Технология ремонта участка "Терновка-Красноармейская" магистрального трубопровода "Куйбышев-Лисичанск" с заменой коррозионных секций
Анализ современного состояния нефтепроводного транспорта России. Общая характеристика трассы нефтепровода "Куйбышев-Лисичанск". Проведение комплексной диагностики линейной части магистрального нефтепровода. Принципиальные схемы электрических дренажей.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 23.01.2012 |
| Размер файла | 2,3 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Использование самодельных электрододержателей и электрододержателей с нарушенной изоляцией рукоятки запрещается.
Кабели, подключенные к сварочным аппаратам, распределительным щитам и другому оборудованию, а также в местах сварочных работ, должны быть надежно изолированы от действия высокой температуры, химических воздействий и механических повреждений.
При пользовании электроинструментом, ручными электрическими машинами, переносными светильниками, их провода и кабели подвешиваются на штатные подставки.
Переносной электроинструмент, светильники, ручные электрические машины подключить только через устройство защитного отключения (УЗО).
Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генераторов, трансформаторов, должно быть не более 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 380 и 220 В.
При работе с шлифмашиной необходимо выполнять следующие основные требования безопасности:
- работать обязательно в перчатках, крагах и тщательно заправленном рабочем костюме, надежно предохраняющем от попадания искры и т.д.;
- при установке и закреплении диска применять гайки без забоин, затяжку гайки производить только штатным ключом;
- применять прошедшие испытание отрезные и абразивные круги с маркировкой соответствующей технической характеристике машины;
- держать машинку так, чтобы искры вылетали вперед, работать только той частью диска, которая обращена "вниз";
- запрещается применять сточенный диск со сколами;
- не допускать при работе попадание отделяемых при зачистке частей и выломанного ворса на окружающих, место проведения работ должно быть огорожено щитами.
При работе со шлифмашинкой запрещается:
- работать без спецодежды и обуви, средств защиты головы и глаз;
- снимать защитный кожух рабочего круга;
- применять круги, допустимая скорость вращения которых меньше скорости вращения шлифмашинки;
- после выключения машины принудительно останавливать вращающуюся щетку или круг руками, обрабатываемыми или другими предметами;
- при зажиме диска в пропиле вырывать из реза не выключенную машинку;
- класть шлифмашинку до полной остановки рабочего круга;
- работать, держа машинку одной рукой;
- производить замену или закрепление рабочего круга без отключения шлифмашинки от сети;
- оставлять без надзора электроинструмент, присоединенный к сети, а также передавать его лицам, не имеющим допуска к работе с ним.
Запрещается работа с электроинструментом:
- при повреждении штепсельного соединения, кабеля или его защитной трубки;
- при нечеткой работе выключателя;
- при вытекании смазки из редуктора;
- при появлении дыма;
- при повышенном шуме, стуке, вибрации;
- при поломке или появлении трещин в корпусе, защитном экране;
- при исчезновении электрической связи между металлическими частями корпуса и нулевым защитным штырем питающей вилки.
На корпусе электросварочного аппарата должен быть указан инвентарный номер, дата следующего измерения сопротивления изоляции и принадлежность подразделению.
Запрещается проведение сварочных работ во время снега или дождя без применения навеса над местом производства работ и ветра со скоростью свыше 10 м/сек.
При оставлении места работы сварщик обязан отключить сварочный аппарат.
При транспортировании газовых баллонов на них должны быть навернуты колпаки, кроме того, на баллонах с горючими газами на боковом штуцере должны быть установлены заглушки.
Совместная транспортировка кислородных баллонов и баллонов с горючими газами не допускается. В исключительных случаях допускается одновременная транспортировка не более 10 баллонов с кислородом и горючими газами (суммарно).
Запрещается нахождение людей в кузове автомашины при транспортировании баллонов.
Баллоны должны подвергаться техническому освидетельствованию. На горловине баллона должна быть выбита дата следующего освидетельствования. Использование баллонов с истекшим сроком освидетельствования не допускается.
Расстояние от баллонов до источников открытого огня должно составлять не менее 5 м. Баллоны должны быть защищены от воздействия прямых солнечных лучей.
Редукторы, используемые для снижения давления, должны быть окрашены в тот же цвет, что и баллон. Пользоваться редукторами, имеющими неисправные или с истекшим сроком поверки манометры, - запрещается.
Замерзшие редукторы разрешается отогревать только горячей водой.
Запрещается подогревать баллоны для повышения давления.
Общая длина рукавов для газовой резки должна быть не более 30 м, рукав должен состоять не более чем из трех отдельных кусков, соединенных между собой двухсторонними гофрированными ниппелями, закрепленных хомутами.
Рукава ежедневно осматриваются на наличие трещин и надрезов.
Рукава для газовой резки, редукторы, газовые горелки должны подвергаться периодическим испытаниям.
При проведении газо-резательных работ запрещается:
- работать без защитных очков;
- допускать соприкосновение кислородных баллонов, редукторов и другого сварочного оборудования с различными маслами, а также промасленной одеждой и ветошью;
- производить продувку шланга для горючих газов кислородом и кислородного шланга горючими газами, а также взаимозаменять шланги при работе;
- пользоваться неисправными, неопломбированными или с просроченным сроком проверки манометрами на редукторах;
- находиться напротив штуцера при продувке вентиля баллона;
- производить газовую резку на расстоянии менее 5 м от баллонов с кислородом и сжиженным газом;
- выполнять какие-либо работы с открытым огнем на расстоянии менее 3 м от пропановых шлангов и менее 1,5 м от кислородных шлангов;
- применять для уплотнения редуктора любые прокладки, кроме фибровых;
- ремонтировать газовую аппаратуру и подтягивать болты соединений, находящихся под давлением;
- придерживать отрезаемый кусок металла руками.
