ЭХЗ. Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая

• Название: Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая
• Дата: 12.01.2023
• Размер: 6.21 Mb.
• Имя файла: ЭХЗ.pdf
• Тип: Документы; #883748
• страница: 16 из 20

Библиографический список:
1.
Будадин О.Н., Потапов А.И., Колганов В.И. и др. Тепловой неразрушающий контроль изделий. М.: Наука, 2002. 472 с.
2.
Лопатин А.С., Филатов А.А., Халлыев Н.Х., Ангалев А.М., Велиюлин
И.И., Решетников А.Д. Методы и средства диагностики линейной части магистральных газопроводов. Учебное пособие. Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. 2012. С. 49 – 55.
3.
Вавилов В.П. Инфракрасная термография и тепловой контроль. М.:
ИД Спектр, 2009. 544 с.
4.
Неразрушающий контроль: справочник: 8т./ под ред. В.В. Клюева. Т.
5. Кн. 1: Тепловой контроль / В.П. Вавилов. 2-е изд., испр. М.: Машиностроение,
2004. 679 с.
5.
ГОСТ 23483–79. Контроль неразрушающий. Методы теплового вида. Общие требования. Государственные и международные стандарты в области неразрушающего контроля. Часть 3. Термины, определения, классификация радиационного, магнитного, вихретокового, вибродиагностического, электрического, теплового, оптического методов: сб.документов. Сер. 28. Вып. 6.
М.: НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России, 2004. 316 с.
6.
ГОСТ Р 53698–2009. Контроль неразрушающий. Методы тепловые.
Термины и определения. Часть 2. Термины, определения. Сер. 28. Вып. 9. М.: НТЦ по безопасности в промышленности, 2009. 122 с.
7.
РД–13–04–2006. Методические рекомендации о порядке проведения теплового контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах. Сер. 28. Вып. 11 / под общ. Ред. К.Б. Пуликовского. М.: НТЦ по безопасности в промышленности, 2007.
32 с.
8.
Поршаков Б.П., Калинин А.Ф., Купцов А.С., Лопатин А.С., Шотиди
К.Х. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте природного газа. Москва МПА-ПРЕСС. 2006. С. 169.

626
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ
УДК 622.69
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА НЕФТЕПРОДУКТОВ
СПОСОБОМ ПРЯМОГО
КОНТАКТИРОВАНИЯ И НЕОБХОДИМОЕ ПРИ ЭТОМ
УСТРОЙСТВО ТРУБОПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ
А.С.Юрков
СамГТУ
Самара, Россия
[e-mail]
В настоящее время в нашей стране и за рубежом светлые нефтепродукты, а их выпускается десятки наименований, перекачивают методом, получившим название «последовательная перекачка прямым контактированием». В результате переработки нефти с установок заводов одновременно выходит множество видов нефтепродуктов, из которых значительную часть составляют светлые нефтепродукты и прежде всего моторные топлива. В результате последующего компаундирования (смешивания двух или нескольких продуктов переработки нефти для изготовления топлив заданных качеств) получают различные сорта нефтепродуктов, готовых к доставке потребителю. Понятно, что сооружение отдельного трубопровода для каждого из выпускаемых нефтепродуктов было бы нерентабельно, поэтому большинство из них транспортируют по одному и тому же трубопроводу, закачивая последовательно, один за другим.
Сущность последовательной перекачки прямым контактированием состоит в том, что разносортные нефтепродукты, объединенные в отдельные партии по нескольку тысяч или десятков тысяч тонн каждая, закачивают в трубопровод последовательно, одна за другой, и транспортируют так до самого потребителя.
При этом каждая партия вытесняет предыдущую и в свою очередь вытесняется последующей. Получается так, что нефтепродуктопровод по всей своей протяженности заполнен партиями различных нефтепродуктов, вытянутых в цепочку и контактирующих друг с другом в местах, где кончается одна партия и начинается другая.
Таким образом, главное в последовательной перекачке нефтепродуктов — это то, что различные виды и сорта нефтепродуктов перекачивают не по разным, а по одной и той же трубе.
На головном пункте трубопровода нефтепродукты закачивают из отдельных резервуаров, транспортируют партиями, по дороге, если есть необходимость, отгружают путевым потребителям, подключенным к основной магистрали с помощью отводов, а на конечных пунктах принимают в отдельные

