Экономическая эффективность ремонта трубопровода

Экономическая эффективность применения электрохимической защиты трубопроводов

Артемьев Алексей Михайлович,

аспирант Марийского государственного технического университета.

Научный руководитель – доктор технических наук, профессор

Коррозия ежегодно уничтожает до 10% выплавленного в мире металла. Однако при детальном подсчете размеры потерь от коррозии значительно выше, чем стоимость металла, уничтожаемого коррозией. Ведь коррозия не просто разрушает металл, а выводит из строя готовые сложные машины и оборудование, на создание которых затрачивается много средств. На магистральных трубопроводах коррозия является причиной аварийных остановок и ремонтов, связанных с наваркой заплат, врезкой катушек, заменой участков трубопроводов и поврежденных коррозией конструкций, потерей давления. Ежегодные потери от коррозии даже по самым скромным подсчетам составляют миллиарды рублей.

Сокращение потерь от коррозии, а также повышение научно-технического уровня производства могут быть достигнуты на основе совершенствования уже известных средств защиты, а также создания принципиально новых и обеспечения их широкого внедрения.

Для сведения к минимуму риска коррозионных повреждений трубопроводы защищают антикоррозионными покрытиями и дополнительно средствами электрохимзащиты (ЭХЗ). При этом изоляционные покрытия обеспечивают первичную («пассивную») защиту трубопроводов от коррозии, выполняя функцию «диффузионного барьера», через который затрудняется доступ к металлу коррозионноактивных агентов (воды, кислорода воздуха).

Сразу следует отметить, что точное определение экономических эффектов достигаемых при использовании электрохимической защиты, затруднено. Насколько просто определить стоимость изготовления и эксплуатации конструкции, настолько трудно рассчитать эффект от исключения непрогнозируемых косвенных потерь от коррозии.

Можно считать, исходя из аналогий, что стоимость электрохимической защиты не превышает 1% от стоимости защищаемой конструкции, при чём эта стоимость складывается из сравнительно высоких капитальных затрат и низких затрат эксплуатационных.

Например стоимость 30 км промышленного газопровода высокого давления равна примерно 55 млн. у.е. Защита этого участка газопровода осуществляется от трёх катодных станций стоимостью 480 тыс. у.е, т.е. 0,87% от стоимости газопровода.

Ежегодные эксплуатационные расходы системы катодной защиты 39 тыс. злотых, т.е. 0,07% стоимости газопровода. В эту величину входит стоимость электроэнергии (

14 тыс. у.е) и стоимость надзора и планово-предупредительного ремонта системы защиты

25 тыс. у.е. В случае 25-летней эксплуатации газопровода без катодной защиты ежегодные амортизационные отчисления составляют примерно 4% от стоимости участка трассы.

Удлинение срока эксплуатации газопровода при использовании катодной защиты примерно 10 лет. В этом случае доход от использования катодной защиты определится как сумма амортизационных отчислений за эти 10 лет минус стоимость катодных станций и расходов на их обслуживание за 35 лет работы.

Если же к этому расчётному эффекту добавить не поддающиеся расчёту эффекты от исключения аварий газопровода, то экономия, достигаемая применением катодной защиты, будет ещё более значительной. Приведённый пример свидетельствует о высокой рентабельности применения электрохимической защиты.

Практика показывает, что наиболее рентабельна электрохимическая защита конструкций, имеющих изолирующее покрытие высокого качества.

Рентабельность и эффективность применения электрохимических методов защиты подтверждается опытом её многолетней эксплуатации во многих странах.

Электрохимическая защита повсеместно считается наиболее эффективной и высокоэкономичной технологией защиты.

1. Бэкман, В. Катодная защита от коррозии: справочник: пер. с нем./ В. Бэкман, В. Швенк. — М.: Металлургия, 1984. — 496 с.

2. Притула В.А. Защита заводских подземных трубопроводов от коррозии, Металлургиздат, М. 1961.