Необходимо располагать шланги так, чтобы они не перекручивались, не перегибались и не переламывались, чтобы на них не попали искры и брызги металла и чтобы по ним не проходили люди или техника. Шланги защитить от соприкосновений с токоведущими проводами, стальными канатами, нагретыми предметами, масляными и жирными материалами.
Закрепление шлангов на соединительных ниппелях должно быть надежным. Для этой цели должны применяться специальные хомутики.
В процессе работы разрезаемые заготовки очистить от масла, окалины и грязи с целью предотвращения разбрызгивания металла и загрязнения воздуха испарениями газа.
Работы по подгонке катушки выполнять вне котлована.
По окончании работ по подгонке заготовок катушки удалить автокран за 100м от котлована.
При проведении электросварочных работ:
- места электросварочных работ оградить светонепроницаемыми щитами или завесами из несгораемого материала, если работа выполняется вблизи других работающих.
- во время перерывов в работе электросварщику запрещается оставлять на рабочем месте электрододержатель, находящийся под напряжением, сварочный аппарат отключить, а электрододержатель закреплять на специальной подставке или подвеске. Подключение и отключение сварочных аппаратов, а также их ремонт должны осуществляться специальным персоналом через индивидуальный рубильник.
- во время работы следить, чтобы в зоне производства огневых работ не находились посторонние лица. В случае их появления прекратить работу, посторонних лиц удалить.
- во время работы, необходимо следить, чтобы руки, обувь и одежда были сухими, так как это может привести к электротравме.
- следить, чтобы провода не находились в воде, не пересекали проезжие дороги.
- при работе, для защиты глаз и лица обязательно пользоваться щитком. Не смотреть самим и не разрешать другим смотреть на электрическую дугу незащищенными глазами, а также через очки или стекла без щитка.
При выполнении газоопасных работ необходимо применять инструмент, не дающий искр.
7.6.3 Меры безопасности при изоляционных работах
Работы по нанесению изоляции на отремонтированный участок нефтепровода должны проводиться с оформлением наряда-допуска на огневые работы. Перед проведением работ по очистке и изоляции 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.
В месте приготовления битумно-полимерной мастики необходимо постоянно иметь комплект противопожарных средств: ящик с сухим песком, лопаты, технический войлок, брезент или асбестовое полотно; углекислотный огнетушитель ОУБ-7 (один на котел).
При возгорании в котле битумно-полимерной мастики необходимо плотно закрыть котел крышкой и потушить топку.
Запрещается тушить горящий битум водой или снегом.
Переноска разогретых битумно-полимерных мастик разрешается только в специальных бачках (усеченный конус с расширением книзу, с плотно закрывающейся и запирающейся крышкой).
Подача разогретой битумно-полимерной мастики в траншею в таре передачей из рук в руки запрещается. Для подачи в траншею емкостей с разогретыми изоляционными мастиками, по возможности, должны применяться грузоподъемные механизмы.
При применении полимерных пленок запрещается:
- разводить открытый огонь ближе 50 м от мест хранения пленки;
- перевозить одновременно в кузове автомашины людей и пленку.
8. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
8.1 Воздействие на окружающую среду объектов трубопроводного транспорта
Трубопроводы относятся к категории энергоёмких объектов, отказы которых сопряжены, как правило, со значительным материальным и экологическим ущербом. Многочисленные отказы на технологических и магистральных трубопроводах, транспортирующих пожаровзрывоопасные продукты, ядовитые компоненты и токсичные вещества, приводят к локальным и общим загрязнениям окружающей среды, создают повышенный риск с точки зрения безопасности персонала и населения. Особую остроту приобретает проблема надежности и экологической безопасности в системах магистрального трубопроводного транспорта газа, нефти и нефтепродуктов, аммиакопроводов и других продуктопроводов. Отказ магистрального трубопровода, проявляющийся в местной потере герметичности стенки трубы, трубных деталей или в общей потере прочности в результате разрушения, приводит к значительному экологическому ущербу с возможными непоправимыми последствиями для окружающей природной среды.
8.2 Воздействие разлитой нефти на окружающую среду
Воздействие разлитой нефти на экологию окружающей среды заключается в загрязнении почвенно-растительного комплекса поверхностных и подземных вод, а также приземного слоя атмосферы.
Характер и степень воздействия перекачиваемого продукта определяются составляющими ингредиентами, их свойствами, видовым составом фауны и флоры, атмосферными процессами и другими факторами.
Разлитая на почву нефть оказывает губительное действие на почвенно-растительный комплекс. В загрязненных нефтью почвах нарушается экологическое равновесие, биологическая активность почвенно-растительного комплекса резко снижается. Нефтяное загрязнение приводит к гибели микрофлоры почвы, растительного покрова, деревьев, а также птиц и животных. В результате воздействия нефти снижается водопроницаемость почвы, резко возрастает соотношение между углеродом и азотом в сторону углерода нефти, из почвы вытесняется кислород, необходимый для биологических процессов в грунте.
Загрязнение почвенно-растительного комплекса приводит к значительному экологическому и экономическому ущербу:
- снижается плодородие почвы;
- падает урожайность сельскохозяйственных культур;
- уменьшается продуктивность лесных ресурсов;
- изымаются из хозяйственного землепользования большие площади.
Воздействие нефти на почву может оказать пагубное влияние на человека через пищевые цепи, при этом возможно возникновение канцерогенного эффекта.
Разлитая на поверхность воды нефть оказывает отрицательное воздействие на качество воды и на жизнедеятельность обитателей водоемов.
