Для проведения работ по периодическим и аттестационным испытаниям изоляционных материалов и защитных покрытий лаборатории Центра были полностью переоснащены. В настоящее время для испытаний используется самое современное, преимущественно импортное оборудование, с помощью которого можно проводить комплексные испытания различных типов защитных покрытий на соответствие требованиям отраслевых норм, российских и зарубежных стандартов. Центр аккредитован в системе добровольной сертификации «Транссерт» (аттестат компетентности №ТС.RU 23ПР03.01), в системе аккредитации аналитических лабораторий (центров) Федерального агенства по техническому регулированию и метрологии (аттестат аккредитации № РОСС RU 0001.517056).

5.3 Нормативная документация на покрытия труб

До недавнего времени требования к наружным защитным покрытиям магистральных и промысловых трубопроводов устанавливались преимущественно российским стандартом ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии». Именно этим стандартом руководствовались проектные институты, а также заводы-изготовители и строительные организации, осуществляющие работы по заводской изоляции труб и противокоррозионной защите трубопроводов в трассовых условиях. В стандарте приведен перечень конструкций защитных покрытий заводского и трассового нанесения на основе битумных, ленточных и полимерных материалов (всего - 22 конструкции покрытий), рекомендуемых для наружной противокоррозионной защиты магистральных и промысловых трубопроводов. Стандарт определяет и основные технические требования к наружным покрытиям трубопроводов по таким показателям свойств, как толщина, диэлектрическая сплошность, прочность при ударе, переходное сопротивление, адгезия покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию и т.д. Наличие в стандарте большого количества разнообразных защитных покрытий, некоторые из которых утратили свою актуальность и практически не применяются для изоляции труб, при одновременном отсутствии требований, предъявляемых к современным защитным покрытиям трубопроводов заводского нанесения (трехслойному полиэтиленовому, полипропиленовому, двухслойному эпоксидному), привели к необходимости разработки новых требований к покрытиям.

В 2003 году по заданию ОАО «АК «Транснефть» ВНИИСТом был разработан комплект общих технических требований к заводским полиэтиленовым[14], заводским полипропиленовым[15] и заводским эпоксидным[16] покрытиям труб для строительства магистральных нефтепроводов. Помимо этого были разработаны требования к защитным покрытиям фасонных деталей и задвижек [17] и требования к покрытиям сварных стыков трубопроводов на основе термоусаживающихся полимерных лент [18].

ОАО «Газпром» разработана и введена в действие собственная нормативная документация, устанавливающая технические требования к заводским покрытиям труб: полиэтиленовому (СТО Газпром 2-2.3-130-2007), полипропиленовому (СТО Газпром 2-2.2-178-2007), внутреннему «гладкостному» (СТО Газпром 2-2.2-180-2007), а также к наружным покрытиям на основе термореактивных материалов, предназначенным для антикоррозионной защиты труб, соединительных деталей и запорной арматуры трубопроводов (2005 г.).

В 2006 году на основе требований ОАО АК «Транснефть», предъявляемым к заводским покрытиям труб, Техническим комитетом по стандартизации ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и баллоны» ОАО РосНИТИ был разработан и введен в действие российский стандарт ГОСТ Р 52568 «Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов». Стандарт устанавливает требования к полиэтиленовому, полипропиленовому и эпоксидному покрытиям труб для трубопроводов диаметром от 114 до 1420 мм. К сожалению, данный стандарт, особенно в разделе «Классификация покрытий», имеет целый ряд неточностей и несоответствий. Так заводское полипропиленовое покрытие труб (конструкция №6 табл.1) рекомендуется для применения в качестве морозостойкого покрытия труб для строительства трубопроводов в районах Крайнего Севера. Не определена конкретная область применения для двухслойных полиэтиленовых покрытий труб (конструкция №4, табл.1). Их рекомендуется применять для противокоррозионной защиты трубопроводов «не ответственного назначения». Стандартом не определены требования к перспективным двухслойным эпоксидным покрытиям труб. Ошибочно установлена температура эксплуатации для заводского полиэтиленового покрытия труб (до минус 50-60^оС), хотя известно, что температура эксплуатации покрытия на действующем трубопроводе соответствует температуре транспортируемого продукта и никак не может достигать таких экстремальных значений. Такие температуры могут быть только при хранении изолированных труб.[23]

В 2007 году был введен в действие ГОСТ Р 9.602-2005 «Сооружения подземные[12]. Общие требования к защите от коррозии», во многом совпадающий с ГОСТ Р 51164 и определяющий требования к наружным защитным покрытиям межпоселковых газопроводов, городских газовых сетей и трубопроводов коммунального назначения.
Необходимо отдельно отметить, что на сегодняшний день национальные стандарты носят в основном рекомендательный характер, их положения учитывают при разработке нормативной документации, но приоритет отдается отраслевым нормам. Именно на основе отраслевых норм (требованиям ОАО «Газпром» - для магистральных газопроводов, требованиям ОАО «АК «Транснефть» - для магистральных нефтепроводов), учитывающих реальные условия строительства и эксплуатации трубопроводов, разрабатываются технические условия на трубы с покрытием, осуществляются работы по заводской изоляции, приемке и испытаниям изолированных труб.