3. Сюгаев А.В., Ломаева С.Ф., Шуравин А.С. и др. // Коррозия: защита, материалы. 2007. № 1

4. Шевченко А.А. Химическое сопротивление неметаллических материалов и защита от коррозии. Учебное пособие. Химия, КОЛОСС,2004 г.

Источник

Ремонта участка нефтепровода. Экономическая часть

Страницы работы

Фрагмент текста работы

5. Экономическая часть

Стоимость ремонта участка нефтепровода включает в себя следующие расчеты:

Отчисления на социальные нужды;

Район строительства относится к 24 региону – Красноярский край, Козульский и Емельяновский районы.

5.1 Расчет количества человек необходимых для ремонта трубопровода

Определим количество человек необходимых для ремонта 2,51 км трубопровода при общей трудоемкости 59616 чел/час принимаемая по унифицированным нормам, если время работы одного человека в год составляет 1863 часа:

Определим количество смен, за которое будет произведен ремонт трубопровода:

Количество смен=59616/8/32=116 смен.

5.2 Расчет фонда оплаты труда

Определение заработной платы за один день, согласно [14]:

ЗП – заработная плата (руб)

О – оклад рабочего (руб)

Рд – количество рабочих дней в месяце

Определение заработной платы за весь ремонт нефтепровода:

ЗП1 – заработная плата за весь ремонт нефтепровода (руб)

Ср – количество рабочих смен (дни)

Определение суммы премии:

П – сумма премии (руб)

Кп – коэффициент, учитывающий премиальные выплаты

Определение основной заработной платы:

Определение дополнительной заработной платы:

ЗПд – дополнительная заработная плата (руб)

Кi – коэффициент, учитывающий доплаты и надбавки к тарифным ставкам и окладам за работу с тяжелыми и вредными условиями труда

Определение суммы заработной платы с учетом районного коэффициента и северной надбавки:

Кр – районный коэффициент и северная надбавка

Проведем расчет заработной платы на примере сварщика:

Определение заработной платы за один день:

Определение заработной платы за весь ремонт нефтепровода:

Определение суммы премии:

Определение основной заработной платы:

ЗПо=54133,3+27066,7 =81200 руб

Определение дополнительной заработной платы:

Определение суммы районного коэффициента и северной надбавки:

Определим общую заработную плату:

Результаты расчетов по двум вариантам сведены в таблицы (5.1) и (5.2)

Фонд оплаты труда при подъеме нефтепровода трубоукладчиками

Источник

Современные технические и технологические решения по повышению эффективности ремонта газопроводов

В настоящее время наиболее важным является разработка технических, технологических и организационных мероприятий по поддержанию надежности и безопасности, а также обеспечения бесперебойной поставки газа потребителям.

Эти задачи могут быть решены за счет внедрения новых технических средств, технологий и оптимальных методов организации производства ремонтно-восстановительных работ на магистральных газопроводах.

При этом к основным требованиям к технологии и организации капитального ремонта газопроводов для обеспечения эксплуатационной надежности с гарантийным сроком службы в современных условиях относятся:

— индустриализация технических решений;

— применение поточного метода производства организации работ;

— синхронизация основных и специальных видов работ;

— производительность и высокое качество работ;

— минимизация дополнительных напряжений, возникающих в процессе производства работ.

Однако опыт капитального ремонта газопроводов показал, что в современных условиях особое место при выборе технологии ремонта должна занимать минимизация дополнительных напряжений, возникающих в процессе производства работ. При капитальном ремонте магистральных газопроводов применялся в основном (исключая замену труб при ремонте) ремонт с заменой трубы, а около 30% — по технологической схеме ремонта газопроводов с подъемом и укладкой на берме траншеи (с заменой изоляции). Это было связано с тем, что при отсутствии специальных технических средств для ремонта газопроводов с разъемными рабочими органами на трассе в основном применялись общие строительные, очистные и изоляционные машины и ремонтные работы производились с подъемом и укладкой газопровода на берме траншеи. Следствием этого являлось ослабление сварных стыков, образование гофр и поломка труб, и при сдаче отремонтированного участка газопровода в эксплуатацию до 50% стыков требовали дополнительного просвечивания и ремонта.