Нефтяная пленка препятствует естественной аэрации, вызывая дефицит кислорода, нарушает нормальные биологические процессы в водоемах на длительное время, изменяет состав воды.
Воды, загрязненные нефтью, обладают неприятным запахом и вкусом даже при малой дозе загрязнения.
Загрязнение водоемов и рек нефтью сохраняется довольно значительное время. Скорость самоочищения воды зависит от ее температуры, содержания в ней кислорода, которые определяют биологическую активность микроорганизмов и процесса минерализации.
Загрязнение приземного слоя атмосферы парами нефти приводит к подавлению роста растений, гибели животных, оказывает вредное действие на здоровье людей.
Разлитая нефть является источником повышенной взрывопожароопасности.
8.3 Основные методы ликвидации отказов при проведении капитального ремонта с минимальным воздействием на окружающую среду
8.3.1 Ограничение объема аварийного выброса нефти
Ограничение объема аварийного выброса нефти из аварийного трубопровода является одним из важнейших направлений борьбы с экологическим ущербом, позволяющим на стадии проектирования определить разумный предел экологического риска, а также достаточно эффективно управлять процессом выброса продукта из аварийного участка трубопровода.
На стадии проектирования необходимо предусмотреть максимальный объем залпового выброса перекачиваемого продукта в каждом сечении трубопровода, исходя из условия его полного разрыва, а также возможности его быстрого сбора во временные хранилища.
В период эксплуатации аварийно-восстановительные службы оснащены специальными техническими средствами и материалами, которые позволяют в короткие сроки осуществить меры по ликвидации аварии.
При перекрытии полости аварийного участка трубопровода с нефтью без избыточного давления или опорожненного, герметизация внутренней полости осуществляется с помощью специально разработанных устройств герметизации «Кайман». В редких исключительных случаях допускается применение для герметизации глиняных тампонов, резиновых шаров, специальных тампонов-герметизаторов марки ПЗУ (в настоящее время ввиду объективных причин, связанных с безопасностью использования, применение данных средств ограничено или даже запрещено).
8.3.2 Локализация разлива нефти
На стадии проектирования с целью локализации нефти при отказе наиболее ответственных участков трубопровода - подводных переходов предусматривается сооружение трубопроводов в виде конструкций "труба в трубе", при которой нефть при разрыве трубопровода локализуется в межтрубном пространстве.
Для предотвращения растекания нефти по грунтовой поверхности на пути движения потоков нефти с помощью технических средств сооружаются дамбы, обвалования, создаются ямы-накопители (ловушки), дренажные траншеи, устанавливаются различные ограждения. Размеры сооружений и конструкций определяются условиями местности, размерами и интенсивностью потока.
Химические методы локализации нефти состоят в нанесении на поверхность растекающейся жидкости поверхностно-активных веществ (ПАВ) - отвердителей, которые при контакте с нефтью изменяют физико-химические свойства жидкости: она густеет и перестает двигаться.
Локализация разлива нефти на водной поверхности осуществляется механическими способами с применением плавающих заграждений. Боновые заграждения используются для локализации нефти при скорости течения воды до 1.2 м/с и высотой волны до 0.6 м. При утечках нефти через боновые заграждения, за ними устанавливаются нефтепоглощающие сорбирующие ограждения.
8.3.3 Сбор разлитой нефти
Сбор основной массы нефти производится механическими методами с использованием с использованием специальных технических средств, остаточное количество нефти собирается с помощью сорбентов и диспергентов.
Сорбенты - материалы, способные поглощать и удерживать нефть. Они классифицируются:
по материалу - на минеральные и органические;
по типу сорбента - на природные и синтетические;
по гидромеханическим свойствам - на тонущие с поглощенной нефтью и плавающие на поверхности воды;
по состоянию поверхности - на естественные и модифицированные.
Сорбент наносится на нефтяное пятно и после насыщения нефтью собирается одним из механических способов (нефтесборщиком, бульдозером, вручную и т.д.).
Способ нанесения сорбента на поверхность нефти зависит от вида сорбента. Порошки и гранулы наносятся на нефть путем их распыления струей воздуха или вручную. Количество сорбента определяется объемом оставшейся на поверхности грунта нефти. Отработанный сорбент вывозится на специальные пункты, где он очищается для повторного использования (утилизируется), или уничтожается.
Экологически недопустимо:
- засыпать загрязненные участки, ямы-накопители, дренажные канавы с наличием в них нефти;
- сжигать разлившуюся нефть на поверхности почвы;
- снимать и вывозить в отвалы загрязненную почву.
8.3.4 Рекультивация загрязненных нефтью земель
Рекультивация загрязненных нефтью земель осуществляется агротехническими и биологическими методами.
При агротехнической рекультивации загрязненных нефтью почв используются следующие агротехнические приемы:
- послойная механическая обработка замазученного слоя для улучшения аэрации почвы;
- внесение органических и минеральных удобрений для оптимизации пищевого режима;
- известкование или гипсование для нейтрализации почвенной кислотности или щелочности;
- регулирование водного режима почвы с помощью влагонакопительной агротехники или орошения.
При послойной механической обработке глубина, кратность (интенсивность) обработки почвы и выбор почвообрабатывающих машин зависит от глубины проникновения нефти и степени загрязнения.
Технология внесения органических и минеральных удобрений должна обеспечивать равномерное их распределение по всему пахотному участку.
На почвах, имеющих pH солевой вытяжки < 5,4 - проводится известкование, а при содержании обменного натрия в составе поглощающего компонента почвы более 10% - требуется гипсование. Нормы извести и гипса следует рассчитывать согласно рекомендаций агрохимслужб.
