Разработка технологии ремонта и замены днища в РВС-5000

Таблица 4.3 - Нормы выдачи спецодежды

Средство индивидуальной защиты	Рукавицы МБС	Костюм х/б	Сапоги кирзовые	Телогрейка
Срок выдачи	4 месяц	2 на 2 года	1 год	2 года

5.4 ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

5.4.1 АНАЛИЗ РИСКА АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

При эксплуатации резервуарного парка аварийная ситуация возможна в

результате разлива и возгорания нефтепродуктов. Вероятность разлива большого объема нефтепродуктов из резервуаров, принимаем по аналогии с результатами мировой статистики для резервуаров с нефтью. Для резервуаров емкостью около 100 тыс. м3 вероятность большого разлива нефти из одного резервуара составляет 1 раз за 10000 лет. Для резервуаров со сроком службы более 30 лет вероятность разлива составляет 50%. Аварийный след теплоизлучения при разливе и возгорании нефтепродуктов из одного изолированного обваловкой резервуара равен, ориентировочно, 460 м, при разливе нефтепродуктов и возгорании двух обвалованных резервуаров - 610 м.

Условия безаварийной работы резервуарного парка обеспечиваются высоким уровнем подготовки персонала, выполнением всех мер безопасности, а также применением современных технологий в работе. Для предупреждения возникновения аварийных ситуаций в резервуарном парке предусмотрен комплекс инженерных и технических решений и мероприятий:

-применение современного оборудования с высоким уровнем автоматизации технологических процессов;

-оборудование, трубопроводы и арматура рассчитаны на давление выше нормального рабочего давления в системе;

- противокоррозийная защита изоляционными материалами и средствами электрохимической защиты;

- ширина охранной зоны трубопровода - 50 м, по 25 м в обе стороны от оси трубопровода;

-ремонт ограждения нефтепарка с монтажом оборудования охранной сигнализации и видеонаблюдения;

-на всех резервуарах предусматривается замена устаревшего оборудования, покраска резервуаров в белый цвет, оснащение приборами автоматики и КИП, оснащение устройствами молниезащиты.

5.5 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ХРАНЕНИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ В РЕЗЕРВУАРАХ

Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов. Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметичность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниеэащиты и по защите от статического электричества.

Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими крышами и др.) или оборудованные газовой обвязкой.

Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, контрольно-измерительных приборов, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы.

Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных, коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до сведения обслуживающего персонала нефтебазы. Изменение действующих технологических схем без соответствующего согласования запрещается,

Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных к использованию в установленном порядке.

Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо: обеспечить полную герметизацию крыши; поддерживать давление в резервуаре, равное проектному; осуществлять перекачку легко испаряющихся нефтепродуктов из резервуара а резервуар только при крайней необходимости, по возможности в ночное время; максимально заполнять резервуар при хранении легко испаряющихся нефтепродуктов; окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками; применять теплоизоляцию поверхности резервуара, предназначенного для хранения застывающих нефтепродуктов.

Эксплуатация и обслуживание понтонов производятся в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.

Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

При наполнении и опорожнении резервуаров с металлическими понтонами или

плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать для резервуаров:

700 м3 и менее - 3,5 м/ч;

более700м3-6м/ч.

При этом скорость сдвига (вращение по горизонтали) понтона или плавающей крыши для резервуаров 700 м3 и менее не должна превышать 2,5 м/ч.

Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной соды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды (порядка 25 мм от днища резервуара).

При отрицательных температурах следует по мере необходимости сливать подтоварную воду из резервуара, а сифонный кран промывать хранящимся нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

Застывающие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, оборудованных теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (Г/С) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также с этилированными и неэтилированными бензинами.

Для обеспечения эффективной работы ГУС необходимо:

обеспечить синхронность процесса наполнения и опорожнения резервуаров по времени и производительности; поддерживать полную герметичность системы.

