4) цифровой выход (рисунок 2.5, е) - для использования контроллера (в ПМП встраивается контроллер, который может передавать на вторичный прибор дополнительную информацию: тест-код самоконтроля, № резервуара). Датчики уровня с данным выходом соединяются параллельно на одну 3-х проводную линию связи. Протокол связи закрытый.

Все выходы, имеющие два состояния, являются «сухими», т.е. не требующим дополнительного питания.

Контролируемая среда: светлые нефтепродукты, ГСМ, нефть, СУГ, загрязненная вода, авиационное топливо, пищевые продукты.

Поплавковый магнитный переключатель ПМП-108 является регулируемым датчиком нижнего аварийного уровня. Общий вид датчика и его конструкция показаны на рисунке 2.6. Конструкция датчика состоит из стального корпуса 1 с гальваническим и лакокрасочным (эпоксидным) покрытиями, обеспечивающими герметичность и взрывозащищенность электрических цепей; кабельного ввода 2 с резиновым маслобензостойким уплотнением кабелей диаметром 5 - 10 мм; винтовых клеммных зажимов 3, предназначенных для соединения одно-многожильных медных проводов, сечением от 0,35 до 1,5 мм²; фланца 4 для крепления ПМП к резервуару; зонтика 5, который обеспечивает сток воды, конденсируемой на верхней стенке резервуара, предотвращает обледенение ПМП и примерзание поплавка; съемного стопорного кольца 6, ограничивающего ход поплавка (поплавков); поплавка 7 с магнитом и направляющей трубы 8, в качестве которой используется труба с маркировкой 12Х18Н10Т диаметром 18 мм.

Рисунок 2.6 - Общий вид и конструкция ПМП-108

Размер поплавка (диаметр 48 мм, высота 50 мм) позволяет устанавливать ПМП в патрубок Ду50 мм. Поплавок изготовлен из материала, препятствующего воздействию агрессивной среды, и выдерживает давление до 25 МПа.

Давление среды (избыточное):

1) 10 МПа (обычное исполнение);

2) 16 МПа (для установок переработки нефти);

3) 25 МПа (для контроля уровня сжиженных углеводородных газов (СУГ).

Диапазон измерения уровня датчика находится в пределах 50 - 6000 мм. В данном проекте датчик настроен на срабатывание при достижении продуктом уровня на отметке 1400 мм. Прибор выполнен в климатическом исполнении УТ и М по ГОСТ 15150 со стандартным (для данных датчиков) видом взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» - маркировка 1ЕхdIIBT3 и «искробезопасная цепь» маркировка 0ЕхiaIIBT6 (в комплекте с сигнализатором МС-3).

Степень защиты датчика IP66 по ГОСТ 14254. Диапазон рабочих температур от минус 50 до +60 С. Срок службы датчика 15 лет [21].

2.3.3 «ПМП-022» - датчик уровня для резервуара с понтоном

Переключатель магнитный поплавковый типа ПМП-022 предназначен для контроля верхнего аварийного уровня наполнения резервуара, имеющего на поверхности зеркала продукта понтон.

Конструкция ПМП-022 состоит из герметичного корпуса с клеммными зажимами, направляющей трубы, на которой закреплена пружина, находящаяся в сжатом состоянии под весом груза, закрепленного на тросе. Трос выполнен из проволоки марки 12Х18Н10Т диаметром 2 мм. На пружине закреплен магнит. Внутри направляющей трубы находится магниточувствительный контакт (геркон). Конструкция и общий вид датчика показан на рисунке 2.7.

Принцип действия: при достижении понтона уровня подвешенного груза, последний приподнимается, разжимая пружину, магнит перемещается вверх и переключает геркон. Размер контрольного уровня регулируется при монтаже длиной троса.

Коммутируемые напряжения (тип выхода):

исполнение с «сухими» контактами геркона, предназначенное для коммутации транзисторных схем;

«24 В» - открытый коллектор транзистора (коммутация реле постоянного тока, U до 60 В);

«24 В, 50 Гц» - симистор (коммутация реле и ламп накаливания переменного тока, U до 42 В);

«220 В, 50 Гц» - симистор (коммутация реле и ламп накаливания переменного тока, U до 250 В) [22].

Рисунок 2.7 - Конструкция и общий вид датчика ПМП-022

3. Безопасность и экологичность проекта

В резервуарном парке НПС «Черкассы - 1» имеется три резервуара РВС-5000 и два резервуара РВСП-5000. В соответствии с технологической частью проекта в 2004 году планируется закончить реконструкцию и техническое перевооружение резервуара РВС-5000 №4, в результате чего он будет полностью демонтирован. На его месте будет сооружен резервуар РВСП-5000 №4, оборудованный алюминиевым понтоном «Альпон».

Резервуарный парк (РП) является объектом повышенной пожаровзрывоопасности. Поэтому при производстве работ в действующем РП нужно строго соблюдать меры по технике безопасности. Чтобы избежать неблагоприятных последствий, таких как загрязнение окружающей среды, причинение вреда здоровью людей и других неблагоприятных ситуаций.

При сооружение резервуара полистовым способом значительный объем работ составляет сварка и резка металла, а также подъем и перемещение различных грузов с помощью грузоподъемных кранов. Данные виды работ чрезвычайно насыщены опасностями и вредностями в сравнении с другими строительно-монтажными работами.

В данном разделе проекта рассматриваются вопросы техники безопасности, охраны труда, противопожарной безопасности и охраны окружающей среды при производстве вышеперечисленных работ по сооружению резервуара РВСП-5000 №4 НПС «Черкассы - 1» в действующем РП.

3.1 Охрана труда

3.1.1 Организация производства работ

Перед началом выполнения СМР на территории организации, генеральный подрядчик (субподрядчик) и администрация организации, эксплуатирующая (строящая) этот объект, оформляют акт-допуск, в котором отражаются координаты участка, наименование работ, производимых на нем, сроки проведения работ, перечень мероприятий, которые необходимо выполнить до начала производства СМР для обеспечения безопасности производства данных работ [24].