Влагонакопительные мероприятия должны обеспечивать максимальное впитывание влаги, атмосферных осадков и талых вод, сокращение поверхностного стока.
8.4 Рекультивация и восстановление земель
После окончания ремонта необходимо выполнить техническую рекультивацию и биологическую рекультивацию.
Перед снятием плодородного слоя почвы устанавливают вешки. Плодородный слой укладывают во временный отвал, снимать плодородный слой необходимо в теплое время до наступления морозов. Снятие плодородного слоя почвы в зимних условиях допускается только при наличии соответствующего согласования с землепользователями и органами государственного контроля над использованием земель.
После окончания ремонта необходимо выполнить техническую рекультивацию и биологическую рекультивацию.
После выполнения всех работ производится возвращение плодородного слоя почвы. Восстановление плодородного слоя почвы должно производиться только в теплое время года (ВСН 004-88 п.4.7).
Работы по рекультивации производить строго в соответствии с требованиями РД-39-00147105-006-97 "Инструкцией по рекультивации земель".
При выполнении операций земляных работ не допускается смешение плодородной почвы с минеральным грунтом.
Рекультивацию нарушенных земель следует проводить в два этапа:
- техническая рекультивация;
- биологическая рекультивация.
Техническая рекультивация выполняется силами строительной организации и включает в себя следующие виды работ:
- срезка плодородного слоя почвы и перемещение его во временный отвал;
- уборка строительного мусора, производственных отходов и удаление всех временных сооружений за пределы полосы отвода;
- предварительная планировка поверхности земли;
- восстановление плодородного слоя почвы;
- окончательная планировка поверхности.
Снятие, перемещение, хранение и восстановление плодородного слоя почвы должны исключать снижение его качественных показателей, а также потери при перемещениях.
По окончании технической рекультивации отведённые земли передаются в установленном порядке землепользователю.
Биологическая рекультивация выполняется специализированными организациями землепользователя по окончании основных строительных работ и передачи земель владельцу.
Затраты на проведение биологической рекультивации уточняются землепользователем из условия восстановления существующего плодородия почв и подлежат оплате заказчиком.
При выполнении работ следует руководствоваться требованиями ВСН 014-89 и техническими условиями землепользователей.
Толщина плодородного слоя по согласованию с заказчиком предусмотрена 0,12 м.
В ходе рекультивационных работ предполагается восстановить пахотные угодья в их первоначальном качестве. Согласно рекомендациям ГИЗР, применительно к местным условиям, мелиоративный период восстановления плодородия пашни рекомендуется принимать - сроком в два года.
В течение этого периода предусматриваются мероприятия по сохранению насыпного почвенного слоя от эрозии, поддержанию его биологической активности, структуры почвы и воздушно-водного режима, а также накопление в почве органических веществ и азота.
Биологическая рекультивация по настоящему проекту предусматривает внесение органических и минеральных удобрений, посев семян рудеральных растений с хорошо развитой корневой системой, агротехнические работы.
При определении норм и периодичности внесения удобрений учитывалось содержание в почве подвижных форм фосфора и обменного калия, а также вынос их с проектируемым урожаем. Для данной почвы рекомендуется внесение органических удобрений из расчета в первый мелиоративный год для пашни 40 ц/га.
Внесение минеральных удобрений необходимо производить в физиологически кислой форме при весенней вспашке. Вспашку проводят на глубину 15-20 см с одновременным боронованием. Затем осуществляют сплошную культивацию почвы в два следа.
Полная доза внесения минеральных удобрений следующая: аммиачная селитра - 2,5 ц/га, суперфосфат двойной гранулированный - 2,1 ц/га, калий хлористый - 1,5 ц/га, причем суперфосфат вносится еще и при посеве семян донника из расчета 0,5 ц/га.
На первый год мелиоративного периода при восстановлении земель под пашню норма высева семян- донника желтого (сидерата из семейства бобовых, хорошо подходящего для накопления азота в почве) составляет 30 кг/га, на второй 15 кг/га. Донник запахивается в почву на глубину до 30 см с одновременным боронованием осенью второго года, занимая участки пашни два сезона.
9. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
9.1 Сметный расчет на капитальный ремонт участка магистрального нефтепровода
В дипломном проекте представлен вариант капитального ремонта участка магистрального нефтепровода «Дружба-1» с устранением дефектов ПОР методом вырезки «катушек» на участке «Клин-Никольское» 226-735 км.
Исходя из вероятностного характера места и вида аварий, невозможно точно предвидеть масштабы конкретных аварий. В настоящем разделе проекта приведена количественная оценка воздействия аварийной ситуации на линейной части магистрального нефтепровода «Дружба-1».
Величина выброса загрязняющих веществ рассчитывалась на максимально возможный разлив нефтепродукта и, соответственно, максимальные величины выбросов.
Максимальный объем нефтепродукта, который может вылиться из поврежденного участка трубопровода на поверхность земли, учитывая рельеф местности и наличие отключающей арматуры, принят равным среднестатистическому объему выхода нефтепродукта на этом участке.
Сметная документация к проекту “Устранение дефектов ПОР № 512276, 512803, 513203, 200778 методом вырезки на участке с 531 км по 537 км МН ”Дружба-1” составлена в текущих ценах в соответствии с «Методическими указаниями по определению стоимости строительной продукции на территории РФ» (МДС 81-35.2004) и «Методики определения сметной стоимости строительства объектов системы ОАО «АК «Транснефть» М ВНИИСТ 7.3-1030-0.002-2006г.
Сметная стоимость строительства определена на основании сборников ФЕР-2001. Нормативы накладных расходов приняты по видам строительных и монтажных работ в соответствии с МДС 81-33.2004. Величина сметной прибыли определена в соответствии с МДС 81-25.2001.