Сложнее ситуация с нормативной документацией по противокоррозионной защите промысловых трубопроводов. Выбор конструкции наружных защитных покрытий и их практическое применение могут проводиться как по стандарту ГОСТ Р 51164, так и по более жесткому стандарту ГОСТ Р 52568. Кроме того, некоторые нефтяные компании размещают заказы на поставку труб и соединительных деталей с наружным защитным покрытием по требованиям ОАО «АК «Транснефть». В связи с тем, что средний срок службы промысловых трубопроводов составляет 10-15 лет, очевидно, что и требования к наружным покрытиям для таких трубопроводов должны быть менее жесткими, чем требования к покрытиям магистральных трубопроводов со сроком эксплуатации до 40-50 лет. Для выполнения таких требований в качестве наружных противокоррозионных покрытий трубопроводов могут быть использованы как более простые конструкции заводских покрытий труб (комбинированное ленточно-полиэтиленовое, двухслойное полиэтиленовое, трехслойное полиэтиленовое, наносимое по жидкому праймеру, эпоксидное и др.), так и более дешевые отечественные изоляционные материалы.

Если наблюдается некоторый перебор с нормативной документацией на наружные покрытия трубопроводов, то гораздо сложнее определиться с выбором и применением внутренних защитных покрытий трубопроводов. До сегодняшнего дня не существует единого национального стандарта на внутренние антикоррозионные покрытия трубопроводов. Каждая нефтяная компания решает этот вопрос по-своему.

5.4 Пооперационный контроль качества изоляционных работ

Контроль качества изоляционных покрытий осуществляется пооперационно в процессе производства работ. Пригодность изоляционных материалов для изоляции трубопроводов определяет служба технического надзора. При этом контролируются правильность технологического процесса разогревания битумных материалов, соответствие физико-механических свойств исходных материалов и мастик требованиям ГОСТа и СНиП. Для этого не реже одного раза в день проводят отбор контрольной пробы мастики с целью определения температуры размягчения по КиШ. Растяжимость и пенетрацию определяют периодически по требованию заказчика.

Качество очистки, грунтовки и изоляции труб, выполняемых в заводских или базовых условиях, проверяет и принимает служба технического контроля предприятия. В полевых условиях качество изоляционных работ кроме работников строительно-монтажной организации и службы технадзора контролируют и принимают представители службы эксплуатации трубопровода.[22]

Качество очистки трубопровода и нанесения грунтовки проверяют внешним осмотром, качество нанесенного изоляционного покрытия - по мере его наложения путем внешнего осмотра, путем измерения толщины покрытия, а также его сплошности и прилипаемости к трубе.

При внешнем осмотре покрытия выявляются трещины, бугры, вздутия, впадины, расслоения. Наличие трещин и пузырей в покрытии обычно связано с нарушением технологического режима при подготовке изоляционных материалов и нанесении изоляционного покрытия. Появление на поверхности битумной мастики сетки трещин или мелких пузырей, расположенных группами, обусловлено перегревом мастики. Аналогичный дефект может быть следствием попадания в покрытие пены, образующейся на поверхности расплавленной мастики. Крупные равномерно распределенные пузыри появляются при наличии на поверхности трубы влаги. Равномерно распределенные мелкие пузыри возникают и в том случае, когда мастику наносят на невысохшую грунтовку. Такие внешние факторы, как ветер, могут вызвать появление продолговатых пузырей различной формы. При сильном нагреве солнечными лучами (до 50-60°С) на поверхности изоляции образуются неглубокие продольные трещины.

Качество защитного покрытия из полимерных липких лент проверяют также внешним осмотром - проверкой числа слоев, ширины нахлеста, силы сцепления ленты с лентой и поверхностью трубы. Прилипаемость (адгезию) липких лент определяют отрывом их через сутки, когда проводятся приемочные испытания. Для этого в покрытии делают ножом два надреза через 1 см, и с помощью адгезиметра АР-3 определяют усилие отрыва, которое должно быть не менее указанного в сертификате качества. При этом отрыв изоляции от поверхности трубы должен быть когезионным.

Выявленные дефектные места и повреждения изоляции должны быть исправлены методами, обеспечивающими монолитность и однородность покрытия. Наносить новый слой покрытия поверх оберточного покрытия запрещается. После исправления дефектов ремонтируемые места должны подвергаться вторичному контролю. Готовый трубопровод укладывают в траншею, присыпают грунтом на 0,25 - 0,5 м и проверяют с помощью искателей повреждений наличие сквозных дефектов изоляции, образовавшихся в процессе засыпки трубы.

