Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода. Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода Калтасы Уфа 2 на подводном переходе р. Калмаш
 Скачать 0.58 Mb.
|
|
5.1.1.2. Организационные мероприятия Инструктаж Рабочие и инженерно-технические работники обучаются безопасным методам работы на предприятиях в соответствии с положениями ГОСТ 12.0.004-79. Рабочие выполняющие работы с повышенной опасностью проходят специальные обучения. Обязательное обучение охране труда предусматривается как для рабочих и служащих, не являющихся должностными лицами, так и для административно-технических работников и должностных лиц. Обучение рабочих состоит из следующих этапов: вводного инструктажа (при поступлении на работу); целевого обучения охране труда на специальных курсах или на предприятии; инструктажа на рабочем месте; проверки знаний и допуска к самостоятельной работе; повторного инструктажа; разового инструктажа при смене вахты. При вводном инструктаже поступающего на работу знакомят с правилами внутреннего трудового распорядка, специфическими особенностями данного производства, особыми требованиями производственной санитарии, техники безопасности и противопожарной охраны на объекте. После вводного инструктажа, целевого обучения и инструктажа на рабочем месте перед допуском работника к самостоятельной работе у него проверяют знания по охране труда комиссии. Спецодежда и СИЗ 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 (СИЗ), при этом они должны иметь сертификаты соответствия. При работе на открытом воздухе большое значение приобретает рациональный режим труда и правильное использование спецодежды. Согласно «Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи спецодежды» в таблице 6.5 приведены нормы выдачи спецодежды для рабочих. Таблица 5.5 Нормы выдачи спецодежды
Члены бригады, выполняющие газоопасные работы в котловане, траншее (линейные трубопроводчики, монтажники наружных трубопроводов и др.) должны обеспечиваться спецодеждой для защиты от повышенных температур. Работникам, производящим работы в лежачем положении «с колена», выдаются маты или наколенники из материала низкой теплопроводности и водонепроницаемости. Для защиты органов дыхания применяются СИЗ органов дыхания (СИЗОД) – противогазы шланговые, типа ПШ-1, ПШ-2. Защита головы работника от механических повреждений, повреждения электрическим током осуществляется за счёт касок. К средствам защиты лица, глаз и органов слуха работников, выполняющих ремонтные работы на нефтепроводах, относятся щитки защитные лицевые, очки защитные, противошумные наушники и вкладыши. 5.2 Промышленная безопасность 5.2.1 Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварии В предыдущем разделе предусмотрены меры безопасности труда ведения работ при вырезке «катушки», однако практика показывает, что, несмотря на принимаемые меры, остается риск возникновения ЧС (взрывы, пожары, аварии). Поэтому «Закон о промышленной безопасности» требует разработки планов ликвидации аварий. Порядок локализации и ликвидации аварийных ситуаций, угрожающих жизнеобеспечению или жизнедеятельности населения и наносящих ущерб объектам экономики и окружающей природной среде определяется «Планом ликвидации возможных аварий». В плане ликвидации возможных аварий отражено следующее: - распределение обязанностей между отдельными службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия; - организация управления, связи и оповещения должностных лиц структурных подразделений, которые должны быть немедленно извещены об аварии, с указанием телефонов, домашних адресов; - порядок обеспечения готовности ремонтного персонала и технических средств с указанием ответственных за поддержание их готовности; - порядок действий группы патрулирования в начальный период после обнаружения аварии; - перечень мероприятий по спасению людей и оказанию медицинской помощи; - перечень сторонних организаций, предприятий, землевладельцев и других заинтересованных организаций, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившейся при аварии нефти и о границах взрывопожароопасной зоны с целью принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов и по защите