Место производства работ - Пензенская область.
Индексы изменения стоимости на 01.01.05 г. по отношению к базовым ценам 2001: к материалам - 2,59, к оплате труда - 3,53 (в соответствии со средним разрядом основных рабочих и машинистов отдельно по каждой локальной смете), к эксплуатации машин и механизмов - 2,03 (согласно М ВНИИСТ 7.3-1030-0.002-2006г.).
Индексы изменения стоимости на IV кв. 2006 г. по Пензенской области ФЕР-2001: к материалам - 3,46/2,59 = 1,336, к оплате труда - 4,81/3,53 = 1,363, к эксплуатации машин и механизмов - 3,03/2,03 = 1,493 (по отношению к индексам на 01.01.05 г.).
Индекс-дефлятор на август 2007 г. - 1,0507 (данные Минэкономразвития от 4.09.2006г: на 2007 год - 1,091).
Общая сметная стоимость по расчету в ценах на август 2007 г. с НДС составляет - 4468,05 тыс. руб.
В том числе:
строительно-монтажные работы - 2725,51 тыс. руб.;
материально-технические ресурсы - 1474,36 тыс. руб.;
прочее - 268,18 тыс. руб.
Планируется, что работы будут проведены хозяйственным способом, источник финансирования - средства предприятия на капитальный ремонт.
9.2 Расчет возможного ущерба от аварии на участке
9.2.1 Описание усредненной аварийной ситуации
В результате аварии (разрушение линейного участка магистрального нефтепровода с последующим разливом нефтепродуктов и возгоранием), произошедшей на опасном производственном объекте, незначительные повреждения получили несколько зданий предприятия.
Остаточная стоимость разрушенного участка (по бухгалтерским документам предприятия) составляет 19580,0 тыс. руб. Утилизационная стоимость материальных ценностей составила 85,0 тыс.руб. В результате аварии продолжительность простоя составила 5 дней; средняя дневная прибыль - по объекту 90 тыс. руб.; часть условно-постоянных расходов - 2,5 тыс. руб./день.
Для данного предприятия простой других производств, технологически связанных с данным аварийным объектом, отсутствует.
9.2.2 Структура ущерба
Структура ущерба от аварий на опасных производственных объектах, как правило, включает:
- прямые финансовые потери организации (потери от уничтожения, повреждения) основных фондов и товарно-материальных ценностей), эксплуатирующей опасный производственный объект (участок нефтепродуктопровода), на котором произошла авария;
- расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии;
- социально-экономические потери, связанные с травмированием и гибелью людей (как персонала организации, так и третьих лиц);
- вред, нанесенный окружающей природной среде;
- косвенный ущерб и потери государства от выбытия трудовых ресурсов, составляющие ущерба могут быть рассчитаны независимо друг от друга.
Ущерб от аварий на опасных производственных объектах может быть выражен в общем виде:
УА = УПП + УЛА + УСЭ + УКОС + УЭКОЛ + УВТР, (9.1)
где УА - полный ущерб от аварий, тыс. руб.;
УПП - прямые потери, тыс. руб.;
УЛА - затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии, тыс. руб.;
УСЭ - социально-экономические потери (затраты, понесенные вследствие гибели и травматизма людей), тыс. руб.;
УКОС - косвенный ущерб, тыс. руб.;
УЭКОЛ - экологический ущерб (урон, нанесенный объектам окружающей природной среды), тыс. руб.;
УВТР - потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели людей или потери ими трудоспособности, тыс. руб.
Прямые потери (УПП) можно определить по формуле:
УПП = УОФ + УТМЦ + УИМ, (9.2)
где УОФ - потери предприятия в результате уничтожения (повреждения) основных фондов (производственных и непроизводственных), тыс. руб.;
УТМЦ - потери предприятия в результате уничтожения (повреждения) товарно-материальных ценностей (продукции, сырья и т.п.), тыс. руб.;
УИМ - потери в результате уничтожения (повреждения) имущества третьих лиц, тыс. руб.
"Поврежденными" считаются материальные ценности (здания, сооружения, оборудование, продукция, личное имущество и т.д.), которые в результате ремонтно-восстановительных работ после аварии могут быть приведены в состояние, позволяющее их использовать по первоначальному функциональному назначению. В противном случае они считаются уничтоженными.
Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии (УЛА), можно определить по формуле:
УЛА = УЛ + УР, (9.3)
где УЛ - расходы, связанные с локализацией и ликвидацией последствий аварий, тыс. руб.;
УР - расходы на расследование аварий, тыс. руб.
Социально-экономические потери (УСЭ) можно определить как сумму затрат на компенсации и мероприятия вследствие гибели персонала (УГП), третьих лиц (УГТЛ) и (гибели) травмирования персонала (УТП) и третьих лиц (УТТЛ):
УСЭ = УГП + УГТЛ + УТП + УТТЛ (9.4)
Косвенный ущерб (УКОС) вследствие аварий рекомендуется определять как часть доходов, недополученных предприятием в результате простоя (УНП), зарплату и условно-постоянные расходы предприятия за время простоя (УЗП), и убытки, вызванные уплатой различных неустоек, штрафов, пени и пр. (УШ), а также убытки третьих лиц из-за недополученной ими прибыли (УПТЛ):
УКОС = УНП + УЗП + УШ + УПТЛ (9.5)
Экологический ущерб (УЭКОЛ) рекомендуется определять как сумму ущербов различных видов вредного воздействия на объекты окружающей природной среды:
УЭКОЛ = Эа + Эв + Эп + Эб + Эо, (9.6)
где Эа - ущерб от загрязнения атмосферы, тыс. руб.;
Эв - ущерб от загрязнения водных ресурсов, тыс. руб.;
Эп - ущерб от загрязнения почвы, тыс. руб.;
Эб - ущерб, связанный с уничтожением биологических (в т.ч. иных массивов) ресурсов, тыс. руб.;
Эо - ущерб от засорения (повреждения) территории обломками (осколками) зданий, сооружений, оборудования и т.д., тыс. руб.