5.6 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Магистральные нефтепродуктопроводы, транспортирующие нефтепродукты, представляют собой достаточно мощные инженерные сооружения, характеризующиеся высоким энергетическим потенциалом. Неуклонное развитие сырьевой базы в нашей стране обуславливает широкий размах трубопроводного строительства на обширных территориях в различных климатических, геолого - минералогических и гидрологических зонах. Как и любая сфера производственной деятельности человека, промышленное строительство объектов магистрального транспорта нефтепродуктов имеет прямое отношение к проблеме охраны окружающей среды. Комплекс задач, связанных с охраной природы на стадии сооружения и эксплуатации трубопроводов, охватывает различные звенья глобальной экологической системы «человек - трубопровод - природа». Любая задача, решаемая в рамках такой экосистемы, требует глубокого, научно обоснованного и технически грамотного подхода. Это объясняется необходимостью учёта не только ближайших, непосредственных, но и отдаленных, косвенных последствий трубопроводного строительства. В этом смысле любые технические решения по внедрению новых трубопроводных конструкций, способов прокладки, условиям эксплуатации должны опираться на результаты экологического прогноза возможных последствий.

В оценке последствий промышленного воздействия на природу важное значение имеет выявление допустимых масштабов этого воздействия, при которых оно не причиняло бы вреда человеку и природе. Это обстоятельство, в частности, послужило основанием для определения предельно допустимых концентраций (ПДК) различных веществ, загрязняющих атмосферу, водные объекты или почву. В настоящее время установлены самые жесткие в мире нормы по предельно допустимой концентрации вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу. Действуют нормы для 487 веществ, сбрасываемых в водоёмы, для 145 веществ, выбрасываемых в атмосферу, для пяти веществ, сбрасываемых в почву. Эти нормы исходят из того, что вредные примеси не должны не только вызывать патологических реакций в организме человека или заметно воздействовать на флору и фауну, но и приводить к значительному напряжению защитно - приспособительных механизмов. Поэтому на строительство очистных сооружений расходуются значительные средства, достигающие 20-30% стоимости промышленных предприятий.

Тот или иной трубопровод в зависимости от транспортируемого продукта, способа прокладки, специфики окружающих условий оказывает различное воздействие на природу. Однако можно выделить общие черты такого воздействия, характерные для газопроводов и для нефтепродуктопроводов.

Разрушающий эффект нефтепроводов значительно меньше, чем газопроводов, однако аварий на действующем нефтепродуктопроводе сопровождается выходом большого количества нефтепродуктов, в результате чего потенциальная опасность для окружающей среды у нефтепродуктопроводов выше, чем у газопроводов. Физико-химическое воздействие нефтепродукта на почву и воду часто приводит к трудновосстановительному режиму естественного самоочищения.

Особенность аварийных ситуаций в экологическом смысле заключается в том, что методы охраны природы не носят в данном случае предупредительного характера. Это, по-видимому, будет иметь место до тех пор, пока параметр потока отказов магистральных трубопроводов не будет управляемым, достоверно прогнозируемым по времени, и по месту развития отказа.

В безаварийном состоянии воздействия газо- и нефтепродуктопроводов на природу в целом экологически равновесны. В том случае, когда процессы сооружения трубопроводов находятся в пределах экологического регламента, уровень воздействия трубопроводного строительства на окружающую среду, как правило, находится в пределах адаптационных возможностей конкретного территориального комплекса. Сооружение трубопроводов за пределами экологического регламента характеризуется неуравновешенностью экосистемы «трубопровод - природа». При этом нарушенное равновесие восстанавливается тем быстрее, чем выше резервы естественного самовосстановления, а также эффективнее методы искусственного восстановления биогеоценозов. При наличии значительных и долговременных воздействий на окружающую среду со стороны строящихся и действующих трубопроводов допустимые нормы могут быть превышены и допущены значительные диспропорции, обусловливающие локальное нарушение экологического равновесия. Например, при проведении гидроиспытаний трубопроводов обычно используют запасы естественных водных объектов. По окончании испытаний эти запасы возвращают объекту почти в том же количестве, но уже более низкого качества. Использование естественных водоёмов для нужд гидроиспытаний трубопроводов должно строго регламентироваться проектом с учётом реальных возможностей природных систем самоочищения.

Важное значение с точки зрения охраны природы, имеет формирование антропогенного ландшафта в процессе строительства трубопровода. Это имеет прямое отношение к функциональному развитию биогеоценозов конкретного вида, естественной миграции животных, эволюционному развитию гидрогеологических, климатологических и других естественных процессов. В экологическом аспекте трасса магистрального трубопровода является условно выраженной полосой отчуждения. Причем, чем выше экологический уровень строительства, тем меньше степень принудительного воздействия объекта на окружающую среду. Аналогичный тезис может быть выдвинут и по отношению к эксплуатации трубопроводов.

