В 2007 году был введен в действие ГОСТ Р 9.602-2005 «Сооружения подземные[12]. Общие требования к защите от коррозии», во многом совпадающий с ГОСТ Р 51164 и определяющий требования к наружным защитным покрытиям межпоселковых газопроводов, городских газовых сетей и трубопроводов коммунального назначения.
Необходимо отдельно отметить, что на сегодняшний день национальные стандарты носят в основном рекомендательный характер, их положения учитывают при разработке нормативной документации, но приоритет отдается отраслевым нормам. Именно на основе отраслевых норм (требованиям ОАО «Газпром» - для магистральных газопроводов, требованиям ОАО «АК «Транснефть» - для магистральных нефтепроводов), учитывающих реальные условия строительства и эксплуатации трубопроводов, разрабатываются технические условия на трубы с покрытием, осуществляются работы по заводской изоляции, приемке и испытаниям изолированных труб.

Сложнее ситуация с нормативной документацией по противокоррозионной защите промысловых трубопроводов. Выбор конструкции наружных защитных покрытий и их практическое применение могут проводиться как по стандарту ГОСТ Р 51164, так и по более жесткому стандарту ГОСТ Р 52568. Кроме того, некоторые нефтяные компании размещают заказы на поставку труб и соединительных деталей с наружным защитным покрытием по требованиям ОАО «АК «Транснефть». В связи с тем, что средний срок службы промысловых трубопроводов составляет 10-15 лет, очевидно, что и требования к наружным покрытиям для таких трубопроводов должны быть менее жесткими, чем требования к покрытиям магистральных трубопроводов со сроком эксплуатации до 40-50 лет. Для выполнения таких требований в качестве наружных противокоррозионных покрытий трубопроводов могут быть использованы как более простые конструкции заводских покрытий труб (комбинированное ленточно-полиэтиленовое, двухслойное полиэтиленовое, трехслойное полиэтиленовое, наносимое по жидкому праймеру, эпоксидное и др.), так и более дешевые отечественные изоляционные материалы.

Если наблюдается некоторый перебор с нормативной документацией на наружные покрытия трубопроводов, то гораздо сложнее определиться с выбором и применением внутренних защитных покрытий трубопроводов. До сегодняшнего дня не существует единого национального стандарта на внутренние антикоррозионные покрытия трубопроводов. Каждая нефтяная компания решает этот вопрос по-своему.

5.4 Пооперационный контроль качества изоляционных работ

Контроль качества изоляционных покрытий осуществляется пооперационно в процессе производства работ. Пригодность изоляционных материалов для изоляции трубопроводов определяет служба технического надзора. При этом контролируются правильность технологического процесса разогревания битумных материалов, соответствие физико-механических свойств исходных материалов и мастик требованиям ГОСТа и СНиП. Для этого не реже одного раза в день проводят отбор контрольной пробы мастики с целью определения температуры размягчения по КиШ. Растяжимость и пенетрацию определяют периодически по требованию заказчика.

Качество очистки, грунтовки и изоляции труб, выполняемых в заводских или базовых условиях, проверяет и принимает служба технического контроля предприятия. В полевых условиях качество изоляционных работ кроме работников строительно-монтажной организации и службы технадзора контролируют и принимают представители службы эксплуатации трубопровода.[22]

Качество очистки трубопровода и нанесения грунтовки проверяют внешним осмотром, качество нанесенного изоляционного покрытия - по мере его наложения путем внешнего осмотра, путем измерения толщины покрытия, а также его сплошности и прилипаемости к трубе.

При внешнем осмотре покрытия выявляются трещины, бугры, вздутия, впадины, расслоения. Наличие трещин и пузырей в покрытии обычно связано с нарушением технологического режима при подготовке изоляционных материалов и нанесении изоляционного покрытия. Появление на поверхности битумной мастики сетки трещин или мелких пузырей, расположенных группами, обусловлено перегревом мастики. Аналогичный дефект может быть следствием попадания в покрытие пены, образующейся на поверхности расплавленной мастики. Крупные равномерно распределенные пузыри появляются при наличии на поверхности трубы влаги. Равномерно распределенные мелкие пузыри возникают и в том случае, когда мастику наносят на невысохшую грунтовку. Такие внешние факторы, как ветер, могут вызвать появление продолговатых пузырей различной формы. При сильном нагреве солнечными лучами (до 50-60°С) на поверхности изоляции образуются неглубокие продольные трещины.

Качество защитного покрытия из полимерных липких лент проверяют также внешним осмотром - проверкой числа слоев, ширины нахлеста, силы сцепления ленты с лентой и поверхностью трубы. Прилипаемость (адгезию) липких лент определяют отрывом их через сутки, когда проводятся приемочные испытания. Для этого в покрытии делают ножом два надреза через 1 см, и с помощью адгезиметра АР-3 определяют усилие отрыва, которое должно быть не менее указанного в сертификате качества. При этом отрыв изоляции от поверхности трубы должен быть когезионным.

Выявленные дефектные места и повреждения изоляции должны быть исправлены методами, обеспечивающими монолитность и однородность покрытия. Наносить новый слой покрытия поверх оберточного покрытия запрещается. После исправления дефектов ремонтируемые места должны подвергаться вторичному контролю. Готовый трубопровод укладывают в траншею, присыпают грунтом на 0,25 - 0,5 м и проверяют с помощью искателей повреждений наличие сквозных дефектов изоляции, образовавшихся в процессе засыпки трубы.

Толщину слоя защитного покрытия определяют с помощью ультразвуковых толщиномеров в процессе выполнения изоляционных работ через каждые 100 м труб, в местах остановки изоляционной машины, не менее чем в четырех точках по окружности трубы или емкости и на каждой фасонной части. Кроме этого, толщину слоя измеряют во всех местах, вызывающих сомнение, а также выборочно по требованию заказчика.

Сплошность покрытия контролируют искровым дефектоскопом.

Для мастичных и полимерно-битумных изоляционных покрытий напряжение на щупе дефектоскопа устанавливают из расчета 5 кВ на 1 мм толщины изоляции с учетом обертки. Качество защитного покрытия при приемосдаточных испытаниях проверяют через каждые 500 м, а также выборочно по требованию заказчика.