окружающей природной среды; - маршруты следования групп патрулирования, техники и ремонтного персонала АВС к месту аварии; - порядок организации материально-технического, инженерного обеспечения для ликвидации аварий; - порядок, формы и сроки оформления документации об аварии. - расчет объема предполагаемого стока и площадь распространения (растекания) нефти, методов задержания нефти, мест установки заградителей, способов сбора нефти, характеристик водоема или водотока; - расчет сил и средств для ликвидации аварии на объекте МН, выполняемых с учетом, что время локализации аварии, исключая время прибытия аварийно-восстановительных служб к месту разлива нефти, не должно превышать 4 ч при разливе нефти в акватории и 6 ч - при разливе на почве; - график выполнения работ по ликвидации аварий; - оперативный журнал ведения работ при ликвидации аварии; - перечень технической документации, необходимой для организации и выполнения работ по ликвидации аварии; - план и профиль участка нефтепровода с указанием всех подземных и надземных коммуникаций в техническом коридоре; - план объекта МН (резервуарного парка, помещения насосной, сливо-наливной эстакады, очистных сооружений, причала) с указанием мест размещения основного технологического оборудования, шкафов с газозащитной аппаратурой и инструментом, мест размещения материалов, используемых при аварии, щитов со средствами пожаротушения, пожарного извещателя и телефонов, а для закрытых помещений (насосной и т.п.) - расположения основных и запасных выходов, устройств включения вентиляции; - схему технологических и вспомогательных нефтепроводов, с указанием мест расположения и номерами задвижек, клапанов, кранов, вентилей, пунктов их управления и других устройств; - схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных потребителей; - описание методов ликвидации аварии на объекте МН; - перечень мероприятий по обследованию состояния нефтепровода после ликвидации аварии, порядок закрытия и открытия линейных задвижек; - перечень мероприятий по сбору и утилизации разлитой нефти, ликвидации последствий аварий; - перечень мероприятий по охране окружающей природной среды; - перечень мероприятий по сохранению качества нефти; - транспортную инфраструктуру в районе возможного разлива нефти; - обоснование времени доставки сил и средств для ликвидации аварийного разлива нефти к месту чрезвычайной ситуации. Участок земли, который подвергается загрязнению, предполагается рекультивировать с применением сорбентов и бакпрепаратов. 5.2.2 План ликвидации возможных аварийных ситуаций В этом разделе описывается оперативный план ликвидации возможных аварий на подводном переходе нефтепровода Калтасы-Уфа 2 через р. Калмашка 1 Получение диспетчером сигнала об аварии. 2 Остановка перекачки нефти МН Калтасы-Уфа 2 на участке «Калтасы-Чекмагуш». 3 Извещение диспетчера ОАО УСМН, руководства Арланского НУ и ЛПДС «Калтасы», НПС «Чекмагуш», диспетчера ЦРС и других органов согласно схеме оповещения. 4 Сбор ЛЭС «Чекмагуш», ЛЭС «Калтасы», ЦРС «Калтасы», сервисной группы СУПЛАВ. 5 Подготовка к транспортировке бонов типа «Уж», БПС – 160 УМ металлических бонов из труб, нефтесборщиков. Подготовка к выезду трейлера - тягача, бульдозеров, экскаваторов и другой спецтехники. 6 Прибытие УУД и УАВР ЦРС «Калтасы» на место развертывания боновых заграждений. 7 Прибытие ЛЭС «Чекмагуш», УОН ЦРС «Калтасы» на место аварии (ППМН, 60 км по р. Калмашка) с агрегатом ПНА-2 и двумя агрегатами УНБ 160×40. 8 Установка стационарного металлического бона в рабочее положение и развертывание бонов типа «Уж», расстановка нефтесборной и откачивающей техники, разработка котлованов 9 Прибытие сервисной группы СУПЛАВ на место аварии (ППМН, 60 км по р. Калмашка). Прибытие агрегата УНБ 160×40 и нефтесборщика АКН-V=10 м³ на место расстановки бонов. 10 Начало сбора нефти с поверхности воды нефтесборщиками с последующей закачкой в приготовленные амбары. 11 Врезка «холодным» способом задвижек Ду150 на правом берегу р. Калмашка в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 для закачки воды и на левом берегу в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 и нефтепровод Калтасы-Языково-Салават для откачки-закачки вытесняемой нефти. 