При эксплуатации трубопроводов необходимо соблюдать природоохранное законодательство, установленные нормы и правила в области охраны окружающей среды, принимать меры, исключающие загрязнение окружающей среды (атмосферного воздуха, водного бассейна, почвы, подземных вод) вредными веществами выше предельно допустимых концентраций, а также снижающие вероятность их аварийных выбросов.

Выполнение мероприятий осуществляется по ежегодно разрабатываемым планам отделений ОАО и самого ОАО.

Ответственность за выполнение мероприятий по охране окружающей природной среды, рациональному использованию земель и природных ресурсов, в том числе санитарно-защитных мероприятий по борьбе с загрязнением воздушной среды, вод и почвы, несут руководители подразделений, технические руководители, главные инженеры отделений ОАО.

С целью уменьшения загрязнения окружающей среды и размеров разрушения почвенного покрова все строительно - монтажные работы при ремонтных работах на линейной части нефтепродуктопровода должны выполняться в пределах отведенных земель.

При эксплуатации нефтепродуктопроводов необходимо осуществлять систематический контроль за состоянием окружающей среды на территории деятельности ОАО и его предприятий, предусматривающий: соблюдение требований законодательных и нормативных документов по охране окружающей среды; выполнение природоохранных мероприятий в соответствии с годовыми (перспективным) планами предприятий по охране окружающей среды; своевременное выявление и оценку источников загрязнения, разработку мероприятий по их устранению и ликвидации последствий загрязнения окружающей среды, систематическое наблюдение (отбор проб, проведение анализа) за качеством сточных вод и соблюдением норм предельно допустимых сбросов, а также за качеством атмосферного воздуха.

Для предотвращения загрязнения атмосферы при строительстве и реконструкции необходимо предусматривать комплекс мер по сокращению потерь нефтепродуктов, в частности широко применять в резервуарах понтоны различной конструкции, непримерзающие дыхательные клапана и др.

Подразделение ОАО, эксплуатирующих нефтепродуктопроводы имеющие выбросы вредных веществ в атмосферу, руководствуются в своей деятельности нормативами предельно допустимых выбросов (ПДВ).

На случай аварийных ситуаций на переходах нефтепродуктопроводов через реки шириной зеркала воды в межень 30 м и более на каждый переход должен быть разработан ПЛА.

Разлившийся на поверхности водного обьекта нефтепродукт должен быть локализован, собран техническими средствами и способами, безвредными для обитателей водных объектов и не оказывающими вредного влияния на условия санитарно-бытового водоснабжения, и утилизован.

Выжигание разлитого на поверхности воды нефтепродукта допускается как исключение при невозможности их сбора.

По окончании работ по строительству, расширению, реконструкции, ремонту, очистке или испытаниям нефтепродуктопровода все временно занимавшиеся для размещения механизмов, устройства водосборов, сооружения резервуаров-отстойников и другие земли и лесные угодья, нарушенные или загрязненные нефтепродуктами, должны быть в обязательном порядке восстановлены (рекультивированы) в соответствии с проектными решениями по рекультивации земель.

Рекультивированные площади и представленные ОАО, отделению ОАО во временное пользование сельскохозяйственные и лесные угодья должны быть возвращены землепользователям в состоянии, пригодном для использования по назначению.

Вывод:

Исходя из анализа помещения выполняемых работ - Камбарская нефтебаза можно сделать вывод, что обеспечение безопасных условий труда соблюдаются. В помещении поддерживается микроклимат, способствующий работоспособности, соблюдены все нормы вредных излучений, шума и освещенности, здание удовлетворяет требованиям пожарной безопасности, каждый этаж 2-этажного здания оборудован средствами оповещения и тушения пожара.