Толщину слоя защитного покрытия определяют с помощью ультразвуковых толщиномеров в процессе выполнения изоляционных работ через каждые 100 м труб, в местах остановки изоляционной машины, не менее чем в четырех точках по окружности трубы или емкости и на каждой фасонной части. Кроме этого, толщину слоя измеряют во всех местах, вызывающих сомнение, а также выборочно по требованию заказчика.

Сплошность покрытия контролируют искровым дефектоскопом.

Для мастичных и полимерно-битумных изоляционных покрытий напряжение на щупе дефектоскопа устанавливают из расчета 5 кВ на 1 мм толщины изоляции с учетом обертки. Качество защитного покрытия при приемосдаточных испытаниях проверяют через каждые 500 м, а также выборочно по требованию заказчика.

Сцепление покрытия из мастик с поверхностью защищаемого объекта контролируют адгезиметром или вручную надрезом защитного покрытия под углом 45-50°С отрывом вершины угла надреза. Покрытие считается хорошо прилипшим к трубе, если оно отрывается отдельными кусочками и частично остается на трубе. Сопротивление покрытия отрыву, определяемое адгезиметром при температуре окружающего воздуха 25С, должно быть не менее указанного в сертификате качества. Адгезию на трубах проверяют через каждые 100 м и выборочно по требованию заказчика.[23]

Большое значение для характеристики состояния изоляционного покрытия имеет его переходное сопротивление, зависящее от сплошности покрытия. При сдаче защитного покрытия трубопровода заказчику предъявляют: паспорта на каждую партию материалов или результаты лабораторных испытаний материалов; лабораторные анализы проб битумной мастики; журнал производства работ; акт проверки качества защитного покрытия. Контроль качества изоляционного покрытия законченных строительством участков трубопровода и засыпанных грунтом осуществляется методом катодной поляризации.

Проверка качества изоляции методом катодной поляризации должна быть предусмотрена проектом строительства и производиться на участках трубопроводов протяженностью до 40 км, уложенных во всех грунтах (за исключением каменистых, мерзлых и сухих с удельным электрическим сопротивлением более 100 Омм).

5.5 Приборы для осуществления контроля изоляционных покрытий

Толщиномеры изоляционных покрытий предназначены для контроля толщины изоляционного покрытия стальных трубопроводов при их строительстве и ремонте. Принцип работы приборов основан на использовании зависимости силы притяжения между стальной поверхностью и магнитом от расстояния между ними или зависимости электромагнитной индукции от расстояния между замкнутым магнитопроводом и стальной поверхностью.

В таблице 5.1 представлены ехнические характеристики некоторых типов толщиномеров

Таблица 5.1 - Технические характеристики некоторых типов толщиномеров

Показатели	Марка прибора
	ТИП-1	МТ-31Н	МТ-33Н	МТ-30Н
Контролируемая толщина, мм: - на I диапазоне - на II диапазоне
	1-3	1-3	1-3	0-0,1
	2-10	3-10	3-10	0,1-1
Диапазон рабочих температур, С	от минус 20 до 40	от минус 10 до 40	от минус 30 до 40	от минус 10 до 40
Питание	аккумуляторная батарея	сеть переменного тока	аккумуляторная батарея	сеть переменного тока
Габариты, мм	16510075	180250140	210230140	220240140
Масса, кг	3	3	5	5

ПРИМЕЧАНИЕ. Погрешность измерения для всех указанных приборов - 5%.

Приборы могут работать при температуре окружающего воздуха от -10 до +40°С и относительной влажности до 95 % при температуре 25°С, т.е. в зимнее время их можно принять только в отапливаемых помещениях.

Магнитные толщиномеры (МТ) различных модификаций могут измерять толщины покрытий из немагнитных электропроводящих и диэлектрических материалов. Для труб из неферромагнитных материалов (медь, алюминий) выпускается вихретоковый толщиномер ВТ-ЗОН.

Основной рабочий элемент толщиномеров всех типов - датчик, преобразующий неэлектрические величины (толщину немагнитных покрытий) в электрические сигналы напряжения. Приборами следует пользоваться в строгом соответствии с прилагаемой инструкцией по эксплуатации

Толщину мастичных покрытий проверяют через каждые 100 м на арматуре и в местах, вызывающих сомнение. На трубах толщину измеряют не менее чем в четырех точках по периметру. Если труба покрыта полиэтиленом, то толщину покрытия определяют теми же приборами. При применении для защиты полимерно-пленочных покрытий измерять толщину нецелесообразно, так как пленки имеют стандартную толщину с небольшим отклонением. Измерить толщину такого покрытия можно только по числу нанесенных слоев пленки.