В данном проекте участок производства работ перед началом СМР очищен от мусора, сухой травы и листьев. Места разлива нефти зачищены путем снятия земли до глубины, на 1 - 2 см превышающей глубину проникновения нефти в грунт. Выбранный грунт удален в специально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпали свежим грунтом и песком.

Все работы проводятся в зоне действующего РП, а нефть, являющаяся горючей жидкостью, представляет высокую пожарную опасность. Кроме того, она имеет в своем составе гомологический ряд углеводородов С_nН_n+2 (метан, этан, пропан и т.д.), которые, испаряясь, создают взрывоопасную концентрацию смеси с воздухом, а сернистая нефть, содержащая определенное количество сероводорода, представляет угрозу для жизни и здоровью людей своей высокой токсичностью [23].

Пожаровзрывоопасность нефти характеризуется способностью смеси их паров с воздухом воспламеняться и взрываться. Взрывоопасность характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Пожароопасность нефти определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения которые приводятся в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Взрыво и пожароопасные свойства Кушкульской нефти [2]

Наименова- ние вещества	ПДК, мг/м3	Температура, К	Предел взрываемости, %
		Вспышки	Самовоспламенения	НКПРП	ВКПРП
Нефть	300	265	533	1.1	6.4

Поэтому при производстве СМР в действующем РП необходимо строго соблюдать требования следующих НТД:

- СНиП 21-01-02 «Пожарная безопасность зданий и сооружении»;

- ВППБ 01-05-99 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «Уралсибнефтепровод»;

- ППБ 01-93 (с изм 1998, 1999) «Правила пожарной безопасности в РФ»;

- Инструкции по организации и ведению огневых работ на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «Уралсибнефтепровод»; и других.

Организация строительной площадки, участков работ и рабочих мест обеспечивает безопасность труда работающих на всех этапах выполнения работ. На строительной площадке обозначаются опасные зоны, в пределах которых постоянно действуют или потенциально могут действовать опасные производственные факторы. Запрещается складировать горючие материалы на территории резервуарного парка [25].

Обеспечение технически исправного состояния строительных машин, инструмента, технологической оснастки, средств коллективной защиты работающих осуществляется организациями, на балансе которых они находятся.

Организации, осуществляющие производство работ с применением машин, обеспечивает выполнение требований безопасности этих работ.

На выполнение работ в зонах действия опасных производственных факторов, возникновение которых не связано с характером выполняемых работ, выдается наряд-допуск. Наряд-допуск выдается непосредственному руководителю работ (прорабу, мастеру, менеджеру и т.п.) лицом, уполномоченным приказом руководителя организации, на срок, необходимый для выполнения заданного объема работ. При проведении работ подрядными организациями наряд-допуск оформляется руководителем ЛПДС [24].

В случае возникновения в процессе производства работ опасных или вредных производственных факторов, не предусмотренных нарядом-допуском, работы следует прекратить, наряд-допуск аннулировать и возобновить работы только после выдачи нового наряда-допуска.

Лицо, выдавшее наряд-допуск, осуществляет контроль за выполнением предусмотренных в нем мероприятий по обеспечению безопасности производства работ.

Перед началом работ весь производственный персонал проходит обучение и инструктаж по охране труда в соответствии с требованиями ГОСТ 12.0.004-99 «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения» и получает наряд-допуск на ведение работ в охранных зонах действующих трубопроводов НПС, в котором делается запись о проведении инструктажа.

Генеральный подрядчик с участием заказчика и субподрядных организаций разрабатывает и утверждает мероприятия по технике безопасности и производственной санитарии, обязательные для всех организаций, участвующих в строительстве.

К СМР разрешается приступать только при наличии проекта производства работ (ППР), в котором разработаны все мероприятия по обеспечению техники безопасности, производственной санитарии, а также мероприятий по безопасному ведению работ на пожаровзрывоопасном объекте. Этот проект согласовывается со службами техники безопасности строительно-монтажных организаций и эксплуатирующей организации - НПС «Черкассы - 1» [24].

При проведении СМР в охранных зонах действующих коммуникаций безопасность обеспечивается в соответствии с требованиями РД 102-011-89.

При производстве СМР предусматривается такая технологическая последовательность производственных операции, чтобы предыдущая операция не становилась источником производственной опасности при выполнении последующих [26].

В соответствии с технологической частью данного проекта внешняя и внутренняя (1 - 4 пояс, днище и кровля) поверхность резервуара будут обработаны антикоррозионными материалами. При производстве работ по антикоррозионной обработке поверхностей соблюдаются требования ГОСТ 12.3.016-01 «ССБТ. Работы антикоррозионные. Требования безопасности».

Рабочие, руководители, специалисты и служащие должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной зашиты, соответствующими ГОСТ 12.4.011-01 «ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация», согласно Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты. Рабочим должны быть созданы необходимые условия труда, питания, обогрева и отдыха.

3.1.2 Электробезопасность

Электробезопасность на строительной площадке обеспечивается в соответствии с требованиями СНиП 12-03-01 .

При устройстве, эксплуатации и ремонте временных электрических установок и сетей на строительных площадках необходимо соблюдать требования безопасности, предусмотренные ПОТ РМ-016-2001 и РД 153-34.0-03.150-00 «Правила безопасности при эксплуатации электроустановок»

Освещение рабочих мест должно соответствовать ГОСТ 12.1.046-01 «ССБТ. Строительство. Нормы освещения строительных площадок».

Освещение внутри резервуара обеспечивают светильниками напряжением 12 В (типа переносных) с питанием от разделительных трансформаторов. Применение автотрансформаторов внутри резервуара запрещено. Все металлические клемма, электрооборудование и механизмы, которые могут оказаться под напряжением должны быть надежно заземлены.

При производстве сварочных работ необходимо следить за сохранностью изоляции сварочного кабеля и обеспечить необходимую вентиляцию.

3.1.3 Охрана труда при сварочных и огневых работах

Одной из наиболее ответственных и опасных работ, как уже отмечалось выше, при сооружении резервуаров для нефти и нефтепродуктов в действующем РП является производство сварочных и других огневых работ.

В соответствии с технологической частью данного проекта электросварочные работы по монтажу металлоконструкции резервуара РВСП-5000 выполняются ручной электродуговой сваркой с помощью сварочного агрегата типа АДД-305.