Интенсивное развитие трубопроводного транспорта предъявляет важные требования к решению экологических задач строительства и эксплуатации сооружаемых трубопроводов. Сложность этой задачи обусловлена прежде всего тем, что воздействие производственной деятельности человека на окружающую среду носит многоаспектный характер. В этом смысле экологическая проблема нефтегазового строительства является узловой, решение которой достигается на стыке многих научно - технических дисциплин и направлений.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

К крупным инвестиционным проектам по развитию НБ относятся такие осуществления, которые связаны с решением народнохозяйственных или межотраслевых задач, требующих государственных инвестиций наряду с ресурсами экономически самостоятельных подразделений (транспортных предприятий и потребителей). Например, транспортное освоение нового региона, связанное с перемещением сырьевой базы, как правило, сопряжено с крупными инвестициями, значительно превышающими возможности транспортных предприятий. При этом данное мероприятие может затрагивать интересы народнохозяйственного комплекса, что обуславливает целесообразность участия государства в финансировании проекта, Интересы отдельных потребителей транспортных услуг, в частности участников технологической цепочки добычи, транспортировки, переработки и реализации нефти и газа, могут существенно зависеть от условий осуществления мероприятий по развитию трубопроводного транспорта. Это обстоятельство в ряде случаев делает целесообразным вовлечение в субсидирование мероприятия по развитию трубопроводного транспорта предполагаемых потребителей.

Основные проявления эффекта от реализации крупных инвестиционных проектов в трубопроводном транспорте следующие.

Во-первых, инвестиционные проекты по развитию транспорта, как правило, характеризуются тем, что основной эффект от их реализации носит нетранспортный характер и проявляется в обслуживаемой транспортом сфере. Поэтому, одним из участников инвестиционного проекта, инвестиции которого могут быть задействованы в финансировании мероприятия, может быть обслуживаемый транспортом производственный комплекс или некоторое объединение потребителей транспортных услуг (например, предприятий по

обеспечению нефтепродуктами). Экономическими результатами, сопровождающими процесс реализации, инвестиционного проекта для конкретного потребителя транспортных услуг являются:

1) экономия на снижении затрат, связанных с содержанием запасов;

2) уменьшение потерь и затрат, возникающих в процессе производства при возрастании качества и снижении стоимости транспортных услуг.

Во-вторых, высокая капиталоемкость, длительные сроки осуществления затрат и получение эффектов, изменяющихся во времени, служат основанием для частичного финансирования инвестиционных проектов по развитию НБ за счет средств госбюджета (республиканских и местных). Помимо бюджетных средств, государство может предоставлять кредиты транспортным предприятиям на цели, связанные с осуществлением проекта Результатами, относящимися к данному участнику, являются:

1) экономические (дополнительные отчисления в госбюджет от прибыли предприятий - участников проекта, возврат кредитов),

2)социальные (увеличение занятости населения, улучшения бытовых условий и т, п.);

3) экологические (изменение природных условий и иные воздействия на окружающую среду, сопровождающие проект).

В-третьих, в результате осуществления мероприятий по развитию НБ может быть создано новое или расширено существующее транспортное предприятие. Коллектив транспортного предприятия, начиная с некоторого момента, входит в состав участников инвестиционного проекта. Его результаты определяются прибылью от реализации транспортной продукции по известным тарифам на транспортировку, а также от продажи выводимых из эксплуатации основных производственных фондов, являющихся собственностью предприятий.

6.2 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ

Для анализа эффективности инвестиционных проектов реконструкции могут использоваться следующие критерии:

а) чистый дисконтированный доход (ЧДД);

б) индекс доходности (ИД);

в) внутренняя норма доходности (ВНД);

г) период возврата инвестиций (Тск).

Чистый дисконтированный доход находится по формуле

, (1)

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

3 t - стоимостная оценка полных затрат на осуществление проекта за год ;

Е - норма (ставка) дисконта;

Т - период службы проекта.

Если из состава полных затрат 3t исключить капитальные вложения Кt (инвестиции на 1-м году), то формула приобретает следующий вид

, (2)

где 3 - затраты на 1-м году без учета капитальных вложений;

К - дисконтированные капитальные вложения, определяемые по формуле

(3)

Если разница между стоимостными оценками результатов и полных затрат постоянна в течение всего срока жизни проекта, то при определении ЧДД можно воспользоваться следующей формулой

(4)

Разработаны специальные таблицы, позволяющие находить величины коэффициентов и при заданных значениях Е, I и Т.

