Как правило, наиболее опытные сотрудники задействованы на ремонте и обслуживании основного технологического оборудования, а на обслуживание кранов сотрудники выделяются по остаточному принципу, отсюда низкое качество ремонтов и монтажа. Часть проблем можно решить, разрабатывая подробные технологические процессы. Следует указывать в техпроцессе требования по маркировке платиков и букс ходовых катков, чтобы решить проблемы, возникающие при монтаже. Также необходимо маркировать дистанционные кольца ходовых катков. Отсутствие пересортицы и правильная установка ходовых катков позволят решить многие проблемы, связанные с эксплуатацией крана. Необходимо разрабатывать подробные технологические процессы на сварочные работы, особенно проводимые при рихтовке подтележечного рельса. Без данного требования сварщики проваривают рихтовочные пластины по периметру, что вызывает прогрев верхних поясов главных балок и как следствие деформацию балок. Одной из самых актуальных проблем является отсутствие взаимосвязи при эксплуатации крановых путей и кранов. В правилах [1] четко установлено наличие слесарей по ремонту кранов и их обязанности, но нет требований о возложении на них обязанностей по проведению текущего обслуживания и ремонта крановых путей. В типовой инструкции для слесарей по ремонту кранов [2] также нет требований проведения ремонта крановых путей. В руководящих документах по обследованию подкрановых путей [3, 4] указано, что ремонт должен про-

водить специально обученный и аттестованный персонал специализированной организации. Капитальный ремонт и замена рельсов производится специализированными организациями, а текущего обслуживания не проводится. Объемы текущих обслуживаний крановых путей нигде не регламентированы. Кроме того, сложно обеспечить безаварийную эксплуатацию кранов и крановых путей, так как у этих двух составляющих разные ответственные исполнители, а отсюда возникают затруднения, связанные с синхронизацией данных структурных единиц, задействованных в эксплуатации и ремонте грузоподъемных кранов. Решение приведенных организационно-технических проблем, а также применение комплексного подхода с участием всех заинтересованных сторон к решению вопросов безопасной эксплуатации кранов и крановых путей позволит значительно продлить срок безаварийной службы грузоподъемных кранов, а также избежать значительного числа связанных с этим несчастных случаев. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 ноября 2013 года № 533).

2. ТИ Р М 015-2000 «Типовая инструкция по охране труда для слесарей по ремонту и обслуживанию грузоподъемных машин».

3. РД 10-138-97 «Комплексное обследование крановых путей грузоподъемных машин».

4. РД 34.21.621-95 «Методические указания по рихтовке подкрановых путей».

5. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

6. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538).

7. РД 10–08–92 «Инструкция по надзору за изготовлением, ремонтом и монтажом подъемных сооружений».

8. РД 03–298-99 «Положение о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности». ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Рис. 1. Деформация настила грузовой тележки

Рис. 2. Деформация ребер жесткости металлоконструкции грузовой тележки со стороны проходной галереи

Рис. 3. Деформация несущих конструкций

Рис. 4. Трещина концевой балки с нетроллейной стороны у ведомого катка

Рис. 5. На концевых балках (около букс) установлены ребра жесткости без оформления нормативно-технической документации

415

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Оценка тепловой устойчивости резервуаров с нефтепродуктами к воздействию теплового излучения при пожарах пролива УДК: 622.69 Евгений ШИШЛОНОВ, генеральный директор ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск) Владимир СТЕПАНЯНЦ, ведущий эксперт ООО «ТехноГарант» (г. Москва) Дмитрий АФАНАСЬЕВ, эксперт отдела ЭПБ ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск) Евгений ТКАЧ, эксперт отдела БЗиС ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск) Максим ШУМИЛИН, эксперт отдела БЗиС ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск)

В статье приведен обзор научных работ о тепловом воздействии на емкостное оборудование и резервуары в случае аварии. Авторы предлагают альтернативный метод, основанный на оценке критического времени теплового воздействия. В статье рассматривается реализация указанного метода на примере аварии на резервуарах типа РВС-20000. Ключевые слова: авария, тепловое излучение, тепловой расчет, критическая температура, пожар пролива, гидродинамическая волна, прогнозирование, расчет, резервуар, ТЭЦ.

П

ри анализе и оценке опасностей, связанных с пожарами пролива нефтепродуктов при разрушении резервуаров, одной из основных задач является прогнозная оценка воздействия пожара пролива на соседние резервуары, возможности цепного развития аварии по принципу «домино». Степень устойчивости к тепловому воздействию смежных резервуаров, расположенных в обваловании на расстоянии Li от фронта пламени пожара пролива, определяется сравнением интенсивности теплового облучения единицы поверхности стенки резервуара с критерием потери устойчивости к тепловому воздействию. Расстояние от фронта пламени до резервуара считается безопасным, если максимальная плотность падающего на единицу поверхности резервуара теплового потока не превышает максимально допустимого его значения, определяемого из условий нагрева элементов конструкции до температуры самовоспла-

менения нефтепродукта, заполняющего резервуар. Анализ работ, содержащих данные о последствиях теплового излучения при пожарах пролива на емкостное оборудование и резервуары, показал, что во всех работах, посвященных указанному вопросу, в качестве нормируемой величины принимаются различные величины критической температуры и интенсивности теплового излучения. В работе [1] величину критической интенсивности теплового воздействия рекомендуется принимать равной 20 кВт/м2. В работе [2] приводятся следующие значения допустимой плотности теплового потока, падающего на стенку резервуара, при следующих условиях:

■ Распространение пожара возможно, даже если находящиеся в опасности резервуары охлаждаются 36 кВт/м2 ■ Распространение пожара маловероятно при достаточном охлаждении

12 кВт/м2 ■ Распространение пожара почти невозможно 8 кВт/м2 В работе [3] в качестве критической температуры не смоченной жидкостью стенки резервуара принята величина 425–430 °С, при этом интенсивность падающего на стенку резервуара не должна превышать 13,5 кВт/м2 в отсутствие ветра, 22 кВт/м2 при скорости ветра 10 м/сек. В указанных работах время теплового воздействия на емкостное оборудование и резервуары не нормируется, в то время как последствия разрушающего воздействия на оборудование и конструкционные элементы объекта определяются дозой теплового воздействия. В работе [4] приведены значения «критической» интенсивности облучения баков (резервуаров) с нефтепродуктами, нагревание которых за указанное время воздействия до температуры их самовоспламенения1 способно привести к взрыву и разрушению сосуда, представлены в таблице 1. Критериальная зависимость от времени t интенсивности теплового воздействия на резервуар с нефтепродуктом, нагревание которого до температуры самовоспламенения может привести к взрыву паровоздушной смеси в газовой полости резервуара и его последующему разрушению, получена на основе аппроксимации степенной функцией эмпирических данных, приведенных в таблице 1.

Таблица 1. Критическая интенсивность облучения резервуаров с нефтепродуктами Время действия τ, мин.

5

10

15

20

29

>30

«Критическая» интенсивность облучения, кВТ/м2

34,9

27,6

24,8

21,4

19,9

19,5

1 Под температурой самовоспламенения понимается минимальная температура, при которой пары нефтепродуктов в смеси с воздухом воспламеняются без внешнего источника воспламенения. Температура самовоспламенения уменьшается с увеличением среднего молекулярного веса нефтепродукта. Мазуты самовоспламеняются при 280–300 °С, дизельные топлива – 320–380 °С, керосины – 360–380 °С, бензины – 400–450 °С [5].

416

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 1. Зависимость «критической» интенсивности облучения резервуаров с нефтепродуктами, нагревание которых до температуры их самовоспламенения способно привести к взрыву в газовой полости резервуара

Рис. 2. График определения критического времени теплового воздействия на поверхность резервуара, отстоящего на расстоянии R от центра пожара пролива

50 Зона разрушения резервуара при тепловом воздействии 40 q(t) 30

20

10

Зона устойчивости к тепловому воздействию 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Зона разрушения резервуара при тепловом воздействии

Доза теплового воздействия, кДж/м2

Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

60

t 100

0

Qкр(t)

0

Q(R,t)

Зона устойчивости резервуара к тепловому воздействию

tкр

Время облучения поверхности, мин.

qкр(t) = a + b ∙ (t – t0)α (1) где qкр(t) –критическая интенсивность облучения стенки резервуара; t – время облучения стенки резервуара; a– параметр сдвига; b – коэффициент наклона; t0 – сдвиг по времени, обеспечивающий положительную определенность аргументов степенной функции на всем рассматриваемом интервале времени. На основе выражения (1) построен график критериальной зависимости интенсивности облучения резервуаров с нефтепродуктами от времени воздействия облучения, представленный на рисунке 1. Критическое время теплового воздействия на резервуары, которые расположены непосредственно в очаге открытого пламени или на различных расстояниях от фронта пламени, находится из решения системы двух уравнений

где первое уравнение представляет закритического значения t(L)висимость = , r ≤ L ≤ Lдозы k

теплового воздействия на поверхность резервуара от времени облучения t, второе уравнение позволяет определить текущую дозу теплового воздействия на поверхность резервуара на различных расстояниях Ri от геометрического центра пожара пролива в момент времени t. Интенсивность теплового излучения q(Ri), кВт/м2, на расстоянии Ri от геометрического центра пожара пролива до облучаемого объекта, рассчитывается по известным зависимостям в соответствии с приложением В нормативного документа [4]. На рисунке 2 в графическом виде представлена процедура решения системы уравнений (2) – определения критического времени нагрева резервуара, от-

стоящего на расстоянии Ri до температуры вспышки топливно-воздушной смеси в газовой полости резервуара, ее последующего взрыва и разрушения резервуара. Это время определяется как проекция на ось абсцисс точки пересечения наклонной линии – Q(Ri, t), проведенной из начала координат, с кривой Qкр(t), представляющей собой критериальную зависимость дозы теплового воздействия на поверхность резервуара, находящегося на расстоянии Ri от центра разлития горящего мазута. Пример реализации предлагаемого метода оценки критического времени теплового воздействия. Предлагаемый метод оценки критического времени теплового воздействия, при достижении которого может произойти воспламенение и взрыв парогазовоздушной смеси (ПГВС) в газовой полости резервуара, с последующим его разрушением, можно рассмотреть на примере наиболее опасного, с точки зрения последствий, возможного сценария развития аварии, которая может возникнуть на резервуарах типа РВС-20000, входящих в состав мазутохранилищ, план размещения которых на территории одной из ТЭЦ представлен на рисунке 3. Развитие аварии с наиболее тяжелыми последствиями на рассматриваемом мазутохранилище может происходить по следующему сценарию (С1А – стадия развития аварии на уровне А): взрыв парогазовоздушной смеси (ПГВС) в газовой полости одного из резервуаров хранилища  полное разрушение резервуара  формирование горящей гидродинамической волны прорыва  разрушение обвалования  разлив горящего мазута на прилегающую территорию  воздействие открытого пламени и теплового излучения на соседние резервуары  (С1Б – стадия развития аварии на уровне ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Б) разрушение соседнего резервуара в результате взрыва ПГВС в газовой полости резервуара  формирование горящей гидродинамической волны прорыва  разрушение обвалования  разлив горящего мазута на прилегающую территорию  воздействие открытого пламени и теплового излучения на персонал и объекты, находящиеся на прилегающей территории («эффект домино»). Прежде чем приступить к тепловым расчетам, необходимо определить основные параметры гидродинамической вол-

Рис. 3. План расположения основных объектов на территории ТЭЦ

3

1 1

11 2

9

4

6 5 7 8

Условные обозначения Границы территории ТЭЦ-25 Граница санитарной зоны Трасса мазутопровода 1 – мазутные резервуары 2 – мазутонасосная 3 – маслохранилище 4 – склад химреагентов 5 – котлотурбинный цех 6 – трансформаторы ОРУ 110 кВ 7 – трансформаторы ОРУ 220 кВ 8 – трансформаторы ОРУ 500 кВ 9 – ГРП-1

417

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

dL = √(2∙g[h(L) – hmin)) dt Текущее значение глубины слоя h(L) для данного объема растекающейся жидкости зависит от массы вещества, участвующего в аварии, его плотности при заданной температуре, текущего значения площади зеркала разлития и определяется из выражения Q h(L) = ρ∙π∙L2 ,

Характер изменения времени t(L), скорости dL/dt и глубины растекания гидродинамической волны разлива мазута до рассматриваемой точки территории для реальных параметров РВС-20000 хранения мазута и характеристик местности (исход­ ные данные для расчета представлены в таблице 2), представлен на рисунке 5. В результате расчета параметров растекания гидродинамической волны разлива мазута до рассматриваемой точки территории определены: ■ максимальное расстояние от центра растекания Lm = 300 м; ■ минимальная толщина слоя и время полного растекания гидродинамической волны разлива мазута составят соответственно hmin = 0.064 м и t(Lm) = 287 сек. Продолжительность пожара с учетом линейной скорости выгорания мазута составит 0,636 часа, или 38 минут. Форма зоны открытого пламени при растекании горящего мазута зависит от вида рельефа прилегающей к объекту территории. Для равнинно-плоских участков местности зона открытого пламени, с учетом рекомендаций [1], определяется площадью приведенного круга с центром в точке расположения резервуара: S = ρ·Lm2 = 282743 м2. С учетом требований, изложенных в [8, 9 и 10], разработан алгоритм прогнозирования теплового воздействия при пожарах

r

Lp

пролива на человека и технологическое оборудование, реализованный в Mathcad 13, который позволил получить все необходимые параметры для решения поставленной задачи. Основные параметры пожара пролива мазута представлены в таблице 3. Ситуационный план на мазутном резервуаре МБ-1 по сценарию С1А– развития аварии на уровне А представлен на рисунке 6. Как следует из рисунка 6, при возникновении и развитии аварии по сценарию С1А, в зону теплового воздействия открытого пламени попадает не только резервуар МБ-2, находящийся с ним в одной группе и в одном обваловании, но и, в случае разрушения обвалования, в зону открытого пламени попадает вторая группа резервуаров МБ-3 и МБ-4. Проведенные выше расчеты показали, что длительность пожара пролива мазу-

Наименование параметра, условное обозначение

Размерность

Значение

1

Объем резервуара, V

м3

20000

2

Плотность мазута, ρ

кг/м

950 39,9

, r ≤ L ≤ Lk

418

h(L)

№ п/п

, r ≤ L ≤ Lk

где r – радиус аварийного резервуара; Lk – максимальный радиус зеркала разлития при полном растекании мазута по подстилающей поверхности до минимальной толщины hmin., Квп – коэффициент впитываемости грунта. Исходные данные для расчета параметров гидродинамической волны растекания мазута из резервуара типа РВС20000 на территории ТЭЦ представлены в таблице 2.

g

Таблица 2. Исходные данные для расчета параметров гидродинамической волны растекания мазута из резервуара типа РВС-20000 на территории ТЭЦ

где Q – масса вещества, участвующего в аварии; ρ – плотность вещества; L – радиус зеркала разлития. Время растекания жидкости t(L) до точки, расположенной на расстоянии L от аварийного резервуара

t(L) =

Рис. 4. Принцип расчета гравитационного растекания «цилиндрического» слоя жидкости

hmin

ны разлива, определяющие ее поражающее действие – скорость, глубину потока и время растекания волны разлива до рассматриваемой зоны территории. Процесс разрушения резервуара чрезвычайно быстрый, а ударная сила волны прорыва крайне велика. Нормативное обвалование, рассчитанное на гидростатическое удержание вылившейся жидкости [6], под воздействием гидродинамического потока в 49% случаев разрушалось или промывалось, а в 29% случаев – поток перехлестывал через него [7]. Как следствие, жидкость растекалась по прилегающей территории на площади от нескольких десятков до сотен тысяч квад­ ратных метров. На уровне инженерной оценки времени растекания горящего мазута будем исходить из предположения, что «цилиндрический» слой жидкости, образовавшийся в результате квазимгновенного разрушения резервуара, растекается под действием только гравитационных сил (рис. 4). Скорость гравитационного растекания горящего мазута dL/dt при квази­ мгновенном разрушении резервуара связана с текущей толщиной «цилиндрического» слоя жидкости h(L) следующим соотношением:

3

3

Диаметр аварийного резервуара, D

м

4

Минимальная толщина слоя жидкости, hmin

мм

64

5

Ускорение свободного падения, g

м/с

9,81

6

Коэффициент впитываемости грунта, Kвп

б/р

7

Коэффициент заполнения резервуара

б/р

0,9

8

Площадь обвалования резервуаров мазутохранилища, Fоб

м2

11529

9

Высота обвалования, hоб

м

2

2

0,28

10

Линейная скорость выгорания мазута

м/час

0,1

11

Удельная массовая скорость выгорания мазута

кг/(м2·с)

0,035

Таблица 3 № п/п

Расстояние от центра резервуара до объекта, Ri, м

Коэфф. пропускания атмосферы, τ(Ri)

Угловой Интенсивность коэффициент облучения, облученности, кВт/м2 Fq(Ri)

Критическая доза облучения, кВт/м2

Время достижения критической дозы облучения, мин.

1

239,4

1

0,6941

27,77

881,26

31,7

2

244

0.9968

0.567

22.59

1813,6

80,3

3

248

0.994

0.517

20.54

3409,7

168,0

4

250

0,9926

0,497

19,72

5474,9

277,7

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 5. Характер изменения времени t(L), скорости dL/dt и глубины растекания гидродинамической волны разлива мазута до рассматриваемой точки территории при развитии аварии по сценарию С1А

16

16

14

14

12

12

10

10

8

8

6

6

4

4

2

2

0

0

t(L)

3.06∙105

270

2.63∙105

240 210 180

v(L),

3.5∙105

t(L), сек 300

150 120 90

Доза облучения, кДж/м2

v(L), h(L), м/сек м 18 18

Рис. 7. Результаты расчета времени потери тепловой устойчивости резервуаров, попавших в зону открытого пламени, в графическом виде

Qkr(t) 5 Qpr(t, 1) 2.19∙10 Qpr(t, 2) 1.75∙105 Qpr(t, 3) Qpr(t, 4) 1.31∙105

60

h(L)

50

100

150

200

250

300

350

8.75∙104

0

0

0

t1 = 31.7 t2 = 80.3 30 60 90 120

Рис. 8. Ситуационный план на мазутном резервуаре МБ-1 по сценарию С1Б – развития аварии на уровне Б

Маслохозяйство

МБ-4

МБ-4

МБ-3

МБ-3

R1 = 239 м R2 = 244 м R3 = 248 м

МБ-1

МБ-2 МБ-1

Масштаб 1:5000

та из резервуара МБ-1 составит не менее 36 минут. Представленные в таблице 3 и на рисунке 7 результаты расчета показывают, что продолжительность теплового воздействия с интенсивностью облучения 28,26 кВт/м3 в зоне открытого пламени составит не менее 31,7 минуты. За указанное время ПГВС в газовой полости резервуара нагреется до температуры самовоспламенения и последующего взрыва. На рисунке 7 в графическом виде представлены результаты расчета времени потери устойчивости резервуаров, попавших в зону открытого пламени. Ситуационный план на мазутном резервуаре МБ-1 по сценарию С1Б – развития аварии на уровне Б представлен на рисунке 8. Как следует из рисунка 8, при развитии аварии по сценарию С1Б на уровне Б в зону открытого пламени, кроме второй группы резервуаров МБ-3 и МБ-4, попадает группа резервуаров маслохранилища,

R4

150

t3 = 268 180 210

240

270

t4 = 277.7 300

t Время облучения поверхности, мин.

Маслохозяйство

МБ-2

R3

Зона устойчивости резервуара к тепловому воздействию

L Расстояние от центра растекания, м

Рис. 6. Ситуационный план на мазутном резервуаре МБ-1 по сценарию С1A– развития аварии на уровне А

R2

4.38∙104

30 0

R1

Зона разрушения резервуара при тепловом воздействии

включающая 12 резервуаров типа РВС-70 объемом 70 м3. Таким образом, полученная критериальная зависимость от времени воздействия интенсивности теплового облучения на поверхность стенки емкостного оборудования и резервуаров с нефтепродуктом, нагревание которых до температуры самовоспламенения может привести к взрыву и разрушению, и разработанный на ее основе графоаналитический метод расчета позволяет получить прогнозную оценку воздействия пожара пролива на соседние резервуары, возможности цепного развития аварии по «принципу домино». Для предупреждения подобного развития аварии необходимо разработать соответствующие компенсирующие мероприятия. Литература 1. Шебеко Ю.Н. и др. Методы оценки поражающих факторов крупных пожаТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ров и взрывов на наружных технологических установках. //Пожаровзрывобезопасность. 1999. Т8. № 4, с. 18–28.

2. Сучков В.П. Актуальные проблемы обеспечения устойчивости к возникновению и развитию пожара технологий хранения нефти и нефтепродуктов / Сучков В.П. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1995. – 68 с.

3. Pietersen C.M. Consequences of accidental reltases of hazardous material / Journal off Loss Prevention in the Process Industries /1990/ Vol.3.№1. P. 136-141 (Пайтерсен С.М. Последствия случайных выбросов опасного вещества. Журнал «Предотвращение потерь в нефтеперерабатывающих отраслях промышленности»).

4. Сафонов В.С. и др. Теория и практика анализа риска в газовой промышленности. М.: РАО «Газпром», 1996. – 208 с.

5. Технология переработки нефти. Часть первая. Первичная переработка нефти. М.: Химия. 2006. – 400 с.

6. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и неф­ тепродуктов: противопожарные нормы».

7. Швырков С.А. Анализ статистических данных разрушений резервуаров// Проблемы безопасности при чрезвычайных ситуациях. 1996. Вып. 5, с. 39–50 8. ГОСТ Р 12.3.047-98 «ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля».

9. НПБ-105-03 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности». М.: ФГУ ВНИИПО МЧС России, 2003. – 30 с.

10. Методика оценки последствий аварий на взрывопожарных объектах // Сборник методик по прогнозированию возможных аварий, катастроф и стихийных бедствий в РСЧС. М.: МЧС России, 1994 . – 42 с.

419

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Оценка работоспособности и гамма-процентного остаточного ресурса участков газопровода с дефектами типа овальности УДК: 622.691.4 Евгений ШИШЛОНОВ, генеральный директор ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск) Владимир СТЕПАНЯНЦ, ведущий эксперт ООО «ТехноГарант» (г. Москва) Олег САФРОНОВ, ведущий эксперт отдела БЗиС ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск) Евгений ТКАЧ, эксперт отдела БЗиС ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск) Максим ШУМИЛИН, эксперт отдела БЗиС ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск)

В статье предложен метод и алгоритмы оценки работоспособности и остаточного ресурса участков газопровода с дефектами типа овальности. Ключевые слова: техническое состояние, газопровод, остаточный ресурс, дефекты, овальность, уровень максимальных напряжений, нижняя доверительная граница, алгоритм, коррозионный износ.

П

ереход в газовой промышленности от традиционного регламентного ремонтно-технического обслуживания газопроводов к обслуживанию их по техническому состоянию предусматривает развитие системы диагностического обслуживания и разработку подходов, в том числе расчетных, к оценке работоспособности имеющих повреждения участков газопроводов для принятия решения о проведении выборочного ремонта. В настоящем время на основе проведенных исследований ВНИИГАЗ разработана методология расчетной оценки напряженного состояния овализованных участков магистральных газопрово-

420

Таблица 1 № п/п

qj

Uqj

№ п/п

qj

Uqj

№ п/п

qj

Uqj

1

0.75

0.67

13

0.87

1.13

25

0.99

2.33

2

0.76

0.71

14

0.88

1.18

26

0.993

2.46

3

0.77

0.74

15

0.89

1.23

27

0.995

2.58

4

0.78

0.77

16

0.90

1.28

28

0.997

2.75

5

0.79

0.81

17

0.91

1.34

29

0.998

2.88

6

0.80

0.84

18

0.92

1.41

30

0.999

3.09

7

0.81

0.88

19

0.93

1.48

31

0.99952

3.3

8

0.82

0.92

20

0.94

1.56

32

0.99984

3.6

9

0.83

0.95

21

0.95

1.65

33

0.99993

3.8

10

0.84

0.99

22

0.96

1.75

34

0.999997

4.5

11

0.85

1.04

23

0.97

1.88

12

0.86

1.08

24

0.98

2.05

Примечание: для промежуточных значений qi величина квантиля Uqi определяется интерполированием

Таблица 2. Исходные данные для оценки работоспособности участка газопровода с дефектом типа овализации № п/п

Наименование параметра

Размерность

Условное обозначение и его значение

1

Рабочая среда

б/р

Природный газ

2

Рабочее давление в трубопроводе

МПа

Р = 5.4

3

Давление в трубе в момент проведения измерений

МПа

РU = 0

4

Индекс категории участка трубопровода

б/р

Кat = 3

5

Наружный диаметр участка трубы

мм

DH = 520

6

Диаметр условный участка трубы

мм

Dy = 500

7

Диаметр наибольший трубы

мм

Dmax = 535

8

Диаметр наименьший трубы

мм

Dmin = 510

9

Номинальная толщина стенки участка трубы

мм

tn = 10

11

Нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла 17Г1С (предел текучести)

МПа

R2 = 362.6

12

Коэффициент Пуассона

МПа

μ = 0.3

13

Модуль Юнга

МПа

E = 2.059∙105

14

Наработка за период эксплуатации до момента контроля

год

τd = 10

дов. На ее основе разработаны взаимосвязанные методики оценки работоспособности участков газопроводов по величине овальности и по уровню макси-

мальных напряжений [1]. В случае, когда фактические напряжения больше допускаемых, рекомендуется либо замена дефектного участка, либо снижение рабо-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Риc. 1. Блок-схема алгоритма решения задачи оценки работоспособности участка трубопровода с дефектом типа овализации Определение геометрических характеристик трубы (Dн, tn – по сертификату) Измерение Dmax, Dmin в дефектном сечении типа овализации Измерение глубины повреждения h или остаточной толщины стенки δ в области дефектного сечения трубы Определение коэффициентов условий работы участка газопровода m и коэффициента надежности по назначению газопровода kн Определение физико-механических характеристик металла трубы (σт или σ0,2) Определение технологических характеристик (p, t) Определение допускаемых кольцевых напряжений [σкц]

[σкц] = m · R2H 0.9·kн Определение фактического параметра овальности трубы β Pu = 0

β=

Dmax– Dmin

Pu

β=

DH

Dmax– Dmin ∙(Pu+1)∙100% DH

Определение безразмерного параметра давления p   

D 2 Pn = 1 - μ ∙P∙  H 2∙E  tkmin

3

β ≤ [β]

β > [β] Условие не выполняется

Условие выполняется

2) замена дефектного участка врезкой катушки

1) снижение рабочего давления до величины: pd = a∙(b+√(b2+c) a = 100 ∙ b=

tkmin DH

[σкц] 3∙β ) – 0.226∙a2∙(1+ 2a 100 [σ ] c = 0.905∙a2∙ кц 100

Эксплуатация разрешена с последующим контролем остаточной толщины стенки в месте овальности через период времени, получаемый из расчета гамма-процентного остаточного ресурса Тγ, обусловленного утонением стенки в дефектном сечении трубы вследствие коррозионного износа до ее расчетного значения – tp, получаемого из решения следующего уравнения

 P∙D  θ(β∙DH)  H ∙ 1+  DH  2∙tp  400∙t  -6 p 1 + 2.21∙10 ∙P∙    tp

     

Исходя из конкретных условий, проводится одно из мероприятий:

3

– [σкц] = 0

Определение гамма-процентного остаточного ресурса Тγ участка трубы с дефектом типа овализации, обусловленного общим коррозионным износом стенки в соответствии с методикой [2]

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

421

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 2. Блок-схема алгоритма решения задачи оценки нижней доверительной границы гамма-процентного остаточного ресурса участка с дефектом типа овализации

Допустимый относительный износ стенки трубы

N δdcp := 1 ∙ ∑ tp

Определение среднего относительного износа стенки трубы δki = 1 – tki /tn в овальном сечении

N  i=1 tnl

Определяется квантиль функции Лапласа

N

1 ∑ ∙δ N i=1 ki

Uq0 :=

Определение среднего квадратического отклонения относительной толщины стенки трубы δki в овальном сечении в момент времени τд

В соответствии с полученным значением квантиля Uq0 по таблице 1 определяется значение функции Лапласа, подставляя которое в следующую формулу, получаем значение Г – % вероятности

N

Sδk :=

1 ∙∑ (δ – δ )2 N – 1 i=1 ki cp

Полагая СКО технологического допуска S0 = 0.05, определяется среднее СКО относительного износа

Sd =

Г=

√Sδki2-S02, если Sδki >S0 если Sδki ≤S0 0,

Q :=

Sd

√N – 2

422

δdcp∙δcpв – UГ∙√Sdв2∙δdcp2 + Sδd2 (δcpв2 - UГ2∙Sdв2) δcpв2 – UГ2∙Sdв2

Определяется нижняя доверительная (уровень доверия q = 0.95) оценка гамма-процентного (γ = 95%) остаточного ресурса

Sd √2N – 8

чего давления до величины допускаемого и про­дление эксплуатации трубопровода при сниженном давлении на срок, продолжительность которого в нормативном документе [1] не имеет расчетного обоснования. В связи с этим по данным замеров фактических значений толщины стенки в овализованном сечении и метода вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов, изложенного в [2], предложен метод расчета, позволяющий не только оценить состояние работоспособности участков газопровода с дефектами типа овальности в момент их контроля,

δdcp – δdpв ∙Ф   √S02 + Sdв2

Определяется параметр Q

Верхнее интервальное значение среднего квадратического отклонения относительного износа

Sdв := Sd Uqj∙

γ 100

По таблице 1 Г∙% вероятности соответствует UГ-квантиль

Верхнее интервальное значение среднего относительного износа

δcрв = δср +Uqj∙

δdcp – δcpв √S02 + Sdв2

  

δcp :=

  

Определение гамма-процентного остаточного ресурса Тγ участка трубы с дефектом типа овализации, обусловленного общим коррозионным износом стенки в соответствии с методикой [2].

Тγн = τд∙(Q – 1) Таблица 4. Результаты замеров толщины стенки участка с дефектом типа овализации в овальном сечении трубы № п/п

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Толщина стенки, мм

7.3

9,2

8,5

8,2

7,8

8,9

7,7

8,3

7,4

7,9

8,0

но и с заданной точностью и достоверностью получить нижнюю доверительную оценку гамма-процентного остаточного ресурса дефектного участка, обусловленного общим коррозионным износом стенки трубы до ее расчетного (отбраковочного) значения. На рисунке 1 представлена блок-схема алгоритма решения задачи оценки рабо-

тоспособности участка трубопровода с дефектом типа овализации. На рисунке 2 представлена блок-схема алгоритма решения задачи оценки нижней доверительной границы гамма-процентного остаточного ресурса. Необходимые для расчета остаточного ресурса значения квантилей нормального распределения Uqi, соответ-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ствующие вероятности qi, приведены в таблице 1. Приведенные алгоритмы легли в основу разработанной специалистами ООО «ТехноГарант» в среде MATHCAD 13 компьютерной программы «Оценка работоспособности и гамма-процентного остаточного ресурса участков газопровода с дефектами типа овальности». Практическая реализация предложенного метода расчета с использованием указанной программы показана на следующем примере. Пример 1. Оценить работоспособность участка газопровода с дефектом типа овализации. Исходные данные для расчета приведены в таблице 2. Вывод. Условия β≤[β] и σкц ≤ σкцд не выполняются, продление эксплуатации газопровода разрешается при снижении рабочего давления до допускаемого 5,0 МПа и проведении контроля геометрии сечения и толщины стенки через период, равный нижней доверительной границе гамма-процентного остаточного ресурса, получаемый в соответствии с алгоритмом, приведенным на рисунке 2. Исходные данные, используемые при расчете нижней доверительной границы гамма-процентного остаточного ресурса овализованного участка, включают замеры толщины стенки в овальном сечении участка трубы, представленные в таблице 4 и данных таблицы 2, за исключением рабочего давления, которое, в соответствии с проведенными рекомендациями, снижено до 5,0 МПа. Для рассматриваемого участка газопровода регламентированная вероятность γ=95%, доверительная вероятность q=0,95. Результаты расчета гамма-процентного остаточного ресурса овализованного участка представлены в таблице 5. Вывод. Допускается дальнейшая эксплуатация участка газопровода при условии снижения рабочего давления до Рр=5.0 МПа и проведения контроля геометрии сечения и толщины стенки трубы через период времени, представляющий собой нижнюю доверительную границу (уровень доверительной вероятности q= 95%) 95 % остаточного ресурса, равного 0,5 года. Литература 1. Р 51-31323949-42-99 «Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов». ОАО «Газпром».

2. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. М.: НТП «Трубопровод», 1995 год. (Согласована Госгортехнадзором России 11 января 1996 года).

Таблица 3. Результаты оценки работоспособности участка газопровода с дефектом типа овализации по параметру овальности и допускаемым напряжениям № п/п

Наименование параметра

Размерность

Условное обозначение и его значение

1

Фактический параметр овальности трубы

%

β = 4.81

2

Параметр давления

МПа

Рn = 4.141

3

Коэффициент надежности kH

б/р

kH = 1

4

Коэффициент условий работы m

б/р

m = 0.9

5

Допускаемое кольцевое напряжение

МПа

σкц = 362.6

6

Допускаемый параметр овальности трубы

%

βd = 4.444

7

Условие β ≤ [β]

%

не выполняется 4.81 > 4.44

8

Фактический параметр ∆ овальности трубы

мм

∆ = 6.3

9

Фактическое максимальное кольцевое напряжение

МПа

σкц = 376.76

10

Условие σкц ≤ [σкц]

МПа

не выполняется 376.76 > 362.6

11

Допускаемое рабочее давление

МПа

pd = 5.071

Таблица 5. Результаты расчета гамма-процентного остаточного ресурса участка газопровода с дефектом типа овализации № п/п

Наименование параметра

Размерность

Условное обозначение и его значение

1

Средний относительный износ стенки трубы

б/р

δcр = 0.189

2

Среднее квадратическое отклонение относительного износа стенки трубы

б/р

Sk = 0.059

3

Фактический параметр овальности трубы

%

β = 4.808

4

Параметр давления

МПа

Pn = 3.994

5

Коэффициент надежности kH

б/р

kH = 1

6

Коэффициент условий работы m для участка трубы III категории

б/р

m = 0.9

7

Допускаемое кольцевое напряжение

МПа

σкцd = 362.6

8

Допускаемый параметр овальности трубы

%

βd = 4.842

9

Выполнение условия β ≤ [β]

мм

Условие выполняется

11

Фактическое кольцевое напряжение

МПа

σкц(β) = 361.28

12

Выполнение условия σкц ≤ [σкц]

МПа

Условие выполняется

13

Расчетная толщина стенки трубы

мм

tp = 7.207

14

Дисперсия допустимого относительного износа

мм

Sd = 0.031

15

Верхняя интервальная оценка с односторонней доверительной вероятностью q = 0.95 среднего износа

б/р

δcрв = 0.206

16

Верхняя интервальная оценка с односторонней доверительной вероятностью q = 0.95 СКО износа

б/р

Sdв = 0.045

17

Значение аргумента функции Ф, который является ее квантилем

б/р

Uq0 = 1.0799

18

Вероятность, определяемая как произведение функции Ф и условной вероятности безотказной работы γ/100

б/р

Г = 0.81697

19

Квантиль нормального распределения, устанавливаемый по величине вероятности Г

б/р

UГ = 0.9079

20

Определение параметра Q

б/р

Q = 1/0495

21

Нижняя доверительная граница гамма-процентного остаточного ресурса

год

THγ _95% = 0.5

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

423

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Прогнозирование остаточного ресурса магистральных газопроводов по статистике отказов и общему коррозионному износу УДК: 622.691.4:620.197 Евгений ШИШЛОНОВ, генеральный директор ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск) Владимир СТЕПАНЯНЦ, ведущий эксперт ООО «ТехноГарант» (г. Москва) Дмитрий АФАНАСЬЕВ, эксперт отдела БЗиС ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск) Олег САФРОНОВ, ведущий эксперт отдела БЗиС ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск) Евгений ТКАЧ, эксперт отдела БЗиС ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск) Максим ШУМИЛИН, эксперт отдела БЗиС ООО «ТехноГарант» (г. Магнитогорск)

В статье рассмотрены теоретические и практические аспекты прогнозирования остаточного ресурса магистральных газопроводов по статистике отказов и общему коррозионному износу. В целях получения наиболее точного прогноза рекомендуется применять методику, использующую принцип корректировки удельной частоты аварий на газопроводах с помощью системы коэффициентов и/или балльных оценок. Ключевые слова: опасные производственные объекты, магистральные газопроводы, прогнозирование, диагностирование, методика, остаточный ресурс, статистика отказов, система коэффициентов, коррозионный износ, система коэффициентов, балльная оценка.

П

ри прогнозировании остаточного ресурса трубопровода возможна ситуация, когда данные об износе его элементов имеются не в полном объеме. Но имеются данные по отказам и информация о величине общего (среднего) износа на момент диагностирования. В нормативном документе [1] рассматривается метод оценки остаточного ресурса трубопровода, базирующийся на статистике отказов по обследуемому трубопроводу и данных о средних скоростях и предельно допустимых величин коррозионного износа элементов трубопровода. Остаточный ресурс в соответствии с [1] определяется по формуле:

τост = τd ∙

[δ] – δcp [δ] U1 – α

Uγ·(1 – α)

(1)

+δcp –1

где – τd – наработка трубопровода на момент диагностирования в годах;

424

[ δ ] – предельно допустимый износ, определяемый по формуле t [δ] = 1 – R ; tn tR – расчетная (отбраковочная) толщина стенки участка трубы; t n – номинальная толщина стенки участка трубы; δср – средний относительный коррозионный износ стенки участка трубы, определяемый по формуле δср =Δср/tn; Δср – величина общего износа при линейной модели коррозионного износа, которая равна произведению средней скорости износа на величину наработки к моменту диагностирования Δср =Vср· τd; U1 – α – квантиль нормального распределения, соответствующий вероятности безотказной работы P(τd) = (1 – α); Uγ·(1 – α) – квантиль нормального распределения, соответствующий регламентированной вероятности прогноза остаточного ресурса γ·в %: γ·(1– α)·0,01.

Допустим, что доля отказавших элементов на момент диагностирования τd составляет α = (r+1)/Z, где r – число отказавших элементов, Z – полное число элементов в трубопроводе (фасонных деталей и отдельных труб). При этом точечная оценка вероятности безотказной работы на момент диагностирования равна: P(τd ) = 1 – α (2) В данном случае полагается, что на момент диагностирования возможно дополнительное, не зафиксированное в паспорте разрушение. Таким образом, в качестве расчетного числа разрушений принимается действительное значение плюс единица. Очевидно, что такое допущение идет в запас. Число элементов Z, включая отрезки труб и фасонные детали, можно определить непосредственно по паспорту трубопровода или для ориентировочных оценок по формуле: Z = L/lэл (3) где L – длина газопровода в метрах, lэл – среднее расстояние между элементами. Одним из важных этапов расчета остаточного ресурса является выбор регламентированной вероятности прогноза остаточного ресурса γ %. Для рассматриваемых в методике трубопроводов принимают значение регламентированной вероятности γ = 95%. Значение 0,95 рекомендуется принимать в качестве доверительной вероятности β. Необходимые для расчета остаточного ресурса значения квантилей нормального распределения Uβ, соответствующие вероятности β, приведены в таблице 1. Если в расчетах необходимо определить квантиль Uq, то β заменяется на q, а если нужно значение Uγ, то вместо β подставляется 0,01γ и т.д. [1]. Примечание: для промежуточных значений β величина квантиля Uβ определяется интерполированием. Следует отметить, что в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности существует банк данных

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

по скорости общей коррозии [2], который используется при проектировании трубопроводов для назначения прибавки на коррозию. Этими данными можно воспользоваться и при диагностировании, принимая в пределах разброса опытных данных верхнее значение Vcp, учитывая при этом очевидное ограничение [1]: 0,85∙tn – tR Vcp < .

τd

Кроме этого, общий (средний) износ достаточно надежно определяется на прямых участках трубопровода и не требует большого числа точек измерения. Однако для удовлетворительной оценки вариации износа необходимо провести измерение толщины стенки во всех потенциально опасных участках. В отличие от указанного способа определения вероятности безотказной работы по формуле (3), предлагается при прогнозировании остаточного ресурса потенциально опасных участков магистральных газопроводов для оценки ожидаемой частоты их отказов использовать методику балльно-факторной оценки ожидаемой частоты аварий [3], применение которой рекомендовано нормативными документами [4,5]. В зависимости от совокупности конкретных значений различных факторов влияния (ФВ), имеющих место на рассматриваемом участке трассы, интенсивность аварий на нем будет в той или иной степени отличаться от средней по отрасли [λср, аварий/ (1000 км·год)]. Суть методики состоит в том, что на каждом i-том участке трассы определяется значение интегрального коэффициента влияния kвлi, показывающего, во сколько раз локальная интенсивность аварий отличается от λср, и рассчитываемого как произведение 3-х коэффициентов влияния (КВ): регионального (kРЕГ), «диаметрального» (kD) и локального (kЛОК). То есть локальная интенсивность аварий на n-ом участке трассы может быть выражена как: λn = λср∙kВЛi = λср∙(kРЕГ∙kD∙kЛОКn) (4) Региональный КВ kРЕГ корректирует λср в зависимости от регионального газотранспортного объединения ОАО «Газпром», в ведении которого находится анализируемый участок МГ:

λcp(регi) , (5) kРЕГ = λcp (регi) где λср – среднестатистическая ин-

тенсивность аварий на МГ, находящихся в ведении определенного регионального газотранспортного объединения ОАО «Газпром». Коэффициент kРЕГ, значения которого рассчитаны по результатам анализа статистики аварий в каж-

Таблица 1 β 0,75

0,76

0,77

0,78

0,79

0,80

0,81

0,82

0,83

0,84

Uβ

0,67

0,71

0,74

0,77

0,81

0,84

0,88

0,92

0,95

0,99

β

0,85

0,86

0,87

0,88

0,89

0,90

0,91

0,92

0,93

0,94

Uβ

1,04

1,08

1,13

1,18

1,23

1,28

1,34

1,41

1,48

1,56

β

0,95

0,96

0,97

0,98

0,99

0,993

0,995

0,997

0,998

0,999

Uβ

1,65

1,75

1,88

2,05

2,33

2,46

2,58

2,75

2,88

3,09

Для промежуточных значений β величина квантиля Uβ определяется интерполированием

Таблица 2. Средняя интенсивность аварий и региональный коэффициент влияния на газопроводах разных газотранспортных объединений ОАО «Газпром» за период с 1991 по 2002 год Средняя протяженность газопроводов, Ln, км

Средняя интенсивность аварий, λn, 1/(1000км ·год)

Значение регионального коэффициента влияния, Kрегn

1

0,09

0,417

19

0,348

1,621

7

0,089

0,413

12074,2

21

0,145

0,675

6308,0

53

0,700

3,259

ООО «Каспийгазпром»

1170,2

12

0,855

3,977

ООО «Кубаньгазпром»

4803,6

15

0,260

1,211

№ п/п

Название предприятия

1

ООО «Астраханьгазпром»

929,7

2

ООО «Баштрансгаз»

4544,4

3

ООО «Волгоградтрансгаз»

6573,1

4

ООО «Волготрансгаз»

5

ООО «Кавказтрансгаз»

6 7

Число аварий, Nавn

8

ООО «Лентрансгаз»

8227,5

21

0,213

0,990

9

ООО «Мострансгаз»

24005,7

32

0,111

0,517

10

ООО «Оренбурггазпром»

1368,5

2

0,122

0,567

11

ООО «Пермтрансгаз»

10121,0

25

0,206

0,958

12

ООО «Самаратрансгаз»

4827,6

9

0,155

0,723

13

ООО «Севергазпром»

8460,8

56

0,542

2,567

14

ООО «Сургутгазпром»

5131,6

9

0,146

0,680

15

ООО «Таттрансгаз»

3596,7

7

0,162

0,755

16

ООО «Томсктрансгаз»

3945,4

7

0,148

0,688

17

ООО «Тюментрансгаз»

26267,2

52

0,165

0,768

18

ООО «Уралтрансгаз»

6673,4

10

0,125

0,581

19

ООО «Югтрансгаз»

7569,8

20

0,220

1,025

Таблица 3. Зависимость интенсивности аварий λср(D) (ав./1 000 км в год) и коэффициента влияния от диаметра газопроводов (за период с 1991 по 2002 год) Диаметр, мм

Число аварий за 1991–2002 годы

Среднее значение протяженности газопроводов, тыс. км

λср(D)

KD(ср)

1420

85

47,97

0,148

0,68

1220

104

24,58

0,353

1,61

1020

46

15,77

0,243

1,11

820

18

4,55

0,330

1,51

720

30

11,26

0,222

1,01

530

30

11,9

0,212

0,97

<530

64

27,12

0,197

0,90

По всем диаметрам

377

Lср =143,65

λср = 0,219

1,0

дом, отражает влияние на λср факторов глобального характера, обусловленных особенностями хозяйственного, культурного, социально-демографического развития конкретного региона на обо-

зримом историческом отрезке, и дает возможность учесть влияние на аварийность на рассматриваемом участке завуалированных, трудно распознаваемых причин.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

425

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Для определения регионального КВ (kРЕГ), указанного в формуле (4), предлагается использовать данные по удельной аварийности (ав./(1 000 км·год) за двенадцатилетний период с 1991 по 2002 год по различным газотранспортным объединениям ОАО «Газпром», представленные в таблице 2 [5]. Коэффициент влияния (k D), названный диаметральным, корректирует λср в зависимости от диаметра анализируемого МГ: ,

(сp)

λDрег х, км

Рис. 2. Статистическая зависимость среднего количества аварийных отказов газопроводов от длины перегона между КС (по потоку газа) 60 55 50 45

(6)

где λcp(D) – среднестатистическая интенсивность аварий на МГ с диаметром D. Зависимость интенсивности аварий λcp(D) (ав./1 000 км в год) и коэффициента влияния от диаметра газопроводов (за период с 1991 по 2002 год) представлена в таблице 3 [5]. Локальный КВ (kЛОК) учитывает совокупное влияние на интенсивность аварий всех конкретных местных ФВ, учитывающих неравнозначное на разных участках трасс МГ влияние на газопровод различных внешних и внутренних факторов: природно-климатических условий, технико-технологических, эксплутационных и возрастных параметров МГ, антропогенных (связанных с промышленно-хозяйственной деятельностью, плотностью населения) и других факторов, изменяющихся, как правило, вдоль трассы МГ, и для своего расчета потребовал разработки специальной балльной системы, в которой каждому значению fijs каждого фактора Fij ставится в соответствие определенное, назначаемое на основании экспертной оценки, количество баллов Вijs (по 10балльной шкале), отражающее «силу» или «интенсивность» отрицательного влияния данного фактора на λ: Вijs = φij(fijs), (7) где φij – функция дискретного или непрерывного аргумента, задаваемая экспертом для каждого ФВ Fij. При этом 0 баллов соответствует «наилучшему» натуральному значению того или иного фактора, при котором его отрицательное влияние на λ минимально, а 10 баллов соответствует «наихудшему» натуральному значению фактора, при котором его отрицательное влияние на λ максимально. При рассмотрении конкретного участка МГ определяется значение каждого ФВ и соответствующее ему число баллов, взвешиваемое затем с помощью коэффициентов pi и qij. Сумма всех взвешенных балльных оценок (БО) факторов дает суммарную фактическую БО

426

λп

Количество отказов (аварий)

λ (D) kD = cp λcp

Рис. 1. Распределение интенсивности аварий вдоль трассы МГ

40 35 Nавстi

30 25 20 15 10 5 0

0

10

20

30

40 50 60 70 80 90 100 110 Длина перегона между КС (по потоку газа) l, км

участка, а ее отношение к БО Вср некоего среднестатистического участка дает значение локального КВ: I

J(i)

∑ ∑

kЛОКn =

i=1 j=1

pi∙qij∙Bij Bcp

,

(8)

где Bij – БО фактора Fij; pi – доля i-той группы ФВ; qij – доля j-го ФВ в i-той группе; Вср – БО среднестатистического по ЕСГ РФ участка МГ. Bср получается на основе определения средних по ЕСГ значений fij(cp) каждого ФВ и соответствующих им БО Вij(cp) по той же 10-балльной шкале и рассчитывается по формуле: I

Bср =

J(i)

∑ ∑

i=1 j=1

pi∙qij∙Bij(cp)

(9)

Строгий расчет средних значений каждого ФВ возможен при наличии данных об относительной протяженности участков (их доле от общей протяженности МГ ЕСГ РФ), на которых наблюдаются различные значения рассматриваемого ФВ. Например, если фактор Fij имеет S дискретных значений {fij1,...,fijs, ..., fijS}, причем общие протяженности в пределах РФ участков МГ, на которых действуют эти значения, составляют Lij1,..., Lijs,..., LijS соответственно, то среднее значение данного ФВ, можно рассчитать по формуле: S Lijs fij(cp) = ∑ fijs∙ , (10) L0 s=1 где L0 – общая протяженность МГ в РФ. Соответствующая БО среднего значения (БОСЗ) в 10-балльной шкале для случая линейной функции Bij = φij(fij) может быть

120

130 140

150

рассчитана следующим образом: 10fij(cp) Bij(cp) = , (11) fijS где fijS – максимальное или «наихудшее» значение ФВ, которому соответствует 10 баллов. В ином случае БОСЗ рассчитывается по соответствующему выражению функции Bij= φij(fij). Если возможные значения ФВ не количественные, а качественные, то БОСЗ ФВ рассчитывается по формуле (8), в которую вместо значений fijs подставляются их БО Bijs. Определив таким образом БОСЗ всех ФВ, можно рассчитать суммарную БО (Bср) среднестатистического участка МГ РФ по формуле (6). Следует подчеркнуть, что точный расчет средних значений ФВ затруднителен, а для ряда из них невозможен даже приближенный расчет в силу ограниченности или отсутствия соответствующих статистических данных. Для таких факторов БОСЗ назначаются экспертом. При расчете БОСЗ используются статистические данные различных источников по техническому состоянию МГ ЕСГ РФ, а также нормативные и статистические материалы, имеющие отношение к рассматриваемым ФВ. Окончательная формула для расчета локального значения интенсивности аварий на n-ом участке трассы имеет вид: I

λi = λcp∙kРЕГ∙kD

J(i)

∑ ∑

pi∙qij∙Bij

∑ ∑

pi∙qij∙Bij(cp)

i=1 j=1 I J(i) i=1 j=1

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

.

(12)

Расчет по ней локальных значений интенсивности аварий для каждого участка трассы дает возможность получить распределение удельной частоты аварий по длине трассы λn(x). В качестве иллюстрации на рисунке 1 показан характер распределения интенсивности аварий вдоль трассы газопровода. (ср) Здесь λDрег – средняя по региону интенсивность аварий на МГ диаметра D. Ширина ступенек на рисунке 1 определяется длиной участков, полученных при разбиении трассы. Рассчитанные значения λn могут непосредственно использоваться для расчета риска в пределах данного (n-го) участка трассы в качестве удельной статистической вероятности возникновения аварии на этом участке. При отсутствии необходимого объема достоверной информации допускается проводить расчет kлок для близких по природно-климатическим условиям, технико-технологическим, эксплутационным и возрастным параметрам и инженерно-геологическим характеристикам участков газопроводов по ниже следующей упрощенной схеме [5]. Как свидетельствует анализ статистики аварий, проведенный за значительный интервал времени по целому ряду контрольных участков на основных газотранспортных коридорах ЕСГ ОАО «Газпром», распределение аварий на перегоне между компрессорными станциями (КС) имеет выраженный неравномерный характер [6] (см. статистическую зависимость Nавстi на рисунке 2). В [7] предложена следующая функция распределения аварийности по длине перегона между КС: F (L) = [1 – exp(–ψL)]/[1 – exp(–ψ)], (13) где ψ – параметр неравномерности распределения аварий; L = l/L (0 < L < 1); L – длина перегона между КС; l – координата места аварии на перегоне по потоку газа (0<l< L). Согласно расчетам, выполненным для северных газопроводов (но которые, как показал анализ, можно одинаково успешно применять и для других транспортных коридоров [8, 9]), значение параметра ψ = 2,7. Исходя из изложенного, распределение ожидаемой частоты аварийных разрывов по длине перегона будет выражаться функцией: λ ∙k ∙k l (14) λ(l) = cp –ψрег D ∙e–ψ∙ L , 1–e результат интегрирования которой на участке Δl = li+1– li есть вероятность разрыва газопровода в течение года на этом участке: Pli+1 – li = λcp∙kрег∙kD∙L∙[F(Li+1) – F(Li)] =

Таблица 4 № замеряемого места по схеме

Толщина стенки, мм Фактическая (tk)

Диаметр трубы, мм

Номинальная tnk

1

2

3

4

5

6

1

10.0

10.0

9.6

10.0

12

1020

2

9.9

9.8

9.6

9.6

12

1020

3

11

11

11.3

10.5

12

1020

4

10.4

11.1

11.3

10.8

12

1020

5

111

11.3

11

11.1

12

1020

λcp∙kрег∙kD

l l i+1 (15) ∙e–ψ∙ L – e–ψ∙ L .

1 – e –ψ Обозначим найденную вероятность для n-го участка через αn = Pli+1 – li, тогда вероятность безотказной работы (ВБР) для n-го участка будет равна 1 – αn. По найденной ВБР n-го участка газопровода с помощью таблицы 1 методом интерполяции находим на n-ом участке газопровода U1 – αn – квантиль нормального распределения, соответствующий ВБР вероятности безотказной работы – (1 – αn); U1 – αn∙γ∙0.01 – квантиль нормального распределения, соответствующий регламентированной вероятности γ =95% прогноза остаточного ресурса – γ (1 – αn)·0,01. Рассмотрим на конкретных примерах реализацию изложенных выше методов расчета. Примеры расчета прогнозирования остаточного ресурса газопромыслового трубопровода по отказам его элементов Пример 1. В 2002 году проведено техническое диагностирование нефтегазопромыслового трубопровода газотранспортного объединения ООО «Волгоградтранс­ газ», транспортирующего продукты, не содержащие сероводорода, с наружным диаметром 1 020 мм, номинальной толщиной стенки tn = 12 мм и рабочим давлением 4,5 МПа. Магистральная часть трубопровода смонтирована из труб из стали 17Г1С по ГОСТ 20295 – 85. Трубопровод находится в эксплуатации с 1990 года. Механические свойства стали труб, определенные через твердость, имеют значения не ниже требований, временное сопротивление разрыву материала труб R1н = 510 МПа, предел текучести R2н = 360 МПа. Длина трубопровода между КС равна 120 км. 3а время эксплуатации трубопровода по результатам анализа технической документации ни одной течи, связанной с износом стенок труб, не зафиксировано. Проведенные при диагностировании замеры толщины стенки трубопровода, характеризующегося общей коррозией, показаны в таблице 4. Расчетное (отбраковочное) значение толщины стенки газопровода tR = 8,82 мм.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Замеры толщин стенок труб по результатам диагностики представлены в таблице 4. Расположение мест замеров толщины стенки по сечению трубы показано на рисунке 3. Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода с вероятностью прогноза γ = 95%. Расчет проводится в следующей последовательности.

1. Находим средний относительный износ: N 20 δcp = 1 ∙∑ δi = 1 ∙∑ δi = 0,1595 N i=1 20 1 2. Предельно допустимый износ определяем по формуле: t 8,82 [δ] = 1 – R = 1 – = 0,265 tn 12 В зависимости от удаленности от КС по ходу газа разбиваем обследуемый газопровод на 12 участков, протяженность одного участка составит 10 км. Число элементов на участке Z = lуч/lэл. = 10 000/10 = 1000. За время эксплуатации не было зафиксировано ни одной течи, связанной с износом стенки – r = 0. Значение 1 – α = 1 – 1/1 000 = 0.999. Регламентированная величина при γ = 95 % и 0.01γ·(1 – α) = 0.95·0.999 = 0.9358. По таблице 1 для β =0.999 и β =0.01γ·(1 – α) = 0.9358 находим соответственно квантили нормального распределения: U1 – α = 3.09 и методом интерполирования U γ(1 = 1.6415.

– α) Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95% подсчитывается по формуле (1): – 0.1595 τост = 12∙ 0.265 0.265 3.09/1.6415

+0.1595

= 2.75 года

Пример 2. Исходные данные берем из примера 1, за исключением данных по

Рис. 3

1 4

2

3

427

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Таблица 5. Результаты расчета точечной оценки вероятности безотказной работы и остаточного ресурса потенциально опасных участков газопровода по их удаленности от КС № п/п

Удаленность от КС, км

Интенсивность аварий на участке по удаленности от КС, 1/ км год

Вероятность отказа участка в течение года

Вероятность безотказной работы (ВБР) участка

Квантиль ВБР участка

Квантиль вероятности прогноза остаточного ресурса участка

Остаточный ресурс, год

1

2

3

5

6

7

8

9

i=

li =

λ(l, i) =

α(l, i) =

l – α(l, i) =

Ulαi =

Uγlαi =

τостi =

1

10

0.2458

0.015

0.985

2.1902

1.526

1.6

2

20

0.2053

0.0125

0.9875

2.2593

1.5448

1.68

3

30

0.1715

0.0105

0.9895

2.3171

1.5605

1.74

4

40

0.1432

-3

8.7379∙10

0.9913

2.3847

1.5753

1.82

5

50

0.1196

7.2985∙10

-3

0.9927

2.4471

1.5876

1.9

6

60

0.0999

6.0962∙10-3

0.9939

2.5142

1.5979

1.98

7

70

0.0835

5.092∙10-3

0.9949

2.5745

1.6065

2.05

8

80

0.0697

4.2532∙10-3

0.9957

2.6435

1.6136

2.14

9

90

0.0582

3.5526∙10

0.9964

2.703

1.6196

2.21

10

100

0.0486

2.9674∙10-3

0.997

2.7542

1.6246

2.28

11

110

0.0406

2.4785∙10

-3

0.9975

2.818

1.6288

2.35

12

120

0.0339

2.0703∙10

-3

0.9979

2.8709

1.6323

2.42

отказам (авариям). Данные по отказам (авариям) в данном примере и все необходимые параметры для расчета остаточного ресурса формируются в соответствии с методическим подходом, использующим основные положения методики балльно-факторной оценки ожидаемой частоты отказов аварий), изложенной выше. По таблице 2 значение регионального коэффициента влияния для ООО «Волгоградтрансгаз» – kрег = 0.413. По таблице 3 определяем коэффициент, влияния от диаметра газопроводов kD = 0,90. Подставив полученные значения kрег и kD в формулы (14) и (15), получим все параметры для расчета остаточного ресурса и ВБР всех потенциально опасных участков, составляющих обследуемый газопровод. В таблице 5 приведены результаты точечной оценки вероятности безотказной работы и остаточного ресурса участков газопровода по их удаленности от КС. Сравнение результатов расчета остаточного ресурса по статистике отказов и общему коррозионному износу, выполненных по методике [1] и методическому подходу, использующего метод балльнофакторной оценки ожидаемой частоты аварий, позволяет сделать выводы о том, что значение остаточного ресурса, полученное при использовании методики [1] τост = 2,75 года, в 1,7 раза превышает величину остаточного ресурса τост = 1,6 года, полученную с использованием метода балльно-факторной оценки ожидаемой частоты аварий.

428

-3

Таким образом, недостаточность статистических данных по отказам элементов газопровода, обусловленных влиянием на газопровод различных внешних и внутренних факторов, может привести к неоправданно оптимистической оценке остаточного ресурса потенциально опасных участков газопровода, что является недопустимым для опасных производственных объектов (предпочтение в данном случае должно отдаваться методу расчета остаточного ресурса, обеспечивающему его минимальное значение). Следовательно, для оценки (прогнозирования) остаточного ресурса потенциально опасных участков МГ по статистике отказов и общему коррозионному износу рекомендуется применять методику, использующую принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на газопроводах газотранспортной компании (ДО, корпорации, страны) с помощью системы коэффициентов и/или балльных оценок, учитывающих неравнозначное на разных участках трасс МГ влияние на газопровод указанных выше различных внешних и внутренних факторов. Литература 1. ОСТ 153-39.4-010-2002 «Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых и трубопроводов головных сооружений».

2. Коррозия и защита химической аппаратуры. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность / Под ред. Сухотина A.M., Шрейдера А.В., Арчакова Ю.И. Т.9. – М.: Химия, 1974. – 576 с.

3. Методика экспертной оценки ожидаемой частоты аварий на участке газопровода (МЭО-ЧАГаз) в составе «Рекомендации по учету влияния техникотехнологических, природно-климатических и других факторов при прогнозировании аварийности на МГ ОАО «Газпром» (утверждены ОАО «Газпром» 27.03.2007 г.)».

4. СТО Газпром 2-2.3-351-2009 «Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром».

5. СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 «Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром».

6. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдаванов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. – М.: Недра, 1990. – 264 с.

7. Икусов А.Е., Шибнев А.В. Учет неравномерного распределения аварийности по длине газопровода в задачах надежности – Газовая промышленность.

2000. – № 3. – С. 22 8. Яковлев А.Я., Колотовский А.Н., Ахтимиров Н.Д. Стресс-коррозионные разрушения на предприятии «Севергазпром».

– Семинар по коррозионному растрескиванию трубопроводов под напряжением.

– М.: ИРЦ Газпром, 1999. – С. 30.

9. Расследование и анализ причин аварийных разрушений на объектах ЛЧМГ / М.А.Конакова, В.М. Шарыгин, Ю.А. Теплинский и др. / Обзор информ., сер.: транспорт и подземное хранение газа.

– М.: ИРЦ Газпром, 2000. – 26 с.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Борьба с коррозией как способ обеспечения промышленной безопасности Фанир ИШМУХАМЕТОВ, директор А. БАБИЧ, инженер Андрей ЗЕНКОВ, начальник лаборатории НК Дмитрий ЧУДИНОВ, инженер-дефектоскопист Айрат БАДЫГИН, заместитель директора по производству ООО «ЦТЭБ «Надежность» (г. Нижневартовск)

В данной статье рассмотрены виды коррозии и способы защиты от нее как один из способов обеспечения промышленной безопасности. Проблемы, связанные с выбором способа защиты от коррозии. Обоснована необходимость использования средств для борьбы с ней. Ключевые слова: эксплуатационная надежность, коррозия, коррозионное разрушение металлов, антикоррозионная защита.

Э

ксплуатационная надежность оборудования, трубопроводных систем напрямую связана с применяемой системой противокоррозионной защиты и, на наш взгляд, является одним из основных факторов, влияющих на состояние промышленной безопасности ОПО. Под эксплуатационной надежностью в данном случае принято подразумевать свойство оборудования и трубопровода выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам, условиям эксплуатации, технического обслуживания и ремонта. Эксплуатационная надежность, другими словами, надежность, закладывается на этапах проектирования и изготовления и в наибольшей степени проявляется на этапах эксплуатации. На стадии проектирования определяется марка стали, а также типоразмер оборудования, трубопровода, режимы перекачки транспортируемого продукта в зависимости от характеристик его коррозионной активности. На стадии проектирования также определяется тип и состав изоляционного покрытия трубопровода, в том числе наружного и внутреннего, при необходимости. Определяются правила и нормы монтажа, сварки, контроля качества сварных соединений, приемка в работу и испытания трубопроводов в соответствии с требованиями действующих норм и правил.

На стадии проектирования определяются требования к эксплуатации оборудования, трубопроводов и арматуры, а также к их обслуживанию, мероприятия по промышленной безопасности при их эксплуатации по предотвращению возможных аварий. Таким образом, надежность оборудования и трубопроводных систем рассматривается во времени и зависит от качества его проектирования, изготовления, а также организации эксплуатации и обслуживания. Коррозия присутствует везде и всюду и приводит к большим потерям перекачиваемого продукта и пожаровзрывоопасной ситуации в результате разрушения трубопроводов, цистерн, корпусов сосудов и так далее, а как следствие – возможный вред экологии и человеческие жертвы. Кроме того, коррозия – это безвозвратная потеря металлов, которая составляет до 12% от ежегодного их выпуска. Незащищенный метал, находясь в воздушной среде или почве, подвергается воздействию коррозии, что может привести к его разрушению. Во избежание коррозионного разрушения металлические конструкции часто защищают таким образом, чтобы они могли выдерживать коррозионные напряжения на протяжении срока службы, оговоренного техническими условиями. Для предотвращения коррозии в качестве конструкционных материалов применяют коррозионностойкие и нержавеющие стали, кортеновские стали, цветные металлы. При проектироТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

вании конструкции стараются максимально изолировать от попадания коррозионной среды. Активные методы борьбы с коррозией направлены на изменение структуры двойного электрического слоя. Применяется наложение постоянного электрического поля с помощью источника постоянного тока, напряжение выбирается с целью повышения электродного потенциала защищаемого металла. Другой метод – использование жертвенного анода, более активного материала, который будет разрушаться, предохраняя защищаемое изделие. В качестве защиты от коррозии может применяться нанесение какого-либо покрытия, которое препятствует образованию коррозионного элемента (пассивный метод). Наиболее часто антикоррозионная защита заключается в нанесении на поверхность защищаемых конструкций слоев защитных покрытий на основе органических и неорганических материалов, в частности, лакокрасочных материалов или металлов. Защитное антикоррозийное покрытие может быть выполнено из различных металлических сплавов и непосредственно металлов, таких, как цинк, алюминий, кадмий, никель и многие другие. Существует несколько основных способов нанесения защитного слоя. Металлоконструкции нуждаются в надежной защите от целого ряда факторов, как химических, так и механических. Антикоррозийная защита не только позволяет сохранить первозданный вид металла, но и обладает целым рядом преимуществ: ■ продление срока службы конструкций; ■ равномерное нанесение защитного слоя, устойчивого к высоким температурам и сколам; ■ доступная стоимость. Выбирать виды антикоррозийной защиты следует исходя из эксплуатационных особенностей конструкций. Так, цинкование прекрасно подходит для обработки мелких изделий и элементов, но не может быть использовано при проведении ремонтных работ. Азотирование чаще всего применяется для защиты цистерн, поскольку нитридный слой устойчив к воздействию бензина, воды и

429

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы масел, но разрушается под воздействием солей и кислот. Помимо указанных покрытий на российском рынке широко востребованы следующие виды антикоррозийных сплавов: ■ сплав алюминия и 8% железа (алитирование) – применяется для покрытия труб и листового металла, а также литейного оборудования; ■ 60% феррохром (хромирование) – используется для защиты деталей промышленного оборудования, автомобильных запчастей и труб в теплообменных сетях; ■ сплав цинка и алюминия (диффузионное цинкование) – защитный слой наносится в специальных роторных печах, после чего пассируется, приобретая большую устойчивость к коррозии. Однако самым простым и дешевым способом защиты металлоконструкций является покрытие их специальными антикоррозионными красками. Обрабатывать металлические изделия можно при помощи пластмасс, например фторопласта или нейлона. Современные пассивные средства защиты от коррозии металла – весьма эффективные. Практически все современные средства защиты качественно обволакивают поверхность изделий, создавая надежную антикоррозийную защиту металлоконструкциям. Идеальная защита от коррозии на 80% обеспечивается правильной подготовкой поверхности, и только на 20% качеством используемых лакокрасочных материалов и способом их нанесения. Наиболее производительным и эффективным методом подготовки поверхности перед дальнейшей защитой субстрата является абразивоструйная очистка. Во всех случаях при проведении антикоррозийных работ необходимо учитывать целый ряд факторов. При выборе подходящей защиты от коррозии надо принимать во внимание материал защищаемой поверхности, условия, в которых сооружение эксплуатируется, агрессивность среды и т.д. Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116ФЗ (ред. от 4 марта 2013 года).

2. Бенеш П., Пумпр В., Свободова М., Мансуров Г.Н. 111 вопросов по химии... для всех: Кн. для учащихся / Бенеш П., Пумпр В., Свободова М., Мансуров Г.Н. – М.: Просвещение, 1994. – 191 с.: ил.

3. Исаев «Коррозия металлов...».

4. Некрасов Б.В. Основы общей химии.

– М.: Химия, 1967.

5. Жук «Курс коррозии и защиты металлов».

430

Визуальноизмерительный контроль как основной вид неразрушающего контроля при проведении экспертизы промышленной безопасности Фанир ИШМУХАМЕТОВ, директор А. БАБИЧ, инженер Айрат БАДЫГИН, заместитель директора по производству Андрей ЗЕНКОВ, начальник лаборатории НК Дмитрий ЧУДИНОВ, инженер-дефектоскопист ООО «ЦТЭБ «Надежность» (г. Нижневартовск)

В статье ставится задача рассмотреть плюсы и минусы визуальноизмерительного контроля. Проанализированы характерные особенности диагностирования, рассмотрены основные инструменты для его проведения. Ключевые слова: неразрушающий контроль, ВИК, визуальный контроль, внешний осмотр, дефекты.

П

роцедура проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств состоит из следующих основных этапов: ■ предварительный этап; ■ выполнение работ по натурному обследованию объекта; ■ оценка результатов экспертизы; ■ оформление, согласование и утверждение* заключения экспертизы промышленной безопасности. Можно выделить натурное обследование, потому как оно позволяет проверить степень износа, выявить наличие возможных дефектов и повреждений, уточнить, насколько объект экспертизы потерял свою работоспособность. Комплекс работ натурного обследования включает следующие этапы: ■ подготовка оборудования; ■ визуальный осмотр; ■ неразрушающий контроль. Визуальный и измерительный контроль занимает важное место среди различных видов контроля изделий. Источником первичной информации для визуально-измерительного контро-

ля (ВИК) служит осмотр контролируемого объекта, выполняемый при помощи оптических и измерительных средств, то есть данный метод относится к категории органолептических, в его основе лежит работа органов зрения человека. ВИК является старейшим из известных методов неразрушающего контроля, достаточно информативным, оперативным и недорогим способом диагностики. И действительно, визуальный контроль – это единственный неразрушающий метод контроля, который может выполняться и часто выполняется без какого-либо оборудования и проводится с использованием простейших измерительных средств. Визуальный контроль во многих случаях достаточно информативен и является наиболее дешевым и оперативным методом контроля. Некоторые технические средства визуального и измерительного контроля доступны каждому, а сама процедура контроля является достаточно простой. Однако визуальный и измерительный

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

контроль является таким же современным видом контроля, как радиационный и ультразвуковой. Тщательный внешний осмотр – обычно весьма простая операция, тем не менее, может служить высокоэффективным средством предупреждения и обнаружения дефектов. Внешним осмотром (ВИК) проверяют качество подготовки и сборки заготовок под сварку, качество выполнения швов в процессе сварки и качество готовых сварных соединений. Обычно внешним осмотром контролируют все сварные изделия независимо от применения других видов контроля. Внешнему осмотру подвергают свариваемые материалы для выявления (определения отсутствия) вмятин, заусенцев, окалины, ржавчины и т.п. Проверяют качество подготовки кромок под сварку и сборку заготовок. Внешним осмотром невооруженным глазом или с помощью лупы выявляют, прежде всего, дефекты швов в виде трещин, подрезов, пор, свищей, прожогов, наплывов, непроваров в нижней части швов. Многие из этих дефектов, как правило, недопустимы и подлежат исправлению. При осмотре выявляют также дефекты формы швов, распределение чешуек и общий характер распределения металла в усилении шва. Визуальный и измерительный контроль технических устройств и сооружений в процессе эксплуатации проводят с целью выявления изменений их формы, поверхностных дефектов в материале и сварных соединениях (наплавках), образовавшихся в процессе эксплуатации (трещин, коррозионных и эрозионных повреждений, деформаций и прочее). Выполненные сварные соединения (конструкции, узлы) подвергают визуальному измерительному контролю с целью выявления деформаций, поверхностных трещин, подрезов, прожогов, наплывов, кратеров, свищей, пор, раковин и других несплошностей и дефектов формы швов; проверки геометрических размеров сварных швов и допустимости выявленных деформаций, поверхностных несплошностей и дефектов формы сварных швов. Сварные швы часто сравнивают по внешнему виду со специальными эталонами. Геометрические параметры швов измеряют с помощью шаблонов или измерительных инструментов. Только после проведения визуального контроля и исправления недопустимых дефектов сварные соединения под-

вергают контролю другими физическими методами (рентгеновский контроль, ультразвуковой контроль и т.д.) для выявления внутренних дефектов. Как и любой вид дефектоскопии, визуальный контроль проводят только квалифицированные специалисты. Для эффективного выявления дефектов специалисты по любому виду визуального измерительного контроля должны уметь выбрать подход, разработать методику проведения испытания и создать необходимые приспособления. Глаз человека исторически являлся основным контрольным прибором в дефектоскопии. Визуальный и измерительный контроль проводят невооруженным глазом и (или) с применением визуально-оптических приборов до 20кратного увеличения (луп, микроскопов, эндоскопов, зеркал и др.). При контроле материала и сварных соединений (наплавок) при изготовлении (строительстве, монтаже, ремонте и реконструкции) технических устройств и сооружений используют лупы с 2–7кратным увеличением, а при оценке состояния технических устройств и сооружений в процессе их эксплуатации – лупы до 20-кратного увеличения. Визуальный измерительный контроль проводят с использованием оптических систем с формированием пучков световых лучей, отраженных от поверхности изделия. При визуальном измерительном контроле используются: микроскопы, эндоскопы, линзы, радиусные шаблоны, измерительные щупы, угломеры и т.п. В ситуациях, когда температура или химическая среда представляют опасность или когда конфигурация объекта контроля не позволяет контролироТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

вать, используют промышленные телевизионные системы, включающие телевизионную установку, световой прибор и систему транспортировки. Такие системы называют комплексами дистанционного визуального контроля. Измерительный контроль – вторая часть визуального измерительного контроля. Измерением называют нахождение, значение физической величины опытным путем с помощью средств измерения. Основным недостатком визуального измерительного контроля является только поверхностный контроль. Минимальный размер дефекта, обнаруживаемого невооруженным глазом, равен 0,1–0,2 мм. Но это не отменяет все его преимущества и количество выявленных дефектов. Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ.

2. 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.

3. ГОСТ 18353-79 «Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов».

4. РД 03-606-03 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю».

5. Волченко В.Н. Контроль качества сварки: Учебное пособие для машиностроительных вузов. – М.: 1975. – 328 стр. с ил.

431

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Кавитационный износ трубопроводов радиантной части технологических печей на участках перегрева УДК: 691.714.122 Николай ОЩЕПКОВ, технический директор-главный эксперт ООО «Нефтехимпромэксперт» (г. Сургут) Руслан РАХМАТУЛЛИН, эксперт по промышленной безопасности ООО «Нефтехимпромэксперт» (г. Сургут)

Освещена проблема возникновения кавитационного износа трубопроводов радиантной части технологических печей на участках перегрева. Определены причины. Подробно описан процесс развития дефекта. Ключевые слова: технологическая печь, змеевик, дефект, каверна, кавитация.

З

нания и опыт, накопленные при работе различного оборудования, позволяют своевременно и точно определять сроки межремонтных периодов, с высокой долей вероятности прогнозировать места, виды и размеры дефектов, которые будут обнаружены при ревизии или диагностическом обследовании, заранее быть готовым к их быстрому и качественному устранению. Однако иногда возникает ситуация, которую невозможно предвидеть. С одного из многочисленных газоперерабатывающих предприятий севера привезли на исследование элемент трубопровода, представляющий из себя отрезок трубы 896, длиной 1300 мм, материал – сталь 09Г2С ТУ 14-3-1128-2000. Из пояснения владельца следовало, что это верхний участок второго кольца змеевика радиантной части технологической печи, установки по подготовке дизельного топлива. На первой трети – по длине и на нижней образующей – по пространственному расположению в змеевике, на расстоянии 80 мм друг от друга, находились два отверстия, общая форма и вид кромок которых (рис. 1–3)

432

указывал на явно динамическую природу их образования. Еще одной особенностью было то, что на внутренней поверхности трубы, в месте расположения этих отверстий, на участке длиной до 600 мм, наблюдались по цвету, твердости и иным органолептическим характеристикам графитоподобные отложения толщиной до 6,5–7,0 мм (рис. 4–5), на остальных участках образца отложения присутствовали в виде налета, с толщиной, не достигшей пределов измерения (рис. 6). Структура нагара на торцевом срезе напоминает структуру каменноугольного пласта в миниатюре. Нагар состоит из пластин, неправильной геометрии, имеющих конечные размеры по толщине и по площади, плотно прижатые одна к другой в хаотичном порядке. Видимо, это связано с силами межмолекулярного взаимодействия и пластина растет по законам кристаллизации до размеров, обусловленных возможностями этих сил при конкретных внешних условиях. После чего поверх нее начинается рост новой пластины. Больше ничего «примечательного», кроме наличия отдельных участков

поверхности со следами прямого контакта с открытым пламенем, на внешней поверхности исследуемого элемента при первичном визуальном осмотре обнаружено не было. В процессе изготовления образцов, после удаления вышеупомянутых отложений и зачистки до чистого металла, на внутренней поверхности дефектной зоны были обнаружены следы ковровой эрозии, с глубиной до 0,2 мм, с множественными вкраплениями язвенных скоплений, состоящих из язв диаметром до 3 мм и глубиной до 0,5 мм, с гладким дном и ровными пологими краями. В средней части дефектного участка, на нижней образующей, на расстоянии 60 – 80 мм друг от друга обнаружены три раковины, две из которых развились в свищи диаметром 12,0 и 13,5 мм, развитие третьей, в связи с остановкой печи, прекратилось на этапе образования макротрещин в вершине (рис.7). На первый взгляд, с учетом условий и опыта эксплуатации печей, причиной образования дефектов стало низкое качество металла, но при дальнейшем изучении выяснилось, что: ■ металл трубы по химическому составу и процентному содержанию компонентов, соответствует заявленной паспортом и подтвержденной сертификатом качества, стали 09Г2С ТУ 143-1128-2000.

■ твердость металла на дефектном участке, по условиям эксплуатации подверженном максимальному термическому влиянию и на прилегающих участках, расположенных за пределами зоны максимального термического влияния, в пределах, установленных НТД

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 1

Рис. 4

Рис. 2

Рис. 3

Рис. 5

Рис. 6

Рис. 7

Рис. 8

для низколегированных малоуглеродистых сталей, к которым относится сталь марки 09Г2С ТУ 14-3-1128-2000.

■ образцы, взятые как в зоне расположения дефектов, так и за ее пределами, при испытаниях на статическое растяжение и ударную вязкость, разрушались «правильно» и при нагрузках не ниже декларируемых сертификатом на металл (рис. 8).

– каких-либо особенностей, ослабляющих макроструктуру металла не выявлено. То есть металл трубы, отработав 70 000 часов из установленного заводом ресурса в 100 000 часов, в условиях высокой температуры и прямого контакта с открытым пламенем, по своим химическим и физико-механическим характеристикам соответствовал требованиям НТД и не мог служить первопричиной образования дефектов. Поскольку сложившаяся ситуация не являлась явным следствием нарушения, недосмотра либо чьей-то ошибки, а выглядела скорее как результат непрогнозируемого стечения неблагоприятных обстоятельств, во избежание повторения подобных инцидентов, нами были проведены диагностические обследова-

ния змеевиков на оставшихся трех печах установки, находящихся в схожих условиях эксплуатации (рис. 9–11). В результате визуального и измерительного контроля внешних и ультразвукового сканирования внутренних поверхностей, на 1–5 витках всех обследованных радиантных змеевиков были обнаружены дефекты, аналогичные изученным на различных стадиях развития, от зарождающейся ковровой эрозии, до свищей (рис. 12–17). При чем – дефектные зоны располагались не только на потолочных, но и на боковых и на нижних участках витков, но всегда только с внутренней стороны витка, т.е. со стороны наибольшего огневого воздействия. Кроме этого, на всех участках максимального износа стенки трубы с внутренней стороны было обнаружено

наличие графитоподобных отложений, толщиной не менее 5 мм. На витках змеевиков от 6 и далее и на теплообменниках конвективной части печи ничего подобного найдено не было. После обследования всех печей установки стало понятно, что обнаруженные ранее дефекты не случайность, а некая система, присущая конкретным участкам, работающим в одинаковых условиях, радиантных змеевиков, расположенных в задней части камеры, под ее переходом в конвекционную часть. Следующие по вероятности причины образования эрозии и свищей – коррозионный износ и химическая или механическая эрозия были отметены сразу, так как продукт транспортировки к металлу коррозионно и химически нейтра-

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

433

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Рис. 9

Рис. 10

лен, абразивные включения в нем отсутствуют, а скорости истечения сравнительно невысоки. Таким образом, из набора известных воздействий, способных образовывать дефекты такой формы и размеров остается одно – кавитация. Тем более, что теоретически, все факторы, необходимые для возникновения кавитационного процесса присутствуют. Но откуда именно на участках кавитационного износа взялся такой мощный слой нагара, какова его роль в процессе образования дефектов и каким образом кавитационный процесс мог под ним происходить? При поиске ответов на эти вопросы выяснилось, что: ■ основным технологическим параметром, определяющим режим работы печей, является температура продукта на выходе; ■ контрольным параметром безопасной работы топочного пространства печей – температура отходящих газов; ■ режим работы печей – непрерывный; ■ производительность – по большей части близкая к максимальной; ■ примерно год назад на предприятие с новых месторождений стали поступать более «жирные», по сравнению с перерабатываемыми ранее, углеводороды. Совокупность всей информации, полученная в процессе исследования, позволила представить процесс образования столь необычных дефектов следующим образом. При работе с легкими углеводородами состояние внутренних поверхностей змеевиков было нормальным, что подтверждается результатами ревизий, освидетельствований и экспертиз, про-

434

водимых в прошлые годы. И, если бы, не изменились условия эксплуатации, то змеевики благополучно и бездефектно отработали бы ресурс, назначенный изготовителем. Поступившие на переработку более «жирные» углеводороды для поддержания технологически регламентированной температуры на выходе из печей потребовали поднять температуру подогрева. При существующей конструкции печей оперативно это возможно двумя способами – снижением скорости прохождения продукта через печь или увеличением подачи газа в топочное пространство, или комбинацией этих двух способов. При этом первый способ чреват снижением производительности установки, что противоречит задачам производства. Второй возможен в пределах установленных проектом параметров, обеспечивающих границы безопасной эксплуатации и здесь, как правило, есть резервы как по мощности газогорелочного устройства печи, так и по контрольному показателю безопасной работы топочного пространства – температуре отходящих газов. После перевода печей на режим, обеспечивающий технологически регламентированную температуру продукта на выходе из печей, контрольный показатель безопасной работы топочного пространства – температура отходящих газов осталась в пределах верхней границы допустимого (исходя из материала змеевиков – ≤ 360 °С). Но при увеличении подачи газа через ГГУ увеличились и размеры факелов, что привело, во-первых, к смещению головы факела с точкой максимальной тем-

Рис. 11 пературы, практически к задней стенке топочных камер, во-вторых, из-за не­ идеальной центровки ГГУ и увеличения диаметра и длины факелов, некоторые участки витков змеевиков оказались в зоне прямого огневого воздействия. Таким образом, в районе расположения 1–5 витков змеевиков образовалась зона повышенной температуры, а отдельные их участки попали под прямое огневое воздействие. Градиент температур в пределах топочной камеры был настолько велик, что отдельные участки 1–5-го колец змеевиков имеют синеватый цвет, характерный для металла, подвергшегося перегреву, а на последних кольцах змеевиков, расположенных ближе к ГГУ, сохранились неповрежденными буквенные и знаковые метки, выполненные при монтаже, предположительно масляной краской. При этом продукт внутри трубы, проходя по 1–5 виткам попадал в зону сильного перегрева, что вызывало образование множественных перемещающихся кавитационных каверн небольшого размера, чем и объясняется наличие равномерной ковровой эрозии на внутренней поверхности трубы. Но высокая температура оказала на продукт еще одно воздействие – на границах зон перегрева стал появляться графитоподобный нагар. Его наличие нарушало условия, благоприятные для образования каверн, процесс кавитации на границе с нагаром прекращался и через какое-то время нагар покрывал «отвоеванные» площади. Этим можно объяснить то, что во всех зонах эрозии прослеживается процесс усиления кавитации от краев к центру, в котором находится свищ…

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 12 В конечном итоге процесс приходил к следующему: практически вся кавитационная зона оказывалась покрытой толстым слоем нагара. Лишь только на 1–3-х площадках диаметром 20–30 мм, в зависимости от протяженности зоны перегрева, ему не под силу было «закрепиться» из-за очень высокой интенсивности образования и размеров кавитационных каверн, которые в силу сложившихся обстоятельств переходили в разряд стационарных и продолжали свою разрушительную деятельность в конкретной точке. При этом температура на внешней стороне трубы становилась еще выше за счет того, что нагар препятствовал ее охлаждению протекающим продуктом. Судя по форме свищей со стороны внутренней поверхности, температура металла в зоне перегрева в результате вышеописанных процессов приближалась к пределу текучести стали, обеспечивая ей пластичность на грани текучести. Поэтому динамическое воздействие от схлопывания кавитационных каверн приводило на первом этапе процесса не столько к эрозии металла, сколько к его пластической деформации, выразившейся в образовании выпучины малого диаметра, в вершине которой впоследствии пробивалось сквозное отверстие малого диаметра. Как только через отверстие начинал течь продукт, окружающий его металл охлаждался и становился гораздо менее пластичным, поэтому полностью раскрытый свищ выглядит как результат трещиноподобного раскрытия вершины после предварительной термомеханической деформации. Во всех свищах, прямо на уровне внешней поверхности, прослеживается наличие нагара. Значит, после образования

Рис. 13 сквозного отверстия, когда процесс кавитации по понятным причинам прекращался, появившаяся «свободная» воронка перекрывалась нагаром, процесс образования которого продолжался. Судя по имеющимся образцам, слой нагара по толщине стабилизировался в районе 5–7 мм и дальнейший его рост прекращался, видимо, потому, что являясь одновременно хорошим теплоизолятором, он делал температуру на своей поверхности соприкосновения с продуктом, ниже необходимой для течения реакции, результатом которой сам и является. Еще одна интересная особенность – свищи на змеевике появлялись поочередно и нагар, затягивая воронку свища весьма эффективно предотвращал возможность истечения продукта в топочное пространство, поэтому момент появления свища и его наличие на трубе невозможно было обнаружить методами дистанционного контроля – рабочие параметры печи не выходили за пределы допустимых, хотя некоторое время продукт в камеру все-таки попадал в количествах, обусловленных давлением в трубопроводе и сечением отверстия. Первую печь остановили именно потому, что температура отходящих газов подошла к порогу максимально допустимой и продолжала расти. Как обнаружилось при обследовании, практически одновременно раскрылся новый свищ, а из старого по неизвестным причинам выскочила «пробка». Ни в технической литературе, ни в нормативно-технической документации по эксплуатации, обследованиям и ремонтам технологических трубчатых печей, ни в профессиональной деятельности ранее не встречалась инфорТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Рис. 14

Рис. 15 мация о кавитации как о причине образования недопустимых дефектов в змеевиках технологических печей. Может быть, наш случай – исключение из правил. А может быть, для змеевиков, особенно радиантной части печи, кавитация – это нормальное явление. Просто в большинстве случаев процесс происходит столь медленно, что не успевает нанести сколько-нибудь значимых разрушений за весь период работы змеевика, или дефекты, образовавшиеся под действием кавитации, при ревизиях, иных обследованиях и ремонтах, обозначают как «прогары, свищи и трещины», не вникая в природу их образования, не известно. Но в любом случае, он является примером того, что нет ничего универсального и изменение или ошибка в выборе всего лишь одного параметра в работе опасного технического устройства может привести к непредсказуемым последствиям.

435

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Исследование механических свойств стали 10Г2СФБ в основном металле и сварном шве УДК: 620.172 Денис ГРЕБЕНЕВ, начальник ЛНК, инженер ООО «Диагностика и неразрушающий контроль» (г. Дзержинск) Алексей КРАСИЛЬНИКОВ, инженер ООО «Диагностика и неразрушающий контроль» (г. Дзержинск)

В данной статье рассмотрено влияние структуры сварного соединения и основного металла стали 10Г2СФБ на ударную вязкость и температуру хрупко-вязкого перехода. Ключевые слова: структура, ударная вязкость, механические свойства, сварной шов, магистральные трубопроводы.

С

овременные методы сварки позволяют получать сварные соединения с прочностными характеристиками не ниже аналогичных характеристик основного металла конструкций. Это и обусловило высокую популярность сварных труб, поскольку позволило существенно снизить как финансовые, так и трудовые затраты, а также уменьшить расход материала. Применение довольно большой толщины стенки трубы в магистральных трубопроводах обусловлено транспортировкой веществ под высоким давлением. Основной особенностью сварки таких трубопроводов является послойность: сначала сваривается нижний слой трубы, затем вертикальный, а потом потолочный. В результате получается особенная структура, характерная для сварного соединения [1]. В связи с вышесказанным важной является задача исследования влияния изменений, внесенных сваркой, на характеристики прочности и пластичности сварной конструкци. Механические испытания проводились на разрывной машине УМЭ-10ТМ по ГОСТ 1497-84. Исследования ударной вязкости осуществлялись с помощью маятникового копра МК-30 по ГОСТ 9454-78 на образцах Менаже (с U-образным концентратором). Для равномерного охлаждения образец выдерживался в криостате не менее 15 минут [2]. Объектом исследования являлась сталь, химический состав которой со-

436

ответствует стали марки 10Г2СФБ (таблица 1). Металлографические исследования проводили на травленых шлифах с помощью металлографического микроскопа XDS-3MET при различном увеличении. Исследование макроструктуры проводилось согласно ГОСТ 10243-75. Основные параметры структуры основного металла и металла сварного соединения представлены на рисунках 1 и 2. Из анализа представленных данных следует, что основной металл трубы имеет типичную полосчатую ферритоперлитную структуру. Зерна равно­осные, в центральной части листа средний балл зерна несколько меньше, чем в приповерхностном слое.

Сварной шов имеет несимметричную форму, в структуре можно выделить область наплавленного металла, область перегрева и область нормализации. Структура области наплавленного металла, а также области перегрева образована чередующимися полигональными зернами феррита и вытянутыми зонами игольчатой феррито-карбидной смеси. При этом размер игл в области перегрева существенно меньше, чем в структуре наплавленного металла. Микроструктура области нормализации полосчатая феррито-перлитная, зерна феррита равноосные, размер увеличивается по мере приближения к основному металлу. Тонкая структура перлита изменяется по следующей схеме (от области нормализации к основному металлу): тонкопластинчатый перлит, сфероидизированный перлит, тонкопластинчатый перлит. По пределам прочности и пластичности как сварной шов, так и основной металл, согласно ГОСТ 20295, могут быть отнесены к классу прочности К60. У основного металла σ02 = 525 МПа, σВ = 640 МПа, Δ5 = 23%, а у сварного шва σ02 = 520 МПа, σВ = 650 МПа, δ5 = 15%. На рисунке 3 представлены зависимости изменения ударной вязкости от температуры для основного металла трубы

Таблица 1. Химический состав исследуемой стали С

Mn

Si

Cr

Ni

Cu

P

N

0,097

1,6

0,436

0,032

0,05

0,02

0,01

0,004

Рис. 1. Микроструктура основного металла

а (×100)

б (×1000)

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 2. Микроструктура сварного шва: а – схематическое изображение (НМ – наплавленный металл; П – область перегрева; Н – область нормализации; Ос – основной металл); б – микроструктура наплавленного металла; в – структура области нормализации; г – структура переходной области от нормализации к основному металлу

Н-Ос

НМ

П

Н

П

НМ

Н

Н-Ос

a

б (×1000)

в (×100)

г (×1000)

Рис. 3. Зависимость ударной вязкости от температуры испытания

Основной металл

KCU, Дж/см2 основной металл сварной шов

240

200

160

Сварной шов

Т, исп

KCU

KCU

20

180

145

0

171

130

-20

165

119

-40

160

115

-60

153

95

-80

140

85

-100

140

80

-120

115

120

80

40

0 -140

Т, °С -120

-100

-80

-60

и металла сварного шва. При комнатной температуре величины ударной вязкости основного металла и металла сварного шва отличаются на 20% (180 Дж/см2 и 145 Дж/см2 соответственно). Однако с понижением температуры KCU в сварном шве снижается быстрее. Так, при температуре –100 °С KCU основного металла равна 140 Дж/см2, а KCU металла сварного соединения – 80 Дж/см2. Проводя анализ зависимостей, представленных на рисунке 3, нужно отметить, что, во-первых, при комнатной температуре значения KCU для сварного шва на 20% меньше аналогичных показателей основного металла трубы. Во-вторых, температура хрупко-вязкого перехода у основного металла и металла сварного соединения существенно отличается. Так, при температуре –60 °С

-40

-20

0

20

40

ударная вязкость основного металла составляет 155 Дж/мм2, в то же время данный показатель для сварного соединения оказывается существенно ниже и составляет 95 Дж/мм2. Важно подчеркнуть, что процесс сварки, приведший к существенному изменению структуры шва (в сравнении с основным металлом трубы), обеспечил значительно меньшие значения энергии, которую способен поглотить материал до разрушения. Это означает, что зарождение и развитие трещин в сварном соединении будет происходить быстрее, чем в основном металле трубы. Такие характеристики, как предел текучести и предел прочности в материале, как сварного соединения, так и основного металла, оказались идентичными (разТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ница не превысила 10%). В то же время характеристики пластичности (относительное удлинение и ударная вязкость) снизились в полтора раза. Это позволяет говорить о том, что материал сварного шва при снижении температуры перейдет в хрупкое состояние гораздо раньше, чем материал трубы, что не скажется положительным образом на дальнейшей эксплуатации конструкции в условиях Крайнего Севера. Литература 1. Гуляев А.П. Металловедение: Учебник для вузов. 6-е изд., перераб. и доп. – М: Металлургия, 1986. – 544 с.