Характеристики сварочного агрегата АДД-305 [27]:

1) число постов 1;

2) двигатель Д-37 Е;

3) мощность, кВт 29,4;

4) тип генератора ГД-310;

5) номинальный сварочный ток, А 315;

6) пределы регулирования сварочного тока, А 60 - 350.

Генератор ГД-310 является однопостовым четырехполюсным коллекторным генератором постоянного тока с самовозбуждением и последовательной размагничивающей обмоткой [27].

Сварка и контроль качества сварных соединений резервуарных конструкций должны выполняться по указаниям ППР, рабочего проекта, ПБ 03-605-03 «Правила устройства, вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» и соответствующих нормативно-технических документов.

Руководство сварочными работами и работами по контролю качества сварных соединений должно возлагаться на специалиста, имеющего специальное образование и прошедшего аттестацию на знание ПБ 03-605-03 и «Правил аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства» Госгортехнадзора России.

К электросварочным работам допускаются квалифицированные электросварщики не моложе 18 лет, которые прошли медицинское освидетельствование и аттестованы в соответствии с действующими Правилами аттестации, утвержденными Госгортехнадзором РФ, имеющими соответствующее удостоверение и на основании результатов испытания контрольных сварных образцов, выполненных каждым сварщиком.

Каждый рабочий может быть допущен к работе только после того, как прошел:

- вводный (общий) инструктаж по охране труда;

- инструктаж по технике безопасности непосредственно на рабочем месте, который необходимо проводить:

1) периодически, не реже одного раза в квартал;

2) при каждом изменении условий работы;

3) при совмещении профессий;

4) в случаях нарушения правил инструкций по технике безопасности для данного вида работ.

При электросварочных работах сварщики снабжаются спецодеждой, комбинезоном из плотной материи или брезентовой курткой и брюками, причем карманы у куртки закрываются клапанами. Заправлять куртку в брюки запрещается.

Брюки должны быть длинными, закрывающими ботинки, носить их нужно на выпуск. Спецодежда пропитывается огнеупорной пропиткой. Обувь необходимо плотно зашнуровать. чтобы в ботинки не попали брызги. Голову необходимо покрывать головным убором без козырька.

Наибольшую опасность для глаз представляют ультрафиолетовые лучи длинами волн ниже 320 ммк и инфракрасные лучи 150-700 мм, интенсивное и длительное воздействие которых может вызвать помутнение хрусталика глаза. Помимо острых заболеваний возможны и хронические профессиональные глазные заболевания. Для защиты глаз от ослепительного света и интенсивного ультрафиолетового и инфракрасного излучения служат светофильтры. Они применяются в очках, щитках, масках, без которых электросварочные работы запрещаются.

При монтаже листов поясов резервуара, расположенных выше 1,3 м от уровня земли или сплошного перекрытия, рабочие места оборудуются ограждениями в соответствии с ГОСТ 12.4.059 - 89 высотой не менее 1,1 м, состоящими из поручня, одного промежуточного элемента и бортовой доски шириной не менее 0,15 м. При производстве сварочных работ на высоте более 5 м должны устраиваться леса (площадки) из несгораемых (трудносгораемых) материалов в соответствии с требованиями ГОСТ 26887-86, ГОСТ 27321-87, ГОСТ 24258-88.

При отсутствии лесов (площадок) электросварщики должны пользоваться предохранительными поясами и огнестойкими страховочными фалами с карабинами. Рабочие должны пользоваться специальными сумками для инструмента и сбора огарков электродов.

К сварочным работам на высоте допускаются работающие, прошедшие специальное медицинское освидетельствование, имеющие стаж верхолазных работ не менее одного года и разряд сварщика не ниже III.

3.1.4 Техника безопасности при дефектоскопии и контроле качества сварных соединений

При проведении данных работ согласно технологической части использовались следующие методы и приборы:

- ультразвуковая дефектоскопия УИУ «Скаруч»;

- рентгенография «Пион» 2М;

и другие.

Из применяемых видов контроля особую опасность представляют рентгеновское и гамма-излучение. Они могут привести к общим нарушениям деятельности всего организма и к заболеваниям различной степени в зависимости от дозы облучения.

Экспериментально установлена предельно допустимая доза, которая не вызывает необратимых изменений в организме человека даже при продолжительном воздействии. Эта доза равна 0,44х10^-4 кул/кг или 0,017 рентгена за 6-ти часовой день [27].

При просвечивании рентгеновскими аппаратами или гамма-дефектоскопами ограждают зону, в пределах которой уровень радиации превышает допускаемую величину, и на границах зоны вывешивают плакаты или знаки, предупреждающие об опасности.

Для защиты от облучения проводят следующие мероприятия: введение промежуточной среды между препаратом и персоналом, т.е. радиоактивные источники устанавливают в специальные контейнеры, а рентгеновские трубки помещают в защитные кожухи, изготовленные из свинца, баритобетона, бетона, свинцовогостекла и др.; сокращение продолжительности работы и дистанционное управление аппаратом.

Для контроля степени облучения на рабочем месте применяют карманные дозиметры. Кроме этого персонал проходит медицинское обследование [27].

При проведении работ по просвечиванию сварных соединений, кроме требований главы СНиП по технике безопасности в строительстве, необходимо выполнять требования ГН 2.6.1.758-99 "Норм радиационной безопасности" (НРБ-99), «Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений» (ОСП-72/87 № 2120-80, М.:Энергоиздат, 1988), «Правил безопасности при транспортировании радиоактивных веществ» (ПБТРВ-73, М.:Атомиздат, 1974), а также «Санитарных правил проведения работ по гамма-дефектоскопии на предприятиях и в организациях Минмонтажспецстроя СССР» (М.:ЦБНТИ, 1982).

3.1.5 Техника безопасности при производстве работ самоходным краном

Согласно технологической части данного проекта при производстве СМР используются автомобильные краны КС-35715-1 и КС-4576 грузоподъемностью 15 и 20 т соответственно.