Лучший вариант проекта должен характеризоваться максимальной величиной ЧДД и иметь положительное значение.

Величину Рt - 3t , представляющую собой годовые поступления по проекту, можно записать в виде

,

,

где - выручка от реализации транспортных услуг (тарифная выручка) за год t ;

- суммарная себестоимость транспортировки соответствующего количества нефти (нефтепродуктов) за год t;

Нt - суммарные налоговые выплаты из прибыли за год t ;

Аt - амортизационные отчисления по проектируемому объекту за год t;

Лt - ликвидационная стоимость основных фондов в году t.

Величина Пt = представляет собой прибыль транспортного предприятия до вычета налогов за год t, а Пчt = - Нt - чистую прибыль предприятия. Тарифная выручка определяется по формуле

,

где Т - тариф на перекачку нефти (нефтепродуктов) на единицу грузооборота;

Gt - грузооборот (увеличение грузооборота) в году t .

На предприятии нефтерподуктообеспечения величина прибыли до вычета налогов Пнпt составит

,

где - выручка от реализации нефтепродуктов за год t ;

- затраты на покупку нефтепродуктов за год t ;

Иt - издержки обращения в году t .

Выручка от реализации нефтепродуктов и затраты на покупку нефтепродуктов определяются по формулам:

= ,

= ,

где Qit - количество реализуемого нефтепродукта i-го вида в году t;

Цпок -покупная цена на нефтепродукты i-го вида (оптовая цена предприятия);

Цн - оптовая цена промышленности на нефтепродукт i-го вида.

Издержки обращения можно представить в следующем виде

Иt=Иtтр+Иtдр

где Иtтр - транспортные издержки в году t;

Иtдр - издержки обращения без учета транспортных.

Транспортные издержки определяются следующим образом

Иtдр = ,

где Qi - количество транспортируемой, нефти по i-му маршруту;

Тi - транспортный тариф на i-м маршруте;

Li - протяженность маршрута.

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

ИД=,

или

ИД= .

Нетрудно заметить, что величина индекса доходности тесно связана с величиной чистого дисконтированного дохода, т.к. все составляющие этих величин одинаковы. Если ЧДД положителен, то ИД>1, и наоборот, если ЧДД отрицателен, то ИД <1. В первом случае проект эффективен, во втором - нецелесообразен.

Внутренняя норма доходности (ВНД) может быть определена из условия

= ,

где Евн - внутренняя норма доходности, расчет которой производится методом подбора (проб и ошибок).

Таким образом, ВНД - значение ставки дисконта, при котором чистый дисконтированный доход обращается в ноль.

При сравнении нескольких вариантов лучшим является проект с наибольшим значением внутренней нормы доходности. Если величина ВНД превышает "цену капитала" (ставку ссудного процента), то с учетом инвестиционного риска, проект может быть рекомендован к осуществлению.

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

.

Расчет срока окупаемости удобнее проводить графоаналитически. На графике, показанном на рис. 3.2, точка пересечения линии интегрального экономического эффекта и оси абсцисс есть искомая величина Ток

Ток =tn+x= tn+,

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

6.3 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

- Капиталовложения в реконструкцию: 511000 р.;

- Годовой грузооборот до реконструкции: 300 тыс. тонн;

- Тариф на перевалку: 87 р./тонн.

Таблица 5.1 - Планируемый годовой грузооборот

Наименование нефтепродукта	Объем перевалки, тыс. тонн
ДТ ЕН 590	300

6.4 РАСЧЕТ ОКУПАЕМОСТИ

Для размещения Дт на Камбарской нефтебазе определены 14 резервуаров, общей емкостью 100тыс. м3 (около 83тыс. тонн). До 01.01.10г. проблем с приемом, хранением и отгрузкой не существовало, так как нефтебаза работала только с двумя видами топлив (ДТЛ 0,2- 62 летнее, ДТЗ 0,2-(-35) зимнее).

В связи с пуском продуктопровода Пермь-Андреевка, нефтебаза стала получать по продуктопроводу, уже пять видов дизельных топлив, смешение которых не допускается: ДТЛ 0,2-62; ДТЗ 0,2-(-35); ДТ ЕН 590, сорт С, вид 2; ДТ ЕН 590, сорт F, вид 2; ДТ ЕН 590, класс 1, вид 2.