Сцепление покрытия из мастик с поверхностью защищаемого объекта контролируют адгезиметром или вручную надрезом защитного покрытия под углом 45-50°С отрывом вершины угла надреза. Покрытие считается хорошо прилипшим к трубе, если оно отрывается отдельными кусочками и частично остается на трубе. Сопротивление покрытия отрыву, определяемое адгезиметром при температуре окружающего воздуха 25С, должно быть не менее указанного в сертификате качества. Адгезию на трубах проверяют через каждые 100 м и выборочно по требованию заказчика.[23]

Большое значение для характеристики состояния изоляционного покрытия имеет его переходное сопротивление, зависящее от сплошности покрытия. При сдаче защитного покрытия трубопровода заказчику предъявляют: паспорта на каждую партию материалов или результаты лабораторных испытаний материалов; лабораторные анализы проб битумной мастики; журнал производства работ; акт проверки качества защитного покрытия. Контроль качества изоляционного покрытия законченных строительством участков трубопровода и засыпанных грунтом осуществляется методом катодной поляризации.

Проверка качества изоляции методом катодной поляризации должна быть предусмотрена проектом строительства и производиться на участках трубопроводов протяженностью до 40 км, уложенных во всех грунтах (за исключением каменистых, мерзлых и сухих с удельным электрическим сопротивлением более 100 Омм).

5.5 Приборы для осуществления контроля изоляционных покрытий

Толщиномеры изоляционных покрытий предназначены для контроля толщины изоляционного покрытия стальных трубопроводов при их строительстве и ремонте. Принцип работы приборов основан на использовании зависимости силы притяжения между стальной поверхностью и магнитом от расстояния между ними или зависимости электромагнитной индукции от расстояния между замкнутым магнитопроводом и стальной поверхностью.

В таблице 5.1 представлены ехнические характеристики некоторых типов толщиномеров

Таблица 5.1 - Технические характеристики некоторых типов толщиномеров

Показатели	Марка прибора
	ТИП-1	МТ-31Н	МТ-33Н	МТ-30Н
Контролируемая толщина, мм: - на I диапазоне - на II диапазоне
	1-3	1-3	1-3	0-0,1
	2-10	3-10	3-10	0,1-1
Диапазон рабочих температур, С	от минус 20 до 40	от минус 10 до 40	от минус 30 до 40	от минус 10 до 40
Питание	аккумулятор-ная батарея	сеть переменного тока	аккумулятор-ная батарея	сеть переменного тока
Габариты, мм	16510075	180250140	210230140	220240140
Масса, кг	3	3	5	5

Примечание Погрешность измерения для всех указанных приборов 5%

Приборы могут работать при температуре окружающего воздуха от -10 до +40°С и относительной влажности до 95 % при температуре 25°С, т.е. в зимнее время их можно принять только в отапливаемых помещениях.

Магнитные толщиномеры (МТ) различных модификаций могут измерять толщины покрытий из немагнитных электропроводящих и диэлектрических материалов. Для труб из неферромагнитных материалов (медь, алюминий) выпускается вихретоковый толщиномер ВТ-ЗОН.

Основной рабочий элемент толщиномеров всех типов - датчик, преобразующий неэлектрические величины (толщину немагнитных покрытий) в электрические сигналы напряжения. Приборами следует пользоваться в строгом соответствии с прилагаемой инструкцией по эксплуатации

Толщину мастичных покрытий проверяют через каждые 100 м на арматуре и в местах, вызывающих сомнение. На трубах толщину измеряют не менее чем в четырех точках по периметру. Если труба покрыта полиэтиленом, то толщину покрытия определяют теми же приборами. При применении для защиты полимерно-пленочных покрытий измерять толщину нецелесообразно, так как пленки имеют стандартную толщину с небольшим отклонением. Измерить толщину такого покрытия можно только по числу нанесенных слоев пленки.

Адгезиметр - прибор для определения прочности сцепления изоляции с поверхностью металла. Адгезия характеризуется удельной работой, затрачиваемой на отделение изоляции от металла. Эту работу рассчитывают на единицу площади соприкасающихся поверхностей. Чем выше адгезия, тем лучше защита от коррозии, Прилипаемость проверяют как с помощью приборов - адгезиметров, так и вручную (таблица 5.2). В последнем случае на изоляции делают надрез, образующий угол 45-60°С, и этот уголок отрывают от поверхности. Если при отрыве на металле остается часть изоляции (для мастичных покрытий) или клеевая основа (при пленочной изоляции), то прилипаемость считается хорошей. Адгезия покрытия проверяют во всех местах, вызывающих сомнение. После контроля изоляция в месте надреза должна быть сразу восстановлена.[21]

Таблица 5.2 - Техническая характеристика адгезиметров

Характеристика	АР	СМ-1
Предел измерений, Па	(0-15)-10	(0-16)-10
Погрешность измерения, %	3	5
Габариты, мм	25565115	346108128
Масса без футляра, кг	0,8	2,5

Сплошность изоляционного покрытия определяют с помощью искателя повреждений и дефектоскопов (таблица 5.3). Приборы контроля сплошности включают в себя источник питания, преобразователь, схему повышения напряжения и щуп.

Таблица 5.3 Техническая характеристика искателя повреждений ИП-95

Характеристика	Значение
Входная мощность генератора, Вт, не менее	35
Частота генератора, Гц	1000+50
Напряжение питания генератора, В	12 + (10 - 15)%
Полоса пропускания фильтра, Гц	1000±200
Источник питания усилителя	Батарея сухих элементов

Искатель повреждений (ИП) предназначен для обнаружения сквозных дефектов в изоляционных покрытиях трубопроводов без вскрытия траншеи при строительстве и в процессе эксплуатации. Применяется при температуре окружающей среды 5-50°С и относительной влажности до 80% при температуре 20С.

Искровые дефектоскопы типа ДИ и ДЭП предназначены для выборочного контроля сплошности изоляционных покрытий металлических трубопроводов любых диаметров при строительстве и ремонте.

