Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 8)

При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться условия:

• объем амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и влившейся самотеком нефти из нефтепровода;

• основание и стенки амбаров должны быть уплотнены пленками;

• уровень заполнения нефтью амбара должен быть ниже от верха обвалования на 0,5 м;

• должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения аварийных работ.

Откачка нефти осуществляется с помощью передвижных насосных агрегатов (ПНА). После того, как всасывание оставшейся нефти передвижными насосными установками становится невозможно, применяют следующие средства сбора нефти:

• нефтесборщики вакуумные универсальные;

• поглотители;

• биопрепараты.

Применяют также подручные средства: сухой торф, солома, опилки, резиновая крошка, шелуха.

Рекультивация – это восстановление плодородных свойств почвы, дающее возможность возделывания сельскохозяйственных культур. Рекультивацию следует проводить в два этапа:

• техническая рекультивация;

• биологическая рекультивация.

Используют следующие методы:

• естественная рекультивация под воздействием природных факторов (испарения, выветривания, окисление почвенными микроорганизмами, под воздействием кислорода воздуха и солнечного тепла;

• техническая рекультивация. В зависимости от с тепени влажности грунтов или почвы:

а) При нормальной влажности. Если площадь и глубина незначительные, то производят только срезку загрязненной почвы. При значительном объеме загрязнения почвы производится срезка, удаление, и замещение свежим грунтом (почвой);

б) При значительной влажности грунтов или высоком уровне грунтовых вод может использоваться промывка загрязненного грунта (почвы) чистой грунтовой водой;

• биологическая рекультивация. Используют специальные бактерии.

В экологической части работы рассмотрены мероприятия позволяющие сохранить экологическое равновесие при производстве работ на нефтепроводах, снижают до минимума влияние отрицательных факторов, воздействующих на почву, растительность, воздушное пространство, водные ресурсы и другие компоненты природной среды при проведении различного вида ремонтов.

4.РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

В данном разделе рассчитывается экономический эффект от проведения диагностики участка «НПС34-НПС36» нефтепровода «ВСТО-2». Рассматривается сравнение двух технологий ремонта не фтепровода, новой и старой.

Определим экономический эффект от проведения диагностики участка «НПС34-НПС36» нефтепровода «ВСТО-2» протяженностью 136 км, диаметром 1000 мм, на основе следующих данных.

Таблица 4.1

Исходные данные

Новая технология	Старая технология
Всего опасных дефектов, шт		239	239
Объем работ по замене, км	труб	2	2,5
	изоляции	1	2
Ремонт локальных дефектов, шт		10	-
Оставшиеся опасные дефекты, шт		-	5

Стоимость ремонта (замены) 1 км трубы 4,22 млн.р./км; стоимость ремонта 1 км изоляции (без замены трубы) 0,809 млн.р./км. Затраты на подготовительно-заключительные работы при проведении ремонта сплошным методом 0,48 млн.р./км. Затраты на оплату услуг ЦТД «Диаскан» составили 2393,64 тыс.р. Текущие затраты самого предприятия на подготовительные работы к диагностике составили 150 тыс.р. Затраты на ремонт одного локального дефекта составляют 35 тыс.р. Капитальные затраты предприятия на диагностику (реконструкция камер, покупка скребков) составили 2,1 млн.р. Амортизационные отчисления 5% от стоимости основных фондов. За расчетный период принять 10 лет. Удельный ущерб от одной аварии составляет 2,55 млн.р. Вероятность развития дефекта в аварию 0,5.

В расчете суммарный ущерб от всех аварий распределить равномерно по годам расчетного периода, т.е.:

млн.р./год

Принять, что экономия за счет сокращения затрат на ремонты реализуется в первый год расчетного периода.

Методика расчета экономического эффекта от проведения диагностики.

Для анализа эффективности от проведения внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов используются следу ющие критерии:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- период возврата инвестиций (Ток).

Чистый дисконтированный доход определяется по формуле:

,

где Рt – стоимостная оценка результатов осуществления проекта за год t;

Зt – стоимостная оценка полных затрат на осуществление проекта за год t;

Е – норма (ставка) дисконта;

Т – период службы проекта.

Если из состава полных затрат Зt исключить капитальные вложения Кt (инвестиции на t-м году) то формула приобретает следующий вид:

,

где З/t – затраты на t-м году без учета капитальных вложений;

К – дисконтированные капитальные вложения.

Величина Рt – Зt представляет собой годовые поступлени я по проекту. Разработаны специальные таблицы, позволяющие находить величины коэффициентовпри заданных значениях Е, T и t.

Проект считается эффективным, если величина ЧДД имеет положительное значение.

Индекс доходности (ИД) определяется как отношение суммы приведенных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений:

,

Величина индекса доходности тесно связана с величиной чистого дисконтированного дохода. Если ЧДД положителен, то ИД>1 и проект эффективен.

Период возврата инвестиций или срок окупаемости Ток характеризует период времени, начиная с которого результаты внедрения проекта превышают первоначальные капитальные вложения и другие затраты. При определении срока окупаемости с учетом фактора времени используется следующая формула:

,

Ток можно определить по формуле:

,

где Эn-1, Эn – интегральный экономический эффект за период tn-1 и tn соответственно.

Так как индекс доходности положительный, ставка дисконта меньше внутренней нормы доходности и срок окупаемости небольшой, то проект можно считать выгодным.

ВНД=27%.

Результаты расчета указывают на высокую эффективность диагностики, ее развитие обеспечивает дальнейшее повышение надежности нефтепроводов и в конечном счете снижение затрат на перекачку.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе эксплуатации МН будут возникать напряжения, приводящие к необходимости мониторинга состо яния МН различными методами и усовершенствованию качества его осуществления.

Продемонстрированная методика построения математической модели НДС МН показывает, что качественное проектирование характеризуется, использованием современных методов расчета и расчетных схем, точно характеризующих реальное НДС в режиме рабочего давления перекачиваемого продукта и отличается от рассчитываемого на основе НТД существенно более высоким уровнем напряжения стенки трубы.

Выбор магнитного метода для определения НДС, а в качестве аппарата контроля – ВИП, означает выявление всех основных типов дефектов нефтепровода на стадии образования локальных напряжений.

Периодичность контроля необходимо устанавливать, исходя из геологических условий участка трассы, для примера, на участке НПС 21-24, ввиду наличия большого количества ЭГП следует проводить обследования чаще, чем на участке НПС 34-36.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Лопатин А.С., Филатов А.А., Халлыев Н.Х. и др. Методы и средства диагностики линейной части магистральных газопроводов. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. - 190 с.

2. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы - Госстрой СССР. -М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.

3. Поляков В.А. Основы технической диагностики: Учебное пособие. - М.: ИНФРА-М, 2013. - 118 с.

4. Роберт В. Даун, Джеймс К. Симек. Метод анализа магнитного поля и прибор для определения характеристик напряжен ия в трубопроводе. 1996 - 12 с.

5. Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. Справочник, Т. 2, -М,: Машиностроение, 1986 г.

6. Неразрушающий контроль. , Кн. 3., Электромагнитный контроль, -М.: Высшая школа, 1992 г.

7. Патент РФ, М. кл. G 01 L 1/12, N 1727004, 1990 г.

8. Ч. Киттель, Элементарная физика твердого тела, -М.: Наука, 1969г.

9. Фридман Я. Б., Механические свойства металлов, Ч. 1., Деформация и разрушение, Изд. "Машиностроение", Москва, 1974 г.

Характеристики

Список файлов ВКР