Адгезиметр - прибор для определения прочности сцепления изоляции с поверхностью металла. Адгезия характеризуется удельной работой, затрачиваемой на отделение изоляции от металла. Эту работу рассчитывают на единицу площади соприкасающихся поверхностей. Чем выше адгезия, тем лучше защита от коррозии, Прилипаемость проверяют как с помощью приборов - адгезиметров, так и вручную (таблица 5.2). В последнем случае на изоляции делают надрез, образующий угол 45-60°С, и этот уголок отрывают от поверхности. Если при отрыве на металле остается часть изоляции (для мастичных покрытий) или клеевая основа (при пленочной изоляции), то прилипаемость считается хорошей. Адгезия покрытия проверяют во всех местах, вызывающих сомнение. После контроля изоляция в месте надреза должна быть сразу восстановлена.[21]

Таблица 5.2 - Техническая характеристика адгезиметров

Характеристика	АР	СМ-1
Предел измерений, Па	(0-15)-10	(0-16)-10
Погрешность измерения, %	3	5
Габариты, мм	25565115	346108128
Масса без футляра, кг	0,8	2,5

Сплошность изоляционного покрытия определяют с помощью искателя повреждений и дефектоскопов (таблица 5.3). Приборы контроля сплошности включают в себя источник питания, преобразователь, схему повышения напряжения и щуп.

Таблица 5.3 - Техническая характеристика искателя повреждений ИП-95

Характеристика	Значение
Входная мощность генератора, Вт, не менее	35
Частота генератора, Гц	1000+50
Напряжение питания генератора, В	12 + (10 - 15)%
Полоса пропускания фильтра, Гц	1000±200
Источник питания усилителя	Батарея сухих элементов

Искатель повреждений (ИП) предназначен для обнаружения сквозных дефектов в изоляционных покрытиях трубопроводов без вскрытия траншеи при строительстве и в процессе эксплуатации. Применяется при температуре окружающей среды 5-50°С и относительной влажности до 80% при температуре 20С.

Искровые дефектоскопы типа ДИ и ДЭП предназначены для выборочного контроля сплошности изоляционных покрытий металлических трубопроводов любых диаметров при строительстве и ремонте.

Таблица 5.4 - Техническая характеристика искрового дефектоскопа ИДМ-1М

Характеристика	Значение
Напряжение на импульсном трансформаторе, кВ	4-36
Потребляемый ток при напряжении на электроде импульсного трансформатора 20 Кв, А, не более	1
Питание от аккумуляторных батарей напряжением, В	0-12,5
Время непрерывной работы дефектоскопа, ч, не менее	8

Дефектоскопы типа ИДМ-1М могут также использоваться для выборочного контроля сплошности лакокрасочных покрытий при внутренней и наружной окраски резервуаров, эмалевых и пленочных изоляционных покрытий металлических трубопроводов любых диаметров в помещениях НПС и КС, а также в полевых условиях при совмещенном способе изоляции и опуска в траншею, а также трубопроводов, уложенных на лежки на дне траншеи и поверхности земли. Применяются при температуре окружающего воздуха от минус 30 до + 50С при относительной влажности до 95 % при температуре 25°С.

Контроль покрытия позволяет установить причины появления дефектов. Все дефектные места ремонтируют и повторно подвергают контролю.

В таблие 5.4 представлены технические характеристики искрового дефектоскопа ИДМ-1М.

Глава 6. Экономический расчет

В данной главе необходимо произвести расчеты стоимости работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода протяженностью 7000 м с целью определения срока окупаемости, рентабельности и целесообразности осуществления данных работ.

Стоимость работ по переизоляции участка нефтепровода включает в себя следующие расчеты:

- амортизация оборудования;

- оплата труда;

- стоимость материалов;

- отчисления на социальные нужды;

- прочие расходы.

6.1 Расчёт затрат времени, труда, заработной платы, материалов и оборудования

Для начала необходимо рассчитать время проведения изоляционных работ.

Таблица - 6.1 Время проведения работ

Наименование работ	Продолжительность, ч.
Очистка снега	20
Рыхление	35
Снятие плодородного слоя	80
Вскрышные работы	80
Очистка, изоляция, балластировка, засыпка трубопровода	140
Засыпка плодородного слоя и рекультивация	40

Общее время - 395ч. Необходимое оборудование для проведения замены изоляции на заданном участке приведено в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Необходимое оборудование

Наименование обслуживаемого оборудования (виды работ)	Вид ремонта (ед.изм.)	Обоснование нормы времени.	Кол-во ед оборудования
Трубоукладчик	Замена изоляции	План-График ППР	4
Одноковшовый эксковатор	Замена изоляции	План-График ППР	2
Бульдозер	Замена изоляции	План-График ППР	3
Очистная машина	Замена изоляции	План-График ППР	1
Изоляционная машина	Замена изоляции	План-График ППР	1
Шлифовальная машина	Замена изоляции	План-График ППР	2
Газоанализатор	Замена изоляции	План-График ППР	1
Трассоискатель	Замена изоляции	План-График ППР	1
Итого			15

Определяем явочную численность рабочих.