Таблица 5.4 - Техническая характеристика искрового дефектоскопа ИДМ-1М

Характеристика	Значение
Напряжение на импульсном трансформаторе, кВ	4-36
Потребляемый ток при напряжении на электроде импульсного трансформатора 20 Кв, А, не более	1
Питание от аккумуляторных батарей напряжением, В	0-12,5
Время непрерывной работы дефектоскопа, ч, не менее	8

Дефектоскопы типа ИДМ-1М могут также использоваться для выборочного контроля сплошности лакокрасочных покрытий при внутренней и наружной окраски резервуаров, эмалевых и пленочных изоляционных покрытий металлических трубопроводов любых диаметров в помещениях НПС и КС, а также в полевых условиях при совмещенном способе изоляции и опуска в траншею, а также трубопроводов, уложенных на лежки на дне траншеи и поверхности земли. Применяются при температуре окружающего воздуха от минус 30 до + 50С при относительной влажности до 95 % при температуре 25°С.

Контроль покрытия позволяет установить причины появления дефектов. Все дефектные места ремонтируют и повторно подвергают контролю.

В таблие 5.4 представлены технические характеристики искрового дефектоскопа ИДМ-1М.

Глава 6. Экономический рассчет

В данной главе необходимо произвести расчеты стоимости работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода протяженностью 7000 м с целью определения срока окупаемости, рентабельности и целесообразности осуществления данных работ.

Стоимость работ по переизоляции участка нефтепровода включает в себя следующие расчеты:

- амортизация оборудования;

- оплата труда;

- стоимость материалов;

- отчисления на социальные нужды;

- прочие расходы.

6.1 Расчёт затрат времени, труда, заработной платы, материалов и оборудования

Для начала необходимо рассчитать время проведения изоляционных работ.

Таблица - 6.1 Время проведения работ

Наименование работ	Продолжительность, ч.
Очистка снега	20
Рыхление	35
Снятие плодородного слоя	80
Вскрышные работы	80
Очистка, изоляция, балластировка, засыпка трубопровода	140
Засыпка плодородного слоя и рекультивация	40

Общее время - 395ч. Необходимое борудование для проведения замены изоляции на заданном участке приведено в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Необходимое оборудование

Наименование обслуживаемого оборудования (виды работ)	Вид ремонта (ед.изм.)	Обоснование нормы времени.	Кол-во ед оборудования
Трубоукладчик	Замена изоляции	План-График ППР	4
Одноковшовый эксковатор	Замена изоляции	План-График ППР	2
Бульдозер	Замена изоляции	План-График ППР	3
Очистная машина	Замена изоляции	План-График ППР	1
Изоляционная машина	Замена изоляции	План-График ППР	1
Шлифовальная машина	Замена изоляции	План-График ППР	2
Газоанализатор	Замена изоляции	План-График ППР	1
Трассоискатель	Замена изоляции	План-График ППР	1
Итого			15

Определяем явочную численность рабочих.

Явочная численность характеризует количество работников, необходимых для выполнения работ в определенное время:

, (6.1)

Где - норма времени на единицу продукции (чел-час);

- объём выпущенной продукции в натуральном выражении, примем 1;

- эффективный фонд рабочего времени, час;

Для определения составляют баланс составляют баланс времени одного человека;

, (6.2)

Где - продолжительность рабочей смены; - число дней невыхода на работу, предусмотренные трудовым законодательством, отпуск, по болезни, дн; - календарный фонд времени, дн; - число праздничных дней;

- число субботних и воскресных дней.

Таким образом,

,

,

ч.

Тогда чел (на примере трубоукладчика).

Заполнить значения в таблице 6.3.

Списочная численность больше явочной и характеризует общую численность работников с учётом пропусков рабочего времени (болезнь):

, (6.3)

Где - коэффициент списочного состава (всегда больше единицы);

- фонд рабочего времени предприятия в планируемом периоде, дн;

- эффективный фонд рабочего времени каждого работника в планируемом периоде, дн;

Таким образом,

Таблица 6.3 - Объем производимых работ

Наименование обслуживаемого оборудования (виды работ)	Норма времени на единицу работы	Численность	Задание	Выполнение нормированного задания. %
		Явочная*10-3	Списочная *10-3	Кол-во ед оборудования)	Трудоемкости работы ч/час
Трубоукладчик	3.58	86,89	107,9174	4	Трубоукладчик	3.58
Одноковшовый эксковатор	3.58	43,44	53,95248	2	Одноковшовый эксковатор	3.58
Бульдозер	3.58	65,17	80,94114	3	Бульдозер	3.58
Очистная машина	3.58	21,72	26,97624	1	Очистная машина	3.58
Изоляционная машина	3.58	21,72	26,97624	1	Изоляционная машина	3.58
Шлифовальная машина	3.58	43,44	53,95248	2	Шлифовальная машина	3.58
Газоанализатор	3.58	21,72	26,97624	1	Газоанализатор	3.58

Таблица 6.4 - Потребность в оборудовании для ремонта трубопровода

Наименование	Марка	Колво.	Цена ед. руб	Стоимость всего оборудования	Стоимость монтажа, руб	Транспортные расходы, руб
1	2	3	4	5	6	7
Трубоукладчик	К-594	4	2688000	10752000	0	8040
Одноковшовый эксковатор	ЭО-4121	2	1456000	2912000	0	1240
Бульдозер	ДЗ-110	3	1507520	4556000	0	5451,2
Очистная машина	ОМ-1422	1	405100	405100	20255	1102
Изоляционная машина	ИЛ-1422	1	1433600	1433600	71680	2672

Полную стоимость амортизации рассчитаем с учетом стоимости транспортных расходов и стоимости монтажа, которые составляют соответственно 2 % и 5 % от стоимости всего оборудования. Далее определяем стоимость основных и вспомогательных материалов.