Учитывая эти особенности и требования к ремонту газопроводов в современных условиях, наиболее передовой технологией, на наш взгляд, является ремонт газопроводов в траншее с сохранением его пространственного положения (рис.1). Все недостатки, которые имелись при ремонте с подъемом на берму траншеи, в предлагаемой технологии полностью отсутствуют и отвечают всем требованиям к технологии и организации капитального ремонта газопроводов в современных условиях. Кроме того, для данной технологии ПКФ разработаны специальные технические средства, которые позволяют при производстве капитального ремонта газопроводов сохранять ее пространственное положение (в траншее), применить комплексную механизацию и поточный метод организации производства работ, а также минимизировать появление дополнительных напряжений и объемы работ ремонта стыков на ремонтируемом газопроводе. Предлагаемая технологическая схема проверена многолетней практикой эксплуатации и ремонта линейной части магистральных газопроводов. В настоящее время с разработкой специальных ремонтных машин и механизмов технологические операции выполняются механизированными линейными комплексными потоками на газопроводах диаметром 529-1420 мм.

Рис.1. Технологическая схема ремонта газопроводов в траншее:

1 — бульдозер; 2 — машина послойной разработки грунта; 3 — вскрышной роторный экскаватор; 4 — подкапывающая машина; 5 — трубоукладчик;

6 — очистная машина (предварительная очистка); 7 — самоходные опоры;

8 — сварочная установка; 9 — передвижная установка контроля качества сварных соединений; 10 — очистная машина (окончательная очистка);

11 — грунтовочная машина; 12 — изоляционная машина; 13 — лаборатория контроля качества изоляционных покрытий; 14 — машина для

подсыпки и подбивки грунта под трубопровод

Очистная машина для предварительной очистки поверхности трубопровода от пленочной изоляции оснащена комплектом дисковых фрез (резцов), которые разрезают пленочную изоляцию в продольном и поперечном направлении, а далее с помощью резцов, установленных на переднем и заднем роторах машины, поверхность трубопровода полностью очищается от пленочной изоляции за один проход.

Для поддержания ремонтируемого трубопровода в пространственном (эксплуатируемом) положении применяются установки типа УП или самоходный подъемник «Атлант» (рис.1, поз. 7). Эти установки заменяют собой трубоукладчики, расставляются на определенном расстоянии согласно расчету и перемещаются по трубе в едином технологическом потоке и без опрокидывания.

После производства работ по отбраковке и восстановлению поверхности трубы следующей операцией является окончательная очистка и подготовка поверхности для нанесения изоляции. Эта операция в едином технологическом потоке выполняется с применением очистной машины марки ПТ-НН-ФО (рис.1, поз. 10). Очистная машина также разъемная, оснащена комплектом специальных резцов и щеток, которые позволяют подготовить требуемую поверхность трубопровода для нанесения грунтовки и нового изоляционного покрытия.

На подготовленную поверхность трубопровода наносятся грунтовки с помощью грунтовочной машины марки ПТ-НН-Г (рис.1, поз. 11), а на загрунтованную поверхность — изоляционное покрытие — битумно-полимерная термопластичная мастика методом экструзии с помощью изоляционной машины марки ПТ-НН-И (рис.1, поз. 12).

До окончательной засыпки отремонтированного участка выполняется операция по подсыпке и подбивке грунта под трубопроводом (примерно 60-65 см) с помощью подбивочной машины и производится окончательная засыпка газопровода.

Указанный комплекс машин полностью соответствует техническим и технологическим требованиям к ремонту линейной части магистральных газопроводов.

Источник

Экономическая эффективность ремонта трубопровода

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ПРИМЕНЕНИЯ СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫХ ТРУБ