Явочная численность характеризует количество работников, необходимых для выполнения работ в определенное время:

, (6.1)

где

- норма времени на единицу продукции (чел-час);

- объём выпущенной продукции в натуральном выражении, примем 1;

- эффективный фонд рабочего времени, час;

Для определения составляют баланс составляют баланс времени одного человека;

, (6.2)

где

- продолжительность рабочей смены; - число дней невыхода на работу, предусмотренные трудовым законодательством, отпуск, по болезни, дн; - календарный фонд времени, дн; - число праздничных дней;

- число субботних и воскресных дней.

Таким образом,

,

,

ч.

Тогда

чел (на примере трубоукладчика).

Заполнить значения в таблице 6.3.

Списочная численность больше явочной и характеризует общую численность работников с учётом пропусков рабочего времени (болезнь):

, (6.3)

где

- коэффициент списочного состава (всегда больше единицы);

- фонд рабочего времени предприятия в планируемом периоде, дн;

- эффективный фонд рабочего времени каждого работника в планируемом периоде, дн;

Таким образом,

Таблица 6.3 - Объем производимых работ

Наименование обслуживаемого оборудования (виды работ)	Норма времени на единицу работы	Численность	Задание	Выполнение нормирован ного задания.
		Явочная*10-3	Списочная *10-3	Кол-во ед оборудования)	Трудоемкости работы ч/час
Трубоукладчик	3.58	86,89	107,9174	4	Трубоукладчик	3.58
Одноковшовый эксковатор	3.58	43,44	53,95248	2	Одноковшовый эксковатор	3.58
Бульдозер	3.58	65,17	80,94114	3	Бульдозер	3.58
Очистная машина	3.58	21,72	26,97624	1	Очистная машина	3.58
Изоляционная машина	3.58	21,72	26,97624	1	Изоляционная машина	3.58
Шлифовальная машина	3.58	43,44	53,95248	2	Шлифовальная машина	3.58
Газоанализатор	3.58	21,72	26,97624	1	Газоанализатор	3.58

Таблица 6.4 - Потребность в оборудовании для ремонта трубопровода

Наименование	Марка	Колво.	Цена ед. руб	Стоимость всего оборудования	Стоимость монтажа, руб	Транспортные расходы, руб
1	2	3	4	5	6	7
Трубоукладчик	К-594	4	2688000	10752000	0	8040
Одноковшовый эксковатор	ЭО-4121	2	1456000	2912000	0	1240
Бульдозер	ДЗ-110	3	1507520	4556000	0	5451,2
Очистная машина	ОМ-1422	1	405100	405100	20255	1102
Изоляционная машина	ИЛ-1422	1	1433600	1433600	71680	2672

Полную стоимость амортизации рассчитаем с учетом стоимости транспортных расходов и стоимости монтажа, которые составляют соответственно 2 % и 5 % от стоимости всего оборудования. Далее определяем стоимость основных и вспомогательных материалов.

Таблица 6.5 - Определение потребности материалов

Наименование материала	Ед. измерения	Кол-во	Цена за ед., руб.	Стоимость всего объема, руб.
Праймер	кг	1200	15,62	18744
Плёнка	Пог.м	7000	7	49000
Обёртка	Пог.м	7000	6	42000
Ватин	шт	120	600	72000
Утяжелитель	шт	120	7050	846000
Транспортные расходы				184300
Итого				1193300

Далее определяем затраты на оплату труда в период строительства с учетом премии и районного коэффициента (таблица 6.6).

Таблица 6.6 - Фонд оплаты труда

Профессия	Раз ряд	Кол-во, чел	Тарифная става,руб.	Тарифный фонд ЗП, руб.	Премия	Основная ЗП, руб.	Районный коэффициент 15%	Общий фонд ЗП, руб.
					%	Сумма
Машинист трубоукладчика	6	4	97,2	28016,6	50	14008,3	42024,9	6303,735	48328,64
Машинист экскаватора	5	2	97,2	19338,8	50	9669,4	29008,2	4351,23	33359,43
Машинист бульдозера	5	3	97,2	22008,4	50	11004,2	33012,6	4951,89	37964,49
Линейный трубопроводчик	6	4	97,2	23347,2	50	11673,6	35020,8	5253,12	40273,92
Линейный трубопроводчик	4	2	66,4	14382	50	7191	21573	3235,95	24808,95
Машинист изоляционной машины	6	1	97,2	12669,4	50	6334,7	19004,1	2850,615	21854,72
Машинист очистной машины	6	1	97,2	12669,4	50	6334,7	19004,1	2850,615	21854,72
Мастер	6	4	97,2	26677,8	50	13338,9	40016,7	6002,505	46019,21
Изолировщик	6	1	97,2	12669,4	50	6334,7	19004,1	2850,615	21854,72
Водители	5	4	22,8	8739,8	50	10739,8	32219,4	4832,91	37052,31
Итого		26					289887,9	43483,19	333371,1

Зная общий фонд заработной платы рассчитываем величину отчислений на социальные нужды (26%). CН = 333371,1·0,26 = 86676,48 руб.