Согласно [28] краны до начала производства ими работ проходят регистрацию в органах Госгортехнадзора, а объекты , где эксплуатируются краны, регистрируются в государственном реестре опасных производственных объектов, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 24.11.98 № 1371*.

Разрешение на пуск крана в работу после его регистрации выдается инспектором Госгортехнадзора на основании результатов полного технического освидетельствования, проведенного владельцем крана. При этом проверяются состояние крана (кранового пути), а также организация надзора за кранами (крановыми путями) и их обслуживания. О предстоящем пуске крана в работу владелец уведомляет органы Госгортехнадзора (инспектора) не менее чем за 10 дней.

Краны в течение нормативного срока службы подвергаются периодическому техническому освидетельствованию:

а) частичному -- не реже одного раза в 12 мес.;

б) полному -- не реже одного раза в 3 года, за исключением редко используемых кранов.

Подъем и перемещение груза производится в присутствии и под руководством лица, ответственного за безопасное производство работ кранами.

Работа крана прекращается при скорости ветра, превышающей допустимую для данного крана, при снегопаде, дожде или тумане и в других случаях, когда крановщик плохо различает сигналы стропальщика или перемещаемый груз.

Границей опасной зоны (кроме случаев подъема крупногабаритного вертикального оборудования и строительных конструкций при строповке за две и более петель) является окружность, радиус которой равен расстоянию от оси вращения поворотной части крана до точки соприкосновения опущенной стрелы или жесткого гуська c основанием (рисунок 3.1, а).

При работе крана c башенно-стреловым оборудованием опасную зону (рисунок 3.1, б) определяют как сумму значений наибольшего вылета маневрового гуська и горизонтальных колебаний груза, вызванных упругой податливостью рабочего оборудования.

При подъеме строительных конструкций, подвешенных за две и более петель, радиус окружности, являющейся границей опасной зовы, определяют исходя из предположения, что у поднимаемой конструкции оторвалась петля и конструкция упала (см. рисунок 3.1, в), по формуле:

где r - радиус вращения стрелы в горизонтальной плоскости;

R - радиус опасной зоны;

h - расстояние от земли до поднятой конструкции (рекомендуется принимать наибольшую высоту подъема груза);

l - длина стропа;

d - расстояние от центра тяжести груза до его края (по большей стороне);

- угол между стропом и вертикалью.

Граница опасной зоны при работе в стесненных условиях, вызванных, в частности, демонтажем и монтажом оборудования при реконструкции предприятий и т.п., средства для ограждения монтажной зоны и их размещение, а также зоны перемещения ходовой части крана и поворота поворотной платформы должны быть отражены в выкопировке из ППР или технологической карты.

К строповке грузов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, соответствующее обучение и проверку знаний с получением удостоверения стропальщика.

Рисунок 3.1 - Схема к определению границ опасной зоны

а - кран со стреловым оборудованием при строповке за одну петлю; б - то же с башенно-стреловым оборудованием; в - строповка груза за две и более петель;

1 - стрела; 2 - груз; 3 - башня; 4 - маневровый гусек; 5 - строповочная петля; 6 - положение груза после падения

Стропальщик перед строповкой груза, подлежащего перемещению грузоподъемным краном, обязан проверить его массу по списку груза или маркировке на грузе. Не допускается строповка груза, если его масса превышает грузоподъемность крана. В случае, если стропальщик самостоятельно не может определить массу груза, он обязан обратиться к лицу, ответственному за безопасное производство работ по перемещению грузов краном.

Строповка или обвязка грузов осуществляется в соответствии со схемами строповки. Строповку грузов, на которые отсутствуют схемы строповки, выполняются под руководством лица, ответственного за безопасное производство работ краном.

При строповке грузов не допускается:

а) связывать разорванные канаты;

б) осуществлять строповку изделий с поврежденными монтажными петлями;

в) забивать грузоподъемный крюк стропа в монтажные петли изделий;

г) поправлять ветви стропов в зеве грузозахватного крюка ударами молотка или других предметов.

При перемещении груза краном стропальщику, а также другим людям запрещается:

а) находиться на грузе;

б) находиться под грузом или стрелой крана;

в) осуществлять оттяжку поднятого груза;

г) нагружать и разгружать транспортные средства при нахождении в кабине людей.

При замеченных нарушениях стропальщик обязан дать сигнал для опускания груза в исходное положение.

3.1.5.1 Нормы браковки канатов грузоподъемных кранов

Браковка канатов грузоподъемных кранов, находящихся в эксплуатации, производиться в соответствии с руководством по эксплуатации крана. При отсутствии в руководстве по эксплуатации соответствующего раздела браковка производится согласно рекомендациям ПБ 10-382-01. При уменьшении диаметра каната в результате поверхностного износа (рисунок 3.2) или коррозии (рисунок 3.3) на 7% и более по сравнению с номинальным диаметром канат подлежит браковке даже при отсутствии видимых обрывов проволок.

а - небольшие лыски на проволоках; б - увеличенная длина лысок на отдельных проволоках; в - удлинение лысок в отдельных проволоках при заметном уменьшении диаметра проволок; г - лыски на всех проволоках, уменьшение диаметра каната; д - интенсивный износ всех наружных проволок каната (уменьшение диаметра проволок на 40%) Рисунок 3.2 - Износ наружных проволок каната крестовой свивки	а -- начальное окисление поверхности; б -- общее окисление поверхности; в -- заметное окисление; г -- сильное окисление; д -- интенсивная коррозия Рисунок 3.3 - Поверхностная коррозия проволок каната крестовой свивки

При уменьшении диаметра каната в результате повреждения сердечника -- внутреннего износа, обмятия, разрыва и т.п. (на 3% от номинального диаметра у некрутящихся канатов и на 10% у остальных канатов) канат подлежит браковке даже при отсутствии видимых обрывов проволок (рисунок 3.4).



Рисунок 3.4 - Местное уменьшение диаметра каната на месте разрушения органического сердечника

При наличии у каната поверхностного износа или коррозии проволок число обрывов как признак браковки должно быть уменьшено в соответствии с данными таблицы 3.2.

При уменьшении первоначального диаметра наружных проволок в результате износа (см. рисунок 3.2, д) или коррозии (см. рисунок 3.3, д) на 40% и более канат бракуется.