Потери от выбытии трудовых ресурсов из производственной деятельности в результате гибели человека (Увтр) рассчитываются исходя из прибыли, недоданной работающим за 6000 рабочих дней. При этом рекомендуется использовать показатели национального (регионального) дохода по предприятиям ТЭК с учетом средней заработной платы.
9.2.3 Обоснование прямых потерь (ущерба)
1. Прямые потери (УПП) в результате уничтожения при аварии основных производственных фондов (линейная часть МН):
а) потери предприятия в результате уничтожения при аварии основных производственных фондов (линейная часть магистрального нефтепровода)
УЛЧ = 19580,0 - 85,0 = 19495,0 тыс. руб.
б) потери предприятия в результате повреждения при аварии линейной части магистрального трубопровода:
- стоимость ремонта и восстановления - 330 тыс. руб.;
- стоимость ремонта незначительно пострадавших соседних зданий (замена остекления, штукатурка) - 82 тыс. руб.;
- стоимость услуг посторонних организаций, привлеченных к ремонту - 45,0 тыс. руб.;
- транспортные расходы, надбавки к заработной плате и затраты на дополнительную электроэнергию составили 300,0 тыс. руб.
УПОВ = 330,000 + 82,000 + 45,000 + 300,000 = 757,0 тыс. руб.
2. Убытки от потери продукции (нефтепродуктов) - потеря продукции в объеме, вытекшей жидкости от момента аварии до момента отключения насосной станции, рассчитывается по выражению:
УПРОД = VЖ?ЦПРОД, (9.7)
УПРОД = VЖ?ЦПРОД = 1675?3,600 = 6029 тыс. руб.,
VЖ = Q?t, (9.8)
VЖ = Q?t?= 6491?0,5?0,860?0,6 = 1675 т.
Нефть пролилась на сушу от момента аварии до момента отключения насосной станции (коэффициента сбора - 60%, средняя оптовая отпускная цена нефти на момент аварии равна 3600 руб./т). Повреждения материальных ценностей незначительны, ущерб имуществу третьих лиц не нанесен, остальные составляющие прямого ущерба не учитываются.
Таким образом, УПП = 19495,0 + 757,0 + 6029,0 = 26281,0 тыс.руб.
9.2.4 Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии
Расходы, связанные с ликвидацией и локализацией аварии, составят:
непредусмотренные выплаты заработной платы (премии) персоналу при ликвидации и локализации аварии - 65 тыс. руб.;
специализированные организации к ликвидации аварии не привлекались;
стоимость материалов израсходованных при локализации (ликвидации) аварии - 260 тыс. руб.
Таким образом, ущерб (потери) при локализации и ликвидации аварии:
УЛЛ = 65,0 + 260,0 = 325,0 тыс. руб.
Расходы на мероприятия, связанные с расследованием аварии - 110,0 тыс. руб.
Таким образом, расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование причин аварии составят:
УЛЛР = 325,0 + 110,0 = 435,0 тыс. руб.
9.2.5 Социально-экономические потери
Ущерб, нанесенный персоналу предприятия.
Расходы на медицинскую, социальную и профессиональную реабилитацию, пострадавшим из числа персонала составили:
2,7 тыс. руб. - расходы на пребывание одного пострадавшего в стационаре в течение шести дней;
2,1 тыс. руб. - расходы на приобретение необходимых лекарственных средств;
15 тыс. руб. - санаторно-курортное лечение;
7 тыс. руб. - расходы на профессиональное переобучение.
Исков о возмещении морального вреда со стороны потерпевших или их родственников не последовало.
УСЭ = 2,7 + 2,1 + 15 + 7 = 26,8 тыс. руб.
9.2.6 Убытки от косвенного ущерба
Косвенный ущерб (УКОС) вследствие аварии определяется в соответствии с формулой (9.5). На участке средняя заработная плата производственных рабочих составляет 500 руб./день; число сотрудников, не использованных на работе в результате простоя, составило 21 чел.; часть условно-постоянных расходов, составляет 2,5 тыс. руб./день.
Величина УЗП, обозначающая сумму израсходованной зарплаты и части условно-постоянных расходов, рассчитываемая за 5 дней, составит:
УЗП = (500•21+2500) •5 = 65 тыс. руб.
Недополученная в результате аварии прибыль составит:
УНП = Qчас•tаварии•Tтн, (9.9)
УНП = 5,582•24•9,9•5,09 = 6751,1 тыс. руб.,
где Qчас - объем транспортировки по участку нефтепровода 5582 тонн/час;
tаварии - время вынужденной остановки трубопровода.
Tтн - тариф за перекачку 9,9 руб/100тонн•км.
Убытки, вызванные уплатой различных штрафов, пени и прочее, не учитываются, так как никаких штрафов и пени на предприятие не накладывалось.
Так как соседние организации не пострадали от аварии, недополученная прибыль третьих лиц не рассчитывается. Таким образом, косвенный ущерб будет равен:
УКОС = 65,0 + 6751,1 = 6816,1 тыс. руб.