Таблица 6.7 - Расчёт амортизационных средств

Наименование	Марка	Кол-во, чел	Полная стоимость, руб	Норма амортизации %	Сумма аморизации, руб
Трубоукладчик	К-594	4	10760400	20	2152200,8
Одноковшовый эксковатор	ЭО-4121	2	2913240	20	582648,0
Бульдозер	ДЗ-110	3	4556545,2	20	911309,2
Очистная машина	ОМ-1422	1	426457	20	85291,4
Изоляционная машина	ИЛ-1422	1	1507952	20	301590,4
Шлифовальная машина		2	8160	20	1632,0
Газоанализатор	АНТ-2М	1	5355	20	1071,0
Трассоискатель	ВТМ-IVМ	1	7650	20	1530,0
Итого			20185759		4037273

Сумма амортизации исчисляется за период строительства:

?А/2360?96 = 164288,7 руб. (6.4)

Прочие расходы включают в себя: ремонт оборудования, накладные расходы, содержание АУП и т.д., и составляют 40 % от прямых затрат.

Прочие расходы = (333371,1+ 86676,48 + 1193300)·0,4 = 645 339,03 руб.

Составляем смету затрат на работы по переизоляции нефтепровода. Данные заносим в таблицу 6.8.

Таблица 6.8 - Смета затрат на ремонт

Показатели	Стоимость, руб
Материалы	1193300
Заработная плата	333371,1
Отчисления на социальные нужды	86676,48
Амортизация основных средств	164288,7
Прочие расходы	645 339,03
Итого	2422975,31

Амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

(6.5)

А = 0,04?2422975,31 = 1209559,01 руб.

где:

А - амортизационные отчисления основных фондов, руб.;

С_оф - Первоначальная стоимость основных фондов, руб.;

Н_а - норма амортизационных обчислений(4 %).

6.2 Оценка экономической эффективности проекта

Чтобы приступить к оценке экономической эффективности проекта, необходимо определить поток денежной наличности:

(6.6)

где:

П_ч- чистая прибыль;

А - годовые амортизационные отчисления.

Прибыль чистая определяется как разница валовой прибыли и налога на прибыль, равного 20 %:

(6.7)

Формула для определения валовой прибыли выглядит следующим образом:

(6.8)

где:

V_пер - объем перекачки в расчетном году, т^.км;

Т- тариф за перекачку, руб/т^.км;

с/с - себестоимость транспортной работы, относящиеся на реконструируемый участок нефтепровода. Рассчитаем поток наличности:

П_в = 12200000?(0,25-0,13) = 1464000 руб.

П_ч = 1464000-351360=1112640 руб.

П_нал = 1112640+1209559,01 =2322199,01 руб.

Оценим экономическую эффективность мероприятия методом дисконтирования или методом чистой текущей стоимости (ЧТС):

(6.9)

где:

ЧТС - дисконтированный поток наличности i - ого года;

П_нал - поток наличности i - ого года, руб;

И_i - инвестиции i -о го года, руб;

И_i = К_рек = 2046101,1 руб.

(6.10)

где:

К_диск - коэффициент дисконтирования;

Н_р - норма реинвестирования, принимаем Н_р = 10 % ;

К_инф - коэффициент инфляции , К_инф = 0,1;

t - расчетный год (0,1,2 и тд.)

Рассчитаем ЧТС для 0-го года (год переизоляции)

Результаты остальных расчетов сведем в таблицу 6.9.

Таблица 6.9 - Расчет аккумулированной чистой текущей стоимости при Нр=10% (при расчете на 10 лет).