Определение износа или коррозии проволок по диаметру производится с помощью микрометра или иного инструмента, обеспечивающего аналогичную точность.

Таблица 3.2 - Нормы браковки каната в зависимости от поверхностного износа или коррозии [28]

Уменьшение диаметра проволок в результате поверхностного износа или коррозии, %	Количество обрывов проволок, % от норм
10	85
15	75
20	70
25	60
30 и более	50

Для оценки состояния внутренних проволок канат необходимо подвергать дефектоскопии по всей его длине. При регистрации при помощи дефектоскопа потери сечения металла проволок, достигшей 17,5% и более, канат бракуется. При обнаружении в канате одной или нескольких оборванных прядей канат к дальнейшей работе не допускается.

Канаты не должны допускаться к дальнейшей работе при обнаружении: корзинообразной деформации (рисунок 3.5); выдавливания сердечника (рисунок 3.6); выдавливания или расслоения прядей (рисунок 3.7); местного увеличения диаметра каната (рисунок 3.8, а); местного уменьшения диаметра каната (см. рисунок 3.4); раздавленных участков (рисунок 3.8, б); перекручивании (рисунок 3.9, а); заломов (рисунок 3.9, б); перегибов (рисунок 3.9, в); повреждений в результате температурных воздействий или электрического дугового разряда.

Рисунок 3.5 - Корзинообразная Рисунок 3.6 - Выдавливание деформация сердечника

Рисунок 3.7 - Выдавливание Рисунок 3.8 - Диаметральные проволок прядей деформации каната

а - в одной пряди; а - местное увеличение диаметра;

б - в нескольких прядях б - раздавливание каната

Рисунок 3.9 - Местные деформации каната

а - перекручивание каната; б - залом каната; в - перегиб каната

3.1.6 Меры безопасности при гидравлическом испытании

После завершения СМР и проведения контроля качества всех сварных соединении неразрушающими методами контроля проводят гидравлическое испытание резервуара согласно ПБ 03-605-03.

До начала испытаний назначается ответственное лицо - руководитель испытаний, который осуществляет контроль и несет ответственность за организацию и соблюдение мероприятий по обеспечению техники безопасности во время испытания, а все работники, принимающие участие в испытание, должны обязательно пройти инструктаж по безопасным методам ведения работ непосредственно на местах их выполнения с соответствующим письменным оформлением. На все время испытаний устанавливается обозначенная предупредительными знаками граница опасной зоны с радиусом не менее двух диаметров резервуара (46 м), внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием.

Испытание проводится наливом воды в резервуар на максимально допустимый уровень взлива 10,7 м, а также созданием избыточного давления и вакуума в свободном пространстве.

Подробнее технология испытания описывалась в технологической части.

Все контрольно-измерительные приборы, задвижки и вентили временных трубопроводов для проведения испытаний располагаются за пределами обвалования на расстоянии не менее двух диаметров резервуара и сконцентрированы в одном месте под навесом.

Для обеспечения безопасного ведения работ в период гидравлических испытаний в процессе наполнения или опорожнения резервуара водой, а также при перерывах в испытаниях (ночное время, время контрольной выдержки и т.п.) открывают смотровой и замерный люки на крыше.

Во время повышения давления или вакуума допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее, чем через 10 мин. после достижения установленных испытательных нагрузок. Для предотвращения превышения испытательной нагрузки при избыточном давлении и вакууме должны быть предусмотрены специальные гидрозатворы, соединенные с резервуаром трубопроводами расчетного сечения.

3.1.7 Противопожарная безопасность

Пожарная безопасность на строительной площадке, участках работ и рабочих местах на территории действующей НПС должна обеспечиваться в соответствии с требованиями «Правил пожарной безопасности в Российской Федерации» (ППБ 01-99), ГОСТ 12.1.004-99 «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования», ВППБ 01-05-99 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «Уралсибнефтепровод», РД 13-78-94 «Правила безопасности при перевозке взрывчатых материалов автомобильным транспортом» Госгортехнадзор и инструкцией по организации и ведению огневых работ на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «Уралсибнефтепровод».

Эксплуатирующая организация - ЛПДС «Черкассы» уточняет и обозначает в границах всей зоны производства работ все действующие подземные коммуникации и обеспечивает контроль загазованности в зоне производства работ.

Эксплуатирующая организация перед началом производства работ назначает приказом ответственного представителя для осуществления надзора за соблюдением мер по сохранности действующих коммуникаций, расположенных в зоне производства работ, и контролю за выполнением подрядной организацией требований пожарной безопасности и взрывобезопасности. Подрядная организация перед началом работ назначает приказом ответственного исполнителя за проведение огневых и СМР на объекте.

Огневые работы в действующем РП проводятся по ППР и по наряду-допуску. В наряде-допуске отражены основные меры безопасности, состав бригады, а также их подписи о прохождении инструктажа по пожарной безопасности, и подписи сменного персонала ЛПДС (оператора товарного, дежурного прибориста, дежурного электрика) об ознакомлении с мероприятиями, указанными в наряде-допуске. В наряде-допуске руководителем ЛПДС назначается лицо, ответственное за подготовку к огневым работам, и лицо, ответственное за проведение огневых работ.

Огневые работы в действующем РП проводятся в светлое (дневное) время суток (за исключением аварийных случаев).

Подрядные организации, выполняющие СМР, в том числе и огневые работы в резервуарных парках, должны иметь лицензию на проведение таких работ.

До начала проведения сварочных и огневых работ на очищенной и подготовленной к огневым работам строительной площадке проводятся следующие работы:

- канализационные колодцы в каре сооружаемого и соседних резервуаров закрывают крышками и засыпают песком слоем не менее 10 см;

- место проведения огневых работ очищают от горючих веществ и материалов в радиусе не менее 15 м;

- места сварки для предупреждения разлета искр ограждают переносными асбестовыми, металлическими или другими несгораемыми щитами размером 1х2 м;

- проводится анализ газовоздушной среды в зоне производства работ, концентрация паров нефти не должна превышать ПДК по санитарным нормам (300 мг/м³).