12 Обвязка первого агрегата ПНА-2 на правом берегу вантузом Ду150 в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 для закачки воды. Обвязка двух агрегатов ПНУ-2 на левом берегу с вантузами Ду150 в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 и нефтепровод Калтасы-Языково-Салават для откачки-закачки вытесняемой нефти. Закачка воды в подводный переход нефтепровода Калтасы-Уфа 2 через вантуз Ду150 на правом берегу р. Калмашка и закачка вытесняемой нефти в нефтепровод Калтасы-Языково-Салават на левом берегу р. Калмашка. Объем закачиваемой нефти – V=420 м3 5.2.3 Организация управления в ЧС В соответствии с ГОСТ Р.22.005-94 ЧС – состояние, при котором в результате источника ЧС на объекте, определенной территории или акватории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, экономики и окружающей природной среде. Распределение обязанностей между должностными лицами, участвующими в ликвидации аварий, и порядок их действия регламентированы в «Инструкции по составлению планов ликвидации аварий», утвержденной Госгортехнадзором 28 ноября 1988 года. Ответственным руководителем работ по ликвидации аварий является главный инженер предприятия. Непосредственное руководство работами по тушению пожаров возложено на старшего начальника пожарной охраны, который должен выполнять задачи, поставленные ответственным руководителем работ по ликвидации аварий. Начальник объекта, в котором произошла авария, выполняет функции ответственного исполнителя работ по ликвидации аварий. Начальник смены, в которой произошла авария, лично или через ответственных подчиненных немедленно вызывает пожарную часть, а также извещает об аварии диспетчера предприятия. При сигнале об аварии (сирена, гудок, звонок, сигнализация) все работающие, кроме лиц, участвующих в ликвидации аварии, обязаны немедленно принять меры индивидуальной защиты и покинуть рабочее помещение, двигаясь согласно плану эвакуации. 5.3 Экологичность проекта С точки зрения безопасности и экологичности проекта при аварии принято считать ущерб от загрязнения нефтью окружающей природной среды (экологический ущерб). Немаловажным фактором являются также количественные потери нефти. Причины возникновения аварии устраняются проведением внутритрубной диагностики, капитальным ремонтом внешней изоляции, заменой обнаруженных дефектных участков. Исходя из вышеперечисленных причин для исключения аварийных выбросов опасных веществ, приняты следующие технические решения, которые уже реализуются с 1995года. К ним относятся: техническая диагностика нефтепроводов путем пропуска внутритрубных инспекционных снарядов "Калипер", "Ультраскан", “Магнескан” и др. [2]; определение сроков первоочередной ликвидации дефектных участков [27]; плановая замена дефектных участков нефтепроводов [27]; выборочная проверка состояния наружной изоляции и плановый капитальный ремонт нефтепроводов с наружной изоляцией [29]. Эти мероприятия позволяют существенно сократить количество аварий на линейной части и предотвратить экологическую катастрофу. Цель безопасности и экологичности при ремонте и эксплуатации трубопровода – исключение или максимальное ограничение вредных воздействий аварии на эти объекты, рациональное использование природных ресурсов, их восстановление и воспроизводство. Мероприятия по обеспечению безопасности и экологичности окружающей среды при ликвидации аварии заключатся в сборе разлитой нефти с поверхности водоёмов и почвы, проведении рекультивации нарушенных территорий. Локализация, сбор и удаление нефти и нефтепродуктов с поверхности водоёмов – сложные и трудоёмкие процессы вследствие малой толщины нефтяной плёнки и относительно высокой скорости её распространения. Для предотвращения разлива нефти и возможности попадания вытекшей нефти водоёмы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог с учетом рельефа местности должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора разлитой нефти. 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(допускается уменьшить это расстояние до 50 м при температуре воздуха ниже 1000С). 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 степени 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 дипломного проекта 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. 6 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ В данном разделе рассчитывается экономический эффект от проведения диагностики участка «Калтасы-Чекмагуш» нефтепровода «Калтасы-Уфа-2». Рассматривается сравнение двух технологий ремонта нефтепровода, новой и старой. Определим экономический эффект от проведения диагностики участка «Калтасы-Чекмагуш» нефтепровода «Калтасы-Уфа-2» протяженностью 109 км, диаметром 720 мм, на основе следующих данных. Таблица 6.1 Исходные данные