Таблица 6.5 - Определение потребности материалов

Наименование материала	Ед. измерения	Кол-во	Цена за ед., руб.	Стоимость всего объема, руб.
Праймер	кг	1200	15,62	18744
Плёнка	Пог.м	7000	7	49000
Обёртка	Пог.м	7000	6	42000
Ватин	шт	120	600	72000
Утяжелитель	шт	120	7050	846000
Транспортные расходы				184300
Итого				1193300

Далее определяем затраты на оплату труда в период строительства с учетом премии и районного коэффициента (таблица 6.6).

Таблица 6.6 - Фонд оплаты труда

Профессия	Разряд	Кол-во, чел	Тарифная става,руб.	Тарифный фонд ЗП, руб.	Премия	Основная ЗП, руб.	Районный коэффициент 15%	Общий фонд ЗП, руб.
					%	Сумма
Машинист трубоукладчика	6	4	97,2	28016,6	50	14008,3	42024,9	6303,735	48328,64
Машинист экскаватора	5	2	97,2	19338,8	50	9669,4	29008,2	4351,23	33359,43
Машинист бульдозера	5	3	97,2	22008,4	50	11004,2	33012,6	4951,89	37964,49
Линейный трубопроводчик	6	4	97,2	23347,2	50	11673,6	35020,8	5253,12	40273,92
Линейный трубопроводчик	4	2	66,4	14382	50	7191	21573	3235,95	24808,95
Машинист изоляционной машины	6	1	97,2	12669,4	50	6334,7	19004,1	2850,615	21854,72
Машинист очистной машины	6	1	97,2	12669,4	50	6334,7	19004,1	2850,615	21854,72
Мастер	6	4	97,2	26677,8	50	13338,9	40016,7	6002,505	46019,21
Изолировщик	6	1	97,2	12669,4	50	6334,7	19004,1	2850,615	21854,72
Водители	5	4	22,8	8739,8	50	10739,8	32219,4	4832,91	37052,31
Итого		26					289887,9	43483,19	333371,1

Зная общий фонд заработной платы рассчитываем величину отчислений на социальные нужды (26%). CН = 333371,1·0,26 = 86676,48 руб.

Таблица 6.7 - Расчёт амортизационных средств

Наименование	Марка	Кол-во, чел	Полная стоимость,руб	Норма амортизации %	Сумма аморизации, руб
Трубоукладчик	К-594	4	10760400	20	2152200,8
Одноковшовый эксковатор	ЭО-4121	2	2913240	20	582648,0
Бульдозер	ДЗ-110	3	4556545,2	20	911309,2
Очистная машина	ОМ-1422	1	426457	20	85291,4
Изоляционная машина	ИЛ-1422	1	1507952	20	301590,4
Шлифовальная машина		2	8160	20	1632,0
Газоанализатор	АНТ-2М	1	5355	20	1071,0
Трассоискатель	ВТМ-IVМ	1	7650	20	1530,0
Итого			20185759		4037273

Сумма амортизации исчисляется за период строительства:

?А/2360?96 = 164288,7 руб. (6.4)

Прочие расходы включают в себя: ремонт оборудования, накладные расходы, содержание АУП и т.д., и составляют 40 % от прямых затрат.

Прочие расходы = (333371,1+ 86676,48 + 1193300)·0,4 =

= 645 339,03 руб.

Составляем смету затрат на работы по переизоляции нефтепровода. Данные заносим в таблицу 6.8.

Таблица 6.8 - Смета затрат на ремонт

Показатели	Стоимость, руб
Материалы	1193300
Заработная плата	333371,1
Отчисления на социальные нужды	86676,48
Амортизация основных средств	164288,7
Прочие расходы	645 339,03
Итого	2422975,31

Амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

(6.5)

А = 0,04 2422975,31 = 1209559,01 руб.

где: А - амортизационные отчисления основных фондов, руб.;

Соф - Первоначальная стоимость основных фондов, руб.;

На - норма амортизационных обчислений(4 %).

6.2 Оценка экономической эффективности проекта

Чтобы приступить к оценке экономической эффективности проекта необходимо определить поток денежной наличности:

(6.6)

где: Пч- чистая прибыль;

А - годовые амортизационные отчисления.

Прибыль чистая определяется как разница валовой прибыли и налога на прибыль, равного 20 %:

(6.7)

Формула для определения валовой прибыли выглядит следующим образом:

(6.8)

где: Vпер - объем перекачки в расчетном году, т.км;

Т- тариф за перекачку, руб/т.км;

с/с - себестоимость транспортной работы, относящиеся на реконструируемый участок нефтепровода. Рассчитаем поток наличности:

Пв = 12200000?(0,25-0,13) = 1464000 руб.

Пч = 1464000-351360=1112640 руб.

Пнал = 1112640+1209559,01 =2322199,01 руб.

Оценим экономическую эффективность мероприятия методом дисконтирования или методом чистой текущей стоимости (ЧТС):

(6.9)

где: ЧТС - дисконтированный поток наличности i - ого года;

Пнал - поток наличности i - ого года, руб;

Иi - инвестиции i -о го года, руб;

Иi = Крек = 2046101,1 руб.

(6.10)

где: Кдиск - коэффициент дисконтирования;

Нр - норма реинвестирования, принимаем Нр = 10 % ;

Кинф - коэффициент инфляции , Кинф = 0,1;

t - расчетный год (0,1,2 и тд.)

Рассчитаем ЧТС для 0-го года (год переизоляции)

Результаты остальных расчетов сведем в таблицу 6.9.

Таблица 6.9 - Расчет аккумулированной чистой текущей стоимости при Нр=10% (при расчете на 10 лет).

Т, годы	Инвестиции Иi	Приток наличности Пнал, руб	Коэффициент дисконирования Кдi(Нр=10%)	Чистая текущая стоимость ЧТСi,руб	ЧТСакк, руб
0	2046101,1	2322199,01	1	276097,9	276097,9
1	0	2322199,01	0,83	1927425	2203523
2	0	2322199,01	0,68	1579095	3782618
3	0	2322199,01	0,56	1300431	5083050
4	0	2322199,01	0,47	1091434	6174483
5	0	2322199,01	0,39	905657,6	7080141
6	0	2322199,01	0,32	743103,7	7823245
7	0	2322199,01	0,26	603771,7	8427016
8	0	2322199,01	0,22	510883,8	8937900
9	0	2322199,01	0,18	417995,8	9355896
10	0	2322199,01	0,15	348329,9	9704226
11	0	2322199,01	0,12	278663,9	9982890

ЧТСакк - аккумулированная чистая текущая стоимость:

(6.11)

Для построения графика, по которому будем определять внутреннюю норму рентабельности (ВНР) проекта, необходимо рассчитать ЧТС как при другой норме реинвестирования, например при Нр=300%.