2. В.С. Золоторевский. Механические свойства металлов: Учебник для вузов.

2-е изд. – М.: Металлургия, 1983. – 352 с.

3. ГОСТ 1497-84 «Металлы. Методы испытаний на растяжение».

4. ГОСТ 5639-82 «Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна».

437

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Влияние структуры на зарождение коррозионных трещин стали 10Г2СФБ УДК: 620.172 Исследование на коррозионное разрушение проводилось в трехпроцентном растворе H2SO4 с добавлением 50 г/л тиомочевины. Образцы помещались в струбцины из химически нейтрального материала и нагружались по схеме четырехточечного изгиба [2]. Нагруженные образцы помещались в коррозионную среду и поляризовались при силе тока, равной 65 мА. Результаты исследования микроструктуры проводились согласно ГОСТ 5639-82, представлены на рисунках 1 и 2. Структура основного металла имеет типичную полосчатую феррито-перлитную структуру (рис. 1) с размером зерна, соответствующим баллу G13 (средний размер зерна – 4,3 мкм). При этом стоит подчеркнуть, что в центральной части листа средний балл зерна оказывается несколько меньше, чем в приповерхностном слое.

Денис ГРЕБЕНЕВ, начальник ЛНК, инженер ООО «Диагностика и неразрушающий контроль» (г. Дзержинск) Алексей КРАСИЛЬНИКОВ, инженер ООО «Диагностика и неразрушающий контроль» (г. Дзержинск)

В данной статье рассмотрено влияние структурного состояния стали 10Г2СФБ на зарождение КРН трещины. Ключевые слова: структура, механические свойства, магистральные трубопроводы, коррозионное растрескивание под напряжением, сварной шов.

О

дной из причин аварийного разрушения магистральных трубопроводов является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН). Коррозионное растрескивание под напряжением – это явление макрохрупкого разрушения материала, происходящее при одновременном воздействии коррозионно-агрессивной среды и растягивающих напряжений. Основные факторы, определяющие возникновение и развитие КРН, можно подразделить на три группы. К первой группе относятся факторы, определяющие коррозионную среду (состав, pH, температуру, потенциал и т.д.). Ко второй группе относятся параметры напряженно-деформированного состояния металла труб (уровень внешних напряжений, цикличность и т.д.). К третьей группе относятся внутренние или металлургические факторы (технология производства, химический состав стали, структурные характеристики и т.д.). Исходя из вышеперечисленного, возникновение КРН в трубных сталях зависит от множества параметров, следовательно, для ее изучения требуется комплексный подход. Для исследования изготовлялись образцы из основного металла и сварного соединения трубы диаметром 1 420 мм и толщиной стенки 25 мм, полученных по технологии контролируемой прокатки.

438

Химический состав исследуемой стали приведен в таблице 1. По своему химическому составу трубная сталь соответствует стали 10Г2СФБ. Механические испытания проводились на разрывной машине УМЭ-10ТМ по ГОСТ 1497-84. Металлографические исследования проводили на травленых шлифах с помощью металлографического микроскопа XDS-3MET при различном увеличении.

Таблица 1. Химический состав исследуемой стали С

Mn

Si

V

Nb

Al

P

0,12

1,71

0,3

0,21

0,025

0,002

0,012

Таблица 2. Механические свойства образцов, вырезанных из основного металла и сварного соединения

σ02, МПа

σВ, МПа

δ, %

Основной металл

540

650

23

Сварное соединение

520

650

15

Рис. 1. Микроструктура основного металла

а (×100)

б (×1000)

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 2. Макроструктура сварного соединения (×20)

Рис. 3. Зависимость времени инкубационного периода зарождения КРН-трещины (τИНК) от приложенного напряжения: 1 – основной металл; 2 – сварной шов 10 8

τИНК, мин

Макроструктура сварного соединения представлена на рисунке 2, характеризуется стандартными областями: 1 – наплавленный металл (структура представляет собой игольчатую ферритокарбидную смесь); 2 – область перегрева (равноосные зерна игольчатой структуры, оконтуренные зернами полигонального феррита); 3 – область нормализации (полосчатая феррито-перлитная структура); 4 – основной металл. В таблице 2 приведены механические свойства для основного металла и сварного соединения. Как видно из представленных данных, прочностные свойства у основного металла и сварного соединения одинаковые, при этом пластичность в сварном соединении упала на 35%, что связано с изменениями в микроструктуре. В данных исследованиях за характеристику склонности к коррозионному разрушению под напряжением выбрано время инкубационного периода зарождения КРН-трещины (τИНК), то есть время до появления первой трещины. На рисунке 3 приведен график зависимости τИНК от приложенного напряжения (σ), а на рисунках 4 и 5 представлены КРН-трещины, образовавшиеся при эксперименте. Как видно из представленной зависимости на рисунке 3, с увеличением приложенного напряжения происходит монотонное уменьшение времени инкубационного периода зарождения трещины, как в сварном соединении, так и в основном металле. При этом график τИНК (σ) для основного металла находится выше, нежели для сварного соединения, то есть при использованных значениях приложенного напряжения КРН-трещина возникает быстрее в сварном соединении (при 290 МПа τИНК. О.М. = 10 мин, τИНК. С.Ш. = 5 мин). Скорее всего, это связано с неоднородностью микроструктуры в сварном соединении (рис. 2), возникновением внутренних напряжений, что, в свою очередь, благотворно влияет на увеличение дефектов в материале. Комплексное исследование образцов, вырезанных из трубной стали 10Г2СФБ в области основного металла и в сварном соединении, показало: ■ прочностные свойства существенно не изменились, при этом пластичность упала на 35% в сварном соединении; ■ время до зарождения КРН-трещины в основном металле примерно в два раза выше, чем в сварном соединении при одинаковой приложенной нагрузке, следовательно, сварное соединение является участком с повышенной чувствительностью к КРН.

1

6 4

2

2 0 285

290

295

300

305

310

315

320

325

330

σ, МПа Рис. 4. КРН-трещины в основном металле при напряжении 290 МПа: а – продолжительность эксперимента 10 мин.; б – продолжительность эксперимента 60 мин.

а (×100)

б (×100)

Рис. 5. КРН-трещины в сварном шве при напряжении 290 МПа: а – продолжительность эксперимента 10 мин.; б – продолжительность эксперимента 60 мин.

а (×100)

б (×100)

Литература 1. Канакова М.А., Теплинский Ю.А. Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей. – СанктПетербург: 2004. – 358 с.

2. Кайдриков Р.А., Виноградова С.С., Назмиева Л.Р., Егорова И.О. Стандартизированные методы коррозионных ис-

пытаний: Учебное пособие. Федер. агентство по образованию. Казан. гос. технол. ун-т. – Казань: КГТУ, 2011. – 150 с.

3. ГОСТ 1497-84 «Металлы. Методы испытаний на растяжение».

4. ГОСТ 5639-82 «Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна».

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

439

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Анализ традиционных методов технического диагностирования при определении коррозионных и (или) эрозионных повреждений на внутренней поверхности элементов фонтанных арматур в эксплуатационных условиях на объектах добычи и подземного хранения газа УДК: 622.692.4 Игорь ТИМОШКО, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий БЛИНОВ, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Антон ГУЛЯЕВ, заместитель начальника отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Денис БИЕШЕВ, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий ЛАХТИН, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

Отмечена важность обеспечения безопасной эксплуатации фонтанных арматур скважин на объектах добычи и подземного хранения газа. Показана необходимость выявления коррозионных и (или) эрозионных износов. Отмечены места, наиболее подверженные коррозионному и (или) эрозионному износу. Рассмотрены конструктивные исполнения элементов фонтанных арматур и методы неразрушающего контроля, применяемые при диагностическом обследовании. Приведены доводы об отсутствии возможности выявлений коррозионных и (или) эрозионных повреждений на внутренней поверхности элементов фонтанных арматур в эксплуатационных условиях с использованием только традиционных методов неразрушающего контроля и проверки работоспособности. Приведена необходимость разработки новых методов технического диагностирования фонтанных арматур. Ключевые слова: фонтанная арматура, техническое диагностирование, неразрушающий контроль, износ, коррозионные повреждения, эрозионные повреждения, задвижки шиберные, герметичность запорного узла.

В

настоящее время численность эксплуатационных газоконденсатных скважин ПАО «Газпром» составляет более семи тысяч. Эксплуатационные скважины являются технически сложными сооружениями. Нарушение целостности эксплуатационных скважин приводит к нарушению их работоспособности и, как следствие, к неизбежному снижению добычи газа. Вывод скважины из эксплуатации способствует необходимости выполнения ка-

440

питального ремонта скважин – процесса длительного и трудоемкого, требующего больших инвестиций. Стоимость ремонта скважины часто соизмерима со стоимостью ее строительства. Поэтому долговечность скважины должна соответствовать периоду разработки продуктивного пласта на объектах добычи и эксплуатации подземного хранилища газа. На скважинах, обладающих достаточно высоким давлением на забое и запасом пластовой энергии, и обеспе-

чивающих подъем пластового флюида с забоя на земную поверхность за счет фонтанирования, требуется установка устьевого оборудования. Для герметизации, контроля и управления работой скважин в их конструкции применяется фонтанная арматура, состоящая из комплекта последовательно соединенных элементов различных типов и размеров. Надежность фонтанных арматур определяет надежность и эффективность эксплуатации скважин газодобывающих предприятий и подземных хранилищ газа в целом. В ходе проведенных исследований установлено, что к настоящему времени наработка большей части фонтанных арматур превосходит установленный заводом-изготовителем или экспертной организацией срок службы. Учитывая значительную стоимость работ по замене фонтанной арматуры, отработавшей срок службы, эксплуатирующие организации принимают решение о проведении работ по оценке текущего состояния фонтанных арматур с целью продления срока ее безопасной эксплуатации, в связи с чем фонтанные арматуры проходят многократное техническое диагностирование и экспертизу промышленной безопасности и в подавляющем большинстве продолжают обладать требуемыми запасами работоспособности и ресурса, позволяющими продолжать их дальнейшее использование. Для решения задач по объективному продлению срока безопасной эксплуатации оборудования газодобывающими предприятиями разработаны и введены в действие специализированные отраслевые нормативно-технические документы по проведению технического диагно-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

стирования и экспертизы промышленной безопасности фонтанных арматур, в том числе СТО Газпром 2-2.3-139-2007 «Проведение экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ», Р Газпром 2-3.3-732-2013 «Техническое диагностирование фонтанных арматур и оборудования устья скважин» и др. Основной целью требований, заложенных в указанных документах, является принятие обоснованного решения о возможности продолжения эксплуатации фонтанных арматур и разработки мероприятий, обеспечивающих промышленную безопасность на основании результатов систематического обследования их технического состояния при проведении технического диагностирования. В настоящее время в отраслевых стандартах по проведению технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности фонтанных арматур установлены параметры, определяющие техническое состояние, критерии дефектности, методы технического диагностирования, методы расчета остаточного ресурса и элементы фонтанных арматур, подлежащие обязательному контролю методами неразрушающего контроля. В рамках работы по оценке технического состояния проводится проверка работоспособности, и используются следующие основные традиционные методы неразрушающего контроля: ■ визуальный и измерительный контроль; ■ магнитный контроль; ■ вихретоковый контроль; ■ ультразвуковой контроль; ■ контроль проникающими веществами; ■ контроль твердости. Многолетняя практика технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности фонтанных арматур и их элементов показывает: ■ износ и коррозия являются основным деструктивным фактором перехода в предельное состояние, при котором дальнейшая эксплуатация невозможна или нецелесообразна; ■ развитие коррозионно-эрозионных повреждений корпусных деталей и сборочных единиц запорного узла в первую очередь происходит на поверхностях, подверженных воздействию потока по ходу движения агрессивного скважинного флюида, содержащего также механические примеси (рис. 1); ■ износ сборочных единиц запорного узла (разрушение поверхностей шибера

Рис. 1. Коррозионные и эрозионные повреждения фонтанной арматуры, выявленные после демонтажа фонтанной арматуры: а, б – зоны развития коррозионных процессов; в – язвенная коррозия; г, д – коррозионно-эрозионные повреждения с потерей металла

а)

б)

в)

г)

д)

Рис. 2. Нарушение герметичности затвора запорного узла при коррозионном и (или) эрозионном износе корпуса: а – задвижка в рабочем состоянии (без износа). Запорный узел герметичен; б – задвижка в неработоспособном состоянии (изношена). Запорный узел негерметичен Корпус

Шибер

Уплотнительное кольцо

Седло

а) Исходная образующая поверхности внутреннего прохода задвижки Уплотнительное кольцо Корпус

Шибер

Седло

Изношенная образующая поверхности внутреннего прохода задвижки

б)

Исходная образующая поверхности внутреннего прохода задвижки

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

441

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы и седла при трении) происходит вследствие превышения установленного показателя «назначенного ресурса» (циклов «открытие-закрытие»). При наличии износа предельным состоянием фонтанной арматуры является: а) уменьшение толщины корпусных деталей и сборочных единиц фонтанной арматуры (уплотнительных колец разъемных соединений, корпусов задвижек, трубной головки, адаптера, катушек, крестовины, тройника) до значений, не обеспечивающих условия прочности (рис. 2 (б), 3 (а, г), 4). б) износ сопрягаемых уплотнительных поверхностей до значений, величина которых превышает допустимые и не обеспечивает условия герметичности запорного узла (рис. 2 (б), 3 (б, в)). Следует отметить, что развитие коррозионно-эрозионных повреждений происходит вследствие коррозионного, гидроэрозионного, газоэрозионного, кавитационного изнашивания или их комбинаций на участках: ■ образования застойных зон флюидов с низким значением рН и высоким содержанием хлоридов; ■ изменения направления потока движения скважинной среды; ■ резкого изменения геометрических форм конструкции проходного канала (переменное сечение и (или) сечение сложной формы при отсутствии обтекаемых поверхностей) фонтанной арматуры, по направлению движения высокоскоростного скважинного потока; ■ нарушения целостности (сплошности) потока и образования вихревых зон в местах отрыва потока от поверхности. Приведенные выше участки расположены в следующих потенциально опасных зонах (рис. 5): ■ в неподвижных разъемных соединениях в месте расположения уплотнительного кольца (прокладки) (рис.

3 (а), 5); ■ на внутренней поверхности корпуса задвижки, в том числе в посадочных (монтажных) канавках седел запорного узла задвижки, в особенности при проведении циклов «открытие-закрытие», расположенных за шибером по направлению потока (рис. 1 (г), 3 (г), 5); ■ в сопрягаемых уплотнительных поверхностях шибера и седла при пропуске среды через запорный узел (рис.

3 (б, в), 5). Указанные потенциально опасные зоны, по описанным далее причинам, не могут быть проконтролированы и (или) не подлежат контролю традиционными методами ТД в эксплуатационных усло-

442

Рис. 3. Износ деталей запорного узла и внутренней поверхности корпуса задвижки: а – повреждение уплотнительного кольца (прокладки); б – повреждение шибера; в – повреждение седла; г – повреждение внутренней поверхности корпуса рядом с местом расположения кольца (прокладки)

а) в)

б)

г)

Рис. 4. Авария на скважине (а) из-за разрушения элементов фонтанной арматуры (б) а)

б)

виях, в том числе с использованием типовых карт контроля. Возникновение коррозионных и (или) эрозионных повреждений увеличивает вероятность отказов и риск разрушения оборудования. Такие отказы и разрушения наиболее опасны, поскольку могут привести к разгерметизации скважины с выбросом углеводородного сырья и,

как следствие, взрывам, пожарам, причинению тяжкого вреда для жизни и здоровья людей, производства и окружающей среды, большим затратам на ликвидацию их последствий. Один из примеров аварии на скважине вследствие разрушения элементов фонтанной арматуры приведен на рисунке 4. В целях предупреждения инцидентов

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 5. Детали и сборочные единицы задвижки фонтанной арматуры с указанием наиболее подверженных коррозионному износу зон Корпус

Шибер

Уплотнительное кольцо (прокладка)

Седло

Направляющая пластина шибера

Линия новой образующей поверхности при эрозионном износе (условно) Линии потока скважинной среды (условно) Зоны потери металла при эрозионном износе (условно)

Рис. 6. Возможные факторы, препятствующие проведению ультразвукового контроля

Наличие выступающих шпилек и гаек

Наличие технологических литейных приливов

Наличие скруглений поверхности

Наличие маркировки литьем

Рис. 7. Корпус задвижки в разрезе с указанием возможной контролируемой ультразвуковой толщинометрией зоны Места установки ультразвуковых преобразователей

Вид А ПЭП

R

ПЭП

R

П ПЭ

и аварий, а также для получения достоверной информации о фактическом техническом состоянии элементов фонтанных арматур выявление коррозионных и (или) эрозионных повреждений на ранней и активной фазе их развития, предшествующей состоянию критического отказа, является актуальной задачей. Традиционные методы технического диагностирования, предусмотренные отраслевыми стандартами по диагностике и экспертизе промышленной безопасности фонтанных арматур, направлены на выявление различного рода дефектов и несоответствий требованиям нормативно-технической документации, но не дают однозначного вывода о состоянии всей внутренней поверхности элементов фонтанной арматуры и наличия коррозионно-эрозионных повреждений. Так, при оценке технического состояния фонтанных арматур в эксплуатационных условиях визуально-измерительный, вихретоковый, магнитный контроль и методы цветной дефектоскопии направлены на выявление поверхностных и подповерхностных дефектов на наружной поверхности элементов фонтанной арматуры, а проверка работоспособности проводится с целью проверки управляемости и герметичности всех узлов и соединений фонтанной арматуры. При герметичности всех разъемных соединений и сальниковых узлов проверка герметичности запорных узлов задвижек фонтанной арматуры выявляет факт наличия или отсутствия герметичности по затвору. Наличие негерметичности по затвору, не восстанавливаемой путем проведения допустимого в эксплуатационных условиях технического обслуживания, не дает однозначного вывода о причинах нарушения герметичности (нарушение герметичности из-за износа уплотнительных поверхностей или коррозионно-эрозионных повреждений внутренней поверхности корпуса и (или) деталей запорного узла). Таким образом, наиболее действенным методом для выявления коррозионных и (или) эрозионных износов на внутренней поверхности элементов фонтанной арматуры в эксплуатационных условиях без разбора и демонтажа фонтанной арматуры является ультразвуковой контроль. Однако выявление коррозионных и (или) эрозионных повреждений на внутренней поверхности задвижек, находящихся под давлением, а также без разборки и демонтажа фонтанных арматур с устья действующих скважин, до настоящего времени является нерешенной за-

Неконтролируемая зона Контролируемая зона

Частично контролируемая зона

А

Неконтролируемая зона

Неконтролируемая зона Частично контролируемая зона Контролируемая зона

дачей в связи с конструктивными особенностями исполнения обследуемых элементов, технологией их изготовления и качеством обработки наружной поверх-

ности. Полному сканированию внутренней поверхности ультразвуковым методом неразрушающего контроля препятствует наличие выступающих шпилек и

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

443

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 8. Типовая схема контроля задвижек фонтанных арматур (а), сечения без наличия коррозионных повреждений и имеющих разнотолщинность (б), сечения с наличием коррозионных повреждений и имеющих разнотолщинность (в) Сечение I (II)

б)

а)

Сечение I (II)

S1

2(4)

1 2(4)

3

c

S4

S4

S3

S3

3

L

20

1(2)

L/2

толщины S1S2S3S4

толщины S1S2S3S4

Смещение прохода относительно центра при изготовлении

– Зоны замера толщины – Зоны измерения твердости

в)

гаек, наличие маркировки литьем, технологических литейных приливов, наличие скруглений поверхности, препятствующих установке ультразвукового преобразователя (рис. 6, 7, 8). Ультразвуковому контролю с использованием наклонного преобразователя препятствуют ограничение зоны перемещения преобразователя, наличие во внутренней поверхности конструкции большого числа отражающих ультразвуковую волну поверхностей и разделителей сред (соединения «корпус – седло», «корпус – уплотнительные кольца (прокладки)» и пр.), а также отсутствие конструкторских чертежей с указанием необходимых для осуществления контроля размеров. При ультразвуковой толщинометрии минимально измеренное значение толщины стенки может определяться недостоверно по следующим причинам (рис. 7, 8): ■ высокая вероятность непопадания ультразвуковой волны от преобразователя на локальное повреждение, где имеется изменение толщины; ■ значительный разброс показаний измерений толщиномера из-за криволинейности наружной поверхности и значительного диапазона отклонений на наружный диаметр боковых отводов литой запорной арматуры. По вышеуказанным причинам судить о первоначальной, исполнительной, толщине стенок и решить задачу поиска коррозионных и (или) эрозионных повреждений, а также получить данные об увеличении диаметра проточной части невозможно, и, как следствие, невозможно произвести достоверный расчет остаточного ресурса.

444

S4

S4

20 1(2)

a

S1

Сечение I (II)

S1= 25

II

S5= 25

S4

S4

S3

толщины S1S2S3S4

На основании вышеизложенного можно сделать вывод о том, что применяемые при диагностировании фонтанных арматур методы проверки работоспособности и методы неразрушающего контроля с наружной поверхности не позволяют в полной мере выявлять и прогнозировать отказы по коррозионноэрозионному факторам в эксплуатационных условиях, а также не дают возможности получать информацию для оценки состояния шибера, седла, уплотнительных колец (прокладок) и узла подвески насосно-компрессорных труб (трубодержателя). Учитывая исключительную важность: 1) разработки технологий, технических средств и организационных мероприятий, направленных на повышение безо­ пасности производственного комплекса

ПАО «Газпром», включенных в «Перечень приоритетных научно-технических проблем ПАО «Газпром» на 2011–2020 годы»; 2) обеспечения условий безопасной эксплуатации фонтанных арматур (предупреждения инцидентов, аварий, «фонтанов») и потребность в проведении мероприятий по диагностике их технического состояния без вывода скважин из эксплуатации и демонтажа фонтанных арматур; 3) оптимизации затрат на проведение диагностического обследования, разработка новых приборов и методов технического диагностирования, в целях получения информации о техническом состоянии и действительных данных для расчета остаточного ресурса фонтанных арматур, является актуальной научно-практической задачей, решение которой позволит:

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

■ выявлять коррозионные и (или) эрозионные повреждения на внутренней поверхности корпусных деталей и сборочных единицах запорного узла задвижек; ■ получать информацию для расчета скорости коррозионного и эрозионного износа и достоверного прогнозирования остаточного ресурса. В то же время выявление коррозионноэрозионных повреждений корпусных деталей и износов сопрягаемых уплотнительных поверхностей запорных узлов элементов фонтанной арматуры, сбор статистики с последующим анализом причин их появления позволят преду­ преждать аварии вследствие разрушения арматуры из-за коррозионноэрозионного изнашивания, а заводыизготовители смогут принимать соответствующие конструктивно-технологические решения, препятствующие образованию и развитию дефектов данного типа. Литература 1. ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения.

2. ГОСТ Р 51365-2009 Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования.

3. Чиняев И.Р., Фоминых А.В., Ерошкин В.С. Кавитация в шиберных задвижках // «Территория нефтегаз». – 2013. – № 5. – С. 24–25.

4. СТО Газпром 2-2.3-139-2007 Проведение экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ.

5. Р Газпром 2-3.3-732-2013 «Техническое диагностирование фонтанных арматур и оборудования устья скважин».

6. Методические указания по проведению обследования фонтанной и нагнетательной арматуры с истекшим сроком службы и определение возможности ее дальнейшей эксплуатации. – ОАО СПКТБ «НЕФТЕГАЗМАШ», 2000.

7. Методика диагностирования устьевой, фонтанной и нагнетательной арматуры, отработавшей нормативный срок службы. – ОАО СПКТБ «НЕФТЕГАЗМАШ», 2000.

8. Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО «Газпром». – ОАО «Газпром», 2000.

Опыт проведения экспертизы ПБ парового котла УДК: 621.182 Станислав БРЕУС, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Андрей ЧИЗГАНОВ, главный специалист ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Андрей КРЫСИН, начальник управления ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Данила ФИЛИППОВ, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Илья КАРПОВ, заместитель начальника управления ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Андрей ПИЧУГИН, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

Экспертиза промышленной безопасности парового котла является сложной и трудоемкой задачей, требующей грамотного и профессионального подхода. Для обеспечения надлежащего качества выполнения диагностических работ необходимо иметь представление о возможных дефектах, а также четко представлять причины их появления. Ключевые слова: парогенератор, паровой котел, опасный производственный объект, экспертиза промышленной безопасности, техническое диагностирование, заключение экспертизы промышленной безопасности, продление срока безопасной эксплуатации.

В

одяной пар – важный энергоноситель, который находит широкое применение в разных отраслях промышленности. Водяной пар один из самых теплоемких и наиболее доступных экологически чистых веществ в природе. Это самый эффективный инструмент для быстрой растопки льда или снега, для производства дезинфекции, для разморозки труб и очистки поверхностей. Основным способом промышленного получения водяного пара является кипение. Получение пара при кипении воды происходит во всей ее массе и при строго определенной для данного давления температуре, называемой температурой кипения. Масштабы современного производства требуют для технических целей больших количеств

пара, получаемого исключительно при кипении воды в специальных аппаратах – парогенераторах. Парогенераторы бывают как стационарными (паровой котел), так и мобильными. Несмотря на кажущуюся очевидность процесса получения водяного пара, современные промышленные парогенераторы являются сложными техническими устройствами. Поскольку процесс получения пара протекает под высокой температурой и давлением, возникновение аварийной ситуации может повлечь за собой значительные материальные убытки, а также человеческие жертвы. Для поддержания надежности и бесперебойного снабжения водяным паром потребителей, предприятиями, в соответствии с нормативными документами, периодически проводятся ди-

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

445

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы агностические обследования, позволяющие выявить опасные дефекты, а также различного рода несоответствия, и устранить их до появления аварийной ситуации. В соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», промышленные парогенераторы относятся к техническим устройствам, применяемым на опасных производственных объектах. Таким образом, оценка соответствия парогенераторов технической и эксплуатационной документации, требованиям промышленной безопасности проводится в форме экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ). Согласно Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», по окончании срока службы или при превышении количества циклов нагрузки оборудования, работающего под давлением, установленных его производителем, нормативной документацией либо ранее выданными заключениями ЭПБ, необходимо проведение ЭПБ, если иная форма оценки его соответствия не установлена техническими регламентами. Также подлежат экспертизе устройства, на которые отсутствуют в технической, нормативной документации данные о сроке службы, если фактический срок службы превысил 20 лет, а также после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материалов основных элементов либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента. Основным видом парогенераторов, использующихся на предприятиях, являются стационарные паровые котлы. В настоящее время действует регламентированная система проведения технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности оборудования, обеспечивающая единство подходов к организации проведения работ по техническому диагностированию и экспертизе промышленной безопасности. Штат сотрудников ООО «ИНГТ» укомплектован высококвалифицированными специалистами, имеющими многолетний опыт выполнения работ по техническому диагностированию и экспертизе промышленной безопасности технических устройств различного назначения. Эксперты имеют значительный опыт проведения работ в области обеспечения системной надежности и эффективности функционирования российских и зарубежных объектов нефтегазового ком-

446

плекса с применением инновационных, не имеющих мировых аналогов разработок, технологий и методик. Для проведения экспертизы промышленной безопасности парового котла приказами по экспертной организации определяется состав диагностической бригады и назначаются аттестованные эксперты. На первом этапе проведения ЭПБ экспертами изучается вся техническая документация, относящаяся к объекту обследования (проектная документация, исполнительная и эксплуатационная документация, материалы по ранее выполненным обследованиям, сведения о причинах аварий и инцидентов). Анализируются конструктивные особенности, характер и объемы выполненных ранее ремонтных работ, режимнотехнологические характеристики и условия, результаты предыдущих освидетельствований и испытаний, предписания надзорных органов и расследования причин имевших место аварий. Если в результате изучения и анализа всего комплекса данных определено, что котел находится в эксплуатации более 20 лет, то, в соответствии с п.

21 Федеральных норм и правил «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», для оценки фактического технического состояния оборудования необходимо проводить техническое диагностирование с применением методов неразрушающего и разрушающего контроля. На втором этапе после анализа представленных эксплуатирующей организацией материалов составляется «Программа проведения экспертизы промышленной безопасности парового котла», которая включает комплекс методов оценки фактического состояния и определяет цель работы. Целью является определение соответствия основных элементов котла предъявляемым к ним требованиям промышленной безопасности, определение их технического состояния, возможности, сроков и условий их дальнейшей безопасной эксплуатации. Основным этапом проведения экспертизы промышленной безопасности является техническое диагностирование с применением методов неразрушающего контроля. В результате проведения технического диагностирования для определения фактического технического состояния парового котла в рамках экспертизы промышленной безопасности в соответствии с действующей НТД определено, что основными дефектами и несоответствиями являются:

Рис. 1. Принципиальная схема двухбарабанного вертикального водотрубного парового котла 4

13

12

14 15

1

11 10

9

2

8

3 5 6

7

1 – подвод топлива и воздуха; 2 – экранированная (радиационная) топочная камера; 3 – огнеупорная обмазка; 4 – экранные трубы 5 – вода; 6 – цилиндрический водяной барабан; 7 – слив; 8 – вертикальные водяные трубы; 9 – направляющие перегородки; 10 – дымоход к дымовой трубе; 11 – вход воды; 12 – цилиндрический паровой барабан; 13 – выход пара; 14 – пар; 15 – кипящая вода

■ механические повреждения, а также повреждения, полученные вследствие температурного воздействия (увеличение твердости основных элементов котла, а также изменение их геометрических параметров); ■ дефекты сварных соединений, в том числе и внутренние, обнаруженные при помощи ультразвукового контроля и контроля методом магнитной памяти металла; ■ недопустимые утонения основных элементов парового котла, выявленные по результатам ультразвуковой толщинометрии; ■ разрушение кирпичной кладки или глиняной обмуровки. Особое внимание при техническом диагностировании парового котла необходимо уделять элементам, наиболее подверженным термическому влиянию, в частности экранным трубам, ключевую роль в техническом состоянии которых играет подготовка питательной воды. Состояние водно-химического режима (ВХР) является одним из наиболее существенных факторов, определяющих надежность и эффективность работы паровых котлов. В зависимости от качества подготовки воды, на внутренней поверхности экранных труб с большой вероятностью возможно образование солевых и известковых отложений. Прочно связанные с поверхностями нагрева отложения состоят в основном из сульфатной накипи CaSO4 и MgSO4, обладающей большой твердостью и плотностью. Накипь, в зависимости от состава и структуры, в сотни раз хуже проводит тепло, чем чистый металл. Вследствие ухудшения теплообмена металл

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

трубы перегревается и меняет свои механические свойства. Поэтому даже тонкий слой накипи может привести к такому перегреву экранных труб паровых котлов, что результатом будет образование на них отдулин и коробление. Для диагностирования внутренней поверхности экранных труб можно воспользоваться эндоскопом либо системой длинноволновой ультразвуковой диагностики трубопроводов. Кроме того, отложения продуктов сгорания на наружной поверхности экранных труб может стать причиной высокотемпературной коррозии. Высокотемпературная коррозия возникает при воздействии продуктов сгорания топлива на металл труб поверхностей нагрева. В результате на них образуется окисная пленка (окалина). С ростом температуры процесс окалинообразования усиливается. Максимального значения высокотемпературная коррозия достигает при наличии сернистых соединений в дымовых газах. При температуре стенки металла 500–600 °С сульфаты щелочных металлов, имеющиеся в продуктах сгорания, находятся в расплавленном состоянии и, реагируя с металлом, разрушают его. Заключительным этапом диагностического обследования парового котла в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности является гидравлическое испытание пробным давлением. Гидравлическое испытание проводится строго при положительных результатах проверки основных элементов методами неразрушающего контроля. Вместе с котлом подвергается испытанию его арматура: предохранительные клапаны, указатели уровня воды, запорная арматура. Если в результате заполнения котла водой на его стенках появится влага, то испытание следует приостановить и продолжить после высыхания стенок. Во время испытания давление в котле должно измеряться двумя манометрами, один из которых должен иметь класс точности не ниже 1,5. Подъем давления до пробного должен быть медленным и плавным, без толчков. Время подъема давления должно быть не менее 10 минут. Если обеспечить это при помощи насоса с машинным приводом не представляется возможным, подъем давления должен осуществляться ручным насосом. По истечении 10 минут пробное давление снижается до рабочего и проводится осмотр котла. При появлении в период испытания шума, стуков или резкого падения давления следует немедленно прекратить гидравлическое испытание, выяснить и устранить их

Рис. 2. Накипь внутри экранной трубы парового котла

причину. Результаты гидравлического испытания котла признаются удовлетворительными, если не обнаружено трещин или признаков разрыва (поверхностные трещины, надрывы), течи, капель и влаги на основном металле, сварных, заклепочных и вальцовочных соединениях, видимых остаточных деформаций. Срок и параметры дальнейшей безо­ пасной эксплуатации парового котла определяют, выполнив расчет его элементов на прочность. Если по условию прочности при статических нагрузках отдельные элементы котла из-за утонения стенок в результате каких-либо повреждений, а также из-за изменения механических свойств основного металла, сварных соединений или пониженных запасов прочности не выдерживают расчетного давления и температуры, продление срока службы котла возможно только при установлении сниженных параметров эксплуатации (по рабочему давлению, температуре) или после восстановительного ремонта, или после замены элементов, не удовлетворяющих условиям прочности. Снижение механических свойств основного металла или сварных соединений ниже требований нормативных документов следует учитывать в поверочных расчетах на прочность, проводимых экспертной организацией. Результатом проведения экспертизы является заключение, которое подписывается руководителем организации, проводившей экспертизу, и экспертом, участвовавшим в проведении экспертизы, заверяется печатью экспертной организации и прошивается с указанием количества листов. Заключение эксТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

пертизы представляется заказчиком в Рос­технадзор (территориальный орган Рос­технадзора) для внесения в реестр заключений экспертизы промышленной безопасности. Проведение экспертизы промышленной безопасности совместно с техническим диагностированием обусловлено необходимостью обеспечения эффективной и безаварийной эксплуатации опасных производственных объектов за счет поддержания исправного состояния технических устройств и обеспечения соответствия технической документации требованиям Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», а также иных нормативных документов в области промышленной безо­ пасности. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538).

3. ГОСТ 30813-2002 «Вода и водоподготовка. Термины и определения».

4. ГОСТ 3619-89 «Котлы паровые стационарные. Типы и основные параметры».

5. «Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок». Утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 24 марта 2003 года № 115.

447

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Опыт проведения экспертизы промышленной безопасности газорегуляторных пунктов Поволжья УДК: 662.767:662.92 Дмитрий БЛИНОВ, ведущий инженер отдела диагностики технологического оборудования и трубопроводов ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Игорь ТИМОШКО, начальник отдела диагностики устьевого и бурового оборудования ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Антон ГУЛЯЕВ, заместитель начальника отдела диагностики технологического оборудования и трубопроводов ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Денис БИЕШЕВ, начальник отдела диагностики емкостного оборудования ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Владимир ИВАНОВ, ведущий инженер отдела диагностики емкостного оборудования ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

Обозначены основные цели проведения экспертизы промышленной безопасности газорегуляторных пунктов. Описаны основные этапы проведения данного вида работ. Приведена статистика обнаруженных дефектов и несоответствий при проведении экспертизы промышленной безопасности. Ключевые слова: газорегуляторный пункт, предохранительный запорный клапан, фильтр газа, предохранительный сбросной клапан, обводной газопровод, запорная арматура, экспертиза промышленной безопасности, контроль функционирования, контроль технического состояния, неразрушающий контроль, ультразвуковая толщинометрия.

Г

азорегуляторные пункты являются последним звеном в цепи газоснабжения. Их основное назначение – редуцирование высокого или среднего давления на требуемое и автоматическое его поддержание независимо от изменения расхода и входного давления, а также автоматическое отключение подачи газа при аварийном повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений, очистка газа от механических примесей. Газорегуляторный пункт, как правило, состоит из следующих элементов: ■ входной и выходной газопровод; ■ фильтр газа; ■ предохранительный запорный клапан; ■ регулятор давления газа; ■ предохранительный сбросной клапан; ■ запорная арматура;

448

■ контрольно-измерительные приборы; ■ приборы учета расхода газа и обводной газопровод («байпас»). В настоящее время в нашей стране функционирует более 75 тысяч газорегуляторных (ГРП) и шкафных регуляторных пунктов. Значительная часть из них эксплуатируется более 20 лет. Согласно Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности, в случае истечения назначенного срока службы, а также в случае, если данные об этом сроке отсутствуют в технической документации на объект, и срок эксплуатации объекта превышает 20 лет, необходимо проведение экспертизы промышленной безопасности. Целями экспертизы промышленной безопасности являются: ■ определение соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности;

■ определение технического состояния объекта, отработавшего установленный срок службы; ■ установление полноты, достоверности и правильности информации по объекту (проектных, конструкторских, эксплуатационных, ремонтных и других документов), соответствия ее стандартам, нормам и правилам промышленной безопасности; ■ оценка эксплуатационной пригодности объекта экспертизы, разработка рекомендаций по проведению ремонтов и обеспечению дальнейшей надежной и безопасной эксплуатации его в соответствии с требованиями промышленной безопасности. Процесс проведения экспертизы промышленной безопасности газорегуляторных пунктов состоит из нескольких этапов, а именно: ■ анализ технической (проектной, исполнительной и эксплуатационной) документации; ■ контроль функционирования; ■ контроль технического состояния; ■ анализ повреждений и параметров технического состояния; ■ принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации; ■ оформление заключения экспертизы промышленной безопасности. Целью проведения анализа технической документации является получение информации о соответствии оборудования маркам и размерам регуляторов, фильтров, задвижек, предохранительных устройств, труб и т.д., заложенным в проектно-технической документации, согласно паспортным данным на оборудование, дате ввода ГРП в эксплуатацию, данным о сроках государственной метрологической поверки контрольноизмерительных приборов (манометров) и узлов учета расхода газа, сведениям о неисправностях оборудования и проведенных ремонтах, режимах работы в процессе эксплуатации. Контроль функционирования проводится с целью проверки работоспособности оборудования ГРП, выявления и пре-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

дотвращения возможности возникновения отказов. На этом этапе проверяется стабильность работы и пределы регулирования регуляторов давления, пределы срабатывания сбросных и запорных клапанов, внутренняя герметичность предохранительных запорных клапанов и регуляторов давления, функционирование запорной арматуры. Контроль технического состояния ГРП проводится с целью получения информации о реальном техническом состоянии, наличии повреждений и дефектов, выявлении причин и механизмов их возникновения и развития. Данный этап включает в себя визуальный и измерительный контроль, неразрушающий контроль сварных соединений, ультразвуковую толщинометрию стенок газопроводов, проверку на прочность и герметичность. Анализ повреждений и параметров технического состояния проводится с целью установления уровня повреждений и текущего технического состояния. На этом этапе производится оценка основных параметров контроля функционирования и технического состояния на соответствие их требованиям нормативнотехнической документации. Решение о возможности, сроке и условиях дальнейшей эксплуатации ГРП принимается на основании результатов, полученных при проведении каждого из этапов экспертизы промышленной безопасности, а также расчетов на прочность. По результатам проведения экспертизы промышленной безопасности более чем 300 газорегуляторных пунктов и шкафных регуляторных пунктов одного из газотранспортных предприятий Поволжья удалось выявить недопустимые дефекты и несоответствия. Наиболее распространенными из них являются:

Рис. 1. Типовая схема газорегуляторного пункта

предохранительный сбросный клапан

обводной газопровод

фильтр газа

вход газа запорно-регулирующая арматура

предохранительный запорный клапан

регулятор давления газа

■ элементы с утонением более 20% от первоначальной толщины стенки, в частности, утонение было зафиксировано на 18 отводах диаметром 57 мм на входных газопроводах, что составляет около 14% от общего числа отводов данного типоразмера; ■ недопустимые дефекты сварных соединений, выявленные при проведении ультразвукового контроля (число сварных соединений с дефектами составило около 8,7% от общего числа проконтролированных); ■ дефекты конструкции ГРП, такие как: отсутствие на обводном газопроводе отключающего устройства, обеспечивающего плавное регулирование потока газа; отсутствие газовых фильтров перед регулятором давления; отсутствие продувочных трубопроводов на обводных линиях (обнаружено на 5 ГРП); ■ негерметичность по затвору отдельных элементов запорной арматуры. На основании приведенных результатов можно сделать вывод о том, что проведение экспертизы промышленной безо­пасности является одним из основных факторов повышения уровня про-

Фото 1. Общий вид здания газорегуляторного пункта

узел учета газа

выход газа

мышленной безопасности, снижения риска возникновения аварий, которые могут угрожать жизни и здоровью людей, а также бесперебойности подачи природного газа конечным потребителям. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (утверждены приказом Ростехнадзора от 15 ноября 2013 года № 542).

3. РД 153-39.1-059-00 «Методика технического диагностирования газорегуляторных пунктов».

4. «Методика проведения экспертизы промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов». Согласована отделом газового надзора Госгортехнадзора России 10 июня 2003 года № 14-3/125.

Фото 2. Внутренний вид шкафного регуляторного пункта

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

449

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Проблемы технического диагностирования и оценки технического состояния газопроводов в условиях Крайнего Севера УДК: 622.692.4 Александр УРВАНЦЕВ, начальник управления ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий ЛАХТИН, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Денис БИЕШЕВ, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Антон ГУЛЯЕВ, заместитель начальника отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий КУКЛИН, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

Представлен опыт диагностирования газопроводов на объектах газодобывающих предприятий Крайнего Севера. Обозначены методы неразрушающего контроля и диагностики, применяющиеся при обследовании газопроводов на потенциально опасных участках. Рассматриваются особенности и проблемы эксплуатации промысловых и межпромысловых коллекторов объектов газодобывающих предприятий Крайнего Севера. Ключевые слова: газодобывающие предприятия Крайнего Севера, газопроводы, потенциально опасные участки, диагностическое обследование, неразрушающий контроль, техническое состояние, компенсирующие мероприятия.

В

настоящее время ПАО «Газпром» реализует комплекс программ по строительству, реконструкции и техническому перевооружению объектов добычи газа, газового конденсата и нефти в северных регионах Российской Федерации. Одним из направлений данных программ является оценка текущего технического состояния основных производственных фондов предприятий добычи газа, газового конденсата и нефти с целью определения возможности и целесообразности использования существующей газодобывающей инфраструктуры или ее отдельных комплексов при разработке новых месторожде-

450

ний и интенсификации (реконструкции) действующих. В настоящее время значительное количество газопроводов (более 50%), эксплуатирующихся на объектах газодобывающих предприятий Крайнего Севера, имеют срок эксплуатации, превышающий 20 лет. Такой значительный срок эксплуатации в сложных природноклиматических и геолого-географических условиях неизбежно приводит к развитию разного вида дефектов металла и защитных покрытий, а также к снижению эффективности работы оборудования и систем защиты. Специалистами ООО «ИНГТ» накоплен значительный опыт проведения диагно-

стических работ и экспертизы промышленной безопасности трубопроводов различного назначения, в том числе промысловых и межпромысловых коллекторов объектов газодобывающих предприятий Крайнего Севера. В данной статье подробно рассматривается опыт обследования межпромысловых коллекторов (далее – газопроводов), подающих газ от промыслов в газотранспортную систему ПАО «Газпром». Исследования проводились по следующим основным направлениям: ■ анализ технической документации на газопроводы и изучение природнотехнических условий их эксплуатации; ■ полевое обследование газопроводов, оценка их технического состояния; ■ расчетно-экспериментальная оценка уровня напряженно-деформированного состояния газопроводов на потенциально опасных участках трассы. При выполнении анализа документации на газопроводы изучалась проектная, исполнительная и эксплуатационная документация, материалы исследований природно-технических условий трассы и прилегающей местности, конструктивные особенности газопроводов на различных участках. В процессе полевого диагностического обследования газопроводов выполнялось: ■ рекогносцировочное обследование трассы газопроводов с общей оценкой технического состояния и выявлением потенциально опасных участков (далее – ПОУ); ■ комплексное инструментальное обследование технического состояния газопроводов в пределах ПОУ.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Задачами полевых исследований являлись: ■ выявление и анализ развития дефектов и несоответствий (коррозионного и эрозионного износа стенок газопроводов, дефектов основного металла и металла сварных соединений); ■ фиксация разрушения обвалования газопроводов и нарушение балластировки; ■ определение пространственного положения газопроводов с целью последующего установления возможного отклонения от проектного положения. В природном отношении исследуемые участки трассы газопроводов неоднородны и имеют несколько типов местности. Каждый тип местности отличается своеобразием природных условий эксплуатации газопроводов – мерзлотногрунтовыми условиями (инженерногеологическими свойствами грунтов в основании инженерных сооружений), а также комплексом неблагоприятных природных процессов, угрожающих их устойчивости. В районе повсеместно распространены многолетнемерзлые грунты, являющиеся водоупором, что в сочетании с равнинным рельефом, затрудняющим дренаж, обусловило широкое распространение болот и термокарстовых озер, осложняющих строительство и эксплуатацию газопроводов. Как следствие, трассы газопроводов повсеместно обводнены, что способствует их всплытию. Грунтовое обвалование газопроводов, выполненное без специальных мер его защиты, например, применения нетканых синтетических материалов, в таких природных условиях разрушается уже в первые годы эксплуатации сооружений, что снижает устойчивость положения газопроводов. В результате полевого рекогносцировочного обследования газопроводов, анализа проектной и исполнительной документации, а также с учетом данных предшествующих работ вдоль трассы были выделены ПОУ. Диагностическое обследование газопроводов на ПОУ выполнялось с применением следующих методов неразрушающего контроля и диагностики: ■ визуальный и измерительный контроль; ■ ультразвуковая толщинометрия соединительных элементов и труб; ■ контроль физико-механических свойств основного металла и сварных швов методом замера твердости; ■ контроль физико-механических свойств основного металла и сварных швов методом магнитной памяти металла;

Фото 1. Внешний вид «арки выброса» ПОУ газопровода

■ ультразвуковая дефектоскопия сварных швов и основного металла; ■ определение пространственного положения и перемещений газопровода с помощью геодезической съемки. Состав работ на конкретном потенциально опасном участке устанавливался в зависимости от его конструктивнотехнологических параметров, наличия и характера потенциально опасных природно-техногенных процессов и других негативных факторов. Выполнялся анализ фактически сложившихся конструктивных схем нагружения участков, анализ сложившихся природнотехнических ситуаций. На всех участках производился внешний осмотр состояния сооружений с фиксацией обнаруженных дефектов (визуальный и измерительный контроль). Изучались формы проявления неблагоприятных инженерно-геологических процессов в зоне контакта газопроводов с окружающей средой, оценивались последствия воздействия этих процессов на сооружения. Результаты полевого диагностического обследования технического состояния газопровода совместно с соответствующей информацией, полученной при экспертизе технической документации, использовались при проведении расчетов на прочность и оценке фактического напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков газопроводов. По результатам проведенных работ специалистами ООО «ИНГТ» были выданы заключения с указанием компенсирую-

щих мероприятий, проведение которых необходимо для дальнейшей безопасной эксплуатации газопроводов. Исходя из опыта проведения работ, можно отметить, что особенностью эксплуатации промысловых и межпромысловых коллекторов объектов газодобывающих предприятий Крайнего Севера является их расположение в различных типах местности по длине трубопроводов (суходольных и болотистых), что способствует возникновению ПОУ, участков с нарушением изоляционного покрытия и металла, оголенных участков, обводненных (утонувших и всплывших) участков, участков с нарушением обвалования, что приводит к увеличению внутренних напряжений в металле трубопроводов. Другой проблемой эксплуатации газопроводов добывающих предприятий ПАО «Газпром», расположенных в северном регионе, является расположение их большей части в труднодоступной местности (многие участки бывают доступны для осмотра (ревизии) и ремонта 2–3 месяца в году). При этом возникает необходимость изменения подхода к проведению технического диагностирования, и в частности: ■ переход к оценке технического состояния газопроводов на основании обследований потенциально опасных участков; ■ увеличение объемов расчетов напряженно-деформированного состояния ПОУ (в особенности на обводненных участках, участках переходов через водные преграды);

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

451

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы ■ уменьшение объемов электрометрических работ по оценке состояния защищенности трубопровода по длине средствами электрохимической защиты (ЭХЗ) в связи с труднодоступностью; ■ использование интегрального метода оценки работы средств ЭХЗ и защищенности по длине трубопровода; ■ уменьшение объемов электрометрических работ в связи с нецелесо­ образностью использования средств ЭХЗ в областях северного региона с низкой коррозионной агрессивностью грунтов, которые к тому же оказывают воздействие на трубопроводы только 2–3 месяца в году. Таким образом, оценка технического состояния газопроводов на основании анализа технического состояния ПОУ и его мониторинга в некоторых случаях является единственно возможным вариантом оценки объектов, проходящих в труднодоступных местах.

Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 12 марта 2013 года № 101).

2. СП 34-116-97 «Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов».

3. СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы».

4. СТО Газпром 2-2.1-249-2008 «Магистральные газопроводы».

5. СТО Газпром 2-2.3-095-2007 «Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов».

6. Егурцов С.А., Чигир В.Г., Ланчаков Г.А., Степаненко А.И., Ширшаков А.С., Фокеева М.В. Природные условия эксплуатации трубопроводов в ЗападноСибирской Субарктике: Обз. инф. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. – 92 с.

7. Ланчаков Г.А., Степаненко А.И., Егурцов С.А., Великоцкий М.А., Чигир В.Г., Марахтанов В.П., Фокеева М.В., Худяков О.И. Коррозионная агрессивность почв и грунтов трасс подземных газопроводов: Обз. инф. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. – 136 с.

8. Ланчаков Г.А., Степаненко А.И., Егурцов С.А., Марахтанов В.П., Чигир В.Г., Великоцкий М.А., Фокеева М.В. Диагностическое обследование состояния обвалования северных газопроводов: Обз. инф. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. – 96 с.

452

Опыт проведения диагностического обследования фонтанных арматур на объектах добычи и подземного хранения газа. Анализ статистики и причин нарушений герметичности запорной арматуры по затвору УДК: 622.76.51 Игорь ТИМОШКО, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Денис БИЕШЕВ, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Антон ГУЛЯЕВ, заместитель начальника отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий ЛАХТИН, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий БЛИНОВ, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

Представлен анализ результатов обследований фонтанных арматур, установленных на объектах добычи и подземного хранения газа. Определены характерные для данного вида оборудования несоответствия требованиям нормативно-технической документации. Установлена связь нарушения герметичности затворов в зависимости от места установки в составе фонтанной арматуры, времени эксплуатации (наработки) и подверженности воздействию потока скважинной среды. Показана взаимосвязь нарушения герметичности запорного узла и конструктивного исполнения запорной арматуры. Установлено, для какой запорной арматуры, в зависимости от конструктивного исполнения, наиболее часто характерен отказ, заключающийся в нарушении герметичности затвора. Приведены рекомендации по уменьшению статистики отказов фонтанных арматур, связанных с нарушением герметичности запорного узла. Ключевые слова: задвижки клиновые, задвижки шиберные, краны пробковые, фонтанная арматура, герметичность запорного узла, статистика отказов.

П

одземные хранилища газа и газоконденсатные месторождения имеют стратегическое значение для России на долгосрочную перспективу. Основными элементами фонтанных арматур (далее – ФА) и обо-

рудования устьев скважин (далее – ОУС), которые применяются на объектах добычи и хранения газа, являются фланцевые соединения, резьбовые соединения, трубная головка, колонная головка, задвижки, дроссели (при наличии),

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 1. Распределение запорной арматуры с негерметичными и герметичными запорными узлами от общего количества проверенных задвижек

Рис. 2. Распределение проверенной запорной арматуры по типу с указанием ее герметичности (негерметичности)

38%

8,8% 14,0%

58% 42%

21% 37,1%

26,7%

3,9%

38% 62%

73,3%

12,2%

41% 91% 9%

24,0%

Негерметичная запорная арматура от общего числа проверенных

Пробковые краны Шиберные задвижки

Герметичная запорная арматура от общего числа проверенных

Клиновые задвижки

Пробковые краны Шиберные задвижки Клиновые задвижки

Негерметичная запорная арматура относительно своего типа Герметичная запорная арматура относительно своего типа

Рис. 3. Статистика отказов, заключающихся в нарушении герметичности по затвору по элементам фонтанных арматур

6 5

19,0%

5а

14,1%

10,1%

17,0%

15,8%

19,0%

№ 6 – «Буферная»

19,0%

№ 5а – «Рабочая на струне»

19,0% 17,0%

№ 2 – «Геологическая»

1 15,8%

№ 5 – «Контрольная на струне»

2,0%

3,0%

3

3а

№ 4 – «Надкоренная»

14,1% 10,1%

№ 1 – «Коренная»

2

№ 3а – Рабочая «затрубного» пространства № 3 – Контрольная «затрубного» пространства

вентили и пр. ФА и ОУС состоят из элементов различных производителей и типов-размеров и предназначены для герметизации, контроля и управления работой скважин. Элементы ФА являются одними из самых сложных и потенциально опасных технических устройств.

3,0% 2,0%

Надежность ФА определяет надежность и эффективность эксплуатации скважин и предприятий в целом. Безопасная эксплуатация устьевого оборудования на объектах добычи и хранения газа возможна только при регулярном контроле его реального техни-

ческого состояния в течение всего жизненного цикла от момента приобретения до вывода из эксплуатации. Особое значение обследование реального технического состояния приобретает при определении возможности про­ дления срока безопасной эксплуатации

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

453

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 4. Распределение отказов, заключающихся в нарушении герметичности по затвору в зависимости от срока эксплуатации 80,13%

56,82%

58,33%

60%

16 лет

17 лет

41,67% 33,33%

13 лет

14 лет

15 лет

оборудования после достижения срока эксплуатации, установленного технической документацией или определенного экспертной организацией. К настоящему времени наработка большей части ФА превосходит назначенный срок службы. С целью продления срока их дальнейшей эксплуатации по фактическому техническому состоянию они прошли неоднократное диагностирование. Для корректной оценки реального технического состояния оборудования при определении возможности дальнейшей

более 20 лет

безопасной эксплуатации необходимо изучение истории его предшествующего периода жизненного цикла. При изучении должны быть выявлены определяющие техническое состояние оборудования параметры, качественные изменения их во времени и законы перехода параметров из одного состояния в другое. Для реализации этих целей на газодобывающих предприятиях для ФА и ОУС разработаны и введены в действие отраслевые нормативно-технические стандарты, в том числе СТО Газпром 2-2.3-1392007 «Проведение экспертизы промыш-

ленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ» и Р Газпром 2-3.3-732-2013 «Техническое диагностирование фонтанных арматур и оборудования устья скважин». Основной целью требований, заложенных в указанных документах, является принятие обоснованного решения о возможности продолжения эксплуатации ФА и ОУС и выработки мероприятий, обеспечивающих промышленную безопасность, базирующихся на результатах регулярного обследования их реального технического состояния, проведения технического диагностирования. Указанная цель достигается планомерным обследованием технического состояния контролируемых параметров ФА и своевременным принятием мер по их восстановлению и последующим поддержанием ФА в работоспособном состоянии, обеспечивая при этом безопасное протекание процесса добычи газодобывающих предприятий и режим эксплуатации подземных хранилищ газа. Основными контролируемыми параметрами ФА и ОУС, которые определяют их работоспособность, являются: герметичность фланцевых соединений, усилие управления задвижками, герметичность запорных узлов задвижек и пробковых кранов, сальников, пакеров; функционирование нагнетательных

Рис. 5. Пробковый кран (красным цветом выделены поверхности, наиболее подверженные износу под действием сил трения при открытии-закрытии и скважинной среды при незначительном пропуске среды)

Вид А

Корпус крана

Корпус

Пробка

Рабочий зазор

А

Пробка

Пробка Регулировочный винт Запорный узел закрыт

454

Запорный узел открыт

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 6. Клиновая задвижка (красным цветом выделены поверхности, наиболее подверженные износу под действием скважинной среды)

Рис. 8. Шиберная задвижка

Корпус Шибер

Корпус

Клин

ного режима функционирования оборудования или к аварийным ситуациям, последствиями которых могут быть экономические потери, повреждения оборудования, причинение вреда для жизни и здоровья человека, имущества, окружающей среды. Отсутствие герметичности затворов составляет около 80% от всех несоответствий. Статистическому анализу подверглись задвижки шиберные, задвижки клиновые и пробковые краны с отка-

зом, характеризующиеся нарушением работоспособного состояния, заключающегося в нарушении герметичности их запорного узла. Число проверенных шиберных задвижек от общего числа проверенных задвижек составило 41%, клиновых задвижек 21%, пробковых кранов 38%. Общее количество негерметичных задвижек с негерметичностью по затвору составило 26,7% от общего числа проверенных задвижек и кранов.

Рис. 7. Уплотнительные поверхности клиновой задвижки и основные виды нарушений взаимного расположения (показаны условно)

А

Номинальное положение уплотнительных поверхностей

А

Отклонение взаимного расположения уплотнительных поверхностей

Отклонение плоскостности уплотнительных поверхностей

α2

Корпус

b2

b1

b

Клин (диск)

α1

b, b1, b2, b3 – ширина площадки контакта уплотнительных поверхностей; α1, α2, α3 – отклонение взаимного расположения уплотнительных поверхностей

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

b3

b

клапанов, масленок, вентилей. Эксплуатация устьевого оборудования должна осуществляться при достаточной прочности корпусных деталей. Специалистами ООО «ИНГТ» накоплен значительный опыт проведения диагностических работ и ЭПБ ФА и ОУС. Так, в 2014–2015 годах на объектах добычи и подземного хранения газа российских и зарубежных предприятий были проведены работы по обследованию более 600 ФА и ОУС. Изучение и анализ всех выявленных несоответствий показали, что основными несоответствиями, выявляемыми при проведении ЭПБ, являются: ■ отсутствие герметичности в затворе арматуры; ■ превышение нормативного усилия на маховике при управлении запорной арматурой; ■ отсутствие герметичности фланцевых и сальниковых уплотнений; ■ нарушение комплектности; ■ нарушение антикоррозионного лакокрасочного покрытия и пр. Основным несоответствием, на которое следует обратить внимание, является нарушение герметичности затвора запорной арматуры, которое, в свою очередь, приводит к нарушению нормаль-

α3

455

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Анализ статистических данных показал следующее (рис. 2): ■ количество шиберных задвижек с негерметичностью затвора составляет 9% от общего числа проверенных шиберных задвижек; ■ количество клиновых задвижек с негерметичностью затвора составляет 42% от общего числа проверенных клиновых задвижек; ■ количество пробковых кранов с негерметичностью затвора составило 38% от общего числа проверенных пробковых кранов. В ходе анализа полученных результатов для однотипных фонтанных елок (АФК3-65х210) удалось выявить, что больше всего задвижек, имеющих отказ, заключающийся в негерметичности запорного узла, характерен для задвижек, подверженных воздействию потока по ходу движения скважинной среды, и составляет 60% от общего числа негерметичных задвижек. Количество задвижек с негерметичным запорным узлом, не подверженных воздействию потока скважинной среды, составляет 40% от общего числа негерметичных задвижек (рис. 3). Результаты обследований для однотипных ФА с шиберными задвижками, исчерпавших паспортный срок службы (15 лет), показывают, что с увеличением наработки вероятность отказа (негерметичность по затвору) хотя бы одной задвижки в составе ФА увеличивается с линейной зависимостью (рис. 4). Из графика видно, что вероятность наличия в ФА, отслужившей 13 лет, хотя бы одной задвижки с негерметичностью по затвору составляет примерно 33%, с продолжением дальнейшей эксплуатации такая вероятность увеличивается до 80%. Таким образом, изучив полученные данные, можно утверждать, что наиболее вероятен отказ, заключающийся в негерметичности запорного узла задвижек, характерен для элементов ФА, подверженных воздействию и расположенных по направлению движения скважинной среды, а также элементов ФА, которые наиболее часто используются при проведении технологических операций на скважине (открытие-закрытие «гео­ логической» и «буферной» задвижки при проведении замеров давления «затрубного» и «трубного» пространства, открытие-закрытие «буферной» задвижки перед спуско-подъемными операциями при проведении геофизических исследований, «открытие-закрытие» рабочих и по необходимости контрольных задвижек на «струне» при перекрытии

456

и запуске скважины и пр.), то есть запорных элементов, которые чаще подвергались рабочему циклу «открытиезакрытие». Статистика отказов запорных узлов задвижек, разделенных по типу (клиновые, пробковые, шиберные), свидетельствует о том, что более частый выход из строя характерен для запорных узлов клиновых задвижек и пробковых кранов. Это обусловлено их конструктивным исполнением. В клиновых задвижках и пробковых кранах уплотнительные поверхности наиболее подвержены воздействию высокоскоростного потока скважинной среды. В шиберных задвижках уплотнительные поверхности более защищены от воздействия скважинной среды при открытом запорном элементе (рис. 8). Под действием скважинной среды при открытии и закрытии кранов происходит постепенный эрозионный вынос смазки из корпуса в проход крана, что, как следствие, приводит к накапливанию абразивных частиц на уплотнительных поверхностях крана. Проведение дальнейших операций по открытию и закрытию кранов приводит к тому, что под воздействием сил трения происходит износ корпуса и запорного органа крана (пробки) (рис. 5), то есть к увеличению рабочего зазора между ними. Регулировка рабочего зазора с помощью регулировочного винта не позволяет создать требуемый для обеспечения герметичности зазор. Попытки дальнейшей затяжки винта приводят к неуправляемости крана, рабочий зазор остается увеличенным, то есть при проведении работ по набивке уплотнительной пасты происходит ее моментальный вынос, а затвор крана остается негерметичным. Под воздействием скважинной среды при открытом запорном элементе в клиновых задвижках происходит постепенный абразивный или коррозионный износ уплотнительной поверхности корпуса и клина задвижки, что в дальнейшем приводит к невозможности обеспечения герметичности запорного узла (рис. 6). Негерметичности клиновых задвижек также способствуют конструктивные недостатки арматуры, проявляющиеся в нарушении взаимного расположения уплотнительных поверхностей затвора вследствие их деформации, возникающей при эксплуатации (рис. 7). В конструкции данного типа задвижек не предусмотрена возможность восстановления герметичности затвора в эксплуатационных условиях путем заполнения смазкой корпуса задвижки.

Для обеспечения работоспособности и требуемого рабочего зазора в клиновых задвижках и пробковых кранах необходимы трудоемкие операции по наплавке корпуса с последующей шлифовкой и полировкой. По результатам анализа описанных выше нарушений герметичности и конструктивных исполнений задвижек можно предположить, что клиновые и пробковые краны более всего предназначены для работы в вязкой (нефтяной) среде, в которой обеспечивается самоуплотнение уплотнительных поверхностей, что не в полной мере удовлетворяет требованиям эксплуатации и снижает общий уровень надежности ФА газовых скважин. Таким образом, в целях повышения уровня промышленной безопасности при эксплуатации ФА, исключения значительной статистики отказов, связанных с клиновыми задвижками (42%) и пробковыми кранами (38%), а также в целях сокращения трудозатрат, связанных с проведением трудоемких операций по приведению кранов и клиновых задвижек в работоспособное состояние, рекомендуется вывод их из эксплуатации и замена на дисковые или шиберные задвижки, конструкция которых преду­ сматривает возможность восстановления герметичности затвора в эксплуатационных условиях и в конструкции которых исключена возможность скопления абразивных частиц на рабочих поверхностях запорных узлов. Замена клиновых задвижек и пробковых кранов на шиберные задвижки позволит сократить отказы, заключающиеся в негерметичности запорного узла задвижек, приблизительно в три раза. Литература 1. Отчеты по техническому диагностированию и экспертизе промышленной безопасности ООО «ИНГТ» за 2014– 2015 годы.

2. Белобородов А.В. Совершенствование методики проектирования запорной арматуры с использованием численных методов: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. – Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2005.

3. СТО Газпром 2-2.3-139-2007 Проведение экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ.

4. Р Газпром 2-3.3-732-2013 «Техническое диагностирование фонтанных арматур и оборудования устья скважин».

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Необходимость применения расчета конструкций зданий и сооружений опасных производственных объектов при проведении экспертизы промышленной безопасности УДК: 624.046 Андрей ЧИЗГАНОВ, главный специалист ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Станислав БРЕУС, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Андрей КРЫСИН, начальник управления ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Илья КАРПОВ, заместитель начальника управления ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Андрей ПИЧУГИН, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Данила ФИЛИППОВ, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

В статье на основании опыта проведения экспертизы промышленной безопасности ООО «ИНГТ» рассматриваются вопросы выполнения расчетов конструкций как важного составного элемента в обследовании технического состояния зданий и сооружений. Для оценки фактического состояния зданий и сооружений и выдачи обоснованного заключения о возможности их безопасной эксплуатации необходимо осуществлять расчеты несущей способности. Это позволяет определить истинное состояние конструктивных элементов, конструкций и здания в целом, принять необходимые меры по устранению выявленных недостатков, обеспечить гарантированную безопасность производства. В данной статье уделяется особое внимание необходимости проведения экспертизы промышленной безопасности с применением расчета конструкций, как инструмента определения соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности, основывающегося на принципах независимости и объективности, проводимых с использованием современных технологий. Ключевые слова: экспертиза промышленной безопасности, здания и сооружения, расчет конструкций.

Б

ольшинство зданий и сооружений на опасных производственных объектах строились и вводились в эксплуатацию больше тридцати лет назад. За период эксплуатации менялись технологии производств, оборудование, назначение производственных корпусов. Здания и сооружения приспосабливали под новые

технологические процессы, производили надстройки и пристройки, не всегда уделяя внимание значительному износу самого здания или сооружения, его частей, снижению несущей способности конструкций и фундаментов. Зачастую нововведения производились с нарушением норм проектирования и эксплуатации, в некоторых случаях вызыТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

вая перегрузки несущих элементов здания, иногда провоцируя аварийные ситуации. Все это делало производственный процесс небезопасным. В соответствии с Федеральным законом РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ [1], для снижения аварийности, повышения уровня промышленной безопасности и его прогнозирования проводится экспертиза промышленной безопасности. Здания и сооружения на опасном производственном объекте, предназначенные для осуществления технологических процессов, хранения сырья или продукции, перемещения людей и грузов, локализации и ликвидации последствий аварий, подлежат экспертизе. Экспертиза проводится с целью определения соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности и основывается на принципах независимости, объективности, всесторонности и полноты исследований, проводимых с использованием современных техник и технологий. Для получения объективной оценки технического состояния необходимо провести поверочный расчет параметров прогнозируемого технического состояния строительных конструкций. Расчет существующей конструкции и (или) грунтов основания производится по действующим нормам проектирования с введением в расчет данных, полученных в результате обследования, или данных проектной и исполнительной документации геометрических параметров конструкций, фактической прочности строительных материалов и грунтов основания, действующих нагрузок, уточненной расчетной схемы с учетом имеющихся дефектов и повреж-

457

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы дений. Основным моментом при оценке технического состояния здания является правильность проведения расчетов конструкций по требуемым параметрам. Поверочному расчету предшествует техническое обследование здания, проводимое как визуально, так и инструментально. Обследование проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 319372011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния» [4] и ГОСТ 27751-2014 «Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования» [5]. При визуальном обследовании от исполнителя требуются знание, опыт в теории конструкций, проектировании и строительстве. В некоторых случаях здание или сооружение получает в процессе эксплуатации повреждения. Нарушения при эксплуатации отдельных элементов сооружения, а также грунтовых условий принципиально меняют расчетную схему и несущую способность. Изменения должны фиксироваться при обследовании здания. При поверочных расчетах для более точной оценки (особенно при развитых деформациях конструкций, узлов) должно быть выполнено несколько вариантов предполагаемых расчетных схем и параметров расчета возникшей ситуации, произведен анализ и принято решение о дальнейшей эксплуатации. Инструментальное обследование также предшествует производимым расчетам и устанавливает необходимые для проведения расчета технические параметры исследуемых конструкций или сооружения в целом. Определяются габаритные размеры, характеристики материалов элементов конструкций. Как правило, все параметры определяют неразрушающими методами контроля. На основании полученных данных при обследовании конструкций и их параметров производится поверочный расчет напряженного состояния, несущей способности исследуемой конструкции. При определении состояния конструкций делается поправка на степень ослабления сечения коррозией. Для кирпичной кладки следует учитывать ослабление кладки выветриванием, трещинами и отклонением от вертикали. При обследовании поврежденных элементов следует не только анализировать состояние этих элементов, но и выявлять причины, их вызывающие. Цепь причин и следствий может быть различной и зависит от конкретной ситуа-

458

ции. Большое значение при обследовании конструкций имеет квалификация и опыт эксперта. Например, на двухэтажном здании котельной одного из газотранспортных предприятий с наружными и внутренними кирпичными стенами, со схемой поперечника первого этажа 6 м + 3 м + 6 м и второго 15 м (балка покрытия 15 м) длительное время как на наружных продольных стенах, так и на внутренних поперечных перегородках происходило образование и раскрытие наклонных трещин. Только проследив характер трещин и проведя поверочный расчет, эксперты пришли к выводу, что первоначально неправильно была заложена ширина фундамента – не хватало ширины подошвы. Эксперты рекомендовали усиление средних фундаментов путем слияния двух средних с некоторым увеличением подошвы. После произведенных рекомендованных работ раскрытий трещин больше не происходило. Примером изменения расчетной схемы могут служить стальные фермы покрытия, зачастую встречающиеся при обследовании промышленных зданий. Для прокладки вентиляции и других коммуникаций больших диаметров порой используют межферменное пространство, а для прохода отводов вырезают мешающие отводам несущие элементы решетки ферм. При этом изменяются напряжения в элементах ферм, порой до критического значения, что грозит обрушением ячейки покрытия значительного размера и нанесения большого урона. Это выясняется при проведении экспертизы промышленной безопасности, обследовании технического состояния и выполнении поверочных расчетов измененной расчетной схемы конструкции. Расчеты строительных конструкций являются составной частью результатов обследования, обосновывающим инструментом, подтверждением состояния исследуемых конструкций. Порой расчеты являются единственным инструментом по выявлению причин дефектного состояния, деформаций, потери устойчивости и разрушения отдельных элементов конструкций и узлов. При обследовании встречаются случаи несоблюдения норм при проектировании. Поверочные расчеты показывают, что при проектировании, например, не были учтены предельные размеры температурных блоков в металлоконструкциях, отчего происходил выгиб конструкций из проектной плоскости, отрыв сварных швов крепления. В железобетонных конструкциях превышение температур-

ных размеров блоков сверх расчетных и нормированных приводит к разрушениям узловых соединений, образованию трещин в конструкциях. Зачастую встречаются случаи деформаций стен как наружных, так и внутренних, с образованием раскрытых трещин различного вида. Предварительно, по видам трещин, можно, как правило, предположить причину повреждений. Только поверочным расчетом можно определить фактическую несущую способность поврежденной конструкции по результатам ее обследования и дать заключение о возможности ее безопасной эксплуатации. Выводы: 1. Проведение обследований строительных конструкций зданий и сооружений в рамках экспертизы промышленной безопасности, выявление и фиксация повреждений строительных конструкций являются одним из необходимых, но недостаточным условием проведения обследования технического состояния и проведения экспертизы промышленной безопасности зданий и сооружений на опасных производственных объектах.

2. Для оценки фактического состояния зданий и сооружений, выдачи обоснованного заключения о возможности их безопасной эксплуатации необходимо осуществлять расчеты несущей способности, что позволяет определить истинное состояние конструктивных элементов, конструкций и здания в целом, принять необходимые меры по устранению выявленных недостатков, обеспечить гарантированную безопасность производства. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 октября 2012 года № 584).

3. Федеральный закон от 30 декабря 2009 года № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений».

4. ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния».

5. ГОСТ 27751-2014 «Надежность строительных конструкций и оснований».

6. СП 13-102-2003 «Правила обследования несущих строительных конструкций зданий и сооружений».

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Диагностическое сопровождение комплексного ремонта

технологических трубопроводов компрессорных станций Поволжья УДК: 622.691.4 Антон ГУЛЯЕВ, заместитель начальника отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Игорь ТИМОШКО, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Денис БИЕШЕВ, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий ЛАХТИН, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Владимир ИВАНОВ, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

В статье представлен опыт проведения диагностического сопровождения комплексного ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций Поволжья в 2015 году. Приведены основные этапы проведения работ, применяемые методы неразрушающего контроля, выявленные дефекты и результаты диагностического сопровождения. Произведена оценка ремонтопригодности обследованных труб и сварных соединений. Ключевые слова: компрессорная станция, технологические трубопроводы, капитальный ремонт, диагностическое сопровождение, диагностическое обследование, техническое диагностирование, неразрушающий контроль.

Д

обываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ). ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя. Общая протяженность газотранспортной системы на территории России составляет 170,7 тыс. км. В транспортировке газа используются 250 компрессорных станций (КС). Компрессорная станция – комплекс сооружений и оборудования для повышения давления сжатия газа при его добыче, транспортировке и хранении. Технологическая схема КС состоит из установок очистки газа, компрессорных цехов, установок воздушного охлаждения газа. Работа оборудования КС обеспечивается технологическими трубопроводами (ТТ) с запорно-регулирующей арматурой, маслосистемой, установками подготовки пускового, топливного и импульсного газов, системой электроснаб-

жения и пр. Поддержание оборудования КС в работоспособном состоянии осуществляется с помощью системы технического обслуживания и ремонта. Своевременное проведение капитального ремонта (КР) КС обеспечивает надежность функционирования всей газотранспортной системы. Более 70% технологических трубопроводов КС эксплуатируются свыше 20 лет и нуждаются в проведении КР. Диагностическое сопровождение (ДС) КР ТТ КС проводится с целью определения их технического состояния путем проверки результатов поэлементного диагностического обследования труб, отводов, тройниковых соединений, сварных соединений, переходов и заглушек (днищ) на соответствие требованиям нормативно-технической документации с выдачей рекомендаций. Диагностическое обследование – процедура по выявлению, определению типа, геометрических размеров и координат выявленных ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

дефектов при помощи неразрушающих методов контроля, включающая измерение и определение конструктивных параметров (размеров) труб и соединительных деталей трубопроводов. Специалистами ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» накоплен значительный опыт проведения ДС КР ТТ КС. Например, при проведении работ на КС различных линейно-производственных управлений магистральных газопроводов газотранспортных предприятий Поволжья в 2015 году были обследованы трубопроводы диаметром 1420 мм в количестве 192 штук общей протяженностью 1676,1 м и проконтролировано 113 сварных соединений. Состав этапов работ при ДС КР ТТ: 1 этап. Сбор и анализ технической документации. При проведении ДС произведен сбор и анализ всей имеющейся проектной, исполнительной и эксплуатационной документации.

2 этап. Неразрушающий контроль основного металла труб и сварных соединений. При проведении ДС использованы следующие методы неразрушающего контроля: ■ визуальный и измерительный контроль (ВИК); ■ вихретоковый контроль; ■ магнитопорошковый контроль (МК) с возможностью замены на капиллярный контроль; ■ ультразвуковая толщинометрия (УЗТ); ■ замеры твердости; ■ ультразвуковой контроль (УК); ■ радиографический контроль (РК).

3 этап. Определение химического состава, физико-механических свойств основного металла деталей, восстановление исполнительной документации. При отсутствии на детали трубопро-

459

Экспертное сообщество ■ научные подходы

100 75 50 25 0

38,1 Смещение кромок

73,5

62,8

Трещины

46 Дефекты по рез. РК

Дефекты по рез. ВИК

48,7 Дефекты по рез. УК

Диаграмма 2. Распределение выявленных дефектов труб Количество труб с дефектами от общего числа, %

Количество сварных соединений с дефектами от общего числа, %

Диаграмма 1. Распределение выявленных дефектов кольцевых сварных соединений

100 75 50 25 0

52,1 Коррозия

26,6 Трещины

22,4

15,1

Механические повреждения

Технологические дефекты

Диаграмма 3. Результаты диагностического сопровождения: a – трубы; б – кольцевые сварные соединения

23,7%

2,7% 20%

56,4% a)

Брак Годен

б)

водов исполнительной документации (сертификатов и паспортов) или невозможности их идентификации из-за отсутствия маркировки (клейма), проведены работы по определению химического состава основного металла методом фотоэлектрического спектрального анализа. Восстановление отсутствующей исполнительной документации проведено в соответствии с действующей нормативно-технической документацией (НТД).

4 этап. Определение методов ремонта элементов трубопровода. По результатам диагностирования комиссией, назначенной приказом (распоряжением) газотранспортного предприятия, определена и назначена технология ремонта элементов технологических трубопроводов с дефектами в соответствии с требованиями НТД.

5 этап. Контроль выполненных ремонтных работ. По результатам ремонтных работ диагностической организацией проведено послеремонтное обследование средствами неразрушающего контроля (ВИК, МК, УЗТ) с целью оценки качества выполненных работ, определения минимальной толщины стенки труб.

6 этап. Прочностные расчеты элементов трубопровода. По результатам предыдущих этапов проведена прочностная оценка элементов трубопровода, в том числе с отремонтированными участками.

7 этап. Оформление технического

460

97,3%

Брак Ремонт Годен

отчета по результатам диагностического сопровождения. По результатам ДС и результатам ремонта выявленных дефектов был оформлен технический отчет на данный объект. В техническом отчете определены: ■ техническое состояние объекта; ■ технические и организационные мероприятия по устранению недопустимых дефектных участков. При проведении работ по ДС КР ТТ КС были выявлены: ■ основные дефекты сварных соединений (смещение кромок, трещины, дефекты по результатам РК, дефекты по результатам ВИК, дефекты по результатам УК) (диаграмма 1); ■ основные дефекты труб (коррозия, трещины, механические повреждения, технологические дефекты) (диаграмма 2). По результатам проведения ДС КР ТТ КС Поволжья в 2015 году и проведения прочностных расчетов (принимая во внимание то, что трубы планируется эксплуатировать на срок не менее 15 лет) установлено: ■ из всего объема обследованных труб к категории «Брак» отнесены 56,4%; к категории «Ремонт» отнесены 23,7%; к категории «Годен» отнесены 20% (диаграмма 3, а); ■ из всего объема обследованных кольцевых сварных соединений к категории «Брак» отнесены 97,3%; к категории «Ремонт» отнесены 2,7% (диаграмма 3, б).

В заключение можно сделать вывод о том, что значительная часть обследованных труб непригодна для дальнейшего применения (56,4%), а сварные стыки практически в полном объеме (97,3%) подлежат вырезке. Данные результаты необходимо учитывать при последующем планировании капитального ремонта компрессорных станций Поволжья. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 12 марта 2013 года № 101).

2. СТО Газпром 2-2.3-407-2009 «Инструкция по отбраковке и ремонту технологических трубопроводов компрессорных станций».

3. СТО Газпром 2-2.4-083-2006 «Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов».

4. «Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных трубопроводов» (утверждена заместителем председателя правления ОАО «Газпром» 05.09.2013).

5. Публичное акционерное общество «Газпром» [Офиц. сайт]. URL: http:// www.gazprom.ru/ (дата обращения 23.11.2015).

ИнформацИонно-консультатИвное ИзданИе по промышленной И экологИческой безопасностИ

Экспертная оценка технического состояния технологических трубопроводов УКПГ северных месторождений газа при проведении экспертизы промышленной безопасности УДК: 622.692.4 Дмитрий ЛАХТИН, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Денис БИЕШЕВ, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Антон ГУЛЯЕВ, заместитель начальника отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Владимир ИВАНОВ, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий КУКЛИН, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Игорь ТИМОШКО, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

В статье представлен анализ результатов технического диагностирования технологических трубопроводов установок комплексной подготовки газа на одном из северных месторождений в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности. Определены характерные для данного вида оборудования, учитывая его возраст и годы ввода в эксплуатацию, дефекты и несоответствия требованиям нормативно-технической документации, а также причины их возникновения. Показана необходимость проведения экспертизы промышленной безопасности как фактора повышения надежности технологических систем. Обозначена необходимость постоянного совершенствования нормативно-технической базы в области промышленной безопасности. Ключевые слова: газовое месторождение, установка комплексной подготовки газа, технологические трубопроводы, техническое диагностирование, экспертиза промышленной безопасности, неразрушающий контроль, нормативнотехническая документация, дефект, техническое состояние, оборудование, природный газ.

С

еверные газовые месторождения России – одни из самых крупных в мире по величине газовых запасов. Добычу газа сложно представить без технологий предварительной (первичной) подготовки газа к дальнейшему транспорту. Одной из основных таких технологий является установка комплексной подготовки газа (УКПГ). Пер-

вые УКПГ начали свою работу на северных месторождениях более 30 лет назад. Основной задачей УКПГ является сбор и подготовка газа, а именно: транспортировка газа от скважин до УКПГ, сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей, осушка до требуемой точки росы и компримирование для подачи в магистральный газоТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

провод. Все это необходимо выполнять с минимальными потерями пластовой энергии, наибольшей технологической и экономической эффективностью. Сейчас на месторождениях введено в эксплуатацию большое количество УКПГ с огромной сетью технологических трубопроводов для обеспечения технологического процесса. В настоящее время, согласно Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности, в случае истечения назначенного срока службы или при выработке назначенного ресурса (по времени или количеству циклов нагружения) оборудования под давлением (в данном случае – технологических трубопроводов УКПГ), установленного его изготовителем, нормативной документацией, ранее выданными заключениями экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ), необходимо проведение ЭПБ, если иная форма оценки его соответствия не установлена техническими регламентами. Кроме того, подлежат экспертизе технологические трубопроводы УКПГ, на которые отсутствуют в технической, нормативной документации данные о сроке службы, если фактический срок службы превысил 20 лет, а также после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материалов основных элементов либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на опасном производственном объекте. Так как большинство УКПГ северных месторождений ПАО «Газпром» находятся в эксплуатации более 20 лет, то проблема массового проведения ЭПБ технологических трубопроводов УКПГ

461

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 1. Северные месторождения газа

продолжает быть актуальной и в настоящее время. В связи с этим на протяжении нескольких лет, с 2008 по 2011 год, на договорной основе были проведены работы по диагностическому обследованию и экспертизе промышленной безо­ пасности технологических трубопроводов на 10 УКПГ, эксплуатирующихся на одном из северных месторождений, в соответствии с действующей на тот момент нормативно-технической документацией (НТД). Процедура проведения экспертизы промышленной безопасности технологических трубопроводов состояла из

Фото 1. Дефект – задиры на трубопроводе

462

двух основных этапов. На первом этапе экспертом была изу­ чена вся техническая документация, относящаяся к объектам обследования, а именно: ■ проектная и исполнительная документация; ■ эксплуатационные документы, содержащие методику проведения контрольных испытаний (проверок) этого оборудования и его основных узлов, ресурс и срок эксплуатации, порядок, объем, сроки технического обслуживания, ремонта и диагностирования; ■ акты испытаний, проводимых в процессе эксплуатации оборудования;

■ акты, отчеты о выполненных работах при проведении капитальных ремонтов и реконструкции оборудования; ■ комплект чертежей с указанием основных технических решений и всех изменений, внесенных при производстве работ, и отметок о согласовании этих изменений с проектной организацией, разработавшей проект оборудования, а также организации-изготовителя; ■ проектные данные, устанавливающие технологические параметры эксплуатации трубопроводов, оснащения его средствами контроля и безопасности, автоматического регулирования технологических параметров; ■ акты расследования аварий и инцидентов, связанных с эксплуатацией оборудования; ■ документы, отражающие фактические технологические параметры работы оборудования (технологический регламент, паспорт технологического оборудования); ■ заключения ранее проводимых экспертиз промышленной безопасности данного оборудования и сведения о выполнении рекомендаций, направленных на обеспечение его безопасной эксплуатации; ■ документы, подтверждающие сроки эксплуатации оборудования, периодичность проведения ЭПБ и методики оценки его технического состояния. На втором этапе после анализа представленных эксплуатирующей организацией материалов была составлена «Программа проведения экспертизы промышленной безопасности технологических трубопроводов УКПГ», которая включала комплекс методов оценки фактического состояния, и обозначена цель всей работы – определение соответствия технологических трубопроводов УКПГ предъявляемым к ним тре-

Фото 2. Дефектная опора

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

бованиям промышленной безопасности, определение их технического состояния, возможности, сроков и условий их дальнейшей безопасной эксплуатации. В соответствии с НТД для оценки фактического технического состояния оборудования необходимо проводить техническое диагностирование с применением методов неразрушающего и разрушающего контроля. В результате проведения технического диагностирования технологических трубопроводов УКПГ в рамках экспертизы промышленной безопасности, в соответствии с действующей на тот момент НТД, было определено, что основными дефектами и несоответствиями являются: ■ неработающие и дефектные опоры; ■ дефекты сварных соединений (несоответствие формы и размера шва, смещения кромок, переломы осей труб, подрезы); ■ дефекты основного металла на элементах трубопроводов (задиры, забоины, царапины, вмятины); ■ недопустимые утонения элементов (соединительных деталей) трубопроводов, выявленные по результатам ультразвуковой толщинометрии; ■ повреждения изоляционного покрытия подземных участков трубопроводов на площадке УКПГ и на переходах «земля–воздух». Дефекты сварных соединений и основного металла соединительных деталей, дефектные опоры, обнаруженные при техническом диагностировании, имели место еще при изготовлении (монтаже) технологических трубопроводов. Это обусловлено двумя основными причинами: ■ первая – слабая на тот момент нормативно-техническая база в области

Фото 3. Дефект – вмятина на трубопроводе

промышленной безопасности. Это, безусловно, сказалось на принятии решений о вводе объектов в эксплуатацию; ■ второй причиной послужил тот факт, что 80-е годы прошлого столетия стали временем расцвета газовой промышленности. По добыче газа СССР занимал первое место в мире, поэтому ускоренные темпы ввода все новых и новых УКПГ на месторождении послужили причиной возникновения большого количества конструктивных дефектов на технологических трубопроводах. В результате проведенного комплекса работ сделан вывод о необходимости приведения технологических трубопроводов УКПГ в соответствие требованиям действующих на данный момент норм промышленной безопасности. Технологические трубопроводы проектируют, как правило, без резервных линий, и выход их из строя влечет за собой остановку насосных агрегатов, установок и даже целых промышленных комплексов. Поэтому своевременное выявление дефектов и несоответствий на технологических трубопроводах в процессе эксплуатации, а также совершенствование проектных решений являются одними из самых важных задач в промышленной безопасности. Таким образом, экспертиза промышленной безопасности совместно с техническим диагностированием, несомненно, является основным фактором повышения надежности трубопроводных систем. Но совершенствование нормативнотехнической базы в области промышленной безопасности является также немаловажной задачей всего экспертного сообщества. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности

Фото 5. Дефект – перелом осей труб

«Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538).

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 12 марта 2013 года № 101).

4. Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».

Фото 4. Неудовлетворительный сварной шов

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

463

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Технология оценки целостности внутренней поверхности «ствола» елки фонтанной арматуры и узла подвески насосно-компрессорных труб в целях обеспечения безопасной эксплуатации скважины и замены задвижек под давлением УДК: 622.691.24 Игорь ТИМОШКО, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий БЛИНОВ, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Антон ГУЛЯЕВ, заместитель начальника отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Денис БИЕШЕВ, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий ЛАХТИН, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

Приведена актуальность и важность разработки новых приборов и методов контроля внутренней поверхности элементов устьевого оборудования с целью обеспечения безопасной эксплуатации скважин и замены задвижек под давлением. Предложена технология оценки технического состояния внутренней поверхности «ствола» фонтанной арматуры без демонтажа фонтанной арматуры с устья и глушения действующих скважин. Предложен способ измерения внутреннего прохода фонтанной арматуры и определения коррозионно-эрозионных повреждений на внутренней поверхности ствола фонтанной арматуры. Описана технология проведения работ. Предложен прибор для осуществления работ по описанной технологии. Указан положительный эффект от применения и внедрения технологии. Ключевые слова: фонтанная арматура, коррозионные повреждения, эрозионные повреждения, износ, задвижки, узел подвески насосно-компрессорных труб, диаметр, профиль «ствола» фонтанной арматуры, пакер, механический профилемер.