Все механизмы с двигателями внутреннего сгорания оснащаются искрогасителями. Электросварочное и другое оборудование заземляется.

При выполнении огневых СМР минимальное расстояние от места производства работ до ближайших действующих вертикальных наземных стальных резервуаров при наполнении (откачки) их нефтью должно быть не менее 24 м при скорости наполнения до 700 м³/ч.

При существующем расположении технологические операции (прием-откачка) с действующим резервуаром РВС-5000 №3, расположенным на расстоянии менее 24 м от сооружаемого резервуара РВСП-5000 №4 в дневное время должны быть прекращены. Ограничений на технологическое использование резервуаров РВС-5000 №№1, 2, 5 и 6 нет.

Резервуар РВС-5000 №4, подготовленный к проведению работ по демонтажу, опорожняется, отключается от трубопроводов, очищается, дегазируется и проветривается. Из трубопроводов системы размыва донных отложении, находящихся в резервуаре, нефть удаляется, что фиксируется отдельным актом.

Во время проведения огневых работ через каждый час, а также после перерывов проводится контроль за состоянием воздушной среды в зоне где производятся огневые работы с помощью прибора АНТ 2М.

На время выполнения огневых работ в действующем РП за обвалованием сооружаемого резервуара устанавливается пожарный пост из работников пожарной охраны объекта или членов добровольной пожарной дружины (ДПД) со следующими средствами пожаротушения:

- пожарной автоцистерной (с объемом цистерны не менее 2000 л), заполненной 5 - 6 % - ным раствором пенообразователя, установленной на водоисточнике (гидранте, водоеме);

- войлочным или асбестовым полотном размером 2,0х1,5 м - 10 шт.;

- огнетушителями порошковыми ОП - 10, пенными (ОВП - 10 или ОХВП - 10) или углекислотными ОУ - 8-10 шт.;

- лопатами, ломами, топорами - по 5 шт.;

- ведрами - 10 шт.

При проведении на резервуаре огневых работ электросварочные агрегаты устанавливаются с наружной стороны обвалования (по возможности с наветренной стороны) на расстоянии не менее 20 м от резервуаров с нефтью.

при проведении огневых работ на резервуарах с применением строительных лесов и подмостей все деревянные конструкции защищаются от попадания искр листами железа или асбеста.

При смене электродов в процессе сварки их остатки (огарки) складируют в специальный металлический ящик, установленный у места сварочных работ.

Баллоны с горючими газами при их хранении, перевозке и эксплуатации защищают от солнечных лучей и других источников тепла.

Шланги для газовой резки и сварки предохраняются от попадания искр, воздействия высоких температур, ударов и других повреждений. При укладке не допускаются их перекручивание, сплющивание и перегибание.

При проведении газорезки и газосварочных работ запрещается:

- отогревать замерзшие трубопроводы, вентили, редукторы и другие детали газосварочного оборудования открытым огнем;

- допускать соприкосновения кислородных баллонов редукторов и другого газосварочного оборудования с различными маслами, промасленной одеждой и ветошью;

- производить продувку шланга для горючих газов кислородом и кислородного шланга - горючими газами, а также взаимозаменять шланги во время работы;

- пользоваться шлангами со следами масел, жиров, а также присоединять к шлангам тройники, вилки для питания нескольких горелок;

- пользоваться одеждой и рукавицами со следами масел, жиров и других нефтепродуктов.

При перерывах в работе, а также в конце рабочей смены сварочный аппарат отключается от электросети, шланги отсоединяются от баллонов, ацетиленовых генераторов и освобождаются от горючих газов и жидкостей, аппаратуру и оборудование убирают на специально отведенное место.

По окончании огневых работ место их проведения тщательно проверяется и очищается от огарков, окалины и других горючих материалов и веществ.

Персонал, выполняющий огневые работы, выводится с места работ, а наряд-допуск закрывается.

Ответственный за проведение огневых работ обеспечивает наблюдение в течение 3 часов после завершения огневых работ за местом, где проводились огневые работы.

3.2 Расчет системы пожаротушения резервуара

Как показывает практика эксплуатации резервуарных парков даже при нормальной и безопасной эксплуатации РП в нем случаются пожары. Причины возникновения пожара в резервуарных парках обусловлены, как правило, образованием взрывоопасных концентраций паров углеводородов в самом резервуаре или обваловании, и активизацией источника воспламенения (инициирования) взрывоопасной смеси. Источники инициирования взрывоопасных смесей на отечественных объектах хранения нефти и нефтепродуктов приводятся в таблице 3.3.

По данным ЦНИИПСК частота возникновения пожаров резервуаров с понтоном на объектах хранения нефти и нефтепродуктов в расчете на один резервуар в течение года, определенная на основе анализа около 250 пожаров за период с 1970 по 1990 гг., происшедших в нефтебазовом хозяйстве бывшего СССР, составляет 1,95х10^-4 1/год [15].

Таблица 3.3 Источники инициирования взрывоопасных смесей в резервуарных парках

Источник	Распределение, %
источники зажигания при подготовке и проведении ремонтных работ на резервуарах	23,5
атмосферное электричество	9,2
статическое электричество	9,7
неисправность электрооборудования	11,7
другие источники (поджог, самовозгорание, фрикционные искры, открытое пламя и т.д.)	45,9

Как отмечалось в технологической части проекта после реконструкции и технического перевооружения резервуар РВСП-5000 №4 будет оснащен комбинированной системой автоматического пенного пожаротушения (КСАППТ), которая включает в себя систему подслойного пенного пожаротушения, систему подачи пены в верхний пояс резервуара, в область уплотняющего затвора понтона, и внешнее водяное орошение резервуара. Необходимость установки системы подачи пены в верхний пояс резервуара, вызвана оборудованием данного резервуара понтоном. Подробнее устройство и технология пожаротушения описывается в технологической части данного проекта. Расчет средств пожаротушения представлен в таблицах 3.4 и 3.5.

Таблица 3.4 - Расчетная таблица охлаждения резервуара

Таблица 3.5 - Расчетная таблица средств КСАППТ

3.3 Экологичность проекта

В нефтепроводном транспорте основным ущербом наносимым окружающей среде при нормальной эксплуатации РП является испарение и последующий выброс паров углеводородов в атмосферу, осуществляемый через дыхательную арматуру резервуара.