627
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ резервуары. На рис. 3 приведена принципиальная схема трубопроводной системы для последовательной перекачки нефтепродуктов. На этом рисунке видны последовательно движущиеся в магистральном нефтепродуктопроводе (МНПП) партии нефтепродуктов (нп.) — № 1, № 2, № З, № 4, № 5 и т.д., вытесняющие предыдущие партии и в свою очередь вытесняемые последующими. На рисунке схематично изображены также резервуарные парки
(РП) головной перекачивающей станции (ГПС), резервуарные парки промежуточных перекачивающих станций (ППС) и резервуарный парк конечного пункта (КП), на котором происходит прием нефтепродуктов, перевалка на другие виды транспорта или отгрузка потребителям.
Рис. З. Принципиальная схема трубопроводной системы для последовательной
перекачки нефтепродуктов.

628
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ
В систему трубопроводного транспорта нефтепродуктов входят следующие основные объекты (см. рис. З):
Соединительные
трубопроводы
(СТ), соединяющие нефтеперерабатывающий завод с головной перекачивающей станцией.
Перекачивающие станции нефтепродуктопровода — это сложные инженерные сооружения, необходимые для того, чтобы создать в трубопроводе требуемую для движения нефтепродуктов разность напоров. Расстояния между соседними перекачивающими станциями, как правило, составляют 100—150 км, хотя в отдельных случаях они могут быть значительно больше. Число перекачивающих стаций, как и диаметр (или диаметры) трубопровода определяется в рамках общей технико-экономической оптимизации, в которой различные варианты, обеспечивающие транспортировку нефтепродуктов заданной номенклатуры и в заданном количестве, сопоставляются между собой по экономическим критериям.
Головная перекачивающая станция нефтепродуктопровода располагается, как правило, вблизи нефтеперерабатывающего завода или другого крупного источника нефтепродуктов (например, вблизи порта, куда нефтепродукты доставляются водным путем). Промежуточные перекачивающие станции располагаются по трассе нефтепродуктопровода с определенным шагом, определяемым гидравлическими и другими техническими условиями.
Линейные части, их главным элементом нефтепродуктопроводной системы является сам трубопровод. Для линейной части нефтепродуктопроводов используют сварные (прямошовные и спиралешовные) и бесшовные горячекатаные и термообработанные стальные трубы диаметром от 219 до 426 мм, а также электросварные (с продольным или спиральным швом) трубы диаметром
529 мм из высокопрочных низколегированных и углеродисгых сталей, способные выдержать давление до 65 атм. Помимо трубопровода и отводов от него, линейная часть нефтепродуктопроводов включает подводные переходы через естественные и искусственные преграды (реки, ручьи, овраги, железные и автомобильные дороги), запорные устройства, установки электрохимической защиты трубопровода от коррозии, системы технологической связи, сооружения линейной и диспетчерской служб, вольттрассовые дороги и т.п.
Промежуточные перекачивающие станции, находящиеся на границе соседних участков и предназначенные для создания дополнительного напора, обеспечивающего дальнейшую транспортировку нефтепродуктов.
Отводы и ответвления к промежуточным потребителям — подключенным к трубопроводу нефтебазам.
Конечные пункты нефтепродуктопроводов предназначены прежде всего для приемки нефтепродуктов из трубопровода, поэтому они имеют крупные резервуарные парки, причем для каждого сорта нефтепродуктов имеется как минимум по два резервуара. Вторым назначением КП является отгрузка