9.2.7 Экологический ущерб
В силу того, что разлитие нефти при аварии было ограничено, то ущерб УЭКОЛ, будет определяться, главным образом, размером взысканий за вред, причиненный продуктами горения нефти и нефтепродуктов по выражению:
ЭА=5?(НБАI?МI) ?КИ?КЭА, (9.10)
где НБАI - базовый норматив платы за выброс в атмосферу продуктов горения нефти и нефтепродуктов: СО, НОХ, SОХ, Н2S, сажи (С), НСN, дыма (ультрадисперсные частицы SiO2), формальдегида и органических кислот в пределах установленных лимитов, НБАI принимался равным 25, 2075, 1650, 10325, 10650, 8250, 1650, 27500 и 1375 руб./т соответственно;
МI - масса i-го загрязняющего вещества, выброшенного в атмосферу при аварии (пожаре), тонн;
КИ - коэффициент индексации платы за загрязнение окружающей природной среды, принимался равным 94 по пункту 2.26 РД 03-496-02 «Методические инструкции по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах»;
КЭА - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха экономических районов Российской Федерации.
Для Пензенской области при выбросе загрязняющих веществ в атмосферу городов и крупных промышленных центров: КЭА = 1,9. С учетом изложенного УЭКОЛ = 536,7 тыс. руб.
9.2.8 Потери при выбытии трудовых ресурсов
Потери при выбытии трудовых ресурсов условно приняты в размере 30,4 тыс. руб. (1,135?УСЭ).
9.2.9 Суммарный ущерб
В результате проведенного расчета суммарный ущерб от аварии по формуле составляет:
УА = УПП + УЛЛ + УСЭ + УКОС + УЭКОЛ + УВТР, (9.11)
УА = 26281,0 + 325,0 + 26,8 + 6816,1 + 536,7 + 30,4 = 34016,0 тыс. руб.
Полученные результаты сведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1
|
Вид ущерба |
Величина ущерба, тыс. руб. |
|
|
Прямой ущерб |
26281,0 |
|
|
В том числе ущерб имуществу третьих лиц |
0 |
|
|
Расходы на ликвидацию (локализацию) аварии |
325,0 |
|
|
Социально-экономические потери |
26,8 |
|
|
В том числе гибель (травмирование) третьих лиц |
0 |
|
|
Косвенный ущерб |
6816,1 |
|
|
В том числе для третьих лиц |
0 |
|
|
Экологический ущерб |
536,7 |
|
|
Потери от выбытия трудовых ресурсов |
30,4 |
|
|
ИТОГО: |
34016,0 |
|
|
в том числе ущерб третьим лицам и окружающей среде |
536,7 |
9.3 Условная экономия средств (сокращение ущерба) в результате снижения аварийности на участке
Доля сокращения ущерба за счет своевременного проведения капитального ремонта участка:
коэффициент сокращения ущерба (0,1- 0,75)
Условная экономия средств предприятия в результате снижения ущерба на проектном участке трубопровода:
ЭГОДУСЛ = УА?•(9.12)
ЭГОДУСЛ = 34016,0• 0,1 = 3401,6 тыс. руб.
Условный срок окупаемости затрат на капитальный ремонт участка МН за счет ожидаемого сокращения ущербов от аварий рассчитаем по выражению:
Т = / Э, (9.13)
Т = / Э = 4468,05 / 3401,6 = 1,3 года.
Результаты проведенной оценки сокращения ущерба от аварий подтверждают предварительную гипотезу об эффективности проекта по капитальному ремонту участка «Клин-Никольское» МН «Дружба-1» Ду 1000 мм.
9.4 Экономическое обоснование выбора метода ремонта
Согласно данным ОКС (отдел капитального строительства ОАО «МН «Дружба») затраты на замену одного километра трубы Дн = 1020 мм составляют 49223,22 тыс. руб.
В данном дипломном проекте предполагается устранение дефектов ПОР методом вырезки «катушки» на 531, 534 и 537 км нефтепровода.
Длина заменяемой трубы при капитальном ремонте с ее заменой составила бы 6 км, тогда:
1000 м - 49223,22 тыс. руб.,
6000 м - х.
Следовательно затраты на замену участка трубопровода Дн = 1020 мм длиной 6000 м. составили бы 295339,3 тыс. руб.
То есть затраты на ремонт дефектов на участке с 531 км по 537 км (3 места производства работ) методом выборочного ремонта (замена «катушки») меньше нежели затраты на ремонт с заменой трубы:
295339,3 тыс. руб. > 4468,05 тыс. руб.
Приведенные выше расчеты подтверждают правильность выбора метода капитального ремонта, рассмотренного в данном дипломном проекте. Выбор ремонта экономически обоснован.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте решалась задача по капитальному ремонту участка магистрального нефтепровода «Дружба-1» диаметром 1020 мм с вырезкой «катушки».
В проекте в достаточном объеме представлена характеристика объекта. Произведены гидравлический, механический расчеты трубопровода; описаны подготовительные и основные работы, пуск и вывод участка на установленный режим; проведен проверочный механический и гидравлический расчет, определены места и количество точек откачки нефти ПНУ, протяженность участков, подлежащих освобождению, объем откачиваемой нефти, время освобождения участков МН, обосновано количество и тип выбираемой электрохимической защиты.
В разделе, являющемся спецвопросом, рассмотрены различные режимы перекачки на участке «Клин-Никольское» МН «Дружба-1» и обоснован выбор наиболее рациональных из них.
Рассмотрена технология ремонта с вырезкой и врезкой «катушки». Приведена существующая методика расчета экономической эффективности проекта и получены данные, позволяющие судить о его рентабельности.
Также в проекте рассмотрены вопросы охраны окружающей среды и промышленной безопасности при капитальном ремонте нефтепровода.
Таким образом, данный дипломный проект содержит все необходимые расчеты и данные для успешного производства работ по капитальному ремонту участка «Клин-Никольское» нефтепровода «Дружба-1».