Г

азоконденсатные месторождения и подземные хранилища имеют стратегическое значение для России. Для герметизации, контроля и управления работой скважин в их конструкции применяется фонтанная арматура, состоящая из комплекта последовательно соединенных элементов различных типов – колонных и трубных головок, специальных фланцев (адаптеров), задвижек, крестовин, переводников (буферов), промежуточных и глухих фланцев. Нарушение целостности и работоспособности фонтанных ар-

464

матур может привести к разгерметизации скважины с выбросом углеводородного сырья, взрывам и пожарам, причинению тяжкого вреда для жизни и здоровья людей, производства и окружающей среде, большим затратам на ликвидацию их последствий. К настоящему времени наработка большей части фонтанных арматур превосходит назначенный заводом-изготовителем срок службы. Замена такого количества фонтанных арматур, выработавших проектный срок эксплуатации, нерациональна и потребует весьма высоких инвести-

ций. В подавляющем большинстве эти фонтанные арматуры даже после длительной эксплуатации продолжают обладать требуемыми запасами работоспособности и ресурса, позволяющими продолжать их дальнейшее надежное и эффективное использование. Как показывает анализ, замена элементов фонтанных арматур при достижении ими проектного срока службы носит исключительный характер. С целью продления срока их дальнейшей эксплуатации по фактическому техническому состоянию они прошли неоднократное диагностирование. По мере увеличения наработки количество таких фонтанных арматур увеличивается. Для решения задачи обоснования про­ дления эксплуатации нефтегазового оборудования, выработавшего срок службы и сохранившего работоспособность, на газодобывающих предприятиях разработаны специализированные отраслевые стандарты, в которых установлены определяющие техническое состояние параметры, критерии дефектности, методы расчета остаточного ресурса, методы технического диагностирования, элементы фонтанных арматур, подлежащие обязательному контролю методами неразрушающего контроля. Однако традиционные методы технического диагностирования, предусмотренные отраслевыми стандартами, не дают полную информацию о состоянии всей внутренней поверхности элементов фонтанной арматуры и наличия коррозионно-эрозионных повреждений. В то же время на скважинах подземных хранилищ газа широко применяется методика замены задвижек под давлением с использованием специальных средств и устройств типа УВЧ, ОВЧ. Замена задвижек фонтанной арматуры скважин

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ствол елки фонтанной арматуры Подвеска типа «АФ» 5

елка фонтанная

фонтанная арматура

3

6

8 2 4

11

узел подвески НКТ

трубная обвязка

5 6

Подвеска типа «АФК» 5

7

колонная обвязка

8

8 11

9 10 1

11

Рис. 1. Конструкция устьевого оборудования без вывода их из эксплуатации является прогрессивной, экологически чистой технологией, позволяющей проводить эти работы по необходимости, в случае потери задвижками герметичности, а не только при проведении плановых ремонтов с обязательным глушением скважин, существенно нарушающим фильтрационноемкостные свойства пласта-коллектора и требующим дополнительных затрат на последующее освоение скважин. Безопасность работ при замене задвижек обеспечивается герметичностью установки пакеров, которая зависит от возможности получения информации о фактическом внутреннем диаметре, эллипсности и глубине возможных эрозионных и коррозионных дефектов на внутренней поверхности стволовой части и узла подвески насосно-компрессорных труб (далее – НКТ) в месте установки пакера. В связи с отсутствием в деле скважины информации об изменениях внутренних геометрических параметров «ствола» елки фонтанной арматуры и узла подвески НКТ, связанных с длительной эксплуатацией скважин, гарантия точной посадки пакера значительно снижается. Поэтому, учитывая исключительную важность: 1) разработки технологий, тех-

нических средств и организационных мероприятий, направленных на повышение безопасности производственного комплекса ПАО «Газпром», включенных в «Перечень приоритетных научнотехнических проблем ПАО «Газпром» на 2011–2020 годы»; 2) обеспечения условий безопасной эксплуатации фонтанных арматур (предупреждения инцидентов, аварий, «фонтанов») и потребность в проведении мероприятий по диагностике их технического состояния без вывода скважин из эксплуатации и демонтажа фонтанных арматур; 3) организации безопасного выполнения работ по замене задвижек фонтанной арматуры под давлением без их вывода из эксплуатации и глушения; 4) оптимизации затрат на проведение диагностического обследования, разработка новых приборов и методов технического диагностирования в целях получения информации о фактической геометрии и действительной информации о техническом состоянии «ствола» елки фонтанных арматур и узла подвески НКТ является актуальной научно-практической задачей, решение которой позволит: ■ выявлять коррозионные и (или) эрозионные повреждения на внутренней по-

верхности корпусных деталей и сборочных единицах запорного узла задвижек; ■ получить достоверную информацию о фактических геометрических параметрах зоны места установки пакера; ■ получить информацию для расчета скорости коррозионно-эрозионного износа и достоверного прогнозирования остаточного ресурса. В целях реализации вышепоставленных задач предлагается инновационная технология оценки технического состояния внутренней поверхности фонтанной арматуры с использованием высокоточных средств и приборов. С помощью указанной технологии существует возможность осуществить контроль внутренней поверхности узла подвески НКТ и «стволовых» элементов фонтанной елки, так как они являются наиболее важными с точки зрения безопасности эксплуатации скважины. Технология заключается в исследовании технического состояния внутренней поверхности арматуры с помощью специализированного прибора и обработки полученной информации. В качестве специализированного прибора, с помощью которого производится измерение внутреннего проходного ка-

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

465

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы нала «ствола» елки фонтанной арматуры и узла подвески НКТ, а также определяется коррозионный и эрозионный износ оборудования, технология предполагает применение специализированного высокоточного механического профилемера. Измерение внутренних диаметров проходных сечений «ствола» елки фонтанной арматуры и узла подвески НКТ проводят непосредственно в действующей скважине, без разбора и демонтажа фонтанной арматуры с устья скважины. Спуск специализированного прибора в скважину и запись профиля внутренней поверхности устьевого оборудования осуществляется с использованием специальных машин и технических средств, аналогично со спуском приборов в скважину при геофизическом исследовании скважин. Скважина (рисунок 1) содержит подземную (не показано) и надземную устьевую части (срез земли условно оцифрован позицией 1). Устьевое оборудование включает в себя колонную обвязку и фонтанную арматуру. Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки и елки фонтанной. Трубная обвязка состоит из задвижек 4, трубной головки 8, переводника трубной головки 5, трубодержателя 6 (тип подвески НКТ – «АФ») или трубодержателя 5 (в случае если переводник трубной головки 5 является трубодержателем, тип подвески НКТ – «АФК») и подвесного патрубка 7. «Ствол» елки фонтанной арматуры и узел подвески НКТ (далее «ствол» фонтанной арматуры), которые являются объектами исследования, состоят: ■ «ствол» елки фонтанной арматуры – из задвижек 2 и крестовины 3; ■ «узел подвески НКТ» из: а) переводника трубной головки 5 и подвесного патрубка 7 – в случае использования подвески типа «АФК»; б) переводника трубной головки 4, трубодержателя 6 («груши») – в случае использования подвески типа «АФ». Скважина также включает в себя кондуктор 9, эксплуатационную колонну 10 и НКТ 11 (рис. 1). О готовности к работе фонтанной арматуры скважины можно судить по состоянию «ствола» фонтанной арматуры устьевого оборудования скважины, так как фонтанная арматура относится к оборудованию, у которого основным видом предельного состояния является коррозионный и (или) эрозионный износ. При коррозионном и (или) эрозионном износе предельным состоянием фонтанной арматуры является уменьшение толщины стенок и сопрягаемых уплотнитель-

466

ных поверхностей задвижек и крестовины до значений, не обеспечивающих условия прочности и условия герметичности узла, так как через них движется скважинный продукт. Измерение внутреннего диаметра и определение технического состояния «ствола» фонтанной арматуры устьевого оборудования скважины определяют следующим образом: ■ c помощью специализированного прибора проводят измерения внутренних диаметров во всех сечениях «ствола» фонтанной арматуры; ■ с помощью специализированного программного обеспечения проводят обработку полученной информации с целью исследования технического состояния профиля внутренней поверхности «ствола» фонтанной арматуры (сопоставление полученного профиля с конструкцией «стволовых» элементов фонтанной арматуры (рисунок 2) и интерпретация полученных данных); ■ по полученным профилеграммам (рисунок 3) в различных сечениях пространственного 3D-профиля внутренней поверхности определяют техническое состояние внутренней части «ствола» фонтанной елки и узла подвески НКТ: а) если на получаемой профилеграмме имеются отклонения от прямолинейности, позволяющие интерпретировать их как коррозионное и (или) эрозионное повреждения, то по зафиксированному отклонению измеренного диаметра от номинального значения судят о величине коррозионного и (или) эрозионного повреждения, и принимается решение о возможности дальнейшей эксплуатации исследуемого оборудования; б) если отклонений от прямолинейности профиля нет, а значения измеренного диаметра отличаются от номинально допустимого (указанного изготовителем), то исследуемая задвижка заменяется; ■ по полученному профилю и значениям измеренных диаметров специализированная организация, выполняющая работы по замене задвижек под давлением, непосредственно перед выполнением работ осуществляет выбор соответствующего типа, размера и форм герметизирующей пробки, а также, исходя из характеристик герметизирующих устройств типа УВЧ, ОВЧ, определяет глубину (место) установки пакера, избегая зоны с высоким показателем коррозионноэрозионных повреждений. Таким образом, по отклонению измеренных значений от номинальных определяется степень коррозионного и эрозионного износов ствола фонтанной ар-

матуры. А путем деления полученного среднего отклонения диаметра ствола задвижки фонтанной арматуры от номинального на время эксплуатации скважины определяется средняя скорость коррозии объекта, что позволяет предположить время допустимой эксплуатации оборудования. Оценка качества выявляемых дефектов и несоответствий осуществляется в соответствии с эксплуатационными документами завода-изготовителя и отраслевыми стандартами. Методика прямых измерений внутренних диаметров устьевого оборудования имеет значительные преимущества, по сравнению с традиционными измерениями по наружной поверхности, при определении износа элементов фонтанной арматуры, что очень важно для про­ дления на обоснованные сроки безопасной эксплуатации фонтанной арматуры скважин. Внедрение вышеописанной технологии в отраслевую нормативно-техническую документацию по диагностике и экспертизе промышленной безопасности фонтанных арматур, в дополнение к традиционным методам технического диагностирования, позволит получить актуальную и достоверную информацию о фактических геометрических параметрах и действительном техническом состоянии «ствола» елки фонтанной арматуры и узла подвески НКТ. Механизмом проявления положительного эффекта от использования результатов технологии является: ■ безопасность эксплуатации фонтанной арматуры (предотвращение инцидентов, аварий, «фонтанов»); ■ безопасность замены задвижек фонтанной арматуры под давлением без глушения скважины; ■ оптимизация затрат на проведение ремонтных и диагностических работ (увеличение межремонтного периода примерно на 40%, сокращение затрат на ремонтные работы за счет прогнозирования и продления остаточного ресурса отдельных элементов оборудования); ■ повышение эффективности и оперативности принятия управленческих решений при техническом обслуживании и капитальном ремонте оборудования; ■ улучшение качества планирования ремонтных и диагностических работ; ■ достоверность результатов технического диагностирования и прогнозирования остаточного ресурса. Литература 1. Макарьев О.В., Соломахин В.Б. Методика замены задвижек под давлением

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 2. Сопоставление полученного профиля с конструкцией «стволовых» задвижек елки фонтанной Глубина, мм

Радиус максимальный зеркальный, мм Радиус минимальный зеркальный, мм Радиус максимальный, мм Радиус минимальный, мм

0

Шибер

Износ

Седло

350 Кольцо уплотнительное Корпус

Образующая внутренней поверхности идеальной формы

710

+0,74

ø65

Глубина

Рис. 3. Типичный вид профилеграмм в вертикальном и горизонтальном сечениях пространственного 3D-профиля внутренней поверхности «ствола» фонтанной арматуры 83 84

Отсутствуют коррозионные и эрозионные повреждения

Внутренний диаметр А-А

85

А

87

89 90 91

Выход прибора из проходного отверстия задвижки ствола фонтанной арматуры

Коррозионное повреждение

88

Коррозионное повреждение

А

Имеют место коррозионные 86 и эрозионные повреждения

92

без глушения скважины при капитальном ремонте устьевого оборудования скважин ПХГ // «Газовая промышленность». – 2013. – № 1–104. – С. 94–96.

2. ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции.

3. ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения.

4. ГОСТ Р 51365-2009 Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования.

5. СТО Газпром 2-2.3-139-2007 Проведение экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ.

6. Р Газпром 2-3.3-732-2013 «Техническое диагностирование фонтанных арматур и оборудования устья скважин».

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

467

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Проблемы старого фонда скважин объектов добычи газа и обеспечение условий безопасной эксплуатации Игорь ЧЕРНЯЕВ, начальник отдела экспертизы промышленной безопасности ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Андрей КРЫСИН, начальник управления комплексного исследования скважин ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Александр МАЛЯРЕВСКИЙ, ведущий инженер отдела экспертизы промышленной безопасности скважин ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Данила ФИЛИППОВ, ведущий инженер отдела экспертизы промышленной безопасности скважин ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Павел МАРТЫНЕНКО, ведущий инженер отдела экспертизы промышленной безопасности скважин ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

В данной статье рассмотрены основные технические проблемы старого фонда газовых и газоконденсатных скважин и описаны особенности методики технического диагностирования состояния скважин, эксплуатация которых ведется на поздней стадии разработки месторождений и при возрасте скважин более 30 лет. Ключевые слова: газ, промышленность, скважина, экспертиза, диагностика.

468

ции и сохранения проектных объемов добычи газа и газового конденсата необходимо на должном уровне поддерживать техническое состояние эксплуатационно-

Рис. 1. Зависимость дефектности скважин от их возраста 60

50

Дефекты, %

О

сновная добыча газа на газовых и газоконденсатных месторождениях приходится на месторождения с падающими уровнями добычи и вступает в завершающую стадию разработки в условиях значительного снижения пластового давления. В настоящее время на Медвежьем, Майкопском, Некрасовском месторождениях пластовое давление уменьшилось более чем на 80%, а общая выработанность разведанных запасов газа составляет около 20%, и на месторождениях, введенных в разработку – около 30%. Из числа крупнейших и крупных месторождений газа наибольшей выработанностью характеризуются: Вуктыльское в Республике Коми – 93%, Оренбургское в Оренбургской области – 56%, а также сеноманские залежи на месторождениях Уренгойское – 50% и Медвежье – 80% в Западной Сибири. При этом скважины эксплуатируются свыше 30 лет, что объективно привело к «старению» и износу крепи. Для обеспечения условий безопасной эксплуата-

го фонда скважин за счет своевременного выявления дефектов и отклонений от нормы и проведения необходимого объема ремонтных работ. Эксплуатация скважин на поздней стадии разработки месторождений характеризуется обводнением и выносом абразивных продуктов в совокупности с различными методами интенсификации притока, такими как обработка призабойной зоны пласта (ПЗП), гидроразрыв пласта (ГРП), приводит к значительному износу оборудования и эксплуатационных колонн и существенно уменьшает уровень их безопасной эксплуатации. Анализ данных, полученных при экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ) скважин, проводившейся в 2014 году с целью оценки технического состояния и установления соответствия требованиям промышленной безопасности и нормативно-технической документации, в соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1], показал, что, несмотря на проводимые в обществах работы по обеспечению надежной и безопасной эксплуата-

40

30

20

10

0

0

10

20

30

40

Возраст, лет

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

50

Рис. 2. Коррозия муфтового соединения НКТ

ции скважин, вопросы оценки технического состояния скважин и оптимизации объема и сроков ремонтных работ в настоящее время особенно актуальны, прежде всего, на скважинах, которые планируется выводить из бездействующего фонда и подлежащих реконструкции для освоения остаточных запасов газа и поддержания плановых уровней отборов. На основании полученных данных по техническому состоянию скважин была сформирована зависимость их дефектности от фактического возраста скважин (рис. 1). Основными причинами простоя являются: ■ значительная кольматация призабойной зоны пласта фильтратами растворов после капитального ремонта (КРС); ■ нарушение целостности эксплуатационной колонны в интервале фильтра, негерметичность эксплуатационной колонны; ■ накопление продуктов разрушения осадочных горных пород на забоях скважин из-за разрушения скелета пласта; ■ локальное обводнение скважин за счет подтягивания конусов пластовой воды, в том числе по цементному кольцу; ■ латеральное обводнение высокопроницаемых пропластков в интервале перфорации, связанное с подъемом газоводяного контакта; ■ межколонные газопроявления; ■ низкие устьевые параметры. Основными видами КРС на месторождениях являются ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны, интенсификация притока методом ГРП, водо­ изоляция и крепление от разрушения ПЗП и др. На рисунке 2 представлен пример коррозии муфтового соединения НКТ. Техническое диагностирование газовых и газоконденсатных скважин газодобывающих предприятий проводится

Рис. 3. Обследование ПУС методами неразрушающего контроля

по методике [2], устанавливающей оптимальные способы и средства определения текущего технического состояния, выяснения причин неисправностей и выдачи рекомендаций по восстановлению работоспособности диагностируемых элементов скважин. Методика предусматривает следующие виды работ: а) определение технического состояния эксплуатационной колонны методами ГИС, обследование которой может осуществляться в двух вариантах: I вариант – в газовой среде (через НКТ) при наличии избыточного давления на устье; II вариант – в заглушенной скважине (без НКТ) для детального обследования в случае выявления дефекта при работах по I варианту или при КРС; б) обследование ПУС методами неразрушающего контроля (рис. 3); в) определение технического состояния и контроль герметичности заколонного (ЗКП) и межколонного (МКП) пространств методами ГИС и специальных газодинамических исследований (ГДИ); г) расчет параметров остаточной прочности обследованных элементов скважин и прогноз срока их безопасной эксплуатации; д) разработку рекомендаций методов и средств восстановления работоспособности диагностируемого объекта по результатам выполненных работ. По результатам технического диагностирования проводится оценка текущего технического состояния и остаточного ресурса газовых и газоконденсатных скважин газодобывающих предприятий по методике [3]. Особое внимание при проведении экспертизы промышленной безопасности скважин месторождений, находящихся на финальной стадии разработки, следуТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ет уделять прочностным характеристикам нижней части эксплуатационной колонны [4]. Значительное снижение пластового давления приводит к росту избыточного наружного давления, оказываемого горными породами на эксплуатационную колонну, что может привести к смятию колонны. В дополнение к расчету остаточной прочности эксплуатационной колонны на избыточное наружное давление следует проводить анализ результатов трубной профилеметрии на предмет признаков смятия. Получение необходимой информации о текущем техническом состоянии скважин как опасных производственных объектов расширяет возможность принятия комплекса управленческих и научнотехнических решений о рациональном использовании фонда скважин, необходимости проведения ремонтных работ и, как следствие, позволяет получать дополнительную продукцию за счет восстановленной добычи и поддерживать плановые уровни отборов, что особенно важно на заключительной стадии эксплуатации месторождений. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. СТО Газпром 2-2.3-312-2009 «Методика проведения технического диагностирования газовых и газоконденсатных скважин газодобывающих предприятий».

3. СТО Газпром 2-3.3-754-2013 «Оценка текущего состояния и остаточного ресурса газовых и газоконденсатных скважин газодобывающих предприятий».

4. СТО Газпром 2-2.3-117-2007 «Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатации обсадных колонн».

469

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Опыт проведения экспертизы промышленной безопасности трубопроводов газораспределительных станций Южного Урала УДК: 622.692.4 Дмитрий ЛАХТИН, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Денис БИЕШЕВ, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Антон ГУЛЯЕВ, заместитель начальника отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Владимир ИВАНОВ, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Дмитрий КУКЛИН, ведущий инженер ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва) Игорь ТИМОШКО, начальник отдела ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (г. Москва)

В статье представлен анализ результатов технического диагностирования трубопроводов технологической обвязки оборудования газораспределительных станций в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности. Определены характерные для данного вида оборудования, учитывая его возраст, дефекты и несоответствия требованиям нормативно-технической документации. Показана необходимость проведения экспертизы промышленной безопасности как фактора повышения надежности технологических систем. Ключевые слова: газораспределительная станция, трубопроводы технологической обвязки, техническое диагностирование, экспертиза промышленной безопасности, неразрушающий контроль, нормативнотехническая документация, техническое состояние, оборудование, природный газ.

В

настоящее время ПАО «Газпром» эксплуатирует 4 192 газораспределительные станции (ГРС). Более 3 500 ГРС числятся на балансе Общества. Для поддержания надежности и бесперебойного снабжения потребителей дочерних газотранспортных предприятий Общества в соответствии с нормативными документами периодически проводятся диагностические обследования, позволяющие выявить опасные дефекты, а также различного рода несоответствия и устранить их до появления аварийной ситуации. Согласно Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности, в случае истечения назначенного

470

срока службы или при выработке назначенного ресурса (по времени или количеству циклов нагружения) оборудования под давлением (в данном случае – технологических трубопроводов ГРС),

установленного его изготовителем, нормативной документацией, ранее выданными заключениями экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ), необходимо проведение ЭПБ, если иная форма оценки его соответствия не установлена техническими регламентами. Кроме того, подлежат экспертизе трубопроводы ГРС, на которые отсутствуют в технической, нормативной документации данные о сроке службы, если фактический срок службы превысил 20 лет, а также после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материалов основных элементов либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на опасном производственном объекте. Так как более 2 700 ГРС ПАО «Газпром» находятся в эксплуатации более 20 лет (это составляет 65% от общего количества ГРС), то проблема массового проведения ЭПБ ГРС актуальная для всех дочерних обществ ПАО «Газпром». Обществом с ограниченной ответственностью «Инновационные нефтегазовые технологии» (ООО «ИНГТ») накоплен значительный опыт проведения диагностических работ и ЭПБ трубопроводов различного назначения, так как в коллектив Общества входят одни из лучших специалистов в области технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности.

Таблица 1. Возрастная структура парка ГРС ПАО «Газпром» № п/п

Возраст ГРС

Количество ед.

Доля, %

1

Менее 5 лет

170

4,1

2

От 5 до 10 лет

234

5,6

3

От 10 до 20 лет

1053

25,0

4

От 20 до 30 лет

1471

35,1

5

Более 30 лет

1264

30,2

4192

100

ИТОГО * По состоянию на 10 октября 2014 г.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Доля, % 34,7

65,3 100

Фото 1. Общий вид шурфа.

В 2014 году на договорной основе в одном из газотранспортных предприятий были проведены работы по диагностическому обследованию в рамках ЭПБ 11 ГРС, эксплуатирующихся на территории Южного Урала. Для оценки соответствия оборудования предъявляемым требованиям нормативнотехнической документации (НТД) приказами по экспертной организации была определена диагностическая бригада и назначены аттестованные эксперты. На первом этапе экспертами была изучена вся техническая документация, относящаяся к объектам обследования, а именно: проектная документация, исполнительная и эксплуатационная документация, материалы по ранее выполненным обследованиям, сведения о причинах аварий и инцидентов. Проанализированы конструктивные особенности, характер и объемы выполненных ранее ремонтных работ, режимно-технологические характеристики и условия, результаты предыдущих освидетельствований и испытаний, предписания надзорных органов и расследования причин имевших место аварий.

В результате изучения и анализа всего комплекса данных определено, что все ГРС находятся в эксплуатации более 20 лет, поэтому, в соответствии с п. 21 Федеральных норм и правил «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», для оценки фактического технического состояния трубопроводов ГРС необходимо проводить техническое диагностирование с применением методов неразрушающего и разрушающего контроля. На втором этапе после анализа представленных эксплуатирующей организацией материалов была составлена «Программа проведения экспертизы промышленной безопасности трубопроводов и обвязок технологического оборудования ГРС», которая включала комплекс методов оценки фактического состояния, и сформулирована цель всей работы – определение соответствия трубопроводов ГРС предъявляемым к ним требованиям промышленной безопасности, определение их технического состояния, возможности, сроков и условий их дальнейшей безопасной эксплуатации. В результате проведения техническо-

го диагностирования для определения фактического технического состояния трубопроводов обвязки технологического оборудования ГРС в рамках экспертизы промышленной безопасности в соответствии с действующей НТД определено, что основными дефектами и несоответствиями являются: ■ неработающие и дефектные опоры; ■ дефекты сварных соединений, в том числе и внутренние, обнаруженные при помощи ультразвукового контроля (число сварных соединений с дефектами составило около 14,5% от общего числа проконтролированных); ■ недопустимые утонения элементов трубопроводов, выявленные по результатам ультразвуковой толщинометрии; ■ неисправные изолирующие фланцевые соединения; ■ повреждения изоляционного покрытия подземных участков трубопроводов на площадке ГРС и на переходах «земля–воздух». Особое внимание при техническом диагностировании необходимо уделять подземным участкам трубопроводов и пере-

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

471

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Фото 2. Дефект – разрушение изоляционного покрытия

Фото 3. Дефект – наличие равномерной коррозии под изоляционным покрытием

В результате весь комплекс проведенных работ дал возможность сделать вывод о том, что трубопроводы обвязки технологического оборудования ГРС могут быть применены к дальнейшей эксплуатации при условии выполнения различных мероприятий на срок от 3 до 5 лет ходам «земля–воздух». Для подтверждения данных, полученных при проведении надземного приборного контроля подземных участков трубопроводов обвязки технологического оборудования ГРС, определены места шурфования на площадке. На фото 1–3 приведены общий вид одного из шурфов и выявленные характерные дефекты.

472

При обследовании подземных участков трубопроводов в шурфах были подтверждены результаты надземного приборного контроля. По результатам измерения удельного электрического сопротивления грунтов было установлено, что на площадках ГРС присутствуют грунты преимущественно со средней коррозионной агрессивностью.

Техническое диагностирование, расчеты на прочность элементов трубопроводов и расчеты остаточного срока службы проведены в соответствии с СТО Газпром РД 1.10-098-2004 «Методика проведения технического диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газорас­ пределительных станций магистральных газопроводов» и другими действующими НТД. В результате весь комплекс проведенных работ дал возможность сделать вывод о том, что трубопроводы обвязки технологического оборудования ГРС могут быть применены к дальнейшей эксплуатации при условии выполнения различных мероприятий на срок от 3 до 5 лет. Экспертиза промышленной безопасности является инструментом повышения надежности технологических систем, совместно с техническим диагностированием позволяет оценить техническое состояние любого оборудования на опасном производственном объекте, а также определить соответствие оборудования предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности. В данном случае экспертиза промышленной безопасности ГРС также способствует бесперебойному снабжению потребителей природным газом.

Литература 1. Отчет руководства ОАО «Газпром» за 2014 год.

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538).

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов» (утверждены приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 года № 520).

4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

5. СТО Газпром РД 1.10-098-2004 «Методика проведения технического диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов».

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Эксплуатационная и техническая пригодность парового котла ДЕ-6,5/14 ГМ Иван ГОРБАЧЕВ, эксперт системы газораспределения и газопотребления ООО ЭК «Термо-технология» (г. Астрахань)

Основной целью проводимой экспертизы промышленной безопасности является оценка технического состояния парового котла ДЕ-6,5/14 ГМ на соответствие требованиям норм промышленной безопасности, взрывобезопасности, пожаробезопасности и определение возможности и срока дальнейшей эксплуатации котла. Ключевые слова: паровой котел, взрывобезопасность, пожаробезопасность, промышленная безопасность, техническое состояние.

А

нализ и экспертная оценка выполнялись на основании мероприятий и проверки полноты представленной технической документации на паровой котел ДЕ-6,5/14 ГМ. В ходе экспертизы были установлены возможность и срок дальнейшей эксплуатации оборудования в соответствии с выявленными дефектами и повреждениями. В результате визуального контроля и замера геометрических размеров, проведенного в доступных местах и в местах, подготовленных для неразрушающего контроля, установлено следующее: состояние обмуровки и тепловой изоляции котла удовлетворительное, на обечайке верхнего барабана имеются две одиночные язвины 3 мм, глубиной до 1 мм, не влияющие на эксплуатацию котла. На внутренней поверхности коллекторов экранов, труб поверхностей нагрева дефектов, препятствующих дальнейшей эксплуатации не обнаружено. Анализ результатов измерительного контроля показывает, что величина параметров основных элементов котла находится в пределах допустимых значений, дефектов, препятствующих эксплуатации не обнаружено. Выполненный ультразвуковой контроль толщины металла основных элементов котла показал, что толщина элементов соответствует расчетным параметрам минимально допустимых значений. Твердость металла обечайки барабанов и днищ котла измерялась переносным электронным твердомером типа ТЕМП-3. Зоны измерения твердости удалены от сварных швов более чем на 50 мм. В ходе определения основных физикомеханических свойств металла установ-

лено, что характеристики металла соответствуют требованиям, предъявляемым к материалам, используемым в производстве паровых котлов. Контроль проникающими веществами (цветная дефектоскопия) проводился с целью выявления в основном металле и в соединениях поверхностных и подповерхностных дефектов (трещин), образовавшихся в процессе эксплуатации. Цветной дефектоскопии подверглись зоны на наружной или внутренней поверхности при подозрении на трещины или при наличии выборок, контрольный участок размером 200200 мм в водяном объеме обечаек и днищ барабанов котла, а также выборочно худшие по ВИК сварные соединения элементов поверхности нагрева котла в объеме 10%. По результатам цветной дефектоскопии на контролируемых участках дефектов не обнаружено. УЗ-контролю сварных соединений корпуса котла (ультразвуковая дефектоскопия) подверглись 100% электросварных швов с внутренней стороны обечайки барабанов котла, сварные соединения донышек с коллекторами экранов, по одному сварному соединению на одном из коллекторов. При ультразвуковом контроле сварных соединений котла недопустимых дефектов также выявлено не было. После проведения работ по неразрушающему контролю основных элементов котла, проводились гидравлические испытания с целью проверки прочности основных элементов металлоконструкции котла и плотности его соединений.При гидравлических испытаниях котел был заполнен подогретой водой до 20 °С и постепенно повышалось ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

давление до пробного 17 кгс/см 2. Через 20 мин давление снижено до рабочего и произведен визуальный осмотр всех сварных и разъемных соединений. Течей, подтеков не обнаружено. На основании результатов испытаний паровой котел ДЕ-6,5/14 ГМ можно считать пригодным для эксплуатации с разрешенным давлением согласно паспорту котла. Паровой котел ДЕ-6,5/14 ГМ двухбарабанный вертикально-водотрубный газоплотный с естественной циркуляцией изготовлен в полном соответствии с требованиями нормативно-технических документов и находится в работоспособном состоянии и соответствует требованиям промышленной безопасности как техническое устройство на ОПО. По результатам работ по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации (технического диагностирования) принято решение что, техническое устройство, установленное на ОПО паровой котел ДЕ-6,5/14 ГМ зав. № 9139, рег. № 44776 подлежит продолжению эксплуатации на установленных параметрах при рабочем давлении Рраб = 13 кгс/см2 сроком на четыре года с момента утверждения заключения при соблюдении требований нормативных документов, рекомендаций завода изготовителя. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. 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».

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

4. Паспорт котла ДЕ-6,5/14 ГМ, зав. № 9139, рег. № 44776.

473

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Экспертная оценка

внутреннего газового оборудования котельной «ПМК -13» Иван ГОРБАЧЕВ, эксперт системы газораспределения и газопотребления ООО ЭК «Термо-технология» (г. Астрахань)

В статье производится анализ и оценка соответствия технических устройств, внутреннего газового оборудования и возможность их дальнейшей безаварийной эксплуатации в котельной «ПМК -13». Установление срока их дальнейшей безопасной эксплуатации в соответствии с выявленными дефектами и повреждениями и экспертной оценки их влияния на безопасность опасного производственного объекта в целом. Ключевые слова: внутреннее газовое оборудование, котельная «ПМК -13» промышленная безопасность, опасный производственный объект, экспертная оценка.

Э

кспертиза технического состояния внутреннего газового оборудования котельной «ПМК-13», расположенной на территории МУП «Водопроводные сети» МО «село Енотаевка», по адресу: Астраханская область, село Енотаевка осуществлялась в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации. Было осуществлено диагностирование газового оборудования котельной «ПМК-13». Для обеспечения требований пожарной безопасности на вводе в котельную «ПМК-13» установлен клапан термозапорный, прекращающий подачу газа при возникновении пожара. В котельной установлена система непрерывного контроля за превышением уровня ПДК по оксиду углерода (СО) и метану (СН4) – СТГ-1, оборудованная светозвуковой сигнализацией. Система автоматики безопасности и управления котлами типа «Режим-1» с блоком управления находится в исправном работоспособном состоянии. Требуемые параметры управления и защиты обеспечиваются. В ходе визуального осмотра обнаружены оголения изоляции проводов в месте подключения к запорным клапанам ВН2Н-1, отсутствуют хомуты для крепления проводки кабелей. Электромагнитные клапаны ВН2Н-1 (2 шт.) находятся в технически исправном и работоспособном состоянии, требуемый класс герметичности обеспечивается. Газогорелочные устройства блочного типа марки ГГС-Б-2,2 имеют незначительный износ проточных частей, жиклеров, находятся в технически исправном состоянии и пригодны к эксплуатации. Внутренние

474

газопроводы котельной выполнены из электросварных труб по ГОСТ 10705-80 и водогазопроводных труб по ГОСТ 3262. На внутреннем газопроводе выявлен участок незадействованного газопровода – к месту установки третьего водогрейного котла, который в настоящее время отключен от системы газопотребления. Котел ст.№3 в настоящее время демонтирован. Диагностирование газового оборудования ГРУ. В регуляторе давления газа типа РДСК-50 в ходе проведения визуального осмотра обнаружены незначительные износы седел, проточных частей, направляющего штока, мембраны. Клапан ПСК-50 находится в технически исправном и работоспособном состоянии. На фильтре газовом ФГ-80 внешних повреждений не обнаружено. Испытание на герметичность пробным давлением Рисп = 1,5Ру выдержаны, падение давления по манометру выше допустимого не наблюдается. Задвижки Ду 80 и Ду 50 имеют незначительные износы уплотнительных частей, внутренних уплотнительных поверхностей. Требуемый класс герметичности по ГОСТ 95442005 обеспечивается. Запорная арматура импульсных и продувочных трубопроводов (краны пробковые Ду 25 и Ду 15) находятся в работоспособном состоянии, обеспечивают требуемый класс герметичности. На основании полученных результатов исследований, в части диагностирования газового оборудования, по совокупному анализу эксплуатационной документации и технической диагностики был сделан вывод, что представленное к экспертизе промышленной безопасно-

сти оборудование котельной «ПМК -13» находится в работоспособном состоянии и может быть допущено к дальнейшей эксплуатации в отопительный период 2015/2016 годов. В целях обеспечения безопасной эксплуатации внутреннего газового оборудования котельной «ПМК -13» и соблюдения требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте необходимо выполнить следующие технические условия: 1. Восстановить паспорта, сертификаты Госстандарта и разрешения на применение Ростехнадзора на технические устройства (запорную арматуру (задвижки, краны), газовое оборудование ГРУ (ПСК-50, РДСК-50), систему автоматики безопасности типа «Режим-1», газогорелочные устройства марки ГГС-Б-2,2.

2. Необходимо провести текущий ремонт газогорелочных устройств и произвести демонтаж незадействованного участка газопровода к водогрейному котлу ст.№3. По результатам работ по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств принято решение о том, что внутреннее газовое оборудование котельной ПМК13 допускается к дальнейшей эксплуатации сроком на два года. Следующую экспертизу технических устройств необходимо провести не позднее 15 октября 2017 года. 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. «Методики проведения экспертизы промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов» согласованной отделом газового надзора Госгортехнадзора России от 10 июня 2003 года № 14-3/125.

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (утверждены приказом Ростехнадзора от 15 ноября 2013 года № 542).

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Безаварийная эксплуатация здания как основа промышленной безопасности Иван ГОРБАЧЕВ, эксперт системы газораспределения и газопотребления ООО ЭК «Термо-технология» (г. Астрахань)

Экспертиза технического состояния строительных конструкций здания котельной «ПМК -13» производится с целью определения его текущего технического состояния и соответствия требованиям промышленной безопасности, предъявляемым к зданиям, предназначенным для размещения в них газового и газоиспользующего оборудования. Ключевые слова: cтроительные конструкции, котельная «ПМК -13», газовое оборудование, техническое обследование, безаварийная эксплуатация.

Э

кспертиза технического состояния строительных конструкций здания котельной «ПМК -13» проводилась в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации. Здание отопительной котельной «ПМК-13», принадлежит МУП «Водопроводные сети» МО «село Енотаевка» и расположено по адресу: Астраханская область, село Енотаевка. Прилегающая к зданию котельной территория благоустроена, освещена, имеются внутриплощадочные подъездные пути и площадки с твердым грунтовым покрытием. Подъезд пожарной техники возможен со всех сторон здания. В здании котельной размещено газоиспользующее оборудование – отопительные водогрейные котлы типа «ВК-21» в количестве 2 единиц. Удаление продуктов сгорания от каждого из котлов осуществляется по газоходам в металлическую дымовую трубу, расположенную с тыльной стороны здания котельной. Здание отопительной котельной оборудовано первичными средствами пожаротушения. Наружное пожаротушение предусматривается от существующих пожарных гидрантов, расположенных в колодцах внутриплощадочной сети водоснабжения котельной. В здании отопительной котельной для обеспечения безопасной эксплуатации и непрерывного автоматического контроля воздуха предусмотрено применение системы загазованности с сигнализаторами по предельно допустимой концентрации по метану (СН4) и оксиду углерода (СО). При техническом обследовании зда-

ния котельной «ПМК-13» визуальных признаков осадки и разрушения фундамента не выявлено, состояние фундамента работоспособное. Основные несущие элементы (стены, пилястры, балки, плиты покрытия и перемычки) повреждений и дефектов в виде трещин, прогибов, разрушения материала не имеют. Оконные переплеты находятся в работоспособном состоянии. На внутренних поверхностях стен наблюдается растрескивание и отслоение штукатурного слоя. Наблюдаются разрушения конструкции пола в виде: растрескивания, выкрашивания отдельных элементов. Общее техническое состояние основных несущих строительных конструкций, а также всего здания котельной в целом на момент проведения обследования можно классифицировать как работоспособное. При дальнейшем анализе выявленных дефектов и повреждений строительных конструкций и их влияния на несущую способность здания, можно констатировать, что общее техническое состояние основных несущих, ограждающих строительных конструкций, а также объекта в целом на момент проведения экспертизы можно классифицировать как работоспособное. Дефектов, влияющих на несущую способность и препятствующих эксплуатации здания на опасном производственном объекте (предназначенного для размещения газового и газоиспользующего оборудования) не обнаружено. Техническая документация по эксплуатации объекта представлена в необхоТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

димом объеме, что соответствует требованиям нормативных документов в области промышленной безопасности. Рекомендуется выполнить компенсирующие мероприятия по устранению замечаний и повреждений, реализация которых необходима для поддержания нормируемой эксплуатационной пригодности здания. В частности, необходимо с оконных проемов убрать полиэтиленовую пленку и восстановить одинарное остекление. Устранить повреждения отмостки по периметру здания котельной. Помещение котельного зала расчистить от скопления предметов непроизводственного назначения (строительные материалы, оборудование, инструменты). Узлы прохода инженерных коммуникаций через стены здания выполнить в футлярах, отверстия зачеканить, просветы ликвидировать. Выполнить косметический ремонт внутренних поверхностей стен и потолка. Выполнить данные рекомендации и компенсирующие мероприятия необходимо не позднее 31 декабря 2015 года. На основании проведенной экспертизы технического состояния строительных конструкций здания котельной «ПМК-13», было установлено, что здание соответствует требованиям норм промышленной безопасности и допускается к дальнейшей эксплуатации с размещенным в нем газовым и газоиспользующим оборудованием. Следующее обследование здания котельной «ПМК -13» на опасном производственном объекте произвести не позднее 15 октября 2017 года.

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. «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» утв. Федеральным законом от 30 декабря 2009 года № 384-ФЗ.

475

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Экспертный анализ работы дымовой трубы в составе системы газораспределения Иван ГОРБАЧЕВ, эксперт системы газораспределения и газопотребления ООО ЭК «Термо-технология» (г. Астрахань)

Проведенный экспертный анализ технического состояния строительных конструкций металлической дымовой трубы и проверки ее износа, повреждений, деформаций, а также потери устойчивости конструкций показал возможность ее дальнейшей безаварийной эксплуатации. Ключевые слова: дымовая труба, газопотребление, газораспределение, безаварийная эксплуатация, экспертный анализ.

Э

кспертиза технического состояния металлической дымовой трубы № 1, расположенной на территории ГБУЗ АО «ОКПБ» по адресу: г. Астрахань, Началовское шоссе, 15, была проведена в соответствии с требованиями действующей нормативнотехнической документации. В процессе анализа технического обследования металлической дымовой трубы № 1 на опасном производственном объекте, визуальных признаков осадки и разрушения фундамента дымовой трубы на момент проведения экспертизы выявлено не было, состояние фундамента полностью работоспособное. Повреждений металла ствола дымовой трубы от механических воздействий и деформаций не обнаружено, металлическая опорная плита подвержена незначительной коррозии. Наружный надземный газоход находится в работоспособном состоянии, теплоизоляция газохода и ствола дымовой трубы находится в работоспособном состоянии. На фундаменте дымовой трубы и прилегающей территории имеется скопление предметов непроизводственного назначения (строительные материалы, мусор). Молниезащита дымовой находится в работоспособном состоянии. Измеренное отклонение ствола дымовой трубы от вертикали находится в пределах допустимых значений для данного вида дымовых труб. Общее техническое состояние основных строительных конструкций, а также всего сооружения в целом на момент проведения обследования можно классифицировать как работоспособное.

476

Экспертной оценкой общее техническое состояние основных строительных конструкций сооружения, а также всего объекта в целом на момент проведения экспертизы можно классифицировать также как работоспособное. Дефектов, влияющих на несущую способность и препятствующих дальнейшей безаварийной эксплуатации сооружения на опасном производственном объекте (на системах газораспределения и газопотребления) на момент проведения обследования обнаружено не было. Техническая документация по эксплуатации объекта была представлена не в полном объеме, что не соответствует требованиям нормативных документов промышленной безопасности. Проектная документация на строительство дымовой трубы была предоставлена полностью. Дымоудаление продуктов сгорания природного газа от 2-х котлов обеспечивается путем отвода дымовых газов через надземный металлический газоход в металлическую дымовую трубу. Пожаробезопасность металлической дымовой трубы обеспечивается следующими факторами: ■ основные строительные конструкции выполнены из негорючих материалов; ■ наружное пожаротушение предусматривается от существующих пожарных гидрантов, расположенных в колодцах внутриплощадочной сети водоснабжения больницы. Металлическая дымовая труба как строительное сооружение на опасном производственном объекте на момент проведения обследования находится в работоспособном состоянии.

Необходимые мероприятия и рекомендации по устранению замечаний и повреждений, реализация которых нужна для поддержания эксплуатационной пригодности сооружения, должны быть выполнены в разрешенный период эксплуатации не позднее 15 октября 2015 года. При проведении текущих работ необходимо: ■ металлическую опорную плиту очистить от коррозии и обработать антикоррозионным составом; ■ выполнить по периметру фундамента дымовой трубы отмостку, обеспечивающую отвод атмосферных осадков.

■ фундамент дымовой трубы и прилегающую к нему территорию расчистить от скопления предметов непроизводственного назначения (строительные материалы, мусор). В дальнейшем представить акт обследования технического состояния газоходов и дымовых труб котельной установки, выданный специализированной организацией. В результате проведенной экспертизы был сделан вывод о том, что техническое состояние металлической дымовой трубы № 1, расположенной на территории ГБУЗ АО «ОКПБ» по адресу: г. Астрахань, Началовское шоссе, 15 полностью соответствует требованиям норм промышленной безопасности. Металлическая дымовая труба № 1 допускается к дальнейшей эксплуатации сроком на три года. Следующее обследование сооружения на опасном производственном объекте необходимо будет произвести не позднее 15 октября 2018 года. 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. «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» утв. Федеральным законом от 30 декабря 2009 года № 384-ФЗ.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Техническое перевооружение системы газопотребления котельной «АРШАН» Иван ГОРБАЧЕВ, эксперт системы газораспределения и газопотребления ООО ЭК «Термо-технология» (г. Астрахань)

Основная цель проведения экспертизы проектной документации «Техническое перевооружение системы газопотребления котельной «Аршан» в части замены котлов» – установить полноту, достоверность и правильность представленной информации, соответствие ее стандартам, нормам и правилам промышленной безопасности. Ключевые слова: котельная «АРШАН», газовые котлы, экспертиза проектной документации, промышленная безопасность.

П

роектом перевооружения системы газопотребления котельной «Аршан» по улице Джангара в п. Аршан г. Элиста предусмотрены технические решения по замене газовых котлов «КСВа-0,5» в количестве 2 единиц, установленных в котельной «Аршан», на газовые котлы BuderusLoganoSK755-500 в количестве 2 единиц мощностью 500 кВт каждый с газовой горелкой FBRGASXP 60/2 CE. Газовые горелки FBRGASXP 60/2 CE укомплектованы: ■ газовой рампой, ■ блоком электромагнитных клапанов с реле минимального давления, ■ стабилизатором давления газа с газовым фильтром, ■ реле максимального давления; антивибрационной вставкой. Подача газа в помещение котельной осуществляется от существующего газопровода среднего давления Ду80 мм. Согласно техническим условиям, выданным ОАО «Газпром газораспределение Элиста», точкой подключения является газовый стояк возле котельной «Аршан» по улице Джангара в п.Аршан г.Элиста. На вводе газопровода среднего давления в помещение котельной в качестве запорной арматуры предусмотрена существующая задвижка Ду 80мм. Прокладка проектируемого внутреннего газопровода среднего давления предусмотрена из труб стальных электросварных  89 4,0 мм,  57 3,5 мм, по ГОСТ 10704-91 и труб стальных водогазопроводныхДу 25 3,2 мм, Ду 20 2,5 мм, Ду 15 2,5 мм по ГОСТ 3262-75. В месте прохода газопровода среднего давления через стену предусмотрен существующий футляр. Для обеспечения требований пожарной безопасности на

вводе газопровода в помещение котельной устанавливается межфланцевыйтермозапорный клапан КТЗ-001-80.Для снижения давления с Р = 0,3 МПа до Р = 0,02 МПа в помещении котельной предусмотрена установка ГРУ-05-2У1 с основной и резервной линиями редуцирования, с регуляторами давления РДНК-400 и измерительным комплексом КИ-СТГ-РС2-Л-50/G25 на базе счетчика РСГ Сигнал G25 (расш.1:20). Для контроля за превышением установленных значений объемной доли горючего газа метана (СН4) и массовой концентрации оксида углерода (СО) в воздухе помещения цеха проектом предусмотрена установка системы автоматического контроля загазованности САКЗМК-3. При превышении в воздухе контролируемого помещения допустимой концентрации горючего газа (СН 4) и оксида углерода (СО) прекращение подачи газа в помещении котельной осуществляется через исполнительный механизм – клапан-отсекатель КЗГЭМ-80, установленный на вводе газопровода в помещение котельной. Сигнал от сигнализаторов загазованности с помощью системы диспетчерского контроля Elex 2021MGSM передается на пульт диспетчера, расположенный в пункте диспетчеризации в здании РК по адресу: г.Элиста, ул.Лермонтова, 5. На опуске газопровода к газовым горелкам устанавливается кран марки КШ-50 и фланцевое соединение Ду 50мм. Отвод продуктов сгорания от котлов BuderusLoganoSK755-500 осуществляется через существующие металлические газоходы в существующую металлическую дымовую трубу. Проектируемые продувочные трубопроводы Ду 25 мм и Ду 20 мм от газопровода котлов и ГРУ выведены выше карниза здания на 1 м. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Заземление продувочных трубопроводов существующее. Молниезащита продувочных газопроводов предусмотрена с помощью существующего отдельно стоящего молниеотвода, расположенного возле здания котельной. Молниеотвод имеет существующее заземление. Удаление воздуха из помещения котельной осуществляется с помощью существующих дефлекторов типа ЦАГИ  500 мм в количестве 2 единиц и 300 мм в количестве 1 единицы. Приток воздуха в помещение котельной осуществляются с помощью существующих приточных жалюзийных решеток размерами 900 1200 мм в количестве 2 единиц. Все принятые в проекте материалы и оборудование имеют сертификат качества завода изготовителя. В результате рассмотрения проектной документации было установлено, что проект выполнен в соответствии с техническими условиями и техническим заданием на выполнение проектной документации и полностью соответствует требованиям промышленной безопасности. Мероприятия по обеспечению контроля герметичности и выполнения требований по защите газопроводов от коррозии, а также установка отключающих устройств и газовых труб полностью соответствуют требованиям ПБ. Экспертизой установлено, что проект по техническому перевооружению системы газопотребления котельной «Аршан» отвечает требованиям нормативнотехнической документации, действующей на момент проведения экспертизы и соответствует требованиям ПБ. 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. Технический регламент «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (утвержден Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 октября 2010года № 870).

3. Федеральный закон от 21 июля 1997 года №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

477

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

О повышении точности экспертизы промышленной безопасности лебедок гидроэнергетических объектов

Сергей ТРИФОНОВ, генеральный директор ООО «СТРОЙТЕХЭКСПЕРТИЗА» Сергей БРЕХОВСКИХ, технический директор ООО «СТРОЙТЕХЭКСПЕРТИЗА» Владимир БОРОВСКИХ, начальник отдела № 2 управления Зданий и Сооружений ООО «СТРОЙТЕХЭКСПЕРТИЗА» Вячеслав МОРОЗОВ, начальник лаборатории НК ООО «СТРОЙТЕХЭКСПЕРТИЗА» Евгений БИРЮКОВ, руководитель группы отдела НК ООО «СТРОЙТЕХЭКСПЕРТИЗА»

Работа большинства технических устройств построена на использовании лебедки – механизма (машины), тяговое усилие которого передается посредством каната, цепи, троса или иного гибкого элемента от приводного барабана. Лебедка служит для подъема и опускания затворов гидроэлектростанций, щитов, шандорных решеток и сеток на водозаборных сооружениях, а также подъема и перемещения грузов по горизонтальной или наклонной плоскости при монтажных работах. Привод лебедки может быть ручным, электрическим или от двигателя внутреннего сгорания.

Э

лектрические быстродействующие лебедки применяются для быстрого маневрирования затворами на ГЭС средней мощности (подъем и опускание основных и аварийноремонтного затворов верхней головы отстойника и аварийно-ремонтных затворов промывных галерей с помощью траверсы). Для облегчения работы электрических лебедок обычно применяют противовесы, уравновешивающие массу затвора и опускающиеся в специальные шахты. Длительный срок службы электрических быстродействующих лебедок в условиях ГЭС возможен только при периодическом прохождении экспертизы промышленной безопасности, позволяющей оценить возможность дальнейшего использования данного оборудования. В результате экспертизы принимается одно из решений: вывод из эксплуатации, необходимость ремонта, продолжение эксплуатации с продлением срока службы. Решение о продлении срока эксплуатации принимается на основе оценки, а также при необходимости

478

расчета остаточного ресурса. Для выполнения комплекса работ по экспертизе промышленной безопасности и определения остаточного ресурса лебедок, отработавших нормативный срок эксплуатации, в качестве нормативной базы как основной документ применяется Федеральный закон № 116ФЗ от 21 июля 1997 года. В соответствии с этим документом этапы проведения экспертизы промышленной безопасно-

сти жестко регламентированы. Качество проведения экспертных работ зависит от полноты и последовательности выполнения всех этапов. На первом – предварительном этапе – после обращения заказчика в экспертную организацию проводятся переговоры о порядке проведения экспертизы: содержание и ход экспертизы, подготовка к проведению экспертизы на месте. На втором этапе производится составление заявки или плана-графика проведения экспертизы, заключение договора, обсуждение условий проведения обследования. Третий – основной этап – включает в себя изучение экспертами эксплуатационной технической документации, документации по организации надзора за безопасной эксплуатацией лебедок, выезд специалистов на объект и проведение полного комплекса работ по техническому диагностированию с применением методов неразрушающего контроля (ультразвуковая дефектоскопия и толщинометрия, вихретоковый и капиллярный контроль, магнитная дефектоскопия канатов, твердометрия и другие). Совокупность применяемых при обследовании технических средств и методов контроля должна обеспечивать максимальную выявляемость дефектов металлоконструкции, неисправно-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

стей систем и механизмов. С помощью новейшего приборного оснащения эксперты выявляют невидимые невооруженным глазом дефекты конструкций и несоответствия структурного состояния материалов, применяемых в техническом устройстве, из-за которых может произойти авария. При проведении экспертного обследования обязательным является определение остаточного ресурса с указанием условий дальнейшей безопасной эксплуатации. Экспертное обследование проводится в порядке, определенном ФНиП «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (приказ Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538). Обследованию подлежат следующие основные узлы и элементы грузовой лебедки: 1) металлоконструкция (подлебедочная рама (балки), корпус редуктора); 2) механизм подъема (редуктор, червячная шестерня и ступица, муфта лебедки, узел упорного подшипника червячного вала, маховик); 3) канатно-блочная система; 4) электрооборудование; 5) устройства безопасности. Характерные неисправности, выявляемые при экспертном диагностировании электрических лебедок, работающих в условиях ГЭС, представлены следующим перечнем: 1) износ профиля ручья блоков; 2) зазор между ограждением и блоком; 3) износ ручья левого барабана по профилю; 4) износ ручья правого барабана по профилю; 5) износ выступов ручья под канат на грузовом барабане по высоте; 6) износ тормозных накладок по толщине; 7) поверхностный износ тормозного шкива по толщине; 8) износ зубьев колес редуктора по толщине; 9) уменьшение толщины зубьев втулок зубчатых муфт вследствие износа; 10) обрывы проволок каната на участке длиной 6d; 11) уменьшение диаметра каната в результате поверхностного износа; 12) уменьшение диаметра наружных проволок каната в результате износа или коррозии. Диагностируя наиболее ответственные элементы лебедки, можно использовать способ, основанный на выявлении зон с максимальным значением коэрцитивной силы. Способ позволит повысить качество экспертизы промышленной безопасности электрических лебедок и реализуется следующим образом. В конструкции лебедки выявляют наиболее ответственные металлоконструкции (рама, конструктивные элементы, направляющие). В выбранном элементе определяют зону с потенциально по-

Рис. 1. Общий вид грузовой лебедки: 1, 8 – электродвигатели; 2 – барабан; 3, 7 – электромагнитные тормоза; 4, 6 – редукторы; 5 – рама редуктора

Рис. 2. Лебедки повышенной мощности, предназначенные для маневрирования затворами ГЭС

2 1

3 4

5

8 7

6

ниженным ресурсом – зона наибольших динамических напряжений (зона повышенных нагрузок). В выбранной зоне проводится поиск места с максимальным значением коэрцитивной силы и производится ее измерение. Поскольку коэрцитивная сила возрастает с увеличением количества нагружений, то по величине коэрцитивной силы можно вести контроль за накоплением повреждений на микроуровне металла, изменением его упругопластической деформации, прогнозировать остаточный ресурс металлоконструкций. При помощи электронного счетчика количества включений (нагружений) конструкции производится снятие данных об интенсивности циклических нагружений элемента. Полученная за определенный период времени выборка данных о нагружении элемента обрабатывается программной системой, которая использует статистическую модель процесса. Программа рассчитывает количество нагружений элемента за выбранный период эксплуатации между исходным и контрольным измерениями, при этом устанавливается зависимость между изменением коэрцитивной силы и количеством нагружений, и по известному критическому значению коэрцитивной силы для данной марки металла (стали) по приведенной формуле рассчитывается остаточный ресурс металлоконструкций.

N ост(i) = (H Cкрит – Н Cмакс)N экс /(H Cмакс – HCисх), где: НCмакс – максимальное значение коэрцитивной силы в момент контрольного измерения; НCисх – максимальное значение коэрцитивной силы в момент исходного измерения; ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Nэкс – рассчитанное в результате статистического анализа (по выборке) количество включений (нагружений) за период между измерениями; НCкрит – значение коэрцитивной силы, соответствующее пределу прочности металла и перехода элемента в критический режим эксплуатации (известная величина для конкретной марки стали); N ост (i) – количество включений (нагружений), после которого металлоконструкция переходит в критический режим. Рассчитанная величина количества включений, после которого металлоконструкция переходит в критический режим, переводится во временной интервал с учетом показания электронного счетчика количества включений (нагружений) и вышеуказанной программной системы. Таким образом, применение описанного способа позволит повысить качество экспертизы промышленной безопасности электрических лебедок, применяемых для быстрого маневрирования затворами на ГЭС, что обеспечит их безопасную и эффективную эксплуатацию. Литература 1. ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538).

3. РД 10-112-1-04 «Рекомендации по экспертному обследованию грузоподъемных машин. Общие положения».

479

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Пожарная безопасность систем вентиляции УДК: 331.43 Иван ЕРМАКРОВ, эксперт ООО «ПромЭкспертиза» (г. Ярославль) Михаил ЛОПАТКИН, эксперт ООО «ПромЭкспертиза» (г. Ярославль) Денис ТРОШИН, эксперт ООО «ПромЭкспертиза» (г. Ярославль) Алексей КУКУШКИН, эксперт ООО «ПромЭкспертиза» (г. Ярославль) Павел ЕРМАКОВ, эксперт ООО «ПромЭкспертиза» (г. Ярославль)

В статье рассматриваются методы защиты зданий от пожара. Ключевые слова: отопление, вентиляция, кондиционирование, требования пожарной безопасности.

З

ащита зданий от пожара является неотъемлемой составляющей процесса проектирования, строительства и эксплуатации зданий. Она осуществляется путем применения комплекса специальных технических средств и организационно-технических мероприятий, предназначенных для уменьшения вероятного ущерба от пожара. Развитие пожара в значительной степени зависит от наличия, конструкции и работы систем вентиляции. Технические и эксплуатационные характеристики, конструктивное исполнение и другие параметры систем вентиляции должны определяться с учетом вероятного пожара в помещении. Пожарно-

480

технические характеристики конструкций и оборудования систем общей обменной вентиляции, местных отсосов, воздушного отопления и кондиционирования (далее – систем вентиляции) в зданиях различного назначения, необходимые для обеспечения комплексной безопасности (техногенной, экологической, санитарно-гигиенической и пожарной безопасности), должны соответствовать установленным требованиям [1]. Вентиляция – это воздухообмен в помещении для удаления избытков теплоты, влаги, взрывопожароопасных, вредных и других веществ с целью обеспечения допустимых условий и чистоты воздуха.

Назначение вентиляционных систем: ■ удаление вредных паров и пыли из производственных помещений; ■ поддержание микроклимата, необходимого для нормальной работы персонала; ■ улавливание вредных и взрывопожароопасных веществ и материалов, выделяемых в процессе производства; ■ предотвращение образования взрывоопасных концентраций. Вентиляция классифицируется по принципу организации воздухообмена в помещении: 1. Общая (общеобменная) вентиляция, обеспечивающая воздухообмен во всем помещении; 2. Местная (удаление вредных и взрывоопасных газов, паров, пыли и теплоты производится непосредственно у мест их выделения, не допуская попадания их в объем помещения). При механической вентиляции приток и вытяжка воздуха, а также перемещение его по воздуховодам осуществляется принудительно при помощи вентилятора. Воздух, подаваемый в помещение, называется приточным, а удаляемый из помещения – вытяжным. В соответствии с назначением вентиляционные установки подразделяются на приточные, вытяжные и приточно-вытяжные.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Для помещений категорий А и Б следует предусматривать системы вытяжной общеобменной вентиляции с механическим побуждением. Механическую приточную вентиляцию с подачей наружного воздуха для создания избыточного давления круглосуточно и круглогодично следует предусматривать в помещениях машинных отделений лифтов зданий категорий А и Б, а также в тамбур-шлюзах: ■ помещений категорий А и Б; ■ помещений с выделением вредных газов или паров 1 и 2 классов опасности. Устройство общего тамбур-шлюза для двух и более помещений категорий А и Б не допускается. Приточно-вытяжную или вытяжную механическую вентиляцию следует предусматривать для приямков глубиной 0,5 м и более, а также для смотровых каналов, требующих ежедневного обслуживания и расположенных в помещениях категорий А и Б или в помещениях, в которых выделяются вредные газы, пары или аэрозоли удельным весом более удельного веса воздуха. В производственных помещениях с выделениями вредных или горючих газов или паров загрязненный воздух следует удалять из верхней зоны в объеме не менее однократного воздухообмена в 1 ч, а в помещениях высотой более 6 м – не менее 6 м3/ч на 1 м2 помещения. Аварийная система вентиляции устанавливается в производственных помещениях, где возможен неожиданный выброс чрезвычайно опасных вредных веществ в количествах, значительно превышающих ПДК, с целью их быстрого удаления. Данный тип вентиляции в помещениях категорий А и Б должен быть оснащен механическим побуждением. Аварийную вентиляцию для помещений, в которых возможно внезапное поступление большого количества вредных или горючих газов, паров или аэрозолей, следует предусматривать в соответствии с требованиями технологической части проекта, учитывая несовместимость по времени аварии технологического и вентиляционного оборудования. Аварийная вентиляция помещений категорий В1-В4, Г и Д должна быть с механическим побуждением; допускается применять аварийную вентиляцию с естественным побуждением при условии обеспечения требуемого расхода воздуха при расчетных параметрах в теплый период года. Для аварийной вентиляции следует использовать: ■ основные системы общеобменной вентиляции с резервными вентилятора-

ми, а также системы местных отсосов с резервными вентиляторами, обеспечивающие расход воздуха, необходимый для аварийной вентиляции; ■ дополнительно системы аварийной вентиляции на недостающий расход воздуха; ■ только системы аварийной вентиляции, если использование основных систем невозможно или нецелесообразно. На воздуховодах приточных систем (с оборудованием в обычном исполнении), обслуживающих помещения категорий А и Б, включая комнаты администрации, отдыха и обогрева работающих, расположенные в этих помещениях, следует предусматривать взрывозащищенные обратные клапаны в местах пересечения воздуховодами ограждений помещений для вентиляционного оборудования. Оборудование вытяжных систем общеобменной вентиляции для помещений категорий А и Б допускается размещать в общем помещении для вентиляционного оборудования вместе с оборудованием систем местных отсосов взрывоопасных смесей без пылеуловителей или с мокрыми пылеуловителями, если в воздуховодах исключены отложения горючих веществ. Не допускается размещение оборудования вытяжных систем из помещений категорий В1-ВЗ в общем помещении с оборудованием вытяжных систем из помещений категории Г. Оборудование систем приточной вентиляции, кондиционирования и воздушного отопления, обслуживающих помещения категорий А и Б, не допускается размещать в общем помещении для

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

вентиляционного оборудования. Системы противодымной вентиляции должны быть автономными для каждого пожарного отсека, кроме систем приточной противодымной вентиляции, предназначенных для защиты лестничных клеток и лифтовых шахт, сообщающихся с различными пожарными отсеками. Противодымная вентиляция – регулируемый (управляемый) газообмен внутреннего объема здания при возникновении пожара в одном из его помещений, предотвращающий поражающее воздействие на людей и (или) материальные ценности распространяющихся продуктов горения, обусловливающих повышенное содержание токсичных компонентов, увеличение температуры и изменение оптической плотности воздушной среды [2]. При эксплуатации систем вентиляции и кондиционирования воздуха запрещается: 1. Оставлять двери вентиляционных камер открытыми.

2. Закрывать вытяжные каналы, отверстия и решетки.

3. Подключать к воздуховодам газовые отопительные приборы.

4. Выжигать скопившиеся в воздуховодах жировые отложения, пыль и другие горючие вещества. Литература 1. СНиП 41-01-2003 «Отопление, вентиляция и кондиционирование».

2. СП 7.13130 «Отопление, вентиляция и кондиционирование. Требования пожарной безопасности».

481

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Результаты применения трубных элементов паропроводов Андрей ПЕТРОЧЕНКОВ, начальник лаборатории металлов, эксперт на объектах котлонадзора ООО «Колымский экспертный центр» (г. Магадан) Александр ТРЕЩЕНКО, начальник лаборатории металлов, эксперт на объектах котлонадзора филиала ПАО «Магаданэнерго» «Магаданская ТЭЦ» (г. Магадан)

Необходимость проведения контроля на графитизацию сварных соединений, находящихся в эксплуатации, во многом определяется стандартами и техническими условиями, по которым поставляются трубы. Отсутствие в [1] требований по предельным параметрам применения элементов паропроводов, относительно стандартов и технических условий, снижает безопасность эксплуатации. Ключевые слова: графитизация, ГОСТ 8731.

С

огласно инструкции по продлению срока службы трубопроводов II, III и IV категорий, в программах контроля технического состояния при проведении технического диагностирования, рекомендуется проводить контроль на графитизацию сварных соединений (точнее зон их термического влияния). Графитизация – это процесс выделения структурно свободного графита сферической или чешуйчатой формы вследствие распада цементита, являющегося частью перлитной составляющей структуры металла, в результате длительной эксплуатации углеродистых сталей при температуре 350 °C и выше. Графитизации, как правило, подвержены сварные соединения (преимущественно в околошовной зоне) между трубными элементами паропровода, а также между трубами и литыми и коваными деталями. Графитизация приводит к существенному снижению временного сопротивления, разрыву металла, падению характеристик пластичности и ударной вязкости. Данному виду исследования структуры металла подвергаются сварные соединения (в выборочном порядке) трубопроводов с температурой эксплуатации

482

свыше 250 до 450 °С. Для паропроводов, смонтированных в 50–60-х годах, трубы из стали Ст20 поставлялись по ГОСТ 301 и заменившем его ГОСТ 8731. В Правилах по трубопроводам, под редакцией 1957 года, для работы при температурах до 450 °C и давлении до 6,0 МПа включительно, допускалось применение труб, поставляемых по ГОСТ 8731. В отмененных «Правилах устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» для труб (Приложение № 5 Правил), изготовленных из стали Ст.20, поставляемых по ГОСТ 8731, предельные параметры применения составляют по температуре 300 °C и давлению 1,6 МПа (что значительно ниже ранее допустимых). Тогда как, например трубы из той же марки стали, поставляемые по ТУ 14-3Р-55-200,1 согласно Правилам в последней редакции, допускаются к работе на предельных параметрах 450 °C и давлением не ограничиваются. Практика обследования паропроводов изготовленных из труб стали Ст20, поставленных по ГОСТ 8731, показала, что их сварные соединения особенно склонны к графитизации. В [1] отсутствуют требования к применению труб, поставляемых по стандарту

или техническим условиям относительно предельных параметров. На практике при проведении технического диагностирования паропровода, эксплуатируемого с температурой пара 420 °С, на этапе анализа технической документации, в частности ремонтной, можно найти сертификаты на основной металл, где трубы поставлены по ГОСТ 8731. Довольно распространенный случай, когда ремонтная организация или представители служб производственного контроля ограничиваются лишь наличием сертификата с указанием требуемого типоразмера и марки стали трубы, не принимая во внимание технические условия, по которым поставлялись трубы. При проведении анализа ремонтной документации нередко отсутствуют сертификаты на трубные элементы, примененные при замене участка паропровода. В этом случае приходится проводить дополнительный комплекс мероприятий, связанный с восстановлением данных, включающий в себя определение химического состава, механических свойств, исследование микроструктуры. Однако по полученным сведениям нет возможности установить принадлежность трубного элемента к ГОСТ 8731 или ТУ 14-3Р55-2001 для труб из стали Ст20, поскольку механические свойства, регламентируемые данными ГОСТ и ТУ, отличаются незначительно и, в зависимости от качества трубного элемента, могут быть либо ниже, либо выше установленных. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

2. ПБ 10-573-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды».

3. СО 153-34.17.464-2003 «Инструкция по продлению срока службы трубопроводов II, III и IV категорий».

4. РД 153-34.0-17.460-99 «Руководящий документ по восстановительной термической обработке и контролю графитизации паропроводов из углеродистых сталей, эксплуатируемых при температуре 350–450 °C».

5. ГОСТ 8731-74 «Межгосударственный стандарт. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные».

6. ТУ 14-3Р-55-2001 «Трубы стальные бесшовные для паровых котлов и трубопроводов».

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Гарантия качества проведенного ремонта Андрей ПЕТРОЧЕНКОВ, начальник лаборатории металлов, эксперт на объектах котлонадзора ООО «Колымский экспертный центр» (г. Магадан) Александр ТРЕЩЕНКО, начальник лаборатории металлов, эксперт на объектах котлонадзора филиала ПАО «Магаданэнерго» «Магаданская ТЭЦ» (г. Магадан)

Гарантия качества проведенных ремонтных работ в первую очередь определяется компетентностью ремонтной организации. Уровень подготовки, осуществление сварочных процессов – специализированной организацией, выполняющей ремонт, а также оформленная по результатам ремонта документация во многом может предопределить выводы о качестве выполненного ремонта и о возможности дальнейшей безопасной эксплуатации оборудования, работающего под давлением. Ключевые слова: ремонт, специализированные организации.

Ф

едеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (далее – ФНП) предусматривают требования к организациям, осуществляющим монтаж, ремонт, реконструкцию (модернизацию), наладку оборудования, и к работникам этих организаций (п.п. № 100–105), а также требования к ремонту, сварке, термообработке, контролю качества выполненных работ и к итоговой документации. П.104. ФНП предусматривает, что «для обеспечения технологических процессов при выполнении работ по монтажу (демонтажу), наладке либо ремонту или реконструкции (модернизации) специализированная организация, в зависимости от осуществляемых видов деятельности, должна иметь: а) комплекты необходимого оборудования для выполнения работ по контролю технического состояния оборудования под давлением до начала выполнения работ и после их выполнения; б) сборочно-сварочное, термическое оборудование, необходимое для выполнения работ по резке, правке, сварке и термической обработке металла, а также необходимые сварочные материалы. Используемые технологии сварки должны быть аттестованы в установленном порядке;

в) контрольное оборудование, приборы и инструменты, необходимые для выявления недопустимых дефектов сварных соединений. Для выполнения работ по неразрушающему и разрушающему контролю качества сварных соединений специализированная организация должна иметь или привлекать на договорной основе аттестованную в установленном порядке лабораторию; г) средства измерения и контроля, прошедшие метрологическую проверку и позволяющие выполнять наладочные работы, оценивать работоспособность, выполнять ремонт, реконструкцию (модернизацию); д) такелажные и монтажные приспособления, грузоподъемные механизмы, домкраты, стропы, необходимые для проведения работ по монтажу (демонтажу), ремонту, реконструкции (модернизации), а также вспомогательные приспособления (подмости, ограждения, леса), которые могут быть использованы при проведении работ». П.105. ФНП устанавливает, что «работники специализированных организаций, непосредственно выполняющие работы по монтажу (демонтажу), наладке либо ремонту или реконструкции (модернизации) оборудования под давлением в процессе его эксплуатации, должны от-

вечать следующим требованиям: а) иметь документы, подтверждающие прохождение в установленном порядке профессионального обучения по соответствующим видам рабочих специальностей, а также иметь выданное в установленном порядке удостоверение о допуске к самостоятельной работе (для рабочих); в) знать и соблюдать требования технологических документов и инструкций по проведению заявленных работ; д) знать и уметь применять способы выявления и технологию устранения дефектов в процессе монтажа, ремонта, реконструкции (модернизации)». Техническое диагностирование в рамках экспертизы промышленной безопасности оборудования под давлением включает в себя, в частности, анализ технической документации (п.415 ФНП). К технической документации относится и рабочая документация, в состав которой входит ремонтная документация. Анализ ремонтной документации необходим для оценки качества выполненного ремонта оборудования, работающего под давлением. Оптимальная подготовка свариваемых кромок, тепловые условия сварки и режимы термической обработки сварных соединений во многом определяют качество сварного соединения. Обеспечение всех этих условий зависит от уровня подготовки ремонтного персонала и от оснащенности специализированных организаций, выполнявших ремонты. В некоторых случаях невозможно определение неразрушающими методами качества сварного соединения. Такая ситуация характерна для зоны термического влияния (ЗТВ) сварных соединений хромомолибденованадиевых сталей и толстостенных элементов из углеродистых сталей, так как невозможно определить структуру в толще металла ЗТВ. В этих случаях гарантией качества может являться наличие у специализированной организации, выполнявшей ремонт:

Анализ ремонтной документации необходим для оценки качества выполненного ремонта оборудования, работающего под давлением ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

483

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы а) аттестованных в установленном порядке специалистов сварочного производства; б) прошедших в установленном порядке производственную аттестацию технологий сварки (наплавки); в) прошедшего в установленном порядке аттестацию сварочного оборудования; г) оборудования для термической обработки металла; д) аттестованной лаборатории неразрушающего контроля, а, при необходимости по условиям сварочной технологии, и аккредитованной лаборатории разрушающего контроля; е) аттестованных в установленном порядке операторов-термистов. Анализ уровня подготовки и осуществления сварочного процесса в специализированной организации, выполнявшей ремонт и оформленной по результатам ремонта документации, во многом может предопределить выводы о качестве выполненного ремонта и о возможности дальнейшей безопасной эксплуатации оборудования под давлением. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

2. РД 153-34.1-003-01 «Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте энергетического оборудования».

3. РД 34.17.310-96 «Сварка, термообработка и контроль при ремонте сварных соединений трубных систем котлов и паропроводов в период эксплуатации».

4. РД 03-614-03 «Порядок применения сварочного оборудования при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов».

5. РД 03-615-03 «Порядок применения сварочных технологий при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов».

6. ПБ 03-273-99 «Правила аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства».

7. Р 50-605-80-93 «Система разработки и постановки продукции на производство. Термины и определения».

484

Сроки периодического технического обследования оборудования, работающего под избыточным давлением Александр ТРЕЩЕНКО, начальник лаборатории металлов, эксперт на объектах котлонадзора филиала ПАО «Магаданэнерго» «Магаданская ТЭЦ» (г. Магадан) Андрей ПЕТРОЧЕНКОВ, начальник лаборатории металлов, эксперт на объектах котлонадзора ООО «Колымский экспертный центр» (г. Магадан)

По результатам технического диагностирования оборудования экспертные организации устанавливают объемы, методы и периодичность проведения технического освидетельствования. В некоторых случаях экспертная организация на основании положительных результатов технического диагностирования ведет отсчет сроков проведения технического освидетельствования не с даты выдачи заключения о техническом диагностировании в объеме ЭПБ, а с последней записи в паспорте технического устройства. Ключевые слова: срок технического освидетельствования, техническое диагностирование, экспертиза промышленной безопасности, оборудование, работающее под избыточным давлением.

С

огласно требованиям Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» [1], п. 13: «Экспертиза проводится с целью определения соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности и основывается на принципах независимости, объективности, всесторонности и полноты исследований, проводимых с использованием современных достижений науки и техники». Также, согласно требованиям [1], техническое диагностирование, неразрушающий контроль или разрушающий контроль технических устройств проводится для оценки фактического состояния технических устройств в следующих случаях: ■ при проведении экспертизы по истечении срока службы или при превышении количества циклов нагрузки такого технического устройства, установ-

ленных его производителем, либо при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого технического устройства, если фактический срок его службы превышает двадцать лет; ■ при проведении экспертизы после проведения восстановительного ремонта после аварии или инцидента на опасном производственном объекте, в результате которых было повреждено такое техническое устройство; ■ при обнаружении экспертами в процессе осмотра технического устройства дефектов, оказывающих влияние на прочность конструкции, или дефектов, причину которых установить затруднительно; ■ в иных случаях, определяемых руководителем организации, проводящей экспертизу. По результатам проведения технического диагностирования, неразрушающего контроля, разрушающего контро-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ля технических устройств, обследования зданий и сооружений составляется акт о проведении указанных работ, который подписывается лицами, проводившими работы, и руководителем проводившей их организации или руководителем организации, проводящей экспертизу, и прикладывается к заключению экспертизы. Согласно требованиям Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» [2]: «п. 417. По результатам технического диагностирования и определения остаточного ресурса (срока службы) оборудования, выполненных в рамках экспертизы промышленной безопасности в порядке, установленном нормативными правовыми актами, указанными в п.

408 настоящих ФНП, оформляется заключение экспертизы промышленной безопасности, содержащее выводы о соответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности и возможности продления срока безопасной эксплуатации, устанавливающие: а) срок безопасной эксплуатации оборудования до очередного технического диагностирования или утилизации; б) условия дальнейшей безопасной эксплуатации оборудования, в том числе разрешенные параметры и режимы работы, а также объем, методы, периодичность проведения технического освидетельствования и поэлементного технического диагностирования в случае, указанном в п. 416 настоящих ФНП, в период эксплуатации оборудования под давлением в пределах установленного по результатам экспертизы промышленной безопасности срока безопасной эксплуатации оборудования». При этом в [1] не оговорено требование о том, что при техническом диагностировании проводится техническое освидетельствование технического устройства, работающего под давлением. С другой стороны, в [2] не утверждается необходимость технического освидетельствования технического устройства, работающего под давлением при проведении технического диагностирования его в рамках экспертизы промышленной безопасности. Однако в программе технического диагностирования, выполняемого экспертной организацией в рамках экспертизы промышленной безопасности, как правило, предусматриваются (вполне обоснованно, по мнению авторов) мероприятия по техническому освидетельствованию. Эти мероприя-

тия соответствуют объемам технического освидетельствования оборудования под давлением, предусмотренные РД 03-29-93 «Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды». В практике специалисты ООО «Колымский экспертный центр» часто сталкиваются с ситуациями, когда: ■ при техническом диагностировании в рамках экспертной организацией или привлекаемой субподрядной организацией выполнены и документально подтверждены все этапы по техническому освидетельствованию, предусмотренные [3]; ■ срок безопасной эксплуатации технического устройства, по заключению экспертизы промышленной безопасности, намного превышает срок периодического освидетельствования, предусмотренный [2]; ■ в заключении экспертизы промышленной безопасности устанавливается срок следующего технического освидетельствования, рассчитываемый с учетом сроков периодических технических освидетельствований, указанных в [2], и отсчитываемый от записи в паспорте о предыдущем ТО, выполненном специализированной организацией. При этом не учитывается, что преды­ ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

дущее ТО выполнено полтора или два года назад. В такой ситуации логично устанавливать срок следующего технического освидетельствования, исходя из сроков периодических технических освидетельствований, указанных в [2], и отсчитываемых с момента окончания технического диагностирования, выполненного в рамках экспертизы промышленной безопасности, если это целесообразно с точки зрения срока безопасной эксплуатации оборудования. 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. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

3. РД 03-29-93 «Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды».

485

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Безопасная добыча строительных материалов Обоснование безопасности ведения буровзрывного способа добычи строительных материалов из природного камня УДК: 622.235.432 Алексей РЕМИЗОВ, заместитель генерального директора ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Игорь РЕМИЗОВ, начальник отдела ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Юрий ЧИСТЯКОВ, начальник отдела ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Сергей АЛЕКСЕЕВ, эксперт ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Василий АКИШИН, эксперт ООО «Спектр НК» (г. Иркутск)

Статья посвящена определению безопасности при буровзрывном способе добычи блочного камня. Рассматривается оптимальный комплексный подход управления расстояния между зарядами с учетом минимальной зоны нарушенности законтурного массива для обеспечения процесса добычи строительных материалов из природного камня. Ключевые слова: энергия взрыва, технологии взрывной отбойки, физические методы направленного разрушения, физическая модель направленного разрушения горных пород.

Р

азработка месторождений блочного камня должна вестись с позиций ресурсосбережения и рационального использования ценного минерального сырья с сохранением его естественных физико–механических свойств. При разработке таких месторождений в основном используется буровзрывной способ отбойки блоков, при котором выполнение указанных требований безопасности является весьма сложным. Применяемые технологии взрывной отбойки камнеблоков обеспечивают в настоящее время выход качественного блочного камня лишь в пределах 20–25% от объема добываемой горной массы [1]. Поэтому решение этой актуальной проблемы повышения выхода качественной продукции должно базироваться на совершенствовании способов управления энергией взрыва и разработке физических основ направленного разрушения горных пород для обоснования технологий щадящего взрывания, при которых обеспечивается сохранность прочностных свойств добываемых блоков и законтурного массива.

486

В связи с этим необходима разработка новых физических методов направленного разрушения горных пород. Для решения данной проблемы целесообразен системный подход, учитывающий весь спектр вопросов эффективного управления энергией взрыва, что является актуальной научной проблемой. Решение этого вопроса позволит выявить существенные резервы для увеличения объе-

мов добычи и уменьшения себестоимости качественных строительных материалов из природного камня. Известно, что с увеличением расхода взрывчатых веществ (ВВ) на один погонный метр длины заряда растет расстояние между смежными скважинами (шпурами) и, соответственно, увеличивается зона нарушенности законтурного массива. Таким образом, масса заряда и расстояние между ними находятся в противоречии с обеспечением сохранности тыльной стороны массива: чем больше это расстояние, тем большими будут размеры зоны нарушенности законтурного массива. В связи с этим необходимо обоснование рационального соотношения между величиной заряда и расстоянием между шпурами (скважинами) в ряду, для чего нужно использовать взаимосвязь амплитудновременных параметров импульса давления продуктов взрыва (ПВ) в зарядной камере с интенсивностью формирования волн напряжений. При возникновении магистральной трещины по линии расположения шпуров (скважин) происходит остановка развития побочных (азимутальных) трещин за счет разгрузки контурной части, что экспериментально доказано многими ис-

Рис. 1. Зависимость раскрытия трещин (δ) от расстояния между зарядными полостями lnδ, см lтр = 1 см

12

2 см

10 lnδ0 = 9,2

3 см 4 см 5 см 6 см 7 см

8 6 4 2

20

40

60

80

100

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

120

L, см

8 см

следователями. Процесс развития магистральной трещины при хрупком разрушении наиболее адекватно описывается критерием А.Ф. Иоффе – критерием максимальных растягивающих напряжений. Условием продвижения трещины является соблюдение локального уровня напряженно-деформированного состояния в области острия трещины, когда деформация у вершины движущейся трещины инвариантна и равна критической. Учитывая, что область массива между смежными зарядами подвержена квазистатическому напряженному состоянию за счет установления равномерного нагружения горной породы давлением продуктов взрыва, то целесообразно определить длину магистральной трещины путем приведения динамической задачи к статической. Для определения максимальной длины развития магистральных трещин воспользуемся моделью Дагдайла-Билби-Коттрелла-Свиндена, в которой применена теория непрерывно распределенных дислокаций [2]. При этом теорией линейной механики разрушения допускается, что разрушение наступает тогда, когда раскрытие трещины в вершине достигает некоторого критического значения δ0. Результаты расчетов раскрытия трещин представлены в виде графиков на рисунке 1. При этом используется критерий разрушения, который основан на допущении определенного раскрытия трещин, т.е. разрушения при достижении некоторого критического значения, в нашем случае равного δ0 = 3 10–4 см. Из графика (рис. 1) видно, что в каждой длине радиальной трещины (l тр) существует максимальное расстояние между шпурами (скважинами). Приведенные расчетные зависимости для определения максимальных расстояний между зарядными полостями L и не превышают размеры зон нарушенности блочного камня, согласно требованиям ГОСТ 79-84. Таким образом, процесс раскола блочного камня отражает физическую модель направленного разрушения горных пород и может служить основой для выбора оптимального расстояния между шпурами (скважинами).

Литература 1. Блохин В.А. Добыча блочного камня буровзрывным способом. // Строительные материалы . – 1977.– № 6, с.10–11.

2. Сиратори М., Миеси., Мацусита Х. Вычислительная техника разрушения.

– М., Мир, 1986. –336 с.

Расчет движения продуктов взрыва в шпуре для обеспечения безопасности при направленном разрушении горных пород УДК: 622.235.432 Алексей РЕМИЗОВ, заместитель генерального директора ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Игорь РЕМИЗОВ, начальник отдела ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Юрий ЧИСТЯКОВ, начальник отдела ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Сергей АЛЕКСЕЕВ, эксперт ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Василий АКИШИН, зксперт ООО «Спектр НК» (г. Иркутск)

Статья посвящена расчету движения продуктов взрыва в шпуре при взаимодействии волн напряжений между смежными удлиненными зарядами. Ключевые слова: динамические нагрузки в зарядной полости, теория газодинамических процессов в шпуре, развитие магистральной трещины.

П

ри взрыве удлиненного цилиндрического заряда в шпуре происходят сложные газодинамические процессы, которые зависят от типа ВВ, конструкций зарядов, способов инициирования, кинетики взрывчатого превращения и истечения газообразных продуктов взрыва в атмосферу. Для процесса трещинообразования горной породы в плоскости раскола между смежными шпурами необходимо обеспечить динамическое воздействие взрывной нагрузки на массив. Математический расчет определения динамических нагрузок в зарядной полости сводится к рассмотрению соответствующей газодинамической задачи о распределении газо-

образных продуктов взрыва (давлений, скоростей) и, исходя из этого, импульса взрыва вдоль внутренней поверхности шпура. При этом необходимо рассмотреть две механические задачи: одна – о движении газообразных продуктов взрыва в зарядной полости и другая – о движении массива горной породы под воздействием взрыва (под движением подра­ зумеваются массовые движения среды). Для обоснования требуется сопоставить скорости движения различных сред: газообразных продуктов взрыва и массового движения частиц горной породы. Необходимо рассмотреть совместное движение двух сред (продуктов взрыва ВВ и массо-

Математический расчет определения динамических нагрузок в зарядной полости сводится к рассмотрению соответствующей газодинамической задачи о распределении газообразных продуктов взрыва (давлений, скоростей) и, исходя из этого, импульса взрыва вдоль внутренней поверхности шпура ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

487

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

вое движение ГП), который определяет процесс развития магистральной трещины между смежными зарядами. Разделение процесса на фазы является условным и производится в соответствии с наличием граничных условий в механическом процессе взрыва удлиненного заряда. Описание теории газодинамических процессов в шпуре, в основе которой лежит допущение о процессе, вызванном распространением детонационной волны по длине заряда, как об одномерном нестационарном движении ПВ. Правомерность такой постановки базируется на оценках, непосредственно вытекающих из исходных условий: диаметра полости много меньше его длины; сжимаемость породы много больше сжимаемости продуктов взрыва; скорости газодинамических возмущений в них много больше скорости звука в воздухе. Известно, что скальные горные породы имеют большую акустическую жесткость и незначительное расширение камуфлетной полости. В этом случае выравнивание распределений параметров ПВ по сечению шпура происходит за время, сопоставимое со временем взрывчатого перемещения ВВ по всей длине колонки заряда. Как следствие, при рассмотрении процесса в целом, то есть в масштабе длины зарядной полости, временем выравнивания давления по сечению можно пренебречь и считать это выравнивание мгновенным. Основные функции состояния и движения ПВ зависят от одной пространствен-

Известно, что скальные горные породы имеют большую акустическую жесткость и незначительное расширение камуфлетной полости. В этом случае выравнивание распределений параметров ПВ по сечению шпура происходит за время, сопоставимое со временем взрывчатого перемещения ВВ по всей длине колонки заряда ной координаты (осевой) Z и времени t. Течение газов по длине шпура описывается системой уравнений газовой динамики, базирующихся на учете основных законов механики: сохранения массы, импульса, энергии, в форме, соответствующей одномерной модели нестационарного течения. Продукты взрыва после детонации имеют известные параметры и занимают ограниченный объем, в приближении мгновенной детонации примерно равный ранее занимаемым зарядом. Однако ПВ вступают в работу по генерированию волновых процессов в массиве при начальном достижении стенки зарядной полости. Нестационарное истечение ПВ происходит из-за распада начального разрыва (1-го рода) между этими параметрами и параметрами невозмущенного воздуха, то есть движение продуктов взрыва сопровождается возникновением ударной волны, формирующейся в процессе движения газообразных продуктов по сечению зарядной камеры. Численная оценка эффекта квазистатического давления ПВ сделана на примере взрыва шпурового заряда с глубиной Н = 3 м и при длине заряда равной

При взрыве удлиненного цилиндрического заряда в шпуре происходят сложные газодинамические процессы, которые зависят от типа ВВ, конструкций зарядов, способов инициирования, кинетики взрывчатого превращения и истечения газообразных продуктов взрыва в атмосферу 488

2/3 глубины шпура. Учитывая линейную скорость детонации ДШ, равную 6,5·103 м/с, и скорость движения газообразных продуктов в шпуре 0,7·103 м/с, при котором устанавливается полученное давление в средней части удлиненного заряда составляет 2 000·10–6 с. Необходимо сопоставить полученные значения давления с оценками длительности воздействия взрыва в средней части колонки заряда при расстоянии между шпурами 0.5 м. Этот участок волна напряжений покрывает примерно за 50·10–6 с, то есть за время в 35–40 раз меньше, чем время установившегося давления в рассматриваемом сечении шпура. В этом случае можно считать, что в области массива между зарядными полостями устанавливается квазистатическое поле напряжений. Также известно, что скорость распространения трещин в горных породах составляют (0,2–0,4) скорости продольной волны. Следовательно, для данного случая в скальных породах процесс трещино­ образования между смежными зарядными полостями осуществляется за 125·10–6 с, то есть процесс трещинообразования горной породы происходит за время существенно больше, чем время действия волны напряжений и значительно меньше, чем время действия установившегося квазистатического давления продуктов взрыва. Литература 1. Жигалко Е.Ф. Динамика ударных волн. Изд-во ЛГУ, 1987. – 287 с.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

К вопросу об экспертизе подъемных сооружений Алексей РЕМИЗОВ, заместитель генерального директора ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Игорь РЕМИЗОВ, начальник отдела ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Сергей АЛЕКСЕЕВ, эксперт ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Василий АКИШИН, эксперт ООО «Спектр НК» (г. Иркутск) Дмитрий КАНДЕЛАКИ, эксперт ООО «Спектр НК» (г. Иркутск)

В статье рассмотрены проблемы экспертизы ПБ подъемных сооружений (ПС) в связи вступлением в действие Федеральных норм и правил. Ключевые слова: экспертиза подъемных сооружений, грузоподъемные механизмы, техническое состояние ПС.

Ц

елью экспертизы подъемных сооружений (ПС) является оценка фактического технического состояния и возможности дальнейшей эксплуатации. На данный момент разработанные и утвержденные Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (ФНП) применимы для случаев, когда подъемные сооружения на опасных производственных объектах соответствуют требованиям и условиям в них оговоренных. Но в настоящий момент изменилась структура организаций и предприятий, владельцев ПС. Сокращение затрат является основным приоритетом производственной деятельности предприятий. Поэтому существует необходимость в пересмотре некоторых положений ФНП и руководящих документов (РД), поскольку техническое состояние ПС в большинстве случаев контролирует в процессе эксплуатации только машинист, а на мостовых и козловых кранах, переведенных на радио­ управление, осмотр никто не проводит. Многие грузоподъемные механизмы работают с недопустимыми дефектами до момента проведения экспертизы. Практика показала, что есть дефекты, относящиеся к категории «недопустимых», согласно положениям ФНП, но не оказывающих существенного влияния на безопасность работы. Это могут быть дефекты в сварных швах, как наружные, так и внутренние, оставшиеся после заводского изго-

товления, а также деформации элементов в решетчатых конструкциях. Степень их опасности должны определить специалисты экспертной организации – инженеры – сварщики и проектировщики, которые могут просчитать устойчивость сжатого элемента в ферменной конструкции по фактическим нагрузкам, если его деформация превышает допустимые величины. Кроме того, существуют дефекты, которые можно назвать скрытыми, и методика их выявления на данный момент отсутствует. Это дефекты канатноблочных систем башенных кранов, подшипников ОПУ. Например, опорный подшипник башенного крана БКСМ-7-5Г. Этот дефект проявляется периодически и может быть заметен только машинисту крана, а в процессе проведения экспертизы определить данный дефект невозможно. В разделе «Термины и определения» ФНП техническое состояние ПС характеризуется как «исправное», «неисправное», «работоспособное», «неработоспособное», «предельное». Первые четыре термина удобно применять для характеристики технического состояния отдельных агрегатов и узлов ПС. Смысл «предельного» состояния неясен – это как бы неработоспособное состояние ПС, и его дальнейшая эксплуатация недопустима. Поэтому для характеристики общего технического состояния ПС было бы точнее применять термины: «Допустимое, при паспортных характеристиках», «допустимое с условиями», «недопустимое». Первое означает эксплуатацию без ограничений, второе – эксплуатацию с учетом ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

требований и рекомендаций экспертной организации, третье – это непригодное для работы ПС. Большинство предприятий-владельцев ПС не имеют в своем штате ремонтного персонала. При появлении неисправностей и дефектов в ПС они обращаются к подрядчикам. Со стороны руководителей таких ОПО часто поступают предложения о заключении договора на техническое обслуживание и текущий ремонт ПС. И, если бы существовала организация, располагающая грамотными специалистами, технической оснасткой, материалами и запасными частями для ПС, то можно было бы в обязательном порядке, организовать взаимодействие ее с владельцами ПС, при этом наделив ее функциями, оговоренными в п. 255 действующих ФНП. Капитальные и капитально-восстановительные ремонты ПС с финансовой точки зрения считаются необязательными и неокупаемыми. Но без ПС остановится практически любой производственный процесс. Поэтому после реальной оценки технического состояния ПС, определения остаточного ресурса, произведенного текущего ремонта, экспертная организация должна назначить дополнительный срок службы вместо закончившегося установленного заводом-изготовителем нормативного срока в виде календарной продолжительности эксплуатации с соблюдением требований и рекомендаций, которые продиктованы результатами экспертизы. На аварийные ситуации, связанные с работой ПС, в основном влияет человеческий фактор и условия эксплуатации, то есть несоблюдение требований ФНП. Именно в этих случаях возникают дефекты, которые впоследствии являются решающими в определении технического состояния ПС. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (утверждены приказом Ростехнадзора от 12 ноября 2013 года № 533).

2. РД 36-62-00 «Оборудование грузоподъемное. Общие технические требования».

489

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Методика внутреннего осмотра объектов котлонадзора УДК: 621.182 Владимир БУСАРОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Андрей ГУЗЕНКО, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Дмитрий ЗЕРНОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Александр ПУШИЛИН, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Виктор КОЛГАНОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва)

В статье изложена последовательность осмотра котлов и его элементов при первичном, периодическом, внеочередном техническом освидетельствовании с целью обнаружения возможных дефектов и подтверждения работоспособности и промышленной безопасности. Ключевые слова: наружный, внутренний осмотр котла, дефект, коллектор, топка, газоход.

Т

ехническое освидетельствование котлов включает: ■ наружный и внутренний осмотр котла и его элементов; ■ осмотр металлоконструкций каркаса котла (при наличии); ■ гидравлические испытания (при необходимости, в соответствии с требованиями действующих правил [1]); ■ испытания электрической части (для электрокотлов). Наружный и внутренний осмотр котлов имеет цель: ■ при первичном освидетельствовании проверить, что котел установлен и оборудован в соответствии с требованиями действующих правил [1], проекта и руководства (инструкции) по эксплуатации, а также что котел и его элементы не имеют повреждений, возникших в процессе их транспортирования и монтажа; ■ при периодических и внеочередных (в необходимых случаях) освидетельствованиях установить исправность котла и возможность его дальнейшей работы.

490

Внутренний осмотр котла проводят с целью выяснения, в каком состоянии находится поверхность барабана, коллектора, топки, сварные и заклепочные соединения, кипятильные и экранные трубы, концы завальцованных или приваренных труб и т.д. Перед проведением внутреннего осмотра котлов необходимо изу­чить техническую документацию (паспорт, вахтенный журнал, ремонтный журнал, акты, протоколы предыдущих технических обследований) с целью анализа рабочих условий эксплуатации, конструкции, материального исполнения, информации о выполненных ремонтах и имевших место отказах и их причинах. На результаты предыдущих технических освидетельствований и обследований необходимо обратить особое внимание. Осмотр осуществляется визуально, при этом возможно применение оптических приборов типа РВП, эндоскопа, лупы ЛП 1-5x и других средств. Осмотр деталей внутренних устройств должен сопровождаться легким простукиванием молотком весом 0,5–1 кг [2].

При внутреннем осмотре стенки котла проверяют как с внутренней, так и с наружной стороны. Перед осмотром котла необходимо проверить надежность отключения его от действующих котлов и соблюдение других мер безопасности (наличие низковольтного освещения, проветривание и дегазация топочной камеры и газоходов, расшлаковка топочной камеры). Осмотр котла начинают с проверки состояния внутренней поверхности барабана, при этом тщательно проверяют сварные и заклепочные швы, концы завальцованых или приваренных труб и штуцеров, а также трубную решетку. Обращают внимание на места ввода в барабан фосфатов и питательной воды, водосоединительных труб водоуказательных приборов, где возможны трещины из-за отсутствия или неисправности защитных рубашек. После этого осматривают внутренние поверхности коллекторов, камер и грязевиков, которые в большинстве случаев доступны для осмотра лишь через лючки или отверстия. Для внутреннего осмотра безлючковых коллекторов и камер необходимо отрезать по окружности донышко у штуцера, приваренного для этой цели к коллекторам. Затем с одного конца коллектора через штуцер заводят лампочку, а с другого – осматривают внутреннюю поверхность (в случае, если штуцера расположены по оси коллектора). В случае расположения штуцеров под углом к продольной оси коллектора осмотр проводят при помощи зеркала. После проведения внутреннего осмотра выполняют подготовку кромок штуцера и отрезанной части штуцера с донышком под сварку, установку штуцера с донышком прерывистым сварным швом, после чего производят сварку и контроль сварного соединения. При последующих осмотрах резку штуцера необходимо проводить по сварному соединению. Количество разрезов штуцера определяется расстоянием между сварными швами на штуцере и коллекторе, которое не должно быть менее 100 мм. В случае, когда коллектор имеет большое число изолированных частей (коллектор экрана с многоциркуляционным контуром) и установка штуцеров для осмотра каждой из частей нецелесообразна, внутренний осмотр их при необходимости проводится через отверстия, образованные путем вырезки экранных труб или стояков – конвективной части вышеописанным методом с последующей заваркой после осмотра. Далее проводят осмотр элементов котла со стороны топочного пространства и газоходов, при этом проверяют состояние обмуровки и газовых перегородок, особое внимание обращают на тепловую изоляцию.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

При осмотре мест развальцовки труб следует убедиться в отсутствии трещин в стенках труб, подрезов и смятия их стенок, смятия гнезд, трещин в трубной решетке, надрывов в выступающих концах труб. В литых стальных и чугунных изделиях могут быть выявлены выходящие наружу трещины, свищи, раковины, пористость. Наиболее опасными дефектами котлов являются трещины, определяют их по следам парения, наростам солей. Места, вызывающие сомнения, необходимо осматривать с применением лупы, и предварительно обрабатываются механическим способом: производятся шлифовка и протравка соответствующим реактивом. При первичном осмотре могут быть выявлены дефекты, допущенные при изготовлении или монтаже котла, а также появившиеся в результате нарушений правил транспортировки и хранения. К таким дефектам относятся трещины, расслоения, плены, вмятины, коррозионные повреждения, дефекты сварных соединений (прожоги, незаваренные кратеры, непровары, пористость, отступления от проектных размеров шва и др.), излом или неперпендикулярность осей соединяемых элементов и другие технологические дефекты. При периодических осмотрах могут быть выявлены повреждения и износ элементов котла, возникающие в процессе его эксплуатации. При этом особое внимание необходимо уделять местам, подвергавшимся ремонту с применением сварки (ремонтные наплавки или заварки, места установки заплат), а также местам выборок металла и зоны концентрации напряжений. Различные котлы, в зависимости от конструктивных особенностей, имеют уязвимые места и характерные повреждения. Поэтому методика проведения осмотра котлов должна учитывать все технологические и технические особенности эксплуатации конкретного оборудования. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 25 марта 2014 года № 116).