В результате проведенной полной технической диагностики резервуара РВС-5000 №4 НПС «Черкассы - 1» были сделаны выводы о том, что безопасная эксплуатация данного объекта более невозможна, так как металлоконструкции резервуара имеют значительное количество дефектов, в том числе и сквозные. Таким образом резервуар при дальнейшей эксплуатации мог стать причиной аварий, а вследствие чего и резкого ухудшения экологической обстановки на предприятии.

Поэтому было принято решение о полном демонтаже данного резервуара и сооружение на его основании нового резервуара.

Как отмечалось выше сооружаемый резервуар РВСП-5000 №4 будет оснащен понтоном «Альпон». Оборудование резервуара понтоном является одним из наиболее эффективных и доступных на сегодняшний день мероприятии, направленных на сокращение потерь нефти от испарения. Понтон находясь в прямом контакте с зеркалом нефти в резервуаре практически на всей поверхности сводит величину потерь от испарения к нулю.

Из проведенных в технологической части проекта расчетов видно, что после оборудования сооружаемого резервуара понтоном выбросы углеводородов в атмосферу из данного резервуара сократятся в 14,32 1/год. Так как ставка платежей за выбросы не компенсирует затраты, направленные на восстановление экологии после причинении ей вреда от попадания углеводородов в атмосферу, то это мероприятия существенно улучшит экологическую обстановку на предприятий и окружающей среде в целом.

4. Экономическая часть проекта

4.1 Анализ производственно-хозяйственной деятельности Черкасского РНУ

Целью анализа производственно-хозяйственной деятельности предприятия является оценка состояния и эффективности использования всех производственных ресурсов, изучение уровня и динамики всех технико-экономических показателей (ТЭП) [29].

Основная задача анализа - выявление резервов для повышения эффективности производства. Основные технико-экономические показатели приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Основные технико-экономические показатели деятельности Черкасского РНУ [30]

Показатели	2002 г.	2003 г.
		плановые	фактические
1	2	3	4
прием нефти, т/год	612500	710000	707780
перекачка нефти, т/год	94688300	115300000	112211400
поставка нефти, т/год	98537000	120500000	119584000
грузооборот, тыс. т·км	22663200	27150200	25669100
эксплутационные потери нефти, т/год	-	-	-
затраты на перекачку нефти, тыс. руб./год	298505	775323	769005
себестоимость, руб./(1000 т·км)	13,17	30,03	29,96
себестоимость, руб./100 т	315,3	672,4	685,3
потребление электроэнергии, всего кВт·ч/год	136800000	275500000	258875300
в том числе на перекачку нефти, кВт•ч/год	135789000	273580000	256758000
фонд заработной платы тыс. руб./год	71886	80467	76843
среднесписочная численность персонала, чел.	797	720	721
Продолжение таблицы 4.1
1	2	3	4
среднемесячная заработная плата, руб.	8810	9500	9414
стоимость основных фондов, тыс. руб.	1379146	1460200	1450154
объем капитального ремонта, тыс. руб./год	58698	351458	360048
объем капитального строительства, тыс. руб./год	127580	128662	128918
объем диагностики, км/год	148	430	412
тарифы на электроэнергию, руб./кВт	0,40	0,380	0,415

4.1.1 Анализ объемов перекачки нефти

Динамика объемов перекачки и грузооборота представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Динамика объемов перекачки и грузооборота

Показатели	Годы
	2002	2003
		абсолютное значение	базисный темп роста ОД, %
объем перекачки, т/год	94688300	112211400	118,5
грузооборот, тыс. т·км	22663200	25669100	113,3

В качестве базисного принимаем 2002 год.

Из приведенных выше данных наблюдается тенденция роста объема перекачки и грузооборота. По сравнению с 2002 годом объем перекачки увеличился на 18,5 % и грузооборот - на 13,3 %.

Определим коэффициент загрузки нефтепровода по следующей формуле:

где Q_ф - фактический годовой объем перекачки, тыс. т;

Q_пр - производительность трубопровода при полной загрузке по проекту, тыс. т.

Q_пр = 246350 тыс. т/год;



Оценка выполнения плана по объему перекачки и грузообороту представлена в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Анализ выполнения плана

Показатели	План на	Фактически за	Выполнение
	2003 год	2003 год	плана Опл, %
объем перекачки, тыс. т/год	115300,0	112211,4	97,32
грузооборот, тыс. т·км	27150200	25669100	94,55

За отчетный год плановые показатели почти равны фактическим, отклонение от плана произошло из-за внепланового ремонта некоторых подводных переходов.

4.1.2 Анализ себестоимости перекачки нефти

Себестоимость служит одним из оценочных показателей характеризующих деятельность предприятия, так как степень использования всех производственных ресурсов оказывает влияния на ее значение.

Под себестоимостью перекачки нефти понимают выражение в денежной форме затраты на перекачку нефти. Отношение этих затрат к объему транспортной продукции характеризует себестоимость единицы транспортируемой продукции.

К числу важнейших задач анализа себестоимости относят изучение структуры себестоимости и определение влияния отдельных статей затрат на ее динамику. Необходимость изучения структуры диктуется тем, что затраты всех видов различны по своей экономической природе, отличаются между собой по размеру, а следовательно и по удельному весу в общей сумме затрат.

Особое внимание при анализе необходимо обратить на расходы, составляющие наибольший удельный вес, а также на те расходы, по которым получены наибольшие отклонения от плана (данные приведены в таблице 4.4).