629
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ нефтепродуктов потребителям или перевалка на другие виды транс. порта.
Поскольку во многом процесс распределения нефтепродуктов имеет вероятностный характер, то резервуары КП имеют большую вместимость, чтобы компенсировать неравномерность работы самого трубопровода и отгрузки нефтепродуктов. Третьим назначением КП является раскладка смеси транспортируемых нефтепродуктов, образующейся при их последовательной перекачке. Для этой цели на КП имеются так называемые смесевые резервуары, в которые принимают части смесей для последующей раскладки по исходным нефтепродуктам.
Библиографический список:
1. Ишмухаметов И.Т., Исаев С.Л., Лурье М.В., Макаров С.П. 50 вопросов о последовательной перекачке нефтепродуктов. - М.: Нефть и газ, 1997;
2. Ишмухаметов
И.Т., Исаев С.Л., Лурье М.В., Макаров С.П.
Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. - М.: Нефть и газ, 1999;
3. РД 153-39.4-041-99 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов;
4. СО
06-16-АКТНП-003-2004 Инструкция по транспортированию нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам системы ОАО АК
«Транснефтепродукт» методом последовательной перекачки
УДК 622.69
НЕКОТОРЫЕ СПОСОБЫ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКИ
НЕФТЕПРОДУКТОВ
А.С.Юрков
СамГТУ
Самара, Россия
[e-mail]
Транспортировка светлых нефтепродуктов (бензинов, керосинов и дизельных топлив) по трубопроводам существенно отличается от перекачки сырой нефти. Главное отличие состоит в том, что в одной и той же трубе одновременно перекачивают не одну, а несколько жидкостей с различными физико-химическими свойствами и различным назначением. При этом необходимо, чтобы перекачиваемые жидкости не перемешались друг с другом и дошли до

630
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ потребителя практически в том же количестве и с тем же качеством, с каким были приняты к транспортировке.
Основная технология транспортирования светлых нефтепродуктов по трубопроводам, принятая сейчас во всем мире, — это последовательная перекачка нефтепродуктов с прямым контактом между ними (англ. batching), т. е. перекачка нефтепродуктов отдельными порциями (партиями).
Сущность последовательной перекачки прямым контактом состоит в том, что разносортные нефтепродукты (бензины, керосины, дизельные топлива и др.), объединенные в отдельные партии по несколько тысяч или десятков тысяч тонн каждая, закачивают в трубопровод последовательно друг за другом и транспортируют так до потребителя. При этом каждая партия вытесняет предыдущую и в свою очередь вытесняется следующей. Получается так, что нефтепродуктопровод по всей своей протяженности заполнен партиями различных нефтепродуктов, вытянутых в цепочку и контактирующих друг с другом в местах, где кончается одна партия и начинается другая. На конечном пункте партии разносортных нефтепродуктов принимают в отдельные резервуары.
Способ транспортировки различных нефтепродуктов по одному и тому же трубопроводу, безусловно, прогрессивен, поскольку позволяет отказаться от строительства пучка трубопроводов. В то же время этот способ имеет существенный недостаток, поскольку в области контакта последовательно движущихся нефтепродуктов образуется смесь, которую затем приходится подмешивать (раскладывать) к исходным нефтепродуктам, поэтому необходимы мероприятия по уменьшению объема смеси. Тем не менее при соблюдении специальных правил транспортировки и обеспечении жесткого регламента всех технологических операций последовательная перекачка нефтепродуктов не только возможна, но и доказала свои преимущества многолетней практикой.
Последовательную перекачку нефтепродуктов осуществляют циклами.
Каждый цикл состоит из нескольких партий нефтепродуктов, выстроенных в определенной последовательности. При этом порядок следования выбирается так, чтобы каждый нефтепродукт контактировал с двумя другими, наиболее близкими к нему по своим свойствам.
Известны способы последовательной перекачки нефтепродуктов с механическими разделителями, выполняющими роль подвижных перегородок между разносортными нефтепродуктами. Однако эти способы характеризуются большой трудоемкостью при их осуществлении.
Известен также способ последовательной перекачки нефтепродуктов с буферной пробкой, состоящей из продукта перегонки одного из двух перекачиваемых последовательно нефтепродуктов в интервале температур выкипания углеводородов, общих для обоих перекачиваемых нефтепродуктов.
Однако этот способ требует существенных затрат на изготовление дистиллятных