2. РД 03-29-93 «Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейные котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды».

Проведение химического анализа проб в воде

технологических систем паровых и водогрейных котлов на содержание растворенного кислорода с метиленовым голубым УДК: 621.182 Владимир БУСАРОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Андрей ГУЗЕНКО, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Дмитрий ЗЕРНОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Александр ПУШИЛИН, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Виктор КОЛГАНОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва)

В статье приведена методика измерения содержания растворенного кислорода с метиленовым голубым и обработка результатов измерений. Ключевые слова: паропровод, водогрейный котел, коррозия, растворенный кислород, концентрация, шкала окраски.

К

ислород и углекислый газ, растворенные в воде, являются основными причинами коррозии, поэтому содержание этих элементов должно быть сведено к минимуму. Кислородная коррозия возникает в самом котле, а также в паро- и конденсатопроводах [1]. Одним из способов количественного химического анализа содержания кислорода в воде технологических систем, питательных и подпиточных систем паровых и водогрейных котлов, систем теплоснабжения и горячего водоснабжения является методика выполнения измерения содержания растворенного кислорода с метиленовым голубым [2]. Данный метод позволяет определить без разбавления до 100 мкг/ дм3 растворенного кислорода в воде. Методика выполнения измерений обеспечивает выполнение измерений массовой концентрации кислорода не менее 0,005

мг/дм3. Метод выполнения измерения концентрации растворенного кислорода в воде основан на свойстве метиленового голубого изменять окраску. Под действием восстановителей вещество превращается в бесцветную лейкоформу, которая при окислении вновь приобретает синюю окраску. Выполнение методики измерения содержания растворенного кислорода с метиленовым голубым состоит из пяти этапов: 1. Подготовка посуды для отбора проб.

2. Приготовление растворов.

3. Выполнение измерений.

4. Приготовление шкалы стандартов.

5. Обработка результатов. При выполнении измерений рекомендуется соблюдать следующие условия: ■ температура воздуха в помещении от +15 до +28 °С;

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

491

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы ■ относительная влажность воздуха от 30 до 80%; ■ атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа. Посторонние влияния, обусловленные температурой отбираемой пробы выше 25 °С, устраняются глубоким охлаждением пробы. Для этой цели необходимо использовать охладитель. Охладитель пробы должен обеспечивать охлаждение до 20–25 °С. Подготовка посуды для отбора проб состоит из следующих операций: ■ колбу для отбора проб воды моют хромовой смесью, тщательно промывают водопроводной водой и споласкивают дистиллированной водой; ■ отбор проб производится в пробоотборную колбу с помощью каучуковой трубки: один конец трубки соединяется со штуцером пробоотборной точки, второй со стеклянной трубкой, которая опускается в пробоотборную колбу, установленную на дно ведра или специальной кружки, глубина которых на 7–10 см превышает высоту колбы; ■ перед отбором трубка должна быть промыта током анализируемой воды, причем для удаления из трубки воздуха целесообразно во время промывания несколько раз ее поднимать, истечение воды должно быть спокойным со скоростью 500–600 см3/мин; ■ после того как через края колбы пройдет десятикратный объем анализируемой воды, не прекращая ее поступления, осторожно вынимают стеклянную трубку и сразу же вводят реактивы. Приготовление растворов начинается с приготовления раствора метиленового голубого: в мерной колбе вместимостью 500 см3 растворяют 125 мг индикатора и 1,2 г глюкозы в 50 см3 очищенной воды и доводят глицерином до метки. Реактив хорошо перемешивают и хранят в склянке темного стекла в месте, защищенном от прямого освещения солнечными лучами. Затем приступают к приготовлению щелочного водного раствора калия гидроксида с массовой долей 30%: растворяют 30 г калия гидро­ окиси в 70 см3 очищенной воды. Так как данный раствор устойчив, его хранение производят в емкости с притертой пробкой. После этого готовят восстановленный раствор метиленового голубого с жидким восстановителем: смешивают 50 см3 глицеринового раствора метиленового голубого с 1 см3 раствора калия гидроокиси. Раствор заливают в бюретку соответствующей емкости с подсоединенным к ней тонким, хорошо оттянутым носиком. Приготовленный раствор устойчив в течение 7 дней. Приго-

492

Таблица 1. Шкала стандартов раствора метиленового голубого Объемы стандартного раствора метиленового голубого, см3, отмеренные в колбы вместимостью 200 см3

Окраска, отвечающая содержанию кислорода, мкг/дм3

0

0

10

5

30

15

60

30

100

50

товление стандартного раствора метиленового голубого: в мерную колбу вместимостью 500 см3 вводят 4,7 см3 глицеринового раствора и доводят до метки очищенной водой. Полученный синий раствор по интенсивности окраски соответствует концентрации кислорода 100 мкг/дм3. После приготовления растворов приступают к выполнению измерений. В пробу воды в пробоотборной колбе вместимостью 100 см3 вводят щелочно-глицериновый восстановленный раствор метиленового голубого. Для этого сначала из бюретки выливают примерно 1 см3 восстановленного раствора, а затем, быстро погрузив конец бюретки на 70 мм в горлышко пробоотборной колбы, приоткрыв кран, отмеривают 2,5 см3 раствора. Под водой пробоотборную колбу плотно закрывают притертой пробкой, вынимают из воды, перемешивают и через 1–2 минуты сравнивают окраску пробы с окрасками растворов стандартной шкалы. Обработка результатов измерений выполняется следующим образом: концентрацию растворенного кислорода мкг/дм3 определяют методом сравнения окраски пробы с окраской стандартной шкалы. Шкалу стандартов готовят разбавлением стандартного раствора метиленового голубого, содержащего 100 мкг/ дм3 кислорода. Для этого в семь мерных колб вместимостью 200 см3 отмеривают 5, 10, 20, 30, 40, 60, 100 см3 стандартного раствора метиленового голубого, в восьмую колбу стандартный раствор не вводят, все колбы доливают очищенной водой до метки. Перемешав растворы, переливают их в колбы вместимостью 100 мл, не оставляя свободного пространства, и закрывают пробками. Полученную шкалу для удобства можно представить в виде таблицы 1. Шкала устойчива в течение 10 суток при хранении в темном месте. Внутренний оперативный контроль точности результатов измерений проводят с целью обеспечения требуемой точности результатов количественно-

го химического анализа в процессе текущих измерений. Оперативный контроль выполняет функции предупредительного контроля и служит для принятия оперативных мер в случаях, когда погрешности контрольных измерений не соответствуют установленным требованиям. Руководство организацией и проведением внутреннего контроля осуществляет лицо, назначенное приказом по предприятию. Результаты измерений оформляют записью в журнале или заносят в протокол количественного химического анализа, который подписывает лицо, проводившее измерения, и при необходимости руководитель организации. Правильно и рационально организованный водно-химический режим должен обеспечивать надежную и экономичную эксплуатацию всех аппаратов и элементов водотеплоснабжающей установки, и в первую очередь самого водогрейного котла. Надежность подразумевает максимально возможное предупреждение образования всех типов отложений на внутренних поверхностях котла и на всех элементах тракта сетевой воды, включая отопительные приборы и радиаторы, предотвращение всех типов коррозионных повреждений внутренних поверхностей и соблюдение установленных показателей качества сетевой и подпиточной воды при минимальном удельном объеме сточных вод водотеплоснабжающей установки. Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 25 марта 2014 года № 116).

2. РД-10-165-97 «Методические указания по надзору за водно-химическим режимом паровых и водогрейных котлов».

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Контроль за воднохимическим режимом паровых и водогрейных котлов УДК: 621.182 Владимир БУСАРОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Андрей ГУЗЕНКО, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Дмитрий ЗЕРНОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Александр ПУШИЛИН, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Виктор КОЛГАНОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва)

В статье изложены основные методики химического контроля за водно-химическим режимом теплостанций и тепловых сетей. Ключевые слова: котлы, отложения солей, коррозия, водно-химический режим, химический контроль, прозрачность, щелочность.

О

сновной задачей очистки воды для котельных является предотвращение образования на трубопроводах тепловых станций, теплообменниках, внутренних поверхностях водогрейных котлов минеральных отложений. Они могут привести к ощутимым потерям мощности, а иногда могут полностью парализовать работу котельной из-за образования очаговой коррозии или закупоривания внутренних конструкций водогрейного оборудования. Разработка и внедрение методики, определяющей объем оперативного химического контроля, необходимого для правильного ведения процессов обработки воды, позволяет поддерживать оптимальный водный режим тепловой станции, обеспечить безаварийный и экономичный режим эксплуатации котла, его элементов, вспомогательного оборудования и тепловых сетей. Общий объем химического контроля за водно-химическим режимом теплостанций и тепловых сетей разрабатывается в зависимости от характера и количества установленного оборудования в соответствии с требованиями действующих правил [1]. Химический контроль должен обеспечивать: а) проведение анализов отобранных проб воды, пара, растворов реагентов; б) защиту всего оборудования от кор-

розии, выделения шлама и накипи; в) определение технических и экономически обоснованных норм расхода реагентов, подаваемых на узел обработки сточных вод, при регенерации фильтров, при щелочении и кислотных промывках оборудования, при консервации; г) проверку соответствия ведения технологических процессов согласно установленному режиму; д) своевременное отключение оборудования теплостанции на восстановление; е) выявление и устранение дефектов в работе водоподготовительного оборудования; ж) выявление и устранение дефектов в работе деаэраторов; з) выявление и устранение дефектов в работе оборудования тепловой станции, связанного с качеством воды, пара, не отвечающего нормам; и) допустимый органами санитарного надзора состав сточных вод. В зависимости от сложности и технологичности установленных тепловых модулей, а также от интенсивности их работы разрабатывается график химического контроля. Текущий оперативный химический контроль выполняется с целью проверки соответствия параметров качества воды ее нормативным значениям и правильности поддержания водно-химического режима котла ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

в любой момент его эксплуатации. Разовое изменение графика химического контроля разрешается в случае нарушения водно-химического режима. Дополнительный химический контроль осуществляется до полного восстановления режима оборудования. Сокращение графика химического контроля запрещается. В пусковой период необходимо усиление химического контроля по сравнению с тем, который проводился при нормальной эксплуатации оборудования [2]. Ответственность за соблюдение объема и графика химического контроля определяется приказом по предприятию и утверждается первым руководителем. С целью соблюдения утвержденного графика химического контроля, а также возможности оценки режима работы тепловых установок необходимо организовать наличие и своевременное ведение журнала по водоподготовке, куда заносятся данные анализа проб. Химический контроль включает в себя следующие составляющие: а) химический контроль над водоподготовкой: анализ исходной и химически очищенной воды; б) химический контроль над установкой содоизвесткования: анализ отработанного раствора соли и анализ умягченного раствора соли; в) химический контроль над водным режимом котлов: анализ питательной воды, конденсата бойлеров, котловой воды; г) химический контроль над тепловыми сетями: анализ подпиточной и сетевой воды. На сегодняшний день основными методиками контроля за водно-химическим режимом парового котла являются: 1. Определение прозрачности воды: прозрачностью по кольцу называют высоту слоя воды, при которой кольцо диаметром 15–20 мм, изготовленное из проволоки толщиной 1–2 мм, перестает быть видимым. Цилиндр наполняют перемешанной пробой полностью. Вода в цилиндре при измерении должна нахо-

493

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы диться в неподвижном состоянии; освещение должно быть равномерным и достаточно интенсивным. Кольцо опускают в воду и определяют высоту водяного столба, при котором кольцо перестает быть различимым.

2. Определение общей жесткости воды: в коническую колбу отбирают мерным цилиндром 100 см3 пробы, добавляют 5 см3 аммиачно-буферной смеси и индикаторную смесь на кончике ножа. После чего медленно, постоянно перемешивая, титруют жидкость до изменения окраски вишнево-красной до синей (голубой) с последующим вычислением результата измерений.

3. Определение щелочности воды: в коническую колбу отбирают мерным цилиндром 100 см 3 пробы, добавляют 3–4 капли индикатора фенолфталеина и при появлении малиновой окраски титруют 0,1Н раствором соляной кислоты до обесцвечивания. Объем кислоты, пошедшей на титрование с фенолфталеином, – это щелочность воды по фенолфталеину. После этого добавляют 3–4 капли метилоранжа и продолжают титровать до перехода окраски от желтой к оранжевой. Общий расход кислоты с начала титрования – это общая щелочность воды.

4. Определение содержания растворенного кислорода в воде: в пробу анализируемой воды вводят щелочноглицериновый восстановленный раствор метиленового голубого из бюретки или пипетки, затем сравнивают окраску пробы с окрасками растворов стандартной шкалы. Шкалу стандартов готовят разбавлением стандартного раствора метиленового голубого, содержащего 100 мкг/дм 3 кислорода. Данный анализ выполняется на месте отбора в течение трех минут с момента отбора пробы. Кислород и углекислый газ, растворенные в воде, являются основными причинами коррозии, поэтому содержание этих элементов должно быть сведено к минимуму. Правильно и рационально организованный водно-химический режим позволяет обеспечить безотказную эксплуатацию паровых и водогрейных котлов. Литература 1. РД 24.031.120-91 «Методические указания. Нормы качества сетевой и подпиточной воды водогрейных котлов, организация водно-химического режима и химического контроля».

2. РД-10-165-97 «Методические указания по надзору за водно-химическим режимом паровых и водогрейных котлов».

494

Особенности идентификации и регистрации систем газораспределения и газопотребления УДК: 622.691 Владимир БУСАРОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Андрей ГУЗЕНКО, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Дмитрий ЗЕРНОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Александр ПУШИЛИН, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Виктор КОЛГАНОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва)

В данной статье рассмотрены основные положения, требования и главные принципы при осуществлении идентификации систем газораспределения и газопотребления, а также отнесения их к категории опасных производственных объектов и некоторые аспекты их регистрации. Ключевые слова: промышленная безопасность, система газопотребления, идентификация опасных производственных объектов.

О

дной из основных задач национальной политики развитых стран, и в том числе России, является обеспечение защиты критически важных объектов. Главным инструментом регулирования этого является Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», который регулирует принципиальные механизмы обеспечения безопасности [1]. Процедура идентификации газорас­ пределительной сети и систем газопотребления осуществляется с целью установления признаков и условий их отнесения к опасным производственным объектам для последующей регистрации в

Государственном реестре опасных производственных объектов [2]. При идентификации опасных промышленных объектов этой отрасли необходимо учитывать наличие следующих категорий, эксплуатация которых связана с: ■ хранением сжиженных углеводородных газов (I); ■ системой газораспределения природного углеводородного газа (II); ■ системой газопотребления природного и сжиженного углеводородного газа (III). При идентификации групповой баллонной установки (I) нужно руководствоваться тем, что идентифицируются как опасные производственные объ-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

екты под названием «Установка баллонная групповая» только баллоны со сжиженным углеводородным газом, начиная с емкости 50 л, в случае, если их не менее двух, они соединены рампой и имеют общую систему газопровода. При рассмотрении категории объектов (II), связанных с газораспределением природного углеводородного газа, рекомендуется рассматривать как один опасный производственный объект всю систему газораспределения определенной административной единицы города или иного населенного пункта, принадлежащую газораспределяющей организации. В состав такого объекта входят все наружные газопроводы, газопроводы-вводы с установленной на них арматурой, здания и сооружения на них, а также газорегуляторные пункты в зданиях, сооружениях и блоках, устройства электрохимической защиты стальных газопроводов от коррозии. При рассмотрении категории объектов (III), связанных с газопотреблением природного и сжиженного газа, необходимо учитывать, что когда этот газ потребляется в качестве топлива для газифицированных котельных, вырабатывающих тепло для жилищно-коммунального и муниципального комплекса, то в этом случае идентифицируется опасный производственный объект под названием «Система теплоснабжения…» с указанием конкретного владельца этой системы. В составе объекта идентифицируются внутренние системы газоснабжения всех газифицированных котельных, находящихся на балансе теплообеспечивающих организаций. Если организация потребляет природный и сжиженный углеводородный газ для промышленных целей (III) для целей энергоснабжения и обеспечения работы каких-либо газопотребляющих установок на территории этой организации, рекомендуется отдельно выделять как один опасный производственный объект под названием «Система газопотребления предприятия». В его состав входят подводящие и внутренние газопроводы, все газопотребляющее оборудование и газоиспользующие установки в зданиях и сооружениях организации. Система газораспределения и системы газопотребления, использующие природный углеводородный газ в качестве топлива, идентифицируются по признаку транспортировки и использования опасного вещества, природного газа, представляющего собой воспламеняющийся (горючий, взрывоопасный) газ. К опасным производственным объектам относятся газораспределительная

сеть поселений, сеть распределительная межпоселковая, в том числе здания и сооружения, эксплуатация которых осуществляется одной газораспределительной организацией, а также объекты газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, ТЭЦ, РТС, а также котельные, эксплуатируемые одной организацией, использующие газ в виде топлива. Идентификация опасных производственных объектов должна осуществляться эксплуатирующей организацией в соответствии с критериями идентификации, изложенными в Административном регламенте по регистрации опасных производственных объектов и ведению государственного реестра опасных производственных объектов [3]. При проведении идентификации объекта газопотребления обязателен расчет количества опасного вещества, исходя из максимально возможной массы природного газа, находящегося в сети в границах территории предприятия. При идентификации ОПО для газораспределительных станций, сетей газораспределения и сетей газопотребления установлены следующие II и III классы опасности, в частности для опасных производственных объектов, предназначенных для транспортировки природного газа под давлением свыше 1,2 МПа или сжиженного углеводородного газа под давлением свыше 1,6 МПа и иных неуказанных опасных производственных объектов [1]. Регистрация опасного производственного объекта газораспределительной сети в территориальных органах Ростехнадзора осуществляется на основании идентификации после окончания строительномонтажных работ. Приемка отдельного объекта или участка сети в эксплуатацию вносится в государственный реестр опасных производственных объектов без переоформления свидетельства о первичной регистрации газораспределительной сети. Регистрация опасного производственного объекта системы газопотребления промышленных производств, тепловых электрических станций, районных тепловых станций и котельных в территориальных органах Ростехнадзора осуществляется на основании их идентификации после окончания строительномонтажных работ и приемки объекта в эксплуатацию. Приемка опасного производственного объекта после реконструкции, модернизации, перевооружения вносится в государственный реестр опасных производственных объектов без переоформления ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

свидетельства о первичной регистрации взрывоопасного объекта. Для регистрации систем газораспределения и систем газопотребления организациявладелец должна предоставить следующие документы: ■ акт приемки в эксплуатацию объектов газораспределительной сети и газопотребления; ■ лицензию на право эксплуатации газораспределительной сети и объектов газопотребления. Если организация намерена передать опасные производственные объекты газоснабжения другому владельцу, в этом случае они подлежат перерегистрации [4]. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Постановление Правительства РФ от 24 ноября 1998 года № 1371 «О регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов».

3. Приказ Ростехнадзора от 4 сентября 2007 года № 606 «Об утверждении Административного регламента Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по исполнению государственной функции по регистрации опасных производственных объектов и ведению государственного реестра опасных производственных объектов».

4. Постановление Правительства РФ от 29 октября 2010 года № 870 «Об утверждении технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления».

5. Солодовников А.В. Идентификация и регистрация опасных производственных объектов / А.В. Солодовников. – Уфа: УГНТУ, 2013. – 112 с.

495

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Методика измерения щелочности воды

технологических систем паровых и водогрейных котлов УДК: 621.182 Владимир БУСАРОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Андрей ГУЗЕНКО, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Дмитрий ЗЕРНОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Александр ПУШИЛИН, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва) Виктор КОЛГАНОВ, эксперт ООО «Институт Технологий» (г. Москва)

В статье приведена методика измерения щелочности воды для последующего смягчения и снижения щелочности исходной воды соответствующими химическими реагентами. Ключевые слова: теплоноситель, примеси, щелочная коррозия, водоочистка, титрование.

В

России жидкостные отопительные системы получили широкое распространение, что в основном объясняется холодным климатом. Эффективная и безаварийная работа отопительных систем данного типа напрямую зависит от характеристик теплоносителя, основным свойством которого должна быть способность переносить максимальное количество тепла за единицу времени с минимальными теплопотерями. Помимо теплоемкости и теплоотдачи, существенное значение для эффективности отопления имеет вязкость теплоносителя: чем ниже вязкость – тем лучше. Таким же немаловажным фактором является экологическая, токсическая и пожарная безопасность теплоносителя. Исходя из данных условий, вода является одним из лучших теплоносителей. Экологические и токсикологические характеристики воды превосходят аналогичные параметры любых синтетических теплоносителей – утечки разного рода из системы отопления не приводят к отравлению персонала и не оказывают пагубного воздействия на окружающую среду. Однако, являясь доступным средством и дешевым теплоносителем, вода часто становится причиной поломки парового или водогрейного котла ввиду наличия в ней различных примесей. Выделяют три основные группы посторонних примесей в воде:

496

■ нерастворимые механические; ■ коррозионно-активные; ■ растворенные осадкообразующие. Любой из перечисленных выше типов примесей может привести к снижению эффективности и стабильности работы котла, а иногда стать причиной выхода из строя оборудования тепловой установки. В качестве механических примесей выступают глина и песок, а также продукты коррозии металлических частей тепловых систем, находящихся в постоянном контакте с агрессивной водой [1]. Растворенные в воде примеси являются причиной серьезных неполадок в работе энергетического оборудования: ■ образование накипных отложений; ■ коррозия котловой системы; ■ вспенивание котловой воды и выносом солей с паром. Основной задачей очистки воды для котельных является предотвращение образования на трубопроводах тепловых станций, теплообменниках, внутренних поверхностях водогрейных котлов минеральных отложений [2]. На эксплуатацию котла, помимо указанных факторов, негативное воздействие оказывает повышенная щелочность воды, которая приводит к вспениванию воды в барабане по причине содержания в ней органических соединений и аммиака. Помимо этого, повышенная щелочность может явиться причиной щелочной коррозии

металла, а также образования трещин. Под понятием «щелочность воды» подразумевают суммарное содержание в ней гидроксильных, карбонатных, бикарбонатных и других анионов [3]. В зависимости от содержания анионов, характеризующих щелочность, различают: ■ гидратную щелочность (концентрация гидроксильных анионов); ■ карбонатную (концентрация карбонатных анионов); ■ бикарбонатную (концентрация бикарбонатных анионов). При пониженной щелочности воды интенсифицируется процесс коррозии стенок котлов и труб. Допустимым значением относительной щелочности считается диапазон от 3 до 20%. При относительной щелочности ниже 3% (применение чистого конденсата для питания котлов) в питательную воду необходимо добавлять едкий натр. Если же показатель относительной щелочности превышает 20%, то питательную воду (химически очищенную воду) следует дополнительно обработать нитратом натрия NaN03. Для смягчения и снижения щелочности исходной воды применяются следующие методы обработки: Na-катионирование; Na-NH 4 -катионирование; Н-катионирование с последующим удалением углекислоты (декарбонизацией); NaClионирование; известкование с коагуляцией. Выбор метода обработки воды производится исходя из требований к качеству подпиточной воды и зависит от типа системы теплоснабжения (открытая либо закрытая) и от качества исходной воды [4]. Для выбора наиболее эффективного метода химической обработки необходимо определить фактическое значение щелочности, используемой в тепловых системах воды. Измеряется щелочность количеством кислоты, которое необходимо затратить для доведения значения рН анализируемой пробы до точки перехода применяемого индикатора. В качестве индикаторов применяют фенолфталеин, метиловый оранжевый, смешанный, состоящий из метилового синего и метилового красного в определенных соотношениях. Значения

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

рН при изменении окраски этих индикаторов: для фенолфталеина – 8,2, для метилового оранжевого – 4,4, для смешанного – 5,6. Для определения гидратной щелочности применяется индикатор фенолфталеин. Для определения общей щелочности может применяться индикатор метиловый оранжевый. Измерения проводятся в нормальных лабораторных условиях: температура воздуха в помещении: от + 15 до +28 °С; относительная влажность воздуха: от 30 до 80%; атмосферное давление: от 84 до 106,7 кПа; частота переменного тока: 49–50 Гц; напряжение в сети: 210–220 В. Подготовка посуды для отбора проб воды заключается в промывании ее хромовой смесью, промывании водопровод­ ной водой с последующим споласкивании дистиллированной водой. Пробы воды, объемом не менее 500 см3, отбирают в стеклянные или полиэтиленовые бутылки, предварительно ополоснутые отбираемой водой. Проведение анализа необходимо выполнять в день отбора. Хранение проб производится при температуре 3–5 °С не более суток. Пробоотборные точки должны быть продуты за 30–40 минут до отбора проб. Температура анализируемой воды должна быть не более 25 °С. Отбор проб должен производиться согласно ОСТ 34-70-953.1-88. После подготовки посуды и отбора проб анализируемой воды приступают к приготовлению растворов индикаторов: 1. Приготовление титрованного раствора соляной кислоты концентрации 0,1 моль/дм3 или титрованного раствора серной кислоты концентрации 0,1 моль/дм3 производится из соответствующего фиксанала. Титрованный раствор концентрации 0,01 моль/дм3 готовят разбавлением ровно в десять раз указанных выше растворов. При отсутствии фиксанала допускается приготовление из концентрированных кислот: ■ 28 см3 концентрированной серной кислоты разбавляют дистиллированной водой до 1 000 см3 в мерной колбе, 100 см3 полученного раствора доводят в мерной колбе до 1 000 см3, данный раствор имеет концентрацию 0,1 моль/л; ■ 37 см3 концентрированной соляной кислоты разбавляют дистиллированной водой до 1000 см3 в мерной колбе, 100 см3 полученного раствора доводят в мерной колбе до 1 000 см3, полученный раствор имеет концентрацию 0,1 моль/л.

2. Приготовление водного раствора индикатора метилового оранжевого с массовой долей 0,1% производится растворением 0,1 г индикатора в мерной колбе вместимостью 100 см3 в 80 см3 горячей дистиллированной воды. После охлаж-

дения доводят объем до метки дистиллированной водой, затем тщательно перемешивают.

3. Для приготовления спиртового раствора индикатора фенолфталеина с массовой долей 1% растворяют 1 г индикатора в 100 см3 этилового спирта. Раствор устойчив, его хранят в склянке с плотно закрывающейся пробкой.

4. Приготовление раствора смешанного индикатора производится смешиванием равных объемов двух растворов индикатора метилового красного и индикатора метилового синего. Раствор смешанного индикатора устойчив, его хранят в склянке с плотно закрывающейся пробкой.

5. Приготовление раствора индикатора метилового красного: растворяют 0,2 г метилового красного в 100 см3 этилового спирта.

6. Приготовление раствора индикатора метилового синего: растворяют при слабом нагревании 0,1 г метилового синего в 100 см3 этилового спирта. После приготовления требуемых растворов индикаторов приступают к титрованию. В чистую коническую колбу вместимостью 250 см3 пипеткой или мерным цилиндром отбирают 100 см3 анализируемой воды, доливают до 100 см3 очищенной водой, прибавляют индикатор и титруют окрашенную жидкость титрованным раствором соляной или серной кислоты. Титрование выполняют титрованным раствором кислоты концентрации 0,1 моль/дм3 (0,1н) из обычной бюретки, если щелочность анализируемой жидкости превышает 1 ммоль/дм3 (мг-экв/л). Титрование выполняют из микробюретки и применяют 0,01 н раствор при определении щелочности меньше 1 ммоль/ дм3. Индикаторы вводят в отобранные пробы воды в следующих количествах: раствора фенолфталеина 5–7 капель; раствора метилового оранжевого 3–5 капель; раствора смешанного индикатора также 3–5 капель. При титровании в присутствии фенолфталеина первоначальная розовая или красно-малиновая окраска раствора должна полностью исчезнуть. При титровании в присутствии смешанного индикатора первоначальная зеленая окраска раствора в эквивалентной точке изменяется на фиолетовую. При титровании в присутствии метилового оранжевого первоначальная желтая окраска переходит в апельсиновую, однако достижение красной окраски свидетельствует об избытке прибавленной кислоты. Для определения общей щелочности один и тот же объем анализируемой жидкости необходимо титровать сначала в присутствии фенолфталеина для опреТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

деления гидратной щелочности, а после обесцвечивания индикатора вводить метиловый оранжевый или смешанный индикатор и продолжать титрование до изменения окрасок этих индикаторов. Для достижения более надежных результатов рекомендуется проводить титрование двух параллельных проб анализируемой воды. Расхождение между параллельными определениями не должно превышать 0,1 см3 титрованного раствора кислоты. Величина щелочности по взятому индикатору определяется по формулам: Щ1 =

А·0,1н·1000 ; V

А·0,01н·1000·1000 , V где Щ1 – щелочность, ммоль/дм3 (мгэкв/дм3); Щ2 – щелочность, мкмоль/дм 3 (мкгэкв/дм3); А – объем кислоты, пошедшей на титрование с взятым индикатором, см3; V – объем анализируемой воды, взятой для анализа, см3; 0,1н и 0,01н – концентрации титрованных растворов кислот. Два результата испытаний, полученные в разных лабораториях с использованием одних и тех же методов и одной и той же пробы, признаются достоверными (с доверительной вероятностью 0,95), если расхождение между ними не превышает 0,1 см3 титрованной кислоты. Результат измерений округляют до сотых долей. Результаты измерений оформляют записью в журнале или заносят в протокол количественного химического анализа, который подписывает лицо, проводившее измерения и, при необходимости, руководитель организации. Литература 1. РД 24.031.120-91 «Методические указания. нормы качества сетевой и подпиточной воды водогрейных котлов, организация водно-химического режима и химического контроля».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 25 марта 2014 года № 116).

3. РД-10-165-97 «Методические указания по надзору за водно-химическим режимом паровых и водогрейных котлов».

4. Моисеев Б.В. Водоподготовка и водный режим котельных установок: учебное пособие. – Тюмень: РИО ВПО ТюмГАСУ, 2010. Щ2 =

497

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Микроклимат в котельных

Эксплуатация котельных с постоянным пребыванием обслуживающего персонала Александр ПОДДУБСКИЙ, эксперт, генеральный директор ООО «Монолит Эксперт» Константин МОТУНОВ, эксперт ООО «Монолит Эксперт» Максим СОКОЛОВ, эксперт ООО «Монолит Эксперт» Алексей ШЛЫКОВ, эксперт ООО «Монолит Эксперт»

Каждому специалисту и эксперту в области промышленной безопасности на объектах газораспределения и газопотребления знакомы постоянные величины, с которыми сравниваются параметры микроклимата, определяемые в помещении котельной и помещении оператора котельной при проведении экспертизы промышленной безопасности (в котельной с постоянным пребыванием обслуживающего персонала), такие как максимально допустимая температура (не более 24 °С для холодного периода года и не более 28 °С для теплого периода года) и минимально допустимая температура в помещении (не менее 17 °С для котельного зала и не менее 20 °С для помещения щитов управления КИП), а также максимально допустимая относительная влажность воздуха в помещении (не более 75%) и минимально допустимая относительная влажность в помещении – не менее 15%).

Т

акже при проведении экспертизы следует проверять обеспечение необходимого воздухообмена в котельной. При проведении экспертизы промышленной безопасности зданий (помещений) котельных специалисты и эксперты часто выявляют множественные дефекты и повреждения строительных конструкций. Одним из таких повреждений является замачивание наружных стен здания с последующим образованием высолов и биологических повреждений на их поверхности. Причинами появления данного вида повреждения могут являться: 1. Деформации и отрывы карнизных листов кровли зданий котельных, некачественное закрепление фартуков сливов.

2. Дефекты в виде отклеивания и сползания кровельного ковра, требующие проведения ремонтно-восстановительных работ гидроизоляционного ковра.

3. Недостаточный вылет карнизных свесов.

4. Применение материалов для ограждающих конструкций, не удовлетворяющих требованиям современных нормативных документов. Рассмотрим более подробно четвертый фактор, влияющий на общее состояние стен и, следовательно, на микро-

498

климат в помещениях обследуемых котельных. С 2011 года стали активно вводиться в эксплуатацию новые строительные правила – своды правил (СП) взамен старых строительных норм и правил (СНиП), с более жесткими требованиями к эксплуатации зданий и сооружений. В процессе эксплуатации котельных появлялась потребность в приведении их в соответствие с требованиями новых СП, потребность в выполнении ремонтов конструкций фасадов, проведении ремонта внутренних несущих конструкций котельных залов и смежных помещений, приведении параметров микроклимата в помещении оператора котельной к тре-

буемым значениям современных нормативных документов. Во многих котельных, при выполнении ремонтно-восстановительных работ, принимается решение о замене всех старых деревянных окон на современные стеклопакеты в переплетах из поливинилхлорида (ПВХ). Замена старых окон на современные приводит к изменению в лучшую сторону многих параметров: к улучшению звукоизоляции в помещениях котельной, к уменьшению тепловых потерь и т.д. Однако спустя некоторое время в процессе эксплуатации котельных снова могут возникать проблемы с ограждающими строительными конструкциями: ■ в холодное время года внутренняя поверхность стен отсыревает; ■ на стенах и на потолках появляются биологические повреждения в виде грибка; ■ появляется конденсат на пластиковых стеклопакетах и подоконниках. Возникает необходимость в проведении внеочередного обследования строения. В некоторых случаях в процессе проведения обследования выясняется, что замена старых окон на стеклопакеты в переплетах из ПВХ вызывает парадоксальную ситуацию, когда улучшение одних параметров – уменьшение тепловых потерь, улучшение звуко­изоляции и т.п. приводит к изменению других параметров внутренней среды в худшую сторону – повышение влажности воздуха, снижение показателя работы естественной вентиляции в помещении.

к сведению Запрещено использование пенополистирола или пенопласта в качестве утеплителя внутри помещений с постоянным пребыванием людей при ремонте и новом строительстве: при воздействии высоких температур пенополистирол начинает оплавляться, выделяя значительное количество высокотоксичных веществ, приводящих к быстрой потере сознания; при неправильном креплении материала к стене между ним и стеной образуется пространство, где скапливается конденсат, который является идеальной средой для плесени и грибков. Эти микроорганизмы не только вредят стенам, но и могут стать причиной развития многих тяжелых заболеваний у человека, в том числе эндокардита, обострения астмы.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Помимо этого причиной намокания стен может являться применение при их монтаже материала повышенной плотности при недостаточной толщине стен. Вследствие этого по результатам расчетов выясняется, что точка росы находится вблизи внутренней поверхности стены, на которой и образуется конденсат, так как точка росы – это температура, при которой выпадает конденсат (влага из воздуха превращается в воду). Точка росы зависит от: влажности внутри помещения, температуры воздуха внутри помещения, температуры наружного воздуха и других факторов. При проведении экспертизы котельных в обязательном порядке специалистами выполняются инструментальные измерения температуры и влажности воздуха в помещениях. Если параметры микроклимата не удовлетворяют требованиям современных нормативов, а на стенах проявляется конденсат, целесообразно выполнять проверочные расчеты определения сопротивления теплопередаче наружных стен. Скорее всего, данные расчеты покажут, что наружные стены/стеновые панели не отвечают требованиям современных строительных правил по санитарно-гигиеническим и комфортным условиям эксплуатации. Иногда силами владельца здания котельной выполняются работы по утеплению стен внутри помещения котельной и помещения оператора котельной с применением пенополистирола толщиной S = 50 мм. Это приводит к тому, что условия микроклимата начинают удо-

Замена старых окон на стеклопакеты в переплетах из ПВХ вызывает парадоксальную ситуацию: когда улучшение одних параметров – уменьшение тепловых потерь, улучшение звукоизоляции и т.п. приводит к изменению других параметров внутренней среды в худшую сторону – повышение влажности воздуха, снижение показателя работы естественной вентиляции в помещении влетворять требованиям по санитарногигиеническим и комфортным условиям эксплуатации. Однако использование пенополистирола или пенопласта в качестве утеплителя внутри помещений с постоянным пребыванием людей при ремонте и новом строительстве запрещено, так как: ■ при воздействии высоких температур пенополистирол начинает оплавляться, выделяя значительное количество высокотоксичных веществ, приводящих к быстрой потере сознания; ■ при неправильном креплении материала к стене между ним и стеной образуется пространство, где скапливается конденсат, который является идеальной средой для плесени и грибков. Эти микроорганизмы не только вредят стенам, но и могут стать причиной развития многих тяжелых заболеваний у человека, в том числе эндокардита, обострения астмы. Существует несколько вариантов решения проблем с микроклиматом вну-

три помещений котельных: 1. Для исключения намокания стен целесообразно выполнить наружное утепление фасадов и угловых стыков торцевых стен. Это позволяет решить вопрос беспрепятственной диффузии водяного пара из внутренних помещений наружу. Точка росы в данном случае смещается в слой утеплителя. Для утепления фасадов могут применяться навесные вентилируемые фасады, технология «мокрый» фасад, а также жидкое полимерное теплоизоляционное покрытие типа «астратек» и т.д.

2. Для приведения параметров микроклимата в помещении оператора котельной к нормативным значениям необходимо выполнение расчета воздухообмена в помещении в соответствии с СП. По данным расчета выполняется либо увеличение площади приточной / вытяжной вентиляции с естественным побуждением движения воздуха, либо производится монтаж вентиляции с принудительным побуждением движения воздуха.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

499

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Освещенность в котельных Освещенность рабочей поверхности в помещении котельной Александр ПОДДУБСКИЙ, эксперт, генеральный директор ООО «Монолит Эксперт» Константин МОТУНОВ, эксперт ООО «Монолит Эксперт» Алексей ШЛЫКОВ, эксперт ООО «Монолит Эксперт» Максим СОКОЛОВ, эксперт ООО «Монолит Эксперт»

Микроклимат в помещении котельной и помещении оператора котельной (с постоянным пребыванием обслуживающего персонала), включая показатели температуры и влажности воздуха, является важным параметром окружающей среды, но не менее важным параметром при эксплуатации ОПО является освещенность рабочей поверхности в помещении.

С

огласно СП 89.13330.2012 «Котельные установки» и СП 52.13330.2011 «Естественное и искусственное освещение», нормативный показатель освещенности рабочей поверхности в котельных с временным пребыванием обслуживающего персонала составляет 50 лк. Однако для котельных с постоянным пребыванием обслуживающего персонала нормы, регулирующие освещенность рабочей поверхности, жестче в несколько раз, а именно: в 4 раза, так как данный показатель освещенности составляет уже 200 лк. Разберемся в терминологии. Согласно СП 52.13330.2011 «Котельные установки»: ■ комбинированное искусственное освещение – искусственное освещение, при котором к общему искусственному освещению добавляется местное; ■ комбинированное естественное освещение – сочетание верхнего и бокового естественного освещения; ■ совмещенное освещение – освещение, при котором недостаточное по нормам естественное освещение дополняется искусственным; ■ рабочая поверхность – поверхность, на которой производится работа и нормируется или измеряется освещенность; ■ рабочее освещение – освещение, обеспечивающее нормируемые осветительные условия (освещенность, качество освещения) в помещениях и в местах производства работ вне зданий; ■ аварийное освещение – освещение, предусматриваемое в случае выхода из строя питания рабочего освещения; ■ местное освещение – освещение, дополнительное к общему, создаваемое

500

светильниками, концентрирующими световой поток непосредственно на рабочих местах. Еще 20 лет назад количество людей, имеющих проблемы со зрением, было в несколько раз меньше, чем сегодня. Сейчас же статистика такова, что от проблем со зрением страдает каждый второй человек. Причин ухудшения зрения много, и одна из них – это плохая освещенность в производственном помещении. Особенно опасна недостаточность освещения на опасных производственных объектах, к которым и относятся котельные

с газовым оборудованием. При плохом освещении оператор котельной быстро устает, уменьшается фокусировка внимания, возрастает потенциальная опасность ошибочных действий и несчастных случаев, повышается вероятность аварии в котельной. Также плохая освещенность рабочей поверхности может привести к профессиональным заболеваниям. Поэтому так важно выполнять замеры освещенности в помещении оператора котельной и в зоне работы газового, газоиспользующего оборудования и автоматики при проведении ЭПБ. Специалисты нашей компании и эксперты в области промышленной безопасности на объектах газораспределения и газопотребления за долгие годы работы в этой области постоянно сталкиваются с недостаточной освещенностью в котельных залах. При проведении экспертизы котельных, после измерений освещенности рабочих поверхностей и сравнения полученных данных с нормативными значениями, часто приходится в выводах заключения указывать на несоответствие котельной требованиям промышленной безопасности. Основными приборами эксперта для измерения освещенности рабочей поверхности являются люксметры.

При плохом освещении оператор котельной быстро устает, уменьшается фокусировка внимания, возрастает потенциальная опасность ошибочных действий и несчастных случаев, повышается вероятность аварии в котельной

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Виды люксметров

Существует много модификаций данного прибора как со встроенным фотоэлементом (фотоголовкой), так и с отдельно подключаемой фотоголовкой. Люксметры имеют различную конструкцию, различные диапазоны измерения освещенности, которая измеряется в люксах, разные пределы допускаемой относительной погрешности измерения и т.д. Работа с люксметрами кажется совершенно не сложной, однако для получения достоверного результата измерения необходимо правильно определить зону рабочей поверхности. Практически все котельные в России имеют естественное освещение, представленное как боковым освещением в виде световых проемов в наружных стенах, так и верхним освещением в виде светоаэрационных фонарей и световых проемов в стенах, в местах перепада высоты здания. На практике, при выполнении инструментальных измерений, приборы показывают как очень высокие значения освещенности рабочей поверхности в помещении оператора – 1 200 лк и выше, так и намного ниже минимально допустимых значений (7–8 лк и менее). Получая низкие значения показателей освещенности, не удовлетворяющие требованиям современных стандартов, можно сделать вывод, что только единственное естественное освещение не может обеспечить необходимые условия для выполнения производственных операций. Поэтому в большинстве котельных используется совмещенное – комбинированное освещение. Для соблюдения норм освещенности при проектировании котельных обязательно выполняются расчеты освещения. При комбинированном искусственном освещении используют: ■ при общем освещении – светильники настенного исполнения или светильники, смонтированные по центральной

линии помещений котельной (потолочные). Причем, согласно СП 89.13330.2012 «Котельные установки», при высоте установки светильников до опорной поверхности (пола, площадки) менее 2,5 м, их конструкция должна исключать возможность доступа к ним (лампам) без использования инструмента, либо для питания светильников с лампами накаливания напряжение должно быть не выше 42 В; ■ при местном освещении – светильники стационарного освещения с лампами накаливания (напряжение должно быть не выше 42 В); ручные переносные светильники с аккумуляторными или сухими элементами (напряжение не выше 12 В). Помимо рабочего освещения, в котельных должно быть предусмотрено аварийное электрическое освещение. Светильники аварийного освещения должны присоединяться к независимому источнику питания или переключаться на него при отключении основного питания. В качестве источника света в светильниках применяются лампы накаливания, люминесцентные лампы, а в будущей перспективе вероятно использование светодиодных ламп. Необходимо помнить, что в котельной монтируется расчетный минимум светильников, выполненных во взрывозащищенном исполнении. Из многолетнего опыта проведения экспертиз промышленной безопасности, нашими экспертами было замечено, что показатели освещенности рабочей поверхности в каждой четвертой котельной не соответствуют требованиям СП 52.13330.2011 «Естественное и искусственное освещение». Владельцу здания котельной всегда стоит помнить, что освещение любого рабочего места обслуживающего персонала или оператора котельной является важнейшим фактором создания ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Термины: Комбинированное искусственное освещение – искусственное освещение, при котором к общему искусственному освещению добавляется местное. Комбинированное естественное освещение – сочетание верхнего и бокового естественного освещения. Совмещенное освещение – освещение, при котором недостаточное по нормам естественное освещение дополняется искусственным. Рабочая поверхность – поверхность, на которой производится работа и нормируется или измеряется освещенность. Рабочее освещение – освещение, обеспечивающее нормируемые осветительные условия (освещенность, качество освещения) в помещениях и в местах производства работ вне зданий. Аварийное освещение – освещение, предусматриваемое в случае выхода из строя питания рабочего освещения. Местное освещение – освещение, дополнительное к общему, создаваемое светильниками, концентрирующими световой поток непосредственно на рабочих местах. нормальных условий труда и влияет на безаварийную и безопасную эксплуатацию объекта.

501

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Опыт модернизации импортных подъемных сооружений УДК: 621.86:614.8 Николай ГРИДНЕВ, директор, эксперт ООО «Ремкранпарк» (г. Томск) Алексей КОВАЛЕВ, главный механик, эксперт ООО «Ремкранпарк» (г. Томск) Сергей КОВАЛЕВ, директор, эксперт ООО «Крановщик» (г. Томск)

В статье рассмотрен опыт модернизации импортных подъемных сооружений, на примере конкретного грузоподъемного крана с сохранением технических и грузовых характеристик, для приведения их в соответствие с требованиями ФНП ПС, а также для удобства проведения экспертизы промышленной безопасности ПС. Ключевые слова: подъемные сооружения (ПС), ограничитель грузоподъемности, регистратор параметров, прибор безопасности.

В

настоящее время в России широкое применение нашли грузоподъемные краны импортного производства, многие из которых не имеют регистраторов параметров работы крана, что противоречит Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения», утвержденным приказом Ростехнадзора № 533 от 12 ноября 2013 года. Для решения этого вопроса было предложено оборудование таких грузоподъемных кранов регистраторами параметров отечественного производства, как в составе наиболее распространенных комплексных приборов безопасности ОГМ240 и ОНК-160С, так и автономными. Одним из частных случаев было оснащение грузоподъемного крана ТТ865ВЕ GROVE, производства Германии, имеющего штатный ограничитель грузоподъемности PAT DS 350, регистратором параметров работы крана РП-ГМ01 производства ООО «ЯУЗА-10» города Мытищи. Приборы безопасности ОГМ-240 и ОНК160С при использовании на кранах импортного производства, как правило, содержат одну грузовую характеристику,

502

которая корректируется при изменении номера рабочей программы (Р0, Р1, Р2) в зависимости от запасовки грузового каната, опорного контура и массы противовеса и т.д. Штатный прибор безопасности РАТ DS 350, установленный на кране ТТ865ВЕ GROVE, содержит множество паспортных грузовых характеристик крана при различных вариациях рабочих программ, принимая во внимание геометрию крана в пространстве, что позволяет в полной мере использовать возможности грузоподъемного крана, не ограничивая его грузоподъемности. Данные факторы послужили причиной оснащения крана ТТ865ВЕ «GROVE» регистратором параметров работы крана РП-ГМ-01 с привязкой к штатному прибору безопасности. Привязка регистратора к электрической схеме крана производилась при помощи кабеля, предназначенного для ограничителя грузоподъемности АСУ ОГП. В ходе работ по оснащению крана ТТ865ВЕ GROVE на печатной плате процессора были определены контрольные точки, в которые сходятся аналоговые сигналы с датчиков: датчика угла наклона стрелы, датчика длины стрелы, датчиков давления. Дискретные сигналы можно подключить к лампоч-

кам индикации: индикация – загрузка более 110%, или индикация – сработал концевой выключатель подъема грузового крюка. Из-за особенностей РП-ГМ-01 его подключение к бортовой сети крана осуществимо, поскольку напряжение питания регистратора параметров от 9 В до 30 В. Подключение РП-ГМ-01 производится согласно представленной на рисунке 1 схеме. Регистратор параметров РП-ГМ-01 в комплекте с ограничителем грузоподъемности PAT DS 350 работает с минимальными погрешностями регистрации рабочих параметров крана, чего не всегда возможно добиться при работе регистратора в комплекте с ограничителями грузоподъемности, для которых он разработан, таких как АСУ ОГП, ОНК-М, ОГК, ОГБ-3 и их модификаций. Пример работы регистратора параметров представлен на рисунке 2. Оперативная информация позволяет определить в определенный промежуток времени, груз какой массы был поднят при той или иной геометрии крана и каким был процент загрузки. Данная информация полезна при расследовании причин аварии с участием ПС. Статистическая информация подразделяется на две подгруппы: «С начала эксплуатации» и «В период между счи-

Регистратор параметров содержит три вида информации: информация о кране статистическая информация оперативная информация

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 1. Схема внешних соединений РП-ГМ-0

XS2 Контакт

Цепь

1

Цепь LED1

1

3

LED2

2

4

+SV

+5V

3

5

LINK

AN7

4

6

AN6

5

7

AN5 (давление шток.)

6

AN4 (датч. азимута)

7

AN0/Vref (+ 24V)

8

БР

8 К считывающему устройству

Контакт

2

9 10

SDA

AN1 (давление порш.)

9

11

SCL

AN2 (датч. длины)

10

12

SW1

AN3 (датч. вылета)

11

GND

12

13

XP1

2РМДТ24Б24Ш

14

SW2

GND

13

15

GND

GND

14

16

GND

GND

15

17

GND

VSS (+ 24V)

16

18

GND

OPgnd (масса – 24В)

17

19

GND

OP4 (дискр.)

18

20

GND

OP5 (дискр.)

19

21

GND

OP6 (дискр.)

20

22

GND

OP1 (дискр.)

21

23

GND

OP2 (дискр.)

22

24

GND

OP3 (дискр.)

23

25

GND

OP7 (дискр.)

24

тываниями», в которых содержится информация о распределении циклов работы крана по проценту загрузки, общее количество рабочих циклов, наработку в моточасах, характеристическое число, данная информация является неотъемлемой частью при проведении экспертизы промышленной безо­ пасности ПС.

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 2

10

4

11

5

12

6

12 12

7 8 9

12

10

8

11

13 14 15

14 15 16

16

17

17

18

18

19

19 20

К аналоговым цепям (датчикам) ограничителя

К дискретным цепям ограничителя

20 8 13

Бортовая сеть (аккумулятор крана)

Рис. 2. Гистограмма распределения рабочих нагрузок

Литература 1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (утверждены приказом Ростехнадзора от 12 ноября 2013 года № 533).

2. Руководство по эксплуатации ЯУСА 431.229000 РЭ «РЕГИСТРАТОР ПАРАМЕТРОВ грузоподъемных машин РПГМ-01».

3. Руководство по эксплуатации грузоподъемного крана ТТ865ВЕ GROVE РЭ. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

503

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Применение на импортных подъемных сооружениях отечественных приборов безопасности УДК: 621.86:614.8 Николай ГРИДНЕВ, директор, эксперт ООО «Ремкранпарк» (г. Томск) Алексей КОВАЛЕВ, главный механик, эксперт ООО «Ремкранпарк» (г. Томск) Сергей КОВАЛЕВ, директор, эксперт ООО «Крановщик» (г. Томск)

В данной статье поставлен вопрос об оснащении грузоподъемного крана КАТО NK-400S производства КАТО ВОРКС КО., ЛТД (Фирма КАТО) 9 – 37, Хигаси-Ои 1 – теме, Синагава – ку, города Токио, Япония, прибором безопасности ОГМ 240-22. Рассмотрены варианты реализации данной задачи, достоинства и недостатки применения отечественных приборов безопасности на грузоподъемных кранах (ПС) импортного производства. Ключевые слова: грузоподъемный кран, подъемные сооружения (ПС), приборы безопасности, ограничитель грузоподъемности, регистратор параметров работы крана. имеют высокую стоимость. Для удобства эксплуатации ПС и ремонта приборов безопасности предложено оснащать импортные ПС приборами безопасности российского производства. Данное предложение было реализовано на кране КАТО NK-400S. С целью выполнения функции регистратора параметров работы крана, выполнения

Рис. 2. Вариант оси крепления датчика азимута 5

Рис. 1. Вариант штуцера датчиков давления

12

А-А 10

35

6

М221,5

30

83

А

39

А

5

15

20

М121,5

57

20 М242 М12

504

33

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

34

В

ладельцы подъемных сооружений (грузоподъемных кранов) импортного производства часто сталкиваются с проблемой ремонта приборов и устройств безопасности. Проблема заключается в том, что на российском рынке ограниченное количество комплектующих, датчиков и запасных частей. Также данные комплектующие

функции координатной защиты и защиты крана от опасного приближения к ЛЭП данный кран был оснащен комплексным прибором безопасности ОГМ 240-22. Задача заключалась в сохранении штатного ограничителя грузоподъемности MS-10B-3, для сохранения заводской грузовой характеристики, обеспечивающей максимальные грузоподъемные возможности крана. Особенность производства работ по оснащению крана заключалась в монтаже датчиков, входящих в состав ОГМ 240-22: 1. Для монтажа датчиков давления необходимо изготовить штуцерные тройники в поршневой и штоковой полостях цилиндра подъема стрелы, что обусловлено необходимостью дублирования датчиков давления штатного и вновь монтируемого ограничителей грузоподъемности.

2. При монтаже датчика ЛЭП (ДЛ) необходимо соблюдать условие параллельности оси стрелы крана и продольной оси ДЛ, для этого необходимо изготовить монтажный кронштейн;

М242

3. Для монтажа датчика азимута необходимо установить резьбовую ось (втулку) на токосъемное устройство.

4. Датчик угла наклона стрелы монтируется у основания стрелы без какихлибо особенностей.

5. Блок индикации БОИ 4.44 монтируется в кабине машиниста в доступном для обзора месте. Примечание. Когда функцию ограничителя грузоподъемности выполняет штатный прибор MS-10B-3, контакты К1.1 в схему крана не подключаются. При неисправности штатного ограничителя грузоподъемности он демонтируется, контакты К1.1 подключаются в цепь питания катушки клапана аварийной остановки механизмов крана согласно схеме. Важным фактором при проведении подобного вида работ является сотрудничество специализированной организации, производящей работы по модернизации крана, с заводом-изготовителем приборов безопасности. Например, при заказе прибора безопасности специализированной организации необходимо точно произвести геометрические замеры грузоподъемного крана, детально изучить техническую документацию, заполнить опрос­ ный лист и передать данные заводуизготовителю приборов безопасности для написания программного обеспечения ограничителя грузоподъемности и комплектации его датчиками и кабельными линиями связи.

Таблица 1. Спецификация к схеме подключения ОГМ-240-22 Обозначение

Наименование Ограничитель грузоподъемности ОГМ 240-22

1

FU1

Предохранитель

1

К1.1; К2.1

Контакты ОГМ 240-22 защиты от перегрузки и координатной защиты соответственно

2

К1; К2; К3

Реле электромагнитные

3

БЛК

Кнопка блокировки координатной защиты в составе ОГМ 240-22

1

SQ

Ограничитель рабочих движений (стрела вниз, лебедка вверх, телескоп выдвижения)

YA

Клапан (клапаны) аварийной остановки механизмов крана

Часто после монтажа готового комплекта (в основном на импортных кранах) приходится обращаться к заводуизготовителю приборов безопасности для корректирования программы, например, когда после настройки приборов безопасности показания фактической массы груза, находящегося на грузозахватном органе, отличаются от действительной более чем на 5%. В этом случае необходимо в меню прибора ОГМ 240-22 контролировать показания датчиков давления и составить зависимость (в виде таблицы) давления в поршневой и штоковой полостях от вылета (с грузом, без груза) на разной длине стрелы, и чем меньше диапазон изменения угла наклона стрелы, тем точнее построится грузовая характеристика в процессе корректирования программного обеспечения.

+ 24 В * – обозначение выводов прибора ОГМ 240-22 SQ 1

K1

2

A1

* K 21

3

YA

K2

* K 11

4

5

Примечания Модификация 22.1 1-063-084

А1

Рис. 3. Вариант подключения ограничителя грузоподъемности ОГМ 240-22 к электрической схеме крана КАТО NK-400S

FU

Количество

K3

БЛК

3

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

24 В

Несмотря на все перечисленные неудобства, современные приборы безопасности российского производства нашли широкое применение на импортных подъемных сооружениях и в полной мере выполняют свои функции, такие как ограничение грузоподъемности крана, защита крана от опасного приближения к ЛЭП, координатная защита, регистратор параметров работы крана. Преимуществом этих приборов является их ремонтопригодность (наличие датчиков, комплектующих и запасных частей), наличие технической документации, простота эксплуатации и технического обслуживания (монтажа, наладки). Таким образом, реализована задача по сохранению штатных грузовых характеристик крана. Одновременно с этим кран приведен в соответствие с требованиями ФНП ПС. Также появилась возможность использования информации регистратора параметров при проведении экспертизы промышленной безопасности. Литература 1. 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).

2. Паспорт крана КАТО NK-400S 1990г.

3. Руководство по эксплуатации прибора ОГМ 240-22 РИВП.453618.004-22 РЭ// ООО научно-производственное предприятие «Резонанс», ул. Машиностроителей. Д.10-Б, Челябинск, 454119, Россия, 2012 год.

4. Системы безопасности грузоподъемных машин: монография // В.Н. Горелов.– Самара: Самарский государственный технический университет, 2014. – 446 с., илл.

505

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Контроль технического состояния металлических конструкций грузоподъемных машин УДК: 621.87 Леонид ПОПОВ, генеральный директор ООО ИЦ «Оргтехдиагностика» (г. Воронеж)

Изложен один из аспектов безопасной эксплуатации технических устройств – контроль технического состояния металлических конструкций грузоподъемных машин с целью обнаружения механических и других повреждений несущих элементов металлоконструкций и получения достоверной оценки надежности устройства. Ключевые слова: грузоподъемная машина, металлические конструкции, механические повреждения, экспертное обследование, техническое состояние.

К

онтроль технического состояния металлоконструкций грузоподъемных машин – основной по объему и значимости вид работ при экспертном обследовании технических устройств, который включает: ■ внешний осмотр несущих элементов металлических конструкций; ■ проверку элементов металлических конструкций одним из видов неразрушающего контроля; ■ проверку качества соединений элементов металлических конструкций (сварных, болтовых, шарнирных и др.); ■ измерение остаточных деформаций балок, стрел, ферм и отдельных поврежденных элементов; ■ оценку степени коррозии несущих элементов металлических конструкций. Экспертное обследование металлических конструкций грузоподъемных машин проводится в соответствии с требованиями нормативно-технической документации [1, 2, 3, 4, 5]. Перед обследованием металлические конструкции технических устройств, особенно места их возможного повреждения, должны быть очищены от налета пыли, грязи, коррозии, избытка влаги и смазки. Внешний осмотр следует проводить с применением оптических средств и переносных источников света, при этом особое внимание должно уделяться следующим местам возможного появления повреждений: участкам резкого изменения сечений; участкам, проре-

506

занным шпоночными или шлицевыми канавками, а также имеющим нарезанную резьбу; местам, подвергшимся повреждениям или ударам во время монтажа и перевозки; местам, где при работе возникают значительные напряжения, коррозия или износ; участкам, имеющим ремонтные сварные швы. При проведении внешнего осмотра необходимо обращать особое внимание на наличие следующих дефектов: трещин в основном металле, сварных швах и околошовной зоне, косвенными признаками наличия которых являются шелушение краски, местная коррозия, подтеки ржавчины и тому подобное; механических повреждений; расслоения основного металла; некачественного исполнения ремонтных сварных соединений; люфтов шарнирных соединений, ослабления болтовых и заклепочных соединений. При обнаружении механических повреждений металлической конструкции (вмятин, изгиба, разрывов и т.п.) замеряются их размеры (длина, ширина, высота или глубина) и, в случае превышения нормативных значений, повреждения фиксируются в ведомости дефектов. Контроль состояния болтовых и заклепочных соединений грузоподъемных машин рекомендуется производить согласно [4] и другим нормативным документам. Контроль соединительных элементов металлической конструкции (осей, пальцев и т.п.) следует начинать с осмотра состояния фиксирующих элемен-

тов, свидетельствующих о наличии осевых или крутящих усилий в соединении, ось (палец) демонтируют и замеряют. Аналогичному осмотру и замерам при этом следует подвергать и посадочные гнезда осей. Наличие люфтов в шарнирных соединениях предварительно определяют визуально, а в процессе эксплуатации грузоподъемной машины по характерным признакам (толчкам, резким ударам и т.п.). При наличии характерных признаков точную количественную оценку люфта и его допустимости устанавливают путем измерений. Измерение остаточных деформаций балок, стрел, ферм и оценку степени коррозии элементов металлических конструкций следует выполнять в соответствии со специальными рекомендациями головных институтов. При обследовании металлоконструкций следует учитывать, что усталостные трещины возникают в первую очередь в зонах концентраторов местных напряжений,

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

а именно: в узлах крепления раскосов, стоек, косынок к поясам; в элементах с резким перепадом поперечных сечений; в местах окончания накладок, ребер; в зонах отверстий с необработанными, прожженными или заваренными кромками; в местах пересечения сварных швов; в зонах перепадов толщины стыкуемых листов (соединений); в местах повторной заварки трещин в сварочных швах и др. При обнаружении трещин в металлоконструкциях грузоподъемной машины или в сварном шве зоны их образования они подвергаются дополнительной проверке одним из видов неразрушающего контроля согласно нормативнотехнической документации службы технического надзора. Выбор вида и метода неразрушающего контроля для конкретной грузоподъемной машины определяет экспертная комиссия. При оценке деформации металлоконструкций технических устройств необходимо обращать особое внимание на дефекты, приводящие к снижению несущей способности конструкции: отклонение от прямолинейности (башен, стрел, пролетных строений, стоек элементов ферменных конструкций); скручивание (пролетных конструкций, опор, стрел и др.); несоосность соединений (секций

стрел, башен и др.); наличие остаточных прогибов пролетных балок, кронштейнов, консолей и тому подобных; искажение формы моста элемента в плане. Результаты измерений деформаций, геометрических параметров металлоконструкций оформляются в виде схем и таблиц с указанием и координацией мест замеров и дефектов. Возможными местами появления коррозии являются: замкнутые пространства (коробки) ходовых рам, кольцевых балок, пояса и стойки порталов; опорные узлы стрел, башен; зазоры и щели, образующиеся вследствие неплотного прилегания элементов; сварные соединения, выполненные прерывистым швом, и др. Степень коррозионного износа определяется с помощью измерительного инструмента или средствами неразрушающего контроля. Зоны коррозии наносятся на схемы металлоконструкций с указанием размеров повреждений и координат местонахождения. Особое внимание следует обратить на соответствие паспортных значений марок стали, из которых изготовлены несущие металлоконструкции грузоподъемной машины, фактическим (особенно, если были ремонты металлоконструкций), согласно требованиям нормативно-технической докуменТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

тации по температурным возможностям их использования. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 ноя­бря 2013 года № 533).

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538).

4. РД 10-197-98 «Инструкция по оценке технического состояния болтовых и заклепочных соединений грузоподъемных кранов».

5. РД 10-112-1-04 «Рекомендации по экспертному обследованию грузоподъемных машин. Общие положения».

507

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Контроль технического состояния газорегуляторных пунктов УДК: 622.691 Леонид ПОПОВ, генеральный директор ООО ИЦ «Оргтехдиагностика» (г. Воронеж)

Изложен один из аспектов безопасной эксплуатации технических устройств – контроль технического состояния газорегуляторных пунктов с целью установления текущего технического состояния и получения достоверной оценки надежности устройства. Ключевые слова: газорегуляторный пункт, техническое диагностирование, техническое состояние.

Г

азорегуляторный пункт (ГРП) – технологическое устройство, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях. Техническое диагностирование ГРП – это процесс определения технического состояния технологического оборудования и газопроводов, состоит из нескольких этапов.

1. Анализ технической документации. Анализу подлежат проектная, исполнительная и эксплуатационная документация и паспорта на оборудование ГРП. Анализ технической документации предусматривает получение следующей информации: данных о соответствии оборудования маркам и размерам регуляторов давления, фильтров, задвижек, кранов, предохранительных устройств, трубопроводов и так далее, заложенным в проектно-технической документации, согласно паспортным данным на оборудование; данных о дате ввода в эксплуатацию; данных по проверке сроков государственной метрологической поверки контрольно-измерительных приборов узлов учета расхода газа; данных о неисправностях и проведенных ремонтах; сведений о режиме работы в процессе эксплуатации; сведений о принципиальной схеме ГРП. По результатам анализа составляется протокол, в котором отражается перечень проанализированной документации, перечень оборудования и элемен-

508

тов, их технические характеристики и параметры, режимы работы и условия эксплуатации, перечень повреждений и отказов, а также предложения по контролю функционирования и контролю технического состояния.

2. Контроль функционирования. Контроль функционирования проводится с целью получения данных о работоспособности оборудования ГРП (регулятора давления, предохранительных устройств, фильтра и т.п.), выявлении и предотвращении возможности возникновения отказов. Основными параметрами, определяющими техническое состояние ГРП при

контроле функционирования, являются: стабильность работы регулятора давления; пределы регулирования давления; пределы срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов; внутренняя герметичность предохранительного запорного клапана и регулятора давления. Контроль функционирования включает в себя проведение следующих работ: проверку плотности всех соединений, газопроводов и арматуры; проверку пределов регулирования давления и стабильности работы регулятора давления газа при изменении расхода; проверку пределов срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов; проверку плотности закрытия предохранительного запорного клапана и рабочего клапана регулятора давления (внутреннюю герметичность); проверку перепада давления на фильтре; проверку функционирования запорной арматуры. По результатам контроля функционирования оформляется протокол.

3. Контроль технического состояния.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Контроль технического состояния ГРП проводится с целью получения информации о реальном техническом состоянии, наличии повреждений и дефектов, выявлении причин и механизмов их возникновения и развития. Основными параметрами, определяющими техническое состояние оборудования ГРП при контроле технического состояния, являются: коррозионный и механический износ материалов; качество сварных соединений; прочность труб и оборудования; герметичность. Контроль технического состояния включает в себя: визуальный и измерительный контроль; неразрушающий контроль сварных соединений; замер толщины стенок (толщинометрию) газопроводов; проверку на прочность и герметичность. Техническое диагностирование ГРП проводится в соответствии с требованиями нормативно-технической документации [1, 2, 3, 4, 5]. Метод контроля (или сочетание различных методов) и соответствующие им методики выбираются организацией, проводящей техническое диагностирование, таким образом, чтобы обеспечить максимальную степень выявления недопустимых дефектов.

4. Анализ повреждений и парамет­ ров технического состояния. Анализ повреждений и параметров технического состояния проводится на основании данных, полученных на всех этапах технического диагностирования ГРП, и должен включать оценку основных параметров контроля функционирования и технического состояния на соответствие их требованиям нормативно-технической

документации органов государственного управления и надзора. Цель анализа – установление уровня повреждений и текущего технического состояния ГРП, что является необходимым для прогнозирования остаточного ресурса.

5. Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации. Дальнейшая безопасная эксплуатация ГРП возможна при полной укомплектованности и соответствии оборудования и приборов конструкторской (проектной) документации, при соответствии основных технических характеристик оборудования и приборов техническим условиям, при положительных результатах испытаний газопроводов и оборудования на прочность и герметичность. При обнаружении в процессе испытаний недопустимых дефектов и повреждений дальнейшая эксплуатация возможна только после проведения ремонтновосстановительных работ. Критериями предельного состояния ГРП являются невозможность восстановления определяющих параметров технического состояния ГРП или экономическая нецелесообразность ремонтновосстановительных работ. Остаточный срок службы ГРП определяется по результатам технического диагностирования с учетом утонения и других дефектов металла участков газопроводов и корпусов оборудования, случаев аварий или отказов на газопроводе и оборудовании ГРП, включая сварные соединения.

6. Оформление результатов диагностирования технического состояния.

На основании первичной документации о результатах технического диагностирования ГРП составляется заключение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с требованиями [3]. В заключении даются выводы о возможности дальнейшей эксплуатации ГРП, необходимости и сроках замены отдельных узлов или проведения внепланового ремонта, а также указаны необходимые мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию ГРП. Сведения о проведении технического диагностирования заносятся в паспорт газорегуляторного пункта. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 ноября 2013 года № 542).

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538).

4. РД 153-39.1-059-00 «Методика технического диагностирования газорегуляторных пунктов».

5. СП 62.13330.2011 «Свод правил. Газораспределительные системы».

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

509

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Вибродиагностический контроль при техническом диагностировании карьерных одноковшовых экскаваторов УДК: 620.17 Леонид ПОПОВ, генеральный директор ООО ИЦ «Оргтехдиагностика» (г. Воронеж)

Изложен один из аспектов безопасной эксплуатации технических устройств – контроль технического состояния механического оборудования экскаваторов с целью установления общего состояния механического оборудования и электрических машин карьерных одноковшовых экскаваторов и получения достоверной оценки надежности устройства. Ключевые слова: вибродиагностика, интенсивность вибрации, карьерный экскаватор, техническое диагностирование, техническое состояние.

Д

ля обеспечения промышленной безопасности объектов проводится диагностирование силовых агрегатов и конструкций с целью предупреждения преждевременного выхода из строя в результате разрушения. При открытом способе добычи полезных ископаемых основными выемочнопогрузочными машинами уже давно стали одноковшовые экскаваторы. Главными показателями технического уровня экскаваторов являются их производительность, надежность. Применяемые в настоящее время на многих карьерных экскаваторах высокооборотные электродвигатели обеспечивают необходимые суммарные моменты нагрузки, но при этом значительно увеличивают крайне нежелательные динамические нагрузки на рабочее оборудование и металлоконструкции экскаватора. Для получения объективной информации о фактическом техническом состоянии механического оборудования экскаваторов (машинного агрегата, механизмов напора и тяги, механизмов подъема и поворота и других механизмов), прогнозирования их надежности и долговечности проводится вибродиагностический контроль. Такой подход к измерениям при вибродиагностике обусловлен возможностью определения зарождающихся дефектов в работающем механизме по изменению параметра вибрации, что по-

510

зволит повысить достоверность диагностической информации и увеличить вероятность безотказной работы диагностируемого оборудования за счет более точной балансировки узлов, агрегатов, и в целом снизить вероятность отказа оборудования. Вибродиагностика механического оборудования экскаваторов проводится при его работе под нагрузкой в стационарном режиме (при отклонении параметров от номинальных значений не более чем на 10%), а также в режиме хо-

лостого хода для каждого привода в отдельности. Контроль параметров вибрации на рабочем месте машиниста экскаватора осуществляется во время проведения технического диагностирования или технического освидетельствования экскаватора и в процессе эксплуатации во время плановых обследований состояния механического оборудования. Экспертное обследование металлических конструкций оборудования карьерных одноковшовых экскаваторов проводится в соответствии с требованиями нормативно-технической документации [1, 2, 3, 4]. При вибродиагностическом контроле механического оборудования экскаваторов рекомендуется применять анализаторы с системой прогнозируемого обслуживания, которые состоят из измерительного преобразователя (датчика), усилительного преобразователя и показывающего прибора. Могут использоваться и другие аппаратурно-программные

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

комплексы, имеющие характеристики, отвечающие вышеперечисленным требованиям и основанные на измерении проекции вектора виброускорения на ось датчика. При проведении измерений перед назначением контрольных точек необходимо снять контурную характеристику для выявления наиболее информативных точек, в которых регистрируемый сигнал имеет наибольшую величину. Контрольные точки указываются на кинематической схеме составных частей и оборудования экскаватора и должны быть четко помечены на корпусе обследуемой машины, чтобы все измерения проводились в одном и том же месте для исключения различных интерпретаций и заключений. При этом следует задавать контрольные точки на корпусах вдали от ребер жесткости, а также местных концентраторов напряжений и деформаций, где происходит сильное искажение сигналов. Параметры механических колебаний при вибродиагностике механического оборудования должны измеряться на всех подшипниковых опорах в трех ортогональных направлениях: вертикальном, горизонтальном и осевом по отношению к геометрической оси вала механического оборудования. Для выявления дефектов электромагнитного происхождения рекомендуется проводить измерения механических колебаний в тангенциальном и радиальном направлениях на корпусе электрической машины. Вертикальная, горизонтальная и осевая компоненты вибрации должны измеряться на верхней части крышки подшипника, напротив середины подшипника на верхней крышке в непосредственной близости к горизонтальному разъему и

на верхней части крышки подшипника в непосредственной близости к горизонтальному разъему, соответственно. Параметры механических колебаний при контроле вибрации на рабочем месте машиниста экскаватора должны измеряться на сиденье, спинке сиденья, рычагах управления. При измерении вибрации агрегатов, работающих в установившемся режиме (с постоянной скоростью вращения вала), таких, как машинный агрегат, отсоединенные от редукторов электродвигатели, вентиляторы принудительного охлаждения, время осреднения результатов измерения каждой из компонент на каждой контрольной точке должно быть не менее 30 с. Измерения уровня вибрации агрегатов с переменной скоростью и направлением вращения необходимо проводить без нагрузки при скорости вращения вала не менее 75% максимальной, скорость вращения в процессе измерения не должна изменяться. Число отсчетов результата измерения среднего квадратичного значения виброскорости – не менее трех. При оценке интенсивности вибрации в качестве нормируемого параметра вибрации устанавливается среднее квадратичное значение виброскорости в рабочей полосе частот 10–1000 Гц. Если вибрационные процессы представлены сложными колебаниями в диапазоне от 2 до 10 Гц или от 1 до 10 кГц (шире, чем рекомендовано ISO 2372 и ГОСТ 10816-197), то вводится дополнительное условие по ограничению размаха колебаний и амплитуде виброускорения. Техническое состояние механического оборудования оценивается по наибольшему значению одной из измеренных компонент вибрации. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

При контроле интервалов и предельных значений интенсивности вибрации для оценки общего состояния механического оборудования и электрических машин одноковшовых экскаваторов используются справочные данные [4]. Фактические уровни вибрации на рабочем месте машиниста экскаватора не должны превышать допустимого уровня, регламентируемого санитарными нормами и правилами [4]. При превышении безопасных значений уровня вибрации на рабочем месте должны использоваться средства виброзащиты. Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ.

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности при ведении горных работ и переработке твердых полезных ископаемых». Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11 декабря 2013 года № 599.

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности». Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538.

4. РД 15-14-2008 «Методические рекомендации о порядке проведения экспертизы промышленной безопасности карьерных одноковшовых экскаваторов». Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 4 апреля 2008 года № 209.

511

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Обследование технического состояния стальных конструкций зданий и сооружений УДК: 69.059.14

Леонид ПОПОВ, генеральный директор ООО ИЦ «Оргтехдиагностика» (г. Воронеж)

Изложен один из аспектов безопасной эксплуатации зданий и сооружений – обследование технического состояния стальных конструкций с целью определения фактических значений контролируемых параметров металлоконструкций и получения достоверной оценки их надежности. Ключевые слова: здания и сооружения, стальные конструкции, экспертное обследование, техническое состояние.

О

бследование технического состояния здания (сооружения) – комплекс мероприятий по определению и оценке фактических значений контролируемых параметров, характеризующих работоспособность объекта обследования и определяющих возможность его дальнейшей эксплуатации, реконструкции или необходимость восстановления, усиления, ремонта. Техническое состояние стальных конструкций определяют на основе оценки следующих факторов: ■ наличие отклонений фактических размеров поперечных сечений стальных элементов от проектных; ■ наличие дефектов и механических повреждений; ■ состояние сварных, заклепочных и болтовых соединений; ■ степень и характер коррозии элементов и соединений; ■ прогибы и деформации; ■ прочностные характеристики стали; ■ наличие отклонений элементов от проектного положения. Экспертное обследование стальных конструкций зданий и сооружений проводится в соответствии с требования-

512

ми нормативно-технической документации [1, 2, 3, 4]. Определение геометрических параметров элементов конструкций и их сечений проводят непосредственными измерениями. Определение ширины и глубины раскрытия трещин проводят осмотром с использованием лупы или других оптических приборов. Признаками наличия трещин могут быть подтеки ржавчины, шелушение краски и др. Классификация и причины возникновения дефектов и повреждений в металлических конструкциях представлены в приложениях [4]. В первую очередь исследуют дефекты, потенциально приводящие к снижению несущей способности конструкций или к ненадежности и несовершенству общей пространственной схемы здания. При обследовании отдельных стальных конструкций учитывают их вид, особенности и условия эксплуатации. В производственных зданиях особое внимание уделяют стальным покрытиям, колоннам и связям по колоннам, подкрановым конструкциям; в прочих зданиях – состоянию узлов сопряжения главных и второстепенных балок с колоннами, состоянию стоек, связей

и других конструкций. При оценке коррозионных повреждений стальных конструкций определяют вид коррозии и ее качественные (плотность, структура, цвет, химический состав и др.) и количественные (площадь, глубина коррозионных язв, значение потери сечения, скорость коррозии и др.) характеристики, устанавливают источники агрессивного воздействия на конструкцию. Площадь коррозионных поражений с указанием зоны распространения выражают в процентах от площади поверхности конструкции. Толщину элементов, поврежденных коррозией, измеряют не менее чем в трех наиболее поврежденных коррозией сечениях по длине элемента. В каждом сечении проводят не менее трех измерений. Значение потери сечения элемента конструкции выражают в процентах от его начальной толщины, то есть толщины элемента, не поврежденного коррозией. Для приближенной оценки значения потери сечения измеряют толщину слоя окислов и принимают толщину поврежденного слоя, равной одной трети толщины слоя окислов. Обследование сварных швов включает в себя очистку от шлака и внешний осмотр в целях обнаружения трещин и других повреждений, а также определение длины шва и размера его катета. Скрытые дефекты в швах определяют в соответствии с ГОСТ 3242. Выявление внешних дефектов заклепочных и болтовых соединений производится путем их наружного осмотра с использованием мерительных инструментов и шаблонов. Неплотная затяжка болтов, дрожание и подвижность заклепок, неплотное заполнение отвер-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

стий телом заклепки и контроль натяжения болтов должны устанавливаться простукиванием молотком и тарировочным ключом. Физико-механические и химические характеристики стали конструкций определяют механическими испытаниями образцов, химическим и металлографическим анализом в соответствии с ГОСТ 7564, ГОСТ 1497, ГОСТ 22536.0 при отсутствии сертификатов, недостаточной или неполной информации, приводимой в сертификатах, обнаружении в конструкциях трещин или других дефектов и повреждений, а также, если указанная в проекте марка стали не соответствует нормативным требованиям по прочности. В процессе испытаний определяют следующие параметры: предел текучести, временное сопротивление, относительное удлинение, ударную вязкость стали для конструкций, которым по действующим нормам это необходимо. Образцы для испытаний отбирают из наименее ответственных и наименее нагруженных элементов конструкций. В техническом заключении, обобщающем результаты выполненных работ, отражают сведения, которые характеризуют стальные конструкции на основе проектных материалов с учетом их изменений, выполненных при строительстве или эксплуатации, оценку технического состояния стальных конструкций здания по результатам проведенного обследования с учетом современных нормативных требований, анализ причин образования дефектов и повреждений, рекомендации по обеспечению нормальной эксплуатации и целесообразности проведения работ по ремонту, усилению, замене. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538).

3. СП 13-102-2003 «Свод правил по проектированию и строительству. Правила обследования несущих строительных конструкций зданий и сооружений».

4. ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния».

Идентификация опасностей и анализ риска применения (использования) сосудов, работающих под избыточным давлением УДК: 006.88 Леонид ПОПОВ, генеральный директор ООО ИЦ «Оргтехдиагностика» (г. Воронеж)

Изложен один из аспектов безопасной эксплуатации технических устройств – идентификация опасностей и анализ риска применения (использования) сосудов, работающих под избыточным давлением, с целью обеспечения безопасности при разработке (проектировании), изготовлении, монтаже, вводе в эксплуатацию, эксплуатации, хранении, обслуживании, ремонте и утилизации сосудов. Ключевые слова: сосуд, идентификация опасностей, факторы риска, обеспечение безопасности.

Д

ля обеспечения безопасности сосудов, работающих под избыточным давлением, при проектировании идентифицируются виды опасности, характерные для данной конструкции. В результате идентификации выявляются источники опасности, определяются причины появления опасности, факторы риска и проводится оценка степени тяжести возможного ущерба. Виды опасности при анализе риска применения сосудов, работающих под избыточным давлением: ■ механическая опасность (ранение, раздавливание, опрокидывание, удар, падение); ■ пневматическая опасность (выброс рабочих сред под давлением); ■ термическая опасность (ожоги); ■ опасность пожара; ■ экологическая опасность. Факторами особой опасности при эксплуатации сосудов являются: ■ наличие давления среды во внутренней полости сосуда; ■ наличие во внутренней полости сосуда рабочей среды с высокой/низкой температурой; ■ наличие во внутренней полости сосуда взрывоопасной/пожароопасной среды;

■ потеря устойчивости сосуда; ■ статическое электричество; ■ работа персонала на высоте. Основными факторами, связанными с отказами сосудов и выходом рабочей среды, являются: ■ физический износ, механическое повреждение, брак при изготовлении (сварке). Механическое разрушение оборудования в результате усталостных явлений, физического износа, ошибок при изготовлении и ремонте может привести как к частичному, так и к полному разрушению оборудования и возникновению аварийной ситуации любого масштаба; ■ нарушение режима подачи продукта, превышение рабочего давления; ■ разгерметизация. При разгерметизации в начальный момент аварии участвует большое количество опасного вещества; ■ коррозия оборудования. Коррозионное разрушение оборудования чаще всего имеет локальный характер и не приводит к серьезным последствиям. При несвоевременной локализации может произойти развитие аварии. Факторами риска являются: ■ несоблюдение персоналом правил безопасности и охраны труда; ■ несоблюдение требований и правил

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

513

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

эксплуатации, указанных в эксплуатационной документации на сосуд; ■ эксплуатация сосуда, находящегося в неисправном состоянии; ■ эксплуатация изделия, достигшего предельного состояния по надежности; ■ эксплуатация сосуда не по назначению. Данный раздел публикации разработан в соответствии с требованиями нормативно-технической документации [1, 2, 3, 4, 5]. Для обеспечения безопасности сосуда на всех этапах его жизненного цикла необходимо предпринимать следующие действия: ■ устранять или уменьшать опасности в той степени, в которой это реально осуществимо; ■ предусмотреть меры защиты от опасностей, которых нельзя избежать; ■ внести в эксплуатационную документацию сведения об остаточных опасностях использования изделия с указанием соответствующих мер защиты. При проектировании и изготовлении сосудов, работающих под избыточным давлением, необходимо учитывать следующие факторы, обеспечивающие безопасность конструкции: ■ выбор типа и конструкции сосуда с учетом его функционального назначения, условий эксплуатации и обеспечения установленных запасов прочности изделия; ■ обеспечение достаточной механической прочности;

514

■ обеспечение герметичности корпуса, узлов и соединений; ■ обеспечение механической безопасности на поверхности оборудования; ■ обеспечение надежности крепления элементов оборудования; ■ обеспечение устойчивости; ■ обеспечение защиты от статического электричества; ■ применение в составе сосуда приборов контроля и предохранительных устройств; ■ обеспечение ремонтопригодности и удобства проведения обслуживания сосуда; ■ применение материалов для изготовления, выбранных с учетом параметров и условий эксплуатации, необходимых запасов прочности, свойств рабочих сред и не представляющих опасность для жизни, здоровья людей и окружающей среды; ■ обеспечение антикоррозионной защиты; ■ разработка эксплуатационной документации, включающей требования безопасности при транспортировании, хранении, монтаже, вводе в эксплуатацию, эксплуатации, обслуживании, ремонте и утилизации; ■ соблюдение технологического регламента производства, изготовление сосуда в соответствии с требованиями технологического процесса, конструкторской документации и нормативных документов; ■ проведение всей совокупности испы-

таний, подтверждающих требуемые характеристики и качество изделия, а также проведение входного контроля. При правильных действиях персонала вероятность возникновения опасных ситуаций сводится к минимуму. Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ.

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением». Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 25 марта 2014 года № 116.

3. Технический регламент Таможенного союза ТР ТС 032/2013 «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением».

4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие требования к обоснованию безопасности опасного производственного объекта». Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 июля 2013 года № 306.

5. РД 03-418-01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов».

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Экспертиза вспомогательных объектов УДК: 621.18 Мирослава КОТЛЯР, кандидат технических наук, доцент кафедры ТВТ КГЭУ Ирек МИНХАИРОВ, генеральный директор ООО «Мир эксперт» Игорь МАНОХИН, инженер-эксперт ООО «Энерго-Сервис» Олег СЕНИК, инженер-эксперт ООО «Энерго-Сервис» Наталья МЕЛЬНИКОВА, инженер-эксперт ООО «Энерго-Сервис»

Одним из наиболее значимых этапов в обеспечении безопасности и жизнеспособности производственного объекта является экспертиза его промышленной безопасности. Это связано с тем, что в процессе экспертизы должны быть выявлены все возможные виды опасных факторов и их сочетаний на всех этапах функционирования производственного объекта. Ключевые слова: здания котельных, вспомогательные сооружения, складские помещения.

О

пасный производственный объект – предприятие или его цех, участок, площадка и иные производственные объекты, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества. Признаки опасности объекта – один или несколько признаков, при наличии которых объект относится к категории опасных производственных объектов. Статья 13 Федерального закона № 116 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» регламентирует проведение следующих видов экспертиз: ■ экспертиза промышленной безопасности зданий и сооружений на опасном производственном объекте, ■ экспертиза промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, ■ экспертиза промышленной безопасности проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта, ■ экспертиза промышленной без-

опасности иных документов, связанных с эксплуатацией опасного производственного объекта. Экспертиза проводится экспертной организацией, имеющей лицензию Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзора) на проведение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с действующим законодательством. Экспертиза промышленной безопасности – это оценка соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям. Необходимо учитывать, что, при проведении экспертизы опасного производственного объекта зданий котельных, зачастую приходится выполнять экспертизу промышленной безопасности пристроек, складских помещений, административных зданий и прочих строительных сооружений, находящихся на территории котельной. В данное время Ростехнадзором обновляется нормативная база по данному направлению, чтобы современнее и шире рассматривать механизмы регулирования экспертизы и эксплуатации таких объектов. Необходимо учитывать, что при проведении экспертизы опасного произТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

водственного объекта зданий котельных, зачастую приходится выполнять экспертизу промышленной безопасности пристроек, складских помещений, административных зданий и прочих строительных сооружений, находящихся на территории котельной. Указанные строительные сооружения непосредственно не применяются в процессе эксплуатации котельного оборудования. Хотелось бы отметить, что в настоящее время отсутствуют требования к порядку проведения экспертизы вспомогательных сооружений на территории опасного производственного объекта. Вследствие этого может снизиться качество экспертизы основного объекта промышленной безопасности и, соответственно, дальнейшей эксплуатации опасного производственного объекта. В связи с этим всю ответственность за дальнейшую безопасную эксплуатацию, включая экспертизу так называемых вспомогательных объектов, приходится брать на себя экспертам промышленной безопасности в течение срока, указанного в заключении экспертизы промышленной безопасности. Можно считать, что вся ответственность за качество экспертизы возложена на экспертов и на экспертную организацию, имеющую лицензию Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору. Резюмируя вышесказанное, следует отметить, что необходимы разработки и усовершенствования в данной области, которые позволят экспертам промышленной безопасности значительно повысить безопасность эксплуатации зданий и сооружений в Российской Федерации. Литература 1. Федерального закона № 116 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния».

515

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Техническое диагностирование стального резервуара Программа технического диагностирования резервуара стального горизонтального РГС-61, предназначенного для хранения нефтепродуктов Константин ВДОВИНЫХ, ведущий эксперт ООО «Фирма Техцентр» Алексей ХАРИН, эксперт ООО «Фирма Техцентр» Константин ОЗЕРОВ, заместитель директора по технической части, ведущий эксперт ООО «Энерготеплохим» Евгений МИШУХИН, главный инженер ООО «Научно-технический центр «Анализ и экспертиза» Александр ВАСЕЦКИЙ, заместитель генерального директора по ЭПБ объектов нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности ООО ИЦ «ЭДО»

Настоящая программа определяет содержание и порядок проведения работ по неразрушающему контролю металла и сварных швов резервуара стального горизонтального РГС-61 объемом 61 м3, предназначенного для хранения нефтепродуктов. Ключевые слова: техническое состояние, техническое диагностирование, резервуар.

П

рограмма разработана с учетом требований Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116 [1]; Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538 [2]. Резервуар стальной горизонтальный РГС-61 объемом 61 м3 предназначен для хранения нефтепродуктов (дизельное топливо). Процедура диагностирования технического состояния резервуара предусматривает выполнение следующих мероприятий.

1. Анализ эксплуатационно-технической документации: ■ паспорт технического устройства; ■ эксплуатационные документы, содержащие методику проведения кон-

516

трольных испытаний (проверок) этого устройства и его основных узлов, ресурс и срок эксплуатации, порядок, объем, сроки технического обслуживания, ремонта и диагностирования; ■ сертификаты утверждения типа средств измерения; ■ акты испытаний, проводимых в процессе эксплуатации технического устройства; ■ акты, отчеты о выполненных работах при проведении капитальных ремонтов и реконструкции технического устройства; ■ комплект чертежей с указанием основных технических решений и всех изменений, внесенных при производстве работ, и отметок о согласовании этих изменений с проектной организацией, разработавшей проект технического устройства, а также организацииизготовителя; ■ проектные данные, устанавливающие технологические параметры эксплуатации технического устройства, оснащения его средствами контроля и безо-

пасности, автоматического регулирования технологических параметров; ■ акты расследования аварий и инцидентов, связанных с эксплуатацией технического устройства; ■ документы, отражающие фактические технологические параметры работы оборудования (технологический регламент на производство продукции, паспорт технического устройства); ■ заключения ранее проводимых технических диагностирований данного технического устройства и сведения о выполнении рекомендаций, направленных на обеспечение его безопасной эксплуатации; ■ документы, подтверждающие сроки эксплуатации технического устройства, периодичность проведения диагностики и методики оценки его технического состояния. Ознакомление с конструктивными особенностями оборудования, его материальным исполнением, полнотой и результатами прочностного расчета его основных несущих элементов, определение ориентировочных значений отбраковочных толщин основных несущих элементов оборудования, результатами контроля оборудования после изготовления, проверку соответствия расчетных и эксплуатационных параметров, установление срока эксплуатации оборудования, анализ результатов технических освидетельствований, аварийных выходов из строя, характера и объема выполненных ремонтных работ.

2. Проверка наличия оборудования для безопасной эксплуатации резервуара.

3. Визуальный осмотр наружной поверхности обечаек и днищ с целью обнаружения трещин, коррозийных язв, выпучин, вмятин и других возможных поверхностных дефектов. При обнаружении недопустимых дефектов необходимо указать их расположение и размеры на прилагаемой к

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

протоколу визуального осмотра схеме или формуляре. Если повреждения (трещины, язвы и др.) концентрируются в определенных зонах, следует указать расположение и размеры этих зон на схеме.

4. При обнаружении смещений или увода (угловатости) кромок стыкуемых элементов в сварных соединениях, необходимо измерить максимальные значения параметров смещения или увода и указать их в протоколе.

5. Обнаруженные вмятины или выпучины необходимо измерить и указать их размеры и расположение на схеме или формуляре; при этом глубина вмятины (выпучины) отсчитывается от образующей (или направляющей) недеформированного сосуда. Если наибольший размер вмятины (выпучины) не превышает 20 S, (где S – номинальная толщина стенки элемента) и не превышает 200 мм, то достаточно измерить глубину вмятины (выпучины) только в точке максимального прогиба с привязкой этой точки к границам вмятины. Если максимальный размер вмятины (выпучины) более 200 мм или превышает 20 S, то необходимо измерить ее глубину в нескольких точках. В качестве таких точек следует принять узловые точки сетки, ячейки которой не превышают 5S 5S, но не более 50 50 мм и результаты измерений представить в виде таблицы; при этом одна из узловых точек сетки должна быть совмещена с центром вмятины (выпучины), где ее глубина является максимальной. При наличии плоского участка вмятины или выпучины необходимо измерить его и указать на той же схеме или в формуляре.

6. Ультразвуковой контроль (УЗК) стыковых сварных соединений обечаек и днищ. Для сосуда УЗК продольных и поперечных швов выполняют в объеме 25% их длины, включая участки пересечения продольных и поперечных сварных швов на длине не менее 200 мм в каждую сторону от точек пересечения.

7. Магнитопорошковая дефектоскопия не менее двух участков 100 100 мм на обечайке и одного участка на днищах. Исследуемые участки контроля выбираются по результатам визуального осмотра. Обязательному контролю методом МПД подлежит поверхность обнаруженных вмятин или выпучин, а также всех сомнительных по результатам визуального осмотра участков поверхности сосуда, включая места ремонтных (в том числе заводских) заварок.

8. Магнитопорошковая дефектоскопия участков наружной поверхности вокруг

При обнаружении недопустимых дефектов необходимо указать их расположение и размеры на прилагаемой к протоколу визуального осмотра схеме или формуляре. Если повреждения (трещины, язвы и др.) концентрируются в определенных зонах, следует указать расположение и размеры этих зон на схеме отверстий диаметром 100 мм – по всей окружности отверстия с шириной контролируемой зоны не менее 50 мм.

9. Измерение ультразвуковым методом (УТ) толщины стенки в местах выборок обнаруженных ранее дефектов и в местах повышенного коррозионного или эрозионного износа стенки. Участки контроля определяются по результатам визуального осмотра и должны быть указаны на прилагаемой к протоколу измерения схеме или формуляре.

10. Измерение УТ толщины стенки обечаек, днищ и патрубков сосуда. Контроль проводят с внутренней стороны поверхности корпуса. Измерения ведутся по четырем образующим обечайки и четырем радиусам днища через ~ 90 по окружности элемента. На каждой обечайке сосуда проводится не менее трех измерений по одной образующей. На днищах проводится не менее трех измерений на каждом из четырех радиусов. В случае необходимости (например, при обнаружении зон с повышенным коррозионным поражением, расслоением металла, выпучин, вмятин и др.) количество точек измерения следует увеличить.