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.10.

Таблица 6.10 - Расчет аккумулированной чистой текущей стоимости при Нр=300%

Т, годы	Инвестиции Иi	Приток наличности Пнал, руб	Коэффициент дисконирования Кдi(Нр=300%)	Чистая текущая стоимость ЧТСi,руб	ЧТСакк,руб
0	2046101,1	2322199,01	1	276097,9	276097,9
1	0	2322199,01	0,051652893	119948,3	396046,2
2	0	2322199,01	0,011739294	27260,98	423307,2
3	0	2322199,01	0,002668021	6195,676	429502,9
4	0	2322199,01	0,000606368	1408,107	430911
5	0	2322199,01	0,000137811	320,0246	431231
6	0	2322199,01	3,13207E-05	72,7329	431303,7
7	0	2322199,01	7,11834E-06	16,5302	431320,3
8	0	2322199,01	1,6178E-06	3,756854	431324
9	0	2322199,01	3,67683E-07	0,853833	431324,9
10	0	2322199,01	8,35643E-08	0,194053	431325,1

Так как область значения ставки дисконтирования большая, то проведем также расчет при ставке дисконтирования 100%, 200% и составим график.

Рисунок 6.1 - Определение ВНР

ВНР= 264%

Таблица 6.11 - Результаты расчётов экономической эффективности проекта

Капитальные вложения на проведение работ по переизоляции трубопровода, тыс. руб.	2046,1
Срок окупаемости проекта, лет.	0,88
ВНР, %	264
Валовая прибыль, тыс. руб.	9982,8

В результате проведения расчета стоимости работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода протяженностью 7000 метров было определено, что полная стоимость проведения данных работ составит 2046101,1 руб. Однако проведение данных работ будет являться целесообразным в связи с коротким сроком окупаемости проекта (0,88 г.)

Глава 7. ТехнОЛОГИЧЕСКИЙ расчет

7.1 Гидравлический расчет нефтепровода

Определим полные потери напора в трубопроводе.

Таблица 7.1 - Исходные данные

Qг, млн.т/год	34,181
Длина трассы L, км	196
Разность отметок начала и конца трубопровода AZ=Z2-Z1, м	15
Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине заложения трубопровода ?p, см2/сек	0,55
Средняя плотность при данном диапазоне измерения температур ?, т/м3	0,835
Средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е, мм	0,2
Потери в местных сопротивлениях hмс, м	0,02hтр
Толщина стенки трубы ?, мм	12
Наружный диаметр трубопровода D, мм	1220
Высота грунта над верхней образующей трубы h, м	1

Секундный расход нефти:

, м3/с (7.1)

где Nг =353 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода.

м3/с

Внутренний диаметр трубопровода:

(7.2)

Средняя скорость течения нефти рассчитывается по формуле:

м/с (7.3)

Проверка режима течения:

(7.4)

Re>ReKp=2320, режим течения турбулентный. Находим ReI и ReII.

; ; (7.5)

;

2320 < Re < ReI - зона гидравлически гладких труб.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется для зоны гидравлически гладких труб по формуле Блазиуса:

(7.6)

Гидравлический уклон находим по формуле:

(7.7)

Потери напора на трение в трубопроводе:

 м (7.8)

Потери напора на местные сопротивления:

м (7.9)

Полные потери напора в трубопроводе:

(7.10)

7.2 Определение толщины стенки трубопровода

Расчетную толщину стенки трубопровода, см, следует определять по формуле:

(7.11)

где n=1,15 - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе;

Р=4,91 МПа - рабочее давление в трубопроводе;

Dн=1,22 м - наружный диаметр трубы;

R1 - расчетное сопротивление растяжению, определяется по формуле:

(7.12)

где m0=0,9 - коэффициент условий работы трубопровода;

k1=1,4 - коэффициент надежности по материалу;

kн=1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода;

R1н - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления ?вр =550 МПа;

МПа;

мм

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

(7.13)

где ?1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:

(7.14)

где ?прN - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб, определяется по формуле:

(7.15)

где ?=1,2*10-5 град - к-т линейного расширения металла трубы;

Е=2,06*105 МПа - переменный параметр упругости (модуль Юнга);

?=0,3 - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

Dн=1220 мм - диаметр трубы.

- расчетный температурный перепад.

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений:

МПа

Так как МПа - отрицательное значение, это означает, что присутствуют сжимающие напряжения.

Коэффициент, учитывающий 2-х осное напряженное состояние металла:

При наличии продольных напряжений расчетную толщину стенки пересчитывают:

мм

С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1мм толщина стенки принимается равной 12 мм.

7.3 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении

Проверку на прочность следует производить из условия:

(7.16)

где ?прN - продольное осевое напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий:

(7.17)

?2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (?прN>0) принимаемый равным единице, при сжимающих (?прN<0)определяемый по формуле:

(7.18)

где ?кц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

МПа; (7.19)

;

Условие прочности трубопровода при толщине стенки =12 мм выполняется.

Определяем критическое значение толщины стенки, при котором условие прочности трубопровода не будет выполняться.

МПа;

МПа;

;

При уменьшении толщины стенки трубопровода на 20% (=9,6 мм) условие прочности трубопровода не выполняется.

7.4 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия:

(7.20)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н;

Nкр - продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных участков трубопровода и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта S определяется по формуле:

(7.21)

где F - площадь поперечного сечения трубы, м2:

м2 (7.22)

Н.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:

(7.23)

где Р0 - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины;

J - крутящий момент, определяется по формуле

 м4 (7.24)

qверт - сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины:

(7.25)

Величина Р0 определяется по формуле:

(7.26)

где Сгр=20кПа - коэффициент сцепления грунта;

Ргр - среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом;

гр=16° - угол внутреннего трения грунта.