631
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ пробок и может применяться только в исключительных случаях, как, например, для последовательной перекачки авиационных керосинов.
Так же разработан способ последовательной перекачки разносортных нефтепродуктов, обеспечивающий сохранение качества перекачиваемых нефтепродуктов в процессе их транспортировки по магистральным трубопроводам за счет уменьшения интенсивности смесеобразования перекачиваемых нефтепродуктов в зоне их контакта за счет добавления присадок. Достигается это тем, что при последовательной перекачке двух нефтепродуктов, вытесняемого нефтепродукта №1 и вытесняющего нефтепродукта №2, в области их контактирования формируют разделительную пробку. Для этого малую антитурбулентную присадку вводят в конечную зону, “хвост” партии вытесняемого нефтепродукта, и в начальную зону, “голову” партии вытесняющего нефтепродукта. Таким образом, разделительная (буферная) пробка оказывается состоящей из двух частей: первой части, образованной нефтепродуктом №1 с введенной в него малой антитурбулентной присадкой, и второй, образованной нефтепродуктом №2, в который также введена малая антитурбулентная присадка.
При этом объемы первой и второй частей буферной пробки должны составлять по
0,5 объема смеси, возникающей в данном нефтепродуктопроводе при последовательной перекачке этих нефтепродуктов на всей протяженности трубопровода. (рис.1)
Рис. 1.
Известно, что антитурбулентные присадки (например, CDR-102, Nekkad
547 и др.), создаваемые на углеводородной основе, используются для снижения гидравлического сопротивления при перекачке нефтепродуктов для экономии электроэнергии или снижения необходимых давлений, или увеличения пропускной способности нефтепродуктопроводов. Эти присадки воздействуют на пристеночную турбулентность в потоке жидкости в трубопроводе, изменяя

632
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ распределение осредненных скоростей по сечению трубы и тем самым - коэффициент гидравлического сопротивления. Первоначальная граница контакта нефтепродуктов перемещается со средней скоростью перекачки, так что в ядре потока вытесняющий нефтепродукт внедряется в нефтепродукт, идущий впереди, а вблизи внутренней поверхности трубопровода вытесняемый нефтепродукт отстает и попадает в область, занятую вытесняющим нефтепродуктом (рис. 2.).
При этом процессы турбулентной диффузии перемешивают жидкости по сечению трубопровода, что способствует росту смеси.
Рис. 2.
Встречные перетоки жидкости переносят через сечение подвижной системы отсчета как первый, так и второй нефтепродукты, однако средние концентрации вытесняющего нефтепродукта в этих перетоках разные. В том перетоке, который происходит в направлении перекачки, концентрация вытесняющего нефтепродукта больше, чем в том перетоке, который направлен в обратную сторону. Благодаря этому происходит проникновение вытесняющего нефтепродукта в область вытесняемого нефтепродукта и, следовательно, их перемешивание.
Известно, что интенсивность проникновения вытесняющего нефтепродукта в вытесняемый в каждом сечении области смеси пропорциональна корню квадратному из коэффициента гидравлического сопротивления. Отсюда следует, что, уменьшая коэффициент гидравлического сопротивления путем введения малой антитурбулентной присадки в оба нефтепродукта так, чтобы присадка оставалась в области контактирования нефтепродуктов на протяжении всей перекачки, объем этой области будет существенно уменьшен.
Работа над доработкой известных и разработкой новых способов последовательной перекачки нефтепродуктов не прекращается ни на минуту. Это обусловлено необходимостью сокращения экономических затрат для реализации таких способов на практике, упрощения, автоматизации и рационализации технологического процесса последовательной перекачки нефтепродуктов по магистральному трубопроводу.