11. Измерение твердости металла обечайки и днищ сосуда переносным прибором (твердомером). Измерения проводят не менее чем в трех поперечных сечениях по высоте сосуда; при этом на каждую обечайку должно приходиться не менее одного контрольного сечения. В каждом контрольном сечении измерения проводятся не менее чем в трех точках. На днищах измерения выполняют по четырем радиусам через ~90 по окружности; на каждом радиусе должно быть не менее двух точек измерения твердости.

12. Обнаруженные при контроле трещины должны быть выбраны при помощи абразивного инструмента, а полнота выборки трещин проконтролирована методом МПД. Обнаруженные при визуальном осмотре коррозионные язвы или раковины глубиной не более 1,0 мм и максимальТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ной протяженностью не более и 0,25 D S допускается не выбирать. Допускается оставлять без выборки скопления коррозионных язв глубиной не более 1,0 мм и продольные цепочки язв глубиной не более 0,5 мм при максимальной протяженности скопления или цепочки не более 2 D S. Коррозионные повреждения большей глубины или (и) протяженности необходимо зашлифовать с плавным округлением краев выборок и затем проконтролировать на отсутствие трещин методом МПД по всей поверхности выборок.

13. Выборки дефектов глубиной не более 2,0 мм и протяженностью не более 0,25 D S допускается не заваривать. Необходимость заварки выборок, превышающих указанные размеры, определяется по результатам расчета на прочность сосуда с выборками.

14. Поверочный расчет на прочность и расчет остаточного ресурса.

15. При положительных результатах технического диагностирования или после устранения обнаруженных при техническом диагностировании дефектов следует выполнить гидравлическое испытание, согласно РУА-93 [3].

16. Обработка, анализ и обобщение результатов технического диагностирования по отчетной документации и составление окончательного заключения о возможности эксплуатации сосуда. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. 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.

3. РУА-93 «Руководящие указания по эксплуатации и ремонту сосудов и аппаратов, работающих под давлением ниже 0.07 МПа (0.07 кгс/см2) и вакуумом».

517

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Техническое диагностирование трубопроводов

транспортировки паров углеводорода, флотореагента марки Т-66 и Т-92 Константин ВДОВИНЫХ, ведущий эксперт ООО «Фирма Техцентр» Алексей ХАРИН, эксперт ООО «Фирма Техцентр» Константин ОЗЕРОВ, заместитель директора по технической части, ведущий эксперт ООО «Энерготеплохим» Евгений МИШУХИН, главный инженер ООО «Научно-технический центр «Анализ и экспертиза» Александр ВАСЕЦКИЙ, заместитель генерального директора по ЭПБ объектов нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности ООО ИЦ «ЭДО»

Целью технического диагностирования трубопроводов для транспортировки паров углеводорода, флотореагента марки Т-66 и Т-92, является оценка соответствия объектов экспертизы предъявляемым требованиям в области промышленной безопасности и определение возможности и условий эксплуатации вновь смонтированных трубопроводов. Ключевые слова: техническое устройство, техническое диагностирование, трубопровод.

Э

кспертное обследование трубопроводов проводится в соответствии с требованиями следующих основных нормативных документов: ■ Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116 [1]; ■ Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538 [2]; ■ ГОСТ 32569-2013 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах» [3].

Этапы работ экспертного обследования 1. Анализ эксплуатационно-технической документации, конструктивных особен-

518

ностей и условий эксплуатации трубопровода.

2. Контроль неразрушающими методами дефектоскопии: ■ визуальный и измерительный контроль трубопровода при частично снятой изоляции проводился по ГОСТ 325692013 [3], РД 03-606-03[4]; ■ замер толщины стенок элементов трубопровода проводился по ГОСТ 2870290 [5]; ■ проверка качества сварных соединений трубопровода проводилась в соответствии с ГОСТ 14782-86 [6]; ■ цветная дефектоскопия проводилась по РД 13-06-2006 [7].

3. Расчет на прочность. Проводился в соответствии с СА 03-005-07 [8].

4. Гидроиспытание.

Результаты экспертного обследования Согласно представленным материалам, конструкция, материалы и изготовление трубопровода удовлетворяют требованиям ГОСТа 32569-2013 [3].

Трубопровод «Транспортировка паров углеводородов» Условия эксплуатации – расчетное давление – 0,2 кгс/см2. Исходя из результатов анализа технической документации, результатов визуально-измерительного контроля следует, что проведение металлографического контроля основных элементов трубопровода не требуется. Оценка результатов технического диагностирования произведена в соответствии с нормативными характеристиками ГОСТ 32569-2013 [3]. При визуально-измерительном контроле недопустимых дефектов типа трещин, выпучин и вмятин не обнаружено. На основании результатов ультразвуковой толщинометрии установлено, что толщина стенок основных элементов трубопровода соответствует проекту, а также больше расчетных величин, обеспечивающих условия прочности. Ультразвуковой дефектоскопии были подвергнуты 16 сварных швов. Недопустимых дефектов не обнаружено. Цветной дефектоскопии были подвергнуты 24 сварных шва. Дефектов не обнаружено. Трубопровод «Транспортировка флотореагента марки Т-66» Условия эксплуатации – расчетное давление – 10,0 кгс/см2. Исходя из результатов анализа технической документации, результатов визуально-измерительного контроля следует, что проведение металлографического контроля основных элементов трубопровода не требуется. Оценка результатов технического диагностирования произведена в соответствии с нормативными характеристиками ГОСТ 32569-2013 [3]. При визуально-измерительном контроле недопустимых дефектов типа трещин, выпучин и вмятин не обнаружено. По результатам ультразвуковой толщинометрии установлено, что толщи-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

на стенок основных элементов трубопровода соответствует проекту, а также больше расчетных величин, обеспечивающих условия прочности. Ультразвуковому контролю были подвергнуты 26 сварных швов. Недопустимых дефектов не обнаружено. Цветной дефектоскопии были подвергнуты 26 сварных швов. Дефектов не обнаружено. Трубопровод «Транспортировка флотореагента марки Т-92» Условия эксплуатации – расчетное давление – 5,4 кгс/см2. Исходя из результатов анализа технической документации, результатов визуально-измерительного контроля следует, что проведение металлографического контроля основных элементов трубопровода не требуется. Оценка результатов технического диагностирования произведена в соответствии с нормативными характеристиками ГОСТ 32569-2013 [3]. При визуально-измерительном контроле недопустимых дефектов типа трещин, выпучин и вмятин не обнаружено. Толщина стенок основных элементов трубопровода соответствует проекту, а также больше расчетных величин, обеспечивающих условия прочности. Ультразвуковому контролю были подвергнуты 18 сварных швов. Недопустимых дефектов не обнаружено. Цветной дефектоскопии были подвергнуты 18 сварных швов. Дефектов не обнаружено. Расчет на прочность проводился в соответствии с СА 03-005-07 [8].

Гидроиспытание трубопровода Проведено гидравлическое испытание трубопроводов по участкам пробным давлением при соблюдении следующих требований: температура воды – 2510 °С; время равномерного подъема давления до достижения пробного равно 40 минутам; время выдержки под пробным давлением – не менее 10 минут. Осмотр трубопроводов производился при проектном давлении. При гидравлическом испытании установлено следующее: падения давления, остаточных деформаций, трещин или признаков разрыва, течи в сварных и разъемных соединениях и в основном металле не обнаружено (см. Акты гидравлического испытания). В результате экспертного обследования установлено: ■ конструкция, материалы и изготовление трубопровода удовлетворяют тре-

Таблица 1 № п.п.

Наименование трубопровода

1

Разрешенные параметры Темп., °С

Давл., МПа

Срок эксплуатации

Транспортировка паров углеводородов

+20

0,02

20 лет

2

Транспортировка флотореагента марки Т-66

+20

1,0

20 лет

3

Транспортировка флотореагента марки Т-92

+20

0,54

20 лет

бованиям ГОСТ 32569-2013 [3]; ■ толщина элементов трубопровода больше расчетных величин, обеспечивающих условие прочности; ■ результаты УК сварных швов положительные; ■ результаты ЦД сварных швов положительные; ■ результаты расчета на прочность положительные; ■ результаты гидроиспытания трубопровода положительные. На основании вышеизложенного установлено, что объекты экспертизы соответствуют требованиям промышленной безопасности. Рабочие параметры трубопроводов, приведены в таблице 1. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

денные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538.

3. ГОСТ 32569-2013 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах».

4. РД 03-606-03 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю».

5. ГОСТ 28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования.

6. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

7. РД-13-06-2006 «Методические рекомендации о порядке проведения капиллярного контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах».

8. СА 03-005-07 Технологические трубопроводы нефтеперерабатывающей, неф­ техимической и химической промышленности. Требования к устройству и эксплуатации.

519

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Дефекты дымовых труб Дефекты и повреждения дымовых промышленных труб, выявляемые при экспертизе промышленной безопасности УДК: 697.8.004.58 Виктория ЧЕРВАКОВА, заместитель генерального директора ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Илья ГОЛОВИЗИН, главный инженер ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Андрей АНДРЕЕВ, начальник отдела ЭПБ ПД и ЗС ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Юлия КИСЛИЦЫНА, ведущий инженер отдела ЭПБ ПД и ЗС ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Александр РЫБАКОВ, начальник отдела ЭПБ ГПМ ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Константин БРУСЕНКИН, ведущий инженер отдела ЭПБ ТУ ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта)

В статье рассматриваются характерные дефекты и повреждения, на которые стоит обратить внимание при проведении экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) дымовых промышленных труб. Ключевые слова: дымовая труба, дефект, повреждение, экспертиза промышленной безопасности.

З

акон о промышленной безопасности [1] обязывает организации, эксплуатирующие промышленные дымовые трубы, проводить ЭПБ. Обследования дымовых промышленных труб являются составной частью проведения ЭПБ [2], в рамках которых экспертами в области промышленной безопасности выявляются дефекты и повреждения. При проведении ЭПБ экспертам приходится сталкиваться с рядом проблем: ■ сроки проведения экспертизы дымовых промышленных труб и устранения выявленных дефектов и повреждений. Основываясь на опыте оценки технического состояния дымовых промышленных труб, через 10 лет эксплуатации около 50% труб нуждаются в поддерживающем ремонте, а через 20 лет почти 50% труб нуждаются в капитальном ремонте (рис. 1); ■ ведение документации, необходимой для проведения экспертизы. Документация должна содержать чертежи, в которых отражены все изменения, произведенные в процессе строительства или реконструкции, журналы производства работ; сертификаты и паспорта на использованные при строительстве материалы и конструкции, акты контрольной проверки прочности примененных материалов, акты проверки геодезических параметров ствола трубы, акты на скрытые

520

работы, акты на сушку и разогрев ствола, данные о строительно-монтажной организации и квалификации специалистов. На практике зачастую отсутствует проектная, исполнительная и эксплуатационная документация; ■ контроль режимов эксплуатации трубы. Эксплуатирующая организация обязана проводить проверку соответствия фактического температурно-влажностного режима, объема и состава отводимых трубой газов проектным требованиям. Должны производиться замеры фактического объема, температуры, состава отводимых газов при максимальном и минимальном режиме работы подключенных к трубе агрегатов. При несоблюдении этих параметров будет происходить ускоренное разрушение конструкций трубы. Без этих данных невозможно производить расчеты кирпичных и железобетонных труб и принимать обоснованные решения по их ремонту, давать рекомендации по эксплуатации трубы. Но на большинстве труб такой контроль не проводится, хотя там предусмотрена установка системы контрольно-измерительных приборов. Часто отсутствует контроль над соблюдением режима сушки и разогрева ствола трубы при пуске тепловых агрегатов после их остановки; ■ установка на трубы антенно-фидерных устройств систем мобильной связи. Ан-

тенны сотовой связи обычно располагаются в районе оголовка или на светофорных площадках. Оголовки труб и светофорные площадки, в связи со спецификой работы трубы, наиболее часто подвергаются разрушению и приходят в аварийное состояние; ■ проблемы, возникающие при ремонте дымовых промышленных труб. Проводимые на практике ремонты часто бывают некачественными, а иногда приводят к аварийным ситуациям; ■ эксплуатация систем молниезащиты и светоограждения трубы. Промышленные трубы должны иметь усиленную систему молниезащиты. После ряда инцидентов и аварий, связанных с ударами молнии в трубы, в проектной документации на трубы было увеличено количество молниеприемников и токоотводов с самостоятельными контурами заземления; ■ проведение осмотров дымовых промышленных труб. При проведении экспертизы большое значение имеет информация, получаемая из материалов осмотров труб лицами, ответственными за их эксплуатацию. ЭПБ позволяет понять последовательность появления и динамику развития дефектов и повреждений. Характеристики выявляемых дефектов и повреждений всех типов дымо-

Рис. 1. Общий вид дымовой промышленной трубы, имеющей участки износа и разрушения

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 2. Подтопление подземного газохода

вых и вентиляционных труб с указанием вероятной причины возникновения дефекта или повреждения, метода выявления, причины возникновения, категории опасности и мероприятий по предотвращению дальнейшего развития дефекта (повреждения) и его устранению установлены в методических указаниях по обследованию дымовых и вентиляционных труб [3]. Выявляемые дефекты и повреждения конструкций промышленных труб подразделяются на три категории по следующим признакам [3]: «А» – дефекты и повреждения основных несущих конструкций труб, представляющие непосредственную опасность их разрушения; «Б» – дефекты и повреждения труб, не представляющие при их обнаружении непосредственной опасности разрушения их несущих конструкций, но способные в дальнейшем вызвать повреждения других элементов и узлов или при развитии повреждения – перейти в категорию «А»; «В» – дефекты и повреждения локального характера, которые при последующем развитии не могут оказать влияния на основные несущие конструкции труб. Ниже приведены наиболее распространенные опасные дефекты, на которые эксперты должны обращать внимание при осмотрах: ■ крен ствола. Наиболее опасен крен для кирпичных труб; ■ осадки фундамента. Опасный дефект, если имеется динамика его развития, и трудно устранимый. Надо обращать внимание на состояние отмостки (отрыв от трубы, провалы) и узлы стыковки газоходов со стволом трубы; ■ наличие подтопления фундамента или газоходов на кирпичных и железобетонных трубах (рисунок 2). Необходимо как можно быстрее удалить воду, так как это приводит к быстрому разрушению конструкций, к осадкам и крену ствола; ■ плотность примыкания газоходов к стволу. Часто наблюдаются подсосы воз-

духа в этих примыканиях, что приводит к быстрому разрушению примыкающих боровов и участков стволов в месте врезки. Надо обращать внимание также на заделку монтажных и смотровых проемов в стволе; ■ состояние перекрытия внутри трубы: работоспособность системы сбора и отвода конденсата, наличие трубопровода отвода конденсата за пределы фундамента в канализацию. Состояние гидро– и теплоизоляции перекрытия; ■ наличие горизонтальных трещин на кирпичных трубах. Особенно опасны сквозные трещины; ■ наличие вертикальных трещин на кирпичных трубах. Если появляются такие трещин, необходимо проверить состояние и плотность прилегания стяжных колец к стволу, их шаг, коррозию металла колец; ■ состояние оголовка трубы, появление выпавших кирпичей на верхней светофорной площадке; ■ потеки конденсата, которые особенно хорошо заметны зимой. Они свидетельствуют о повреждении футеровки ствола; ■ обрушение участков футеровки. Данный дефект можно спрогнозировать по наличию боя кирпичей на перекрытии в трубе или в поде ствола; ■ наличие обнаженной арматуры на стволе железобетонной трубы. Основными причинами разрушений дымовых промышленных труб, образования дефектов и повреждений являются: ■ атмосферные воздействия. Воздействия, связанные с различными видами физико-химических воздействий, источниками которых являются осадки (дождь, туман, роса, снег), твердые частицы (пыль, аэрозоль), газообразные компоненты, содержащиеся в воздухе, солнечное облучение, ветровое давление, суточные и периодические колебания температуры воздуха, его влажность; ■ коррозионная усталость. При длительном воздействии нагрузок (ветроТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

вая, температурная, колебательная, от собственной массы) в условиях агрессивных сред в ограждающих конструкциях происходит понижение предела выносливости – возникает так называемая коррозионная усталость материала, критерием которой является снижение его несущей способности; ■ коррозионные воздействия отходящих дымовых газов. Негативное влияние воздействия отходящих газов на стойкость конструкций дымовых труб проявляется в виде сульфатной коррозии, фильтрации влаги на наружную поверхность ствола, эрозии внутренней поверхности футеровки и температурных колебаний. Коррозионное воздействие дымовых газов зависит от их температуры, скорости, вида и состава используемого топлива, а также режима работы; ■ температурные воздействия. При температурных перепадах, вызываемых как отдельными источниками, так и в большинстве случаев их совокупностью, в стволе и футеровке возникают серьезные термические напряжения, приводящие к значительным усилиям растяжения с холодной стороны конструкции и сжатия с горячей; ■ повреждения дымовых труб, формируемые при их строительстве. Для кирпичных дымовых труб основное влияние на стойкость конструкций имеет качество глиняного кирпича, из которого выполнено подавляющее большинство их стволов (имеются стволы из кислотоупорного кирпича). При попадании даже небольшого количества пережженного, трещиноватого или низкомарочного кирпича с малой морозостойкостью уже через несколько лет службы должны появиться местные разрушения. Проведение ЭПБ обеспечивает надежную и безопасную эксплуатацию дымовых промышленных труб. В статье приведен обзор наиболее распространенных опасных дефектов дымовых промышленных труб, выявляемых при проведении ЭПБ. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538).

3. РД 03-610-03 «Методические указания по обследованию дымовых и вентиляционных промышленных труб».

521

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Проблемы оформления и оценки испытаний грузоподъемных кранов при использовании действующих нормативных документов УДК: 621.86 Виктория ЧЕРВАКОВА, заместитель генерального директора ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Илья ГОЛОВИЗИН, главный инженер ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Андрей АНДРЕЕВ, начальник отдела ЭПБ ПД и ЗС ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Юлия КИСЛИЦЫНА, ведущий инженер отдела ЭПБ ПД и ЗС ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Александр РЫБАКОВ, начальник отдела ЭПБ ГПМ ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Константин БРУСЕНКИН, ведущий инженер отдела ЭПБ ТУ ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта)

Долговечность и надежность эксплуатации подъемных сооружений (ПС) является актуальной задачей. В статье рассматриваются проблемные вопросы при оформлении протокола испытаний ПС (грузоподъемных кранов). Ключевые слова: подъемное сооружение, грузоподъемный кран, испытание, упругий прогиб, протокол, экспертиза промышленной безопасности.

И

спытания ПС являются составной частью экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ), финальный штрих технического диагностирования объекта экспертизы (рис. 1) [1], подтверждение его работоспособности и соответствия паспортным данным. В соответствии с требованиями правил безопасности [2] испытания подразделяются на статические и динамические. Они должны выполняться в соответствии с указаниями, представленными в руководстве (инструкции) по эксплуатации ПС (при отсутствии этих указаний в соответствии с требованиями правил безопасности). При проведении статических и динамических испытаний ПС рекомендуется проводить замеры и фиксацию упругих деформаций конструкции в целях последующей оценки изменения упругих характеристик конструкции при ее эксплуатации. Технология проведения этих испытаний установлена в нормативных документах с достаточной конкретностью и

522

однозначностью. Однако, в каждом документе остается форма записи «Протокол испытаний ПС», которая также есть в действующем РД 10-112-1-04 [1], которым пользуются эксперты в области промышленной безопасности уже десяток лет. В РД 10-112-1-04 [1] приведена форма таблицы испытаний ПС, которую, во-первых, трудно прочитать однозначно: что относится к статическим испытаниям, а что к динамическим, во-вторых, задействован неоднозначный параметр «Величина допускаемого упругого прогиба, мм» (таблица

1). Кроме этого, РД 10-112-1-04 [1] содержит требование определить расчетное значение величины упругого прогиба. Методика расчета значения величины упругого прогиба также вызывает ряд вопросов.

Таблица 1. Информация об испытаниях ПС Наименование сборочной единицы

Масса испытательного груза при статических испытаниях, т

Масса испытательного груза при динамических испытаниях, т

Главный (вспомогательный) подъем

…

…

Местоположение параметра

Величины допускаемого упругого прогиба, мм

Величины фактического прогиба, мм

…

…

…

Упругие прогибы (пролетного строения) от статической нагрузки

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

В соответствии РД 10-112-6-03 [3] «… Результаты статических испытаний считаются положительными, если после испытаний не зафиксировано появления остаточных деформаций …». Методическим документом по обследованию кранов мостовых и козловых РД 10-112-5-97 [4], предписано «… Результаты статических испытаний считаются удовлетворительными, если статический прогиб пролетных балок во время испытаний не превысил расчетную величину упругого прогиба ...». Если для расчета значения величины упругого прогиба можно воспользоваться методикой, представленной в РД 10-112-6-03 [3], для чего требуется знать значение модуля упругости материала моста и рассчитать момент инерции поперечного сечения пролетного строения (моста и консолей), то при заполнении данных, приведенных в таблице 1, эксперты при составлении заключения ЭПБ заполняют ее без наличия необходимых данных, в результате записывая в графу «Величина допускаемого упругого прогиба» величину допустимой остаточной (пластической) деформации моста (консоли) из таблицы «Величины предельно допустимых остаточных деформаций металлоконструкций» тех же нормативных документов (Приложение 8 РД 10112-6-03 [3]). Для решения сложившейся ситуации предлагается внести изменения в ТР ТС 010/2011 «О безопасности машин и оборудования» [5], обязав производителей ПС приводить информацию, необходимую для определения расчетной величины упругого прогиба для ПС, а также включать информацию о величине допустимого упругого прогиба в паспорте ПС и (или) руководстве (инструкции) по эксплуатации ПС. В документах, поставляемых с ПС, такая информация отсутствует, и в результате эксперту в области промышленной безопасности практически невозможно обосновано сделать вывод о положительном результате испытания ПС. Литература 1. РД 10-112-1-04 «Рекомендации по экспертному обследованию грузоподъемных машин. Общие положения».

2. Федеральные нормы и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения» (утверждены приказом Рос­ технадзора от 12 ноября 2013 года № 533).

Рис. 1. Программа экспертного обследования ПС [1]

Программа экспертного обследования подъемного сооружения Подготовительный этап подбор нормативно-технической и справочной документации, требуемой для технической диагностики ПС; ознакомление с сертификатами (на канаты, крюки, металл, электроды и т.п.), с эксплуатационной, ремонтной, проектноконструкторской и другой документацией на данное ПС; подготовка выписок из паспорта ПС; составление карты осмотра ПС (при необходимости); проверка на соответствие справки о характере работы ПС; проверка условий и организации работ по подготовке места проведения экспертного обследования и испытаний ПС; подготовка технических средств и приборов для обследования; проведение инструктажа по технике безопасности членов комиссии. Рабочий этап обследование технического состояния металлоконструкций; обследование механического оборудования; обследование канатно-блочной системы; обследование гидро- и пневмооборудования; обследование электрооборудования; обследование приборов безопасности; обследование состояния крановых путей и тупиковых упоров, подтележечных путей; проведение геодезических замеров конструкции; взятие контрольных образцов из элементов металлоконструкций ПС для определения химического состава и механических свойств металла (при необходимости); расчет фактического режима работы ПС; проведение приборного контроля металлоконструкций и сварных соединений методами неразрушающего контроля (по решению комиссии); проведение испытаний (статических, динамических, специальных). Заключительный этап сбор и анализ результатов обследования; составление ведомости дефектов; оценка остаточного ресурса ПС (балльная система); оформление актов (визуально-измерительного контроля; проверки сопротивления изоляции и заземления; химического анализа и механических способностей металла; грузовых испытаний ПС) и др.; расчет фактического режима работы ПС; проверочные расчеты несущей способности элементов конструкции, крепежа, сварных соединений (при необходимости и согласовании с заказчиком); расчет остаточного ресурса ПС; оформление акта обследования; оформления заключения экспертного обследования (ЭПБ); передача заключения владельцу ПС для внесения в Реестр заключений.

3. РД 10-112-6-03 «Методические указания по обследованию специальных металлургических кранов».

4. РД 10-112-5-97 «Методические указания по обследованию грузоподъемных ма-

шин с истекшим сроком службы. Часть 5. Краны мостовые и козловые».

5. Технический регламент Таможенного союза ТР ТС – 010 – 2011 «О безопасности машин и оборудования».

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

523

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Оценка остаточного ресурса подъемников (вышек) с истекшим сроком службы УДК: 621.87 Виктория ЧЕРВАКОВА, заместитель генерального директора ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Илья ГОЛОВИЗИН, главный инженер ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Андрей АНДРЕЕВ, начальник отдела ЭПБ ПД и ЗС ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Юлия КИСЛИЦЫНА, ведущий инженер отдела ЭПБ ПД и ЗС ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Александр РЫБАКОВ, начальник отдела ЭПБ ГПМ ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта) Константин БРУСЕНКИН, ведущий инженер отдела ЭПБ ТУ ООО «РОСТЕХКОНТРОЛЬ» (г. Ухта)

В статье приведено описание методик оценки остаточного ресурса подъемных сооружений (грузоподъемных кранов), а также даны рекомендации по оценке остаточного ресурса подъемников (вышек). Ключевые слова: подъемное сооружение, грузоподъемный кран, методика, остаточный ресурс, экспертиза промышленной безопасности.

О

ценка остаточного ресурса технических устройств на опасных производственных объектах (ОПО) является составной частью экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ). Правилами безопасности ОПО, на которых используются подъемные сооружения (ПС) [1], установлено, что в соответствии с Федеральным законом 116-ФЗ [2], если Техническим регламентом ТС 010/2011 [3] не установлена иная форма оценки соответствия ПС обязательным требованиям к такому ПС, оно подлежит ЭПБ: а) до начала применения на ОПО ПС, изготовленных для собственных нужд; б) по истечении срока службы или превышении количества циклов нагрузки такого ПС, установленных производителем; в) при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого ПС, если фактический срок его службы превышает 20 лет; г) после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала несущих элементов такого ПС, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на опасном произ-

524

водственном объекте, в результате которых было повреждено такое ПС. Однако, не на все виды ПС разработаны конкретные методики расчета остаточного ресурса. На ПС распространяются только два общепринятых методических документа по остаточному ресурсу: РД 10-112-2-09 [4] на краны стреловые общего назначения и краны-манипуляторы грузоподъемные и РД 24-112-5Р [5] на краны мостового типа. В статье под термином «остаточный ресурс» понимается суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние [9]. Согласно Правилам [1], состояние предельное – это неработоспособное состояние объекта (ПС), при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно. Исходными данными для определения остаточного ресурса, согласно РД 10-1121-04 [8], являются: ■ результаты обследования ПС; ■ данные, характеризующие использование ПС за весь срок его эксплуата-

ции (число циклов, распределение транспортируемых грузов по массам, степень агрессивности среды); ■ данные о химическом составе и механических свойствах металла расчетных элементов металлических конструкций в момент выполнения оценки остаточного ресурса; ■ данные о геометрии расчетных элементов металлической конструкции с учетом фактической коррозии, ремонтов, реконструкций; ■ руководящие документы и стандарты по оценке остаточного ресурса, по расчету металлических конструкций данного типа, в том числе на усталостную прочность (при наличии); ■ результаты тензометрирования и методов неразрушающего контроля оцениваемых металлических конструкций (при необходимости); ■ расчет металлической конструкции на прочность и сопротивление усталостным разрушениям. Методики оценки остаточного ресурса для ПС в методических рекомендациях [4, 5] основаны на расчете календарного остаточного ресурса крана по наработке, исходя из интенсивности и количества нагружения в сравнении с предельными величинами, заданными заводами изготовителями, так называемой группой классификации крана по режиму работы. Однако, для некоторых ПС не существует такой классификации в принципе, например, для подъемников (вышек) для работы людей с подъемной люльки и кранов-трубоукладчиков. Ряд методических указаний, устанавливающих общие требования к периодичности организации и методам обследования ПС, в принципе не содержат предложений по способам расчета их остаточного ресурса. К таким документам следует отнести методические указания РД 10-112-97 [6] (распространяется на подъемники и автовышки) и РД СеМаК-001-98 [7] (распространяется на краны-трубоукладчики).

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

В таких случаях некоторые экспертные организации разрабатывают группу классификации, опираясь на экспертный опыт. В тоже время, в большой номенклатуре технических устройств общепринято вести расчет остаточного ресурса по коррозионно-эрозионному износу элементов металлоконструкций машин. Этот метод вполне пригоден применительно к ПС. Ниже приведен простой, но достаточный вариант расчета остаточного ресурса подъемников (вышек) на основе коррозионного износа и сравнения их величин с предельно допустимой величиной, которая составляет 10% от номинальной толщины изделия согласно всем нормативным документам. Замеры для расчета проводятся на наиболее важных и наиболее подверженных коррозии элементах металлоконструкций подъемников: звеньях стрелы и аутригерах, причем в зонах нижнего пояса и прилегающих к ним нижних участков боковых (вертикальных) поясов. Наиболее значимыми являются звенья стрелы, как наиболее тонкие элементы, их типовая толщина 3–4 мм. Остаточный ресурс металлоконструкций, подвергающихся действию коррозии, определяется по формуле (1): Tk = (Sф – Sр) / а (1) Где Tk, – остаточный ресурс металлоконструкций, лет; Sф – фактическая минимальная толщина стенки элемента, мм;

Sр – расчетная (минимально допустимая) толщина стенки элемента, мм; а – скорость равномерной коррозии, мм/год. Скорость равномерной коррозии определяется на основании результатов измерения контролируемого параметра Sф (t1), полученных при рассматриваемом диагностировании, по формуле (2): а = (Sн + C0 – Sф) / t1 (2) где Sн – номинальная толщина стенки элемента, мм; C0 – плюсовой допуск на толщину стенки проката, мм; t1 – время от момента начала эксплуатации до момента обследования, лет. Рассчитанный календарный остаточный ресурс для подъемника является ориентировочным, для оценки возможной дальнейшей эксплуатации подъемника до следующего обследования, который не должен превышать максимально разрешенного срока службы, согласно Приложению 2 РД 10-112-1-04 [8]. Аналогичный метод приемлем для расчета остаточного ресурса металлоконструкций кранов-трубоукладчиков, при этом также следует оценивать скорость коррозии нижней наружной части стрелы кранов-трубоукладчиков. Литература 1. Федеральные нормы и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используют-

ся подъемные сооружения» (утверждены приказом Ростехнадзора от 12 ноября 2013 года № 533).

2. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

3. Технический регламент Таможенного союза ТР ТС-010-2011 «О безопасности машин и оборудования».

4. РД 10-112-2-09 «Методические рекомендации по экспертному обследованию грузоподъемных машин. Часть 2. Краны стреловые общего назначения и краныманипуляторы грузоподъемные».

5. РД 24-112-5Р «Руководящий документ по оценке остаточного ресурса кранов мостового типа».

6. РД 10-112-97 «Методические указания по проведению обследования технического состояния подъемников (вышек) с истекшим сроком службы с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации. Часть 9. Подъемники и автовышки».

7. РД СеМаК-001-98 «Методические указания по комплексному обследованию кранов-трубоукладчиков с истекшим сроком службы».

8. РД 10-112-1-04 «Рекомендации по экспертному обследованию грузоподъемных машин. Общие положения».

9. ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения».

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

525

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Повышение взрывобезопасности производственных операций

при переработке и хранении зерна УДК 614.838 / 664.7

Вячеслав СИМИН, начальник испытательной лаборатории неразрушающего контроля ООО ИТЦ «ДИАТЭК» Евгений УВАРОВ, технический директор ООО ИТЦ «ДИАТЭК» Алексей МАШКИН, эксперт по подъемным сооружениям ООО ИТЦ «ДИАТЭК» Илья ИЛЬИН, эксперт по оборудованию, работающему под давлением, и эксперт на объектах газового надзора ООО ИТЦ «ДИАТЭК» Владимир КОЛЫХАЛОВ, инженер-эксперт ООО «Стройсервис»

Статистические данные о взрывах на предприятиях по переработке и хранению зерна упорно показывают, что число таких аварий не снижается. Техногенные взрывы зерновой пыли происходят с пугающим постоянством по всему миру и поражают, практически без исключения, зерноперерабатывающие предприятия с разным уровнем технической оснащенности. В очень редких случаях такие промышленные аварии обходятся без человеческих жертв. К примеру, Министерство сельского хозяйства США, центры Public Integrity и National Public Radio, констатируют тот факт, что за последние 50 лет аварии со смертельным исходом произошли на более чем половине элеваторов в стране. И это – в государстве с самым технически развитым сельским хозяйством.

526

производственного здания были разрушены.

1988 год. Авария на Томыловском элеваторе. В результате закладки на хранение влажного зерна подсолнечника произошло самовозгорание в силосе элеватора, что привело к серии взрывов. Попытка локализовать аварию успеха не имела. Часть персонала погибла. Все попыт-

Рис. 1. Процесс повышения давления взрыва во времени: 1 – инициирование взрыва; 2 – обнаружение взрыва; 3 – активация активного элемента; 4 – подавление взрыва Процесс взрыва без защиты Давление взрыва (бар)

Т

акой опасной ее делают взрывы зерновой пыли, обладающие более разрушительной силой, чем взрыв тротила, и создающие избыточное статическое давление, в 12,5 раза превышающее точку разрушения железобетонной плиты. Статистические данные по пылевым взрывам, происходившим на предприятиях по хранению и переработке зерна в России, говорят о том, что на комбикормовых заводах происходит 36% взрывов, элеваторах – 27%, мукомольных заводах – 20%, складах комбикормового сырья – 17%. Крупнейшие аварии представлены следующим, печальным списком. Так, в селе Савинцы на Балаклейском комбикормовом заводе Украины в 1992 году в результате взрыва зерновой пыли погибло 11 человек, 18 сотрудников предприятия получили тяжелые ранения, два этажа основного

ки ликвидировать пожар не дали результатов, он продолжался, и на элеваторе в течение полутора лет следовали один за другим взрывы. Крупнейший элеватор в результате этой катастрофы прекратил свое существование.

1982 год. Взрывы на объектах Ачинского комбината хлебопродуктов буквально разнесли строительные конструкции предприятия – их жертвами стали десятки человек.

1981 год. Взрыв на комбинате хлебопродуктов в г. Тверь. Шестиэтажное здание в течение нескольких секунд было разрушено. Погиб персонал двух смен. Основные причины взрывов представлены двумя группами факторов: 1) факторы, ведущие к возникновению источника искр и огня; 2) факторы, следующие из нарушения технологических норм и правил приемки, переработки и хранения зерна. Первая группа включает в себя следующий перечень: 1) нарушение правил электробезопасности; 2) несоответствие электрооборудования классу опасности и его неисправность; 3) нарушение правил техники безопасности при проведении сварочных и других ремонтных работ; 4) эксплуатация неисправного оборудования, создающего источники трения и нагрева;

2 3

4

Процесс взрыва с защитой

1

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Время (мс)

Рис. 2. Процесс подавления взрыва

Рис. 3. Схема установки системы подавления взрыва на фильтре: 1 – датчик давления; 2 – вентилятор; 3 – роторный питатель; 4 – панель управления; 5 – контейнеры с тушащим веществом; 6 – фильтр 2

5

4

1. Инициирование

2. Обнаружение взрыва

3. Внесение огнетушащего вещества 4. Снижение давления взрыва

5) отсутствие достаточного количества контрольных датчиков на технических устройствах; 6) нарушение правил техники безопасности при выгрузке зерна в пунктах приемки. Вторая группа факторов представлена следующими причинами: 1) отсутствие или несоответствие техническому регламенту взрыворазрядных устройств; 2) отсутствие вентиляции и эффективных автоматизированных систем сбора пыли; 3) нарушение правил техники безопасности при фумигации; 4) нарушение технологических нормативов при приемке и хранении зерна; 5) отсутствие на технических устройствах систем подавления взрыва. Мы видим, что причин, вызывающих взрывы, достаточно много. Соответственно, чтобы избежать разрушений и жертв, необходим системный подход к решению проблемы. И этот подход должен основываться, прежде всего, на верном техническом обеспечении системами защиты. Парк технических устройств, задействованных на предприятиях переработки и хранения зерна, достаточно широк. Перечислим те из них, которые более всего должны быть защищены от разрушения взрывом: 1) фильтры и фильтрующие устройства; 2) промышленные пылесосы; 3) силосы; 4) мельницы; 5) сушилки; 6) циклоны; 7) транспортеры; 8) бункеры для мелкодисперсных материалов; 9) элеваторы; 10) мешалки; 11) дробилки. Защитить перечисленные устройства

6

5

1

5. Подавление взрыва 3

возможно при установке на них систем для подавления взрыва. И это оправданно, так как мы избежим детонации, избежим вызванного детонацией вторичного пыления и серии повторных взрывов. Как же система подавления взрыва защитит техническое оборудование и персонал? Система работает следующим образом. Благодаря чувствительным датчикам внутри защищаемого устройства постоянно контролируется давление или интенсивность инфракрасного излучения (в зависимости от типа датчика). В случае взрыва датчики в течение миллисекунд подают сигнал тревоги, система открывает специальные клапаны и активирует контейнеры с тушащим веществом. Давление тушащего вещества выталкивает специальное телескопическое сопло для обеспечения эффективного распределения огнетушащего вещества в защищаемое техническое устройство. Активация происходит очень быстро. Давление взрыва, благодаря такой системе, остается под контролем, а его неблагоприятные последствия минимизируются. Преимущества системы подавления взрыва налицо и характеризуются эффективностью, быстротой реакции на возникновение взрыва, высокой надежностью. Таким образом, применяя систему подавления взрыва на технических устройствах предприятий переработки и хранения растительного сырья, мы значительно повышаем безопасность данных промышленных объектов. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности взрывопожароопасТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Рис. 4. Реализация системы подавления взрыва

Рис. 5. Реализация системы подавления взрыва

ных производственных объектов хранения и переработки растительного сырья», утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 21 ноября 2013 года № 560.

3. ГОСТ 12.1.018-93 «ССБТ. Пожаро­ взрывобезопасность статического электричества. Общие требования».

4. ГОСТ Р 12.1.019-2009 «ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты».

5. ГОСТ 12.2.003-91 «ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности».

6. ГОСТ 12.1.012-2004 «ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования».

527

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Критерии оценки соответствия

подъемных агрегатов для ремонта скважин требованиям промышленной безопасности УДК: 621

Михаил ПАТЕЛЬЕ, заместитель директора – эксперт в области промышленной безопасности ЗАО НЦТО Сергей ЕВДОКИМЕНКО, заместитель главного инженера, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО НЦТО Алексей ДАРЕНСКИХ, инженер-эксперт ЗАО НЦТО Ильгиз САЛИМГАРАЕВ, инженер-эксперт ЗАО НЦТО Александр ЗОТОВ, инженер-эксперт ЗАО НЦТО

В статье приведены критерии оценки соответствия подъемных агрегатов для ремонта скважин требованиям промышленной безопасности. Ключевые слова: подъемные агрегаты, ремонт скважин, экспертиза промышленной безопасности.

Д

ля подземного ремонта скважин необходимы подъемные сооружения и механизмы, а также специальный инструмент. Применяют подъемные сооружения двух видов: стационарные и передвижные. Стационарные подъемные сооружения – это специальные эксплуатационные вышки и стационарные мачты. В последнее время все большее применение находят самоходные агрегаты для текущего и капитального ремонтов скважин, которые позволяют [1]: проводить спуско-подъемные операции с насосно-компрессорными и бурильными трубами; проводить освоение скважин, текущий и капитальный ремонты; разбуривание цементных пробок в трубах с промывкой скважины; устанавливать арматуру устья; выполнять буровые работы. Указанное оборудование является неотъемлемой частью освоения месторождений нефти и газа, но при этом требует пристального внимания к вопросам обеспечения его безопасности [2]. Комплексное обследование технического состояния подъемных агрегатов для ремонта скважин независимо от года выпуска подъемников должно проводиться в обязательном порядке после [3]: окончания

528

установленного заводом-изготовителем гарантийного срока эксплуатации; восстановления в результате аварии; капитального ремонта; устранения обнаруженных дефектов вышки (мачты). При проведении обследования подъемника работы должны выполняться в следующей последовательности (рисунок 1) [3]: анализ документации на подъемник и условий его эксплуатации; визуальный осмотр состояния металлоконструкций подъемника; диагностика технического состояния металлических конструкций средствами неразрушающего контроля; осмотр и диагностика состояния механизмов, приводов, электро-, гидрои пневмооборудования, вертлюгов, элеваторов, штропов, крюкоблоков, талевых блоков, кронблоков, канатов, приборов и устройств безопасности, кабины машиниста и других узлов подъемника; проверка работы подъемника на холостом ходу; проведение статических испытаний; проверка работы приборов безопасности; составление протокола, содержащего заключение по дальнейшему использованию подъемника. Работы могут быть прекращены на любой стадии обследования. В этом случае составляется протокол, в котором

указываются причины, исключающие возможность дальнейшей эксплуатации подъемника. Соответствие подъемных агрегатов для ремонта скважин требованиям промышленной безопасности следует проверять с учетом 7 критериев. Критерий № 1. Наличие полного комплекта правильно оформленной технической документации на подъемный агрегат. Критерий № 2. Результаты визуальноизмерительного контроля. Последовательному визуальному осмотру подлежат все нагруженные узлы и их соединения. К возможным характерным дефектам металлоконструкций мачт, относятся следующие [3]: изгибы, смятия и другие виды деформации, отклонения положения узлов от проектных; разрушение элементов вследствие коррозии; разрушение (вздутие) элементов замкнутого сечения вследствие скапливания и замерзания в них воды; видимое разрушение сварных швов; образование трещин в элементах и их соединениях; выработка (износ) отверстий шарнирных соединений. Особо тщательному осмотру с целью выявления трещин подвергаются места концентрации напряжений, вызываемы резким изменением сечения элементов. К типичным концентраторам напряжений относятся элементы с резкими перепадами сечений и отверстий; места окончания наклада, ребер, проушин, раскосов; места пересечения сварных швов, прерывистые швы; перепады в толщинах свариваемых «в стык» листов; технологические дефекты сварных швов (подрезы, наплывы, не заваренные кратеры, резкие переходы от наплавленного металла к основному, неметаллические включения и др.) Критерий № 3. Результаты проверки приборов безопасности. На этом этапе проверяется сначала работоспособность всех ограничителей и предохранительных механизмов, указателей грузоподъемности, работоспособность блокировочных и других устройств безопасности согласно инструкции по эксплуатации подъемника. Критерий № 4. Данные диагностирования технического состояния металлических конструкций средствами неразрушающего контроля. Целью проведения диагностики металлоконструкций средствами неразрушающего контроля является оценка технического состояния и установление возможности безопасной эксплуатации подъемника. Критерий № 5. Результаты оценки остаточного ресурса.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Для прогнозирования остаточного ресурса необходимо производить расчет прогнозируемых коррозионных потерь. Оценка остаточного ресурса металлоконструкций, подвергающихся действию коррозии определяется согласно методическим указаниям МУ 03-008-06 [6]. Критерий № 6. Данные проверки работы подъемника на холостом ходу. Проверка работы подъемника на холостом ходу производится при поднятой и раздвинутой мачте (причем сам процесс подъема также является объектом проверки). Устанавливается исправность механизмов, правильность и надежность включений и выключений узлов и механизмов, лебедок подъемника, отсутствие ослабления болтовых и прочих соединений, проверяется правильность регулировки узлов и механизмов, исправность действия смазочных устройств, отсутствие или наличие течи рабочей жидкости гидросистемы, наличие масла в редукторах, герметичность пневмосистемы [3]. Критерий № 7. Результаты проведения статических испытаний. В процессе испытаний производится измерение отклонений мачты от вертикали и измерение величины прогиба элементов мачты. Остаточная деформация элементов мачты не допускается, а ее осадка должна удовлетворять предъявляемым требованиям [3]. На основании анализа приведенных критериев, эксперт принимает решение о соответствии подъемного агрегата для ремонта скважин требованиям промышленной безопасности и о возможности его дальнейшей эксплуатации (рисунок 2). По результатам проведенных мероприятий оформляется заключение экспертизы промышленной безопасности по результатам технического диагностирования. В случае, когда хотя бы один из критериев не соответствует предъявляемым требованиям промышленной безопасности, эксперт обязан выдать отрицательное заключение экспертизы промышленной безопасности [7]. Литература 1. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – URL: http://www.judywhiterealestate.com/ (дата обращения 21.10.2015 г.).

2. Омельчук М.В., Сивков Ю.В. Обеспечение промышленной безопасности при разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа // Новые технологии нефтегазовому региону: материалы Всероссийской с международным участием конференции. Т.2. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. – С. 22 – 23.

Рис. 1. Порядок технического диагностирования передвижных установок Передвижная установка

Анализ технической документации

Визуально-оптический контроль металлоконструкций

Визуально-оптический контроль механизмов и оборудования

Капиллярный, ультразвуковой, магнитный контроль металлоконструкций

Капиллярный, ультразвуковой, магнитный контроль механизмов и оборудования

Ремонт при необходимости Проверка работы на холостом ходу Ремонт при необходимости Статические испытания с акустико-эмиссионным контролем Ремонт при необходимости

Проверка работы приборов и устройств безопасности Составление протокола и оформление результатов Рис. 2. Блок-схема принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации подъемного агрегата для ремонта скважин Данные неразрушающего контроля

Данные визуальноизмерительного контроля

Данные испытаний

Аналитические данные

Расчетные данные

Анализ полученной информации

Решение о возможности дальнейшей эксплуатации 3. РД 08-195-98. Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин. – Постановление Госгортехнадзора России от 24 марта 1998 года № 16.

4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности». – Приказ Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538.

5. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. «Пра-

вила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». – Приказ Ростехнадзора от 12 марта 2013 года № 101.

6. МУ 03-008-06. Методические указания по экспертизе промышленной безопасности буровых установок с целью продления срока безопасной эксплуатации. – Решение Госгортехнадзора от 23 июня 2004 года.

7. Долгих Н.Г., Солодовников А.В. Эксперт в области промышленной безопасности. Изд. 9-е, – Уфа: УГНТУ, 2014. – 290 с.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

529

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Соблюдение водно-химического режима залог долговечной эксплуатации водогрейных котлов УДК: 621.187

В статье рассмотрены ключевые аспекты в организации водно-химического режима водогрейных котлов, обеспечивающие их безаварийную работу в течение всего периода эксплуатации. Ключевые слова: водогрейный котел, безопасность, авария, водно-химический режим, показатели качества подпиточной и сетевой воды, водоподготовительное оборудование.

С

огласно требованию «Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок» [1] организация, эксплуатирующая котлы, в том числе и водогрейные, обязана организовывать водоподготовку и воднохимический режим последних, с целью предотвращения повреждений, вызванных образованием накипи, отложениями шлама и коррозией на внутренних поверхностях оборудования. Анализ результатов аварий [2] с участием водогрейных котлов показывает, что в 20-ти процентах случаев аварии происходят по причине нарушения их водно-химического режима, напрямую связанного с образованием отложений на стенках оборудования. Накипь, образующуюся на поверхности нагрева водогрейного котла, принято относить к низкомолекулярным отложениям. Основным компонентом таких отложений является карбонат кальция. Механизм образования карбоната кальция прост, что объясняет причину столь масштабной проблемы накипеобразования в теплоэнергетике. Для его образования требуется лишь нагрев воды, имеющей в своем составе ионы Са2+ и НСО32–, в соответствии с уравнением реакции:

530

Са (НСО3)2  СаСО3 + Н2О + СО2 (1)

карбонат кальция гидрокарбонат кальция (раствор) (осадок) В зависимости от условий работы котла и химического состава исходной воды в состав отложений могут также входить силикаты, окислы железа, карбонаты магния, сульфаты кальция и др. В таблице 1 приведен химический состав наиболее характерных низкомолекулярных отложений, встречающийся при эксплуатации водогрейных котлов. Анализируя состав можно определить, что образец под номером один богат сульфатно-железистыми отложениями. Образец под номером два является типичным примером карбонатно-сульфатной накипи. Образец под номером три характеризуется наличием продуктов коррозионных разрушений. Образование отложений на поверхности котла снижает эффект теплопередачи от стенки оборудования к нагреваемой воде, а также становится причиной перегрева металла (рис. 1). Перегретый металл, теряя свою прочность, выпячивается наружу, что приводит к разрыву оборудования в целом. В целях предотвращения аварий, свя-

занных с нарушением водно-химического режима водогрейных котлов, в соответствии с требованиями нормативных документов [3, 4, 5], установлены следующие нормы качества сетевой и подпиточной воды водогрейных котлов, представленные в таблице 2. Завод-изготовитель водогрейных котлов вправе установить свои нормы к качеству подготавливаемой воды. Подпитка сырой водой котлов не допускается, исключением может служить лишь аварийная подпитка. Для реализации данной задачи еще на этапе проектирования котельной, исходя из результатов химических анализов исходной воды, норм к качеству подготавливаемой воды, требований к безопасной эксплуатации котельного оборудования и ряда других показателей, проектной организацией осуществляется комплекс технических решений, заключающихся в подборе водоподготовительного оборудования. К числу наиболее характерного водоподготовительного оборудования, установленного на котельных, можно отнести: ■ осветительные фильтры; ■ деаэраторы; ■ установки Na-катионирования и H-катионирования; ■ установки дозирования реагентов. В рамках организации водно-химического режима эксплуатирующая организация должна иметь две отдельные инструкции с режимными картами, одной

Рис. 1. Зависимость температуры стенок поверхностей нагрева от толщины слоя накипи для различных значений ее теплопроводности (λ) 1000 Температура стенки трубы, °С

Михаил ПАТЕЛЬЕ, заместитель директора – эксперт в области промышленной безопасности ЗАО НЦТО Сергей ЕВДОКИМЕНКО, заместитель главного инженера, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО НЦТО Алексей ДАРЕНСКИХ, инженер-эксперт ЗАО НЦТО Ильгиз САЛИМГАРАЕВ, инженер-эксперт ЗАО НЦТО Александр ЗОТОВ, инженер-эксперт ЗАО НЦТО

800

λ=

0,1

λ = 0,2 λ = 0,5

600

λ = 1,0 λ = 2,0

400

1 2 3 Толщина слоя накипи, мм

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

4

5

из которых должна быть инструкция по ведению водно-химического режима котла, другой инструкция по эксплуатации установки для докотловой обработки воды. В инструкциях должна содержаться следующая информация [5]: ■ сообщение о назначении инструкций и перечень должностей работников, для которых знание инструкций обязательно; ■ перечень нормативных документов, использованных при составлении инструкций; ■ сведения о технических параметрах и описание оборудования объекта, для которого разработаны инструкции; ■ перечень точек отбора проб пара, воды, конденсата, других контролируемых потоков (растворы реагентов) и описание схемы отбора проб; ■ график, объем и описание методов химического контроля проб (ручного и автоматизированного); ■ нормы качества добавочной, питательной и котловой воды; указания реквизитов нормативных документов; ■ допустимые значения показателей качества исходной воды в соответствии с указаниями изготовителей оборудования, органов государственного надзора, а также рекомендациями пусконаладочных организаций; ■ перечень и описание систем управления, автоматизации, измерений, сигнализации; ■ описание операций по пуску и включению в работу оборудования, по обслуживанию оборудования во время эксплуатации, при остановке оборудования и мероприятий в период плановых ремонтов; ■ перечень возможных неисправностей оборудования и мероприятий по ликвидации неисправностей; ■ правила техники безопасности при обслуживании технологического оборудования и при работе в химической лаборатории; ■ график сервисного обслуживания автоматизированных ВПУ, не имеющих постоянного обслуживающего персонала; ■ регламент сервисных работ на ВПУ. Инструкции должны утверждаться руководством предприятия и находиться на рабочих местах персонала котельной. Периодичностью раз в три года специализированная организация должна производить ревизию и наладку водоподготовительного оборудования, а также теплохимические испытания водогрейных котлов и наладку их водно-химического режима. По окончанию наладочных работ в действующие инструкции вносятся кор-

Таблица 1. Химический состав низкомолекулярных отложений Точки отбора проб

Потери при прокаливании, %

Трубы конвективного пучка котла

Химический состав (в перечете на окислы), % СаО

MgO

F2O3

SiO3

SO3

P2O5

3,7

45,6

-

26,1

6,1

16,4

-

Трубы фронтального экрана котла

18,0

56,08

2,51

6,43

4,6

9,4

0,04

Тепловая сеть

8,4

4,68

0,38

82,89

1,95

0,28

0,07

Таблица 2. Показатели качества подпиточной и сетевой воды для водогрейных котлов Система теплоснабжения Открытая

Показатель

Закрытая

Температура сетевой воды, °С

Прозрачность по шрифту (не менее), см

125

150

200

115

150

200

40

40

40

30

30

30

8001 700

7501 600

3751 300

8001 700

7501 600

3751 600

Карбонатная жесткость, мкг·экв/кг: при рН не более 8,5 при рН более 8,5

Не допускается

Содержание растворенного кислорода, мкг/кг Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/кг Значение рН при 25 °С Содержание нефтепродуктов, мг/кг

50

30

300

300 250

По расчету

20 1

50

250 200

От 7,0 до 8,5

1

30

600 500

1

20

500 400

1

3751 300

От 7,0 до 11,02

1,0

В числителе указано значение для котлов на твердом топливе, в знаменателе – на жидком и газообразном.

2 Для теплосетей в которых водогрейные котлы работают параллельно с бойлерами, имеющими латунные трубки, верхнее значение рН не должно превышать 9,5.

1

ректировки, а режимные карты пересматриваюся и переутверждаются [5]. До указанного срока режимные карты следует пересматривать только в случае повреждений котлов по причинам, связанным с их водно-химическим режимом, а также при реконструкции котлов или водоподготовительного оборудования. Неотъемлемой частью правильно организованного водно-химического режима водогрейных котлов является организация постоянного химического контроля. Для этих целей котельные оборудуются специализированной химической лабораторией или титровальными столами с набором необходимых реагентов для проведения исследований. В котельной должен вестись журнал (ведомость) по водоподготовке и воднохимическому режиму котлов, в котором записываются результаты химических анализов исходной, подпиточной и сетевой воды, информация о дозировании реагентов (при необходимости), операции по обслуживанию водоподготовительного оборудования в соответствии с утвержденной режимной картой и периодичностью химического контроля. При каждой остановке котла для его чистки в журнале производится запись с описанием физикомеханических свойств и толщины отложений, накипи и шлама. Правильная ор-

ганизация химического контроля дает оценку эффективности работы водоподготовительного оборудования. Литература 1. Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок. Утв. приказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 года № 115.

2. Сутоцкий Г.П. Вода – причина аварий в энергетике. 130 случаев из практики / СПб, 2010.

3. 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 года № 116.

4. РД 10-165-97 Методические указания по надзору за водно-химическим режимом паровых и водогрейных котлов.

5. РД 24.031.120-91 Нормы качества сетевой и подпиточной воды водогрейных котлов, организация водно-химического режима и химического контроля.

6. РД 10-179-98 Методические указания по разработке инструкций и режимных карт по эксплуатации установок докотловой обработки воды и ведению воднохимического режима паровых и водогрейных котлов.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

531

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Оценка соответствия газового оборудования требованиям промышленной безопасности УДK: 620.9 Михаил ПАТЕЛЬЕ, заместитель директора – эксперт в области промышленной безопасности ЗАО НЦТО Сергей ЕВДОКИМЕНКО, заместитель главного инженера, эксперт в области промышленной безопасности ЗАО НЦТО Максим НОВИКОВ, инженер-эксперт ЗАО НЦТО Ильгиз САЛИМГАРАЕВ, инженер-эксперт ЗАО НЦТО Александр ЗОТОВ, инженер-эксперт ЗАО НЦТО

Газовое оборудование сетей газораспределения и газопотребления является одним из источников повышенной опасности и требует пристального внимания к вопросам обеспечения их безопасности. Выполнение требований промышленной безопасности [1-6] позволяет выполнить оценку соответствия объектов, на которых эксплуатируется газовое оборудование, требованиям промышленной безопасности. Ключевые слова: газовое оборудование, промышленная безопасность, надежность, оценка соответствия, производственный контроль, экспертиза промышленной безопасности.

О

пасность эксплуатации газового оборудования на опасных производственных объектах (ОПО) сетей газораспределения и газопотребления подтверждается официальной статистикой аварийности (см. рис. 1). Для снижения риска возникновения аварий на объектах сетей газораспределения и газопотребления, эксплуатирующим организациям рекомендуется соблюдать требования, определенные нормативно-правовыми актами [1, 2, 3, 6] и национальными стандартами ГОСТ Р 54983-2012 [4] и ГОСТ Р 54983-2012 [5] и др. Оценка соответствия требованиям промышленной безопасности может быть как внутренняя – при организации осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности, так и внешняя – при проведении экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ). Производственный контроль осуществляется в организациях периодически, в сроки, установленные в положении о производственном контроле. ЭПБ, согласно требованиям закона о промыш-

532

ленной безопасности, проводится для технических устройств сетей газораспределения и газопотребления, если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия технического устройства (см. таблицу 1) в следующих случаях [1]: ■ 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; ■ после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала несущих элементов такого технического устройства, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ОПО, в результате которых было повреждено такое техническое устройство. Под ЭПБ газового оборудования (технических устройств) и газопроводов по-

нимается проведение комплекса технических мероприятий, которые позволяют дать объективную оценку соответствия требованиям промышленной безопасности и фактического состояния оборудования, определить возможность, условия и срок их дальнейшей эксплуатации [9]. При проведении ЭПБ газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов, экспертами в настоящее время учитываются требования Методики проведения экспертизы промышленной безопасности [9]. Подготовительные работы, проводимые экспертной организацией, включают: ■ изучение технической и эксплуатационной документации газопроводов и газового оборудования (технических устройств); ■ составление индивидуальных программ экспертизы газопроводов и газового оборудования (технических устройств); ■ оформление договора. Требования к ведению эксплуатационной документации для сетей газораспределения и газопотребления определены национальными стандартами: ■ ГОСТ Р 54983-2012 Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация [4].

■ ГОСТ Р 54961-2012 Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация [5]. Согласно рекомендациям методики [9] в программу экспертных работ, например, для внутреннего газопровода следует включать следующие виды работ: 1. Анализ технической документации по изготовлению (монтажу), эксплуатации, обследованиям и ремонтам. Анализу подвергаются следующие материалы: ■ паспортные данные;

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

■ сведения об основных элементах газопровода; ■ методы сварки и присадочные материалы; ■ сведения о неразрушающем контроле; ■ сведения о проведенных ремонтах с применением сварочных технологий; ■ сведения об авариях; ■ эксплуатационные документы.

2. Визуальный осмотр газопровода в доступных местах и измерение обнаруженных дефектов: ■ наружной поверхности газопроводов в объеме 100%; ■ измерение овальности гибов в объеме 100%.

3. Магнитопорошковая (цветная) дефектоскопия поверхности металла: ■ угловых сварных соединений приварки ответвлений, штуцеров, фланцев на ширину 100 мм от сварного шва; ■ сварных соединений лепестковых переходов на ширину 100 мм от сварного шва.

4. Ультразвуковая толщинометрия стенок газопровода, гибов, переходов, днищ конденсатоотводчиков.

5. Контроль сплошности сварных швов ультразвуковым (рентгенографическим) методом: ■ кольцевые сварные швы – 50%; ■ места пересечений кольцевых и продольных сварных швов – 100%.

6. Измерение твердости.

7. Электрические измерения: ■ проверка эффективности действия изолирующих фланцевых соединений; ■ проверка на отсутствие электрического контакта газопровода с другими инженерными сетями и металлическими конструкциями зданий и сооружений; ■ измерение сопротивления растеканию тока заземляющего устройства.

8. Поверочный расчет на прочность (при необходимости).

9. Испытания на прочность и плотность.

10. Анализ результатов экспертизы.

11. Выводы и рекомендации. По результатам вышеуказанных работ эксперт определяет: ■ остаточный срок службы до очередного ремонта или списания; ■ вид ремонта или объем ремонтных работ для газового оборудования, исходя из его технического состояния; ■ допустимые пределы эксплуатационной нагрузки, соблюдение которых обеспечивает безопасную и безаварийную работу газового оборудования;

Рисунок 1. Динамика аварийности и производственного травматизма со смертельным исходом за 2004–2014 гг. на опасных производственных объектах сетей газораспределения и газопотребления [7] 60

53

51

49

50

47

43 37

40

40

38

35

36

30

11

10 0

21

19

20

3

4

2004

2005

4

1 2006

2007

Число аварий

5

6

4

2008

2009

2010

6

2 2011

2012

2013

2014

Количество несчастных случаев со смертельным исходом

Таблица 1. Формы оценки соответствия оборудования [8] Термины

Сертификация

Декларирование

Описание

Форма, осуществляемого органом по сертификации, подтверждения соответствия объектов требованиям технических регламентов, положениям стандартов, сводов правил или условиям договоров

Форма подтверждения соответствия продукции требованиям технических регламентов

Форма подтверждения

Сертификация соответствия

Декларация соответствия

Субъект, осуществляющий процедуру

Третья сторона (орган по сертификации)

Первая сторона – заявитель (изготовитель)

Срок действия

Устанавливается органом сертификации

Устанавливается заявителем

Контроль соответствия объектов установленным требованиям

Осуществляется органом по сертификации, инспекционным контролем (в соответствии со схемами сертификации), а также органами государственного контроля и надзора

Осуществляется в рамках государственного контроля и надзора

■ соответствие требованиям промышленной безопасности. Литература 1. Федеральный закон Российской Федерации «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ (с изменениями).

2. Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления. Утв. постановлением Правительства РФ от 29 октября 2010 года № 870.

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления». Утв. приказом Ростехнадзора от 15 ноября 2013 года № 542.

4. ГОСТ Р 54983-2012 Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

5. ГОСТ Р 54983-2012 Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация.

6. Постановление Правительства РФ от 26 августа 2013 года № 730 «Об утверждении Положения о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах».

7. Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2014 году. М., 2015. – 410 с.

8. Федеральный закон от 27 декабря 2002 года № 184-ФЗ (ред. от 13 июля 2015 года) «О техническом регулировании».

9. Методика проведения экспертизы промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов (утв. НП «СЭЦ промышленной безопасности» 10 июня 2003 года).

533

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Экспертиза промышленной безопасности трубопроводов в нефтегазовой промышленности Александр НИГАЙ, директор ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Сергей НОСКОВ, заместитель директора по экспертизе ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Игорь ГОРБАТОВ, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Валерий ГЕРАСИМОВ, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Андрей ЗАРВА, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта)

Промысловые и магистральные трубопроводы являются основой нефтегазовой промышленности, поскольку с их помощью реализуется транспорт различных технологических сред. Обеспечение промышленной безопасности таких объектов является очень важной задачей, которая регулируется на законодательном уровне.

О

дним из таких мероприятий является экспертиза промышленной безопасности трубопроводов. Основной целью экспертизы промышленной безопасности является оценка соответствия состояния трубопроводов требованиям промышленной безопасности, определение сроков и условий их дальнейшей эксплуатации. Учитывая то, что парк трубопроводного оборудования в рассматриваемой отрасли сильно изнашивается под действием транспортируемых сред, экспертиза промышленной безопасности представляется одним из самых действенных мероприятий для обеспечения их безопасной эксплуатации. Общие требования к проведению экспертизы промышленной безопасности изложены в ФЗ-116 [1] и ФНП «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» [4]. Однако специфические требования к экспертизе промышленной безопасности таких объектов, как трубопроводы, практически отсутствуют, в особенности в нефтегазовой промышленности. Этот недостаток представляется очень существенным, поскольку необходимы не только специальные требования к проведе-

534

нию экспертизы, но существует также потребность в отражении отраслевой специфики в них. В частности, нефтегазовая промышленность является такой отраслью, в которой трубопроводы подвержены интенсивному воздействию коррозионно-агрессивных сред (жидкостей, газов, гетерогенных систем). Это подтверждается тем, что нефтегазовая промышленность является лидером по потреблению ингибиторов коррозии, среди всех остальных отраслей. Экспертиза промышленной безопасности трубопроводов проводится в следующих случаях [2, 3]: ■ отсутствует паспорт на трубопровод; ■ выработан установленный ресурс трубопровода, который указан в технической документации; ■ отсутствуют данные о сроке службы трубопровода в технической документации; ■ трубопровод подвергался воздействию сверхнормативных эксплуатационных параметров (давление, температура), которые существенно превышали расчетные значения. Данные воздействия могли иметь место в результате нарушения режима его эксплуатации,

аварии, а также природных или техногенных воздействий. Экспертиза промышленной безопасности трубопроводов состоит из нескольких этапов. Предварительный этап. На данном этапе рассматривается заявка заказчика, которая содержит целый спектр информации об объекте экспертизы: ■ номер трубопровода; ■ рабочие длины участков и диаметры каждого из них; ■ параметры работы трубопровода (рабочее давление, среда, температуры транспортируемых сред). Необходимо также сравнить свойства газов и жидкостей, которые транспортировали по трубопроводу. Например, смена типа транспортируемой среды может существенно повысить износ, который ощутимо снизит остаточный ресурс трубопровода; ■ сведения о конструкционных материалах; ■ комплект чертежей; ■ сведения о ранее проведенных работах, технических диагностированиях и экспертизах промышленной безопасности. Натурное обследование объекта и техническое диагностирование. Указанные работы проводятся на территории эксплуатирующей организации. Как правило, данный этап заключается в оценке технического состояния трубопроводов. Одним из основных мероприятий этого этапа является техническое диагностирование в рамках экспертизы промышленной безопасности. Большую важность имеет проведение обследования внешнего вида трубопровода, в особенности наличия внешних неровностей, деформаций, трещин, нарушений целостности лакокрасочного покрытия. Техническое диагностирование включает в себя следующие виды неразрушающего контроля и измерений:

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

■ ультразвуковая толщинометрия. Контроль состояния стенок на предмет износа особенно важен, поскольку в данной отрасли трубопроводы испытывают интенсивный износ. Как правило, выделяются ключевые участки трубопроводов, на которых производится измерение. Области, в которых определяется утонение, подвергают более тщательному диагностированию другими методами; ■ ультразвуковая дефектоскопия. Метод используется для контроля внутренних дефектов материалов. Участки, в которых производится контроль, определяются на основании предыдущего метода или результатов капиллярного контроля. Применяется для контроля состояния, как основного металла, так и сварных швов; ■ радиографический контроль. Применяется аналогично предыдущему методу и используется отдельно, в зависимости от задач экспертизы; ■ капиллярный контроль. Используется для идентификации поверхностных дефектов. Часто используется для контроля сварных швов, но, в силу специфики воздействия коррозионных сред в трубопроводах, успешно применяется и для контроля состояния основного металла; ■ контроль твердости. Данный метод может использоваться для контроля механических свойств металла по величинам твердости. Применяется для оценки состояния основного металла и сварных швов; ■ проведение внутритрубного контроля состояния трубопроводов. Данный метод контроля является специфическим и характерен, в большинстве своем, только для этой отрасли. Дефектоскоп перемещается по трубопроводу

с помощью специального устройства и собирает расширенный спектр информации о дефектах; ■ проведение прочностных расчетов; ■ оценка остаточного ресурса трубопровода. На основании данных об основных повреждениях и скорости их распространения проводится оценка остаточного ресурса трубопроводов. На наш взгляд, данный этап представляется достаточно спорным, поскольку сложно оценить величину износа. Вследствие этого величина остаточного ресурса является довольно размытой и представляет собой недостаточно достоверное значение. В частности, сегодня существует большая необходимость разработки новых актуальных методик расчета остаточного ресурса трубопроводов с учетом тех видов коррозионных воздействий, которые характерны для нефтегазовой промышленности: коррозионное растрескивание, водородная коррозия и т.п. Однако данная задача на данном этапе представляется достаточно сложной и остается лишь ожидать ее решения в будущем. Проведение оценки результатов экспертизы. Оценка результатов экспертизы проводится по итогам предыдущих этапов и, главным образом, представляет собой анализ полученных результатов. Формирование заключения экспертизы промышленной безопасности. Заключение экспертизы промышленной безопасности выдается на основании результатов проведенной работы и подтверждает возможность безопасной эксплуатации трубопроводов. Резюмируя вышесказанное, стоит отметить, что экспертиза промышленной

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

безопасности в нефтегазовой промышленности является очень важным мероприятием и должна постоянно совершенствоваться. К сожалению, на сегодня нормативная база в этом направлении существенно устарела, а использование новых методов неразрушающего контроля никак не регламентируется законодательно. Решением таких проблем может являться разработка специализированных Федеральных норм и правил, которые будут посвящены экспертизе промышленной безопасности трубопроводов именно в нефтегазовой промышленности. Совершенствование подходов к обеспечению промышленной безопасности таких объектов является ключом к снижению числа аварий и инцидентов в нефтегазовой промышленности. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Порядок осуществления экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности».

4. 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.

535

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Перспективы развития технического диагностирования нефтепромыслового оборудования Александр НИГАЙ, директор ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Сергей НОСКОВ, заместитель директора по экспертизе ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Игорь ГОРБАТОВ, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Валерий ГЕРАСИМОВ, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Андрей ЗАРВА, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта)

Нефтяная промышленность представляет собой отрасль, которая активно наращивает добычу углеводородного сырья, что выражается в возрастающей загрузке оборудования нефтяных промыслов. Высокие производительности, воздействие коррозионно-агрессивных сред, эксплуатация в предельных режимах делают нефтепромысловое оборудование подверженным ряду воздействий, значительно снижающих их остаточный ресурс. Обеспечение промышленной безопасности опасных производственных объектов нефтегазовой отрасли является основной задачей, которая регламентируется ФЗ-116 [1]. Одним из мероприятий по обеспечению промышленной безопасности при эксплуатации такого оборудования является техническое диагностирование.

Т

ехническое диагностирование является основным методом оценки технического состояния нефтепромыслового оборудования. Наряду с экспертизой промышленной безопасности оно является важным мероприятием, направленным на обеспечение безопасной эксплуатации рассматриваемого оборудования. К нефтепромысловому оборудованию относится широкий спектр устройств и систем, которые применяются для добычи нефти, разработки месторождений и осуществления ее транспортировки. Такое оборудование обладает большой металлоемкостью и оперирует с коррозионно-активными средами, поэтому обеспечение безопасности эксплуатации такого рода объектов представляет собой ключевую задачу.

536

К нефтепромысловому оборудованию, которое подвергают техническому диагностированию (в том числе и в рамках экспертизы промышленной безопасности), в частности, относят: ■ насосы; ■ сепараторы; ■ отстойники; ■ теплообменники; ■ путевые подогреватели; ■ установки дегазации нефти и другие. Различают следующие виды технического диагностирования нефтепромыслового оборудования: ■ оперативное диагностирование проводят в соответствии с утвержденным эксплуатирующей организацией графиком; ■ внеплановое диагностирование про-

водится на основании заявки со стороны эксплуатирующей организации; ■ плановое диагностирование проводится, как правило, с периодичностью не реже одного раза в три месяца. Высокая частота проведения диагностирования подтверждается высоким вниманием к соблюдению полного спектра требования безопасности. Кроме того, в качестве отдельного вида можно выделить техническое диагностирование в рамках экспертизы промышленной безопасности. Безопасная эксплуатация оборудования нефтяного промысла регламентируется Федеральными нормами и правилами «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [2], но в них отсутствует какая-либо информация, посвященная техническому диагностированию. Основой технического диагностирования являются неразрушающие методы контроля: ультразвуковой, магнитный, радиографический, вихретоковый, капиллярный и другие. Такие методы можно отнести к относительно традиционным. Ниже будут рассмотрены сравнительно новые методы, которые в настоящее время активно совершенствуются и позволяют проводить более полную оценку технического состояния оборудования. Для проведения технического диагностирования наземного нефтепромыслового оборудования используют также следующие методы.

Вибродиагностика Использование вибрационной диагностики позволяет идентифицировать дефекты узлов вращающихся элементов оборудования (валы, подшипники и т.п.), оснований и крепежных элемен-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

тов. Анализ акустического спектра колебаний, возникающих при работе оборудования, позволяет четко идентифицировать дефекты, связанные с изменением центра масс системы, геометрии отдельных ее элементов. В будущем данный метод перерастет в оснащение системой мониторинга вибрации, которая позволит более точно идентифицировать дефекты, включая дефекты на стадии их зарождения.

Метод магнитной памяти Используется для анализа магнитных полей на поверхности исследуемой области. Однако данный метод контроля остается до сих пор недостаточно изученным и, по сравнению с традиционными (ультразвуковым, радиографическим и др.), является достаточно экзотическим. Достоинством данного метода является его малые габариты, гибкость и возможность проводить диагностирование без зачистки поверхности металла. Предполагается, что в будущем будут развиваться новые способы проведения данного контроля. Развитие подходов к проведению контроля при различных нагрузках исследуемого металла также является важным. Кроме того, предполагается, что в дальнейшем будут разработаны методики учета результатов данного метода в проведении оценки остаточного ресурса нефтепромыслового оборудования.

Метод ваттметграфирования Позволяет определить ряд дефектов механических частей оборудования: дефекты механических передач, редукторов и т.п. Метод также является сравнительно новым и требования к его проведению будут разработаны и отражены в нормативной документации, которая на сегодняшнее время отсутствует.

Метод резонансных колебаний Основывается на обработке вибрационных сигналов и получении информации о возникновении резонансных колебаний, которые приводят к появлению усталостных трещин. Данный метод в совокупности с методом магнитной памяти металлов позволяет определить трещины, несплошности, раковины, а также напряженность в основном металле и сварных соединениях. Достоинством данного способа контроля является возможность диагностирования дефектов на ранних стадиях их зарождения. Такие методы являются основой для диагностирования возникновения усталостных трещин, что представля-

ет собой одну из самых важных задач промышленной безопасности. Одно из направлений развития технического диагностирования представляет собой учет данных о вышеперечисленных методах контроля и их использование для расчета остаточного ресурса. Предполагается, что будут разработаны программные комплексы для работы с результатами целого комплекса методов контроля и внесении исходных данных для оценки остаточного ресурса нефтепромыслового оборудования. Поскольку данное оборудование эксплуатируется в достаточно жестких условиях, то определение такой характеристики будет являться основной задачей. Применение математических моделей развития дефектов и подходов механики разрушения должно позволить идентифицировать дефекты на ранних стадиях. Этот подход будет являться дополнительным по отношению к традиционным методам неразрушающего контроля, которые определяют большинство развитых дефектов. Аналогично вышесказанному, большой прорыв в развитии технического диагностирования может вызвать появление новых моделей для оценки распространения дефектов в оборудовании, вызванных влиянием ряда воздействий: коррозионное растрескивание, динамические циклические нагрузки, водородная коррозия, абразивный износ и т.п. Предполагается, что использование такого программного обеспечения будет установлено на законодательном уровне и существенно повысит точность оценки технического состояния нефтепромыслового оборудования. Стоит предположить, что в будущем техническое диагностирование практически поглотит функцию мониторинга технического состояния промыслового оборудования. Часто проблема эксплуатации такого оборудования заключается в том, что не всегда возможно устаТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

новить его фактическое состояния в силу отсутствия квалифицированного персонала (в том числе в области неразрушающего контроля) в местах нефтяного промысла, поскольку добыча в большей степени ведется в достаточно удаленных районах. Применение мониторинга обеспечивает техническое диагностирование необходимым объемом информации, который будет дополнять саму процедуру диагностирования. Конечно, существует и экономическая сторона вопроса, которая будет сдерживать повсеместное внедрение мониторинга, но это можно рассматривать как временное явление для глобальной перспективы развития технического диагностирования нефтепромыслового оборудования. Резюмируя вышесказанное, стоит отметить, что роль технического диагностирования в формировании безопасной эксплуатации нефтепромыслового оборудования чрезвычайно высока. Однако сегодня применение новых методов технического диагностирования значительно сдерживается, без видимых на то причин. Подготовка законодательной базы, регламентирующей применение новых методов неразрушающего контроля, методик оценки остаточного ресурса является основным решением проблем повышения безопасной эксплуатации данных объектов. Создание новых подходов к организации технического диагностирования представляет ключевую задачу, которая будет решена в будущем. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

537

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Ликвидация последствий аварий на магистральных нефтепроводах Александр НИГАЙ, директор ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Сергей НОСКОВ, заместитель директора по экспертизе ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Игорь ГОРБАТОВ, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Валерий ГЕРАСИМОВ, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта) Андрей ЗАРВА, эксперт ООО ЦНиПР «Техбезопасность» (г. Ухта)

Транспорт нефти является ключевым звеном в обеспечении страны энергоносителями и поставки их на экспорт. Объекты магистрального транспорта представляют собой достаточно слабые элементы в системе обеспечения промышленной безопасности, поскольку при их эксплуатации велик риск возникновения аварий. Часто аварии сопряжены с нанесением существенного ущерба, поэтому ликвидация их последствий представляет собой важный комплекс мероприятий.

А

варией магистральных нефтепроводов можно считать утечку или внезапный вылив нефти, который возник при разрушении или повреждении нефтепровода, а также его элементов, который сопровождается следующими событиями: ■ воспламенение нефти; ■ взрыв паров нефти; ■ возникновение случаев смертельного травматизма; ■ возникновение случаев травматизма с потерей трудоспособности;

538

■ появление утечек нефти объемом выше 10 м3; ■ загрязнение водоемов, рек и водотоков, сопровождающееся изменением качества воды, которое установлено нормативно-технической документацией. Общие требования к ликвидации последствий аварий приведены в ФЗ-116 [1]. Специфические требования к ликвидации аварий приведены в документах [2, 3]. Особенностями для применения является то, что эти два документа являются

взаимодополняющими по своему принципу, однако они разделены, что является несомненным недостатком. Для ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах осуществляется целый комплекс мероприятий. Сам процесс ликвидации должен проводиться аварийно-спасательными службами. Поскольку авария на нефтепроводе может привести к серьезной экологической катастрофе, то к ликвидации должны привлекаться также органы МВД России и МЧС России, а также силы органов местного самоуправления. Основная ответственность за ликвидацию аварии возлагается на аварийно-восстановительную службу, обязанности которой заключаются в следующем: ■ проведение ликвидации аварий в оперативном режиме; ■ проведение мероприятий по поддержанию уровня подготовки ремонтного персонала организации, эксплуатирующей нефтепровод. Это мероприятие заключается в проведении тренировок и обучений; ■ обеспечение мероприятий по поддержанию технических средств локализации аварий в работоспособном состоянии; ■ осуществления контроля за соответствием состояния нефтепроводов, требованиям промышленной безопасности; – проведение ряда мероприятий по предотвращению возникновения аварий на участках нефтепровода. Локализация последствия аварий на магистральных нефтепроводах должна проводиться в соответствии с Планом мероприятий по локализации последствий аварий на магистральных нефтепроводах, требования к которому сформулированы в Руководстве [3]. План должен состоять из общей и специальной частей. Общая часть должна включать в себя: ■ основную характеристику объекта (нефтепровода); ■ возможные пути развития и возникновения аварий;

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

■ требования к организации сил и средств локализации последствий аварий; ■ требования к организации связи, управления и оповещения при возникновении аварии на нефтепроводе; ■ основные мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населения; ■ проведение мероприятий инженерного, материально-технического и финансового обеспечения мероприятий по локализации последствий аварий на объекте. В специальной части Плана указывают: ■ действия аварийно-спасательных служб и производственного персонала в части ликвидации и локализации аварии; ■ основные действия, которые должны быть выполнены в случае получения сигнала аварии. Аварийно-восстановительная служба состоит из: ■ аварийно-восстановительных пунктов, которые создаются на нефтеперекачивающих станциях или линейных диспетчерских станциях; ■ специального управления по ликвидации и предотвращению аварий. Данный сегмент включает также отдельные поезда для проведения ликвидаций аварий на нефтепроводах; ■ опорных аварийно-восстановительных пунктов и центральных аварийно-ремонтных служб, которые принадлежат территориальным производственным объединениям магистральных нефтепроводов или районному управлению магистральных нефтепроводов. Аварийно-спасательная службы должна быть полностью укомплектована персоналом, на основании штатного расписания. Персонал службы должен: ■ знать местонахождение объектов, которые за ним закреплены; ■ знать специфику закрепленных за ним объектов, включая расположение нефтепроводов относительно соседних зданий, сооружений, линий связи, линий электропередач; ■ знать правила проведения работ в зоне нахождения линий электропередач, трубопроводов, кабельных линий, зданий и сооружений. Весь период ликвидации последствий аварий должен проводиться при непрерывном дежурстве медицинского персонала. Важным аспектом является организация связи между подразделениями, локализующими последствия аварии, которую организует производственнотехническое управление связи.

Магистральный нефтепровод разбивается на отдельные участки для проведения ремонта, в результате возникновения аварии. Каждое из подразделений аварийно-восстановительной службы закрепляется за отдельным участком. Для проведения мероприятий по локализации аварий развертывается аварийновосстановительный пункт, к которому доставляется техника для их ликвидации. Данный пункт должен быть оснащен целым набором техники, которая позволит локализовать аварию [4]: ■ транспортные средства высокой проходимости; ■ автокраны, грузоподъемности до 60 т; ■ трубоукладчики для обеспечения укладки труб соответствующего диаметра; ■ экскаваторы с емкостью ковша до 1 м 3; ■ самоходная бурильно-крановая установка для вскрытия поврежденного участка нефтепровода; ■ средства для освещения участка работ в ночное время. Достаточно часто нефтепровод находится на заболоченной местности, в таком случае должно предусматриваться использование техники для перемещения по болоту. Часто работы ведутся в абсолютно непредсказуемых погодных условиях, поэтому должна быть возможность осуществления связи аварийноспасательной службы с метеорологическими службами для информирования о резком изменении погодных условий. Если работы ведутся в условиях вечной мерзлоты, то аварийно-спасательная служба должна быть снабжена техникой для разработки ремонтных котлованов в вечномерзлотных грунтах. Стоит отметить, что вся техника для проведения локализации аварии долж-

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

на быть относительно новая с остаточным ресурсов не менее 75%. Согласно [3] при выработке 25% от установленного ресурса, техника должна быть заменена на новую. Таким образом, локализация последствий аварий на магистральных нефтепроводов является очень важным мероприятием, которое позволяет избежать не только большого материального и экологического ущерба, но и человеческих жертв. Однако специфические требования к локализации аварий на таких объектах, практически отсутствуют, что снижает уровень промышленной безопасности в данной отрасли. Необходимость разработки отдельных Федеральных норм и правил, которые регламентируют данные работы, является основной задачей, которая способна снизить ущерб от возникновения аварий. Литература 1. Федеральный закон от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Руководство по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов».

3. Руководство по безопасности «Рекомендации по разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».

4. Электронный ресурс. Режим доступа – [http://neft-i-gaz.ru/litera/index0013. htm].

539

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Аварийная опасность применения изолированного отвода метановоздушной смеси Александр ЕРСУЛАНОВ, заместитель командира Новокузнецкого военизированного горноспасательного отряда (НВГСО) филиала ФГУП «ВГСЧ», аспирант ИПКОН РАН (г. Новокузнецк) Сергей ПРОХВАТИЛОВ, помощник командира Новокузнецкого военизированного горноспасательного отряда (НВГСО) филиала ФГУП «ВГСЧ», аспирант ИПКОН РАН (г. Новокузнецк) Олег НОВОЖИЛОВ, генеральный директор, Руководитель экспертной организации, эксперт ОАО СШМНУ (г. Новокузнецк) Сергей МИХАЛИН, начальник участка экспертизы ГШО, эксперт ОАО СШМНУ (г. Новокузнецк)

Статья написана на основании материалов расследований аварий в шахтах, в которых применяется комбинированное проветривание выемочных участков с использованием изолированного отвода метано-воздушной смеси. Ключевые слова: изолированный отвод, выработанное пространство, шахта, выработка, МВС, ГВУ.

С

тратегической линией развития подземной добычи угля в настоящее время стало максимально возможное повышение нагрузки на выемочные участки. Однако одним из сдерживающих факторов такого направления является газообильность выемочных участков. В настоящее время широкое применение на угольных шахтах, отрабатывающих пласты с применением механизированных комплексов, находит способ снижения газо­ обильности с помощью изолированного отвода метана через выработанное пространство. В основу названного способа были положены исследования ученых ВостНИИ (В.И. Мурашев, Г.Г. Стекольщиков, В.М. Абрамов, В.И. Беляев, В.Б. Попов, М.П. Попков) [1]. Сущность способа заключается в разделении метановых потоков: часть метана, выделяющегося из разрабатываемого пласта в призабойное пространство очистной выработки (лавы), удаляется проветривающей очистную выработку струей воздуха по системе эксплуатируемых горных вы-

540

работок за счет общешахтной депрессии (компрессии), создаваемой вентиляторами главного проветривания; другая часть метана из разрабатываемого пласта и метан, поступающий в выработанное пространство из надрабатываемых (подрабатываемых) пластов, отводится частью подаваемого на выемочный участок воздуха по системе аэродинамически активных каналов и газодренажных выработок в выработанном пространстве за пределы выемочного участка [1]. Депрессия для отвода метано-воздушной смеси (МВС) создается с помощью газоотсасывающих вентиляторов либо за счет общешахтной депрессии. Аэродинамические каналы создаются в выработанном пространстве самопроизвольно либо искусственно – путем частичного сохранения (поддержания) оставляемой в завале вентиляционной выработки. МВС из выработанного пространства отводится по одному из следующих вариантов [2]: 1. Из выработанного пространства отрабатываемого столба по газодренаж-

ным выработкам на поверхность с помощью газоотсасывающих вентиляторных установок (ГВУ) (рисунок 1 (а)).

2. Из выработанного пространства разрабатываемого столба с помощью установленных в горных выработках ГВУ в выработки с исходящей струей шахты, горизонта, панели после разбавления МВС свежим воздухом в смесительной камере. В настоящее время вариант применяется ограниченно из – за сложности эксплуатации ГВУ в подземных условиях.

3. Из прилегающего к лаве выработанного пространства через сбойку за пределы выемочного участка после разбавления МВС свежим воздухом в смесительной камере (рисунок 1 (б)). Таким образом, подаваемая в очистную выработку вентиляционная струя разделяется на два потока, чем достигается аэродинамическая изоляция призабойного пространства очистной выработки от выработанного пространства[1]. По своей сути рассматриваемый способ предусматривает снижение газообильности не участка, а лавы путем перераспределения газового баланса от лавы в выработанное пространство. Основной целью разработки рассматриваемого способа было предупреждение образований местных скоплений метана на сопряжениях лавы с оконтуривающими выемочный столб выработками. Однако при правильно определенных и выдерживаемых параметрах проветривания, исключается превышение концентраций метана не только на сопряжениях, но и в исходящей из лавы струе воздуха. При изолированном отводе МВС реализуется комбинированная схема проветривания, совмещающая достоинства возвратноточной и прямоточной схем [1]. Описанный способ снижения газообильности очистной выработки позволил:

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

В настоящее время широкое применение на угольных шахтах, отрабатывающих пласты с применением механизированных комплексов, находит способ снижения газообильности с помощью изолированного отвода метана через выработанное пространство

1. Обеспечить концентрации метана в контролируемых местах (исходящая из очистной выработки струя, сопряжение лавы с вентиляционным штреком, прилегающие к очистной выработке непогашенные тупики) в пределах нормативных концентраций [3].

2. Минимизировать объемы предварительной дегазации. Дегазация стала использоваться главным образом в качестве вспомогательной меры (дегазация купола обрушения, дегазация выработанного пространства и т.д.). На большинстве шахт применение пластовой дегазации было на несколько десятилетий прекращено, и региональная дегазация не применялась и не развивалась вовсе.

3. Сделать возможным по газовому фактору выборочный порядок отработки пластов в свите. Метан из подрабатываемых (надрабатываемых) пластов, попадая в выработанное пространство разрабатываемого пласта, отводится за пределы выемочного участка или на поверхность [1] и не влияет на работу лавы.

4. При минимальных затратах на проветривание довести производительность выемочных участков до 6 – 10 тыс. т/ сутки даже при природной газоносности 20–25 м3/т.с.б.м. Вышеперечисленные возможности в немалой степени способствовали тому, что угольная отрасль достигла высоких показателей подземной добычи в 80-е годы и сохранила значительную часть потенциала в 90-е годы двадцатого века. Теперь эти возможности позволяют удерживать низкую себестоимость угля. Однако использование изолированного отвода МВС имеет ряд крупных недостатков, которыми в настоящее и проектировщики, и угледобывающие организации пренебрегают из-за экономической целесообразности:

1. Высокая пожароопасность схем проветривания с изолированным отводом МВС [4].

2. Вынос в выработанное пространство и отложение в отработанной части выемочных участков взрывоопасных фракций угольной пыли [5, 6, 7].

3. Недостоверность контроля показателей эндогенной пожароопасности отработанного пространства при применении ГВУ [4].

4. ГВУ являются фактором, увеличивающим взрывопожароопасность.

5. Ненадежность рассматриваемых схем проветривания вследствие возможного снижения эффективности работы аэродинамических каналов. Применение схемы проветривания с изолированным отводом МВС через выработанное пространство фактически предполагает проветривание выработанного пространства (через выработанное пространство проходит 30–40% воздуха, подаваемого на выемочный участок) [1,2]. Создаются предпосылки активизации окислительных процессов в потерях угля, что приводит к возникновению очагов самонагревания угля в выработанном пространстве и формированию эндогенных пожаров. Пожароопасность схем проветривания с изолированным отводом МВС характеризуют приведенные ниже данные. За период с 1993 по 2000 годы в зоне обслуживания Новокузнецкого ВГСО (Юг Кузбасса, включая города Новокузнецк, Междуреченск, Осинники) произошло 8 эндогенных пожаров и очагов самонагревания, за 2003–2012 годы – уже

Рис. 1. Схемы проветривания выемочного участка с изолированным отводом МВС с помощью установленной на поверхности ГВУ (а) и с помощью общешахтной депрессии (б) А)

4 2

Б)

1

3

3

1

5

2

1 – свежая струя воздуха; 2 – исходящая струя воздуха; 3 – отводимая МВС; 4 – ГВУ; 5 – смесительная камера ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

22 эндогенных пожара и очага самонагревания, в 2013 году – два пожара и одно самонагревание. В 2010–2013 годах на предприятиях в зоне обслуживания Новокузнецкого ВГСО в выработанных пространствах выемочных участков было зарегистрировано 11 эндогенных пожаров либо очагов самонагревания, при этом на участках с изолированным отводом МВС – 9, с возвратно-точной схемой проветривания без изолированного отвода МВС – 2 (прямоточная схема проветривания не применяется). Проблема эндогенной пожароопасности обостряется пропорционально росту производительности выемочных участков, так как соответственно увеличивается количество воздуха для проветривания участка и количество воздуха на изолированный отвод МВС. Если до 2000 года для изолированного отвода МВС применялись преимущественно ГВУ типа ВМЦГ-7 (номинальная подача 9 м3/с), то теперь применяются ВЦГ-15 (номинальная подача 38 м3/с) [8], при этом в одновременной работе находятся от одного до 3 агрегатов. Так, на шахте ОАО «Распадская» суммарная проектная производительность ГВУ для отработки лавы 4-7-25 составляет 18 м3/с, а в ОАО «Шахта «Осинниковская» для отработки лавы 1-1-5-7 «бис» – 133 м3/с. При использовании изолированного отвода метана очаги самонагревания возникают даже на пластах, не склонных к самовозгоранию [9]. В филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Осинниковская» в выработанном пространстве пласта Е-5 (не склонный к самовозгоранию) 21 июля 2010 года было установлено наличие очага самонагревания [10]. Для его ликвидации потребовалась временная изоляция выемочного участка взрывоустойчивыми перемычками, участок не работал 6 месяцев. Возникающие в выработанном пространстве пожары часто являются причиной еще более опасного фактора – взрывов. В выработанных пространствах участков, отрабатываемых с применением изолированного отвода МВС либо имеющих аэродинамическую связь с такими участками, за 10 лет произошло: в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Алар-

541

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы динская» 3 взрыва; в ОАО «Распадская» – 3 взрыва; в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Есаульская» – 1 взрыв; в ОАО «Шахта «Большевик» – 1 взрыв. За тот же период в выработанном пространстве участков, проветриваемых по возвратно-точной схеме, произошел 1 взрыв – в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Томская». Показателен в этом отношении пример филиала ОАО «ОУК «Южкузбасс­ уголь» «Шахта «Алардинская». В 2010– 2011 годах там произошло два взрыва в выработанном пространстве Западного блока [5,10]. В пределах Западного блока отработано 3 пласта: 1, 3–3а,6. Пласт 1 находится выше пласта 3-3а на 34 м и выше пласта 6 на 80м. Мощность пласта 1,8–2,0 м. Непосредственная и основная кровля пласта представлены песчаником. Пласт в пределах блока отработан в 1990–1996 годах. Пласт 1 отнесен к категории пластов, склонных к самовозгоранию [5,10]. Пласт 3-3а залегает на 38–42 м ниже пласта 1. Общая мощность пласта 7,5–9 м. Непосредственная кровля представлена крупнозернистым алевролитом, слоистым за счет прослоев мелкозернистого песчаника. Над алевролитом залегает пачка слоистых мелкозернистых песчаников. Первый слой пласта 3-3а мощностью 4,5 м отработан в 2001–2003 годах, второй слой не отрабатывался. Выемочные участки по пласту 3-3а отрабатывались с применением изолированного отвода метана на поверхность ГВУ 2ВМЦГ – 7. Пласт отнесен к категории весьма склонных к самовозгоранию [10]. Пласт 6 залегает на 27 м ниже пласта 3-3а. Мощность пласта составляет 8,87– 9,87 м при средней ее величине 9,5 м. В пределах блока отрабатывался только 1-й слой, вынимаемая мощность – 4,5 м. Кровля пласта 6 представлена устойчивым слоистым труднообрушающимся песчаником. Пласт 6 отнесен к категории склонных к самовозгоранию [10]. Отработка пласта в пределах блока велась в 2008–2011 годах и была прервана пожаром [10]. Выемочные участки Западного блока пласта 6 отрабатывались с применением изолированного отвода метана с применением поверхностной ГВУ – 2 ВЦГ – 15. Для изолированного отвода МВС из первых двух выемочных участков (лавы 6-1-10, 6-1-12) на поверхность использовались газодренажные выработки, оставленные в отработанном пространстве пласта 3-3а, что обуславливало одновременное проветривание выработанного пространства 3-3а за счет утечек. Для изолированного отво-

542

да МВС с третьего выемочного участка (лава 6-1-14) была задействована отдельная скважина, пробуренная с поверхности до пласта 6.