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./годПринять, 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 следующие 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 поступления по проекту. Разработаны специальные таблицы, позволяющие находить величины коэффициентов  при 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. Интегральный экономический эффект учитывает приведенную стоимость и капитальные вложения с целью получения будущего дохода с учетом дисконта, банковских ставок в процентах, дивидендов и др. Величина Рt- Зt’=ПЧt+Аt+Лt где ПЧt - чистая прибыль (прибыль после вычета налогов) в году t ; Аt - амортизационные отчисления в году t ; Лt – ликвидационная стоимость основных фондов в году t . Прирост прибыли ПЧt от проведения диагностики образуется за счет следующих факторов: Экономии издержек в результате уменьшения объемов ремонтных работ за счет выборочного ремонта; Исключения аварийных потерь вследствие тех опасных дефектов, которые не могли быть выявлены традиционными методами; Экономии затрат на проведение гидроиспытаний. Одновременно себестоимость транспортировки нефти возрастает за счет затрат на диагностику. Таким образом, ПЧt=ΔПРt+ΔПУt-ΔПДt где ΔПРt - увеличение прибыли за счет снижения затрат на ремонтные работы ( в первый год расчетного периода ); ΔПУt - предотвращенный ущерб от аварий и отказов в году t; ΔПДt - текущие затраты на диагностику в году t . Предотвращенный ущерб от аварий и отказов складываются из: ущерба от повреждения линейной части нефтепровода; ущерба от утечки нефти; ущерба от загрязнения окружающей среды. Затраты на диагностику ΔИД включают в себя : оплату услуг Центра технической диагностики-ΔИЦТД; текущие затраты на подготовительно-заключительные работы (пропуск скребков, создание запасов продукции у потребителя или свободной емкости у поставщиков)- ΔИПЗР; ΔИД=ΔИЦТД+ΔИПЗР Увеличение прибыли за счет снижения затрат на ремонтные работы определяются следующим образом : ΔПР=ΔИР1+ΔИР2-ΔИР3+ΔИРп где ΔИР1- снижение затрат на проведение ремонта с заменой труб (при длине отдельных участков, превышающих длину одной стандартной трубы), ΔИР1=ΔL1⋅СР1 где ΔL1- уменьшение протяженности ремонтируемого участка, км; СР1- стоимость ремонта одного км трубы. ΔИР2- снижение затрат на проведение ремонтов нефтепровода со сплошной заменой изоляции в траншее без замены труб, ΔИР2=ΔL2⋅СР2 где ΔL2- уменьшение протяженности ремонтируемого участка, км; СР2- стоимость ремонта 1 км изоляции. ΔИР3- затраты на проведение ремонтных работ по устранению локальных дефектов, включая дефекты, требующие вырезки трубы и вварки катушки (до одной трубы), ΔИР3=n⋅СР3 где n- количество дефектов; СР3- затраты на ремонт одного дефекта, ΔИРп- снижение затрат на подготовительно-заключительные работы при проведении ремонтов (включая гидроиспытания), ΔИРп=ΔL1⋅СРп где СРп- стоимость подготовительно-заключительных работ на 1 км трубы. Капитальные затраты на диагностику включают : затраты на реконструкцию камер; затраты на покупку скребков. ΔИР1=ΔL1⋅СР1=0.5⋅4.22=2,11 млн.р.; ΔИР2=ΔL2⋅СР2=1⋅0,809=0,809 млн.р.; ΔИР3=n⋅СР3=10⋅0,035=0,35 млн.р.; ΔИРП=ΔL1⋅СРП=0,5⋅0,48=0,24 млн.р.; ΔПР1=2,11+0,809-0,35+0,24=2,809 млн.р.; ΔП1=2,809+0,6375-(2,394+0,15)=0,903 млн.р. Период возврата инвестиций определим графоаналитически по формуле. На рисунке 6.1 точка пересечения линии интегрального экономического эффекта и оси абсцисс – это искомая величина срока окупаемости от начала 0-го года.  года.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. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||