633
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ
Библиографический список:
1.
Ишмухаметов И.Т., Исаев С.Л., Лурье М.В., Макаров С.П. 50 вопросов о последовательной перекачке нефтепродуктов. - М.: Нефть и газ, 1997;
2. Ишмухаметов
И.Т., Исаев С.Л., Лурье М.В., Макаров С.П.
Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. - М.: Нефть и газ, 1999;
3. РД 153-39.4-041-99 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов;
4. Патент RU №2156915, F 17 D 1/14, 2000.
ПРЕИМУЩЕСТВА И ПЕРСПЕКТИВЫ ВНЕДРЕНИЯ ГАЗОВОГО
ПОЖАРОТУШЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ
И.Н. Астапов
СамГТУ
Самара, Россия
[e-mail]
На сегодняшний день, вопросы, касающиеся противопожарной защиты на производственных предприятиях нефтегазовой промышленности, являются актуальными, хотя на мировом рынке производители противопожарного оборудования предлагают достаточно большую номенклатурную базу оборудования для решения задач пожарной защиты объектов любого масштаба.
Особенно актуально на сегодняшний день стоит вопрос активной противопожарной защиты открытых установок нефтебаз, а именно: резервуарные парки, автомобильные и железнодорожные эстакады слива/налива, крытые склады, насосные станции перекачки нефтепродуктов.
В соответствии с СП 155.13130.2014 Склады нефти и нефтепродуктов требования пожарной безопасности. СП 21-104-98 «Свод правил по проектированию систем противопожарной защиты резервуарных парков
Госкомрезерва России», для тушения пожара на установках следует предусматривать пенное или водяное пожаротушение, а также водяное охлаждение.
В действующих установках пенного и водяного пожаротушения и охлаждения используется недорогой тушащий агент – вода. Чтобы построить системы пожаротушения необходимо спроектировать и смонтировать насосную

634
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ пенного и водяного пожаротушения, сеть кольцевого водопровода, резервуары противопожарного запаса воды, узлы запорной арматуры, систему автоматизации.
Основным недостатком систем пенного и водяного пожаротушения является невозможность их применения в зимних условиях при отрицательных температурах окружающего воздуха. Учитывая, что средняя продолжительность отрицательных температур окружающей среды на территории нашей страны колеблется от 6 месяцев в году, то можно подсчитать время, в течение которого установки пенного и водяного пожаротушения не эффективны.
Если все же существует возможность выполнения мероприятий по сохранности положительной температуры тушащего агента в кольцевом водопроводе, то ликвидация последствий после тушения пожара пеной или водой в зимний период представляет собой отдельную, не легкую работу.
В качестве замены пенного и водяного пожаротушения может стать установка газового пожаротушения, тушащим агентом которого можно выбрать недорогую двуокись углерода.
Капитальные затраты на установку газового пожаротушения сопоставимы с затратами на установку пенного или водяного пожаротушения, и вместе с тем обладают рядом преимуществ таких как:
 возможность работы установки в широком диапазоне температур окружающего воздуха;
 отсутствие последствий после тушения пожара в зимний период, в отличие от пенного и водяного тушения;
 высокая скорость тушения пожара;
 возможность дальнейшего использования уцелевшего от пожара оборудования и нефтепродуктов.
Особенностью применения газового пожаротушения является строгое дозирование тушащего агента СО
2
в зону пожара из-за того, что установки газового пожаротушения имеют физическое ограничение запаса СО
2
. Поэтому данные установки оснащаются системами автоматизации, работа которых направлена на точном обнаружении места (зоны) возгорания, формирование управляющих команд на исполнительные механизмы с целью доставки необходимого и достаточного для тушения количества газа в зону пожара.
При сравнительно одинаковых капитальных затратах на установки различных типов, выигрышную позицию занимает газовое пожаротушение, которое минимизирует ущерб при пожаре, и, соответственно, позволяет экономить финансовые затраты.
Высокая эффективность локализации возгорания достигается путем комбинации газового и пенно-водяного тушения пожара. При возгорании нефтепродукта, в зону горения устремляется газовое облако, которое вытесняет окислитель процесса, снижает температуру реакции за счет своей низкой