30 июля 2010 года в выработанном пространстве пласта 1 происходит взрыв, который разрушает несколько изолирующих перемычек. Персонал шахты не пострадал. Комиссией по расследованию аварии был сделан вывод о наличии пожара в отработанном пространстве пласта 1 [5]. Однако проведенные исследования указали на отсутствие очагов пожара в выработанном пространстве Западного блока пласта 1. В то же время исследования с использованием газов – трассеров определили наличие аэродинамических связей между выработанным пространством пластов 1, 3–3а, 6, (позже работа, проведенная Сибирским филиалом ВНИМИ, подтвердила наличие связи и формирование «общего» в аэродинамическом отношении выработанного пространства пластов 1, 3-3а [11]). Однако указанный факт комиссией по расследованию аварии принят к сведению не был [5]. Пожар был списан через несколько дней после регистрации («потух»), исчерпывающих выводов по произошедшей аварии сделано не было. Уже 2 сентября 2010 года был принят в эксплуатацию выемочный участок лавы 6-1-14 по пл.6, подрабатывающий контур списанного пожара.

25 февраля 2011 года в изолированном отработанном пространстве пласта 3-3а Западного блока, под контуром списанного пожара, происходит второй взрыв [10]. Жертв удалось избежать благодаря квалифицированным действиям руководителей шахты – за сутки до взрыва в единственной эпизодически появляющейся подземной контрольной точке выработанного пространства были зарегистрированы пожарные газы, причем во взрывоопасной смеси с метаном и ки­ слородом («треугольник взрываемости»). Поэтому на момент взрыва люди не допускались в зону, опасную по поражающим факторам. После происшедшего взрыва действительно было установлено наличие пожара в выработанном пространстве, только очаг пожара находился в выработанном пространстве пласта 3-3а. Границы пожарного участка вновь созданная комиссия по расследованию причин пожара распространила на выработанное пространство пластов 1, 3-3а, 6 [10]. В контур пожара попал и выемочный столб действующей лавы 6-1-14. До настоящего времени пожар не ликвидирован, что препятствует не только доработке выемочного столба, но и извлечению оборудования.

С достаточной степенью уверенности можно утверждать, что причинами, вызвавшими эндогенный пожар и сопутствующие ему взрывы, стали: 1. Значительные потери угля, оставленные в выработанном пространстве пласта 3 – не отработанный второй слой.

2. Формирование единого в аэродинамическом отношении выработанного пространства пластов 1, 3-3а, 6 [11], что сделало возможным проникновение через междупластья как газовоздушных смесей, так и источников воспламенения (шнуровое горение метана).

3. Применение схемы проветривания с изолированным отводом МВС для отработки выемочных участков по пластам 3-3а, 6. В результате с 2001 года по 2011 год проветривалось выработанное пространство пластов свиты и создавались идеальные условия для формирования эндогенного пожара [11]. Вероятно, сценарий развития происшедших аварий был следующим: очаг эндогенного пожара развился в проветриваемом ГВУ выработанном пространстве пласта 3-3а либо в период отработки указанного пласта (2001–2003 годы), либо в период отработки первых двух участков по пласту 6 (2008–2010 годы). Изменения в проветривании выработанного пространства после отработки второго выемочного участка по пласту 6 (лавы 6-1-12) – перенос газодренажной сети из выработок пласта 3-3а на отдельную скважину, что вызвало перераспределение нагрузки аэродинамически – активных каналов – создало условия для формирования взрывоопасной МВС и выхода пожара из латентной стадии. Первый взрыв происходит в выработанном пространстве пласта 1 – верхнем в свите, где условия накопления взрывоопасных концентраций наиболее благоприятны. Источник воспламенения был занесен из очага пожара вследствие связи с отработанным пластом 3-3а. Однако сам очаг пожара в месте взрыва отсутствовал, комиссия его не обнаружила. Пожар был списан («потух»). Второй взрыв сформировался уже в очаге пожара (выработанное пространство пласта 3-3а). После остановки ГВУ очаг пожара был установлен [10]. Рассмотренный случай не единичен. Согласно материалам расследования аварии, именно очаг самонагревания стал источником взрыва, происшедшего 8 мая 2010 года в ОАО «Распадская» [6] (погиб 91 человек, 111 травмировано). До этого 30 марта 2001 года на той же шахте при взрыве в выработанном пространстве погибло 2 человека. Комиссия по расследованию аварии в филиале ОАО

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

«ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Есаульская» (погибло 25 человек, 4 травмировано) также указала в качестве вероятной причины пожара, предшествующего взрыву, самовозгорание отложившейся в отработанной части выемочного участка угольной пыли [7]. Во всех указанных случаях выработанное пространство использовалось для изолированного отвода МВС. Другая опасность – в случае взрыва в действующих выработках происходит обратный вынос пыли из выработанного пространства ударной воздушной волной. Вынесенная пыль участвует во взрыве в действующих выработках [6,7]. В случае проникновения фронта пламени в выработанное пространство, либо если взрыв происходит непосредственно в выработанном пространстве (фрикционное искрение, пьезоэффекты и т.д.) отложившаяся там пыль переходит во взвешенное состояние и может взрываться. Есть мнения, что пыль угольная сама может быть источником взрыва. По данным П.Г. Демидова и других авторов («Горение и свойства горючих веществ». М., «Химия», 1981), при окислении и самонагревании аэрогели пыли переходят в пирофорное состояние. При слабом встряхивании пыли-геля она моментально воспламеняется и может явиться источником теплового импульса для взрыва метана [12]. Таким образом, в аспекте пылевзрывоопасности выработанное пространство при изолированном отводе метана представляет собой «пороховой погреб», инициирует либо усиливает взрыв и способствует его распространению по сети выработок. Учитывая масштабы и силу произошедших взрывов, можно признать бесспорным фактом участие отложившейся в выработанном пространстве угольной пыли в двух случаях – взрыв 9 февраля 2005 года в филиале «Шахта «Есаульская» ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» [7] и взрыв 8 мая 2010 года в ОАО «Шахта «Распадская» [6]. Масштаб проблемы можно проиллюстрировать следующими цифрами. Удельное пылевыделение по очистному забою лавы 1-1-5-7 «бис» (шахта «Осинниковская») составляет 389 г/т. Таким образом, пылеобразование при добыче одной тонны угля и эффективности системы пылеподавления 60% в рассматриваемой лаве может достигать 233 г. При усредненной нагрузке на лаву 5 т/сутки пылеобразование составит 1,165 т/сутки. Исходя из условия совпадения пылевых потоков с воздушными, можно принять распределения выноса пыли пропорционально распределению подаваемого на вы-

емочный участок воздуха. Тогда по исходящей из очистного забоя вынос пыли составит 60–70%, в выработанное пространство – 30–40%. В выработанном пространстве отложения составят до 0,48 т/ сутки. В течение года при работе лавы 350 дней отложения пыли в выработанном пространстве составят 168 т. К этому количеству нужно прибавить пыль, которая не выносится из лавы исходящей струей, а осаждается в ней и при задвижке секций попадает в завал и 30– 40% пыли, образующейся при управлении секциями. Действующие нормы и правила в области промышленной безопасности предполагают минимальный комплекс мероприятий по инертизации отложившейся в выработанном пространстве угольной пыли [13]. Эти меры весьма неконкретны и в ряде случаев невыполнимы (например, в части контроля дезактивации и связывания угольной пыли в выработанном пространстве [13]). Кроме того, необходимость инертизации выработанного пространства предусматривается только для пластов, склонных и весьма склонных к самовозгоранию. Предусматриваемые проектами по рассматриваемому направлению мероприятия заведомо имеют ряд существенных недостатков. Обычной мерой в таком случае является подача инертной пыли или растворов связывающих составов в спутный поток воздуха на сопряжении лавы с воздухоподающим штреком. Однако источники пылеобразования при работе комбайна или передвижке секций распределены по длине лавы, а подача инертной пыли (раствора антипирогена) производится из одной точки. Равномерности обработки выработанного пространства не достигается. Количество инертной пыли определяется на основании технически достижимых уровней (ТДУ), которые являются скорее идеалом и не могут отражать реальную пылевую обстановку. Потому и количество инертной пыли всегда занижено. Важный недостаток – невозможность реального контроля выполненных мероприятий, так как выработанное пространство невозможно визуально осмотреть, и, тем более, отобрать там пробы отложившейся пыли. С применением изолированного отвода МВС с помощью ГВУ связана проблема неэффективности контроля эндогенной пожароопасности выработанных пространств [4]. Основной метод контроля на сегодняшний день – мониторинг индикаторных пожарных газов в выработанном пространстве [14]. Контроль индикаторных пожарных газов производится

из-за изоляционных перемычек в выработках выемочного участка, а так же на ГВУ либо в смесительных камерах. Изолирующие выбранное пространство перемычки обычно «принимают» воздух, и отбор проб из-за них невозможен. Контроль на ГВУ недостаточен как с точки зрения достоверности (через ГВУ проходят большие объемы рудничного воздуха и индикаторные пожарные газы разбавляются до концентраций, при которых не обнаруживаются), так и с точки зрения трудности определения конкретного места возможного самонагревания (ГВУ собирает воздух с больших площадей выработанного пространства). Самый худший вариант – сочетание нагнетательного способа проветривания шахты и изолированного отвода МВС, когда действующие выработки находятся в зоне компрессии главного вентилятора, а выработанное пространство – в зоне депрессии ГВУ. По состоянию на август 2010 года в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Алардинская» из 140 перемычек, изолирующих выработанное пространство, «принимали» воздух 112 [4]. Рассмотренное в вышеприведенном примере выработанное пространство трех пластов Западного блока постоянно контролировалось только на ГВУ. Эпизодически на одной из перемычек выработанного пространства пласта 3-3а направление утечек изменялось (перемычка начинала «выдавать»), тогда возникала еще одна контрольная точка (именно в ней за сутки до взрыва 25.02.2011г были зафиксированы взрывоопасные концентрации метана и пожарных газов, что позволило избежать человеческих жертв) [10]. Полноценный мониторинг в таких условиях невозможен. Из-за отсутствия полноценного мониторинга пожарных газов не могло быть своевременно выявлено наличие эндогенных пожаров в ОАО «Шахта «Распадская» [6,15], и, возможно, в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Есаульская» [7]. Во всех перечисленных случаях была возможность проведения мониторинга только на газоотсасывающих вентиляторах. Еще пример – очаг самонагревания в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Осинниковская» был обнаружен в 2010 году случайно – при технических работах силами ВГСЧ в изолированном пространстве. Газоотсасывающие установки в ряде случаев сами стали решающим фактором в формировании аварийных ситуаций. Только в зоне обслуживания Ново-

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

543

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы кузнецкого горноспасательного отряда за текущее десятилетие произошли: В 2003 году – взрыв при переключении подземных газоотсасывающих установок в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Алардинская», 2 человека погибло, 26 травмировано; В 2005 году – попадание молнии в поверхностную газоотсасывающую установку в ОАО «Шахта «Распадская», как следствие – подземный пожар и изоляция действующего выемочного участка; 2006 год – попадание молнии в поверхностную газоотсасывающую установку в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Кушеяковская», как следствие – подземный пожар и изоляция действующего выемочного участка; 2007 год – взрыв на поверхностной газоотсасывающей установке в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Юбилейная». Во избежание проникновения пламени при взрыве на ГВУ в шахту, кроме использования систем взрывозащиты газоотводящей сети [13], действующими нормами предусмотрено ограничение концентрации метана в воздушном потоке, отводимом через выработанное пространство. Так, концентрация метана в поступающей на ГВУ струе не должна превышать 3,5% [3]. Указанные аварии на шахтах «Кушеяковская» и «Распадская» свидетельствуют, что либо это требование не выполняется, либо не приносит желаемого эффекта [15]. Схемы проветривания с применением ГВУ не всегда гарантируют надежность проветривания. Газодренажные выработки контролю не подлежат, их ремонт в процессе отработки участка невозможен. Вследствие обрушений, деформаций или подтоплений выработок в газодренажной сети имелись случаи снижения эффективности проветривания. Так, в 2002 году в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Осинниковская» при отработке выемочного участка лавы 1-1-1-14 было допущено подтопление газодренажной выработки, что вызвало опрокидывание воздушной струи за секциями крепи. Концентрация метана в исходящей струе лавы при неработающем комбайне составила 1,3% (до инцидента – 0,3%). Потребовалось строительство второй ГВУ и прокладка по вентиляционному штреку жесткого газоотсасывающего трубопровода (600 м), что бы доработать запасы выемочного столба. В 2003 году похожее загазирование было допущено в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Тайжина», простой выемочного участка составил три недели. В 2004

544

году опять в филиале ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» «Шахта «Осинниковская» при отработке выемочного участка лавы 1-1-1-15 вследствие непринятия своевременных мер по поддержанию газодренажной выработки была потеряна эффективность проветривания, ситуация 2003 года повторилась. Однако теперь потребовалось строительство двух дополнительных подземных ГВУ. Приведенные случаи не единичны. Благодаря развитию изолированного отвода МВС потеряло актуальность развитие дегазации. Были прекращены не только работы, но и значительная часть исследований в этой области. Результатом стало отставание технологий применения дегазации в России от передовых угледобывающих стран – США и Австралии. Мнение о «неэффективности» дегазации и пренебрежительное к ней отношение имеет достаточно сторонников. Дальнейший рост производительности выемочных участков, при отработке которых используется изолированный отвод МВС, будет сопровождаться увеличением подаваемого в выработанное пространство воздуха. Недостатки рассмотренного способа будут усугубляться, что неизбежно повлечет экономические потери и может привести к авариям и катастрофам с человеческими жертвами. Необходимо приоритетное развитие дегазации, в том числе региональной. Кроме того, при разработке свит сближенных пластов для снижения газообильности выработанного пространства необходимо отказаться от практики выборочного порядка отработки пластов. Литература 1. Временные рекомендации по снижению газообильности выемочных участков шахт Кузбасса поверхностными газоотсасывающими вентиляторами, установленными на устьях вентиляционных скважин/ Кол. авт. – Кемерово, ротапринт ВостНИИ, 1986. – 30 с.

2. Руководство по проектированию вентиляции угольных шахт/ Кол. авт. – Макеевка; ротапринт МакНИИ, 1989. – 319 с.

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в угольных шахтах» (утверждены приказом Ростехнадзора от 19 ноября 2013 года № 550).

4. Справка по результатам целевой проверки эндогенной пожароопасности угольных шахт, обслуживаемых ФГУП «ВГСЧ». – г. Новокузнецк, 2011. – 4 с.

5. Акт технического расследования

причин аварии, происшедшей 30 июля 2010 года на филиале «Шахта «Алардинская» ОАО «ОУК «Южкузбассуголь». – п. Малиновка, 2010. – 10 с.

6. Акт расследования причин аварии с групповым несчастным случаем, происшедшей 8 мая 2010 года в 23:40 в ОАО «Распадская» ЗАО «Распадская угольная компания». г. Междуреченск, 2010.

– 261 с.

7. Акт расследования аварии с групповым несчастным случаем со смертельным исходом, происшедшим 09 февраля 2005 года в 07 часов 57 минут на филиале «Шахта «Есаульская» ОАО «ОУК «Южкузбассуголь». – г. Новокузнецк, 2005.– 42 с.

8. Ивановский И.Г. Шахтные вентиляторы: Учеб. пособие. – Владивосток: ДВГТУ, 2003. – 196 с 9. Инструкция по предупреждению и тушению подземных эндогенных пожаров в шахтах Кузбасса. – Кемерово: ФГУП РосНИИГД, ФГУП НЦ ВостНИИ, 2007 – 78 с.

10. Акт технического расследования причин аварии (эндогенного пожара № 79, осложненного взрывом метановоздушной смеси в ранее отработанном пространстве пласта 3-3а), происшедшей 25.02.2011г на филиале «Шахта «Алардинская» ОАО «ОУК «Южкузбассуголь». – п. Малиновка, 2011 – 18 с.

11. Заключение «По оценке геомеханического состояния пород междупластья пластов 1 и 3-3а в контурах пожаров № 1 и № 75 ОУК «Южкузбассуголь» филиал «Шахта «Алардинская».– Кемерово: СФ ВНИМИ, 2011. – 20 с.

12. Игишев В.Г. Докладная записка Председателю комиссии по расследованию аварии с групповым несчастным случаем со смертельным исходом, происшедшей 08 мая 2010 года на ОАО «Распадская» ЗАО «Распадская угольная компания». – Кемерово, ОАО «НИИГД», 2010. – 10 с.

13. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Инструкция по применению схем проветривания выемочных участков шахт с изолированным отводом метана из выработанного пространства с помощью газоотсасывающих установок» (утверждены приказом Ростехнадзора от 11 декабря 2011 года № 680). Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Инструкция по прогнозу, обнаружению, локации и контролю очагов самонагревания угля и эндогенных пожаров в угольных шахтах» (утверждены приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2011 года № 635).

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Диагностика неисправностей насосного оборудования в условиях проведения экспертизы промышленной безопасности по общему уровню вибрации Дмитрий ЛЕУС, эксперт ОАО СШМНУ (г. Новокузнецк) Олег НОВОЖИЛОВ, генеральный директор, Руководитель экспертной организации, эксперт ОАО СШМНУ (г. Новокузнецк) Сергей МИХАЛИН, начальник участка экспертизы ГШО, эксперт ОАО СШМНУ (г. Новокузнецк) Владимир РЯБЫКИН, эксперт ОАО СШМНУ (г. Новокузнецк)

В настоящей статье изложен опыт практической диагностики насосного оборудования в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств в горнорудной промышленности [5, с. 12], по общему уровню вибрации и показана необходимость и эффективность использования для этого экспертной системы виброконтроля. Ключевые слова: вибродиагностика агрегатов, экспертиза промышленной безопасности, общий уровень (СКЗ), экспертная система, виброанализатор, насосное оборудование шахт.

В

ибрация свойственна всем работающим механизмам. Идеальная машина, теоретически, не должна создавать никаких механических колебаний, однако, на практике, нет ни одного такого агрегата, а поэтому существуют службы, которые занимаются устранением вибрации. Для выявления причин повышенной вибрации применяют много различных методов, таких как спектр вибросигналов, спектр огибающей вибросигнала, кепстральный анализ, форма волны и многие другие [3, с. 18]. Для работы такими методами необходимо дорогостоящее оборудование, а также соответствующий уровень знаний персонала. В данной статье рассмотрена методика определения причин ненормальной работы насосного оборудования, которая была составлена на базе анализа причин повышенной вибрации насосного оборудования ООО «Шахта «Юбилейная» за период с 2007 года по 2015 год. Подготовка специалиста по такой готовой методике занимает 1–3 дня, в зависимости от уровня его знаний и практических навыков. На любом предприятии, где имеется насосное оборудование, существуют службы, которые ведут постоянный контроль за их вибросостоянием.

При плановых обходах будут обнаружены агрегаты, которые имеют повышенную вибрацию. На базе предприятия ОАО «Специализированное шахтомонтажно-наладочное

управление», существует группа технической диагностики электромеханического оборудования, которая занимается выявлением и устранением вибрации. В распоряжении группы по вибродиагностике имеются экспертные системы отечественных производителей, таких как: виброанализатор «СД-21», с программным обеспечением DRIM-3.2 ОАО «ВАСТ» города Санкт-Петербурга, виброанализатор «Агат» с программным обеспечением «Агат-Протокол», фирма «Диамех» города Москва. Также группа занимается балансировкой вращающегося оборудования в собственных опорах и лазерной выверкой валов (центровкой), применяя для последнего прибор Easy Laser D525 шведского производителя Damalini AB. Для устранения вибрации необходимо создавать собственный банк данных на основании мероприятий, проводимых на агрегатах. В дальнейшем необходим глобальный анализ этих данных, а также приведение их к определенной системе. Например, все результаты замеров

Анализ причин повышенной вибрации оборудования на ООО «Шахта «Юбилейная» за период 2007–2015 годы Причины вибрации

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Нарушение центровки

21

23

24

10

10

18

20

24

29

Дефект муфты

7

12

6

8

20

12

15

15

11

Изгиб лап электродвигателя

13

17

19

4

15

12

17

21

13

Перекос оси линии валов

3

–

–

2

–

5

–

4

–

Дисбаланс ротора агрегата

3

6

4

5

9

2

19

11

9

Физический износ оборудования

1

3

5

6

–

2

–

–

–

Коррозионно-эрозионный износ

2

2

2

–

–

1

–

–

–

Структурный резонанс

1

–

5

–

–

1

–

–

–

Дефект подшипников или ослабление их посадки

7

7

4

1

6

1

15

12

5

Недостаточная жесткость крепления агрегата

3

5

2

4

1

1

1

2

8

Оставшееся оборудование с повышенной вибрацией к концу года. Из них:

3

20

14

9

20

12

20

23

57

На электродвигателе

2

7

4

1

6

6

8

8

29

На насосном оборудовании

1

13

10

8

14

6

12

15

28

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

545

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

546

Рис. 1 200 180

179

160 140 Количество единиц

на оборудовании ОАО СШМНУ систематизированы по общему уровню, хранятся и обрабатываются в ПЭВМ с 2007 года, причем все результаты замеров, имеющие более раннюю дату, также были внесены в программу. Ежемесячно, ежеквартально при подготовке отчетов, одной из первоочередных характеристик работы ОАО СШМНУ является диаграмма текущего распределения количества насосного оборудования по диапазонам уровней вибрации. Кроме всего, необходимо отметить, что в ОАО СШМНУ введен такой параметр, как среднестатистический уровень вибрации, который рассчитывается как среднее значение уровней вибрации (СКЗ) всего подконтрольного оборудования, по максимальной точке с каждого агрегата. На агрегате имеется расцентровка. При проведении частотного анализа будет обнаружен набор частот, соответствующий первой, второй и часто третьей составляющей оборотной частоты. Но когда на агрегате имеет место изгиб вала, дефекты посадки подшипников или другие причины, вызывающие точно такие же характерные признаки, то поставить точный диагноз довольно сложно. Однако, при внимательном рассмотрении распределения скорости вибрации (СКЗ) [3, с. 15] по всему насосному агрегату можно создать экспертную систему, применимую к своему подконтрольному оборудованию, хотя бы на первом этапе, по трем основным видам неисправностей насосов, к которым можно отнести: 1. Нарушение центровки 2. Дефект муфты 3. Изгиб лап электродвигателя (обобщенное название, которое включает в себя как сами искривления лап, так и различные деформации рам, на которых установлены агрегаты). Три причины повышенной вибрации являются основными. Таблица на основе годовых отчетов по вибродиагностике показывает, почему именно эти причины являются основными. На практике существует гораздо больше видов неисправностей, поэтому все причины были объединены по сходным признакам, в результате представлены лишь 11 видов работ. Итоговая картина по неисправностям представлена в графическом виде на рисунке 1. Как видно из таблицы и диаграммы, максимальным количеством причин повышенной вибрации являются именно эти три фактора, поэтому нужно создать

131

120

106

100 80

72

60

62

40

28

25

16

20 0

1

2

3

4

5 6 Причины вибрации

1. Нарушение центровки 2. Изгиб лап электродвигателя 3. Дефект муфты 4. Дисбаланс ротора агрегата 5. Дефект подшипников или ослабление их посадки 6. Недостаточная жесткость крепления агрегата

Рис. 2

7

8

10

7

7

9

10

11

7. Несоостность картера подшипников с корпусом насоса 8. Физический износ оборудования 9. Перекос оси линии валов 10. Структурный резонанс 11. Коррозионно-эроэионный износ

Точка 2 Точка 1 Координаты: Х – Горизонтальное направление Y – Вертикальное направление Z – Осевое направление

Точка 4 экспертную систему только по этим видам работ. Для создания системы потребуется некоторое время, чтобы выявить причины повышенной вибрации, провести анализ и, в конечном итоге, набрать необходимую статистику. Кроме того, чтобы экспертная система достоверно работала, необходимо разделить оборудование по характерным различным признакам. Из всего многообразия признаков в данной статье рассмотрим два типа насосного оборудования: 1) консольные насосы; 2) двухопорные насосы. По каждому типу проведем соответствующий анализ и создадим экспертную систему. Введем обозначение точек, которые приняты ОАО СШМНУ (для условности на рисунке 2 изображен консольный насос). Соответственно, следуя этой схеме, точки будут иметь обозначения:

Точка 3

1Х – Свободный конец вала электродвигателя, горизонтальное направление 1Y – Свободный конец вала электродвигателя, вертикальное направление 1Z – Свободный конец вала электродвигателя, осевое направление 2Х – Конец вала электродвигателя около муфты, горизонтальное направление 2Y – Конец вала электродвигателя около муфты, вертикальное направление 2Z – Конец вала электродвигателя около муфты, осевое направление 3Х – Конец вала насоса около муфты, горизонтальное направление 3Y – Конец вала насоса около муфты, вертикальное направление 3Z – Конец вала насоса около муфты, осевое направление 4Х – Свободный конец вала насоса, горизонтальное направление 4Y – Свободный конец вала насоса, вертикальное направление

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

4Z – Свободный конец вала насоса, осевое направление В дальнейшем будут построены графики, у которых осью X являются данные точки, а осью Y – значения уровней вибрации. Так как для каждого класса оборудования допустимые значения уровней вибрации имеют различные значения [4, с. 5], то для каждого типа оборудования значения уровней вибрации по каждой точке были усреднены. Статистические данные представлены в таблице 1. Выделенные значения уровней вибрации – это усредненные значения виброскорости, которые были получены из общего количества данных. На основании полученных данных построим графики для каждого класса оборудования и по видам работ. При изучении распределения уровней вибрации по точкам можно определить характерные признаки, по которым составляется алгоритм выявления причин повышенной вибрации. Для примера рассмотрим один из графиков, относящийся к дефекту соединительной муфты для двухопорных насосов. Если вибрация в точке 1Х больше, чем в точках 1Y и 1Z, а также вибрация в точке 2Z больше, чем в точках 2Y и 2Х, и в то же время вибрация в точках ЗХ и 4Х, соответственно, больше, чем в точках 3Y, 3Z и 4Y, 4Z, значит причина вибрации заключается в соединительной муфте. Три основных вида неисправностей насосного оборудования имеют свои характерные закономерности, а поэтому любой специалист, который занимается устранением вибрации, может создать собственную диагностическую программу для своего подконтрольного оборудования. Преимущества данного метода очевидны, за исключением того, что необходимо некоторое время, для сбора и анализа информации на первом этапе. При замерах вибрации по общему уровню к концу 2011 года была обнаружена некоторая закономерность в распределении вибрации по точкам, в зависимости от видов неисправностей. Все данные были нанесены на миллиметровую бумагу, и тогда появились первые алгоритмы для выявлений неисправностей. Через некоторое время была написана программа, которая работала так: 1. Вводились текущие замеры, на основании которых строился график.

2. В базе данных хранились статистические данные по некоторым видам неисправностей, на основании которых также строились графики. Текущий график постоянно находился на экране, а все последующие стати-

Таблица 1 Нарушение центровки насосного оборудования 1X

1Y

1Z

2Х

2Y

2Z

ЗХ

3Y

3Z

4Х

4Y

4Z

16,0

5,0

15,0

7,1

5,0

Двухопорные насосы 3,5

2,1

7,1

4,0

8,0

7,1

9,0

0,9

0,9

0,7

1,3

1,5

0,6

6,0

3,0

3,0

5,0

1,5

1.3

2,8

5,1

0,0

3,3

4,2

6,2

12,2

8,6

6,6

4,3

4,2

5,8

6,0

3,7

0,0

5,8

3,0

7,0

5,0

3,7

3,3

2,6

2,3

1,5

3,3

3,0

2,0

3,6

4,2

5,2

8,1

7,8

4,5

6,7

3,8

3,4

2,8

3,5

3,2

2,7

2,8

Консольные насосы 7,1

3,5

0,0

4,9

2,1

2,8

5,3

3,4

4,0

3,6

4,0

2,2

2,6

4,5

7,1

5,1

4,4

4,8

7,1

3,1

3,2

5,6

6,6

6,6

6,7

20,3

11,7

8,6

14,1

5,7

5,6

1,5

1,2

3,2

2,5

4,4

3,5

14,4

7,0

3,0

9,9

3,3

3,0

4,4

3,3

2,8

4,5

4,7

4,6

9,2

5,5

3,9

6,3

3,8

3,9

3Z

4Х

4Y

4Z

Изгиб лап электродвигателей 1Х

1Y

1Z

2Х

2Y

2Z

ЗХ

3Y

Двухопорные насосы 4,8

12,5

15,0

5,4

15,5

16,3

5,8

5,6

2,9

2,7

2,0

4,2

15,0

4,4

1,0

11,0

3,5

2,3

2,0

5,8

3,8

2,8

5,0

6,0

17,6

4,0

7,0

14,0

3,6

8,0

4,9

4,6

3,9

5,0

2,0

2,0

5,8

6,8

5,0

4,2

5,0

7,8

9,8

8,5

6,0

5,6

2,8

2,6

7,5

24,0

0,0

12,5

11,5

16,8

3,6

5,9

5,0

3,7

2,6

2,2

8,5

8,5

3,5

8,6

7,6

9,5

4,3

5,1

3,8

3,5

3,1

3,0

Консольные насосы 4,7

4,4

0,0

3,3

16,4

5,8

2,8

3,3

3,2

2,7

6,2

6,0

1,8

10,8

1,7

2,3

12,2

1,6

7,1

4,1

1,6

6,0

3,2

1,6

2,8

13,7

13,7

6,6

5,7

12,0

7,7

9,0

6,8

14,9

7,9

4,2

9,5

1,7

0,0

8,3

1,7

2,4

7,0

3,0

3,0

3,6

2,0

1,7

2,5

2,4

0,0

5,5

8,8

9,9

11,1

3,5

6,0

6,0

2,2

3,8

5,1

8,0

2,6

5,1

9,0

6,1

7,4

4,8

4,0

6,4

4,2

3,9

3Z

4Х

4Y

4Z

Дефект соединительной муфты 1Х

1Y

1Z

2Х

2Y

2Z

ЗХ

3Y

Двухопорные насосы 2,0

3,8

2,2

2,0

5,3

2,4

6,9

7,2

5,0

6,1

5,7

5,3

4,6

1,3

3,6

5,5

2,7

3,6

9,2

9,2

3,6

10,0

4,9

2,0

1,1

1,1

1,6

2,4

1,4

1,8

13,6

5,6

3,0

6,8

3,1

1,8

1,7

1,4

1,4

0,9

1,7

1,8

12,0

8,5

7,0

14,2

5,8

4,5

15,4

11,0

0,0

7,0

14,3

21,5

2,8

10,0

4,5

5,4

2,1

5,2

5,0

3,7

1,8

3,6

5,1

6,2

8,9

8,1

4,6

8,5

4,3

3,8

Консольные насосы 2,7

3,0

0,0

2,5

3,3

4,0

1,8

1,1

0,7

0,9

0,9

0,9

4,6

2,5

8,4

4,1

9,5

7,2

2,6

2,0

0,8

2,0

1,6

1,2

1,6

1,0

4,2

2,0

5,5

3,7

10,8

4,8

4,5

4,2

1,9

6,3

3,4

1,8

0,0

3,0

6,3

4,4

11,3

6,8

5,7

6,9

3,8

4,4

2,9

1,5

0,0

3,2

2,3

3,2

13,5

4,0

1,2

7,0

3,5

1,2

4,8

3,2

2,3

3,2

5,5

4,2

8,2

6,3

4,0

4,0

2,5

2,8

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

547

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Литература 1. Исакович М.М., Клейман Л.И., Перчанок Б.Х., «Устранение вибрации электрических машин» 2-е. изд., перераб. и доп.– Л.:Энергия. 1979. – 200 с.: 2. Гольдин А.С. «Вибрация роторных машин» 2-е изд. исправл.-М.: Машиностроение. 2000 – 344 с.: 3. Герике Б.Л., Абрамов И.Л., Герике П.Б. «Вибродиагностика горных машин и оборудования». Учеб. пособие. – Кемерово, КузГТУ, 2007. – 167 с.

4. ГОСТ ISO 10816-1-97 «Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Промышленные ма-

548

Нарушение центровки насосного оборудования 10,0 9,0

Уровень вибрации

8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0

1Х

1Y

1Z

2Х

2Y

2Z

3Х

3Y

3Z

4Х

4Y

4Z

4Х

4Y

4Z

4Х

4Y

4Z

Точки замера Двухопорные насосы

Консольные насосы

Изгиб лап электродвигателей 10,0 9,0

Уровень вибрации

8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0

1Х

1Y

1Z

2Х

2Y

2Z

3Х

3Y

3Z

Точки замера Двухопорные насосы

Консольные насосы

Дефект соединительной муфты 10,0 9,0 8,0 Уровень вибрации

стические графики, можно было накладывать на него. При максимальном совпадении двух графиков, принималось решение о неисправности. Отличительной особенностью данной программы являлось то, что база данных была открыта, и последующее ее пополнение на основании вновь выявленных неисправностей увеличивала достоверность диагноза. При достаточном накоплении статистических данных к концу 2014 года была написана следующая программа, в которую необходимо было внести только текущие значения уровней вибрации на насосном агрегате, а алгоритм был уже описан и не мог быть изменен. Но для тех основных видов неисправностей, которые были рассмотрены выше, программа до сих пор безотказно работает. Программа ОАО СШМНУ была полностью составлена на базе собственных данных и собственного анализа. При написании алгоритма по расцентровке было неважно, в какой из плоскостей она находится, так как если она имеется, то ее надо обязательно устранить, но дополнительная информация была полезна. В данной статье показано, что при помощи общего уровня вибрации можно оценивать не только техническое состояние агрегатов, но и создавать экспертные системы. Но отказываться от традиционных методов диагностики было бы не совсем правильно, так как многие виды дефектов оборудования не могут быть выявлены при помощи Ve (дефекты зубчатых зацеплений, начало развития дефектов подшипников качения и т.д.). Данные методики можно было бы рекомендовать начинающим вибродиагностам, так как для их использования достаточно минимального уровня знаний в области вибрации.

7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0

1Х

1Y

1Z

2Х

2Y

2Z

3Х

3Y

3Z

Точки замера Двухопорные насосы

шины номинальной мощностью более 15 кВт и номинальной скоростью от 120 до 15000 об/мин».

5. «Временные методические указания

Консольные насосы

по проведению экспертизы промышленной безопасности технических устройств в горнорудной промышленности». ООО ПТП «Сибэнергочермет», г. Новокузнецк.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Применение теплового контроля на ОПО Сергей ЯКУНИН, заместитель технического директора по производству ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей КУЛАКОВ, технический директор ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Павел АЛЕЙНИКОВ, руководитель лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Алексей ГОЛОВАНОВ, заместитель руководителя лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Станислав КОРОЛЬ, инженер ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей ВЛАСОВ, начальник отдела ЭПБ ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск)

Рис. 1. Изображения дымовой трубы в инфракрасном и видимом спектре 90 м 85 м

75 м

60 м

В статье рассматривается применение теплового контроля при определении причин возникновения наледей на дымовых трубах при эксплуатации и о приемке выполненных ремонтных работ. Ключевые слова: тепловой контроль, дымовая труба, опасный производственный объект.

О

рганизация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности зданий, сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, а также проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте в соответствии с Федеральным Законом от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». В связи с этим многие организации, эксплуатирующие опасный производственный объект (ОПО), пытаются решить проблемы незамедлительно. Например, один из владельцев ОПО столкнулся с проблемой образования наледей на дымовых трубах в отопительный период и заказал проведение обследования. Специалистами ООО «ГРЭЙ» был выполнен тепловой контроль дымовой трубы с применением тепловизора. Изображения данной дымовой трубы в инфракрасном и видимом спектре представлены на рисунке 1. По результатам анализа полученных данных был сделан вывод об отсутствии теплоизолирующих материалов в прослойке между стволом и футеровкой дымовой трубы.

Дымовые газы, поднимаясь вдоль ствола трубы, остывали, и, достигнув температуры точки росы, водяные пары, содержащиеся в них, конденсировались на поверхности ствола, образуя, таким образом, в зимнее время наледи. Владелец дымовой трубы решил провести ремонт в остановочный период. Проект производства работ предусматривал частичную разборку футеровки небольшими участками в виде проемов площадью до 2 м2, расположенных равномерно по окружности и в каждом поясе футеровки. Далее в образовавшиеся «окна» производилась засыпка теплоизолирующей смеси, закладка проемов и восстановление защитного слоя футеровки. Приемка дымовой трубы после проведенного ремонта осуществлялась в отопительный период. Однако, осуществив тепловизионную съемку, и совместив изображения в инфракрасном спектре до и после ремонта, специалисты ООО «ГРЭЙ» установили, что оба изображения трубы полностью, до мельчайших деталей, совпадали. Контрольное вскрытие одного из ремонтных «окон» после остановки дымовой трубы показало, что теплоизолирующая смесь испарилась за 2 месяца эксплуатации, прошедших после окончания ремонтных работ. Таким образом, применение теплового контроля позволило владельцу опреТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

45 м 13.7 °С 12 10 8 6 4 2 0 – 1.1

30 м

делить причину образования наледей на дымовой трубе, выполнить приемку ремонтных работ и сэкономить средства. После вступления в силу приказа Ростехнадзора от 1 июля 2014 года № 287 «О признании не подлежащими применению отдельных актов Федерального горного и промышленного надзора России» утратило силу постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 3 декабря 2001 года № 56 «Об утверждении Правил безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных труб», которое было зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации и подлежало неукоснительному исполнению организациями – владельцами дымовых труб. На сегодняшний день нет утвержденных и обязательных к исполнению Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности при эксплуатации дымовых труб, что создает проблемные ситуации при взаимодействии экспертной организации и владельца опасного производственного объекта при проведении работ по экспертизе промышленной безопасности.

549

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Комплексный подход к диагностированию оборудования на ОПО Сергей ВЛАСОВ, начальник отдела ЭПБ ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей КУЛАКОВ, технический директор ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей ЯКУНИН, заместитель технического директора по производству ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Павел АЛЕЙНИКОВ, руководитель лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ», (г. Нижневартовск) Алексей ГОЛОВАНОВ, заместитель руководителя лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Станислав КОРОЛЬ, инженер ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск)

В настоящей статье рассмотрен опыт внедрения комплексного подхода к диагностированию насосного оборудования систем ППН и ППД объектов нефтедобычи, перехода к системе ремонта по фактическому состоянию. Рассмотрены проблемы контроля и приемки ремонтных работ, их анализ и мероприятия по эффективной, безопасной эксплуатации насосного оборудования. Ключевые слова: комплексный подход, вибродиагностика, дефекты насосного оборудования, контроль качества ремонтных работ, безопасная эксплуатация оборудования.

К

ак показала практика, вибрационная диагностика – один из перспективных и достоверных методов не только неразрушающего контроля, но и технического обслуживания. Возникающие в машинах вибрационные процессы информативны и достаточно полно отражают техническое состояние наиболее важных узлов, а также характер протекания рабочих процессов. В отличие от многих других методов вибродиагностика позволяет не только обнаружить неисправность, но и достоверно определить ее причины, позволяет обнаружить дефект на ранней стадии, что дает возможность спрогнозировать с определенной достоверностью аварийную ситуацию, обоснованно спланировать сроки и объемы ремонта оборудования. В соответствии с требованиями «Технологического регламента по обслуживанию нефтепромыслового оборудования на объектах нефтедобычи» критерием оценки технического состояния насосного оборудования по вибродиаг-

550

ностическим параметрам стало среднеквадратическое значение виброскорости (СКЗ): ■ до 2,8 мм/с – «Отлично»; ■ до 4,5 мм/с – «Хорошо»; ■ до 7,1 мм/с – «Удовлетворительно»; ■ свыше 7,1 мм/с – «Неудовлетворительно». На начальном этапе работы была изу­ чена и проанализирована ремонтноэксплуатационная документация на обследуемое насосное оборудование. Анализ результатов показал, что в ремонтных журналах (паспортах) информация о виде проведенного ремонта, основных параметрах ремонтных узлов (величины зазоров в подшипниках, данных о центровке оборудования, данных о проведенной замене ЗИП и т.д.) либо отсутствует, либо внесена не в полном объеме. Контроль ответственными лицами со стороны эксплуатирующей организации за ведением и приемкой ремонтной технической документации в необходимом объеме не проводится.

Фонд оборудования составлял более 500 единиц. По результатам контроля текущая оценка технического состояния оборудования на начальном этапе была следующая: ■ 51,7% – «Неудовлетворительно»; ■ 36,6% – «Удовлетворительно»; ■ 10,0% – «Хорошо»; ■ 1,6% – «Отлично». После проведенного анализа результатов контроля были определены основные виды дефектов и неисправностей, влияющие на безопасную и безаварийную эксплуатацию насосных агрегатов ОПО: ■ расцентровка – 26,3% ■ дефекты подшипников – 20,1% (качения 14,2%, скольжения 5,9%); ■ отступления от требований на монтаж оборудования – 18,6%; ■ технологическая вибрация – 16,9% ■ дисбаланс ротора – 10,0% (электродвигателя 8,0%, насоса 2,0%); ■ неисправности/дефекты муфт – 3,4%; ■ дефекты опорной системы агрегатов – 2,5%; ■ дефекты трубопроводной обвязки агрегатов – 1,7%; ■ электрические дефекты электродвигателей – 0,5%. Основным видом технической неисправности явилась расцентровка оборудования (26,3%). Преобладание данного дефекта было обусловлено двумя основными причинами: ■ некачественной центровкой при проведении ремонта ввиду низкой квалификации персонала ремонтной организации, отсутствия необходимого инструмента и приспособлений, отсутствия «регулировочных болтов» на раме двигателя, позволяющих с должной точностью выставить его в горизонтальном положении, не применяя ударный инструмент и т.д.; ■ расцентровкой, возникающей в процессе эксплуатации (пуски/остановы оборудования) при наличии дефектов опорной системы агрегата по причине отсутствия контакта между основными опорными поверхностями рамы агрегата и рамы двигателя, разрушения оснований блок-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

боксов, наличия «пирамиды» из регулировочных пластин и других отступлений от требований на монтаж. Для подтверждения выводов о причинах расцентровки по согласованию с Заказчиком выборочно был проведен технический аудит работ по приемке оборудования в эксплуатацию после ремонта и оборудования, находящегося в эксплуатации, в части проверки центровки. Из 107 единиц оборудования лишь 7 (6,5%) соответствовали требованиям нормативной документации на центровку. Второй причиной неисправности оборудования были дефекты подшипниковых узлов, в основном агрегатов дожимных насосных станций (ДНС): оборудования внешней перекачки (НВП) и насосы подтоварной воды (НПВ). Это заводские дефекты подшипников качения, нарушения технологии монтажа и технического обслуживания, отклонения от нормальных условий при эксплуатации. Дефекты узлов подшипников скольжения оборудования кустовых насосных станций (КНС) в основном выражены в превышении допустимых зазоров, как в самом подшипнике, так и между верхним вкладышем подшипника и верхней крышкой подшипниковой опоры. Дисбаланс ротора электродвигателей в основном был вызван отсутствием одной – двух лопаток крыльчатки ротора, смещением установленных ранее балансировочных масс. Причины неисправности муфт были связаны с нарушениями условий эксплуатации и технического обслуживания: неравномерный, односторонний износ отверстий полумуфт; «закусывание» элементов зубчатых муфт; деформации и разрушения гибких элементов в пластинчатых муфтах. Также неисправности были связаны с некачественным проведением ремонтных работ, отступлением от требований на монтаж/наладку оборудования: неправильная сборка полумуфт относительно друг друга; прослабленная посадка полумуфт на валу; наличие «кустарных» балансировочных масс; сборка муфт из элементов разных комплектов без проведения балансировки и т.д. В целях предотвращения аварий и отказов насосного оборудования, а также повышения эффективности его эксплуатации была скорректирована структура технического диагностирования, порядок действий по результатам оценки состояния оборудования, вывода и приемки оборудования из ремонта. Принято решение об обязательном послеремонтном обследовании насосного оборудования после выполнения любого вида ремонтных ра-

бот с последующей оценкой технического состояния агрегата, качества и эффективности выполненного ремонта. В дополнение к данным мерам было решено проводить измерение термодинамическим методом фактического КПД насосных агрегатов системы ППД (малая погрешность измерений при высоком перепаде давления на входе и выходе), тепловой контроль подшипниковых узлов, а ремонтные работы проводить с учетом результатов комплексного мониторинга технического состояния оборудования. Целью работ по определению фактического КПД насосов параллельно проведению вибродиагностики при вводе в эксплуатацию (нового, после КР) или на текущий (начальный) период времени являлась оценка его технического состояния (состояние проточной части) и мониторинг эффективности эксплуатации по изменению его напорно-расходных характеристик. Периоды контроля устанавливаются в зависимости от фактического технического состояния насосов. Чем хуже техническое состояние, тем короче интервалы периодических проверок. Точная периодичность устанавливается исходя из конкретных условий эксплуатации и типа насосов. При достижении минимально-допустимых значений КПД насос выводится в ремонт. При проведении мониторинга температур подшипниковых узлов анализировались данные периодического теплового контроля, показания температуры, регистрируемые стационарной системы объекта (при наличии таковой), давление масла в маслосистеме и данные вибрационных параметров оборудования. Полученные результаты позволяют наиболее достоверно получить представление о состоянии того или иного подшипникового узла агрегата и дать рекомендации по его дальнейшей эксплуатации, срокам проведения периодического контроля или ремонту. За два последующих года был выполнен большой объем как организационных, так и технических мероприятий по устранению причин вибрации оборудования, повышению качества ремонтных работ, повышению эксплуатационной надежности парка насосного оборудования ОПО и обеспечению его безаварийной, эффективной работы. Мероприятия, в которых принимали участие специалисты ООО «ГРЭЙ»: ■ с учетом результатов вибродиагностики и измерений КПД проведена замена и модернизация насосного оборудования: установка насосов с производительностью согласно фактическим режимам

перекачки, вывод из эксплуатации насосов, имеющих низкий КПД (14–19%), установка электродвигателей с частотными преобразователями (ЧРП), переобвязка приемных и напорных трубопроводов насосов, установка дополнительных и ревизия (ремонт) существующих опор, промывка линий на прием насосов внешней перекачки; ■ работы по реконструкции и модернизации опорных систем насосного оборудования, оснащенного ЧРП, для предотвращения влияния собственных частот колебания системы (зон резонанса); ■ ревизия и замена муфт на оборудовании; ■ монтаж оборудования на рамные и фундаментные основания согласно техническим требованиям заводов-изготовителей; ■ динамическая балансировка роторов электродвигателей в собственных подшипниках, выполненная специалистами ООО «ГРЭЙ» на месте установки агрегатов. Сравнительный анализ оценки технического состояния насосного оборудования по итогам проведенных работ показал положительную динамику в изменении технического состояния насосного оборудования: ■ 10,2% – «Неудовлетворительно»; ■ 42,7% – «Удовлетворительно»; ■ 32,9% – «Хорошо»; ■ 14,2% – «Отлично». Однако, несмотря на положительные результаты, сохранился значительный процент оборудования с неудовлетворительной оценкой технического состояния, связанный, в первую очередь, с технологическим режимом работы – наличием технологической вибрации, обусловленной отклонениями от номинальных режимов перекачки (низкий уровень давления на приеме, работа агрегата в области малых подач, высокий газовый фактор), эксплуатационным износом деталей проточной части (в основном лопаток рабочих колес). Кроме того, все еще актуальна проблема расцентровки оборудования. Низкое качество проведения ремонтных работ в части центровки при монтаже оборудования, не в полном объеме выполненные работы по ремонту и реконструкции опорных систем агрегатов (фундаментов и т.д.). Применение комплексного подхода к диагностированию насосного оборудования систем ППД и ППН опасных производственных объектов нефтедобычи при эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте достаточно эффективно при условии выполнения всех назначенных мероприятий.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

551

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Необходимость применения современного оборудования при проведении работ по техническому диагностированию и экспертизе промышленной безопасности Сергей КУЛАКОВ, технический директор ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей ЯКУНИН, заместитель технического директора по производству ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Павел АЛЕЙНИКОВ, руководитель лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Алексей ГОЛОВАНОВ, заместитель руководителя лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Станислав КОРОЛЬ, инженер ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей ВЛАСОВ, начальник отдела ЭПБ ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск)

В статье рассмотрен случай применения комплексного современного оборудования по неразрушающему контролю, позволяющего производить работы и получать результаты технического диагностирования не нарушая антикоррозионного покрытия, осуществляя 100% контроль обследуемой площади и с большой достоверностью результатов. Ключевые слова: неразрушающий контроль, экспертиза промышленной безопасности, опасный производственный объект, авария.

С

овременные принципы содержания технологического оборудования в работоспособном состоянии в соответствии с действующи-

Рис. 1

552

ми нормативными документами и экономической составляющей невозможны для применения без оптимизации процессов по подготовке оборудования к прове-

дению работ по экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ) и техническому диагностированию. При этом необходимо обеспечивать эксплуатационную надежность технологического оборудования. Данные факторы требуют внедрения современных методов контроля и диагностики, позволяющих производить оценку текущего состояния оборудования, определять его остаточный ресурс с учетом реальных условий и сроков эксплуатации. Согласно действующим нормативным документам, основой проведения экспертизы промышленной безопасности стальных вертикальных резервуаров (РВС) для хранения нефти и нефтепродуктов является обследование всех элементов конструкции РВС. По совокупности полученных данных проводится оценка технического состояния с расчетом срока безопасной эксплуатации РВС, а в случае необходимости разрабатываются рекомендации о необходимости проведения ремонтных работ. При этом от полноты и качества результатов, получаемых при обследовании, зависит дальнейшая безопасная эксплуатация объекта. Особенностью определенной доли парка РВС является наличие антикоррозионного покрытия днища и первого пояса стенки, нарушение которого не допускается. Днище и первый пояс стенки относятся к наиболее ответственным элементам РВС, на которые в максимальной степени воздействуют эксплуатационные и технологические факторы. По действующим правилам для контроля состояния металла днища и стенки РВС

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 2

достаточно использования визуальноизмерительного контроля, ультразвукового и магнитного контроля. Использование данных методов контроля дает общее представление о состоянии объекта, но, учитывая ответственность и возможные последствия, специалистами ООО «ГРЭЙ» по согласованию с заказчиком в комплексе со стандартными приборами неразрушающего контроля применяется ряд уникальных приборов и оборудования. Например, магнитный дефектоскоп ИНТРОКОР М-150 (производство Россия) с программным обеспечением для обработки диагностических данных и методикой оценки срока безопасной эксплуатации для прогнозирования ресурса РВС. Достоинства данной технологии по сравнению с традиционными методами контроля очевидны: 1. Работы проводятся без нарушения антикоррозионного покрытия;

2. Высокая производительность и разрешающая способность при 100% контроле; 3. Производится оценка размеров выявленных областей дефектных зон; 4. Осуществляется классификация местоположения дефекта (внешний/внутренний); 5. Составляется карта толщин с привязкой координат дефектных зон. Принцип действия магнитного дефектоскопа ИНТРОКОР М-150 основан на регистрации магнитных полей рассеяния от дефектов. При производстве работ прибором информация записывает-

ся в портативное устройство, выявление и предварительная оценка объекта контроля и области дефекта производится непосредственно в процессе диагностирования (рис. 1). Для исключения возможных пропусков потенциальных дефектов включается звуковая индикация. По изображению магнитных отпечатков определяется форма дефектов, их ориентация, размеры и взаимное расположение и остаточная толщина. Дефектоскоп выявляет нарушения сплошности металла, коррозионные и усталостные трещины, каверны, язвы и другие дефекты по всей площади днища. Стенки резервуара, труднодоступные участки днища, подводящие трубопроводы контролируются с использованием системы фирмы TesTex «TS/PS 2000» – система для сплошного неразрушающего контроля (сканирования) металлов с внешней стороны. Система позволяет находить различного рода дефекты в основном металле на глубине до 22 мм. При проведении контроля на экране ноутбука в режиме реального времени формируется изображение, на котором с помощью цветной кодировки отображаются дефекты (рис. 2) как изменение амплитуды и фазы сигнала с каждой катушки сканера. Изображение позволяет судить о форме дефектов и потерянной толщине. Фаза сигнала пропорциональна глубине утонения, а амплитуда – его объему. Наличие обнаруженных дефектных зон впоследствии подтверждались визуальноизмерительным и ультразвуковым методами контроля. Перед началом работы прибор необходимо настроить по эталонному образцу с искусственными дефектами 30% и 60% от толщины стенки. При контроле настройки системы устанавливались таким образом, чтобы выявлять утонения от 30%, а критическим считался дефект от 50%. Применение данного подхода при проведении обследования позволяет исключить пропуски дефектов на больших площадях обследуемых поверхностей, сокращает время производства работ, позволяет получить достоверные результаты измерений, что в итоге обеспечивает надежность оборудования в дальнейшей эксплуатации.

Согласно действующим нормативным документам, основой проведения экспертизы промышленной безопасности стальных вертикальных резервуаров (РВС) для хранения нефти и нефтепродуктов является обследование всех элементов конструкции РВС ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

553

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Комплексный подход

при проведении технического диагностирования станков-качалок Павел АЛЕЙНИКОВ, руководитель лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей ЯКУНИН, заместитель технического директора по производству ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей КУЛАКОВ, технический директор ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Алексей ГОЛОВАНОВ, заместитель руководителя лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Станислав КОРОЛЬ, инженер ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей ВЛАСОВ, начальник отдела ЭПБ ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск)

В настоящей статье рассмотрен опыт внедрения комплексного подхода к диагностированию СК объектов нефтедобычи, перехода к системе ремонта по фактическому состоянию. Ключевые слова: комплексный подход, приборное обследование, контроль качества ремонтных работ, безопасная эксплуатация оборудования.

В

соответствии с Федеральным Законом от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности зданий, сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, а также проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, в установленные сроки и по предъявля-

емому в установленном порядке предписанию федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности или его территориального органа. На опасных производственных объектах (ОПО) Нижневартовского региона используется более 80% станковкачалок (СК), отработавших свой нормативный ресурс. Как правило, владельцы оборудования по экономическим соображениям не проводят техническую диагностику СК, а ограничиваются проведением плановых технических обслуживаний (ТО). Специалисты неразрушающего контроля при техни-

ческом обслуживании не привлекаются, а приборное обследование СК не ведется. В этой связи повышается угроза возникновения аварий, остановки скважин, выхода из строя СК. ООО «ГРЭЙ» более 20 лет занимается обследованием СК и сталкивается с многочисленными дефектами и нарушениями правил эксплуатации СК. Только при комплексном подходе к диагностированию СК можно выявить скрытые дефекты и предотвратить аварийную ситуацию. При проведении технической диагностики СК основными являются три составляющие: анализ документации, визуальноизмерительный контроль элементов СК и приборное обследование. При анализе документации необходимо проанализировать сведения о дате изготовления и вводе в эксплуатацию, данные о фактической наработке СК, сведения о длине хода, числе качаний станка, нагрузке на устьевой шток, сведения о проведенных ранее ремонтах и заменах деталей СК. Визуально-измерительной контроль СК проводят в соответствии с требованиями РД 03-606-03 с целью выявления дефектов в основном металле и сварных соединениях, образовавшихся в процессе эксплуатации (трещин всех видов и направлений, износ поверхностей, деформаций основных элементов, механических повреждений, расслоений и закатов основного металла, коррозионных повреждений, изменения геометрических форм).

Рис. 1. Некомплект, разрушение и ослабленная натяжка ремней КРП Рис. 2. Разрушение каната в месте крепления к головке балансира

554

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 3. Проведение ультразвукового контроля пальца шатуна

Рис. 4. Результаты аварии из-за слома пальца нижней головки шатунов

При визуальном осмотре и измерительном контроле первоочередное внимание следует уделять: ■ зонам концентрации напряжений (в местах соединений головки балансира с балансиром, мест креплений рамы к фундаменту, в местах крепления балансира к траверсе, в местах соединений шатунов) ■ участкам, подвергавшимся ранее ремонту. Часто обслуживающий персонал не проводит полного комплекса работ при плановом ТО либо при проведении ремонтных работ, из-за чего остаются невыявленными дефекты, представленные на рисунках 1 и 2, что может привести к серьезным последствиям. При проведении приборного обследования для определения зон концентрации напряжений и усталостных повреждений элементов станка-качалки выполняется контроль методом магнитной памяти металла.

Контролю подвергаются область крепления балансира к головке балансира (600 мм длины балансира от места крепления с головкой и 100% длины вокруг крепления пальца на головке) и 50% длины сварных соединений башмаков с шатунами. Участки на поверхности элемента станка, где величина концентрации напряжений максимальна, подвергаются испытанию твердости и ультразвуковому контролю. Ультразвуковому контролю подвергаются элементы, в которых дефекты являются наиболее критичными. Контролю подвергаются 2 пальца нижней головки шатунов, 4 шпильки крепления корпуса подшипника к траверсе и места с повышенной концентрацией напряжений, выявленные методом магнитной памяти (рис. 3). Для проведения ультразвукового контроля был изготовлен контрольный образец с нанесением искусственных

дефектов. Из-за геометрической формы пальца СК данный метод не может обеспечить 100% гарантию отсутствия дефектов, но значительно повышает шанс их обнаружения и помогает сократить количество подобных аварий (рис. 4). Статистика распределения дефектов, обнаруженных при диагностировании станков-качалок на протяжении нескольких лет, показывает значительное снижение количества аварий в результате внедрения комплексного подхода. Владельцы СК применяют данный подход при контроле качества ремонтных работ, а также при переходе от плановой системы к системе ремонта по фактическому состоянию. Комплексный подход эффективен при проведении диагностирования СК, находящихся на опасных производственных объектах нефтедобычи при эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

555

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Обследование вертикальных стальных резервуаров с использованием магнитного сканирования Алексей ГОЛОВАНОВ, заместитель руководителя лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей ВЛАСОВ, начальник отдела ЭПБ ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей КУЛАКОВ, технический директор ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Павел АЛЕЙНИКОВ, руководитель лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей ЯКУНИН, заместитель технического директора по производству ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Станислав КОРОЛЬ, инженер ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск)

В статье рассмотрен метод технического диагностирования днищ резервуаров как более эффективный метод контроля на опасном производственном объекте для предупреждения возникновения аварийных ситуаций. Ключевые слова: магнитное сканирование, резервуар, безопасность и надежность резервуарного парка.

В

2009 году в целях повышения безопасности и надежности резервуарного парка была утверждена методика контроля днища и внутренних металлоконструкций вертикальных стальных резервуаров. В 2013 году вышла заменяющая данный документ методика контроля внутренних металлоконструкций резервуара без удаления антикоррозионного покрытия. Согласно новой методике, обследование резервуаров должно осуществляться с применением магнитных либо электромагнитных сканеров, обеспечивающих сплошной контроль днища. Сплошной контроль днища резервуара гарантирует безаварийную работу на опасном производственном объекте. Традиционные методы контроля днищ, такие, как ультразвуковая толщинометрия (УЗТ) и ультразвуковой контроль (УЗК), требуют проведения зачистки и подготовки поверхности объекта, и, следовательно, дополнительного времени на ремонт, не обеспечивая надежного выявления язвенной коррозии. Сканеры, основанные на магнитном методе, имеют значительно более низкие требования к подготовке поверхности, а также обеспечивают сплошной

556

контроль и выявление как общего утонения, так и точечных дефектов даже с нанесенным усиленным антикоррозионным покрытием. В дефектоскопе ИНТРОКОР М-150 реализуются магнитный и вихретоковый виды неразрушающего контроля. Магнитная система сканера намагничивает контролируемый участок стального листа. Магнитные поля рассеяния, созданные дефектами листа, преобразуются на выходе блока датчиков в электрические сигналы, которые через устройство сопряжения поступают в устройство сбора и отображения данных, выполненное на основе промышленного компьютера со встроенным программным обеспечением. Опрос магнитных и вихретоковых датчиков управляется импульсами от счетчика метража. Дефектоскоп позволяет одновременно выявлять дефекты как на внешней, так и на внутренней поверхности днища. Руководством ООО «ГРЭЙ» было принято решение об использовании системы ИНТРОКОР М-150 для возможности проводить контроль согласно требованиям нормативных документов. Контроль проводится в следующем порядке:

1) подготовка поверхности: удаление продукта, очистка «под метлу» (пескоструйная очистка не требуется); 2) проведение визуально-измерительного контроля (ВИК) поверхности участков днищ резервуаров. ВИК проводится с целью определения нарушения геометрических размеров, видимые нарушения целостности конструкций и покрытия, локальные деформации (вмятины, хлопуны), недопустимые коррозионные повреждения, язвы. По результатам контроля составляется заключение, в котором указывается возможность проведения неразрушающего контроля днища РВС магнитным методом; 3) разметка. Проводится мелом или несмываемой краской с целью определения траектории сканирования; 4) проведение магнитного контроля. По результатам ВИК проводится магнитное сканирование поверхности каждого листа днища. Контроль проводится бригадой из 2 человек. Первый управляет сканером. Второй отмечает обнаруженные дефекты, проводит УЗ толщинометрию, заносит результаты в предварительный отчет. Сканирование проводится по порядку в соответствии с номерами листов – сначала окраечные листы, потом центральная часть днища. При сканировании выполняются проходы вдоль коротких сторон листа и серия проходов вдоль длинной стороны листа днища с разворотом сканера дефектоскопа на 180° в конце каждого прохода, с перекрытием полос смежных проходов не менее чем на 30 мм. Схемы сканирования окраечных листов и листов центральной части днища приведены на рисунке 2. Изображение контролируемого объекта на развертке С-скана выводится в режиме реального времени на экран планшета. В местах появления дефектов цвет изображения изменяется в соответствии с настройкой цветовой шкалы дефектоскопа (от светлой к более темной, в зависимости от глубины дефекта), а также при выявлении дефектов различной глубины в помощь опе-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 1. Общий вид резервуара

ратору, настраивается звуковое оповещение. Браковочный уровень магнитного дефектоскопа настраивается по сигналу от дефекта глубиной от 0,3S и более, где S – толщина металла листа днища. Начиная с 2010 года специалистами ООО «ГРЭЙ» были проведены работы по сканированию днища (основной металл листов центральной части и окраечных листов днища) более 50 резервуаров, из них 25 единиц объемом 20 000 м3, 9 единиц объемом 10 000 м 3 и 16 единиц объемом 5 000 м3. Общая площадь обследованных участков составила более 45 000 м2. В результате проведенной работы по обследованию 50 резервуаров было обнаружено более 400 дефектов глубиной свыше 30% (недопустимый дефект), более 70 дефектов глубиной свыше 50% (недопустимый дефект) от номинальной толщины стенки днища и более 20 сквозных дефектов. Большинство обнаруженных дефектов имели точечный характер (язвы диаметром 2–4 мм), но и встречались такие дефекты, которые по своим размерам достигали размеров целого листа. Проведены ремонтные работы, дефектные участки и листы заменены, таким образом повышена надежность резервуарного парка заказчика и исключена возможность утечек продукта.

Рис. 2. Схемы сканирования листов днища РВС: а – траектория перемещения сканера при контроле листа центральной части днища; б – траектория перемещения сканера при контроле окраечных листов днища начало отсчета координат 1

2

2

1

Y

x начало отсчета координат

а)

б)

стенка резервуара

Рис. 3. Пример выявленных дефектов 0

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Специалисты компании ООО «ГРЭЙ» на высоком уровне освоили систему ИНТРОКОР М-150, получили опыт контроля днищ резервуаров различной толщины, с покрытием и без, собрали базу дефектов, глубина которых подтверждена с помощью УЗТ или при вскрытии антикоррозионного покрытия. В настоя-

щее время в ООО «ГРЭЙ» ведется разработка инструкции по проведению контроля резервуаров по РД с использованием дефектоскопа ИНТРОКОР М-150, которая позволит более точно классифицировать дефекты и определять их глубину по результатам магнитного контроля.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

557

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Обследование промышленных кирпичных дымовых труб Сергей ВЛАСОВ, начальник отдела ЭПБ ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей КУЛАКОВ, технический директор ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Сергей ЯКУНИН, заместитель технического директора по производству ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Павел АЛЕЙНИКОВ, руководитель лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Алексей ГОЛОВАНОВ, заместитель руководителя лаборатории НМКиД ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск) Станислав КОРОЛЬ, инженер ООО «ГРЭЙ» (г. Нижневартовск)

В статье рассматривается ситуация с ремонтом трубы, спровоцировавшая возникновение дефекта, влияющего на безопасную эксплуатацию ОПО. Ключевые слова: промышленная безопасность, обследования, кирпичные дымовые трубы.

В

соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ), диагностики, испытаний и освидетельствования зданий, сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, в установленные сроки. Эксплуатация большинства промышленных дымовых труб, возведенных несколько десятилетий назад, не обходится без ремонтных мероприятий различного объема после каждого отопительного сезона, а иногда и во время него. Также дымовая труба часто является конечным звеном технологических процессов, и вывод ее из эксплуатации, как правило, приводит к остановке всего технологического процесса. Для предупреждения таких ситуаций, а также для своевременного проведения ремонтных мероприятий необходимо проводить своевременные обследования и экспертизу промышленной безопасности дымовых труб.

558

Обследование дымовой трубы по комплексной программе требует значительных затрат времени и трудозатрат специалистов высокой квалификации. Также для проведения обследования необходима оснастка, приспособления и приборы, и, в некоторых случаях большое количество механизмов, так как объективная оценка реального состояния трубы может быть осуществлена лишь на основе качественного и всестороннего обследования. Дымовые трубы большой высоты находятся под непрерывным действием высокотемпературных агрессивных газовых потоков и внешних природных факторов, снижающих расчетный срок службы. Верхняя часть дымовой трубы (оголовок) находится в самых неблагоприятных условиях эксплуатации. Он принимает на себя атмосферные осадки, здесь происходит интенсивная конденсация дымовых газов, а также связанные с этим процессы многократного замораживания/размораживания, выветривания и тому подобного. При проведении обследования в рамках ЭПБ кирпичной трубы высотой 60 м одной из котельных специалистами ООО «ГРЭЙ» были обнаружены две вертикальные сквозные трещины кирпичной клад-

ки протяженностью 2,55 м, с раскрытием от 5 мм до 30 мм (отм.+56,95 до отм.+59,5), расположенные на 180° друг напротив друга, то есть оголовок трубы «треснул» на две части. Анализ проектной и исполнительной документации показал, что ремонт данного оголовка был выполнен два года назад. Кроме этого, по результатам анализа документации и опроса персонала эксплуатирующей организации было установлено следующее: ■ авторский надзор при ремонте не проводился; ■ строительный контроль при ремонте не проводился; ■ входной контроль материалов и их документации не проводился; ■ приемка работ осуществлена без осмотра объекта. После анализа проектной и исполнительной документации были выявлены нарушения технологии ремонта, после чего были обследованы еще 2 дымовые кирпичные трубы высотой 60 м и 102 м, где был проведен аналогичный ремонт оголовков той же организацией. Дефекты обнаружились те же самые: трещины вертикальные в кладке по высоте всего оголовка, трещины горизонтальные по периметру оголовка в месте примыкания к стволу, выпадения отдельных кирпичей и раствора, что является очень опасным дефектом, так как в случае падения на человека может привести к летальному исходу. Были составлены технические задания на ремонт дымовых труб, выбран подрядчик, который выполнил весь комплекс ремонтных мероприятий по устранению обнаруженных дефектов. На этот раз как строительный контроль, так и авторский надзор за производством работ были выполнены в полном объеме. Длительность безопасной эксплуатации и качество ремонтных мероприятий зависят от правильного и своевременно проведенного технического обследования дымовой трубы, обнаружения дефектов, влияющих на ее работоспособность, и своевременного их устранения.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Проблемы разработки планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов УДК 66-7 Булат ИБРАГИМОВ, эксперт по ПБ технических устройств, зданий и сооружений, деклараций промышленной безопасности, главный инженер ООО «Нафта-Групп» (г. Казань) Гульнара СИРАЗЕТДИНОВА, специалист неразрушающего контроля II уровня, начальник тендерного отдела ООО «Нафта-Групп» (г. Казань) Владимир МИНДРЮКОВ, эксперт по ПБ технических устройств ООО «Нафта-Групп» (г. Казань)

Изменения, установленные Федеральным законом от 30 декабря 2012 года № 287-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О континентальном шельфе Российской Федерации» и Федеральный закон «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации» (далее – Закон №287-ФЗ) [1], предусматривает для планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов (далее – ПЛРН) объекта обеспечения нефти и нефтепродуктов, ведущего хозяйственную деятельность во внутренних морских водах, в территориальном море и на континентальном шельфе, проведение государственной экологической экспертизы (далее – Госэкоэкспертиза). Таким образом разрабатываемые ПЛРН отнесены к самостоятельному объекту Госэкоэкспертизы. Ключевые слова: документация на техническое перевооружение опасных производственных объектов, экспертиза промышленной безопасности.

С

татьей 14 Федерального закона от 23 ноября 1995 года № 174-ФЗ «Об экологической экспертизе» (далее - Закон № 174-ФЗ) устанавливается порядок проведения Госэкоэкспертизы и состав необходимой и достаточной документации и материалов, предоставляемых для проведения экспертизы. В соответствии с данной статьей, к таким материалам также относятся материалы оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) хозяйственной либо иной деятельности и результаты публичных слушаний, организованных органами местного самоуправления. В дополнение к этому, пункт 3 статьи 31 Закона № 187-ФЗ [2] и пункт 3 статьи 34 Закона № 155-ФЗ [3] определяют любую деятельность в пределах внутренних морских вод, в территориальном море и на континентальном шельфе РФ объектом Госэкоэкспертизы.

Таким образом, теперь судоходные и бункеровочные организации, наряду с обязанностью получать положительное заключение Госэкоэкспертизы на проект экологического обоснования своей деятельности, должны проходить Госэкоэкспертизу ПЛРН, который не является хозяйственной деятельностью, а является документом, определяющим порядок действий, осуществляемых при ликвидации разлива нефтепродуктов. Кроме того, в соответствии с законом о Госэкоэкспертизе, предметом экспертизы становятся материалы, применяемые при ликвидации разливов. Между тем данные материалы должны быть подвергнуты Госэкоэкспертизе перед применением согласно статье 11, п.5 № 174-ФЗ. Заказчиками экспертизы в этом случае являются производители данных материалов, и это влечет дублирование работ по проведению экспертизы. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Также в некоторых случаях целесообразно отступление от требований ПЛРН, получившего положительное заключение, так как основной задачей является минимизация последствий разлива, решение которой предполагает возможное отступление от плана в зависимости от обстоятельств. Положения законов № 187-ФЗ и № 155ФЗ о том, что объектами Госэкоэкспертизы являются «…другие виды хозяйственной и иной деятельности…», неоднозначны и могут распространяться на любой аспект эксплуатации судов в пределах внутренних морских вод, в территориальном море и на континентальном шельфе РФ. Также не определены требования к составу материалов «ОВОС» и критерии оценки ПЛРН. В результате данные требования в каждом конкретном случае определяются экспертной комиссией, что приводит к разногласиям и необоснованности требований. В настоящий момент, в силу противоречий в законодательстве, существует необходимость корректировки указанных законов, в частности – в отношении проведения Госэкоэкспертизы ПЛРН объекта обеспечения нефти и нефтепродуктов, осуществляющего хозяйственную деятельность во внутренних морских водах, в территориальном море и на континентальном шельфе. Литература 1. Федеральный закон от 30 декабря 2012 года № 287-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О континентальном шельфе Российской Федерации» и Федеральный закон «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации».

2. Федеральный закон от 30 ноября 1995 года № 187-ФЗ «О континентальном шельфе Российской Федерации».

3. Федеральный закон от 31 июля 1998 года № 155-ФЗ «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации».

559

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Из опыта экспертизы ПБ ТУ. Совершенствование качества разработки нормативной документации Владимир МИНДРЮКОВ, эксперт по ПБ технических устройств ООО «Нафта-Групп» Булат ИБРАГИМОВ, эксперт по ПБ технических устройств, зданий и сооружений, деклараций ПБ, главный инженер ООО «Нафта-Групп» Гульнара СИРАЗЕТДИНОВА, специалист неразрушающего контроля II уровня, начальник тендерного отдела ООО «Нафта-Групп»

При проведении ЭПБ технических устройств эксперты руководствуются требованиями различных нормативных документов (НПА, НТД, ТР, ГОСТ, СТО, МУ и т.д.), при практическом применении которых могут возникать различные вопросы.

В

некоторых случаях может быть трудно определить статус (иерархию) документов с точки зрения преимущественного их применения, а также обязательности или добровольности их требований для принятия решения по вопросам, связанным с промышленной безопасностью. В трактовке некоторых сходных вопросов в различных документах могут возникнуть разногласия, что вынуждает экспертов обращаться в надзорный орган для разъяснений. При этом в надзорном органе у специалистов и инспекторов разной компетенции, уровня (местный, региональный или федеральный) и квалификации могут возникнуть суждения, отличные друг от друга по теме консультации. В этом случае эксперты полагаются на собственный опыт работы и профессиональные знания, а также трактовку положений нормативного документа с точки зрения логики и последовательности. В последнее время нормативная документация в области промышленной безопасности подвергается актуализации и изменениям. Экспертам приходится проводить изучение новых документов, анализировать их нормы и требования, а также своевременность применения этих норм при экспертизе ПБ и

560

применению ссылок на вновь введенные документы в Заключениях ЭПБ. Указанная работа, вкупе с особенностями документации, указанными в вышеприведенных пунктах 1 и 2, занимает большое количество времени, поэтому в результате уменьшаются сроки для изучения и анализа результатов инструментального контроля технических устройств, выполнения прочностных и ресурсных расчетов, оформления и редактирования заключений ЭПБ, а также решения других вопросов, связанных непосредственно с проведением экспертизы ПБ конкретных технических устройств. Хотя изучение нововведений и актуальных требований документации позволяет эксперту поддерживать высокий уровень квалификации. Иногда в одном нормативном документе установлены положения, которые при обсуждении специалистами могут быть истолкованы по-разному. Как пример можно привести РД-08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и неф­ тепродуктов» [1]. Данный нормативный документ был разработан компетентными специалистами и эффективно используется до настоящего времени при решении вопросов обеспечения промышлен-

ной безопасности при эксплуатации резервуаров. В целом он удовлетворяет требованиям, предъявляемым к нормативному документу. Однако в практике экспертного обследования с использованием данного документа возникал вопрос об обязательности или необязательности назначения остаточного ресурса эксплуатации для резервуаров, эксплуатируемых 20 лет и менее. Об обязательности назначения ресурса свидетельствуют пункты источника [1]: 1.3; 7.5; 9.2.15. На обязательное назначение ресурса, при условии наличия дефектов или повреждения отдельных конструкций резервуара, указывают следующие пункты источника [1]: п. 3.3; 3.5.5; 3.6.6. На необязательность назначения ресурса указывает пункт 9 Приложения 3 источника [1], а также опосредованно на это указывает и п. 3.7.1 данного источника. С учетом того, что большинство пунктов источника [1] в той или иной мере указывают на необходимость назначения остаточного ресурса для рассма-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

триваемого случая, необходимо проводить эту процедуру при экспертизе ПБ резервуаров. Есть недочеты и во вновь введенных нормативных документах. Например, Федеральные нормы и правила «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» [2], объединяющие несколько ранее действующих отдельных документов по сосудам, котлам, трубопроводам, может быть удобен не во всех случаях. Последовательность требований (пунктов) в объединенном документе выстроена так, что вначале указываются общие требования для всех включенных в документ видов технических устройств. Далее следуют разделы, в составе которых указываются отдельно требования для каждого вида (или двух видов) технических устройств. Для поиска и изучения требований для одного технического устройства приходится просматривать последовательно требования и для других технических устройств во избежание пропуска нужного пункта. Кроме того, в отдельных случаях возникают сложности с определением, на какой тип технических устройств распространяется тот или иной пункт. Это нарушает порядок изложения и понимания требований в отношении необходимого вида технических устройств. Для удобства пользователь документа может предварительно провести работу по группировке пунктов по видам технических устройств, выписывая данные пункты в конце документа, или отметить все пункты разными цветами (или обозначениями). Данную работу могли выполнить разработчики и составители документа, учитывая то, что в этом случае была бы установлена принадлежность того или иного пункта к конкретному техническому устройству. В п.п. 2 п. 26 Федеральных норм и правил «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» [3] есть требование об указании во вводной части Заключения ЭПБ положений нормативных правовых актов в области промышленной безопасности (пункт, подпункт, часть, статья), устанавливающих требования к объекту экспертизы, на соответствие которым проводится оценка объекта экспертизы. Это требование является излишним для технических устройств, так как его могут трактовать по-разному, что может привести к несоответствию Заключения ЭПБ предъявляемым к нему требованиям. Рассматриваемое требование в [3], возможно, распространяется на Заключения

ЭПБ, относящиеся к объектам экспертизы, состоящим из текстовых документов (декларация ПБ, обоснование безопасности ОПО и другие документы), в которых содержание источника изучается и анализируется при экспертизе отдельно по статьям и пунктам. Но в [3] это не уточняется, и его анализ, с учетом высказанного предположения о текстовых объектах экспертизы, указывает на то, что основными разработчиками рассматриваемого документа и официально действующих предыдущих его исполнений являлись работники, специализирующиеся на экспертизе объектов текстового (графического) содержания. Данное предположение подтверждается тем, что в действующем ранее документе ПБ 03-246-98 «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» [4] в п. 4.3.3 указано: «При необходимости экспертная организация может провести экспертизу с выездом на место (к заказчику)». Для технических устройств данная формулировка была неприемлема, так как инструментальное обследование технических устройств должно проводиться не «при необходимости», а в обязательном порядке непосредственно на месте эксплуатации, и посещение объекта специалистами, как следует из практики диагностирования, должно выполняться не один раз. Будет целесообразным в дальнейшем осуществлять разработку подобных нормативных документов с учетом следующих особенностей: 1) при разработке единого документа обеспечивать четкое разделение требований для объектов экспертизы текстового содержания и объектов экспертизы материального исполнения, ввиду их различия. В рамках каждой из этих двух ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

групп объектов, излагаемые требования должны быть явным образом идентифицированы в отношении конкретных видов объектов экспертизы, например технических устройств (сосудов, трубопроводов и т.д.); 2) разрабатывать для каждой группы объектов экспертизы отдельный нормативный документ. Нормативная документация является одним из основных элементов в системе оценки соответствия и экспертизы промышленной безопасности ОПО, поэтому ее разработка и введение в действие должны проводиться в методическом порядке, обеспечивающем их всестороннее обсуждение в двух или трех редакциях с использованием современных информационных технологий, учетом мнений заинтересованных сторон, что обеспечит четкие требования без двоякой трактовки. Литература 1. РД-08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов».

2. Федеральные нормы и правила «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

3. Федеральные нормы и правила «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 марта 2013 года № 538).

4. ПБ 03-246-98 «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности».

561

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Из опыта экспертизы промышленной безопасности технических устройств Некоторые особенности проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств Владимир МИНДРЮКОВ, эксперт по ПБ технических устройств ООО «Нафта-Групп» (г. Казань) Булат ИБРАГИМОВ, эксперт по ПБ технических устройств, зданий и соружений, деклараций промышленной безопасности, главный инженер ООО «Нафта-Групп» (г. Казань) Гульнара СИРАЗЕТДИНОВА, специалист неразрушающего контроля II уровня, начальник тендерного отдела ООО «Нафта-Групп» (г. Казань)

Статья основана на опыте экспертизы промышленной безопасности следующих технических устройств: сосудов, работающих под давлением (СРД), резервуаров типа РВС, технологических трубопроводов и объектов котлонадзора. Экспертиза промышленной безопасности опасных производственных объектов другого типа (вида) должна иметь свои особенности, отличающиеся от приведенных в данном материале.

Р

аботу специалистов экспертной организации (Исполнитель) по экспертизе промышленной безопасности технических устройств можно условно разделить на три этапа: 1) изучение паспортов и другой технической документации на оборудование, а также разработка программ экспертизы промышленной безопасности и, при необходимости, составление программ подготовки оборудования к диагностированию; 2) техническое диагностирование (инструментальный контроль) оборудования; 3) анализ полученных результатов, прочностные расчеты, определение остаточного ресурса эксплуатации и разработка Заключения экспертизы промышленной безопасности технического устройства. Для предприятия, эксплуатирующего техническое устройство (Заказчика), основной задачей является подготовка оборудования к инструментальному контролю в полном объеме и надлежащего качества. Примеры подготов-

562

ки – очистка внутренней поверхности оборудования от загрязнений, выемка тарелок из колонн или трубных пучков из теплообменников, снятие теплоизоляции, зачистка поверхности основного металла и сварных швов до требуемой шероховатости. И для Исполнителя, и для Заказчика также имеют значение сроки останова производства для проведения обследования. При изучении паспортов и другой технической документации основными

проблемами, с которыми иногда приходится сталкиваться экспертам и специалистам неразрушающего контроля, являются случаи отсутствия в паспортах сведений по объему контроля сварных швов, а также информации о материальном исполнении оборудования. Иногда возникают ситуации, когда в паспортах есть сведения о материальном исполнении, но в действующих нормативнотехнических документах (государственных стандартах, технических условиях, стандартах организации, эксплуатационной документации и прочих) нет указаний о допустимости применения этого материала. В части материального исполнения такое положение касалось в основном оборудования, изготовленного до 70-х годов прошлого века. Для разрешения данной ситуации эксперту необходимо найти ранее действовавший нормативнотехнический документ и проанализировать его на предмет соответствия приведенных материалов современным аналогам, разрешенным к применению. Например, применявшаяся ранее в СРД сталь Ст3Н является аналогом современ-

Этапы экспертизы промышленной безопасности технических устройств Изучение паспортов и другой технической документации на оборудование, а также разработка программ экспертизы ПБ и, при необходимости, составление программ подготовки оборудования к диагностированию

Техническое диагностирование (инструментальный контроль) оборудования

Анализ полученных результатов, прочностные расчеты, определение остаточного ресурса эксплуатации и разработка Заключения ЭПБ

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ной стали 16ГС, сталь СтМ – стали 09Г2С и т.д. Также может возникнуть ситуация, когда нормативный документ не был аннулирован (заменен), но был пересмотрен, и в него были внесены изменения, которыми был заменен (отменен) необходимый пункт или раздел с указанием материала. В таком случае необходимо произвести поиск ранее действовавшей редакции документа. Для ранее изготовленных трубопроводов с целью качественного проведения экспертизы также приходилось находить и изучать значительное количество ранее действующей нормативной и другой документации. Эти примеры показывают, что экспертам в своей работе приходится использовать также и отмененные (замененные) документы. Наличие архива подобной документации и ее использование при экспертизе промышленной безопасности является показателем компетенции экспертов экспертной организации. При анализе температурных условий эксплуатации оборудования, изготовленного из некоторых сталей, бывают ситуации, когда температура стенки сосуда, находящегося под давлением, становится равной минусовой температуре окружающей среды. Это в основном касается воздухосборников, установленных на открытом воздухе и изготовленных из стали Ст3 категории 4 или 5, допустимых к применению при температу-

ре стенки до минус 20 °С. Однако температура окружающего воздуха в зимних условиях может быть допустимой. Для таких случаев в п.5.1.8 [1] предусмотрена возможность снижения температурного предела применения этой стали не более чем на 20 °С (то есть до минус 40 °С) при условии уменьшения в расчетах на прочность допускаемого напряжения в 1,35 или 2,85 раза (в зависимости от термообработки сосуда) и соблюдения при этом по результатам расчета на прочность условия прочности. Однако иногда, по технологическим параметрам или исходя из погодных условий климатической зоны, в которой установлен воздухосборник, достаточно снижения температурного предела на небольшую величину, например, на 5 °С (то есть до минус 25 °С), но согласно ГОСТ Р 52630-2012 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия» [1] все равно следует, что допускаемое напряжение нужно уменьшать в 1,35 или 2,85 раза. При таком уменьшении соблюдение условия прочности может не обеспечиваться. Чтобы условие прочности обеспечивалось, нужно разрешить интерполирование коэффициента (1,35 или 2,85) до значения (1,0 или 2,0) с шагом интерполяции 0,1 в зависимости от снижения температуры применения соответственно на величину от 20 °С до 0 °С. При этом легитимность предусмотренного ГОСТ Р 52630-2012 [1]

указанного допущения, с точки зрения обеспечения правильности методологии счета, сохраняется. При анализе условий эксплуатации оборудования экспертам необходимы данные о циклических нагрузках. Считается, что для СРД при числе циклов от различных воздействий не более 1 000 аппарат испытывает однократную статическую нагрузку, а при большем числе циклов – малоцикловую нагрузку, предполагающую проведение дополнительного расчета на прочность. Но чтобы отнести аппарат к тому или иному типу, нужно получить от владельца оборудования справку о циклах. Следует обратить внимание владельцев оборудования на необходимость постоянного и правильного подсчета числа циклов нагружения (в основном в зависимости от действия давления) в соответствии с технологическим процессом. При определении числа циклов нагружения не учитывают колебание нагрузки в пределах 15% допустимого значения при расчете на статическую прочность. В технической документации на технологические трубопроводы зачастую также отсутствуют обязательные сведения, необходимые экспертам. Например, сведения о проведенных ремонтах по замене участков трубопроводов, приварке «катушек» не отражаются в эксплуатационной документации. Фактическое расположение трубопровода на

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

563

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы местности имеет отличия от расположения, указанного на исполнительной схеме, приведенной в документации. Инструментальный контроль оборудования в экспертных организациях производится в основном специалистами по неразрушающему контролю 2-го уровня, аттестованными в установленном порядке. В практике технического диагностирования на ранних стадиях функционирования системы экспертизы промышленной безопасности возникали случаи представления Заказчиком технических устройств к диагностированию с явными недопустимыми дефектами. Например, в резервуарах типа РВС на нижнем поясе имелись сквозные коррозионные язвы, заглушенные деревянными колышками. Или на сосудах, работающих под давлением, явно просматривались с наружной и (или) внутренней стороны многочисленные неровности в виде выступающих над поверхностью пузырей округлой формы, являющихся признаками водородноиндуцированного растрескивания (ВР) металла. Например, на обследование был представлен резервуар типа РВС, имеющий в нижней части песчано-смолистые отложения на высоте от низа примерно 2 м, накопившиеся за много лет эксплуатации резервуара. Ранее у нефтяников были проблемы с утилизацией отходов после очистки резервуаров. Руководители предприятия-владельца резервуара заказывали проведение обследования резервуара с выдачей Заключения экспертизы промышленной безопасности исходя из наступления регламентированного срока по программе полного технического диагностирования, но без очистки резервуара, с принятием обязательства через год провести очистку резервуара и повторно представить его к диагностированию. Был достигнут следующий компромисс. Возле люка-лаза с внутренней стороны владельцем резервуара была осуществлена выемка отложения из резервуара с образованием в нем кармана размерами в плане примерно 2 на 2 метра. Для безопасности стенки кармана были укреплены досками. Специалистами экспертной организации проведен представительский контроль днища и стенки резервуара с внутренней стороны возле люка-лаза, а также контроль резервуара с наружной стороны по программе частичного технического диагностирования. Дефектов, препятствующих безопасной эксплуатации резервуара, обнаружено не было. Владельцу резервуара было выдано в установленном порядке

564

Заключение экспертизы промышленной безопасности с установлением срока назначенного остаточного ресурса эксплуатации в 1 год. По результатам анализа результатов выполненных работ в разработанном Заключении экспертами назначается ресурс безопасной эксплуатации. В нормативно-технической документации по техническому диагностированию указываются максимальные сроки, которые могут назначить эксперты при отсутствии недопустимых дефектов. Часто Заказчик ожидает назначения именно этих сроков. Однако, учитывая ответственность за техническое состояние объекта экспертизы, с учетом диагностических работ в отдельных случаях, и принципы оценки технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса оборудования, экспертная организация может и должна устанавливать меньшие сроки. Кроме этого, на назначаемый экспертами ресурс безопасной эксплуатации влияет качество проводимых Заказчиком трудоемких работ по подготовке оборудования к инструментальному контролю. В условиях оптимизации расходов финансовых ресурсов на предприятиях, эксплуатирующих оборудование, руководящий и инженерно-технический персонал этих предприятий стремится уменьшить объемы подготовительных работ. В связи с этим следует обратить внимание Заказчиков на то, что чем качественнее будет подготовлено оборудование, тем больший остаточный ресурс в пределах, определенных нормативнотехнической документацией, может быть назначен экспертной организацией при прочих равных условиях. Необходимо также обратить внимание на единое толкование используемых в нормативно-технической документации различных терминов, образованных ранее в рамках существующей области технического диагностирования оборудования, а также терминов, сформировавшихся в рамках современного этапа развития системы оценки соответствия, включающей указанную область. В связи с этим для краткого, однозначного и лаконичного описания в различных документах вопросов, связанных с экспертной тематикой, можно узаконить в терминах и определениях некоторые часто упоминаемые детали технических устройств. Например, в термины и определения, включаемые в нормативно-технические и другие документы, ввести понятие части цилиндрической обечайки сосуда, состоящей из одного пояса или кольца,

вернуть прежнее название «царга», применяемое к колонным аппаратам, и распространить его на все сосуды. Также обеспечение промышленной безопасности во многом связано с «человеческим фактором». Руководители Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) придерживаются схожего мнения, так как на это указывает статистика происшествий и их анализ. Приведем цитату одного из руководителей Ростехнадзора Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору: «Основными причинами аварий и несчастных случаев явились, как всегда, низкий уровень технологической дисциплины, недостаточная квалификация персонала, устаревшее оборудование, а также его некачественный монтаж и ремонт». Три причины из четырех можно с достаточной вероятностью отнести к «человеческому фактору». Поэтому необходимо, в первую очередь, направить усилия всех причастных к этой области деятельности структур на решение вопросов, связанных с данным фактором. Этот фактор на 90% присутствует и является решающим на опасном производственном объекте. Из этого следует, что главным звеном, связанным с повышением промышленной безопасности, является функционирование системы производственного контроля на опасном производственном объекте. Экспертные организации являются только дополнительным звеном, влияющим на промышленную безопасность, и их деятельность только способствует решению указанных задач. Функционирование и совершенствование системы производственного контроля – главное условие повышения промышленной безопасности на опасном производственном объекте. Рассматривая финансовую сторону обеспечения промышленной безопасности на предприятии, можно отметить два момента. С одной стороны затраты на промышленную безопасность на опасном производственном объекте, в том числе оплата услуг экспертных организаций, относятся к издержкам производства и в итоге способствуют повышению стоимости конечного продукта предприятия. С другой стороны, решение вопросов, связанных с устранением причин возникновения аварий и несчастных случаев на предприятии, может улучшить производственную дисциплину, способствовать повышению квалификации персонала, стабилизировать ключевые характеристики технологических процессов. В итоге это приве-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

дет к повышению качества продукции и соответственно, к увеличению выручки от ее продажи. Для совершенствования производственного контроля на предприятии предлагаются следующие решения.

1. Ответственный за осуществление производственного контроля (ответственный по надзору за промышленной безопасностью) должен совмещать работу на предприятии, эксплуатирующем опасный производственный объект, с деятельностью в надзорном органе, например, в Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору. При этом на ответственного должны быть возложены не только функции по контролю состояния промышленной безо­ пасности на предприятии, с которым он осуществляет сотрудничество, но также ему должны быть предоставлены определенные полномочия, определяющие комплекс мер, которые он может предпринимать для обеспечения безопасности опасного производственного объекта. Это необходимо для того, чтобы у ответственных лиц на предприятиях было больше независимости от руководства и владельцев, что, в свою очередь, обеспечит ему необходимые условия для осуществления деятельности по обеспечению промышленной безопасности. Форму подобного сотрудничества, условия оплаты, выполняемые функ-

ции, ответственность и полномочия необходимо предусмотреть с учетом требования Трудового кодекса Российской Федерации и основных документов и нормативно-правовых актов по промышленной безопасности.

2. Необходимо на законодательном уровне ввести в нормативно-правовые акты требование об обязательности согласования руководством предприятия, эксплуатирующего опасный производственный объект, с руководством надзорного органа (Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору) состава ответственных лиц, занимающихся вопросами промышленной безопасности и состоящих в штате организации. Также для обеспечения промышленной безопасности на опасных производственных объектах и повышения эффективности мероприятий, проводимых руководством организации, эксплуатирующей опасный производственный объект, можно предложить проводить оценку эффективности функционирования системы промышленной безопасности не по абсолютным показателям, а по относительным. Эффективность – это соотношение экономического эффекта от примененных мероприятий и затраченных средств. Соответственно для того, чтобы определить эффективность по обеспечению промышленной безопасности ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

на каком-либо предприятии, необходимо суммировать затраты всех типов (заработная плата и трудозатрты, затраты на сырье и материалы, затраты на услуги сторонних организаций по проведению технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности, амортизацию и простои оборудования, обязательные выплаты, включая страховые выплаты, и т.д.) в денежном выражении, понесенные предприятием для обеспечения промышленной безопасности за какой-либо период времени. Затем полученная сумма делится на количество аварий, несчастных случаев и прочих инцидентов на опасном производственном объекте. Таким образом, определяется средняя стоимость одной аварии или несчастного случая, по которой можно оценить эффективность системы промышленной безопасности, действующей на предприятии. Такую систему можно использовать не только на отдельном предприятии, но также, к примеру, на уровне регионов, федеральных округов и страны. Предприятие с меньшим коэффициентом признается самым эффективным в регионе (стране). Литература 1. ГОСТ Р 52630-2012 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия».