В связи с чем, возникает вопрос о сохранении объема резервуарного парка под ДТ. Так как свободных емкостей нет, перевести резервуар под ДТ , из под бензина невозможно.

ДТ ЕН 590 отгружается на экспорт, в количестве до 300 тыс.тонн в год. Резервуарной емкости по ЕН 590 - 30тыс м3 (или 24900 тонн) в т.ч. РВС№86 около 4150 тонн. Оборачиваемость резервуаров в месяц 300.000/12/24900=1раз

Определение суммы затрат Камбарской нефтебазы на ремонт РВС 5000м3. №86 приложение №1.

Рассчитаем срок окупаемости капитальных вложений по ремонту РВС 5000м3:

где: Тв= К/А

К- инвестиции;

А- дополнительно получаемая прибыль

-дополнительный объем перевалки в месяц по РВС №86;

C- стоимость услуг перевалки 1т. на ж/д (разница между стоимостью услуг перевалки 1 тонны - 73,73руб без НДС и затратам на перевалку 1 тонны 63руб. - расчет прилагается).

Тв=511000/44529,50 =11,5 мес.

При условии сохранения объемов перевалки дизельного топлива ЕН 590 на экспорт в объеме 300тыс.тонн в год после окупаемости затрат наремонт в течении 11,5 месяцев, ежемесячная прибыль составит р.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В теме моего дипломного проекта я отталкивался исходя из того, какое большое значение имеет для нефтебазы сохранение объёмов резервуарного парка.

По результатам произведенного диагностического обследования резервуара РВС 5000, требуется произвести мероприятия по ремонту днища и стенки резервуара.

Мною подробно дано описание производства сварочных ремонтных работ по замене днища и ремонту стенки резервуара. Данная технология производства сварочных работ доказывает экономическую целесообразность производства работ и реконструкцию резервуара.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Арзунян А.С., Афанасьев В.А., Прохоров А.Д. Сооружение нефтегазохранилищ. - М.: Недра, 1986. - 336 с.

Афанасьев В.А., Березин В.Л. Сооружение газохранилищ и нефтебаз. - М.: Недра, 1986.-336 с.

Бабин Л.А., Григоренко П.Н., Ярыгин Е.Н. Типовые расчёты при сооружении трубопроводов. - М.: Недра, 1995. - 256 с.

Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М., Недра, 1977.

Едигаров С.Г. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М.,Недра,1973.

Жданов Р.А., Ахияров Р.Ж. Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов; Часть!!. Расчет резервуаров на прочность и устойчивость/ Учебное пособие.-Уфа:УГНТУ,1999.-19 с.

Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для ВУЗов. - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001 - 544 с.

Основы нефтепродуктообеспечения. А.М. Шаммазов, А.А. Коршак, Г.Е. Коробков, М.В. Дмитриева. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2001.- 232 с.

ПБ 03-585-03. «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»

ПБ 09-560-03 «Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов»

Правила эксплуатации нефтебаз. М.: 1980. - 120 с

Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций. А.М. Шаммазов, В.А. Александров, Б.Н. Мастобаев и др. .- Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2003.- 438 с.

РД 153-112-017-97. Руководящий документ. Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров. - Уфа,1997.

Резервуарные металлоконструкции, изготовляемые заводами ВПО «Союзстальконструкция»: Каталог института «ВНИКТИ стальконструкция». - М.: ЦБНТИ Минмонтажспецстроя, 1987. - 119 с.

СНиП 2.01.07-85. Нагрузки и воздействия. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986-34 с.

СНиП 2.09.03-85. Сооружение промышленных предприятий. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986. - 56 с.

СНиП 2.11.03-93. «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы». М. Госстандарт. 1993-56 с.

Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз: Учебник для ВУЗов / Под ред. Р.А.Алиева. - М.: Недра, 1987. - 271 с.

Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для ВУЗов / Под ред. П.И.Тугунова. --Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 - 658 с.

Шишкин Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз. Л., Недра, 1978.

ГОСТ 8732-78 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сталь 10 группа В

СНиП III-42-80[22]. «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ», ВСН 012- 89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ»;

ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» и ВСН 008-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция».