635
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ температуры и тем самым устраняет причину горения. Для дополнительного охлаждения вместе с газовым облаком в зону горения подаётся вода.
Описанный способ комбинированного тушения является наиболее затратным, и поэтому применим на предприятиях, где система пенно-водяного пожаротушения уже внедрена и нуждается в модернизации.
С подобным примером комбинации установок, проектировщики сталкиваются не редко.
Так, в начале 2013 года была проведена модернизация действующей системы пожаротушения на ОАО Ачинский НПЗ ВНК".
Установка газового пожаротушения была призвана усилить активную противопожарную защиту двух эстакад налива нефтепродуктов, путем консолидации преимущественных возможностей газового и водяного пожаротушения.
В состав установки газового пожаротушения входит следующее оборудование и сооружения:
- Модули газового пожаротушения изотермические для жидкой двуокиси углерода (МИЖУ);
- Устройства распределительные (РУА);
- Отапливаемый блок-контейнер для МИЖУ (ОБК-МИЖУ);
- Отапливаемый блок-контейнер для РУА (ОБК-РУА);
- Насадки для выпуска газового огнетушащего вещества;
- Трубопроводы газового пожаротушения;
- Система автоматизация газового тушения;
- Кабельные линии, прокладываемые по проектируемым, существующим эстакадам и металлоконструкциям;
- Архитектурно-строительные решения (навес для МИЖУ с ограждением по периметру; фундаменты для МИЖУ, ОБК-МИЖУ; стойки для эстакады для прокладки трубопроводов и кабельных линий; металлоконструкции для прокладки трубопроводов и кабельных линий на эстакадах; и т.д.).
Каждая эстакада представляет собой строительное сооружение из сборного железобетона длиной 432 метра и предназначена для налива продукции в ж/д вагоноцистерны, которые расположены на путях по обе стороны эстакады.
Первая эстакада, служит для налива светлых нефтепродуктов, имеет двускатную кровлю, опирающуюся на железобетонные фермы и передающую усилие тяжести через несущие колонны на фундамент. Данная эстакада имеет три площадки обслуживания: центральную, расположенную между двумя ж/д путями, и боковые, расположенные по обе стороны ж/д путей.
Вторая эстакада, служит для налива темных нефтепродуктов, имеет одну двухъярусную центральную площадку обслуживания без навесов и укрытий.

636
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ
Технологически схема газового пожаротушения построена по принципу зонирования – выполнена при невозможности защиты эстакады по всей длине одним пуском СО2 из МИЖУ.
В силу большой протяженности эстакад, с технологической точки зрения было целесообразно их разделить на два равных участка, длиной 216 метров каждый. Таким образом, эстакады защищены двумя установками газового пожаротушения. Причем, одна установка охватывает по одному 216-ти метровому участку каждой эстакады. В целях соблюдения принципа зонирования тушения, каждый участок в свою очередь поделен еще на 12 зон по 18 метров.
Каждая часть эстакады и каждая зона тушения оборудуются РУА для подачи газового огнетушащего вещества (ГОТВ) в требуемом направлении. Для выпуска газового огнетушащего вещества на трубопроводах газового пожаротушения устанавливаются насадки.
Как видно из вышеприведенного описания, технологическая схема системы газового пожаротушения представляет собой сложную распределительную сеть газопроводов, оборудованную на различных участках РУА и предназначенную для адресной доставки ГОТВ к месту возникновения пожара. [6]
Очевидно, что эффективная работа подобных сложных систем зависит от наличия системы автоматического управления газовым пожаротушением.
В соответствии с техническим заданием система автоматического управления газовым пожаротушением должна базироваться на оборудовании из номенклатуры интегрированной системы «Орион», производства НВП "Болид", и системы автоматики МИЖУ, производства ЗАО "Артсок". Требование о применении оборудования производства НВП
"Болид" продиктовано необходимостью интеграции проектируемой системы в существующую на объекте систему активной противопожарной защиты.
В соответствии с задачей зонирования тушения, САУ должна предусматривать извещение о пожаре в каждой зоне эстакады. Для этих целей проектом предусмотрено установка взрывозащищенных пожарных извещателей пламени типа "Набат 1М" из расчета 12 извещателей на одну зону. Извещатели пламени устанавливаются таким образом, что углы их обзора взаимно перекрываются как в горизонтальной плоскости, так и в вертикальной плоскости, что существенно сокращает наличие "слепых" областей обзора в плане эстакады и создает защищаемую зону. Защищаемая зона контролируется не менее чем двумя пожарными извещателями, расположенными, как правило, с противоположных направлений.
Извещатели пламени каждой отдельной зоны включаются в шлейф двух порогового прибора приемно-контрольного пожарного "Сигнал-20П SMD".
Компоновочными решениями была обеспечена расстановка приборов "Сигнал-20П SMD" на строительных конструкциях эстакад, непосредственно в