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Коршак А.А., Нечваль А.М. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа - Уфа: ООО «Дизайн-ПолиграфСервис», 2005.
2. Тугунов П.И., Новосёлов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО «Дизайн-ПолиграфСервис», 2002. - 658 с.
3. Инженерные расчеты при сооружении и эксплуатации трубопроводов. Учебное пособие С.А. Кривоносов, И.С. Шабуро, Самар. гос. техн. ун-т. Самара, 2005. 24 с.
4. Трубопроводный транспорт нефти / С.М. Вайншток, Т 77 В.В. Новоселов, А.Д. Прохоров, А.М. Шамазов и др.; Под редакцией С.М. Вайнштока: Учеб. для вузов: В 2 т. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - Т.2. - 621 с.
5. Обеспечение безопасности при эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности. Методические указания к дипломному проектированию. Самар. гос. техн. ун-т. Самара, 2005. 29 с.
6. Правила охраны магистральных трубопроводов. - М., Минтопэнерго, 1992.
7. ВСН 008-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция. - М.: Миннефтегазстрой, 1990.
8. ВСН 31-81. Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства нефтяной промышленности. - М.: ВНИИСПТнефть, 1984.
9. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. - М.: Миннефтегазстрой, 1990.
10. ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. - М.: ИПК Издательство стандартов, 1998.
11. РД 153-39.4-067-04* Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. - Москва, 2004.
12. РД 13.01-45.21.30-КТН-006-1-03. Инструкция по эксплуатации и применению герметизаторов из резинокордной оболочки.
13. РД 153-39.4-130-2002*. Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов. - Уфа: ГУП ИПТЭР, 2002.
14. СНиП. 3.05.07-85. Системы автоматизации. Госстрой СССР 1986.
15. РД 153-006-02 Инструкция по технологии сварки при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов. - М.: АО ВНИИСТ, 2002.
16. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. - М.: Госстрой СССР, 1985.
17. СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. - М.: Стройиздат, 1985.
18. ГОСТ 12.4.011-89 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация. - М.: Издательство стандартов, 1989.
19. СНиП III-4-80* Техника безопасности в строительстве. Госстрой СССР 1980 г.
20. ПБ 10-382-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. - М.: НПО ОБТ, 2000.
21. ППБ-01-93 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. - М.: Издательство стандартов, 1993.
22. ВППБ 01-05-99 Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО “АК “Транснефть”. - М.: "Роснефтегаз", 1999.
23. ГОСТ 17.5.3.06-85. Охрана природы. Земли. Требования к определению норм снятия плодородного слоя почвы при производстве земляных работ. - М.: Издательство стандартов, 1985.
24. РД 39-110-91. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. - Уфа: ИПТЭР, 1992.
25. ОСТ 39-029-76. ССБТ. Инструкция по безопасности труда. Порядок построения, оформления, согласования и утверждения. - М.: Издательство стандартов, 1976.
26. ГОСТ 12.3.003-86. ССБТ. Работы электросварочные. Требования безопасности. - М.: Издательство стандартов, 1986.
27. ГОСТ 12.1.004-91. Пожарная безопасность. Общие требования. - М.: Издательство стандартов, 1991.
28. РД 39-00147105-006-97. Инструкция по рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварийном и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов. - Уфа: Транстэк, 1997.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
курсовая работа [129,7 K], добавлен 26.06.2010Структура управления ОАО "Сибнефтепровод". Ведущие виды деятельности компании. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода. Техническое обслуживание линейной части МН. Наладка оборудования линейной части магистрального нефтепровода.
отчет по практике [2,9 M], добавлен 19.03.2015Последовательность и содержание работ при ремонте трубопровода. Разработка траншеи и проверочный расчет толщины стенки на прочность и деформацию, проверка на устойчивость данного нефтепровода на подводном переходе. Испытание отремонтированных участков.
курсовая работа [784,3 K], добавлен 24.09.2014Технико-экономическое обоснование годовой производительности и пропускной способности магистрального трубопровода. Определение расчетной вязкости и плотности перекачиваемой нефти. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 30.05.2016Проектирование магистральных газонефтепроводов, выбор трассы магистрального трубопровода. Технологические схемы компрессорных станций с центробежными неполнонапорными нагнетателями. Совместная работа насосных станций и линейной части нефтепровода.
курсовая работа [261,2 K], добавлен 17.05.2016Оценка технического состояния магистрального нефтепровода "Холмогоры-Клин" на участке "Лысьва-Пермь", диаметром 1220 мм с заменой трубы по результатам внутритрубной диагностики. Виды и описание ремонтных конструкций. Организация процесса строительства.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 28.01.2014Особенности формирования системы магистральных нефтепроводов на территории бывшего СССР. Анализ трассы проектируемого нефтепровода "Пурпе-Самотлор", оценка его годовой производительности. Принципы расстановки перекачивающих станций по трассе нефтепровода.
курсовая работа [934,0 K], добавлен 26.12.2010Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования. Определение длины лупинга и расстановка нефтеперекачивающей станции по трассе нефтепровода. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.05.2021Классификация нефтепроводов, принципы перекачки, виды труб. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Определение толщины стенки, расчет на прочность, устойчивость. Перевальная точка, длина нефтепровода. Определение числа перекачивающих станций.
курсовая работа [618,9 K], добавлен 12.03.2015Выбор режимов эксплуатации магистрального нефтепровода. Регулирование режимов работы нефтепровода. Описание центробежного насоса со сменными роторами. Увеличение пропускной способности нефтепровода. Перераспределение грузопотоков транспортируемой нефти.
отчет по практике [551,4 K], добавлен 13.04.2015