565

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Определение прочности бетона при проведении ЭПБ Евгений КУДРЯВЦЕВ, заместитель директора по капитальному строительству, эксперт в области ЭПБ Виктор ЩУКИН, директор, эксперт в области ЭПБ Сергей ПЕТРОВ, эксперт в области ЭПБ ООО «Вертикаль» (г. Курск)

В статье изложены практические наработки и методика определения прочности бетона при проведения ЭПБ железобетонных дымовых труб.

О

пределение прочностных характеристик железобетонных конструкций сопряжено с разрушением образцов. При обследовании дымовых труб это создает сложности из-за необходимости отбора опытных образцов на большой высоте. Поэтому для определения прочности бетона в газоотводящих трубах применяются также неразрушающие методы. Одним из наиболее распространенных является способ, основанный на зависимости механической прочности материала от его твердости. Использование различных индукторов позволяет определить прочность железобетонной конструкции без разрушения образцов. Однако из-за вносимых субъективных ошибок при выполнении ударов молотками с различной силой прочностные характеристики получаются ориентировочными. В последнее время для определения прочностных характеристик материалов все большее применение находит ультразвуковой метод. В этом случае используются электроакустические преобразователи, из которых наиболее распространены пьезоэлектрические преобразователи, изготовленные в виде тел простой формы из пьезоэлектрического материала – кристалла кварца, пьезокерамики сегнетовой соли, пленочных полупроводниковых материалов и др. Принцип работы прибора основан на измерении с высокой точностью временного интервала между моментом ввода в исследуемый материал переднего фронта ультразвуковых колебаний, про-

шедших через материал. Конструктивно прибор выполнен из двух блоков – электронного и блока преобразователей (ультразвукового приемного и излучающего). Ультразвуковой прибор позволяет производить определение прочности как путем сквозного измерения, так и поверхностным измерением. После измерения скорости прохождения ультразвуковой волны по тарировочному графику определяется прочность бетона по графику. Однако, как показал опыт работы на дымовых трубах, поверхностный метод определения прочности бетона не всегда позволяет оценивать истинную прочность сооружения по всей его толщине (наружный слой бетона, подвергшийся на первоначальной стадии карбонизации, может иметь повышенную прочность, имеет место также неравномерная степень коррозионного износа по толщине бетона и многие другие факторы). Поэтому в большинстве случаев для определения технического состояния железобетонной оболочки промышленной дымовой трубы необходимо использовать метод выбуривания образцов бетона с последующим определением их физико-механических характеристик. В этом случае работа по определению прочности бетона железобетонной оболочки должна проводиться в следующей последовательности: 1) перед отбором кернов провести наружное обследование несущей железобетонной оболочки дымовой трубы с

Поверхностный метод определения прочности бетона не всегда позволяет оценивать истинную прочность сооружения по всей его толщине 566

целью выявления предположительно наиболее поврежденных участков конструкции; 2) необходимо провести теплоаэродинамические и прочностные расчеты несущей железоботонной оболочки проектного варианта конструкции трубы на комплексное воздействие собственного веса, ветра и температуры с целью определения наиболее напряженных участков оболочки (с точки зрения величины сжимающих напряжений в бетоне и их соотношения с величинами допускаемых напряжений для принятой в проекте марки бетона); 3) на основании результатов работ по п. 1 и п. 2, в процессе которых определяют потенциально опасные участки железобетонной оболочки, назначают места отбора кернов в пределах этих участков (расположение и количество мест отбора кернов в каждом конкретном случае назначают индивидуально); 4) помимо отбора кернов в пределах потенциально опасных участков необходимо получить данные о прочности бетона и в пределах «здоровых участков» железобетонной оболочки. Для этого, например, возможно провести отбор кернов по трем образующим (через 120° по периметру трубы) по всей ее высоте с шагом 10–15 м и составить развертку боковой поверхности несущей железобетонной оболочки трубы с указанием реальной прочности бетона; 5) на основании этой информации проводится расчет несущей железобетонной оболочки реальной конструкции (по упрощенной программе STVOL или более совершенной, например, комплекс SCAD). Литература 1. Дужих Ф.П., Осоловский В.П., Ладыгичев М.Г. Промышленные дымовые и вентиляционные трубы. Справочное издание / Под редакцией Дужих Ф.П. – М.: Теплотехник, 2004. – 464 с.

2. Лопаткин В.И. Методы неразрушающего контроля за рубежом // Проблемы безопасности полетов. – 1986. – № 6. – 58–65 с.

3. СП 13-102-2003 Правила обследования несущих конструкций зданий и сооружений.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Контроль состояния газоотводящей трубы

с помощью тепловизионной техники без отключения подключенных к ней тепловых агрегатов Евгений КУДРЯВЦЕВ, заместитель директора по капитальному строительству, эксперт в области ЭПБ Виктор ЩУКИН, директор, эксперт в области ЭПБ Сергей ПЕТРОВ, эксперт в области ЭПБ ООО «Вертикаль» (г. Курск)

В статье изложены практические наработки и метод тепловизионного обследования при проведения ЭПБ дымовых труб.

О

сновные недостатки существующих в настоящее время методов обследования дымовых труб состоят в следующем: ■ необходимость обязательного останова котлов для обследования поверхности ствола (футеровки) со стороны дымовых газов; ■ необходимость изготовления и монтажа оснастки для внутреннего обследования; ■ трудность, а порой и невозможность, выявления скрытых дефектов на разных стадиях их возникновения; ■ повышенная опасность для лиц, проводящих обследование трубы на высоте (до 360 м); ■ высокая трудоемкость. Кроме того, следует отметить, что большинство ТЭЦ обслуживает предприятия с непрерывным процессом, и потому для обследования труб ТЭЦ необходимо предварительно, до останова, построить временные газоотводящие тракты и переключать на них котлы на время проведения обследования, что связано с большими затратами. Применение современных методов неразрушающего контроля, в данном случае инфракрасной техники, для определения технического состояния газоотводящих трактов и других сооружений тепловых агрегатов позволяет оценить состояние сооружений во время нормальной эксплуатации. Метод основан на визуализации теплового (инфракрасного) излучения нагретого объекта с помощью специальной оптики и получения изображения на экране электронно-лучевой трубки. Дефектоскопия объекта обеспечивает-

ся расшифровкой теплового изображения, так как целый ряд повреждений проявляется в виде изменений температурного поля. Тепловизионные обследования позволяют определять местные температурные аномалии ствола трубы, участки с повышенной влажностью, участки присосов воздуха или выбросов газа в дымовых трубах и прилегающих газоходах, места золоотложений. Тепловизионное обследование проводится при отсутствии солнечного излучения либо через 2–3 ч. после захода солнца, желательно в сухую безветренную погоду. При проведении обследования могут быть выявлены следующие дефекты: дефектные швы бетонирования; трещины несущего ствола с частичным или полным раскрытием; понижение сопротивления газопроницанию материала несущего ствола; разрушение несущего ствола; разрушение в виде сквозных трещин и вывалов футеровки; отсутствие или неисправность теплоизоляции в прослойке между стволом и футеровкой и некоторые другие повреждения. Кроме того, может быть выявлено наличие золовых отложений на поверхности футеровки дымовой трубы.

Обследование проводится с использованием тепловизора, представляющего собой оптико-электронную систему, преобразующую тепловое излучение (определенного спектрального состава) поверхности в видимое термальное изображение, называемое термограммой. На термограмме участкам поверхности объекта с определенной температурой соответствует определенная интенсивность цветных полутонов. Для проведения тепловизионных обследований дымовых труб могут быть использованы тепловизоры, имеющие следующие технические характеристики: ■ диапазон измеряемых температур в пределах от 0 до 200 °С; ■ разрешающая способность по температуре – не ниже 0,5 °С; ■ угол зрения – от 3,5° до 20°; ■ количество элементов разрешения в кадре – 100 100 = 10 000; ■ расстояние до обследуемого объекта – от 10 до 300 м; ■ возможность регистрации термоизображений объекта на фотопленку или магнитный носитель информации (магнитная лента, магнитный диск); ■ возможность калибровки в рабочем диапазоне температур. Перед проведением обследования для последующего анализа результатов изу­ чаются: проектная и исполнительная документации по обследуемым трубам, а также данные об условиях эксплуатации трубы в период обследования; температура отводимых газов; объем отводимых в единицу времени газов. Для привязки местоположения выявленных в ходе обследования дефектов и температурных аномалий подготавливается план трубы в трех-четырех эк-

Тепловизионные обследования позволяют определять местные температурные аномалии ствола трубы, участки с повышенной влажностью, участки присосов воздуха или выбросов газа в дымовых трубах и прилегающих газоходах, места золоотложений ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

567

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы земплярах (по числу точек, с которых будет обследоваться труба). Выбор точек, с которых будет проводиться диагностика трубы, производится таким образом, чтобы участки поверхности трубы, находящиеся в поле объектива тепловизора при обследовании с двух соседних точек, перекрывались и вся поверхность трубы была доступна для обследования. Точки обследования по возможности должны располагаться ближе к поверхности грубы. Если труба с какой-либо стороны недоступна для обзора с поверхности земли возможен выбор точек на крышах главных корпусов и других технологических сооружений ТЭС. Расстояние от точки обследования до поверхности трубы не должно превышать 300 м. В зависимости от расстояния до объекта выбирается объектив тепловизора (для телевизоров со сменными объективами) на расстоянии 10–50 м – 20°; на расстоянии 50–150 м – 7–10°; на расстоянии свыше 150 м – 3–5°. Тепловизор размещается в одной из выбранных точек. После заливки жидкого азота в сосуд Дьюара камеры тепловизора и включения прибора следует выбрать уровень сигнала и диапазон измерений так, чтобы термоизображение любого обозреваемого с данной точки участка трубы полностью охватывалось изотермами и метка уровня изотермы находилась в пределах шкалы. Поверхность газоотводящей трубы подробно обследуется при помощи тепловизора. Выявленные температурные аномалии (участки поверхности, более горячие либо холодные, по сравнению с окружающей поверхностью) отмечаются на плане трубы. Производится регистрация термоизображений этих участков на фотопленку или магнитный носитель. При использовании программы можно в процессе съемки рассчитать на микрокалькуляторе уровни изотермы по шкале тепловизора, соответствующие заданным температурам поверхности. Это существенно облегчает последующую обработку результатов обследования. Рекомендуется выбирать интервал между изотермами 1 °С. Литература 1. Дужих Ф.П., Осоловский В.П., Ладыгичев М.Г. Промышленные дымовые и вентиляционные трубы. Справочное издание / Под редакцией Ф.П. Дужих. – М.: Теплотехник, 2004 г. – 464 с.

2. ГОСТ 26629-85 Метод тепловизионного контроля.

3. ГОСТ Р 53698-2009 Контроль неразрушающий. Методы тепловые.

568

Антикоррозионная защита и маркировочная окраска Евгений КУДРЯВЦЕВ, заместитель директора по капитальному строительству, эксперт в области ЭПБ Виктор ЩУКИН, директор, эксперт в области ЭПБ Сергей ПЕТРОВ, эксперт в области ЭПБ ООО «Вертикаль» (г. Курск)

В данной статье рассматривается методика маркировочной окраски газоотводяших труб, и антикоррозионной защиты металлоконструкций.

Д

ля защиты железобетонных оболочек, металлических стволов и металлоконструкций от коррозии применяются различные материалы для антикоррозионной защиты и маркировочной окраски. Наиболее распространены покрытия на основе эпоксидных смол: эпоксидная шпатлевка ЭП-0010, эпоксидные и эпоксиднокаменноугольные эмали ЭП-140, ЭП582, ЭП-917. Эпоксидные лакокрасочные материалы поставляются в виде двух полуфабрикатов: эпоксидного лака, эмали или шпатлевки и отвердителя. Состав эпоксидно-каменноугольного покрытия в соответствии с рекомендациями приведен в табл. 2.16. Состав I применяется в качестве грунтовочного, составы II–III – в качестве покровных. При применении в эпоксиднокаменноугольных покрытиях эпоксидной шпаклевки ЭП-0010 состав для грунта получают разведением состава IV до консистенции, соответствующей 18–20

по вискозиметру ВЗ-4. Отвердители вводятся в эпоксидные и эпоксидно-каменноугольные составы непосредственно перед их употреблением в количестве 10 весовых частей полиэтиленполиамина на 100 массовых частей смолы Э-40 и 8–9 весовых частей отвердителя № 1 на 100 массовых частей шпатлевки ЭП-0010. Кроме эпоксидных покрытий, применяются покрытия на основе полиуретановых смол (лак УР19). Их приготавливают непосредственно перед нанесением, составы полиуретановых покрытий в массовых частях приведены в табл. 2.17. В качестве растворителя применяется смесь циклогексанона с ацетоном в соотношении 1:1. Для маркировочной окраски газоотводяших труб, а также для антикоррозионной защиты металлоконструкций, широко применяются перхлорвиниловые покрытия. Маркировочную окраску производят перхлорвиниловыми эмалями ХСЭ-1 (белая) и ХСЭ-26 (корич-

Для маркировочной окраски газоотводяших труб, а также для антикоррозионной защиты металлоконструкций, широко применяются перхлорвиниловые покрытия. Покрытие наносится в несколько слоев: грунт – в два слоя, эмаль ХСЭ – в три-четыре слоя

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

невая). В качестве грунта используется лак ХСЛ или лак ХС-76. Покрытие наносится в несколько слоев: грунт – в два слоя, эмаль ХСЭ – в три-четыре слоя. Для придания покрытию повышенных декоративных качеств и повышения стойкости в последний слой необходимо ввести 50% лака ХСЛ. В этом случае окраска заканчивается нанесением слоя эмали ХСЭ и лака ХСЛ в соотношении 1:1. В случае необходимости лак, эмаль и грунтовка разбавляются растворителем Р-4. Для антикоррозионной защиты металлоконструкций применяется следующий состав перхлорвинилового покрытия: грунт ХС-010 – два слоя; эмаль перхлорвиниловая ХСЭ – ХВ-124, ХВ-125, ХВ-1100 – два слоя; лак ХСЛ – два слоя. Кроме вышеназванных, для наружной окраски применяются покрытия на основе хлоркаучука – это эмали К4749 белого и коричнево-красного цветов, которые наносятся на грунт ХС010. При температуре защищаемой поверхности до 60 °С для антикоррозионной защиты применяется мастика битуминоль, состоящая из битума БВ-5 или рубракса, минерального порошкообразного и волокнистого наполнителей. В качестве порошкообразного наполнителя применяется андезитовая, диабазовая, бештаунитовая мука или другие наполнители с кислотостойкостью не ниже 96% и влажностью не более 2%. Волокнистым наполнителем служит распущенный хризотиласбест 6–7-го сортов. В качестве грунта применяется битумный лак. Состав битуминольных мастик приведен в табл. 2.18.

Литература 1. Дужих Ф.П., Осоловский В.П., Ладыгичев М.Г. Промышленные дымовые и вентиляционные трубы. Справочное издание / Под редакцией Дужих Ф.П. – М.: Теплотехник, 2004 г. – 464 с.

2. Байков В.Н. Железобетонные конструкции / Байков В.Н., Сигалов Э.Е. Общий курс. 5-е издание перераб. и доп.

– М.: Стройиздат, 1991.

3. Грунау Э.Б. Предупреждение дефектов в строительных конструкциях: пер. с нем./ Грунау Э.Б. – М.: Стройиздат, 1980.

4. Гузеев Е.А., Леонович С. Н., Милованов А.Ф., Пирадов К.А., Сейланов Л.А. Разрушение бетона и его долговечность. – Мн.: Редакция журнала «Тыздень», 1997. – 170 с.

5. Маилян Л.Р. Справочник современного строителя / Маилян Л.Р. – Ростов н/Д: Феникс, 2008.

Таблица 2.16. Состав эпоксидно-каменноугольного покрытия, % Содержание, масс, частей Компонент

Номера составов I

II

III

IV

Каменноугольная смола (ГОСТ 44-92-56)

100

100

100

100

Эпоксидная смола Э-40 или ЭД-5 (ГОСТ 10587-63)

100

100

100

–

Эпоксидная шпаклевка ЭП-0010 (ГОСТ 10277-62)

–

–

–

100

Графит электроугольный (ГОСТ 10274-62)

–

30

–

–

Графит тигельный (ГОСТ 4596-49) или молотая слюда

–

–

10

–

Растворитель Р-40

25

15–20

15–10

15–20

Таблица 2.17. Состав полиуретановых покрытий, % Состав покрытия

Компонент

пропиточного

порозаполняющего

покровного

Преполимер КТ

100

100

100

Раствор катализатора

20

20

20

ТЭАД

–

–

–

Растворитель

50

50

30

Графит

–

30

–

Таблица 2.18. Состав битуминольных мастик Содержание компонентов, мас-ч

Марка мастики битуминоль

рубракс (ГОСТ 781-68)

битуминоль марки 5 (ГОСТ 6617-56)

минеральный наполнитель

асбест

Температура размягчения, °С

Р-1

100

–

100

8

158

Р-2

100

–

80

8

148

Р-3

100

–

60

8

147

Н-1

–

100

100

8

113

Н-2

–

10

80

8

108

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

569

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Расчет остаточного ресурса зданий при проведении ЭПБ зданий и сооружений

Евгений КУДРЯВЦЕВ, заместитель директора по капитальному строительству, эксперт в области ЭПБ Виктор ЩУКИН, директор, эксперт в области ЭПБ Сергей ПЕТРОВ, эксперт в области ЭПБ ООО «Вертикаль» (г. Курск)

В данной статье рассматривается методика определения остаточного ресурса сооружения и продления срока эксплуатации

:.

570

:.

А1Е1+А2Е2+ +АlEl , A1+A2+ +Al :.

Е=

где E1, E2, ,El – максимальные повреждения отдельных видов конструкций; A1, A2, ,Al – коэффициенты значимости отдельных видов конструкций. Относительная оценка повреждаемости сооружения производится по формуле: λ = 1 – E. Срок службы здания с начала эксплуатации до капитального ремонта определяется по формуле, в годах: 0,16 .

T= :.

В

настоящее время в эксплуатации находится большое количество зданий, отработавших нормативный срок эксплуатации. Аварии данных объектов могут привести не только к экономическим потерям, но и к существенному нанесению ущерба окружающей среде. К таким опасным производственным объектам относятся практически все здания основных производств промышленных предприятий. Исходя из этого, актуальным становится вопрос об остаточном ресурсе зданий и возможности продления срока их эксплуатации. Оценка параметров технического состояния и выбор критериев осуществляются по результатам анализа технической документации, экспертного обследования. Цель экспертного обследования – это получение информации о реальном техническом состоянии объекта. Экспертная оценка основывается: ■ на анализе технической и эксплуатационной документации; ■ на анализе условий эксплуатации; ■ на результатах полученных данных визуального и измерительного контроля; ■ на результатах проверочного расчета. Расчет остаточного ресурса может выполняться как по одному, так и по нескольким критериям.

1. Расчет остаточного ресурса в зависимости от физического износа. Общая оценка повреждаемости сооружения производится по формуле:

λ

2. Расчет остаточного ресурса по статической прочности. Остаточный ресурс по критерию предельного состояния допускаемому напряжению составляет: σ,(t) – [σ] , T= Aσ где σ,(t) – предел прочности на момент проведения обследования; [σ] – предел прочности по расчету; A σ – скорость снижения механических свойств. Скорость снижения механических свойств:

σ,– σ,(τ) , τ σ , – нормативный

Aσ =

где предел прочности; τ – время от начала эксплуатации до момента проведения обследования.

3. Расчет остаточного ресурса по коррозионному износу конструкций. Остаточный ресурс конструкций здания, подвергшихся коррозии определяется по формуле: Sf – Sp , T= a где S f – фактическая минимальная толщина стенки элемента, мм;

Sp – расчетная величина стенки элемента, мм; a – скорость равномерной коррозии, мм/год. Скорость равномерной коррозии a определяется следующим образом: Su – Sf , а= t где Su – исполнительная толщина стенки элемента, мм; t – время от момента начала эксплуатации до момента проведения обследования, лет.

4. Расчет остаточного ресурса по усталости конструкций. Ресурс циклической работоспособности определяется по формуле: T [N] , T= э Nэ где Tэ – время эксплуатации с момента начала эксплуатации, лет; [N] – допустимое количество циклов нагружения; Nэ – количество циклов нагружения за период эксплуатации. Ресурс остаточной работоспособности определяется по формуле: Тост(ч) = Т – Тэ. По результатам расчетов остаточного ресурса делается оценка ресурса отдельных конструктивных элементов здания, частей здания либо здания в целом. При расчете остаточного ресурса по нескольким критериям ресурс назначается по минимальному значению. На основании данных по оценке технического состояния объекта и остаточного ресурса принимается обоснованное решение о возможности дальнейшей эксплуатации объекта в соответствии с остаточным или назначенным ресурсом или его ремонте, снижении рабочих параметров, использованию по иному назначению или выводу из эксплуатации. Литература 1. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

2.СП 13-102-2003. Правила обследования несущих строительных конструкций зданий и сооружений.

3. Болотин В.В. Методы теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений / Болотин В.В. – М.: Стройиздат, 1982.

4. ГОСТ 22690-88 Бетоны. Определение прочности механическими методами неразрушающего контроля. – М.: Стройиздат, 1993.

5. Коллинз Дж. Повреждение материалов в конструкциях. Анализ, предсказание, предотвращение: Пер с англ. – М.: Мир, 1984. – 624 с.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Диагностика нефтепроводной арматуры УДК: 620.197.5 / 621.64 Константин КОСТЫРЕВ, инженер ООО «РегионПромТехнология» Николай СЕРГЕЕВ, инженер ООО «РегионПромТехнология» Михаил МАЛЬЦЕВ, инженер ООО «РегионПромТехнология» Юлия БАННИКОВА, инженер ООО «РегионПромТехнология»

Трубопроводная арматура чрезвычайно важна для повышения надежности эксплуатации целого ряда промышленных объектов. Большой спектр трубопроводной арматуры подлежит экспертизе промышленной безопасности, являясь важным звеном в системе увеличения безаварийной работы опасных производственных объектов. Ключевые слова: трубопроводная арматура, устьевая (фонтанная) арматура, диагностирование трубопроводной арматуры.

Т

рубопроводная арматура – это ряд технических устройств, устанавливаемых на трубопроводах, агрегатах, сосудах, предназначенных для управления (отключения, распределения, регулирования, сброса, смешивания, фазоразделения) потоками рабочих сред (жидкой, газообразной, газожидкостной, порошкообразной, су-

спензии и т.п.) через изменение площади проходного сечения. Виды арматуры по функциональному назначению: 1) запорная арматура (в том числе – спускная (дренажная) и контрольная); 2) регулирующая арматура (в том числе – редукционная (дроссельная) и запорно-регулирующая);

3) защитная (отключающая, отсечная) арматура (в том числе – обратная); 4) предохранительная арматура; 5) распределительно-смесительная арматура; 6) фазоразделительная арматура (в том числе конденсатоотводчик). В нефтедобывающей промышленности невозможно обойтись без такого специального рабочего элемента, как арматура устьевая (фонтанная). Фонтанная арматура – это совокупность фланцевых соединений, представленная разнообразными соединительными и запорными устройствами, тройниками и крестовинами. Фланцевое соединение при обустройстве арматуры уплотняется путем прокладывания металлических прокладок в виде колец из стали с низким содержанием углерода. Кольца вкладываются в специальные выемки во фланцах, после чего фланцы стягиваются между собой болтами. Арматура фонтанная (устьевая) предназначена для оборудования наземных фонтанных нефтяных и газовых сква-

Рис. 1. Устьевая (фонтанная) арматура

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

571

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 4. Участок газопровода, оборудованный устьевой арматурой

жин с целью удержания на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике – двух колонн; герметизации устья (герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция) и его обвязки; регулирования режима эксплуатации скважин; установки и присоединения устройств и агрегатов для исследования скважин и проведения технологических операций. Таким образом, использование устьевой арматуры является неотъемлемой частью проведения нефтедобычи. Устьевая арматура выбирается по специальным рабочим характеристикам и отличается высоким качеством и производительностью. Важным преимуществом устьевой арматуры является то, что многие рабочие элементы данного устройства могут быть заменены без ущерба для работы станций. Это очень важно, поскольку не нарушается производственный цикл, что имеет большое значение для всех нефтедобывающих работ. Отказы, а тем более разрушение фонтанной арматуры приводят не только к нарушению эксплуатации скважины, но и к авариям, открытому фонтанированию. Поэтому обеспечение безопасной эксплуатации фонтанной арматуры для скважин больших глубин (5000– 7000 м) при аномальных пластовых давлениях и дебитах от нескольких сот до тысяч кубометров в сутки нефти и миллионов кубометров в сутки газа, с большим содержанием абразива и агрессивных компонентов с высокими температурами, превращается в задачу большой научной, инженерной и производственной сложности.

572

Важным элементом обеспечения безо­ пасной эксплуатации фонтанной арматуры является определение остаточного ресурса. Комплекс работ по диагностированию и оценке остаточного ресурса арматуры должен включать: 1) анализ технической документации; 2) визуальнооптический контроль сварных швов и поверхностей деталей и сборочных единиц; 3) измерительный контроль; 4) исследование химического состава и физикомеханических свойств металла деталей (по необходимости); 5) проверку прочности расчетом; 6) испытания на прочность и герметичность; 7) дефектоскопию сварных швов и основного металла с использованием неразрушающих методов; 8) толщинометрию основных деталей и сборочных единиц; 9) анализ полученных данных; 10) оценку технического состояния и определение основных повреждающих факторов; 11) оценку остаточного ресурса и возможности дальнейшей эксплуатации; 12) выдачу заключения. Начинается диагностика с визуальнооптического контроля. При этом необходимо особое внимание обратить на наличие следующих дефектов, влияющих на работоспособность и эксплуатационную пригодность арматуры и представляющих возможную опасность последующего разрушения: 1) трещин в основном металле; 2) трещин в металле сварных швов и околошовной зоны; 3) мест с возможными трещинами, внешними признаками наличия трещин могут являться подтеки ржавчины, выходящие на поверхность металла, шелушение краски; 4) местных механических по-

Рис. 5. Фонтанная арматура нефтяной скважины

вреждений (разрывы, вырубки, изломы, вмятины); 5) расслоений основного металла; 6) закатов основного металла; 7) местных коррозийных повреждений и дефектов антикоррозийной защиты; 8) дефектов сварных швов; 9) подтеков металла; 10) дефектов резьб; 11) изменений геометрических форм деталей.

Виды арматуры по функциональному назначению:

1) запорная арматура (в том числе – спускная (дренажная) и контрольная)

2) регулирующая арматура (в том числе – редукционная (дроссельная) и запорно-регулирующая)

3) защитная (отключающая, отсечная) арматура (в том числе – обратная)

4) предохранительная арматура

5) распределительно-смесительная арматура

6) фазоразделительная арматура (в том числе конденсатоотводчик)

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 6. Элементы устьевой арматуры, где: 1 – манометр «буферный»; 2 – задвижка; 3 – штуцер-дроссель; 4 – фонтанный подъемник; 5 – трубная головка фонтанной арматуры; 6 – елка фонтанной арматуры; 7, 8 – тройник; 9 – манометр; 10, 11 – задвижка; 12, 14 – задвижки-дублеры; 13 – задвижка стволовая; 15 – пакер

г в a

б

11 12

7

1 2 3 6

13

14

8

5

4

Посредством внутреннего осмотра выявляют наличие недопустимых дефектов на внутренней поверхности деталей и сборочных единиц арматуры. При внутреннем осмотре необходимо особо обратить внимание на состояние мест расположения: 1) зон входных и выходных штуцеров; 2) зон изменения направления потоков жидкости; 3) застойных зон; 4) зон, ранее подвергшихся ремонту. Далее следуют этапы измерительного и неразрушающего контроля. Неразрушающие методы контроля, которые необходимо использовать, представлены следующим списком: 1) капиллярный; 2) магнитопорошковый; 3) магнитной памяти металла; 4) ультразвуковая дефектоскопия; 5) ультразвуковая толщинометрия; 6) твердометрия; 7) акустико-эмиссионный; 8) радиографический; 9) металлографический; 10) другие методы. Дальнейшие этапы диагностики остаточного ресурса подробно представлены в «Методике оценки ресурса запорнорегулирующей арматуры магистральных газопроводов», изданной открытым акционерным обществом «Лукойл» в 2010 году [4]. Данная методика достаточно полная и базируется на действующей сегодня системе оценки технического состояния арматуры, узаконенной рядом нормативных технических документов, основывающихся на результатах всестороннего анализа получаемых в процессе диагностирования трубопроводной арматуры и связанных с критериями его предельного состояния.

10

9

15

Наиболее распространенными предельными состояниями трубопроводной арматуры, по данным проведенных экспертиз, являются: 1) отсутствие герметичности по отношению к внешней среде (износ сальниковых узлов и сильфонных уплотнений); 2) изменение свойств материалов конструкции, определяющих ее прочность и плотность; 3) нарушение герметичности в затворе. Часто арматура не доступна для непосредственного контакта с ней, например, находится под водой. В этом случае ее можно диагностировать дистанционно с помощью ультрасовременных средств контроля и диагностирования величины протечек среды через уплотнения и элементы запорного узла арматуры – приборов, течеискателей: 1) специализированного акустико-эмиссионного течеискателя АЭТ-1МСС; 2) корреляционного течеискателя ТАК-2004. Приборы предназначены для определения герметичности арматуры и местоположения сквозных дефектов (трещин, свищей) в ее корпусе. Применяются также в процессе сооружения и эксплуатации речных и болотных трубопроводов при гидравлических испытаниях на герметичность и состоят из двух блоков – акустического зонда и пульта с органами управления и коммутации, соединенных между собой кабелем. Показания регистрируются с помощью стрелочного измерителя. Первоначально этот прибор предназначался только для обнаружения и локализации утечек в подводных трубопроводах, однако по ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

мере накопления опыта эксплуатации и учета требований потребителя были существенно расширены их функциональные возможности. Своевременная замена имеющей утечку (неисправной) трубопроводной арматуры, находящейся в эксплуатации, снижает риск возникновения отказов и способствует защите окружающей среды. Утечки арматуры, происходящие во внешнюю среду могут быть выявлены при ее наружном осмотре по следам обмерзания корпуса, потекам, шуму и загазованности вблизи арматуры. Утечки же в затворе арматуры не имеют внешних признаков, но их можно выявить по акустическому сигналу, который в большинстве случаев сопровождает утечку. Для обнаружения акустического сигнала утечки и нахождения неисправной арматуры в настоящее время предлагаются также одноканальные акустические течеискатели. Однако поиск неисправной арматуры в условиях действующего производства дополнительно осложнен присутствием различных помех, которые возникают при поиске неисправной арматуры с использованием одноканального течеискателя. Поэтому большой интерес представляет возможность использования двухканального акустического течеискателя Т2–8K, который разработан в ООО «НТП Трубопровод» и предназначен для поиска утечек в запорной арматуре. Только проводя всестороннюю диагностику запорной арматуры, можно судить о степени ее исправности. Таким образом, используя комплексный подход к диагностированию трубопроводной арматуры, применяя новейшие методики и средства, можно значительно повысить эффективность экспертизы промышленной безопасности запорных устройств. Литература 1. РД 08.00-29.13.00-КТН-012-1-05 «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов».

2. СТО Газпром 2-4.1-212-2008 «Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром».

3. СТО Газпром 2-2.4-083-2006 «Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов».

4. СТО Газпром 2-4.1-406-2009 «Методика оценки ресурса запорно-регулирующей арматуры магистральных газопроводов».

573

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Критерии оценки соответствия паровых котлов требованиям ПБ (на примере ДКВР-6,5/13) УДК 621.181 Денис ШИШКИН, заместитель генерального директора ООО «Безопасные технологии» (г. Астрахань) Денис КАРЛИН, начальник лаборатории неразрушающего контроля ООО «Безопасные технологии» (г. Астрахань) Сергей ОЛЬНЕВ

Паровой котел является сложным технологическим объектом, элементы которого в процессе эксплуатации испытывают значительные нагрузки давлением и температурой. Исходя из этого, указанное оборудование требует пристального внимания к вопросам обеспечения его безопасности. С целью систематизации информации и удобства пользования при проведении экспертизы промышленной безопасности, в работе предложены критерии оценки соответствия указанного оборудования требованиям промышленной безопасности. Ключевые слова: паровой котел, экспертиза промышленной безопасности, техническое состояние.

П

аровой котел является сложным технологическим объектом, элементы которого в процессе эксплуатации испытывают значительные нагрузки давлением и температурой. Обычно авария котла связана со значительными материальными, а порой и человеческими потерями. Исходя из этого, указанное оборудование требует пристального внимания к вопросам обеспечения его безо­ пасности. Экспертиза промышленной безопасности котла проводится с целью оценки его соответствия предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности. В обязательном порядке определяется техническое состояние, в котором находится устройство, проводится тщательное техническое диагностирование и испытание неразрушающими методами контроля. Техническое диагностирование котлов следует проводить в период эксплуатации котла в пределах назначенного срока службы, после истечения на-

574

значенного срока службы, а также после аварии. В пределах назначенного срока службы техническое диагностирование котлов следует проводить не реже одного раза в восемь лет с целью определения соответствия контролируемых параметров котла требованиям нормативных документов или выявления их изменения (ухудшения), вызванного возможными отклонениями от нормальных условий эксплуатации [1]. Паровые котлы подлежат экспертизе промышленной безопасности в случаях: ■ выработки назначенного ресурса, указанного в паспорте; ■ отсутствия технического паспорта (или документации в целом) на котел; ■ после проведения модернизации, ремонта, реконструкции котла; ■ после аварии; ■ нарушения условий эксплуатации; ■ обнаружения в процессе эксплуа-

тации котла дефектов, вызывающих сомнения в прочности конструкции и его безопасности. Экспертиза промышленной безопасности котлов позволяет оценить их текущее состояние, проверить технические и рабочие характеристики, свое­ временно выявить неисправности и, как следствие, дает представление о необходимости их ремонта или реконструкции. При проведении экспертизы промышленной безопасности паровых котлов необходимо руководствоваться следующими нормативными документами [2–5]: 1. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности.

2. Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением.

3. Правила безопасности сетей газо­ распределения и газопотребления.

4. 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. Рассмотрим критерии оценки соответствия требованиям промышленной безопасности парового котла на примере ДКВР-6,5/13. Котел ДКВР-6,5/13 обладает следующими характеристиками: 1. Расчетные параметры работы котла: рабочее давление пара в барабане 13 кгс/см2; рабочая среда – пар, вода; основное топливо – природный газ; расчетная паропроизводительность – 6,5 т/час.

2. Основные размеры элементов котла: верхний барабан – 1 0006 99013 мм; нижний барабан – 1000  3587 13 мм. Соответствие парового котла ДКВР-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

6,5/13 требованиям промышленной безо­пасности следует проверять с учетом 4 критериев. Критерий № 1. Наличие полного комплекта правильно оформленной технической документации на паровой котел ДКВР-6,5/13. Критерий № 2. Техническое диагностирование и неразрушающий контроль. Техническое диагностирование котла включает: 1. Наружный и внутренний осмотры. Наружный и внутренний осмоты проводятся с целью: ■ определения состояния металла основных элементов котла; ■ выявления возможных видимых дефектов металла типа трещин, надрывов, коррозий, выпучин, прогибов, деформации, нарушений сплошности сварных соединений.

2. Измерение геометрических размеров (овальности и прогиба барабанов). Измерительный контроль овальности α барабанов проводится в двух диаметральных плоскостях (горизонтальной и вертикальной) через каждые 500 мм от днища с лазом. Значения овальности определяются по следующей формуле:

α=2

(Dmax – Dmin) (Dmax + Dmin)

100,

(1)

где Dmax – максимальный внутренний диаметр; Dmin – минимальный внутренний диаметр. На рисунке 1 представлена схема замеров овальности нижнего и верхнего барабанов котла с шагом 500 мм. Также измеряются прогибы нижней образующей обечаек верхнего и нижнего барабанов с помощью металлической струны.

3. Измерение выявленных дефектов (коррозионных язвин, трещин, деформаций и др.).

4. Контроль сплошности сварных соединений неразрушающими методами дефектоскопии.

5. Ультразвуковой контроль толщины стенки. Толщинометрии подвергаются следующие элементы котла: ■ обечайки и днища верхнего и нижнего барабанов; ■ донышки экранных коллекторов (левого и правого); ■ трубы левого и правого экранов топки; ■ первый ряд конвективных труб.

6. Определение твердости с помощью переносных приборов;

Рис. 1. Схема замеров овальности нижнего и верхнего барабанов котла 500

500

500

500

500

500

500

500

500

500

500

места замеров овальности

Твердость измеряется: ■ с внутренней стороны обечаек и днищ верхнего и нижнего барабанов; ■ с наружной стороны донышек экранных коллекторов.

7. Лабораторные исследования (при необходимости) свойств и структуры материала основных элементов [1]. Критерий № 3. Выполнение условий прочности согласно РД 10-249-98 [6]. Проводится оценка прочности верхнего и нижнего барабанов котла ДКВР6,5/13. Приведенное напряжение σпр в верхнем (нижнем) барабане определяется по следующей формуле [6]:

σпр =

P[Da – (S – c)] 2·φ· (S – c)

,

(2)

где Р – расчетное давление, МПа; Dа – наружный диаметр барабана, мм; S – номинальная толщина стенки барабана, мм; с – суммарная прибавка к расчетной толщине стенки барабана; φ – расчетный коэффициент прочности. Далее определяется номинальное допускаемое напряжение [σ ], и из условия прочности σ пр < [ σ ] оценивается прочность верхнего (нижнего) барабанов котла. Критерий № 4. Прогнозирование, на основании анализа результатов технического диагностирования и прочностных расчетов, возможности, предельных рабочих параметров, условий и сроков дальнейшей эксплуатации котла. На основании анализа приведенных критериев эксперт принимает решение о соответствии парового котла требованиям промышленной безопасности и о возможности его дальнейшей эксплуатации. По результатам технического диагностирования и проведенных мероприятий оформляется заключение экспертизы промышленной безопасности. В случае, когда хотя бы один из критериев не соответствует предъявляемым требованиям промышленной безопасТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ности, эксперт обязан выдать отрицательное заключение экспертизы промышленной безопасности [1]. Конструкция котла и его основных частей должна обеспечивать надежность, долговечность и безопасность эксплуатации. В работе рассмотрены вопросы проведении экспертизы промышленной безопасности паровых котлов на примере ДКВР-6,5/13. С целью систематизации информации и удобства пользования, предложены критерии оценки соответствия паровых котлов требованиям промышленной безопасности. Литература 1. РД 34.17.435-95 Методические указания о техническом диагностировании котлов с рабочим давление до 4,0 МПа.

2. Приказ Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности».

3. Приказ Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением».

4. Приказ Ростехнадзора от 15 ноября 2013 года № 542 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления».

5. 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.

6. РД 10-249-98 Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды.

575

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Проведение экспертизы ПБ и восстановление паспорта вакуумной емкости перед вводом ее в эксплуатацию УДК: 621.52 Денис ШИШКИН, заместитель генерального директора ООО «Безопасные технологии» (г. Астрахань) Денис КАРЛИН, начальник лаборатории неразрушающего контроля ООО «Безопасные технологии» (г. Астрахань) Сергей ОЛЬНЕВ

На складах предприятий химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности находится большое количество емкостного оборудования, которое эксплуатировалось ранее, но по различным причинам выведено из технологического процесса и демонтировано. У такого оборудования часто бывает утерян паспорт, либо он не соответствует требованиям промышленной безопасности. Оно находится в резерве и может быть использовано для проведения технологических процессов в случае реконструкции установки либо замене оборудования. Часто вышеуказанное емкостное оборудование предназначено для работы в сложных эксплуатационных условиях, одним из которых, например, является вакуум. Перед вводом вакуумной емкости в эксплуатацию необходимо провести экспертизу промышленной безопасности емкости и восстановить ее паспорт, включающую определенный перечень работ, согласно требованиям действующей нормативной и технической документации. В статье приводятся сведения о ходе и результатах проведения экспертизы промышленной безопасности перед вводом в эксплуатацию емкости, предназначенной для работы под вакуумом и восстановлении ее паспорта. Ключевые слова: промышленная безопасность, экспертиза, вакуумная емкость, техническое диагностирование, паспортизация.

П

ри реконструкции технологической установки одного из неф­ техимических заводов встал вопрос о необходимости поиска емкости, которая должна работать периодически под вакуумом для протекания технологического процесса, установленного технологическим регламентом. В результате такая емкость была найдена, но отсутствовал паспорт. Требования промышленной безопасности, установленные правилами [1] и [2], обязывают эксплуатирующие организации проводить экспертизу промышленной безопасности для технических устройств (если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия указанного устройства обязательным требованиям): ■ до начала применения на опасном производственном объекте; ■ при отсутствии паспорта на техническое устройство.

576

Таким образом, перед экспертной организацией поставлены следующие задачи: 1) Восстановление паспорта емкости с учетом рабочих технологических параметров, необходимых для обеспечения нормального протекания процесса (рабочее давление – вакуум, рабочая температура – 200 °С, среда – фенол).

2) Проведение экспертизы промышленной безопасности емкости с целью определения фактического технического состояния и требованиям нормативных документов по промышленной безо­ пасности. В общем случае при составлении паспорта требовалось установить следующие данные: а) завод-изготовитель, заводской номер и время изготовления сосуда; б) сведения о материалах, из которых изготовлен сосуд; в) чертеж общего вида и геометриче-

ские размеры основных элементов; г) объем и методы контроля сварных соединений; д) разрешенные эксплуатационные параметры: давление, температура, наличие ветровых и сейсмических воздействий, а для сосудов циклического действия – допускаемое или остаточное число циклов нагружения; е) расчеты на прочность основных элементов; ж) условие эксплуатации (инструкцию по эксплуатации). При восстановлении паспорта учитывались рекомендации ГОСТ Р 52630-2012 [3] представленные в Приложении С. Для проведения экспертизы и восстановления паспорта разработана программа работ в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52630-2012[3], РУА-93 [4], ДиОР-05[5] и РД 03-421-01[6]. Программа работ согласноРУА-93 [4] и ДиОР-05[5] включила следующие работы: а) изучение и анализ эксплуатационнотехнической документации; б) наружный и внутренний осмотр, визуально-измерительный контроль сосуда; в) оценку геометрической формы основных несущих элементов оборудования; г) неразрушающий контроль качества сварных соединений, толщинометрию; д) определение химического состава; е) анализ результатов технического диагностирования и проведение расчетов на прочность; ж) определение остаточного ресурса сосуда; и) гидравлические испытания. В процессе проведения экспертных работ установлен завод-изготовитель по прикрепленной на сосуде табличке, устанавливаемой в соответствии с «Правилами» заводом-изготовителем. При визуальном контроле наружной и внутренней поверхностей основного металла и сварных швов не было обнаружено недопустимых дефектов, препятствующих безопасной эксплуатации емкости. Установлено, что емкость представляет собой сосуд с цилиндрической обечайкой корпуса, двумя торосфериче-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 1. Эскиз емкости

Ж Ду80

Е Ду25

К Ду300 Б Ду25

305

Л Ду25

Д2 Ду25

1 950

1100

Д2 Ду25

В Ду40

М Ду25

305

скими днищами и патрубками штуцеров для ведения технологического процесса. Выявлено несоответствие типов фланцев и уплотняющей поверхности фланцевых соединений штуцеров для присоединения технологических трубопроводов требованиям действующих нормативных документов. Согласно действующих нормативных и технических документов, уплотняющая поверхность фланцев штуцеров сосудов, работающих под вакуумом, должна быть «шип-паз», а тип фланцевых соединений при рабочих условиях емкости – «приварной встык». В данном случае фланцы были плоские приварные, а уплотнительная поверхность фланцев – гладкая. В процессе проведения измерительного контроля снимались все геометрические размеры основных конструктивных элементов емкости, на основании которых был разработан чертеж общего вида. Визуальный и измерительный контроль проводился в соответствии с ГОСТ Р 52630-2012 [3],РД 03-606-03 [7], ПБ 03-584-03[8].Эскиз емкости приведен на рисунке 1. Сведения о штуцерах емкости приведены в таблице 1. Для определения материалов основных конструктивных элементов емкости произведен анализ химического состава металла, который показал соответствие марке 12Х18Н10Т. Контроль сварных соединений емкости в соответствии с требованиями РД 03-421-01[6] проводился двумя методами неразрушающего контроля: ультразвуковым и капиллярным. Ультразвуковой метод направлен на выявление внутренних дефектов и проводился согласно ГОСТ Р 55724-2013 [9], СТО 00220256-014-2008 [10]. Цветной метод направлен на выявление поверхностных и подповерхностных дефектов и проводился согласно ГОСТ 18442-80 [11],РД-1306-2006 [12].Ультразвуковому контролю подвергались: ■ в объеме 100% кольцевые сварные швы приварки верхнего и нижнего днищ к обечайке корпуса, продольный сварной шов обечайки корпуса и продольный сварной шов патрубка штуцера А Ду250. Капиллярному контролю подвергались: ■ в объеме 100% сварные швы приварки патрубков штуцеров. Контроль проводился в объеме 100%, так как емкость недоступна для полного внутреннего осмотра. Также проводились замеры твердости основного металла и металла сварных швов с целью косвенной оценки механических характеристик в шести зонах на основном металле, местах зон терми-

Г Ду50 Таблица 1. Таблица штуцеров емкости Обозначение

Назначение

Ду, мм

Ру, МПа

вылет, мм

А

Люк (заглушен)

250

1,6

350

Б

Вакуумная линия

25

1,6

250

В

Резерв (заглушен)

40

1,6

250

Г

Выход продукта

50

1,6

250

Д1

Для уровнемера (заглушен)

25

1,6

250

Д2

Для уровнемера

25

1,6

250

Е

Дренаж

25

1,6

250

Ж

Вход фенола

80

1,6

250

К

Резерв (заглушен)

300

1,6

100

Л

Для уровнемера

25

1,6

250

М

Для мановакууметра

25

1,6

250

ческого влияния и сварном шве. Замеры показали соответствие полученных значений значениям, приведенным в РУА93 [4] для стали 12Х18Н10Т. Схема неразрушающего контроля емкости приведена на рисунке 2. Для определения толщин стенок основных конструктивных элементов емкости проводилась ультразвуковая толщинометрия в объеме, предусмотренном ДиОР05[5], РД 03-421-01[6]: ■ для цилиндрической обечайки корпуса проводилось 12 замеров (в трех сечениях по 4 точки через 90°); ■ для торосферических днищ по 5 то-

чек на каждом (на каждом из четырех радиусов и в центре); ■ для патрубков штуцеров по 4 точки (в одном сечении в четырех точках, расположенных по окружности элемента). Для каждой точки проводилось по три замера, а за окончательный результат бралось наименьшее значение толщины. Замеры толщин стенок показали, что характер коррозионного износа равномерный, со слабой степенью повреждения. Для цилиндрической обечайки корпуса минимальная замеренная толщина составила 4,1 мм, для верхнего и нижнего торосферических днищ – 4,7 мм.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

577

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Далее был произведен расчет минимальной вероятной толщины стенки цилиндрической обечайки корпуса с учетом неконтролированных участков поверхности по методике, приведенной в РД 03-421-01 [6]. Расчет минимальной вероятной толщины в данном случае проводился, так как количество замеров составляло 12 (согласно РД 03-421-01 [6] количество замеров должно быть более 10, так как при количестве замеров менее 10 точность оценки неудовлетворительна). Минимальная вероятная толщина стенки цилиндрической обечайки корпуса емкости получилась равной 3,85 мм. Полученные данные использовались для поверочного расчета на прочность и устойчивость элементов емкости. При работе обечаек под внутренним давлением в их стенках возникают нормальные растягивающие напряжения, а при их работе под наружным давлением – сжимающие напряжения. Поэтому при расчете на прочность обечаек, работающих под наружным давлением, можно использовать формулы, выведенные для обечаек, работающих под внутренним давлением. Однако наличие наружного давления может привести к потере устойчивости формы оболочки. Из теории расчета на устойчивость упругих стержней следует, что стержень легко выдерживает растягивающую нагрузку и не выдерживает определенной, так называемый критической, нагрузки при сжатии. При постепенном нагружении стержня сжимающей нагрузкой сохраняется одна и та же форма устойчивого равновесия. По достижении критической величины нагрузки скачком теряется первоначальная форма стержня и появляется новая форма устойчивого равновесия. Это относится и к другим конструкциям, где возникают деформации сжатия. Так, тонкостенные сосуды, работающие под наружным давлением, должны иметь более прочную конструкцию, чем такие же аппараты, работающие под внутренним давлением. Давление, при котором тонкостенные сосуды теряют устойчивость формы, называется критическим. Под действием такого давления поперечное сечение первоначально круглой обечайки приобретает волнообразную форму, причем напряжения сжатия в ее стенках могут быть меньше предела текучести материала элемента аппарата. Потеря устойчивости формы цилиндрической оболочки может произойти и при давлении ниже критического в случае овальности ее поперечного се-

578

Рис. 2. Схема неразрушающего контроля емкости Е

Ж

К ЦД9

Б ЦД2

ЦД8

ЦД7

точка 2

точка 1

УЗК 1

А Ду250 Б Ду25 В Ду40

Л

НВ1 НВ2

точка 3

Г Ду50 Д1 Ду25 Д2 Ду25

Д1 ЦД10 A ЦД1

ЦД5

E Ду25 Ж Ду80 К Ду300

УЗК 2 НВ6

Л Ду25 М Ду25

УЗК 4

НВ3

точка 7 точка 4

B

M

Д2

ЦД3 НВ4

ЦД11

ЦД6

УЗК 3

точка 5 УЗК 2

НВ5 точка 6 ЦД4

Условные обозначения: НВ1 УЗК 1 ЦД1

– Место замеров твердости материала – Место ультразвукового контроля сварного шва – Место контроля цветным методом

– Место определения химического состава металла сварного шва – Место замеров толщины стенки – Место замеров толщины стенки с противоположной стороны А–М – обозначение штуцеров (точка 1)

чения, которое ограничивается нормами. Овальность стальных сварных сосудов при нагружении их наружным давлением не должна быть менее 0,005D, но не более 20 мм. За расчетное давление для емкости принималось значение, равное 0,1 МПа, согласно ГОСТ Р 52630-2012 [3]. Расчеты выполнялись согласно ГОСТ Р 52857 1-2007 [13], ГОСТ Р 52857 2-2007 [14], ГОСТ Р 52857 3-2007 [15]. Расчеты показали выполнение условий прочности и устойчивости для торосферических днищ, штуцеров, однако для цилиндрической обечайки эти условия не были выполнены, так как расчетная толщина стенки получилась равной 4,55 мм при фактической толщине 4,1 мм. Экспертной организацией совместно с организацией-заказчиком принято решение о дооборудовании обечайки емко-

сти кольцами жесткости, которые обеспечивали устойчивость конструкции. Для разработки проекта дооборудования обечайки емкости кольцами жесткости и переврезки фланцев была привлечена проектная организация, имеющая соответствующую лицензию. После разработки и утверждения проекта в установленным порядке переврезаны фланцы и приварены пять колец жесткости на обечайку емкости. Кольца жесткости представляют собой уголок размером 50´5 мм, выполненный из стали ВСт3пс5. На рисунке 3 показан эскиз емкости с приваренными кольцами жесткости с указанием геометрических размеров между ними. При проведении визуального и измерительного контроля сварных швов приварки колец жесткости не выявлено недопустимых дефектов

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Литература 1.Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Порядок осуществления экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности». Утв. приказом Ростехнадзора № 584 от 15 октября 2012 года.

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы про-

Рис. 3. Эскиз емкости с приваренными кольцами жесткости

Ж

Б

К

1 100

690

А

М

910

325

100

B

225

225

1 950

900

Д1

55 125

Л

150 125

305

Е

305

170

165

и отклонений размеров сварных швов от размеров, установленных действующей нормативной и технической документацией. Сварные швы приварки фланцевых соединений контролировались капиллярным методом в объеме 100%. Капиллярный контроль не вывил недопустимых дефектов. После проведения очередного поверочного расчета емкости на прочность и устойчивость с учетом колец жесткости расчетная толщина стенки оказалась равной 3,4 мм. Дальнейшие расчеты показали выполнение условий прочности и устойчивости. После проведения расчетов производилось гидроиспытание в соответствии с требованиями, изложенными в РУА-93 [4], ПБ 03-584-03[8]. В результате гидроиспытания сосуда не выявлено: ■ падения давления по манометру; ■ течи, трещин, слезок, потения в сварных соединениях и на основном металле; ■ течи в разъемных соединениях; ■ видимых остаточных деформаций и признаков разрыва. Результаты гидравлического испытания емкости признаны положительными. Срок дальнейшей безопасной эксплуатации емкости был назначен равным 4 года на основании расчетов остаточного ресурса основных конструктивных элементов емкости по критерию коррозионноэрозионного износа. По результатам проведенной экспертизы промышленной безопасности составлено заключение ЭПБ и восстановлен паспорт сосуда. В статье приводятся этапы проведения ЭПБ и восстановления паспорта емкости, предназначенной для работы под вакуумом. Рассматриваются результаты проведенных работ. Данные сведения могут быть использованы организациями, проводящими экспертизу промышленной безопасности стальных сварных вакуумных сосудов и аппаратов.

Д2 Г мышленной безопасности». Утв. приказом Ростехнадзора № 538 от 14 ноября 2013 года.

3. ГОСТ Р 52630-2012 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия.

4. РУА-93 Руководящие указания по эксплуатации и ремонту сосудов и аппаратов, работающих под давлением ниже 0.07 МПа (0,07 кгс/см2) и вакуумом.

5. Методика диагностирования технического состояния и определения остаточного ресурса технологического оборудования нефтеперерабатывающих, неф­ техимических производств (ДиОР-05). – Волгоград: ВНИИКТИ нефтехимоборудование, 2006. – 90 с.

6. РД 03-421-01 Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов: утв. постановлением Госгортехнадзора России от 06.09.2001 № 39. – Сер. 03. Вып. 17 – М.: ФГУП «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002. – 136 с.

7. РД 03-606-03 Инструкция по проведению визуального и измерительного контроля.

8. ПБ 03-584-03 Правила проектирования, изготовления и приемки сосудов и аппаратов стальных сварных.

9.ГОСТ Р 55724-2013 Контроль нераз-

рушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

10. СТО 00220256-014-2008 Инструкция по ультразвуковому контролю стыковых, угловых и тавровых сварных соединений химической аппаратуры из сталей аустенитного и аустенитноферритного классов с толщиной стенки от 4 до 30 мм.

11. ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

12. РД-13-06-2006 Методические рекомендации о порядке проведения капиллярного контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах.

13.ГОСТ Р 52857 1-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Общие требования.

14. 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 15.ГОСТ Р 52857 3-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Укрепление отверстий в обечайках и днищах при внутреннем и внешнем давлениях. Расчет на прочность обечаек и днищ при внешних статических нагрузках на штуцер.

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

579

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Надежно, качественно, доступно УДК: 621.791, 620.172, 620.194 Борис КАРЕЛОВ, технический директор Елена ХИЗЕВА, заместитель генерального директора Александр ШОЛКОВЫЙ, главный инженер Сергей ХАРЛАМОВ, ведущий инженер ООО «Камчатский учебно-аттестационный и технико-диагностический центр»

Проблемы получения сварных соединений арматуры типа С19-Рм в монтажных условиях. Результаты и анализ визуально-измерительного контроля и механических испытаний образцов сварных соединений типа С19-Рм из арматуры диаметром от ø16 мм до ø38 мм. Применение современных ультразвуковых дефектоскопов для улучшения качества контроля сварных соединений. Важность наличия экспертных организаций для обеспечения оперативного решения проблем технической диагностики и исследований различных ОПО региона и подготовки квалифицированных специалистов. Ключевые слова: арматура, сварные соединения, механические испытания, контроль, сварка, фреттинг-коррозия, требования НТД, сварной шов, дефектоскоп, качество, доступность.

В

статье «Надежно и выгодно», опубликованной в журнале «Государственный надзор» (№ 1 (17) / 2015), изложен принцип решения пробле-

мы нехватки рабочей силы, точнее – высококвалифицированных сварщиков для получения сварных соединений арматуры методом ванно-шовной сварки (тип С19-

Рм, ГОСТ 14098-2014) на Белоярской атомной электростанции (БАЭС) генподрядной организации ООО УК «УЭС». ООО «Камчатский учебно-аттестационный и технико-диагностический центр» столкнулся с подобной проблемой в 2015 году при выполнении механических испытаний образцов сварных соединений типа С19-Рм из арматуры класса прочности А500С диаметром от 16 мм до 38 мм, по заявке одной из строительно-монтажных организаций Камчатского края. На представленные образцы смотреть «без слез» было невозможно (см. рис. 1 а, б). По визуально-измерительному контролю образцы не соответствовали требованиям ГОСТ 14098-2014 и другой НТД (наличие пережога металла, оплавления кромок накладки, сквозных прожогов, смещений и несоосности сварных соединений, что свидетельствовало о нарушении технологии сварки и сборки под сварку арматуры, а также о недостаточной квалификации сварщиков и отсутствии технологии выполнения сварных соединений данного типа). Результаты механических испытаний были отрицательными:

Рис. 1. Фотография сварных соединений типа С19-Рм арматуры: а) на объекте; б) представленный образец

а)

580

б) Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 2. Исследуемый образец сварного соединения арматуры

Рис.3. Опытные образцы

Прожог скобы-накладки

Пережог Несплавление металла ■ разрыв по сварному шву, значение предела прочности – ниже требований сертификата и НД (Rm ≤ 256 МПа при допустимом Rm ≥500 МПа); ■ отсутствие сплавления наплавленного металла в корне шва сварного соединения арматуры со скобой-накладкой (рис. 2). Применение муфтового резьбового соединения в соответствии с технологией, описанной в вышеуказанной статье, или с использованием технологии ручного обжима для соединения арматуры при строительстве сооружений в сейсмоопасном регионе (при землетрясении в 9–10 баллов) опасно. Так как в нежестком сопряжении «арматура – муфта» со временем в условиях, когда прижатые нормальной силой стальные поверхности скользят друг по другу, совершая колебательное движение, неизбежно будет образовываться микрозазор, что является благодатной средой для развития процессов фреттинг-коррозии. В этом случае процесс разрушения будет запущен подобно бомбе замедленного действия. Часто ли случаются землетрясения на Камчатском полуострове? Ответ – практически постоянно. К решению возникшей проблемы подошли комплексно. На базе Центра по сварке ООО НПП «КОМПЛЕКС», с привлечением ресурсов ООО «КУА и ТДЦ» и при участии Заказчика, была разработана технология выполнения сварных соединений типа С19-Рм диаметров арматуры от 16 мм до 38 мм. Под руководством специалистов сварочного производства I–IV уровня квалификации произведена переподготовка сварщиков строительномонтажной организации без отрыва от производства непосредственно на рабочем месте в монтажных условиях и в лабораториях сварки ООО «КУА и ТДЦ» и ООО НПП «КОМПЛЕКС». Опытные образцы (рис. 3), сваренные сварщиком I уровня Центра и сварщи-

ками строительно-монтажной организации, подвергли исследованиям неразрушающими методами контроля и механическим испытаниям. В соответствии с требованиями ГОСТ 14098-2014, РТМ 39394 и ГОСТ 10922-2012 для контроля сварных соединений типа С19-Рм, полученных ручной дуговой сваркой многослойными швами на скобе-накладке, применяют: ВИК, механические испытания, ультразвуковой зеркально-теневой метод. Рентгенографический метод не рекомендуется. Специалистами нашей лаборатории Неразрушающего Контроля ООО «КУА и ТДЦ» при проведении работ использовались ультразвуковые дефектоскопы модели А1212 «МАСТЕР» 2009 г., 2014 г. российского производства, фирмы «Акустические контрольные системы», дополнительно применялся ультразвуковой дефектоскоп марки DIO-1000-SFE, производства Словении, в основу работы которого заложен зеркально-теневой метод, что позволило провести качественный контроль сварных соединений типа С19-Рм в соответствии с требованиями проекта, НД в монтажных условиях. Анализируя богатый опыт работы Центра в области контроля качества сварных соединений на различных объектах Камчатского края, в частности, рассмотренный в статье случай, можно сделать вывод, что для обеспечения качества и соответствия проводимых работ требованиям проектной и нормативнотехнической документации, доступности современных методов исследований и испытаний, а также оптимизации расходов на проведение работ, необходимо наличие в регионе аттестованной и аккредитованной лаборатории неразрушающего и разрушающего контроля, испытательного оборудования и аттестованного в соответствии с требованиями персонала, которыми обладает ООО «КУА и ТДЦ». ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

В результате Заказчик получает экономическую выгоду за счет: ■ оперативного решения вопроса выезда на объект для выполнения контроля и исследований; ■ оперативного выявления дефектов сварных соединений и других несоответствий арматуры сертификату (по результатам механических испытаний и химическому анализу) при операционном контроле допускных стыков; ■ отсутствия затрат на авиаперелет, гостиничное проживание и командировочные расходы приглашенных специалистов. Обобщая, можно сделать вывод, что услуги приезжих экспертов-специалистов и доставка оборудования из центральной части страны в отдаленные регионы не могут стоить дешевле, чем у местных специализированых организаций, способных оказывать услуги в требуемом объеме. Литература 1. РТМ 393-94 Руководящие технические материалы по сварке и контролю качества соединений арматуры и закладных изделий железобетонных конструкций.

2. ГОСТ 10922-2012 Арматурные и закладные изделия, их сварные, вязаные и механические соединения для железобетонных конструкций. Общие технические условия.

3. ГОСТ 14098-2014 Соединения сварные арматуры и закладных изделий железобетонных конструкций. Типы, конструкции и размеры.

4. Уотерхауз Р.Б. Фреттинг-коррозия. – Л.: Машиностроение, 1976. – 272 с.

581

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Хрупкое разрушение конструкции Причины возникновения и последствия УДК: 621.74.01, 620.172 Мария СКУПЧЕНКО, генеральный директор, к.т.н., доцент Борис КАРЕЛОВ, технический директор Елена ХИЗЕВА, заместитель генерального директора Александр ШОЛКОВЫЙ, главный инженер ООО «Камчатский учебно-аттестационный и технико-диагностический центр»

Условия создания конкурентоспособного изделия (конструкции), отвечающего всем предъявляемым требованиям, которое выполняло бы предназначенные ему функции в течение заданного срока эксплуатации, не подвергаясь преждевременному разрушению. Испытания с целью выявления причин разрушения гребного винта. Результаты экспрессанализа и механических испытаний образцов. Разрушение без предварительной пластической деформации как следствие нарушения технологии изготовления отливки и термической обработки. Ключевые слова: конструкция, разрушение, качество, объект, лопасть винта, отливка, дефект, образцы, механические испытания, технологический режим.

О

сновными задачами, которые приходится решать каждому конструктору, технологу, инженеру при анализе прочности конструкции изделия и выборе средств предотвращения его разрушения, являются: ■ установление наиболее вероятных видов механического разрушения из большого разнообразия, встречающихся в инженерной практике; ■ оценка возможности разрушения конструкции в процессе ее эксплуатации. Цель работы каждого инженераконструктора – создание конкурентоспособного изделия (конструкции), отвечающего всем предъявляемым требованиям, которое выполняло бы предназна-

ченные ему функции в течение заданного срока эксплуатации, не подвергаясь преждевременному разрушению. Однако иногда изделия разрушаются сразу же после ремонта или на стадии испытаний, или на первом этапе эксплуатации. Если бы прочность и надежность конструкции зависела только от «идеальной конструкции» было бы проще сосредоточить усилия в этом направлении, обеспечивая на этапе проектирования качество, технологичность, ремонтопригодность, прочность, надежность, конкурентоспособность и т.д. Но практика работы по выявлению причин аварий и разрушений показывает: чтобы получить все перечисленные требо-

вания, необходимо обеспечивать качество на всех этапах технологического цикла проектирования, изготовления изделий и конструкций. Объектом одного из исследований лаборатории НК и РК ООО «Камчатский учебно-аттестационный и техникодиагностический центр» в октябре 2015 года явился разрушенный гребной винт танкера, принадлежащего одной из компаний Камчатского края. Лопасть винта (рис. 1) откололась по истечении 5 (пяти) месяцев эксплуатации после проведенного капитального ремонта в КНР. Предварительный экспресс-контроль объекта, проведенный в объеме: ВИК, УЗК, измерение твердости, стилоскопирование и макроанализ (с увеличением х10) позволил сделать следующие выводы: ■ марка стали 08Х14НДЛ (нержавеющая, мартенситного класса); ■ способ изготовления заготовки – литье; ■ на поверхности винта имеются многочисленные коррозионные включения, раковины (рис. 1а); ■ на лопасти присутствуют микротрещины (рис. 1б); ■ характер макроструктуры образца, взятого непосредственно из области разрушения винта, свидетельствует о крупнозернистой структуре металла (рис. 1в); ■ разрушение металла в области откола – межкристаллическое, хрупкое; ■ твердость металла поверхности винта составляет по Бринеллю от 310 НВ до 410 НВ, при нормативной 200 НВ для дан-

Рис. 1. Фотография винта

а) Общий вид гребного винта после откола лопасти

582

б) Микротрещина на лопасти гребного винта

в) Макроструктура винта в области откола х10

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Рис. 2. Места отбора проб

ного класса сталей после термообработки заготовки-отливки. По результатам экспресс-анализа была скорректирована предварительная программа исследований. Произведен отбор проб с различных участков лопастей винта (рис. 2, участки 1, 2, 3) для проведения механических статических испытаний на растяжение с целью оценки прочности. Образцы плоские, тип II, ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84). Статические испытания образцов, прошедших механическую обработку на растяжение, проводились на разрывной машине ИРэ-500, зав. № 03. В теле отливки множество закрытых газовых раковин (рис. 3), закрытые пустоты (полости), структурная неоднородность (ликвация). Причиной образования газовых раковин может являться недостаточная выдержка стали в ковшах перед заливкой (чтобы газы успели выделиться из металла) или низкая температура металла при заливке формы, что снизило жидкотекучесть металла. Образцы разрушились без предварительной пластической деформации. Фотографии поверхностей разрушения образцов представлены на рисунках 4, 5. На рисунке 4 представлена фотография дефектов в плоскости разрушенного образца № 1. На рисунке 5 – изобра-

Рис. 3. Образцы после механической обработки а

Раковины на поверхности образца

Раковина на поверхности образца

б

жение дефектов плоскости разрушенного образца № 2. На рисунке 4 (а, б) представлен дефект литья в области разрушения в виде усадочной полости рыхлой структурной неоднородности. На фотографии зоны разрушения образца № 2 (рис. 5а, б) имеется полость несплавления металла, занимающая до 40% площади сечения образца (тип II, ГОСТ 1497-84, ИСО 6892-84). Механические характеристики, такие как предел прочности (Rm, МПа), предел текучести (RеН, МПа), относительное удлинение (А5, %), относительное сужение (Z, %), не соответствуют требованиям ГОСТ 977-88, сертификату, представленному заказчиком и другой нормативной документации. Действительные значения механических характеристик после испытания образцов составили: ■ Rmобразца №1 = 225,47 МПа, Rmобразца №2 = 555,11 МПа при нормативном значении Rmн = 648 МПа; ■ RеНобразца №1 = 218,07 МПа, RеНобразца №2 = 288,64 МПа при нормативном значении RеНн = 510 МПа. Нормативные значения относительного удлинения и относительного сужения для данной стали составляют, соответственно, А5 = 15% и Z = 40% (табл. № 8, ГОСТ 977-88), действительные значения у испытуемых образцов: А 5 < 2,9%, Z < 3,9%. На основании проведенных исследований и полученных результатов механических испытаний можно сделать следующий вывод: хрупкое разрушение исследуемого объекта (гребного винта танкера) произошло вследствие нарушения технологического режима изготовления отливки, режима последующей термической обработки, о чем свидетельствует высокая твердость металла отливки, усадочные полости, многочисленные газовые раковины и крупнозернистая структура металла. Данный случай в очередной раз подтверждает, что даже незначительное нарушение технологической дисциплины может привести к выводу из строя объектов, конструкция которых полностью отвечает их назначению и условиям эксплуатации. Создать конструкцию с абсолютной точностью невозможно, но необходимо стремиться к тому, чтобы накопленная погрешность не превышала предельно допустимые нормы и были соблюдены требования безопасности, предъявляемые к изделию. Литература 1. ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84) Металлы. Методы испытаний на растяжение. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Рис. 4. Фрагменты образца № 1 после проведения механических испытаний

а)

б)

Образец № 1 после проведения механических испытаний

Фрагмент «а» образца № 1

Фрагмент «б» образца № 1 Рис. 5 Фрагменты образца №2 после проведения механических испытаний

Образец № 2 после проведения механических испытаний

Фрагмент «а» образца № 2

Фрагмент «б» образца № 2 2. ГОСТ 977-88 Отливки стальные. Общие технические условия.

3. Уайэтт О., Дью-Хьюз Д. Металлы, керамики, полимеры. Введение к изучению структуры и свойств технических материалов: Пер. с анг. / Под ред. Б.Я. Любова. – М.: Атомиздат, 1979. – 580 с.

583

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Опыт ЭПБ аммиачных сферических резервуаров Экспертиза промышленной безопасности и продление срока безопасной эксплуатации аммиачных сферических резервуаров объемом 2 000 куб. м с коррозионным растрескиванием Рауль КУЗЕЕВ, эксперт, директор ООО «Центр НК» Амир АНВАРОВ, к.т.н., заведующий лабораторией НК ООО «Центр НК» Дмитрий СТАРЦЕВ, эксперт, начальник отдела диагностики ООО «Центр НК» Евгений СЕМЕНОВ, эксперт, ведущий инженер ООО «Центр НК» Сергей КРЫЛОВ, эксперт, инженер ООО «Центр НК» Сергей ШИЛОВ, эксперт, директор ООО «ИКЦ «Калибр»

Для сферических резервуаров объемом 600 м3 и 2 000 м3, работающих под давлением хранящегося в нем жидкого аммиака, паспортный срок эксплуатации не превышает 10-ти лет ввиду вероятности появления коррозионного растрескивания сварных швов. Ключевые слова: техническое диагностирование, сферический резервуар объемом 2 000 м3, коррозионное растрескивание, срок эксплуатации.

В

2002 году, впервые после пуска в эксплуатацию в 1989 году четырех сферических резервуаров объемом 2000 м3, работающих при давлении 0,6 МПа, из стали 092ГС толщиной 18 мм, для хранения жидкого аммиака, ООО «Центр НК» совместно с ОАО «НИИхиммаш» было проведено техническое диагностирование в рамках экспертизы промышленной безопасности, назначенной в связи с окончанием паспортного срока эксплуатации. Согласованная с заказчиком и Ростехнадзором Программа технического диа-

584

гностирования предусматривала: стопроцентный визуальный и измерительный контроль внутренней поверхности и контроль снаружи мест приварки стоек; стопроцентный ультразвуковой контроль люков и штуцеров; выборочный пятипроцентный ультразвуковой контроль и десятипроцентный магнитопорошковый контроль перекрестий сварных швов и околошовных зон изнутри. Был также предусмотрен акустико-эмиссионный контроль совместно с гидроиспытанием. Все виды неразрушающего контроля и измерений, кроме магнитопорошко-

вого контроля, показали положительные результаты. Магнитопорошковый контроль (дефектоскопия) (МПД) проводился дефектоскопами марки МДПМ-1 на постоянных магнитах, сконструированными и изготовленными «Центром НК» специально для проведения МПД при техническом диагностировании оборудования и трубопроводов. В них были применены особо мощные ниодимжелезоборные магниты, изготовленные по высоким технологиям, с напряженностью поля у полюсов выше 3000 А/см и усилием отрыва от 70 кгс. Они выявляли поверхностные трещины с раскрытием от 1–2 мкм и подповерхностные дефекты на глубине до 3–4 мм, а также трещинообразные дефекты на окрашенных и ржавых поверхностях. Магнитопорошковым контролем резервуара поз. № 2 было обнаружено 32 места трещин: от одной до десяти одиночных трещин в одном месте, причем в 31 месте – это были поперечные трещины в сварных швах, и только одно место – с поперечными трещинами в околошовной зоне на расстоянии до 15–40 мм от линии сплавления сварного шва. В 17 местах трещины были неглубокие (до 2 мм) и были выведены шлифованием, остальные – до 5–6 мм, а 3 шт – по 10–12 мм глубиной – пришлось выбрать и наплавить. Все выборки были проконтролированы МПД для подтверждения полноты удаления дефектов.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Глубокие выборки были наплавлены по технологии, специально разработанной для этого вида деятельности в ООО «Сварочные технологии», предусматривающей минимизацию остаточных напряжений непосредственно при сварке и после нее технологическими и термическими операциями. Последующие диагностирования резервуаров показали правильность примененной технологии, так как ни в 2005, ни в 2007 годах на ремонтных (сваркой) местах дефектов типа трещин не было обнаружено. При следующем диагностировании резервуара № 2 в 2005 году «Центром НК» по результатам магнитопорошкового контроля было обнаружено уже 68 мест с трещинами, причем на сварных швах их было всего 11 – все на сварных швах нижнего днища. Остальные дефекты располагались в околошовных зонах ниже линии раздела сред, то есть в зоне жидкого аммиака. Трещины были очень плотно сжаты, с раскрытием до 10–20 мкм и глубиной от 0,2 до 5–6 мм. Все трещины в околошовных зонах располагались на расстоянии до 40 мм от краев сварных швов и около 80% из них начинались из мест с поврежденной поверхностью – от забоин, задиров, царапин, мелких вмятин, прижегов и других, то есть из мест, где могли даже минимально концентрироваться остаточные напряжения от основной сварки. Все дефекты глубиной более 2-х мм были отремонтированы наплавкой электродами УОНИ-13/45 (как наиболее пластичными из отечественных). Наплавка была произведена по специальной технологии, успешно примененной при ремонте в 2002 году и предусматривающей снятие напряжений в процессе и после наплавки. При магнитопорошковом контроле следующего резервуара поз. № 3 было обнаружено уже 168 мест с трещинами в одношовных зонах, причем в каждом месте было обнаружено до 5÷10 ниточных трещин, после чего было принято решение о вырезке темплета с дефектами из резервуара № 3, как наиболее дефектного, для детальных металлографических исследований и механических испытаний сварных швов, околошовных зон и основного металла. На основании этих исследований Заказчик и Ростехнадзор должны были принять решение о списании резервуаров. Исследованиями металла было установлено: 1 – Механические характеристики основного металла, зоны термического влияния околошовных зон и сварного шва,

в том числе прочность, пластичность, ударная вязкость, твердость, удовлетворяют требованиям ГОСТ 19282 для стали 09Г2С. Пластичность основного металла существенно (до 25%) превышала пластичность сварного шва.

2 – Структура основного металла – типичная ферритно-перлитная мелкозернистая, соответствовала баллу 9 по ГОСТ 5639.

3 – Основной металл был существенно загрязнен сульфидо-силикатами до балла 2 по ГОСТ 1778.

4 – На сварном шве и околошовной зоне, с внутренней поверхности резервуара были выявлены и установлены несколько видов избирательной электрохимической коррозии: точечная, точечно-язвенная, ножевая и коррозионного растрескивания, причем все трещины на этапе зарождения и развития согласуются с расположением сульфидо-силикатов.

Применение контроля методом магнитной памяти металла Для выявления уровня остаточных напряжений и возможности их снятия или уменьшения, в резервуаре № 1 был проведен контроль методом магнитной памяти металла (ММП) широкополосным автоматическим прибором ИКН-2М, сварных швов приварки штуцера нижнего отстойника Ду500 и сварных швов приварки нижнего днища с 24 перекрестиями на нем от лепестков резервуара. После контроля ММП участки перехода напряжений из «+» в «–» и места пиков магнитных возмущений были проконтролированы ультразвуковым методом. На сварном шве отстойника данные ММП совпали примерно на 70–80% с данными УК – в месте магнитных возмущений были допустимые дефекты. На перекрестиях сварных швов лепестков с днищем, где ММП показал пики остаточных напряжений, был проведен контроль капиллярным методом (ПВК), так как магнитопорошковый метод мог исказить картину контроля ММП, который никаких дефектов не обнаружил, но при повторном контроле этих мест методом МПД было обнаружено пять мест с мелкими (5–7 мм длиной) трещинами в околошовной зоне.

Уменьшение внутренних напряжений Сварка основных элементов сферического резервуара толщиной 18 мм велась автоматами ТС-17МУ под слоем флюса на токах до 1 000–1 200 А в два прохода – снаружи и изнутри по ручной подварке. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Тепловложения при такой сварке огромные и, естественно, были значительны и остаточные внутренние напряжения, тем более, что термообработка сварных швов не проводилась. Для определения возможности уменьшения внутренних напряжений, сварной шов отстойника был дважды подвергнут ультразвуковой ударной обработке устройством УЗТК 18/22-0,40 «Гефест 400» (Вологда). После каждой обработки были сняты графики магнитных возмущений методом магнитной памяти, анализ которых показал общее уменьшение остаточных напряжений до 30–35%. К сожалению, прибор (метод ММП) не позволяет моментально оценить значение остаточных напряжений в физических величинах, то есть фактических значений остаточных напряжений мы не узнали. Будучи уверенными в том, что количество трещин коррозионного растрескивания в околошовных зонах напрямую зависит от значений остаточных внутренних напряжений в сварных швах, усиленных гидростатическим и рабочим давлением, в 2006–2008 годах по рекомендациям ООО «Центр НК» и ООО «Сварочные технологии» были проведены мероприятия по уменьшению остаточных внутренних напряжений в оболочке резервуара. На всех четырех резервуарах изнутри механическим способом были сняты усиления сварных швов (по 930 п.м.) до плоскости основного металла, что позволило на порядок уменьшить образование новых трещин коррозионного растрескивания, что, в свою очередь, подтвердилось дальнейшим контролем в 2007–2008 годах. «Центром НК» было также рекомендована, а Заказчиком выполнена постановка резервуаров на акустико-эмиссионный мониторинг в режиме «on-line», что позволило оперативно влиять на появление новых трещин.

Выводы 1. В сосудах (резервуарах) для хранения жидкого аммиака через 10–15 лет эксплуатации велика вероятность появления трещин различного вида, в том числе коррозионного растрескивания в сварных швах и околошовных зонах; 2. Причинами появления трещин являются: ■ ненормируемое в НД для изготовления сосудов, работающих под давлением, повышенное содержание сульфидосиликатов (серы и фосфора) в основном металле; ■ коррозионное действие аммиака безводного;

585

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы ■ отсутствие термообработки сварных соединений при изготовлении; ■ сложнонапряженное состояние сварной конструкции; ■ дефекты поверхности околошовных зон и сварных швов; ■ некачественный ремонт, выполненный ручной дуговой сваркой без снятия напряжений.

3. При техническом диагностировании для продления срока безопасной эксплуатации сосудов (резервуаров), для выявления коррозионных трещин необходимо применять магнитопорошковый контроль в объеме 100% внутренней поверхности, в том числе сварных швов, контактируемой с жидким аммиаком. Для выявления плотных и мелких трещин необходимо применять постоянные магниты большой мощности, которые выявляют трещины даже на окрашенных и ржавых поверхностях.

4. Применение капиллярного контроля для выявления плотных трещин с раскрытием до 10–20 мкм не эффективно, так как метод требует зачистки не выше Rz20, достигнуть которого на больших площадях контроля практически невозможно.

5. При ремонте дефектных мест сваркой необходимо применять аттестованную технологию, разработанную специально для исправления выявленных дефектов и предусматривающую минимизацию остаточных напряжений.

6. Для уменьшения остаточных внутренних напряжений в сварных швах и околошовной зоне и, соответственно, уменьшения вероятности образования новых трещин, рекомендуется снять все усиления внутренних сварных швов.

7. При выявлении трещин коррозионного растрескивания возможно продление срока безопасной эксплуатации сосуда через 1–2 года при условии проведения 100% магнитопорошкового контроля сварных швов и околошовных зон с удалением обнаруженных трещин, при этом необходимо через каждые шесть месяцев проводить акустико-эмиссионный контроль, убедившись в его эффективности, или установить постоянный акустикоэмиссионный мониторинг. Весь комплекс отмеченных мероприятий позволил вывести из зоны запрета Ростехнадзора и безопасно эксплуатировать все четыре аммиачных резервуара с коррозионным растрескиванием с 2002 года до сегодняшних дней, уже 13 лет, удвоив, таким образом, ресурс работы аммиачных сосудов, который обычно не превышает 10–15 лет.

586

Исследование газовых отражательных печей

Техническое диагностирование газовых отражательных печей, используемых для плавки алюминиевых сплавов Евгений КРУГЛОВ, к.т.н., профессор КНИТУ-КАИ Рауль КУЗЕЕВ, эксперт, директор ООО «Центр НК» Дмитрий СТАРЦЕВ, эксперт, начальник отдела диагностики ООО «Центр НК» Евгений СЕМЕНОВ, эксперт, ведущий инженер ООО «Центр НК» Сергей КРЫЛОВ, эксперт, инженер ООО «Центр НК» Сергей ШИЛОВ, эксперт, директор ООО «ИКЦ «Калибр»

В статье изложены методика и результаты технического диагностирования газовых отражательных печей, используемых для плавки алюминиевых сплавов. Приведены технические средства, используемые в процессе диагностирования, показана возможность установления ресурса дальнейшей безопасной эксплуатации печей.

I. Общая часть Газовые отражательные печи плавки алюминия производства фирмы SwindellDressler, введенные в эксплуатацию на одном из машиностроительных заводов в 1978 году, предназначены для расплавления алюминиевой шихты в ванне печи, футерованной огнеупорным кирпичом. Расплавление шихты производится при помощи газовых горелок, расположенных на боковых стенках печи. Газ подается через систему подачи газа, предназначенную для безопасной подачи и сжигания природного газа в горелочных устройствах. Печи имеют два загрузочных окна для загрузки чушек и скрапа в ванну печи. Загрузочные окна закрывает заслонка, поднимающаяся вертикально по направляющим стойкам с помощью пневмоцилиндра. Направляющие заслонки установлены на водоохлаждаемом кессоне циркуляционного типа, обеспечивающем охлаждение заслонки. Загрузка производится автоматически с

помощью завалочной машины фирмы Conveyer System, которая передвигается по рельсам вдоль загрузочного фронта печи. Температура металла в печах поддерживается постоянной автоматически. Для измерения температуры металла в печи имеется термоэлемент, погружаемый в расплав. Автоматически контролируется также температура свода печи, для контроля используется термоэлемент, встроенный в свод печи. В зависимости от температуры металла и свода производится увеличение или уменьшение мощности газовых горелок. После расплавления шихты и доводки металла до требуемой температуры расплав через рабочую летку и переливной желоб передается в печь выдержки. Печи смонтированы на монолитных железобетонных колоннах и перекрытиях.

II. Требования к конструкции печей. Основные части К конструкции газовых отражатель-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ных печей предъявляется ряд требований: ■ обеспечение наименьшего удельного расхода топлива при максимальной емкости; ■ максимальная механизация работ по обработке расплава до заданных параметров; ■ обеспечение равномерного прогрева всего жидкого металла и исключение недопустимых перегревов; ■ сокращение потерь тепла за счет увеличения отношения глубины ванны к поверхности зеркала металла и, соответственно, уменьшение площади контакта с газовой атмосферой. Основными частями печей фирмы Swindell-Dressler, определяющими их ресурс, являются: ■ рабочее пространство, оформленное футеровочным материалом, состоящее из свода, стенок и подины; ■ корпус печи в составе кожуха, выполненного из листовой стали и каркаса, представляющего собой набор из стального сортового проката, к которому приварен кожух, а также верхний ряд двутавров, к которым осуществляется крепление свода. Ремонт рабочего пространства и замена футеровочных материалов печей производится по регламентам, установленным эксплуатирующей организацией. В технической документации не указан гарантийный срок и ресурс эксплуатации печей Swindell-Dressler.

III. Техническое диагностирование В рамках экспертизы промышленной безопасности для установления возможности дальнейшей эксплуатации печей было проведено их техническое диагностирование. Согласно Программе экспертизы в процессе технического диагностирования был выполнен визуальный и измерительный контроль (ВИК) с применением комплекта инструментов по ВИК для выявления поверхностных дефектов и деформаций основного металла кожуха печей и сварных соединений, проведены замеры толщины стенок металла кожуха печей ультразвуковым методом с использованием толщиномеров ТУЗ-2, замерена твердость металла корпуса печей в различных местах, определенных программой или указанием эксперта, твердомером ТДМ-2, выполнены замеры температуры поверхности кожухов печей портативными пирометрами марки «Кельвин», проведены измерения прочности бетона несущих желе-

зобетонных конструкций печей прибором марки «Оникс». Было выполнено также исследование структурного состояния металла методом металлографии на фрагментах, вырезанных из корпусов печей.

IV. Результаты исследования печи Визуально-измерительный контроль показал отсутствие недопустимых дефектов и деформаций металла корпуса, свода и пода в осмотренных местах. Толщина металла стенки корпусов печей оказалась меньше первоначальной (паспортной) всего на 0,2–0,5 мм, что не влияет на прочностные свойства конструкции. Минимальная температура кожухов печей 105 °С, максимальная –180 °С. Для обеспечения безопасности персонала от ожогов печь ограждена. Металлографические исследования и испытания механических свойств металла из фрагментов кожухов печей показали, что в зависимости от наработки изменяются механические свойства металла. Указанное положение также подтверждается анализом результатов измерений твердости металла кожухов печей. Структурные изменения металла и, соответственно, снижение твердости связаны с обезуглероживанием материала в результате длительной эксплуатации печей при повышенных температурах. В момент проведения диагностирования печей фактически полученные результаты механических и структурных характеристик металла кожуха печей еще не достигли отрицательных критических значений для данной марки и значит возможна их дальнейшая безопасная эксплуатация в течение расчетного (установленного) срока службы. Таким образом, определив твердость металла корпуса печи можно установить межкапитальный ресурс ее корпуса, определяющего ресурс печи в целом. При периодическом измерении твердости металла кожуха в одних и тех же точках можно установить зависимость между механическими свойствами и сроком эксплуатации печей, то есть обоснованно установить межкапитальный ресурс. Кожухи печей, как правило, изготовлены из листовой стали (например, стали 20) и при значениях твердости выше 100 НВ (соответствует прочности σв = 420 Мпа), являющимся номинальным параметром для данной стали, гарантируется конструктивная прочность с точки зрения безопасной эксплуатации печей. При значениях твердости ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ниже 100 НВ дальнейшая эксплуатация печей допускается только на основании постоянного мониторинга их технического состояния соответствующими службами завода.

V. Доработка конструкции Одним из важных параметров безопасной эксплуатации газовых отражательных печей является недопущение ухода металла через подину из-за некачественного технического обслуживания печей, некачественного монтажа и контроля за футеровкой. На обследуемых печах жидкий металл не раз уходил через подину, практически из каждой печи. Повторно использовать этот металл невозможно по разным причинам. Для гарантированного исключения вышеуказанных аварий в период проведения экспертизы в подине по определенной экспертом схеме были смонтированы термопары с терморегуляторами, которые сигнализировали в операторскую «тревожный сигнал» для срочного уменьшения мощности горелок печи при повышении температуры подины, связанной с износом футеровки.

IV. Вывод В результате проведенного технического диагностирования методами неразрушающего контроля и структурных исследований, а также доработки конструкции, было установлено, что металл элементов газовых печей для плавки алюминия фирмы Swindell-Dressler находится в удовлетворительном техническом состоянии, несмотря на 37летнюю эксплуатацию при повышенной температуре, и дальнейшая безопасная эксплуатация печей возможна. Возможно также, по состоянию структуры и фактической прочности металла, определить (установить) ориентировочный остаточный ресурс.

587

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Методика проведения технического освидетельствования пластиковых (полиэтиленовых) контейнеров УДК: 621 Дмитрий ПЕНЯГИН, начальник участка ремонта ГПМ ЗАО «СПНУ» Евгений МАВЛИХАНОВ, инженер по ремонту ГПМ ЗАО «СПНУ» Антон ЗОЛАТОРЕВ, инженер-механик ЗАО «СПНУ» Денис НОВИКОВ, инженер ЛНКиД ЗАО «СПНУ» Владимир НОВИКОВ, инженер ЛНКиД ЗАО «СПНУ» Юрий РЯБИНИН, заместитель гл. инженера по экспертизе и наладке ЗАО «СПНУ»

В статье приведена методика проведения технического освидетельствования пластиковых (полиэтиленовых) контейнеров типа КСГМГ – 1000МСК (МК), предназначенных для транспортировки и хранения опасных жидкостей. Ключевые слова: техническое освидетельствование пластиковых (полиэтиленовых) контейнеров (емкостей).

В

промышленности используются пластиковые (полиэтиленовые) контейнеры средней грузоподъемности для массовых грузов, типа 1000МСК (МК), предназначенные для транспортировки и хранения опасных жидкостей (рис. 1). Транспортировка пластиковых (полиэтиленовых) контейнеров производится морским, железнодорожным и автомобильным транспортом. Средний срок службы пластиковых (полиэтиленовых) контейнеров составляет 5 лет. Согласно требованиям заводов изготовителей, не реже чем один раз в год, пластиковые (полиэтиленовые) контейнеры должны подвергаться техническому освидетельствованию с целью определения соответствия технического состояния требованиям ГОСТ19822-88: ■ наружной тары (металлическая корзина); ■ внутреннего сосуда (ПЭ-оболочка); ■ запорной арматуры (кран).

1. Оборудование и инструмент, применяемый для выполнения работ при освидетельствовании.

588

Место проведения работ должно быть оборудовано устройствами для заполнения ПЭ-оболочки водой и слива из нее. Для проведения пневмогидравлических и гидравлических испытаний необходимы: ■ источник сжатого воздуха; ■ технологическая крышка с уплотнительным кольцом, штуцером для подвода сжатого воздуха, манометром для замера давления в контейнере; ■ регулятор для снижения давления, подаваемого в контейнер воздуха с вентилем для прекращения подачи воздуха; ■ комплект соединительных трубок (шлангов). Для проведения гидравлических испытаний: ■ шланг Dу32 длиной не менее 4 м со штуцером и воронкой.

■ технологическая заглушка для глушения отверстия в ПЭ-оболочке, предназначенного для установки предохранительного или дыхательного клапанов при испытаниях контейнера на прочность и герметичность.

Инструмент и расходные материалы: ■ электродрель со сверлами для высверливания заклепок при извлечении оболочки изкорзины; ■ заклепочник для установки вытяжных односторонних заклепок с заклепками; ■ специальный ключ рожковый S56; ■ ключ ремешковый (с кожаным ремнем); ■ штангенциркуль с глубиномером (линейка); ■ переносная лампа; ■ лупа; ■ осмотровое зеркало; ■ лента ФУМ; ■ рулетка длиной не менее 5 м.

2. Меры безопасности при проведении работ. Для проведения технического освидетельствования пластиковые (полиэтиленовые) контейнеры предоставляются в промытом (нейтрализованном) от остатков рабочей жидкости состоянии. Перед началом работ необходимо убедиться, что в контейнере не осталось жидкости. Работа проводится в хорошо проветриваемом помещении в спецодежде (куртка с рукавами, брюки, ботинки) с применением средств индивидуальной защиты (резиновыми или поли­ этиленовыми перчатками и защитным прозрачным щитком). Рядом с контейнером должно находиться ведро с чистой водой для обеспечения быстрого удаления пролитой жидкости из контейнера на одежду, тело или на пол и оборудование. При проведении пневмогидравлических испытаний запрещается открывать горловину контейнера и снимать арматуру, не стравив давление в контейнере.

3. Основные работы при проведении технического освидетельствования контейнера.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Для проведения осмотра необходимо извлечь ПЭ-оболочку из корзины. В первую очередь производится осмотр наружной части контейнера (металлическая корзина). Металлическая корзина проверяется на предмет отсутствия механических повреждений и коррозии, которые влияют на ее прочностные характеристики. Проверяется состояние окраски корзины. При осмотре обязательно сверяются данные маркировочной таблички корзины и данных паспорта пластикового (полиэтиленового) контейнера. Нижняя часть и труднодоступные поверхности корзины осматриваются с помощью осмотрового зеркала. При замене корзины на нее устанавливается новая маркировочная пластина, на которую заносятся все данные со старой. При ремонте вырезаются поврежденные детали и заменяются новыми. Сопрягаемые поверхности деталей свариваются по контуру. Сварные швы, которые могут соприкасаться с внутренней ПЭ-оболочкой контейнера, зачищаются заподлицо. Отремонтированные детали корзины целиком покрываются краской или грунт-эмалью. ПЭ-оболочка осматривается снаружи на отсутствие повреждений: отверстий, трещин и потертостей глубиной более 2 мм. Для выявления мелких трещин на внешней поверхности оболочки подозрительные места зачищаются на глубину до 0,5 мм. Внутренняя поверхность ПЭоболочки и днище металлической корзины проверяются визуально. При наличии недопустимых повреждения ПЭ-оболочки она заменяется на новую и ремонту не подлежит. Осматривается состояние крышки и ее уплотнительного кольца. При наличии повреждений крышки (трещины, сколы) она заменяется на новую, а при повреждении уплотнительного кольца (частичном растворении или набухании) заменяется кольцо или целиком крышка. В заключение осматривается состояние крана, при наличии следов повреждений, сколов, трещин, а также следов коррозии на металлических кулачках гнезда детали заменяются на новые. При проведении испытания сливной арматуры кран устанавливается в положении «закрыт» (рукоятка перпендикулярна оси крана), заглушка снимается. Оболочка контейнера заполняется водой до максимально возможного уровня. После заполнения контролируется отсутствие течи через кран и подтекание стыков «оболочка-переходник», «переходник-кран» и «кран-гнездо». При наличии течи через кран он заменяется на

Рис. 1

новый. При наличии подтеканий стыков «переходник-кран» и «кран-гнездо» производится переборка места соединения деталей с перемоткой уплотняющей ленты ФУМ. При наличии подтекания стыка «оболочка-переходник» из оболочки выворачивается переходник и осматривается резьбовое гнездо ПЭ-оболочки на предмет отсутствия скручивания витков резьбы. Если резьба сорвана, ПЭ-оболочка ремонту не подлежит, дальнейшая эксплуатация контейнера возможна только при замене ПЭ-оболочки. Если резьба цела, производится установка всех демонтированных деталей, а резьбовые соединения уплотняются с помощью ленты ФУМ заново.