Т, годы	Инвестиции Иi	Приток наличности Пнал, руб	Коэффициент дисконирования Кдi(Нр=10%)	Чистая текущая стоимость ЧТСi,руб	ЧТСакк, руб
0	2046101,1	2322199,01	1	276097,9	276097,9
1	0	2322199,01	0,83	1927425	2203523
2	0	2322199,01	0,68	1579095	3782618
3	0	2322199,01	0,56	1300431	5083050
4	0	2322199,01	0,47	1091434	6174483
5	0	2322199,01	0,39	905657,6	7080141
6	0	2322199,01	0,32	743103,7	7823245
7	0	2322199,01	0,26	603771,7	8427016
8	0	2322199,01	0,22	510883,8	8937900
9	0	2322199,01	0,18	417995,8	9355896
10	0	2322199,01	0,15	348329,9	9704226
11	0	2322199,01	0,12	278663,9	9982890

ЧТС_акк - аккумулированная чистая текущая стоимость:

(6.11)

Для построения графика, по которому будем определять внутреннюю норму рентабельности (ВНР) проекта, необходимо рассчитать ЧТС как при другой норме реинвестирования, например при Нр=300%.

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.10.

Таблица 6.10 - Расчет аккумулированной чистой текущей стоимости при Нр=300%

Т, годы	Инвестиции Иi	Приток наличности Пнал, руб	Коэффициент дисконирования Кдi(Нр=300%)	Чистая текущая стоимость ЧТСi,руб	ЧТСакк,руб
0	2046101,1	2322199,01	1	276097,9	276097,9
1	0	2322199,01	0,051652893	119948,3	396046,2
2	0	2322199,01	0,011739294	27260,98	423307,2
3	0	2322199,01	0,002668021	6195,676	429502,9
4	0	2322199,01	0,000606368	1408,107	430911
5	0	2322199,01	0,000137811	320,0246	431231
6	0	2322199,01	3,13207E-05	72,7329	431303,7
7	0	2322199,01	7,11834E-06	16,5302	431320,3
8	0	2322199,01	1,6178E-06	3,756854	431324
9	0	2322199,01	3,67683E-07	0,853833	431324,9
10	0	2322199,01	8,35643E-08	0,194053	431325,1

Так как область значения ставки дисконтирования большая, то проведем также расчет при ставке дисконтирования 100%, 200% и составим график:



Рисунок 6.1 - Определение ВНР

ВНР= 264%

Таблица 6.11 - Результаты расчётов экономической эффективности проекта.

Капитальные вложения на проведение работ по переизоляции трубопровода, тыс. руб.	2046,1
Срок окупаемости проекта, лет.	0,88
ВНР, %	264
Валовая прибыль, тыс. руб.	9982,8

В результате проведения расчета стоимости работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода протяженностью 7000 метров было определено, что полная стоимость проведения данных работ составит 2046101,1 руб. Однако проведение данных работ будет являться целесообразным в связи с коротким сроком окупаемости проекта (0,88 г.)

Глава 7. Технологический расчет

7.1 Гидравлический расчет нефтепровода

Определим полные потери напора в трубопроводе.

Таблица 7.1 - Исходные данные

Qг, млн.т/год	34,181
Длина трассы L, км	196
Разность отметок начала и конца трубопровода AZ=Z2-Z1, м	15
Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине заложения трубопровода нp, см2/сек	0,55
Средняя плотность при данном диапазоне измерения температур с, т/м3	0,835
Средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е, мм	0,2
Потери в местных сопротивлениях hмс, м	0,02hтр
Толщина стенки трубы д, мм	12
Наружный диаметр трубопровода D, мм	1220
Высота грунта над верхней образующей трубы h, м	1

Секундный расход нефти:

, м³/с (7.1)

где N_г =353 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода.

м³/с

Внутренний диаметр трубопровода:

(7.2)

Средняя скорость течения нефти рассчитывается по формуле:

м/с (7.3)

Проверка режима течения:

(7.4)

Re>Re_Kp=2320, режим течения турбулентный. Находим Re_I и Re_II.

; ; ; (7.5)

;

2320 < Re < Re_I - зона гидравлически гладких труб.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется для зоны гидравлически гладких труб по формуле Блазиуса:

(7.6)

Гидравлический уклон находим по формуле:

(7.7)

Потери напора на трение в трубопроводе:

м (7.8)

Потери напора на местные сопротивления:

м (7.9)

Полные потери напора в трубопроводе:

(7.10)

7.2 Определение толщины стенки трубопровода

Расчетную толщину стенки трубопровода, см, следует определять по формуле:

, (7.11)

где n=1,15 - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе;

Р=4,91 МПа - рабочее давление в трубопроводе;

D_н=1,22 м - наружный диаметр трубы;

R₁ - расчетное сопротивление растяжению, определяется по формуле:

, (7.12)

где m₀=0,9 - коэффициент условий работы трубопровода;

k₁=1,4 - коэффициент надежности по материалу;

k_н=1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода;

R₁^н - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления у_вр =550 МПа;

МПа;

мм

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

, (7.13)

где ш₁ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:

, (7.14)

где у_прN - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб, определяется по формуле:

, (7.15)

где б=1,2*10^-5 град - к-т линейного расширения металла трубы;

Е=2,06*10⁵ МПа - переменный параметр упругости (модуль Юнга);

м=0,3 - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

D_н=1220 мм - диаметр трубы.