Величина Ргр вычисляется по формуле:

(7.27)

где nгр=0,8 - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта;

?гр=16,8 кН/м3 - удельный вес грунта;

h0=1 м - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;

qтр - расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом:

(7.28)

Нагрузка от собственного веса металла трубы:

(7.29)

где nсв=0,95 - коэффициент надежности по нагрузкам при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения; ?м - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали ?м=78500 Н/м3.

Н/м

Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:

(7.30)

или (7.31)

где Kип=Kоб=2,30 - коэффициент, учитывающий величину нахлеста для двухслойной изоляции;

qи=0,635мм, ?ип=1046кг/м3 - соответственно толщина и плотность изоляции;

?об=0,635мм; ?об=1028кг/м3 - соответственно толщина и плотность оберточных материалов.

Н/м;

Н/м

Принимаем большее значение.

Нагрузка от веса нефти, находящейся в трубе единичной длины

Н/м (7.32)

Н/м;

Па;

Па;

Н/м;

Н;

МН;

В случае пластической связи трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении обеспечена.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:

(7.33)

где к0=25МН/м3 - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии.

МН;

МН;

Условие устойчивости прямолинейных участков нефтепродуктопровода обеспечено.

Проверим общую устойчивость криволинейных участков трубопровода, выполненных с упругим изгибом:

(7.34)

(7.35)

По номограмме определяем коэффициент -

Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие:

МН (7.36)

;

МН (7.37)

Условие устойчивости для криволинейных участков выполняется.

7.5 Расчет срока службы различных изоляционных покрытий

Срок службы изоляционных покрытий определяется временем достижения переходного сопротивления значения 10 3Ом м2 , при котором скорость коррозии под покрытием возрастает до величины, находящейся на границе практически допустимой (согласно требованиям ГОСТ Р 51164-98).

Задание:

Определить срок службы изоляционного покрытия. Сравнить время, за которое переходное сопротивление различных изоляционных покрытий достигает предельного по сроку службы значения 10 3Ом м2 .[3]

Исходные данные: =20 Ом м; D=1,22 м.; =250 Ом м2; a=0,105 1/год.

а) Полимерно-битумное покрытие =5,1 10 4Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

б) Полимерное ленточное покрытие =1,210 5Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

в) Покрытия на основе термоусаживающихся материалов =3,1 10 5Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

а - постоянный коэффициент, показатель скорости старения изоляционного покрытия, 1/год; - удельное электросопротивление грунта, Ом м; D - диаметр трубопровода, м; - начальное значение переходного сопротивления, Ом м 2

- конечное значение переходного сопротивления, Ом м 2

Определение срока службы изоляции ведется по формуле

(7.38)

где Т - время эксплуатации трубопровода, лет.

Решение:

а)

б)

в)

Согласно проведенным исследованиям на практике более реальным является коэффициент а=0,125 1/год. Поэтому для трубопроводов, построенных в период до 1998 года, рекомендуется коэффициент а=0,125 1/год.

Исходные данные =20 Ом м; D=1,22 м.; =250 Ом м2; a=0,125 1/год.

а) Полимерно-битумное покрытие =10 4Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

б) Полимерное ленточное покрытие =5 10 4Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

в) Покрытия на основе термоусаживающихся материалов =10 5Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

Решение:

а)

б)

в)

Согласно требованиям ГОСТ P 51164-98 сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшиться более чем в три раза через 10 лет и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации. Исходя из данных требований постоянный коэффициент должен иметь значение а=0,105 1/год. Поэтому для трубопроводов построенных до 1999г. Рекомендуется коэффициент а=0,125 1/год, а для трубопроводов, построенных после 1999 года, по требованиям ГОСТ Р 51164-98 необходимо использовать коэффициент а=0,105 1/год.[3]

Для труб, построенных после 1999 года, превышение времени эксплуатации трубопровода в зависимости от покрытия будет рассчитываться следующим образом:

(7.39)

В результате получаем, что время эксплуатации трубопровода с битумно-полимерным покрытием будет на 20,4% меньше времени эксплуатации трубопровода с полимерным ленточным покрытием и на 42,9% меньше времени эксплуатации трубопровода с покрытием на основе термоусаживающихся материалов.

ГЛАВА 8. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

При проведении работ по переизоляции магистрального нефтепровода необходимо уделять большое внимание безопасности и экологичности проводимых работ. Магистральный нефтепровод “Александровское - Анжеро-Судженск” диаметром 1020 и 1220 мм. и общей протяженностью 818 км. Нефтепровод располагается в Центральной Сибири и проходит с севера по территории Александровского, Каргасокского, Парабельского, Колпашевского, Чаинского и Томского района Томской области до Анжеро-Судженска Кемеровской области.

Климат почти на всей территории района расположения резко конти-нентальный, характеризующийся продолжительной и холодной зимой, теплым но не продолжительным летом, короткой весной и осенью. В Томской области средняя температура января - самого холодного месяца - минус 20,60С, минимальные температуры могут опускаться до минус 550С.

Средняя температура июля ,самого жаркого месяца, составляет плюс 17,40С, максимальная температура достигает плюс 37 0С, минимальные температуры могут опускаться до минус 55 0С. Средняя температура июля, самого жаркого месяца, составляет плюс 18,3 0С, максимальная температура достигает плюс 37 0С.

8.1 Производственная безопасность

Приведем основные опасные и вредные факторы при выполнении ремонтных работ в таблице 23.