4. Испытания ПЭ-оболочки на прочность и герметичность при проведении технического освидетельствования. Используются два метода испытаний на прочность и герметичность ПЭоболочек: а) пневмогидравлический метод. б) гидравлический метод. При проведении испытаний обоими методами в ПЭ-оболочке создается избыточное давление, при котором контролируется отсутствие разрушения оболочки контейнера и течи по оболочке и соединениям сервисного оборудования. При пневмогидравлическом методе, избыточное давление создается воздухом внутри ПЭ-оболочки, а при гидравлическом – водой. При испытании пневмогидравлическим методом необходимо снять заглушку с гнезда быстроразъемного соединения и установить кран в положение «закрыт» (рукоятка перпендикулярна оси крана), затем заполнить контейнер водой до максимально возможного уровня. Для проведения испытаний установить на контейнер технологическую крышку, на которой должны быть смонтированы

манометр, предохранительный клапан и штуцер для подвода воздуха, подать в контейнер воздух, создав в нем давление Р = 0,02 МПа, и выдержать в течение 5 минут (согласно рекомендациям в паспорте). Внимание: создание в контейнере давления свыше 0,025 МПа запрещается! Проконтролировать отсутствие подтеканий по оболочке и арматуре (при наличии течи стравить давление, произвести ремонт или замену комплектующих и повторить испытания). При появлении трещин на ПЭ-оболочке, ПЭ-оболочку следует заменить (ремонту не подлежит). После окончания испытаний стравить давление внутри контейнера и слить воду. Внимание: во избежание получения травм персоналом и окружающими категорически запрещается открывать горловину контейнера и снимать кран, не стравив давление в ПЭ-оболочке. При испытании ПЭ-оболочки, имеющей нижнее сливное устройство, на прочность и герметичность гидравлическим методом следует снять заглушку с гнезда быстроразъемного соединения и установить кран в положение «закрыт», а затем заполнить контейнер водой до максимально возможного уровня. Плотно закрыть заливную горловину контейнера штатной крышкой. В гнездо контейнера установить технологический шланг Dу = 32 с помощью штуцера из комплекта контейнера. На второй конец шланга должна быть установлена заливная воронка. Заливная воронка должна быть установлена на высоте 3,0 м от основания контейнера (от земли). При проведении испытаний установить рукоятку крана в положение «открыт» и доливать воду в воронку до тех пор, пока уровень в ней не станет постоянным. Проконтролировать отсутствие подтеканий по ПЭ-

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

589

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы оболочке и крану (при наличии течи – слить воду, произвести ремонт или замену комплектующих и повторить испытания). При появлении трещин ПЭоболочка подлежит замене. После окончания испытаний слить воду. Для испытания ПЭ-оболочки, не имеющей нижнего сливного устройства, на прочность и герметичность гидравлическим методом применяется технологическая крышка с подключенным к ней шлангом (трубой) длиной не менее 2 м. При проведении испытаний сначала ПЭоболочка полностью заливается водой, а затем устанавливается технологическая крышка и доливается через шланг вода, пока шланг полностью не заполнится водой и уровень в нем не станет постоянным. Проконтролировать отсутствие подтеканий по ПЭ-оболочке и крану (при наличии течи – слить воду, произвести ремонт или замену комплектующих и повторить испытания). При появлении трещин ПЭ-оболочка подлежит замене. После окончания испытаний слить воду.

6. Заключительные работы. После проведения испытаний и проверок окончательно собрать пластиковый (полиэтиленовый) контейнер, для чего установить ПЭ-оболочку в металлическую корзину и закрепить в верхней части металлической корзины четыре угловые опорные пластины и трубу, фиксирующую ПЭ-оболочку в металлической корзине, при этом использовать односторонние вытяжные стальные заклепки. Восстановить демонтированный предохранительный ПК или дыхательный ДК-клапан.

7. Оформление результатов технического освидетельствования. При положительных результатах испытаний на маркировочной таблички металлической корзины гравируется дата проведения освидетельствования, а в паспорте делаются отметки о прохождении инспекции и выполненных ремонтах, заменах. В паспорте должны быть указаны: ■ организация, выполнившая проверку пластикового (полиэтиленового) контейнера; ■ дата проведение технического освидетельствования; ■ отметки о замене комплектующих или выполненных ремонтах; ■ заключение по результатам технического освидетельствования (годен или не годен для дальнейшей эксплуатации и дата следующей проверки). Литература 1. ГОСТ19822-88 «Тара производственная. Технические условия».

590

Противоречия в требованиях нормативноправовых документов в области промышленной безопасности УДК: 62 Павел КУЗЯКИН, инженер ЛНКиД ЗАО «СПНУ» Денис НОВИКОВ, инженер ЛНКиД ЗАО «СПНУ» Владимир НОВИКОВ, инженер ЛНКиД ЗАО «СПНУ» Юрий РЯБИНИН, заместитель гл. инженера по экспертизе и наладке ЗАО «СПНУ»

В статье рассмотрены несоответствия в требованиях нормативно-правовых документов в области промышленной безопасности и новых «Правил по охране труда при работе на высоте». Ключевые слова: работа на высоте, наряд-допуск.

П

ри проведении работ по техническому диагностированию (дефектоскопии) трубопроводов, котлов, ГПМ у дефектоскопистов, слесарей и экспертов возникает необходимость подниматься на металлоконструкции эстакад, каркасов котлов. При оформлении допусков к работам на высоте порой возникают противоречия в требованиях нормативно-правовых документов в области промышленной безопасности. Примеры: 1. «Пункт 3. К работам на высоте относятся работы, при которых: а) существуют риски, связанные с возможным падением работника с высоты 1,8 м и более, в том числе: ■ при осуществлении работником подъема на высоту более 5 м или спуска с высоты более 5 м по лестнице, угол наклона которой к горизонтальной поверхности составляет более 75°; ■ при проведении работ на площадках

на расстоянии ближе 2 м от неогражденных перепадов по высоте более 1,8 м, а также если высота защитного ограждения этих площадок менее 1,1 м». К данному пункту требуется разъяснение, так как сегодня перила на многих площадках менее 1,1 метра, а также в новых Федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности отсутствуют такие требования к их высоте, к примеру: а) в пункте 13 «Правил промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» установлено: «Площадки и лестницы для обслуживания, осмотра, ремонта оборудования под давлением должны быть выполнены с перилами высотой не менее 0,9 метра со сплошной обшивкой по низу на высоту не менее 100 мм»; б) в пункте 49 «Правил безопасности при ведении горных работ и переработ-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

ке твердых полезных ископаемых» установлено: «Обслуживающие площадки, переходные мостики и лестницы, монтажные проемы, приямки, зумпфы, колодцы, канавы, расположенные в зданиях и сооружениях, должны быть ограждены перилами с перекладиной высотой не менее 1 м со сплошной обшивкой по низу перил на высоту 0,15 м. Монтажные проемы, приямки, зумпфы, колодцы, канавы, расположенные в зданиях и сооружениях, необходимо перекрывать настилами (решетками) по всей поверхности и снабжать переходными мостиками шириной не менее 1 м». Отсутствуют указания о том, как организовывать работы и как оформлять рабочие инструкции при обслуживании оборудования с площадок с перилами высотой менее 1,1 метра.

2. «Пункт 3.1 В зависимости от условий производства все работы на высоте делятся на: а) работы на высоте с применением средств подмащивания (например, леса, подмости, вышки, люльки, лестницы и другие средства подмащивания), а также работы, выполняемые на площадках с защитными ограждениями высотой 1,1 м и более; б) работы без применения средств подмащивания, выполняемые на высоте 5 м и более, а также работы, выполняемые на расстоянии менее 2 м от неогражденных перепадов по высоте более 5 м на площадках при отсутствии защитных ограждений либо при высоте защитных ограждений, составляющей менее 1,1 м». Таким образом, работы на площадках по высоте менее 5 м и с защитными ограждениями менее 1,1 м относятся к работам на высоте согласно п. 3, а работы, зависящие от условий, не подразделяются на группы.

3. «Пункт 6. Работники, выполняющие работы на высоте, в соответствии с действующим законодательством, должны проходить обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические медицинские осмотры». Таким образом, все работники, на рабочих местах которых имеются площадки с перилами высотой менее 1,1 м, должны проходить медицинский осмотр на право работы на высоте.

4. «Пункт 10. Обучение безопасным методам и приемам выполнения работ на высоте проводится в соответствии с требованиями, предусмотренными приложением № 1 к Правилам. Работникам, выполняющим работы на высоте с применением средств подмащивания, а также на площадках с защитными ограждениями высотой 1,1 м

и более, и успешно прошедшим проверку знаний и приобретенных навыков по результатам проведения обучения безопасным методам и приемам выполнения работ на высоте, выдается удостоверение о допуске к работам на высоте, рекомендуемый образец которого предусмотрен приложением № 2 к Правилам». Таким образом, неясно, как быть с работниками, выполняющими работы на площадках с защитным ограждением высотой 1,1 метра и менее.

5. «Пункт 11. Работникам, допускаемым к работам без применения средств подмащивания, выполняемым на высоте 5 м и более, а также выполняемым на расстоянии менее 2 м от неогражденных перепадов по высоте более 5 м на площадках при отсутствии защитных ограждений либо при высоте защитных ограждений, составляющей менее 1,1 м, по заданию работодателя на производство работ выдается оформленный на специальном бланке наряд-допуск на производство работ (далее – наряддопуск), рекомендуемый образец которого предусмотрен приложением № 3 к Правилам». Из вышеизложенной формулировки следует, что при производстве работ с площадок на высоте более 5 м с и ограждениями менее 1,1 м должны выдавать наряд-допуск, а при высоте менее 5 м – наряд-допуск не нужен и порядок выполнения не установлен. «Работники, допускаемые к работам без применения средств подмащивания, выполняемым на высоте 5 м и более, а также выполняемым на расстоянии менее 2 м от неогражденных перепадов по высоте более 5 м на площадках при отсутствии защитных ограждений либо при высоте защитных ограждений, составляющей менее 1,1 м, а также работники, организующие проведение техникотехнологических или организационных мероприятий при указанных работах на высоте, делятся на следующие 3 группы по безопасности работ на высоте (далее – группы)…». Требуется разъяснение – к какой группе отнести работников, выполняющих работу на расстоянии менее 2 м от неогражденных перепадов по высоте менее 5 м на площадках при отсутствии защитных ограждений либо при высоте защитных ограждений, составляющей менее 1,1 м.

6. «Пункт 21. Работодатель до начала выполнения работ на высоте должен утвердить перечень работ на высоте, выполняемых с оформлением наряда-допуска (далее – Перечень), с обязательным включением в него помимо работ, указанных

в пункте 11 Правил, работ на нестационарных рабочих местах». Значит, в перечень надо включать и работы, выполняемые работниками на площадках на высоте более 5 м с перилами менее 1.1 метра.

7. «Пункт 23. Наряд-допуск определяет место производства работ на высоте, их содержание, условия проведения работ, время начала и окончания работ, состав бригады, выполняющей работы, ответственных лиц при выполнении этих работ. Если работы на высоте проводятся одновременно с другими видами работ, требующими оформления нарядадопуска, то может оформляться один наряд-допуск с обязательным включением в него сведений о производстве работ на высоте и назначением лиц, ответственных за безопасное производство работ на высоте и обеспечением условий и порядка выполнения работ по нарядудопуску в соответствии с требованиями нормативного правового акта, его утвердившего». Каждый нормативный документ определяет свою форму наряда-допуска, следовательно, при оформлении единого наряда-допуска можно не исполнить или нарушить какие-либо требования.

8. «Пункт 30. Ответственный руководитель работ (при назначении) или производитель работ обязан: а) получить наряд-допуск на производство работ у должностного лица, выдающего наряд-допуск, о чем производится запись в журнале учета работ по наряду-допуску». Если ответственный руководитель не назначается, то его обязанности должны быть на кого-то возложены. Данная ситуация должна быть предусмотрена в правилах. Будет целесообразным провести работу по актуализации действующих нормативно-правовых документов и вновь вводимых документов в области промышленной безопасности для предотвращения разночтений и возможных несоответствий. Литература 1. Правила по охране труда при работе на высоте (утверждены приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 28 марта 2014 года № 155н).

2. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утверждены приказом Ростехнадзора от 25 марта 2014 года № 116).

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

591

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Методика проведения экспертного обследования металлоконструкции копровых шкивов УДК: 621 Дмитрий ПЕНЯГИН, начальник участка ремонта ГПМ ЗАО «СПНУ» Евгений МАВЛИХАНОВ, инженер по ремонту ГПМ ЗАО «СПНУ» Антон ЗОЛАТОРЕВ, инженер-механик ЗАО «СПНУ» Денис НОВИКОВ, инженер ЛНКиД ЗАО «СПНУ» Владимир НОВИКОВ, инженер ЛНКиД ЗАО «СПНУ» Юрий РЯБИНИН, заместитель гл. инженера по экспертизе и наладке ЗАО «СПНУ»

В статье приведена методика экспертного обследования металлоконструкции копровых шкивов. Ключевые слова: экспертное обследование, шкив копровой.

Ц

елью проведения экспертного обследования является определение технического состояния и принятия решения о возможности и условиях дальнейшей безопасной эксплуатации шахтных копровых шкивов. Экспертное обследование копровых шкивов проводится: ■ по истечении нормативного срока эксплуатации; ■ после проведенного капитального ремонта; ■ в случаях возникновения в процессе эксплуатации непредусмотренной (сверхнормативной) нагрузки на оси (при обрыве подъемного каната, зависании или заклинивании подъемного сосуда в проводниках).

1. Общие положения. Шкивы копровые – изделия, являющиеся разновидностью специализированного оборудования, применяемого при проведении подземных работ в шахтах и на рудниках. Копровый шкив состоит из обода, спиц, ступицы (рисунок 1), вал-оси, опорных подшипников, корпусов подшипников. Копровые шкивы жестко крепятся на валу и при помощи корпусов опорных подшипников опираются на металлоконструкции копров. Они используются для передачи усилия от оси к тросу, который проходит

592

по окружности или наоборот, передает движение от троса к оси, в зависимости от метода монтажа и типа конструкции, где он применен. Что касается непосредственного применения шкивов копровых в установках на шахтах и рудниках, то следует отметить, что практически во всех конструкциях данное изделие используется для того, чтобы направить трос, а также поддержать его при выполнении спуска в забой или же при извлечении оттуда рабочего оборудования, руды. Для подъемных канатов, как правило, выбираются изделия максимального диаметра – от 1,6 метра и выше, а шкивы небольшого диаметра в большинстве случаев используются для подвешивания проходческого оборудования. В процессе эксплуатации детали ответственных элементов шахтных подъемных установок подвергаются воздействию динамических нагрузок, которые могут явиться причиной их усталостного разрушения. Поэтому важным условием обеспечения надежной и безаварийной работы подъемных установок является организация контроля сплошности металла деталей с целью выявления технологических и эксплуатационных дефектов, и в первую очередь усталостных трещин, которые могут возникать в галтелях и крайних участках под-

ступичной части, на возможно ранней стадии их зарождения.

2. Сроки проведения экспертного обследования и дефектоскопии. Периодичность дефектоскопии осей копровых шкивов для людских, грузо– людских и грузовых подъемов согласно требованиям НТД составляет 8 лет с момента пуска в эксплуатацию, затем – через каждые 3 года. Для копровых шкивов, установленных на подъемах, имеющих до 20 циклов в сутки или предназначенных для осмотра ствола, спуска - подъема груза и подъема людей в аварийных случаях, периодичность составляет 8 лет с момента пуска в эксплуатацию, затем – через каждые 6 лет.

3. Работы при подготовке к экспертному обследованию и дефектоскопии. Разобрать копровой шкив на копре шахты невозможно, поэтому контроль осей копровых шкивов и осей валов проводится с минимальным объемом разборки, вскрытие корпусов опорных подшипников и снятие накладок с ручья обода. При дефектоскопии копровых шкивов должны быть предусмотрены мероприятия, позволяющие проворачивать шкивы с целью обеспечения необходимого доступа к контролируемым участкам металлоконструкций. Для проведения дефектоскопии необходимо обеспечить полную безопасность работ, доступ к деталям и требуемое качество зачистки поверхности подготовленной зоны к контролю. Зачистка производится с помощью ветоши, смоченной в керосине, от смазки и грязи, удаление отслоившейся краски, ржавчины, окалины с использованием напильников, шаберов, металлических щеток, наждачной бумаги. Для очистки резьбы и галтелей применяют узкие полоски наждачного полотна. Также используют шлифовальные машинки с дисковой проволочной щеткой. Подготовка оси шкива к контролю заключается в обеспечении тщательной очистки торцов и при необходимости конических поверхностей от масла, грязи и ржавчины. При этом демонтируются

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

крышки и упорные шайбы подшипников для обеспечения доступа к торцу оси. В осях с подшипниками скольжения зачищается поверхность подшипниковых шеек оси. Шероховатость поверхности в зоне контроля осей шкивов должна быть не более Rz 40. Выявляемые дефекты в копровых шкивах делятся на поверхностные, подповерхостные (трещины, надрывы, закаты, заковы) и внутренние (включения, трещины). Зонами контроля осей валов являются галтели и крайние участки подступичной части. При дефектоскопии осей обязательному контролю подлежат места резких переходов. Выявление трещин на участках поверхности вала, не имеющих непосредственный доступ, проводят методом ультразвуковой дефектоскопии. Недопустимыми дефектами считаются дефекты, выходящие на поверхность: поперечные и наклонные трещины, устранение которых не может быть выполнено с сохранением нормативного запаса прочности.

4. Методы контроля, приборы и инструмент, применяемый для выполнения экспертного обследования.

4.1. Визуально-измерительный контроль. При ВИК производят: ■ внешний осмотр поверхности металла обода, ступицы, спиц, вала оси, опорных подшипниковых, корпусов опорных подшипников, опор; ■ проверку состояния лакокрасочного и иных покрытий; ■ проверку наличия и качества смазки в опорных подшипниках; ■ проверку качества соединений элементов металлических конструкций, выявление ослабленных болтовых и заклепочных соединений; ■ измерения деформаций конструкций и отдельных поврежденных элементов (при наличии); ■ оценку степени коррозии элементов; ■ выявление расслоений основного металла; ■ измерение радиального биения ручья и осевого биения реборд обода; ■ визуальный контроль сварных соединений. При визуальном контроле элементов копрового шкива и сварных соединений проверяют: ■ отсутствие (наличие) механических повреждений поверхностей; ■ отсутствие (наличие) изменений формы элементов конструкций (деформированные участки, коробление, провисание

и другие отклонения от первоначального расположения); ■ отсутствие (наличие) трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся (получивших развитие) в процессе эксплуатации. При измерительном контроле состояния конструкций и сварных соединений определяют: ■ размеры механических повреждений конструкций; ■ размеры деформированных участков материала конструкций и сварных соединений, в том числе длину, ширину и глубину вмятин, выпучин; ■ прямолинейность спиц; ■ глубину коррозионных язв и размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину; ■ измерения с помощью специальных шаблонов износа ручья и реборд обода. Визуальный и измерительный контроль металлоконструкций копрового шкива производится с использованием комплекта для визуального контроля ВИК: ■ универсальный шаблон сварщика УШС; ■ угольник поверочный; ■ штангенциркуль; ■ фонарик; ■ лупа; ■ рулетка; ■ маркер по металлу; ■ линейка; ■ набор щупов; ■ набор радиусных шаблонов; ■ стойка магнитная.

4.2. Ультразвуковая толщинометрия. Контролируемые детали: ■ спиц; ■ косынки спиц; ■ обод (щеки, накладка, ручей). Контроль производится с использованием ультразвукового толщиномера. Методы настройки прибора проводятся согласно требованиям инструкций и паспорта прибора. Метод позволяет определить коррозионное (эрозионное) утонение элементов, обнаружить поверхностные и внутренние плоскостные (трещины) и объемные дефекты, определять координаты и расположение дефекта в детали металлоконструкций.

4.3. Ультразвуковой контроль. Контролируемая деталь: ось вала копрового шкива. Контроль производится с использованием ультразвукового дефектоскопа. Метод позволяет выявить внутренние дефекты металла, усталостные трещины в галтелях и подпосадочных участках оси вала. Методы настройки приборов приведеТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ны в соответствующих нормативных документах.

4.4. Магнитопорошковый контроль. Контролируемые детали: зоны галтелей оси вала, зоны переходов ступицы и обода, резьбовая часть спиц (если имеется), мостики на поверхности металла пластин между отверстиями заклепок (болтов). Контроль производится с использованием: ■ переносного магнитного дефектоскопа или комплекта (постоянный магнит, измерителя напряженности магнитного поля); ■ баллончик матовой нитрокраски; ■ магнитопорошковая суспензия; ■ контрольный образец.

■ лупы 3–5-кратной; ■ фонарь; ■ люксметр. Метод позволяет выявить поверхностные и подповерхностные дефекты металла, элементов металлоконструкций, протяженность трещин, отслаиваний.

5. Оформление результатов контроля. Результаты экспертного обследования и дефектоскопического контроля оформляются в виде протоколов, в случае обнаружения дефектов к протоколу прилагаются схемы или эскизы с изображением дефектных деталей или расположением дефектов на металлоконструкциях шкива.

6. Заключение. Предлагаемая методика экспертного обследования наиболее полно отражает фактическое состояние металлоконструкций копровых шкивов по сравнению с методикой, приведенной в РТМ 07.01.021-87 «Технологическая инструкция. По дефектоскопии деталей тормозных устройств подъемных машин, подвесных и парашютных устройств подъемных сосудов, осей копровых шкивов». За последние годы было проведено более 80 экспертных обследований металлоконструкций копровых шкивов в разных регионах России. В результате на основании выявленных дефектов проведено более 30 ремонтов с применением сварки и заменой элементов металлоконструкций: замена осей валов, замена ободов и ступиц, наплавление ручьев ободов, усиление стенок спиц или замена самих спиц. Литература 1. РТМ 07.01.021-87 «Технологическая инструкция по дефектоскопии деталей тормозных устройств подъемных машин, подвесных и парашютных устройств подъемных сосудов, осей копровых шкивов».

593

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Влияние послесварочной обработки

на механические и коррозионные свойства сварных соединений ВЧС УДК: 621.721: 621.643 Леонид ВЫБОЙЩИК, кандидат технических наук, ведущий инженер ООО фирма «Самараконтрольсервис» (г. Тольятти) Николай СОПИН, эксперт, ООО фирма «Самараконтрольсервис» (г. Самара) Михаил КОЛОСОВСКИЙ, директор, Норильский филиал ООО фирма «Самараконтрольсервис» (г. Норильск) Елена ЕРМОЛЬЧИК, главный инженер, Красноярский филиал ФГУП ВО «Безопасность» (г. Красноярск) Анатолий АБУЗДИН, ведущий инженер, Красноярский филиал ФГУП ВО «Безопасность» (г. Красноярск)

В статье описывается исследование влияния послесварочной термической обработки на интенсивность изменения механических свойств (σв, σ0,2, δ) и коррозионной стойкости (Δδ и К1ss) сварных соединений при выдержке образцов 720 часов под напряжением σ=0,8σ0,2 в H2S-содержащей среде (стандарт NACE TM 01-77). Работа проводилась на трубах ø219х8 мм, сваренных ВЧС из листовой стали 13ХФА. Показано, что после отпуска при 720 °С для сварных соединений ВЧС на 58% снижается степень потери пластичности (Δδ, %) и на 42% повышается трещиностойкость по сравнению с состоянием без термообработки. Ключевые слова: коррозионная стойкость, термическая обработка, остаточные напряжения, водородное охрупчивание, стали 13ХФА, нефтепромысловые трубы.

Н

ефтепромысловые трубы обладают рядом преимуществ: низкая себестоимость, стабильность размеров, более высокое качество используемого листового металла. Однако сварные соединения (СС) труб изза структурной неоднородности имеют более низкие механические и коррозионные свойства по сравнению с основным металлом и являются местами предпочтительного разрушения. Повышение качества СС является основной задачей производства сварных труб нефтяного сортамента, для которых коррозионная стойкость в агрессивных нефтедобываемых средах является основным фактором, определяющим надежность и работоспособность труб. Целью проведения работ являлось повышение механических и коррозионных свойств СС труб на основе оптимизации режимов послесварочной термической обработки.

594

Работы выполнялись на нефтепромысловых трубах 2198 мм, сваренных из листовой стали 13ХФА высокочастотной сваркой (ВЧС) по стандартной технологии на Выксунском металлургическом заводе. Сталь 13ХФА обладает повышенной коррозионной стойкостью и используется в H2S-содержащих средах. ВЧС – наиболее распространенный способ массового производства труб. Качественная сталь и прогрессивная технология сварки не обеспечивают высокую коррозионную стойкость труб. Необходимо получить структурные состояния СС, обеспечивающие более высокое (как свариваемый металл) сопротивление коррозионному разрушению, что можно достигнуть, используя дополнительную термическую обработку сварных труб. Область нагрева выше критических температур металла соединения незначительна, и для температурного интер-

вала от 1 500 до 500 °С составляет менее 3 мм. Термический цикл сварки кратковременный: нагрев до 1 500 °С происходит в течение 0,6 с, время охлаждения до 400 °С составляет 6 с; скорости охлаждения металла различных зон сварного соединения находятся в пределах от 200 до 20 °С/с, в интервале температур 800– 500 °С – 80 °С/с. В соответствии с термокинетической диаграммой распада аустенита стали 13ХФА, при таких скоростях охлаждения в сварном соединении должны сформироваться неравновесные мартенситобейнитные структуры, что и показал металлографический анализ материала зоны сплавления, переходной зоны и частично зоны крупных кристаллов. При последующем высоком отпуске эти структуры трансформируются в феррито-перлитные с зернистой формой цементита. Сталь 13ХФА, полученная контролируемой прокаткой, характеризуется средним размером зерна 5–10 мкм (10–12 балл) и дополнительным упрочнением мелкодисперсными карбидами и карбонитридами хрома, ванадия и ниобия. В сварных соединениях, полученных ВЧС, размер зерна в зоне сплавления, переходной зоне и в зоне крупных кристаллов практически соответствует величине зерна основного металла (11–12 баллов), а в зоне мелких кристаллов дополнительно уменьшается до 13 баллов. Сохранение мелкого зерна обусловлено кратковременным термическим циклом сварки и соответственно значительной скоростью прямого и обратного α ↔ γ – превращений, а также торможением роста аустенитного зерна мелкими частицами карбидной фазы. Имеющиеся в стали 13ХФА карбиды и карбонитриды ванадия, ниобия и хрома обладают высокой устойчивостью к коалесценции. Короткий термический цикл ВЧС не приводит к существенному укрупнению, а тем более к растворению этих устойчивых фаз. Все зоны сварного соединения идентичны основному металлу по величине карбидов, что обусловлено особенностями термического цикла ВЧС, отпуск при температуре

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Таблица 1. Влияние температуры отпуска на механические свойства и коррозионную стойкость сварных соединений Режим термической обработки

До выдержки в H2S-содержащей среде

Основной металл, без отпуска

σв,

МПа

σ0,2,

МПа

σ0,2 σв

δ, %

544

444

0,81

24

После выдержки в H2S-содержащей среде в течение 720 ч. МПа

σ0,2,

МПа

σ0,2 σв

δ, %

Степень потери пластичности Δδ, %

535

480

0,8

16,3

32,1

71

σв,

К1ss, МПа•м1/2

Сварное соединение Без ТО

523

460

0,83

20,3

534

486

0,9

10,0

50,7

37,5

Отпуск 680 °С

559

419

0,75

22,6

522

480

0,9

12,9

42,9

50

Отпуск 720 °С

534

411

0,77

22,2

510

470

0,9

17,5

21,2

65

Отпуск 760 °С

506

372

0,73

24,0

512

440

0,8

17,0

29,1

47

Отпуск 800 °С

485

370

0,76

26,1

434

394

0,9

19,0

27,2

35,5

ниже 720 °С не приводит к укрупнению карбидных частиц. Таким образом, используемые режимы ТВЧ и послесварочный отпуск при температуре 720 °С обеспечивают в сварных соединениях меньший размер сульфидных включений и близкое структурное состояние сварных соединений и основного металла труб из стали 13ХФА по фазовому составу, размеру зерна, дисперсности и распределению карбидных включений. Особенности эксплуатации нефтепроводных систем предъявляют высокие требования к качеству сварных соединений и предопределяют необходимость разработки дополнительных критериев оценки эксплуатационной надежности этих соединений. Влияние режимов послесварочной термической обработки оценивали по значениям изменения механических свойств металла СС при выдержке в H2S-содержащей коррозионной среде, фактически по сопротивлению водородному охрупчиванию. За основу был принят международный метод испытаний образцов на стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением (СКРН) по стандарту NACE TM 01-77 [1]. Склонность металла к СКРН определялась при растяжении круглых образцов в установке Cortest при постоянной нагруз-

ке в среде NACE: насыщенный (не менее 2 400 мг/л) H2S-содержащий раствор, содержащий 5% NаCl и 0,5% уксусной кислоты, рН 3,4. Образцы выдерживали 720 часов при растягивающем напряжении σ=0,8σ0,2. Как показали испытания, образцы, вырезанные из основного металла и сварных соединений трубы, за 720 часов выдержки не разрушились, что в соответствии со стандартом NACE определяет их как стойкие к СКРН. Сохранение сплошности образцов не свидетельствует об отсутствии повреждений структуры. В результате испытаний металл может быть частично поврежден, ослаблен и содержать заметное количество мелких и крупных трещин. Количественная оценка суммарного повреждения металла при выдержке в H2S-содержащих средах проводилась по результатам механических испытаний образцов на растяжение до и после наводораживания в установке Cortest. На основе полученных результатов вычислили потерю пластичности по формуле Δδ = Δδ

и после выдержки в H2S-содержащих средах, степень потери пластичности Δδ, а также значения трещиностойкости (К1ss) из ранее проведенных испытаний [2] для различных температур отпуска сварных труб приведены в таблице 1. Видно, что отпуск при 720 °С не приводит к резкому падению прочности и обеспечивает пластичность СС на уровне свариваемого металла. При отпуске 720 °С значение трещиностойкости (К1ss) повышается на 42%, и величина степени потери пластичности (Δδ) снижается на 58%. Таким образом, послесварочная термическая обработка (отпуск 720 °С – 1 час) нефтепроводных труб, полученных ВЧС из стали 13ХФА, обеспечивает высокую коррозионную стойкость сварных соединений в H2S-содержащих средах и соответственно высокую работоспособность труб в агрессивных нефтесодержащих средах. Литература 1. Стандарт NACE TM 01-77, метод А.

·100%,

где δ и δ – относительное удлинение Δδ Δδ до и после наводораживания образцов в установке Cortest. Значения механических свойств СС до ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

2. Выбойщик Л.М. Обеспечение прочностных и коррозионных свойств сварных соединений нефтепромысловых труб на уровне свариваемого металла: Дис. канд. техн. наук / Выбойщик Л.М. – Тула, 2009. – 172 с.

595

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Оценка качества сварных соединений по эталонам структуры УДК: 621.721: 621.643 Леонид ВЫБОЙЩИК, кандидат технических наук, ведущий инженер ООО фирма «Самараконтрольсервис» (г. Тольятти) Николай СОПИН, эксперт, ООО фирма «Самараконтрольсервис» (г. Самара) Михаил КОЛОСОВСКИЙ, директор, Норильский филиал ООО фирма «Самараконтрольсервис» (г. Норильск) Елена ЕРМОЛЬЧИК, главный инженер, Красноярский филиал ФГУП ВО «Безопасность» (г. Красноярск) Анатолий АБУЗДИН, ведущий инженер, Красноярский филиал ФГУП ВО «Безопасность» (г. Красноярск)

В статье приведены эталоны структур сварных соединений, разработанные для контроля качества сварных труб. Эталон представляет структурное состояние сварного соединения, которое по результатам испытаний обеспечивает наиболее высокую стойкость металла к коррозионномеханическому разрушению. Ключевые слова: коррозионная стойкость, сульфидное коррозионное растрескивание, остаточные напряжения, коррозионное растрескивание, углеродистые стали, малолегированные стали, нефтепромысловые трубы.

В

ысокая коррозионная агрессивность нефтедобываемых сред определяет повышение уровня требований к качеству свариваемого металла и сварных соединений по механическим свойствам, хладостойкости и коррозионной стойкости. Только для характеристики сопротивления коррозионному разрушению металла в агрессивных нефтедобываемых средах требуются испытания на сопротивление водородному растрескиванию, сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением, а также на сопротивление общей, бактериальной и углекислотной коррозии, последняя из которых может проявляться в наиболее агрессивной форме в виде язвенной или мейзакоррозии и требует дополнительных исследований. Сварные соединения, как места преимущественного разрушения, должны подвергаться тщательному контролю, проводить который из-за локальности соединений сложнее, чем испытания основного металла. Возросший поток необходимых специальных

596

испытаний требует разработки обобщенных критериев более простой оценки эксплуатационной надежности сварных соединений труб. Такими критериями являются характеристики макро- и микроскопического строения соединения (эталонные структуры сварного соединения), несоответствие которым является признаком недостаточной эксплуатационной надежности изделия. Разработка эталонных структур должна основываться на многочисленных сравнительных оценках механических и коррозионных свойств сварных соединений и их структурного состояния. За эталон структуры принимается то структурное состояние, которое по данным проводимых исследований и результатам эксплуатации обеспечивает наибольшую стойкость сварных соединений к развитию коррозионномеханического разрушения. Соответствие структуры сварного соединения эталонной структуре должно являться надежным критерием работоспособности сварного соединения.

Существующие технологические рекомендации по производству труб ВЧС в основном сводятся к исключению наиболее опасных дефектов сварного соединения (трещины, непровары, грубые неметаллические включения, смещение кромок) и образованию постоянного по форме минимального грата. При этом практически не рассматриваются вопросы получения оптимальных по структуре и размерам структурных зон сварного соединения. Методика оценки качества изделий по эталонам структуры применяется в практике машиностроительных и металлургических производств. Для сварочного производства данная методика усложняется из-за необходимости рассмотрения структуры всех характерных зон сварного соединения. Результаты первых использований характеристики макроструктуры как критерий оценки качества сварного соединения при ВЧС труб среднего диаметра из низкоуглеродистых и низколегированных сталей приведены в работе [1], авторы которой считают оптимальными следующие количественные характеристики макроструктуры: ширина зоны сплавления от 0,15 до 0,30 мм, угол загиба волокон, выходящих на поверхность, 30–60°, ширина переходной зоны не более 0,1 мм и отсутствие повышенной травимости этой зоны. Размер зоны сплавления и изгиб волокон характеризуют правильность выбранных режимов нагрева и величины осадки, повышенная травимость свидетельствует об отличии структуры сварного соединения и основного металла. Специалисты ООО фирма «Самараконтрольсервис» и ФГУП ВО «Безопасность» предлагают оценивать структуру сварного соединения на двух масштабных уровнях: по макро- и микроструктуре соединения. Для низко- и среднелегированных трубных сталей (сталей с дисперсионным упрочнением второй фазой) необходим дополнительный микроанализ дисперсности и распределения кар-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

бидной фазы, который также проводится по эталону структуры, но при большем увеличении. Макроуровень устанавливает соответствие с эталоном макроструктуры сварного соединения и предусматривает оценку размеров всего соединения и его характерных зон, расположения волокон, наличие грубых сварочных дефектов (поры, трещины, непровары) и смещение кромок трубы. Наличие отклонений от принятых параметров макроструктуры свидетельствует о грубых нарушениях технологии сборки и сварки (температура, термический цикл сварки, схема формовки трубы, усилия обжатия и др.). Микроуровень устанавливает несоответствие с эталоном структурных зон сварного соединения. Эталон структуры представляет структурное состояние, обеспечивающее высокую работоспособность сварного соединения и всего изделия в условиях эксплуатации. Значительные отклонения от него по структуре, фазовому составу, размеру зерна, дисперсности карбидной фазы и другим характеристикам микроскопического строения свидетельствуют о снижении работоспособности сварных труб. В качестве примера на рисунках 1–3 приведены эталоны структур свариваемого металла и структурных зон сварных соединений ВЧС труб 2198мм из стали 13ХФА без и после отпуска (рис.1, 2), а также приведено распределение карбидной фазы в переходной зоне сварного соединения (рис. 3). Обычно эталон дополнительно сопровождается подробным описанием особенностей представленного структурного состояния. Разработка этих эталонов является результатом исследований, результаты которых представлены в работах [2, 3] по определению структурного состояния, обеспечивающего наибольшее сопротивление металла коррозионно-механическому разрушению. Введение системы эталонов структуры сварных соединений труб на заводахизготовителях и при приемке заказчиком продукции позволит повысить качество сварных труб. Соответствие сварных соединений требованиям и эталону микроструктур характерных зон соединения обеспечивает высокую надежность эксплуатации труб в Н2Sсодержащих средах. Литература 1. Можаренко И.П. Предупреждение появления трещин при сварке ТВЧ в соединениях труб из низкоуглеродистых и низколегированных сталей / Можарен-

Рис. 1. Эталоны структуры характерных зон сварного соединения труб из стали 13ХФА без термической обработки х1000: а – зона сплавления; б – переходная зона; в – зона крупных кристаллов; г – зона мелких кристаллов

а

б

в

г

Рис. 2. Эталоны структуры характерных зон сварного соединения труб из стали 13ХФА после отпуска 720 °С х1000: а – зона сплавления; б – переходная зона; в – зона крупных кристаллов; г – зона мелких кристаллов

а

б

в

г

ко И.П., Ветлянская А.Д., Куприй С.Ф. и др. // Сварочное производство. 1988. № 7. C. 9–11.

2. Выбойщик Л.М. Обеспечение прочностных и коррозионных свойств сварных соединений нефтепромысловых труб на уровне свариваемого металла: Дис. канд. техн. наук / Выбойщик Л.М. – Тула, 2009. – 172 с.

3. Выбойщик Л.М. Структурный фактор коррозионно-механической прочности сварных соединений нефтепромысловых труб / Выбойщик Л.М., Лучкин Р.С., Платонов С.Ю. // Сварочное производство. – 2008. – № 6. – С.12–16. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

Рис. 3. Карбидная фаза в переходной зоне сварного соединения труб из стали 13ХФА после отпуска (х10000). Эталон дисперсности и распределения карбидной фазы

597

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Организация и методика обследования несущих конструкций зданий и сооружений Фанир ИШМУХАМЕТОВ, директор Дмитрий ЧУДИНОВ, инженер-дефектоскопист А.БАБИЧ, инженер Андрей ЗЕНКОВ, начальник лаборатории НК Айрат БАДЫГИН, заместитель директора по производству ООО «ЦТЭБ «Надежность» (г. Нижневартовск)

Данная статья посвящена основным задачам, которые ставятся при обследовании несущих конструкций зданий и сооружений, приведена последовательность и основные методы. Также описана общая характеристика методов обследования, указаны основные преимущества и недостатки каждого из них. Ключевые слова: промышленная безопасность (ПБ), оценка технического состояния, методика обследования, заключение о техническом состоянии объекта.

В

условиях ускорения научнотехнического прогресса происходит интенсивное совершенствование различных технологических процессов. Это влечет за собой установку дополнительного оборудования либо замену устаревшего на более новое, высокопроизводительное, работающее на более высоких параметрах, что может привести к повышению нагрузок, передаваемых на строительные конструкции. Оценка технического состояния зданий и сооружений, обоснование необходимости их ремонта или усиления может быть дана только на основе результатов их обследования. Задачей обследования является установление фактического качественного состояния конструкций: ■ при появлении в конструкциях дефектов и повреждений; ■ при увеличении нагрузок на конструкции; ■ при проведении мероприятий по реконструкции; ■ в случае если конструкции зданий подверглись воздействиям, не предусмотренным при проектировании (высокие и низкие температуры, пожары и другие стихийные бедствия); ■ с профилактической целью, что обе-

598

спечивает поддержание конструкций в нормальном эксплуатационном состоянии. При проведении обследований особое внимание обращают на определение технического состояния конструкций и отдельных их элементов, на выявление имеющихся запасов прочности, а также установление возможности их сохранения и дальнейшего использования. Обследование конструкций проводится в определенной последовательности и включает: ■ изучение архивных материалов, проектно-технической документации, ознакомление с инвентаризационными данными и показателями технических паспортов; ■ предварительное обследование зданий и сооружений; выявление их конструктивной схемы, анализ планировки;

установление мест вскрытий и мест взятия проб; описание состояния конструкций и инженерного оборудования; описание дефектов и повреждений, отступлений от норм и правил технической эксплуатации; ■ выполнение архитектурных обмеров частей зданий и выполнение фотоснимков; ■ детальное обследование конструкций, узлов и соединений в натуре в сочетании с обмерами их геометрических характеристик; выявление несущей способности конструкций; получение данных о состоянии скрытых дефектов, а также сведений (при необходимости) о геологическом и гидрогеологическом строении участка. Современная система обследования строительных конструкций состоит из следующих стадий: рекогносцировка, визуальный осмотр, диагностика (обследование с использованием приборов и инструментов). Работы по проведению обследования разбиваются на следующие этапы: ■ предварительный осмотр здания в целом и его конструктивных элементов; ■ изучение технической документации; ■ детальный натурный осмотр и обмер конструкций; ■ определение величины и характера действующих нагрузок; ■ установление физико-механических характеристик материала конструкций; ■ оценка степени ослабления сечений элементов дефектами и повреждениями; ■ установление расчетной схемы, отражающей фактическое напряженное состояние конструкций; ■ выполнение проверочных расчетов;

При проведении обследований особое внимание обращают на определение технического состояния конструкций и отдельных их элементов, на выявление имеющихся запасов прочности, а также установление возможности их сохранения и дальнейшего использования

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

■ формулирование выводов и рекомендаций по усилению и дальнейшей нормальной эксплуатации конструкций. Для проведения обследования разрабатывается техническое задание, составляемое предприятием-заказчиком, в котором указываются основные требования к конструкциям в связи с намечаемой реконструкцией. Как правило, оно содержит следующие разделы: ■ обоснование для выполнения работ; ■ цели и задачи работы; ■ состав работы; ■ обязанности заказчика. На основании ознакомления с проектнотехнической документацией составляется программа обследований. В проектнотехнической документации должны быть рабочие чертежи и пояснительная записка к ним, где изложены данные по проектным нагрузкам и воздействиям, представлены расчетные схемы, статические расчеты, рекомендации по изготовлению, монтажу и эксплуатации конструкций, паспорта и сертификаты готовых изделий, а также документация по производству строительно-монтажных работ, сведения о выполнявшихся ремонтах и усилениях. Зачастую проектно-техническая документация на объект отсутствует, что затрудняет проведение обследования, в особенности это проявляется при отсутствии архитектурно-строительных чертежей обследуемых конструкций. Это заставляет в программу обследований дополнительно включать работы по обмерам и освидетельствованию конструкций, а также работы по возобновлению чертежей архитектурно-строительной части. Общая характеристика методов обследования Обследование строительных конструкций выполняют в два этапа: предварительное визуальное обследование и детальное инструментальное. Определение характеристик конструкций при обследовании выполняют с применением следующих методов: ■ визуального; ■ механического (полевого); ■ лабораторных испытаний конструкций; ■ физического; ■ комплексного. Визуальный метод позволяет определить качество и характеристики конструкций путем их внешнего осмотра и применения простейших измерительных инструментов. Достоинство его проявляется в быстроте получения данных для заключения о состоянии и износе конструк-

Зачастую проектно-техническая документация на объект отсутствует, что затрудняет проведение обследования, в особенности это проявляется при отсутствии архитектурно-строительных чертежей обследуемых конструкций ций, недостаток – невозможность установления физико-механических свойств материалов. Механический метод основан на применении косвенных способов, использующих зависимости между прочностью материала и другими его свойствами, определенными испытанием в конструкции. Достоинство его – в возможности количественной оценки физикомеханических свойств материала конструкций в полевых условиях без отбора проб; недостаток – ограниченная точность результатов. Метод лабораторных испытаний взятых из конструкций образцов позволяет получить характеристики материалов с высокой точностью. Это дает возможность использовать его при подготовке данных к проектам реконструкции. Недостаток метода – в высокой трудоемкости, а иногда и невозможности отбора образцов материала в наиболее напряженных местах конструкций. Метод натурного испытания конструкций дает наиболее точную информацию о напряженном состоянии конструкций с учетом их реальной работы. Недостаток метода – высокая трудоемкость. Он целесообразен при обследовании и реконструкции зданий повышенной капитальности и ценности. Физические методы испытаний основаны на использовании при определении характеристик материалов некоторых физических методов (параметров волнового и колебательного движения, электромагнитного поля, видов ионизирующего излучения и др.). Они не требуют отбора образцов и повреждений обследуемых конструкций; недостаток – низкая надежность, высокая квалификация исследователей, дорогостоящая аппаратура. Комплексный метод предусматривает одновременное использование электронно-акустических, радиометрических и других способов определения физико-механических характеристик материалов конструкций с применением ЭВМ. В настоящее время метод достаточно разработан и находит экспериментальное применение. Недостаток – сложность обеспечения нормальной работы электронной аппаратуры в условиях обследуемого объекта.

По результатам обследования зданий и сооружений составляется заключение о техническом состоянии объекта с обоснованными выводами о возможности или невозможности дальнейшей эксплуатации. В выводах может быть установлено следующее состояние здания или сооружения. Нормативное техническое состояние – категория технического состояния, при котором количественные и качественные значения параметров всех критериев оценки технического состояния строительных конструкций зданий и сооружений, включая состояние грунтов основания, соответствуют установленным в проектной документации значениям с учетом пределов их изменения. Работоспособное техническое состояние – категория технического состояния, при которой некоторые из числа оцениваемых контролируемых параметров не отвечают требованиям проекта или норм, но имеющиеся нарушения требований в конкретных условиях эксплуатации не приводят к нарушению работоспособности и необходимая несущая способность конструкций и грунтов основания с учетом влияния имеющихся дефектов и повреждений обеспечивается. Ограниченно-работоспособное техническое состояние – категория технического состояния строительной конструкции или здания и сооружения в целом, включая состояние грунтов основания, при которой имеются крены, дефекты и повреждения, приведшие к снижению несущей способности, но отсутствует опасность внезапного разрушения, потери устойчивости или опрокидывания, и функционирование конструкций и эксплуатация здания или сооружения возможны либо при контроле (мониторинге) технического состояния, либо при проведении необходимых мероприятий по восстановлению или усилению конструкций и (или) грунтов основания и последующем мониторинге технического состояния (при необходимости). Аварийное состояние – категория технического состояния строительной конструкции или здания и сооружения в целом, включая состояние грунтов основания, характеризующаяся повреждениями и деформациями, свидетельствующи-

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

599

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы ми об исчерпании несущей способности и опасности обрушения и (или) характеризующаяся кренами, которые могут вызвать потерю устойчивости объекта. Рекомендации могут включать: ■ рекомендации и мероприятия по устранению выявленных при осмотре дефектов и повреждений и обеспечению безопасной эксплуатации конструкций до проведения детального комплексного или локального обследованияих силами специализированной организации; ■ рекомендации по срочности и очередности проведения детального комплексного или локального (с указанием конструкций и сроков проведения) обследования конструкций силами специализированных организаций. Оформленное в соответствии с требованиями Ростехнадзора заключение экспертизы промышленной безопасности зданий и сооружений направляется Заказчиком для регистрации в территориальный орган Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору для получения разрешения на их эксплуатацию. Следует учитывать, что проведение технической экспертизы зданий и сооружений может потребоваться как для новых, так и давно введенных в эксплуатацию промышленных объектов для всесторонней оценки уровня их безопасности. И хотя экспертиза безопасности зданий и сооружений является довольно дорогостоящей процедурой, не следует на ней экономить – безопасность превыше всего! Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ.

2. ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния».

3. ГОСТ 18353-79 «Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов».

4. РД 22-01.97 «Требования к проведению оценки безопасности эксплуатации производственных зданий и сооружений поднадзорных промышленных производств и объектов (обследования строительных конструкций специализированными организациями)».

5. СП 13-102-2003 «Правила обследования несущих строительных конструкций зданий и сооружений».

6. Классификатор основных видов дефектов в строительстве и промышленности строительных материалов. Утвержден: Главная инсп. Госархстройнадзора России, 17 ноября 1993 года.

600

Изменения правил аттестации экспертов в области промышленной безопасности Фанир ИШМУХАМЕТОВ, директор Айрат БАДЫГИН, заместитель директора по производству Эрик ЗИННАТУЛЛИН, главный технолог Андрей ЗЕНКОВ, начальник лаборатории НК Дмитрий ЧУДИНОВ, инженер-дефектоскопист ООО «ЦТЭБ «Надежность» (г. Нижневартовск)

Данная статья посвящена актуальной на сегодняшний день теме – аттестации экспертов в области промышленной безопасности, а именно, изменениям в нормативной базе. Ключевые слова: экспертиза промышленной безопасности (ЭПБ), эксперт, опасный производственный объект (ОПО), Федеральные нормы и правила (ФНиП).

Э

кспертиза промышленной безо­ пасности является одним из основных инструментов государственной политики в области промышленной безопасности на опасных производственных объектах. Экспертиза промышленной безопасности заключается в установлении соответствия объектов экспертизы требованиям промышленной безопасности. Основную роль в проведении ЭПБ и получении объективных результатов выполняет эксперт в области промышленной безопасности, так как окончательные выводы в заключении экспертизы промышленной безопасности представляет эксперт, поскольку именно с его компетенцией и профессионализмом связано то, какое будет вынесено решение в от-

ношении объекта экспертизы. Стоит отметить также, что законодательно введена ответственность эксперта за ложное заключение экспертизы. Дача заведомо ложного заключения экспертизы автоматически ведет к применению административного (административный штраф для должностного лица или дисквалификация на срок от шести месяцев до двух лет; для юридического лица штраф составляет 300–500 тыс. руб.) или уголовного наказания. В связи с этим Ростехнадзор вправе принять решение о прекращении действия квалификационного удостоверения эксперта и о его исключении из реестра экспертов. Согласно Федеральному закону № 116ФЗ [1] экспертом в области промышленной безопасности является физическое

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

лицо, аттестованное в установленном Правительством Российской Федерации порядке, которое обладает специальными познаниями в промышленной безопасности и соответствует требованиям, установленным федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности и участвует в проведении экспертизы промышленной безо­ пасности. Обязанности эксперта в области промышленной безопасности заключаются в следующем [3]: 1. Определять соответствие объектов экспертизы промышленной безопасности требованиям промышленной безопасности путем проведения анализа материалов, предоставленных на экспертизу промышленной безопасности, и фактического состояния технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, зданий и сооружений на опасных производственных объектах, подготавливать заключение экспертизы промышленной безопасности и предоставлять его руководителю организации, проводящей экспертизу промышленной безопасности.

2. Обеспечивать объективность и обоснованность выводов заключения экспертизы.

3. Обеспечивать сохранность документов и конфиденциальность сведений, представленных на экспертизу. Эксперту запрещается участвовать в проведении экспертизы в отношении опасных производственных объектов, принадлежащих организации, в которой он трудоустроен. Кроме того, в законе четко указан запрет проведения экспертизы документации, технических устройств, зданий и сооружений организаций, которые имеют непосредственное отношение к экспертной организации [1, 2, 3]. Это требование было введено в связи с ужесточением антимонопольного законодательства РФ. Компетенция эксперта подтверждается квалификационным удостоверением эксперта. Аттестация в области промышленной безопасности подтверждается протоколом об аттестации в области промышленной безопасности. Прохождение квалификационного экзамена является наиболее сложным испытанием, тем более, что совсем недавно были введены новые требования к аттестации экспертов в области промышленной безопасности, регламентируемые Постановлением Правительства РФ № 509 [4]. Данным постановлением введено и категорирование экспертов в зависимости от класса опасности ОПО, стажа работы

Cуществующая нормативная база далека от совершенства, хотя правильные шаги в данном направлении уже сделаны и участия в проведении экспертиз промышленной безопасности: 1. Эксперт в области промышленной безопасности первой категории с правом проведения экспертизы в отношении опасных производственных объектов I, II, III и IV классов опасности.

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

3. Эксперт в области промышленной безопасности третьей категории с правом проведения экспертизы в отношении опасных производственных объектов III и IV классов опасности. В соответствии с утвержденными ФНиП [3] эксперт в области промышленной безопасности должен соответствовать следующим требованиям: 1. Иметь высшее образование.

2. Иметь стаж работы по специальности, соответствующей его области (областям) аттестации, не менее: ■ 10 лет для I категории; ■ 7 лет для II категории; ■ 5 лет для III категории.

3. Обладать знаниями нормативных правовых актов Российской Федерации в области промышленной безопасности, используемых средств измерений и оборудования, а также методов технического диагностирования, неразрушающего и разрушающего контроля технических устройств, обследования зданий и сооружений.

4. Иметь опыт проведения экспертиз промышленной безопасности, не менее: ■ 15 для I категории; ■ 10 для II категории; ■ не требуется для III категории.

5. Являться автором публикаций в области промышленной безопасности, размещенных в периодических изданиях (данное требование не относится к экспертам, имеющим ученую степень), не менее: ■ 10-ти для I и II категории; ■ 5-ти для III категории. Квалификационный экзамен проводится в форме тестирования и решения ситуационных задач. Для претендентов на прохождение аттестации первой или второй категории завершающим этапом квалификационного экзамена является устное собеседование по вопросам, соответствующим заявляемой области аттестации. ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

При проведении квалификационного экзамена аттестационная комиссия руководствуется требованиями к проведению квалификационного экзамена и перечнем вопросов, утвержденных Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. Несомненно, квалификационные требования и подготовка к аттестации создадут определенные трудности для многих претендентов, но их однозначно можно рассматривать как существенный вклад в повышение результативности, объективности и полноты проведения экспертизы, которое управляется через повышение уровня квалификации экспертов в области промышленной безопасности. Подводя итог, стоит отметить, что существующая нормативная база далека от совершенства, хотя правильные шаги в данном направлении уже сделаны. Совершенствование законодательной базы по отношению к проведению экспертизы промышленной безопасности и аттестации экспертов приведет к повышению качества выполняемых работ, позволит снизить количество некачественных экспертиз промышленной безопасности и положительно повлияет на уровень промышленной безопасности на опасных производственных объектах в целом. Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116ФЗ(ред. от 4 марта 2013 года).

2. Федеральный закон «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в части проведения экспертизы промышленной безопасности и уточнения отдельных полномочий органов государственного надзора при производстве по делам об административных правонарушениях» от 2 июля 2013 года № 186-ФЗ.

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденные приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 года № 538. Зарегистрирован в Минюсте России 29 декабря 2012 года № 30855.

4. Постановление Правительства РФ от 28 мая 2015 № 509 «Об аттестации экспертов в области промышленной безопасности».

601

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Проблемы эксплуатации и оценки технического состояния трубных змеевиков технологических печей Фанир ИШМУХАМЕТОВ, директор Андрей ЗЕНКОВ, начальник лаборатории НК Дмитрий ЧУДИНОВ, инженер-дефектоскопист Эрик ЗИННАТУЛЛИН, главный технолог Айрат БАДЫГИН, заместитель директора по производству ООО «ЦТЭБ «Надежность» (г. Нижневартовск)

Целью экспертизы промышленной безопасности является оценка соответствия технического состояния технических устройств требованиям действующих нормативных документов. Данная статья посвящена проблемам, возникающим при эксплуатации трубных змеевиков технологических печей, установок подготовки нефти и нефтехимических процессов, а также методикам и видам контроля, позволяющим адекватно и достоверно оценить техническое состояние одного из наиболее нагруженного элемента технологических печей.

О

бследование объекта, анализ возможных причин зарождения и роста выявленных дефектов, разработка рекомендаций для обслуживающего персонала с целью исключения появления неполадок в будущем – это гарантия безопасной эксплуатации оборудования и технических устройств на производстве. Трубные змеевики являются наиболее нагруженными элементами технологических печей установок подготовки нефти и нефтехимических процессов. В силу происходящих процессов условия работы в печах по праву считаются наиболее агрессивными: с одной стороны – химически активный продукт под высоким давлением и температурой, а с другой – мощное наружное термическое воздействие. В связи с этим надзор за безопасной эксплуатацией трубных змеевиков считается одним из наиболее важных и первостепенных. Во время эксплуатации надзор за техническим состоянием осуществляется визуально через смотровые устройства для определения состояния

602

трубчатого змеевика, трубных решеток, подвесок и кронштейнов, а также при помощи приборов – набором термопар и термометров, установленных в камерах конвекции и радиации для снятия и слежения за температурой технологического процесса. Основная часть мероприятий по диагностике технического состояния змеевика и технологической печи в целом, выполняется во время запланированных остановок при проведении ремонтных и профилактических работ. Исходя из 15-летнего опыта выполнения работ в данном направлении, в целях экономии средств на приобретение дорогостоящих приборов, на наш взгляд, можно, довольствуясь малобюджетными приборами, провести детальные и, что немаловажно, достоверные измерения и получить исчерпывающую информацию о состоянии элементов и узлов того или иного технического устройства. Рассмотрим один из примеров диагностики для определения технического состояния технологической печи нагрева

осушенного газа блока адсорберов установки осушки газа (рис. 1). После проведения подготовительных работ, во время проведения диагностических исследований, в соответствии с разработанной и согласованной программой обследования, на установке был произведен визуальный осмотр трубных змеевиков непосредственно в радиантной камере. В результате был обнаружен прогар труб змеевика (рис. 2). При детальном осмотре прогоревших труб на их поверхности были обнаружены области вспучивания (рис. 3). Эти участки были зачищены абразивными материалами, был произведен замер толщины при помощи ультразвукового толщиномера марки «26 MG»», который показал, что утонение составило всего 5% от первоначальной толщины трубы (при том, что трубный змеевик эксплуатируется на протяжении 8-ми лет). Твердость материала труб, замеренная при помощи твердомера марки «УЗИТ-3», составила по шкале Бринелля более 505

Рис. 1. Установка осушки газа

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

НВ. С такими параметрами данный змеевик, изготовленный из стали марки Х9М, согласно нормативно-технической документации (ИТН-77, раздел 1.5, пункт «в») должен отбраковываться – допустимо превышение не более 270 единиц НВ. Как известно, трубные змеевики, изготовленные из жаропрочной стали, должны достаточно хорошо сопротивляться ползучести и обладать высокой кратко­временной и длительной прочностью при высокой температуре. Жаропрочность зависит от межатомных связей сплава. В сплавах на одной и той же основе, по мнению специалистов, можно значительно увеличить жаропрочность легированием, так как при этом возрастает прочность межатомных связей и повышается температура рекристаллизации. Однако довольно высокая твердость, превосходящая нормативные параметры, приводит к хрупкости материала, что в конечном итоге вызывает разрыв труб и, как следствие, разгерметизацию змеевика и пожар. Хотелось бы обратить внимание еще и на тот факт, что бывают также случаи так называемого «ложного прогара», способные дать неверную картину дефекта. Во время подготовки змеевиков к ремонту или проведения предшествующих ремонтных работ, в силу объективных и субъективных причин происходит частичное «замазучивание» поверхности труб. В процессе работы технологической печи оставшиеся пятна «замазученности» начинают тлеть на поверхности труб, образуя зоны, покрытые пленкой, препятствующей теплоотводу с поверхности металла, что вызывает их поверхностное структурное изменение, проявляющееся в виде почернения и шелушения металла. При измерении твердости приборы показывают повышенную твердость. Однако опыт показал, что после зачистки при помощи шлифовальной машины этих участков и повторного замера твердости можно получить совсем другие значения, которые не выходят за рамки отбраковочных параметров. На взгляд экспертов, это связано с тем, что жаропрочные свойства стали (длительная прочность, предел ползучести) в значительной степени зависят также от микроструктуры, термической обработки, размера зерна, наличия легкоплавких примесей и других компонентов. В данном случае, под термической обработкой не подразумевается непосредственное горение продукта на поверхности труб, которое вызывает частичное повышение твердости металла, да-

Рис. 2. Прогар трубных змеевиков в радиантнойкамере

ющее искаженную картину дефектности змеевика в целом. При простукивании трубы змеевика, исходя из звучания металла, было сделано предположение о том, что трубы змеевика внутри закоксовались. На основании анализа полученных значений было принято решение и выдано заключение о непригодности к дальнейшей эксплуатации данного змеевика. Трубный змеевик был демонтирован и заменен на новый. Исследуя внутреннюю поверхность отбракованных труб после демонтажа, было обнаружено, что стенки труб изнутри покрыты толстым слоем нефтяного кокса, доходящим в некоторых местах до 6–7 мм, который активно мешал теплообмену проходящего по трубам продукта (рис. 4). Причинами образования этого кокса, а также запредельных параметров твердости труб являются, как мы считаем, нарушение температурного режима эксплуатации печи и прокачки продукта, а также проведения регламентных работ. Наряду с выявлением дефектов при составлении заключения нами были разработаны рекомендации для обслуживающего персонала с целью исключения таких происшествий в будущем. Соблюдение указаний регламента и правил эксплуатации, профессиональный технический надзор плюс неразрушающий контроль – это, на наш взгляд, гарантия безопасной и долговечной эксплуатации оборудования, в чем, собственно, и заключается главная цель провеТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

дения оценки технического состояния оборудования на производстве. Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ.

2. Анкит В. Новый метод выявления коррозионных повреждений труб // В мире НК. – 2006. – № 1(31). – С. 39–41.

3. Шрейберг Г.К., Перлин С.М., Шибряев Б.Ф. Конструкционные материалы в нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности / Справочное руководство. – М.: Машиностроение, 1969.

– С. 76–92.

4. ИТН-77. Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств.

– Волгоград, 1978. –С. 15–46.

5. Лейбо А.Н. Справочник механика нефтеперерабатывающего завода: справочное издание. – М.: Гостоптехиздат, 1963.С. 5, табл. 1.2.

Рис. 3. Область вспучивания на поверхности прогоревших труб

603

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы

Особенности обследования зданий и сооружений Обследование зданий и сооружений, эксплуатируемых на ОПО Фанир ИШМУХАМЕТОВ, директор Андрей ЗЕНКОВ, начальник лаборатории НК Дмитрий ЧУДИНОВ, инженер-дефектоскопист Айрат БАДЫГИН, заместитель директора по производству ООО «ЦТЭБ «Надежность» (г. Нижневартовск)

Данная статья посвящена особенностям технического обследования зданий и сооружений опасных производственных объектов в целях обеспечения безопасных условий их эксплуатации. Определены варианты случаев, требующих выполнения данных работ. Определен состав работ по предварительному и детальному инструментальному обследованию, определению физико-технических характеристик материалов обследуемых конструкций. Завершающим этапом работ является обобщение результатов исследований, по итогам которого составляется технический отчет и заключение экспертизы промышленной безопасности. Ключевые слова: федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности, опасные производственные объекты (ОПО), промышленная безопасность (ПБ), заключение экспертизы промышленной безопасности.

С

огласно п. 1 ст. 13 1 Федерального закона от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ, здания и сооружения на опасном производственном объекте, предназначенные для осуществления технологических процессов, хранения сырья или продукции, перемещения людей и грузов, локализации и ликвидации последствий аварий, подлежат экспертизе промышленной безопасности. Экспертиза промышленной безопасности проводится в соответствии с положениями Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (утверждены Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 года № 538, зарегистрировано в Минюсте России 26 декабря 2013 года № 30855) и других действующих нормативно-правовых актов. Обследование зданий и сооружений, входящее в состав процедур по экспертизе промышленной безопасности, производится с целью получения объективных данных о фактическом состоянии строительных конструкций с учетом изменения во времени.

604

В процессе эксплуатации под воздействием агрессивных факторов внешней среды, особенностей технологических процессов происходит изменение свойств материалов и конструкций, увеличивается риск нарушения их качества и нанесения ущерба окружающей среде. Несвоевременно выявленные и устраненные дефекты элементов зданий нередко перерастают в серьезные нарушения. Их последствия, помимо социального и экологического ущерба, могут привести к значительным материальным затратам, связанным с восстановлением эксплуатационных свойств конструкций. Поэтому важно правильно и своевременно оценить состояние конструкций и оборудования зданий, выполнить прогноз о возможности развитии дефектов и разработать мероприятия по их стабилизации или устранению. Для обеспечения ПБ при эксплуатации зданий и сооружений первостепенное значение приобретает поддержание на должном уровне их технического состояния, в том числе за счет продления нормативных сроков эксплуатации, восстановления и реконструкции. Общей целью определения техниче-

ского состояния строительных конструкций являются выявление степени физического износа, причин, обусловливающих их состояние, фактической работоспособности конструкций и разработка мероприятий по обеспечению их эксплуатационных качеств. Обследование строительных конструкций Основной целью технического обследования зданий является определение текущего технического состояния конструкций здания или сооружения, выявление степени физического износа, дефектов, выяснение эксплуатационных качеств конструкций; прогнозирование их поведения в будущем. Техническое обследование зданий проводится в следующих случаях: ■ оценка физического износа конструкций и инженерных систем (например, если планируется возобновление незавершенного строительства); ■ определение состояния конструкций вследствие их залива, пожара и т.д.; ■ обследование конструкций на предмет последующей перепланировки здания, надстройки этажей, углубления подвальной части; ■ при планируемом капитальном ремонте здания; ■ при модернизации или реконструкции здания; ■ для выявления причин деформаций стен, перекрытий, колонн; ■ при установлении причин появления сырости на стенах и промерзания. Техническое обследование зданий и сооружений проводится в несколько этапов. Первый этап – предварительное обследование зданий и сооружений. Основной задачей предварительного обследования является определение общего состояния строительных конструкций и производственной среды, определение состава намечаемых работ и сбора исходных данных, необходимых для составления технического задания на детальное инструментальное исследование для установления стоимости намечаемых работ и заключения договора с заказчиком.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

В состав работ по предварительному обследованию входят: ■ общий осмотр здания; ■ сбор общих сведений о здании (время строительства, сроки эксплуатации); ■ общая характеристика объемнопланировочного и конструктивного решений и систем инженерного оборудования; ■ выявление особенностей технологии производства для производственных зданий с точки зрения их воздействия на строительные конструкции; ■ определение фактических параметров микроклимата или производственной среды, температурно-влажностного режима помещения, наличия агрессивных к строительным конструкциям технологических выделений, сбор сведений об антикоррозионных мероприятиях; ■ гидрогеологические условия участка и общие характеристики грунтов оснований; ■ ознакомление с архивными материалами изысканий; ■ изучение материалов, ранее проводившихся на данном объекте обследований производственной среды и состояния строительных конструкций. На стадии предварительного визуального обследования устанавливаются по внешним признакам категории технического состояния конструкций в зависимости от имеющихся дефектов и повреждений. Второй этап – детальное инструментальное обследование зданий и сооружений. Детальное обследование включает: ■ визуальное обследование конструкций (с фотофиксацией видимых дефектов); ■ обмерные работы – определяются конфигурация, размеры, положение в плане и по вертикали конструкций и их элементов; ■ инструментальные обследования: – измерение прогибов и деформаций; – определение характеристик материала несущих конструкций; – осадки фундаментов и деформации грунтов оснований. По результатам проведенных нами обследований выявлены многочисленные дефекты зданий и сооружений, вызванные в основном условиями эксплуатации (деформациями грунтов основания, влияние агрессивной производственной среды, низких температур, превышение эксплуатационных нагрузок и т.д.), а также строительным браком. Примеры обнаруженных дефектов приведены на фото 1.

Фото 1. Варианты выявленных дефектов

Разрушение свай основания из-за воздействия агрессивной среды – пластовой воды

Прогиб несущих конструкций кровли из-за большой снеговой нагрузки

Третий этап – определение физикотехнических характеристик материалов обследуемых конструкций. Четвертый этап – обобщение результатов исследований. По результатам обследования составляются: ■ технический отчет, содержащий результат обследования (планы и разрезы здания с геологическими профилями, конструктивные особенности здания, фундаментов, их геометрия; схемы расположения реперов и марок; описание принятой системы измерений; фотографии, графики и эпюры горизонтальных и вертикальных перемещений, кренов, развития трещин, перечень факторов, способствующих возникновению деформаций; оценка прочностных и деформационных характеристик грунтов оснований и материала конструкций); ■ заключение о категории технического состояния здания с оценками возможности восприятия им дополнительных деформаций или других воздействий, обусловленных новым строительством или реконструкцией, а в случае необходимости – перечень мероприятий для усиления конструкций и укрепления грунтов оснований. Анализ результатов обследования и разработка рекомендаций Все материалы обследования производственных зданий и сооружений (ПЗ и С) отражаются в техническом отчете или заключении о состоянии строительных конструкций. К заключению прилагается ведомость дефектов строительных конструкций. Текстовая часть технического отчета (заключения) должна содержать следующие сведения: ■ перечень объектов обследования, их краткие технические характеристики и описание примененных в них строительных конструкций, подвергнутых обследованию, а также сведения о планируемой реконструкции и ее влиянии

на существующую строительную часть ПЗ и С; ■ результаты обследования строительных конструкций, включенных в техническое задание на обследование, с указанием выявленных дефектов и повреждений, нарушений норм и правил их эксплуатации и основных причин появления и развития дефектов и повреждений; ■ оценку технического состояния ПЗ и С и строительных конструкций на период обследования; ■ рекомендации по устранению выявленных дефектов и повреждений, нарушений норм и правил эксплуатации, оздоровлению эксплуатационной среды после реконструкции. В приложениях к техническому отчету (заключению) должны содержаться: ■ копия технического задания на обследование; ■ ведомость дефектов строительных конструкций, содержащая детали узлов поврежденных конструкций в виде эскизов, чертежей, схем, фотографий; ■ результаты лабораторных испытаний отобранных образцов материалов, проведенных заказчиком, исполнителем и привлеченными организациями и, при необходимости, поверочных расчетов отдельных строительных конструкций; ■ материалы по контролю качества материалов и проверке агрессивности эксплуатационной среды; ■ перечень или, при необходимости, копии писем, служебных записок, протоколов, актов и заключений. Заключение Экспертиза промышленной безопасности, в том числе обследование технического состояния строительных конструкций, является самостоятельным направлением строительной деятельности, охватывающим комплекс вопросов, связанных с обеспечением эксплуатационной надежности зданий, с проведением ремонтно-восстановительных работ, а также с разработкой проектной доку-

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

605

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы ментации по реконструкции зданий и сооружений. Объем проводимых обследований зданий и сооружений увеличивается с каждым годом, что является следствием ряда факторов: физического и морального их износа, перевооружения и реконструкции производственных зданий промышленных предприятий, реконструкции малоэтажной старой застройки, изменения форм собственности и резкого повышения цен на недвижимость, земельные участки и др. Особенно важно проведение обследований при реконструкции старых зданий и сооружений, что часто связано с изменением действующих нагрузок, изменением конструктивных схем и необходимостью учета современных норм проектирования зданий. В процессе эксплуатации зданий вследствие различных причин происходят физический износ строительных конструкций, снижение и потеря их несущей способности, деформации как отдельных элементов, так и здания в целом. Для разработки мероприятий по восстановлению эксплуатационных качеств конструкций, необходимо проведение их обследования с целью выявления причин преждевременного износа и понижения их несущей способности. При обследовании зданий и сооружений применяется лучшее оборудование и приборы, внесенные в Госреестр средств измерения РФ. Обследование выполняются в соответствии с СП13–102–2003 «Правила обследования несущих строительных конструкций зданий и сооружений». Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ.

2. 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.

3. ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния».

4. Гроздов В., Прозоров В. Дефекты изготовления и монтажа строительных конструкций и их последствия. – М.: Общероссийский общественный фонд «Центр качества строительства», 2001.

5. Сборник материалов Международной научно-практической конференции «Реконструкция зданий и сооружений. Усиление оснований и фундаментов». – Пенза: Приволжский дом знаний, 1999.

606

Экспертиза трубопроводов с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла Фанир ИШМУХАМЕТОВ, директор Айрат БАДЫГИН, заместитель директора по производству Эрик ЗИННАТУЛЛИН, главный технолог Андрей ЗЕНКОВ, начальник лаборатории НК Дмитрий ЧУДИНОВ, инженер-дефектоскопист ООО «ЦТЭБ «Надежность» (г. Нижневартовск)

Данная статья посвящена актуальности применения метода магнитной памяти металла при проведении экспертизы промышленной безопасности трубопроводов, так как применение только основных методов неразрушающего контроля не дает достоверной оценки технического состояния объекта контроля. Ключевые слова: экспертиза промышленной безопасности (ЭПБ), неразрушающий контроль (НК), метод неразрушающего контроля (МНК), метод магнитной памяти (ММП), дефект, допустимая толщина стенки, зона концентрации напряжений (ЗКН), основной металл, остаточный ресурс, сварной шов, магнитное поле рассеяния (МПР), расчетная толщина стенки, предельное состояние.

О

дним из основных элементов экспертизы промышленной безопасности является неразрушающий контроль и диагностика технических устройств. Неразрушающий контроль и диагностика включают в себя разработку и применение технических методов исследования материалов или деталей, узлов, компонентов изделий в целях оценки их целостности, свойств, состава и измерения геометрических характеристик путем обнаружения и локализации дефектов, измерения их параметров способами, не ухудшающими последующую эксплуатационную пригодность и надежность. Неразрушающий контроль – это процесс определения признаков, параметров или показателей качества изделий без их разрушения или ухудшения свойств. Требования к содержанию работ по техническому диагностированию конкретно определены в существующей нормативнотехнической документации. В программах по экспертизе промышленной безопасности, как правило, содержатся традиционные методы неразрушающего кон-

троля. Подход основан на рассмотрении наиболее нагруженных узлов и элементов, работающих в самых неблагоприятных условиях, при этом места контроля носят унифицированный характер и весьма стандартны. Однако практика диагностирования показывает, что в процессе эксплуатации наиболее вероятны местные и локализованные повреждения, а не общий износ оборудования. Причинами таких повреждений являются интенсивные пластические деформации, развивающиеся в зонах перенапряжений изза технологических дефектов, дефектов монтажа (сварка под напряжением), интенсивных очагов коррозионных повреждений, подвижек грунта, температурных и других воздействий, приводящих к неоднородным статическим и динамическим нагрузкам. Современная приборная база предлагает несколько методов для выявления мест некомпенсированных напряжений, среди них: акустикоэмиссионный (АЭ) контроль и метод магнитной памяти металла. Каким образом сегодня осуществляется экспертиза промышленной безопасно-

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

сти трубопроводов? Основные акценты направлены на проведение визуального и измерительного контроля поверхности, измерение остаточной толщины трубопровода, в зависимости от определенных объемов в программе ЭПБ, выборочный контроль сварных соединений (ультразвуковой, капиллярный, вихретоковый контроль и т.д.) и в заключении – расчет остаточного ресурса. Основным механизмом повреждения принято считать визуально обнаруженные дефекты и (или) коррозионный износ. Но опыт последних лет показывает, что в некоторых ситуациях недостаточно лишь измерив остаточную толщину делать вывод о работоспособности оборудования, кроме этого требуется анализ причинно-следственных зависимостей параметров технического состояния. Так, например, определена необходимость исследования напряженнодеформированного состояния трубопроводов. Избыточные, неучтенные в проекте напряжения могут являться источниками появления и развития дефектов (трещины, коррозионные повреждения). В результате чего могут образовываться такие зоны? Прежде всего, это связано с прокладкой трубопровода и выполнением проектных требований. Так, разрушение опорных конструкций, образование застойных зон, смещений и изломов трубопроводов провоцирует появление повреждений. Образование множества дефектов связано с образованием зон избыточных напряжений в металле трубопроводов. Для определения остаточного ресурса трубопроводов используется расчет на прочность с учетом внутреннего давления. Данный расчет основан на оценке остаточной толщины вследствие коррозионного износа стенки металла. Поскольку на настоящий момент измерения остаточной толщины носят локальный характер, говорить об общем распределении остаточной толщины нельзя. Расчет ресурса производится в сечении, для которого по результатам контроля установлен наибольший износ. Однако возможны случаи, когда реальные сечения с наибольшим утонением стенки трубопровода не соответствуют зафиксированным при контроле. Как следствие, при расчете используется усредненный подход. При проведении подобных расчетов не принимается во внимание действительное техническое состояние отдельных локальных участков трубопровода, что в конечном итоге не обеспечивает достоверной оценки его работоспособности в течение разрешенного срока.

Проблема внезапных усталостных разрушений трубопроводов с использованием традиционных методов неразрушающего контроля не может быть решена, так как они направлены на поиск уже развитых дефектов. Известно, что основными источниками развития повреждений трубопроводов и оборудования являются зоны концентрации напряжений от рабочих нагрузок. Отсюда следует, что критерием надежности трубопроводов в эксплуатации является их напряженно-деформированное состояние. Для своевременного выявления участков труб и оборудования, предрасположенных к повреждениям, необходимы методы технической диагностики, имеющие корреляцию с механическими напряжениями. Эффективным методом при оценке напряженно-деформированного состояния трубопроводов, который в настоящее время получает все большее распространение на практике, является метод магнитной памяти металла (ММП). Метод магнитной памяти металла – метод НК, основанный на регистрации магнитных полей рассеяния и анализе их распределения на контролируемом трубопроводе. При этом определяют области аномального изменения МПР, обусловленные неоднородностью напряженно-деформированного состояния и наличием зон концентрации напряжений в металле. Под действием рабочих нагрузок остаточная намагниченность и, соответственно, МПР перераспределяются и необратимо изменяются в направлении действия главных напряжений. Уникальность метода магнитной памяти заключается также в том, что он основан на использовании собственного магнитного поля, возникающего в зонах устойчивых полос скольжения дислокации, обусловленных действием рабочих нагрузок. В результате взаимодействия собственного магнитного поля (СМП) с магнитным полем Земли в зоне концентрации напряжений на поверхности объекта контроля образуется градиент магнитного поля рассеяния, который фиксируется специализированными магнитометрами. Механизм возникновения СМП на скоплениях дислокации обусловлен закреплением доменных границ, когда эти скопления становятся соизмеримы с толщиной доменных стенок. Ни при каких условиях с искусственным намагничиванием в работающих конструкциях такой источник информации, как собственное магнитное поле, получить невозможно. Только в малом внешнем поле, каТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

ким является магнитное поле Земли, в нагруженных конструкциях, когда энергия деформации намного превосходит энергию внешнего магнитного поля, такая информация формируется и может быть получена. Метод магнитной памяти металла представляет принципиально новое направление в технической диагностике. Это второй после акустической эмиссии пассивный метод, при котором используется информация излучения конструкций. При этом ММП, кроме раннего обнаружения развивающегося дефекта, дополнительно дает информацию о фактическом напряженно-деформированном состоянии объекта контроля и выявляет причину образования зоны концентрации напряжений – источника развития повреждения. Контроль трубопроводов с использованием ММП можно выполнять как при работе (под нагрузкой или при гидравлических испытаниях), так и при ремонте. Анализ известных методов НК и измерения напряжений и деформаций в металле и сварных соединениях позволяет назвать их основные недостатки: ■ локальность контроля, большая трудоемкость и непригодность для контроля протяженных участков и поверхностей конструкций; ■ необходимость специальной подготовки контролируемой поверхности металла (зачистка, намагничивание и пр.);

607

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы ■ несравнимость глубины и площади контроля разными методами НК и, как правило, значительная погрешность результатов; ■ сложность определения положения датчиков контроля по отношению к направлению действия главных напряжений и деформаций; ■ обязательность построения градуировочных графиков на предварительно изготовленных образцах; ■ большая неопределенность попасть при контроле в зону КН; ■ возможность проведения измерений только в тонком поверхностном слое металла (менее 0,1 мм) или определения средних по толщине напряжений [19]; ■ относительно невысокая оперативность контроля. Метод магнитной памяти металла не дает прямую количественную оценку действующих напряжений (в отличие, например, от тензодатчиков). Однако он лишен недостатков, указанных выше, и позволяет (имеются критерии) отличать область упругой деформации от пластической, позволяет определять площадки скольжения слоев металла и зоны зарождения усталостных трещин. Метод, основанный на использовании эффекта магнитной памяти металла к зонам действия максимальных рабочих нагрузок, позволяет путем измерения поля остаточной намагниченности вдоль поверхности трубопровода производить оценку его напряженнодеформированного состояния с учетом изменившихся свойств металла. Основные преимущества данного метода неразрушающего контроля, по сравнению с известными методами, следующие:

608

■ не требует применения специальных намагничивающих устройств, так как используется явление намагничивания труб в процессе их работы; ■ места концентрации напряжений заранее не известны и определяются в процессе контроля; ■ не требует зачистки металла и другой какой-либо подготовки контролируемой поверхности; ■ для выполнения контроля по предлагаемому методу используются приборы, имеющие малые габариты, автономное питание и регистрирующие устройства. По трудоемкости контроля он относится к экспресс-методам. Специализированные малогабаритные приборы с экраном и регистрирующим устройством позволяют выполнять контроль со скоростью до 100 м/ч. Основная задача ММП-контроля – определение на объекте контроля наиболее опасных участков и узлов, характеризующихся зонами КН. Затем с использованием, например, УЗД в зонах КН определяется наличие конкретного дефекта. Важной задачей при монтаже, ремонте и эксплуатации трубопроводов также является контроль качества сварных соединений. В условиях, когда на надежность сварных соединений влияют уровень и равномерность напряжений, искажение геометрии, структурные изменения, технологические дефекты, необходим метод диагностики, который бы интегрально оценивал состояние стыка. Изменение и направление остаточной намагниченности металла в условиях процесса сварки обусловлено внешним магнитным полем, температурой и напряжениями (деформациями). Напряжения и деформации, возникающие в процессе сварки в периоды нагрева и охлаждения одновременно со структурными превращениями в силу магнитомеханического эффекта, формируют магнитную (доменную) текстуру металла. На возникающих дефектах сварки определенных размеров появляются узлы закрепления доменов, образующие суммарное размагничивающее поле дефектов с выходом на поверхность сварного шва в виде магнитных полей рассеяния. Таким образом, путем считывания магнитных полей рассеяния, которые формируются в процессе сварки, нам предоставляется уникальная возможность выполнять оценку фактического состояния сварного шва. Причем эта оценка является интегральной, отображающей в каж-

дом шве одновременно дефекты сварки и остаточные напряжения с учетом воздействия рабочих нагрузок. При контроле сварных соединений в условиях эксплуатации трубопроводов в настоящее время согласно нормативным документам широко используются радиографический и ультразвуковой методы дефектоскопии. Эти методы, имея каждый свои особенности, обладают существенными недостатками: громоздкая и дорогостоящая аппаратура, требующая больших подготовительных работ и зачистки поверхности сварных швов. И, самое главное, указанные методы не позволяют выполнять раннюю диагностику усталостных повреждений трубопроводов. Контроль сварных соединений и других элементов трубопроводов с использованием метода магнитной памяти лишен указанных недостатков и является более чувствительным, на раннем этапе позволяет выявлять развивающиеся дефекты. В итоге следует подчеркнуть что метод магнитной памяти металла – один из немногих развивающихся методов в неразрушающем контроле, современные возможности которого выходят далеко за рамки существующих норм и регламентов. Данный метод является уникальной технологией, позволяющей без вывода объекта из эксплуатации осуществлять своевременную регистрацию и слежение за опасными процессами разрушения. Литература 1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ.

2. 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. Зарегистрирован в Минюсте России 29 декабря 2012 года № 30855.

3. Методические указания по техническому диагностированию трубопроводов с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла. ООО «Энергодиагностика». Утверждено Госгортехнадзором РФ 18 января 1996 года.

4. РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов».

5. ГОСТ 18353-79 «Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов».

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Исследование состояния днища резервуаров при проведении экспертизы промышленной безопасности Фанир ИШМУХАМЕТОВ, директор Эрик ЗИННАТУЛЛИН, главный технолог Айрат БАДЫГИН, заместитель директора по производству Андрей ЗЕНКОВ, начальник лаборатории НК Дмитрий ЧУДИНОВ, инженер-дефектоскопист ООО «ЦТЭБ «Надежность» (г. Нижневартовск)

Рассмотрены методы проведения диагностики состояния днища резервуаров вертикальных стальных, выявлены причины деформации днища. Ключевые слова: техническое диагностирование, резервуар вертикальный стальной, днище, остаточный ресурс, ультразвуковой контроль, дефект, осадка основания, сварной шов, хлопун.

С

огласно действующим нормативным документам, основой оценки технического состояния при проведении экспертизы промышленной безопасности является диагностическое обследование всех элементов конструкции РВС, в том числе днища и стенки. На основе совокупности полученных диагностических данных вырабатываются рекомендации об условиях дальнейшей безопасной эксплуатации РВС с вероятным остаточным ресурсом, сроках и уровнях последующих обследований и необходимости проведения ремонта или вывода из эксплуатации. При этом от полноты и качества информации, получаемой при обследовании, зависит, с одной стороны, безопасность при эксплуатации РВС, а с другой, стоимость обеспечения приемлемого уровня безопасности, которая определяется объемом ремонтных и восстановительных работ, предписываемых к проведению по результатам технического диагностирования [1–3]. Исходя из нашего опыта, днище и первый пояс стенки относятся к наиболее значимым элементам конструкции РВС, связанных с влиянием следующих неблагоприятных эксплуатационных и технологических факторов: ■ коррозией внутренней и внешней поверхности, обусловленной, соответ-

ственно, агрессивной средой хранимых продуктов и воздействием внешних факторов, в том числе перепадов температуры, осадков, уровня влажности воздуха и т.п.; ■ качеством изготовления РВС, в том числе фундамента и основания; ■ эффективностью электрохимической защиты (ЭХЗ); ■ механическими воздействиями, вызванными, например, влиянием геологи-

ческих и геофизических факторов, формирующих участки повышенных локальных напряжений металла [4]. По действующим правилам для контроля состояния металла днища и стенки РВС рекомендовано использование следующих методов: ■ при частичной диагностике – акустикоэмиссионное обследование (АЭ), визуальный инструментальный контроль (ВИК), ультразвуковой контроль (УЗК); ■ при полной диагностике – диагностическое обследование с применением различных методов неразрушающего контроля, в том числе визуального инструментального контроля, ультразвукового контроля, магнитного контроля (МК) и т.п. [5]. Состояние защитного изоляционного покрытия (ЗИП), применяемого для предотвращения коррозии металла днища и стенки РВС, также подлежит оценке при проведении диагностических работ. Согласно традиционно принятым в России методам диагностического обследования днищ РВС наибольшее распространение получил ультразвуковой контроль. Однако физические особенности УЗК не позволяют осуществить стопроцентный контроль днища. Кроме того, применение УЗК предусматри-

Таблица 1 №

Свойство

Сравнение технологий НК днища и стенки РВС АЭ

ВИК

УЗК

МК

1

Контроль без демонтажа ЗИП

+

–

–

+

2

Контроль 100% площади днища и стенки

–

+

–

+

3

Возможность контроля при полной диагностике

–

+

+

+

4

Возможность контроля при частичной диагностике

+

только стенка

только стенка

только стенка

5

Возможность выявления как наружных, так и внутренних дефектов

+

–

+

+

6

Определение местоположения дефектов (внешний/ внутренний)

–

–

+

+

7

Определение координаты дефектов

–

+

+

+

8

Оценка размеров дефектов

–

–

+

+

9

Определение остаточной толщины металла днища и стенки

–

–

+

+

10

Оценка толщины ЗИП

–

–

–

+

ТехНАДЗОР № 12 (109), декабрь 2015 www.tnadzor.ru

609

Экспертное сообщество ■ н аучные подходы Рис. 1. Карта-схема расположения дефектов формы и листов днища резервуара РВС-4000 м3 люк-лаз овальный

хлопун

хлопун люк-лаз 530

Рис. 2. Изображение напряженного состояния листов днища РВС в программном комплексе ANSYS

0 .130E-10 .389E-10 .648E-10 .907E-10 .117E-9 .259E-10 .518E-10 .778E-10 .104E-9

Рис. 3. Профиль хлопуна Высота хлопуна, м 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0 0 0,3 0,9 1,5 2,1 2,7 3,0 3,6 4,2 4,8 5,4 6,14 Радиус резервуара, м

вает обязательный демонтаж защитного изоляционного покрытия независимо от его состояния. Поэтому в настоящее время применение УЗК предполагает не сплошное обследование, а контроль в дискретных точках. При этом велика вероятность пропуска дефектов, в особенности коррозионных повреждений днища, расположенных со стороны гидрофобного слоя. Опыт диагностического обследования днищ резервуаров показывает, что не менее 30% РВС подвержены возникновению указанных дефектов, которые при традиционном подходе к осуществлению контроля не могут быть выявлены. Результаты сравнительного анализа возможностей различных технологий, используемых при диагностическом обследовании днищ РВС, приведены в таблице 1.

610

Техническое диагностирование резервуара, как элемент системы регламентированных работ для поддержания резервуара в работоспособном состоянии, проводится с целью оценки технического состояния резервуара. В работе рассмотрен РВС вместимостью 4000 м3, предназначенный для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов при рабочем давлении – налив. Резервуар установлен на фундаменте, имеет вертикальную стенку, образованную из 11 поясов, цилиндрической формы, днище и коническую кровлю. Резервуар смонтирован из рулонированных конструкций. Все сварные соединения – стыковые, выполнены автоматической электродуговой сваркой. Монтажный сварной шов днища – нахлесточный, выполнен ручной электродуговой сваркой. Форма сварных швов: ширина сварного шва – 12–14 мм, высота сварного шва – 2,0–2,5 мм, чешуйчатость поверхности металла сварных швов – до 0,2 мм. Днище резервуара выполнено из стали 09Г2С, толщина рядовых листов – 5 мм, окрайки – 8 мм. Высота взлива хранимых нефтепродуктов – 10 500 мм. Период эксплуатации резервуара – 5 лет, количество циклов нагружения в среднем составляет 12 повторений в год. При плановом мониторинге недопустимых дефектов сварных соединений не обнаружено, сварные швы удовлетворяют ГОСТ 8713-79, ГОСТ 5264-80, СНиП Ш-1875, но на поверхности днища обнаружены следующие дефекты (рис. 1): хлопуны, размером 2 5002 500 мм, площадью 6,3 м2 и высотой до 50 мм. Согласно практическим данным наиболее распространенными источниками аварий резервуаров являются концентраторы напряжений в сочетании с низким качеством стали и неблагоприятными воздействиями: низкой температурой, коррозионным износом, непроектным вакуумом, неравномерной осадкой основания и т.д. Среди концентраторов напряжений локальные несовершенства формы – вмятины, выпучины и хлопуны – можно выделить в отдельную группу. Анализ результатов технических освидетельствований показывает, что около половины обследуемых резервуаров имеют вмятины и хлопуны, приблизительно пятая часть которых не удовлетворяет действующим нормам. Для определения в днище РВС напряжений, превышающих допустимые, и установления диапазона изменения численных характеристик процессов, влияющих на деформацию, проводится расчет напряжений (на прочность), воз-

никающих в РВС, с помощью программного продукта ANSYS применительно к эксплуатации РВС [6–7]. На рисунке 2 показан результат расчета действия касательных сил на днище РВС, полученный с помощью программы ANSYS, а на рисунке 3 показана интерпретация данного результата в графическом виде. Волнистость днища возрастает в зависимости от наличия концентраторов напряжения в металле днища, температурного режима эксплуатации резервуара, что приводит к интенсивной коррозии днища, особенно в местах скопления отстоявшейся воды. Степень поражения днища коррозией в большинстве случаев остается невыявленной из-за трудности опорожнения и очистки резервуаров, и становится известной только после прорыва днища. Полученные и представленные на рисунках 2 и 3 результаты позволяют сделать следующие выводы: ■ изменение значений напряжений, возникающих при выпучивании днища, может достигать величин, близких к пределу текучести стали, что снижает уровень надежности РВС; ■ изменение условий взаимодействия днища с кровлей усложняют процессы деформации, что вызывает необходимость более детального исследования напряженно-деформированного состояния днища РВС с учетом различных физикомеханических свойств кровли. Литература 1. РД 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

2. Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (утверждены приказом Ростехнадзора от 26 декабря 2012 года № 780).

3. ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения.

4. Нехаев Г.А. Проектирование и расчет стальных цилиндрических резервуаров и газгольдеров низкого давления: учебное пособие. – Издательство АСВ, 2000 г. – 213 с.

5. Ванаков Д.В. Магнитооптическая диагностика и техническое обслуживание резервуаров // Международный научный журнал. – 2008. – №2 – С. 46 – (http ://tis-j ournal).

6. Басов К.А. ANSYS в примерах и задачах / Под общ. ред. Д.Г. Красковского. – М.: КомпьютерПресс, 2002. – 224 с.: ил.

7. Чигарев А.В., Кравчук А.С., Смалюк А.Ф.

ANSYS для инженеров: Справ. пособие. – М.: Машиностроение-1, 2004. – 512 с.

Информационно-консультативное издание по промышленной и экологической безопасности

Реклама