637
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ каждой зоне обнаружения пожара, а укрытие приборов обеспечивается взрывозащищенными, обогреваемыми металлическими шкафами.
Во исполнении СНиП 2.11.03-93 и СП 21-104-98, система автоматического управления оснащена кнопками местного ручного пуска установок газового пожаротушения, расположенными около входов на эстакаду. Количество кнопок ручного пуска принято в соответствии с количеством зон тушения. Иными словами, каждая кнопка должна активировать запуск газового пожаротушения для конкретной зоны. [3]
При возникновении признаков возгорания в зоне обнаружения извещателей пламени, в приборе "Сигнал-20П SMD" формируется сигнал "Пожар". Прибор "Сигнал-20П SMD" передает сигнал "Пожар" с адресом происшествия на пульт контроля и управления (ПКУ) "С2000-М". ПКУ автоматически формирует сигналы управления оповещением посредством блоков "С2000-СП2" и "УКЛО", сигналы управления открытия тех РУА в ОБК-МИЖУ в ОБК-РУА, которые обеспечат поступление и выпуск ГОТВ в зону возгорания (в зону обнаружения пожарных извещателей пламени). Вместе с тем команда пуска установки газового пожаротушения находится в режиме ожидания до тех пор, пока не будет нажат элемент дистанционного управления (ЭДУ) в диспетчерской. По нажатию ЭДУ,
ПКУ формирует команду подачи сигналов на шкаф контроля и управления (ШКУ)
МИЖУ (по сути, запуск установки газового пожаротушения). При подаче сигналов на ШКУ МИЖУ, последний по внутреннему алгоритму выполняет подготовку
ГОТВ к выпуску в зону тушения.
По нажатию кнопки местного ручного пуска около эстакад, формируется сигнал "Пожар" на контроллер "С2000-КДЛ" в ОБК-МИЖУ. Контроллер "С2000-
КДЛ" передает сигнал "Пожар" с адресом происшествия на ПКУ "С2000-М". ПКУ автоматически формирует сигналы управления оповещением посредством блоков "С2000-СП2" и "УКЛО", сигналы управления открытия тех РУА в ОБК-МИЖУ в
ОБК-РУА, которые обеспечат поступление и выпуск ГОТВ в соответствующую зону возгорания. ПКУ формирует команду подачи сигналов на ШКУ МИЖУ для выпуска ГОТВ. Пуск ГОТВ производится без подтверждения элементом дистанционного управления (ЭДУ) в диспетчерской.
Проектируемая система газового пожаротушения предусматривает ручное отключение автоматики пожаротушения эстакад посредством прибора "С2000-
ПКУ", установленного диспетчерской. При нажатии кнопки "С2000-ПКУ", формируется световая сигнализация об отключении автоматики в районе эстакад.
Кроме того, так же формируется команда блокировки подачи сигналов в ШКУ
МИЖУ и на оповещатели свето-звуковые. "С2000-ПКУ" так же формирует сигнал принудительного включения всех светозвуковых и световых оповещателей в целях контроля работоспособности системы.
Применение автоматической системы газового пожаротушения позволяет почти мгновенно определить место возникновения пожара и сразу приступить к

638
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И
ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ непосредственному тушению, что значительно минимизирует ущерб от пожара, а, следовательно, и убытки предприятия.
Существующая система водяного пожаротушения эстакад не изменила свою функцию, и с помощью лафетных стволов, расположенных вдоль эстакад, охлаждает ж/д вагоноцистерны, оказавшиеся в зоне пожара. Система пенного тушения, которая предусматривает подключение передвижной мобильной техники к сухотрубу и доставку тушащего агента по всей длине эстакады вне зависимости от места возникновения пожара, так же сохранила свою главную функцию участия при тушении пожара. [6]
Внедрение автоматической системы газового пожаротушения в существующую систему водно-пенного пожаротушения, рассматриваемого предприятия, позволило усилить активную противопожарную защиту эстакад налива нефтепродуктов.