Таблица 4.4 - Затраты на транспортировку нефти за 2002 - 2003 год

Статья затрат, тыс. руб.	2002 год	2003 год
	плановые	фактические	плановые	фактические
1	2	3	4	5
1) материальные затраты, всего, в том числе:	13898	13869	19516	19934
- материалы	7330	7506	11061	11048
- топливо	6558	6359	5861	6311
- нефть на собственные нужды	10	4	1331	1314
- газ на собственные нужды	-	-	1263	1261
2) электроэнергия покупная	72100	71716	144909	141241
3) теплоэнергия покупная	748	502	489	480
4) фонд оплаты труда	72500	71886	80467	76843
5) отчисления на социальные нужды	26000	25505	28807	24731
6) амортизация	39170	37481	115175	115152
7) прочие расходы, всего, в том числе:	77598	76966	384957	389904
- услуги связи	3	2	11	11
- услуги авиатранспорта	2259	2259	2395	1928
- услуги вневедомственной охраны	3740	3478	4789	4789
- плата за землю	1002	956	2077	1827
- подготовка кадров	450	418	827	791
- расходы на диагностику	1283	1283	4289	3550
- ремонтный фонд	58698	58698	351458	360048
другие прочие расходы	10163	9872	19111	16960
Продолжение таблицы 4.4
1	2	3	4	5
итого эксплуатационных затрат	302014	297925	774320	768285
налог в составе себестоимости	768	580	1003	720
всего затрат в составе себестоимости	302782	298505	775323	769005

По сравнению с 2002 годом наблюдается резкое увеличение объемов перекачиваемой нефти и себестоимости перекачки, в связи с этим затраты на перекачку также возросли. При утвержденной смете затрат на перекачку нефти в 2003 году в сумме 775323 тыс. р., израсходовано 769005 тыс. р. Экономия составляет 6318 тыс. р. В то же время, при наличии общей экономии затрат, имеется перерасход по статьям:

- топливо - 450 тыс. р., в результате роста цен на ГСМ свыше заложенных в плане и увеличения пробега автотранспорта;

- отчисления в ремонтный фонд - 8590 тыс. р. (перерасход связан с реструктуризацией долгов УРСУ в связи с ликвидацией; увеличением объемов работ по устранению дефектов; с внеплановыми расходами на агентское вознаграждение ЗАО «ЦУП «Стройнефть»);

- прочие - планом не учтены расходы по сопровождению денежных средств в полном объеме по доставке до ЛПДС «Улу-Теляк» и «Кропачево», плата за перевоз тяжелого негабаритного груза, услуги СЭС, ремонт газовых (кислородных) баллонов.

Имеется экономия по статьям:

- электроэнергия покупная - 3668 тыс.р., за счет выполнения комплекса мероприятий, направленных на экономию электроэнергии, таких как: работа одной насосной на ЛПДС «Нурлино» в два нефтепровода НКК + ТОН-II (лупинг), сокращение неритмичности работы МНП, очистка нефтепроводов от парафинистых отложений;

- ФОТ, отчисления на социальные нужды - 3624 тыс. р. и 4076 тыс. р. соответственно, заработная плата начисляется и выплачивается в пределах ежемесячно устанавливаемых лимитах, с учетом премирования;

- услуги авиатранспорта - 467 тыс. р. - расходы отражены по фактическим часам налета на сумму 1928 тыс. р.;

- плата за землю - 250 тыс. р., в результате сдачи земель постоянного пользования;

- подготовка кадров - 36 тыс. р.;

и др. статьям.

Определим себестоимость единицы грузооборота и 100 т нефти за 2003 год по следующим формулам:

р./(100 т·км);

р./100 т,

где G - грузооборот предприятия за 2003 год, т•км.

На предприятии имеют место три вида издержек: переменные, постоянные и смешанные, которые сведены в таблицу 4.5.

Таблица 4.5 - Формирование переменных и постоянных затрат по Черкасскому РНУ

Наименование статей затрат	за 2003 год, тыс. руб.
	Общие	Переменные	Постоянные
1	2	3	4
1) материальные затраты, всего, в том числе:	19934	-	19934
- материалы	11048	-	11048
- топливо	6311	-	6311
- нефть на собственные нужды	1314		1314
- газ на собственные нужды	1261		1261
2) электроэнергия покупная	141241	141241
Продолжение таблицы 4.5
1	2	3	4
3) теплоэнергия покупная	480		480
4) затраты на оплату труда	76843	-	76843
5) отчисления на социальные нужды	24731	-	24731
6) амортизация	115152	-	115152
7) прочие расходы, всего, в том числе:	389904	36938,8	352965,2
- услуги связи	11	0,55	10,45
- услуги вневедомственной охраны	4789	239,45	4549,55
- плата за землю	1827	91,35	1735,65
- подготовка кадров	791	39,55	751,45
- расходы на диагностику	3550	177,5	3372,5
- отчисления в ремонтный фонд	360048	36004,8	324043,2
- услуги авиатранспорта	1928	385,6	1542,4
- другие прочие расходы	16960	-	16960
итого	768285	178179,8	590105,2
то же, в %	100	23,19	76,81

Определив величины переменных и постоянных затрат, необходимо исследовать характер изменения этих затрат, в зависимости от изменения объемов перекачки. Если система нефтепроводов недозагружена, то необходимо оценить, как изменятся удельные издержки при более полной загрузке. При этом предполагаем, что переменные издержки растут пропорционально объемам транспортировки, а постоянные издержки не изменяются.

Величина новой расчетной удельной себестоимости определяется по следующей формуле:

,

где суммарные расчетные затраты при увеличении загрузки нефтепровода;

F - постоянные затраты;

С_пер - переменные затраты;

Q_р - расчетный объем транспортировки;

,- соответственно новый и старый коэффициенты загрузки.

Определим расчетный объем транспортировки по формуле:

 тыс. т/год;

р./100·т ;

р./100 т.

Снижение себестоимости транспортировки нефти - главное направление увеличения прибыли, и повышения уровня рентабельности предприятия нефтепроводного транспорта.

4.1.3 Анализ использования трудовых ресурсов

Показатель производительности труда в трубопроводном транспорте определяется по формуле:

где Q - годовой объем транспортировки нефти, тыс. т;

Ч - численность промышленно-производственного персонала, чел.

Показатель производительности труда в динамике по Черкасскому РНУ представлен в таблице 4.6.

Для расширенного воспроизводства, получения прибыли и рентабельности нужно, чтобы темпы роста производительности труда опережали темпы роста его оплаты. Если такой принцип не соблюдается, то происходят перерасход фонда заработной платы, повышение себестоимости и соответственно уменьшение суммы прибыли.