Таблица - 23. Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы при выполнении ремонтных работ

Наименование видов работ	Факторы (ГОСТ 12.0.003. - 74 ССБТ с измен. 1999 г.)
	Вредные	Опасные
1	2	3
Земляные работы; Погрузочно-разгрузочные работы; Очистные работы; Работа с герметиком, композитным составом и растворителем; Изоляционные работы.	1.Отклонение показателей климата на открытом воздухе; 2.Превышение уровней шума; 4.Тяжесть и напряженность физического труда. 5.Физические перегрузки.	1.Электрический ток; 2.Пожаро- и взрывоопасность;

8.2 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

8.2.1 Отклонение показателей климата на открытом воздухе

Отклонение показателей климата может привести к ухудшению общего самочувствия рабочего. Нормирование параметров на открытых площадках не производится, но определяются конкретные мероприятия по снижению неблагоприятного воздействия их на организм рабочего. При отклонение показателей климата на открытом воздухе, рабочие должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты, которые предусморены отраслевыми нормами и соответствуют времени года. При определенной температуре воздуха и скорости ветра в холодное время работы приостанавливаются.

Таблица - 23. Работы на открытом воздухе приостанавливаются при погодных условиях (Постановление от 16.12.2002 г. №370)

Скорость ветра, м/с	Температура воздуха 0С
При безветренной погоде	-40
Не более 5,0	-35
5,1-10,0	-25
10,0-15	-15
15,1-20,0	-5
Более 20,0	0

Работники, занятые на работах по замене дефектных участков нефтепроводов должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами защиты, согласно Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи одежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты. Порядок выдачи и пользования средствами индивидуальной защиты определяется Правилами обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими СИЗ.

Применяемые спецодежда, спецобувь и другие СИЗ, должны иметь сертификаты соответствия.

Работники не должны допускаться к работе без положенной по нормативам спецодежды и СИЗ, во время работы должны их правильно применять. Члены бригады, выполняющие газоопасные работы в котловане, траншее (линейные трубопроводчики, монтажники наружных трубопроводов и др.) должны обеспечиваться спецодеждой для защиты от повышенных температур, имеющей сертификат соответствия. Перечень рабочих, которым выдается такая спецодежда определяется лицом, выдающим наряд-допуск.

Работникам, производящим работы в лежачем положении или в положении “с колена”, выдаются маты или наколенники из материала низкой теплопроводности и водонепроницаемости.

Для защиты головы работника от механических повреждений, воды, повреждения электрическим током должны применяться каски. С целью выявления дефектов, каски подлежат ежедневному осмотру в течение всего срока эксплуатации. Каски не подлежат ремонту.

К средствам защиты лица, глаз и органов слуха работников, выполняющих ремонтные работы на нефтепроводах, относятся щитки защитные лицевые, очки защитные, противошумные наушники, вкладыши. При работах в траншеях и котлованах должны применяться коллективные средства защиты, к которым, в соответствии с ГОСТ 12.4.011, относятся:

- средства нормализации воздушной среды

- вентиляционные установки - при повышении загазованности в месте проведения работ сверх допустимой санитарной нормы (300 мг/м куб.);

- средства нормализации освещения рабочих мест - искусственное освещение - при работах в ночное время;

- средства защиты от поражения током - защитное заземление (зануление) электроустановок, изолирующие устройства и покрытия - от поражения током при пробое изоляции на корпус и отказе защиты, знаки безопасности, устройства защитного отключении.

8.2.2 Превышение уровней шума

Шум - это беспорядочное сочетание звуков различной частоты.

Источниками шума при работе по переизоляции магистрального трубопровода может быть работающая техника, шлифмашинка. Длительное воздействие шумов отрицательно сказываются на эмоциональном состоянии персонала, а также может привести к снижению слуха. Шум оказывает влияние на весь организм человека: угнетает ЦНС, вызывает изменение скорости дыхания и пульса, способствует нарушению обмена веществ, возникновению сердечно-сосудистых заболеваний, гипертонической болезни, может приводить к профессиональным заболеваниям.

Шум с уровнем звукового давления до 30...35 дБ привычен для человека и не беспокоит его. Повышение этого уровня до 40...70 дБ в условиях среды обитания создает значительную нагрузку на нервную систему, вызывая ухудшение самочувствия и при длительном действии может быть причиной неврозов. Воздействие шума уровнем свыше 75 дБ может привести к потере слуха - профессиональной тугоухости. При действии шума высоких уровней (более 140 дБ) возможен разрыв барабанных перепонок, контузия, а при еще более высоких (более 160 дБ) и смерть.

Специфическое шумовое воздействие, сопровождающееся повреждением слухового анализатора, проявляется медленно прогрессирующим снижением слуха.

У некоторых лиц серьезное шумовое повреждение слуха может наступить в первые месяцы воздействия, у других - потеря слуха развивается постепенно, в течение всего периода работы на производстве. Снижение слуха на 10 дБ практически неощутимо, на 20 дБ - начинает серьезно мешать человеку, так как нарушается способность слышать важные звуковые сигналы, наступает ослабление разборчивости речи.

Для предотвращения негативного воздействия шума на рабочих используются средства коллективной и индивидуальной защиты.

Коллективные средства защиты:

- борьба с шумом в самом источнике;

- борьба с шумом на пути распространения (экранирование рабочей зоны, постановкой перегородок, диафрагм, звукоизоляция). Измерение шума производят прибором шумомером.

Средства индивидуальной защиты: наушники(ГОСТ Р 12.4.208-9), противошумные наушники, смонтированные с защитной каской(ГОСТ Р 12.4.210-99), ушные вкладыши(ГОСТ Р 12.4.209-99).

8.2.3 Тяжесть и напряженность физического труда

В связи с большой протяженностью и удаленностью нефтепровода от населенных пунктов, работникам длительное время приходится проводить в командировках, что сопровождается тяжелым и напряженным физическим трудом. Тяжелый и напряженный физический труд может повлиять на общее самочувствие рабочего и привести к развитию различных заболеваний. У людей, занятых тяжелым и напряженным физическим трудом, должен быть 8-ми часовой рабочий день с обеденным перерывом (1300-1400) и периодическими кратковременными перерывами, а также должна быть увеличена заработная плата и продолжительность отпуска.