ВСН 011-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание»;

РД 03-484-02 «Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкций по их ремонту», «Положения о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»

РД 08-95-95, «Инструкции по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров»

РД 153-112-017-97, «Правил устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» ПБ 09-605-03

ПБ 03-246-98 "Правилах проведения экспертизы промышленной безопасности" с изменениями ПБИ 03-490-(146)-02, по индивидуальной программе (Приложение 1).

РД 08-95-95 «Положении о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов».

ПБ 09-605-03 «Правил устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов».

РД 08-95-95 “Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов”

ИТН-93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств

ГОСТ 535 Прокат сортовой и фасонной из стали углеродистой обыкновенного качества

ГОСТ 14637 Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества.

РД 03-606-03 Инструкция по визуальному и измерительному контролю

ГОСТ 166 Штангенциркули

ГОСТ 25706 Лупы типы и их параметры

ГОСТ 7502 Рулетки измерительные металлические 2-го и 3-го классов точности, предназначенные для измерения линейных размеров путем непосредственного сравнения со шкалой.

ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей

ПБ 03-381-00 Настоящие Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

ВСН 311-89 Настоящие ведомственные строительные нормы устанавливают правила и нормы монтажа стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000 м3 включительно

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Сварные соединения

ГОСТ 23055 Настоящий стандарт распространяется на сварные соединения, выполненные сваркой плавлением изделий из металлов и их сплавов с толщиной свариваемых элементов от 1 до 400 мм

ТМУ-21У Электроды марки ЛЭЗ ТМУ-21У предназначены для ручной дуговой сварки ответственных металлоконструкций и трубопроводов из углеродистых и низколегированных конструкционных сталей энергетического оборудования тепловых и атомных электростанций. Сварка во всех пространственных положениях, кроме вертикального сверху вниз, постоянным током обратной полярности.

ЦУ-5 Электроды ЦУ-5 широко используются для сварки ответственных и важных конструкций из низколегированных и углеродистых сталей.

УОНИИ 13 55 Электроды производства ЭСАБ-СВЭЛ, предназначенные для сварки особо ответственных изделий из конструкционных низкоуглеродистых и низколегированных сталей с пределом прочности до 520 МПа во всех пространственных положениях

ГОСТ 14782 Настоящий стандарт устанавливает методы ультразвукового контроля стыковых, угловых, нахлесточных и тавровых соединений, выполненных дуговой, электрошлаковой, газовой, газопрессовой, электронно-лучевой и стыковой сваркой оплавлением в сварных конструкциях из металлов и сплавов для выявления трещин, непроваров, пор, неметаллических и металлических включений.

ГОСТ 9466 Настоящий стандарт распространяется на изготовленные способом опрессовки покрытые металлические электроды для ручной дуговой сварки сталей и наплавки поверхностных слоев из сталей и сплавов.

ГОСТ 9467. Настоящий стандарт распространяется на металлические покрытые электроды для ручной дуговой сварки углеродистых, низколегированных и легированных конструкционных и легированных теплоустойчивых сталей

ГОСТ 2246-70 Настоящий стандарт распространяется на холоднотянутую сварочную проволоку из низкоуглеродистой, легированной и высоколегированной стали

ГОСТ 8713-79 Настоящий стандарт распространяется на соединения из сталей, а также сплавов на железоникелевой и никелевой основах, выполняемых сваркой под флюсом, и устанавливает основные типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений.

ГОСТ 12.1.007-76 «Вредные вещества

ГОСТ 12.1.018-93 Настоящий стандарт устанавливает общие требования электростатической искробезопасности (ЭСИБ) в целях обеспечения пожаровзрывобезопасности производственных процессов, их компонентов (людей - участников процессов производственного оборудования), веществ и материалов, а также окружающей среды (далее - объектов защиты).

СНиП 23-05-95 “Естественное и искусственное освещение”.

ГОСТ 12.4.124-83 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение

ГОСТ 12.1.007-99 Настоящий стандарт распространяется на вредные вещества, содержащиеся в сырье, продуктах, полупродуктах и отходах производства, и устанавливает общие требования безопасности.

ГОСТ 12.0.003-74 «Опасные и вредные факторы».

Размещено на Allbest.ru