- расчетный температурный перепад.

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений:

МПа

Так как МПа - отрицательное значение, это означает, что присутствуют сжимающие напряжения.

Коэффициент, учитывающий 2-х осное напряженное состояние металла:

При наличии продольных напряжений расчетную толщину стенки пересчитывают:

мм

С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1мм толщина стенки принимается равной 12 мм.

7.3 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении

Проверку на прочность следует производить из условия:

, (7.16)

где у_прN - продольное осевое напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий:

(7.17)

ш₂ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (у_прN>0) принимаемый равным единице, при сжимающих (у_прN<0)определяемый по формуле:

, (7.18)

где у_кц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

МПа; (7.19)

;

Условие прочности трубопровода при толщине стенки =12 мм выполняется.

Определяем критическое значение толщины стенки, при котором условие прочности трубопровода не будет выполняться.

МПа;

МПа;

;

При уменьшении толщины стенки трубопровода на 20% (=9,6 мм) условие прочности трубопровода не выполняется.

7.4 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия:

, (7.20)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н;

N_кр - продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных участков трубопровода и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта S определяется

по формуле:

; (7.21)

где F - площадь поперечного сечения трубы, м²:

м²; (7.22)

Н.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:

, (7.23)

где Р₀ - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины;

J - крутящий момент, определяется по формуле:

м⁴, (7.24)

q_верт - сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины:

(7.25)

Величина Р₀ определяется по формуле:

, (7.26)

где С_гр=20кПа - коэффициент сцепления грунта;

Р_гр - среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом;

_гр=16° - угол внутреннего трения грунта.

Величина Р_гр вычисляется по формуле:

, (7.27)

где n_гр=0,8 - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта;

г_гр=16,8 кН/м³ - удельный вес грунта;

h₀=1 м - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;

q_тр - расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом:

(7.28)

Нагрузка от собственного веса металла трубы:

; (7.29)

где n_св=0,95 - коэффициент надежности по нагрузкам при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения; г_м - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали г_м=78500 Н/м³.

Н/м

Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:

(7.30)

Или

, (7.31)

где K_ип=K_об=2,30 - коэффициент, учитывающий величину нахлеста для двухслойной изоляции;

q_и=0,635мм, с_ип=1046кг/м³ - соответственно толщина и плотность изоляции;

д_об=0,635мм; с_об=1028кг/м³ - соответственно толщина и плотность оберточных материалов.

Н/м;

Н/м

Принимаем большее значение.

Нагрузка от веса нефти, находящейся в трубе единичной длины:

Н/м; (7.32)

Н/м;

Па;

Па;

Н/м;

Н;

МН;

В случае пластической связи трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении обеспечена.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:

, (7.33)

где к₀=25МН/м³ - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии.

МН;

 МН;

Условие устойчивости прямолинейных участков нефтепродуктопровода обеспечено.

Проверим общую устойчивость криволинейных участков трубопровода, выполненных с упругим изгибом:

; (7.34)

(7.35)

По номограмме определяем коэффициент -

Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие:

МН; (7.36)

;

МН; (7.37)

Условие устойчивости для криволинейных участков выполняется.

7.5 Расчет срока службы различных изоляционных покрытий

Срок службы изоляционных покрытий определяется временем достижения переходного сопротивления значения 10 ³Ом м² , при котором скорость коррозии под покрытием возрастает до величины, находящейся на границе практически допустимой(согласно требованиям ГОСТ Р 51164-98).

Задание:

Определить срок службы изоляционного покрытия. Сравнить время, за которое переходное сопротивление различных изоляционных покрытий достигает предельного по сроку службы значения 10 ³Ом м² .[3]

Исходные данные: =20 Ом м; D=1,22 м.; =250 Ом м²; a=0,105 1/год.

а) Полимерно-битумное покрытие =5,1 10 ⁴Ом м ²(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

б) Полимерное ленточное покрытие =1,210 ⁵Ом м ²(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

в) Покрытия на основе термоусаживающихся материалов =3,1 10 ⁵Ом м ²(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

а - постоянный коэффициент, показатель скорости старения изоляционного покрытия, 1/год; - удельное электросопротивление грунта, Ом м; D - диаметр трубопровода, м; - начальное значение переходного сопротивления, Ом м ²

- конечное значение переходного сопротивления, Ом м ²

Определение срока службы изоляции ведется по формуле

, (7.38)

где Т - время эксплуатации трубопровода, лет.

Решение:

а)

б)

в)

Согласно проведенным исследованиям на практике более реальным является коэффициент а=0,125 1/год. Поэтому для трубопроводов, построенных в период до 1998 года, рекомендуется коэффи...