8.3 Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

8.3.1 Электрический ток

Источником поражения электрическим током, при проведении работ по переизоляции, могут являться плохо изолированные токопроводящие части, элементы очистных и изолировочных машин, а также электроинструментов. Известно, что поражение человека электрическим током возможно лишь при замыкании электрической цепи через тело человека, т.е. при прикосновении человека к сети не менее чем в двух точках. Опасное воздействие на людей электрического тока проявляется в виде электротравм (ожоги, металлизация кожи, механические повреждения), электрического удара и профессиональных заболеваний. Все применяемое электрооборудование и электроинструменты должны иметь заземление и подлежат занулению отдельной жилой кабеля с сечением жилы не менее сечения рабочих жил.

Для защиты персонала от поражения электрическим током при пробое изоляции электрифицированных механизмов и электроинструмента они должны быть оборудованы устройствами защитного отключения УЗО. Заземление автономных передвижных источников питания с глухо-заземленной нейтралью для питания труборезных машин должно быть не более 4 Ом, электроустановок с изолированной нейтралью мощностью до 100 кВА не более 10 Ом. Значение напряжения в электрической цепи должно удовлетворять ГОСТу 12.1.038-82 ССБТ и быть не более 50 мА.

В качестве примера в табл. 24 приведена величина максимально допустимого времени воздействия электрического тока на тело человека при различных значениях напряжения прикосновения.

Таблица - 24. Характеристика электрического тока

Напряжение прикосновения [В]	Полное сопротивление тела человека [Ом]	Сила тока, протекающего через тело человека [мА]	Максимально допустимое время воздействия [с]
50	1725	29	(Более 5)
75	1625	46	0.6
100	1600	62	0.4
150	1550	97	0.28
230	1500	153	0.17
300	1480	203	0.12
400	1450	276	0.07
500	1430	350	0.04

Значение безопасного напряжения определяется на основании предельной величины тока, которую может выдержать тело человека в течение нескольких часов. Такой ток называют безопасным. Его значение составляет порядка 50.. .75 мкА. Безопасным для человека, согласно современным нормам электробезопасности, считается напряжение, не превышающее 50 В.

Максимально допустимое время воздействия электрического тока на тело человека, не вызывающее опасных физиологических последствий, зависит от величины напряжения прикосновения.

Полное сопротивление тела человека - величина непостоянная, зависящая от многих факторов. Так, увеличение напряжения, приложенного к телу человеку, или возрастание протекающего тока могут вызвать уменьшение сопротивления тела в десятки раз.

Стандартом МЭК 60479 определены зоны воздействия переменного тока на людей (Рис. 24), которые отличаются как величиной протекающего тока, так и временем его воздействия.[26]

Если воздействие определяется зоной 1, то человек обычно не испытывает никаких ощущений. Граница этой зоны (слабый зуд и легкое пощипывание) определяется ощутимым током, значения которого строго индивидуальны для каждого человека. Для большинства случаев его можно принять равным 0.5...1 мА. Но длительное (несколько минут) прохождение такого тока может отрицательно сказаться на состоянии здоровья, и поэтому недопустимо. Зона 2 также характеризуется отсутствием опасных последствий, но протекающий ток вызывает судороги мышц и болезненные ощущения. Зона 3 также характеризуется отсутствием органических повреждений, но возможно затруднение дыхания, а при воздействии более 2 с может наступить удушье и потеря сознания. Кроме того, возникает нарушение ритма сокращения сердца или временная остановка сердца. В зонах 4, 5 и 6 также появляются опасные для жизни физиологические нарушения, такие, как остановка сердца, прекращение дыхания, тяжелые термические ожоги. При этом в зоне 4 вероятность нарушения сердечного ритма составляет около 5%, в зоне 5 -- до 50%, а в зоне 6 -- свыше 50%.

Рисунок - 24. Зоны опасного воздействия переменного тока на людей

Для предотвращения негативного воздействия электрического тока на рабочих используются средства коллективной и индивидуальной защиты.

Коллективные средства электрозащиты: изоляция токопроводящих частей (проводов) и ее непрерывный контроль, установка оградительных устройств, предупредительная сигнализация и блокировка, использование знаков безопасности и предупреждающих плакатов, применение малых напряжений, защитное заземление, зануление, защитное отключение.

Индивидуальные средства защиты: диэлектрические перчатки, инструменты с изолированными рукоятками, диэлектрические боты, изолирующие подставки.

8.3.2 Пожаро- и взрывоопасность

Источниками возникновения пожара могут быть электрические искры, способные вызвать загорания горючих материалов, короткие замыкания, перегрузки. Источники взрыва - газовые баллоны, трубопровод под давлением.

Результатом негативного воздействия пожара и взрыва на организм человека являются ожоги различной степени тяжести, повреждения и возможен летальный исход.

Предельно - допустимая концентрация паров нефти и газов в рабочей зоне не должна превышать по санитарным нормам 300 мг/м3, при проведении газоопасных работ, при условии защиты органов дыхания, не должно превышать предельно - допустимую взрывобезопасную концентрацию (ПДВК), для паров нефти 2100 мг/ м3.[23]

К средствам тушения пожара, предназначенных для локализации небольших загораний, относятся пожарные стволы, огнетушители, сухой песок, асбестовые одеяла, вода и т. п. Для предотвращения взрыва необходимо осуществлять постоянный контроль давления по манометрам в трубопроводе.

Работы по нанесению изоляции на отремонтированный участок нефтепровода должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы. Перед проведением работ по очистке и изоляции, необходимо провести контроль воздушной среды на загазованность.

Запрещается применение открытого огня при очистке нефтепровода от изоляции. При производстве изоляционных работ размещение битумоплавильного котла с применением открытого огня разрешается не ближе 50 м от нефтепровода. При приготовлении грунтовки битум, нагретый до температуры не выше 180 градусов, должен вливаться в бензин, а не наоборот.

При работе с грунтовками и растворителями запрещается: применять этилированный бензин и бензол; хранить и транспортировать их в открытой таре; бросать заполненную тару при погрузке и выгрузке, вывинчивать пробки и открывать крышки, ударяя по ним металлическими предметами, вызывающими искрообразование; перемешивать и переливать их ближе 50 м от открытого огня.[26]